DETNORSKE

Styrets årsberetning og
årsregnskap 2009

INNHOLD

STYRETS ÅRSBERETNING 2
ÅRSREGNSKAP 12
ERKLÆRING FRA STYRET OG
ADMINISTRERENDE DIREKTØR 69
REVISORS BERETNING 70

^{}[]

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

STYRETS ÅRSBERETNING 2009

Det norske er det nest største selskapet på norsk sokkel i antall operatørskap. Styret har som klart mål å befeste konsernets posisjon som nummer to selskap i Norge. Det medfører at konsernet også vil være operatør for feltutbygginger og produksjon på norsk sokkel. Konsernet søker å oppnå dette ved et omfattende boreprogram med prospekter i nærheten av eksisterende infrastruktur som vil kunne gi rask og kostnadseffektiv produksjon kombinert med leting i mer umodne områder der prospektene er større, men funnsannsynligheten lavere. Styret planlegger at konsernets posisjon hovedsaklig skal utvikles gjennom organisk vekst.

VIRKSOMHET

Konsernets virksomhet er organisert i morselskapet Det norske oljeselskap ASA og datterselskapet Det norske oljeselskap AS (samlet benevnt "Det norske" eller "Konsernet"). Det norske er en ledende leteak tør på norsk kontinentalsokkel. Konsernets virksomhet består i å finne, bygge ut og produsere petroleumsressurser. Konsernet har lisenser i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Konsernets forretningskontor er i Trondheim. Hovedkontorfunksjonene er delt mellom Oslo og Trondheim. Konsernet har også kontorer i Harstad og Stavanger.

HISTORIE

Pertra ASA ("Pertra") ble etablert av Petroleum Geo-Services ASA (PGS) 2. januar 2002. I januar 2005 ble selskapet solgt til Talisman. Ledelsen i Pertra etablerte et nytt oljeselskap 11. februar 2005 og kjøpte samtidig tilbake Pertra navnet, inkludert andeler i fem lisenser fra Talisman. Siden har det vært en betydelig vekst i selskapet.

Det Norske Oljeselskap AS ble stiftet i 1989 som et heleid datterselskap av DNO ASA. I forkant av sammenslåingen mellom Det Norske Oljeselskap ASA og Pertra, endret Det Norske Oljeselskap ASA navn til NOIL Energy ASA, mens Pertra på sin side den 19. november 2007 endret navn til Det norske oljeselskap ASA. I november 2007 vedtok generalforsamlingene i Det norske oljeselskap ASA og NOIL Energy ASA en felles fusjonsplan med Det norske oljeselskap ASA som overtakende selskap.

Det norske oljeselskap ASA fusjonerte 22. desember 2009 med Aker Exploration ASA. Fusjonen skapte et selskap med 67 produksjonslisenser, hvorav 34 operatørskap per 31.12.2009.

VESENTLIGE HENDELSER I LØPET AV ÅRET

Konsernet befestet sin stilling som det nest største oljeselskapet på norsk sokkel i antall operatørskap. I TFO 2009 tildelingen fikk konsernet ti nye lisenser, hvorav seks operatørskap i Nordsjøen. Sju av lisensene er i Nordsjøen, to av lisensene er i Norskehavet, mens en lisens er i Barentshavet.

Det er foretatt en rekke lisensbytter i 2009 som del av en strategi for optimalisering av porteføljen og strategisk posisjonering i utvalgte områder.

Det norske var i 2009 med på boring av tretten letebrønner, samt tre sidesteg, og det ble påvist hydrokarboner i seks letebrønner. Det var Fulla i PL 362/035B, Freke i PL 029B, Grevling i PL 038D, Øst Frigg Delta i PL 442, Ragnarrock Graben i PL 265 og Jetta i PL 027D.

Plan for Utbygging og Drift (PUD) for Frøy (PL 364) prosjektet, vil bli behandlet når finansiering og konkretisering av framdriftsplan har blitt bekreftet til myndighetene. I løpet av 2009 er lisensforpliktelsene oppfylt, og lisensperioden er forlenget med ti år. Flere prosjekter med underleverandører, som skal lede frem til revidert PUD i løpet av 2010 er iverksatt. Det er også i løpet av 2010 planlagt boring i PL 102C (David prospektet) og PL 460 (Storklakken prospektet), begge i nærheten av Frøy.

Arbeidet med å modne Draupne (PL 001B) og Hanz (PL 028B) har hatt god framdrift. En avgrensingsbrønn er planlagt boret på Draupne i mars 2010. Resultatene fra denne vil være viktige for det videre arbeidet i lisensen.

Det ble avholdt fire generalforsamlinger i 2009, hvorav tre ekstraordinære. På den tredje ekstraordinære generalforsamlingen den 19. oktober vedtok Det norske oljeselskap ASA å fusjonere med Aker Exploration ASA. Fusjonen ble gjennomført den 22. desember hvor Aker Exploration ASA var overtakende selskap. Bytteforholdet ble satt til 82/18 hvor aksjonærene i Det norske fikk 1,403328 aksjer i Aker Exploration ASA for hver aksje eid i Det norske oljeselskap ASA. Aksjene i det fusjonerte selskapet ble tatt opp til notering på Oslo Børs den 23. desember og selskapets navn er fortsatt Det norske oljeselskap ASA (DETNOR).

HELSE, MILJØ OG SIKKERHET

Målsettingen i Det norske er at all virksomhet skal gjennomføres uten skader på mennesker eller miljø. Sikkerhet for mennesker, miljø og økonomiske verdier er en integrert del av Det norskes aktiviteter.

Fire egenopererte letebrønner i Nordsjøen og Norskehavet ble avsluttet i 2009. I tillegg boret Det norske tre brønner på vegne av ExxonMobil i Nordsjøen og en brønn for GDFSuez. I et år med rekordhøy aktivitet har

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

konsernet unngått alvorlige hendelser. Konsernet har heller ikke fått pålegg eller varsel om pålegg fra norske myndigheter i 2009.

Det norske er idag ikke operatør for felt i produksjon.

Utslipp til miljøet og kjemikalieforbruk fra boreoperasjonene er rapportert til Klima- og forurensningsdirektoratet (tidligere Statens forurensingstilsyn) i henhold til fastsatte retningslinjer. Alle planlagte utslipp var innenfor gitte tillatelser. Konsernet har hatt noen uforutsette utslipp til sjø. Ingen av disse utslippene vurderes til å ha effekt på miljøet.

Det har vært lagt vekt på å bedre kvaliteten på beredskapen både for å håndtere nåværende og framtidig aktivitet i konsernet. Det norske stiftet sammen med seks andre oljeselskap Operatorenes Forening For Beredskap (OFFB) i juni 2009, og organisasjonen var operativ fra tidlig mars 2010. OFFB er et samarbeid for å få en bedre og mer profesjonell beredskap for håndtering av fare og ulykkessituasjoner. OFFBs oppgave er å administrere og vedlikeholde andrelinjeberedskap på vegne av medlemsbedriftene i forbindelse med leting etter og produksjon av olje og gass. Hovedoppgavene er å respondere på hendelser som rammer eller berører mennesker, miljø eller materiell. Det er operatørselskapene, på vegne av rettighetshaverne, som er ansvarlige for til en hver tid å opprettholde en effektiv beredskap, og OFFB vil være en integrert del av medlemmenes beredskapsorganisasjoner i samsvar med de til enhver tid gjeldende krav i lover og forskrifter.

Det norske er et aktivt medlem i Norsk oljevernforening for operatørselskap (NOFO). Det norske deltar med personell i NOFOs operasjonsgruppe og sitter i styre for NOFO.

MEDARBEIDERNE

Det norske har hatt en vekst i antall ansatte i perioden. Antall ansatte ved årets begynnelse var 127, mens antall ansatte per 31.12.2009 var 176, hvorav 141 i morselskapet. Organisasjonen er bygget opp for å styrke konsernet, og håndtere det høye aktivitetsnivået. Deler av veksten er et resultat av fusjonen med Aker Exploration.

Arbeidsundersøkelsen som ble gjennomført i 2008 viste at folk trives med å jobbe i Det norske. Det norske har gjennomført flere tiltak for å tilrettelegge den enkeltes arbeidsplass og bedre det fysiske arbeidsmiljøet for de ansatte. Konsernet vil gjennomføre en ny arbeidsmiljø- og organisasjonsundersøkelse i 2010.

Det lave sykefraværet er en indikator på at konsernet har lyktes i arbeidet med arbeidsmiljø. Sykefraværet var i 2009 1,5 prosent, en nedgang fra 2,1 prosent i 2008.

PRODUKSJON

Konsernets samlede andel av produksjonen fra Vargfeltet utgjorde 251 895 fat (40 028 Sm3) råolje. Andel av produksjonen for henholdsvis Enoch, Glitne og Jotun var på 45 840 fat (7 284 Sm3), 225 890 fat (35 895 Sm3) og 149 979 fat (23 833 Sm3).

Konsernet hadde i 2009 en gjennomsnittlig produksjon på 1 846 fat per dag.

OLJERESSURSER OG RESERVER

Ved utgangen av 2009 hadde konsernet 29 millioner fat oljeekvivalenter i P50 reserver i felt i produksjon og i felt besluttet utbygd (for full oversikt henvises det til konsernets årlige reserverapport). Det er en liten reduksjon fra 2008 som omtrent tilsvarer produksjonen på 0,67 millioner fat i 2009.

Det norske var i 2009 med på boring av tretten letebrønner, samt tre sidesteg, og det ble påvist hydrokarboner av mulig kommersiell betydning i seks av letebrønnene. Funnene i Fulla prospektet i PL 362/035B, Freke i PL 029B, Grevling i PL 038D, Øst Frigg Delta i PL 442, Ragnarrock Graben i PL 265 og Jetta i PL 027D bidro til økning av betingede ressurser.

Det norske fikk i 20. konsesjonsrunde i Norskehavet og Barentshavet tildelt fem lisenser (inkludert tildelinger til Aker Exploration AS). Det norske leverte en omfattende søknad i TFO 2009 runden, og fikk svært tilfredsstillende tildeling med 11 eierandeler i 10 lisenser.

FORSKNING OG UTVIKLING

FoU og anvendelse av ny teknologi

FoU-aktiviteten i Det norske skal understøtte forretningsvirksomheten og bidra til oppnåelse av langsiktige strategiske mål. Konsesjonsverket for lisenser på norsk sokkel stimulerer til gjennomføring av forsknings- og utviklingsaktivitet. Det norske ønsker i hovedsak å samarbeide om FoU med nasjonale forskningsmiljøer og fagekspertise. Det er et mål for konsernet å etablere FoU-virksomhet i de regioner man planlegger å hente ut naturressurser. Det ble i 2009 iverksatt 42 FoU prosjekter med et samlet budsjett på 50 millioner kroner. Cirka 70 prosent av dette budsjettet ble rettet mot utfordringer knyttet til letevirksomheten.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

Den resterende delen ble benyttet mot utfordringer knyttet til HMS, Boring og Brønn samt Utbygging og Drift.

I løpet av 2009 ble det tatt i bruk ny teknologi for innsamling av borekaks fra topphullseksjonen. Dette skal hindre at utboret masse konsentreres på havbunnen og forurenser havbunnsflora og -fauna.

En studie gjennomført av Det norske har verifisert at det er teknisk forsvarlig og mulighet for store besparelser ved å anvende brukt subsea utstyr. Resultatene vil bli forfulgt videre i forbindelse med konkrete utbyggingsprosjekter.

Som første selskap i verden gjennomførte Det norske i 2009 kutting og fjerning av et brønnhode på 270 meters havdyp, fra et skip. Operasjonen var vellykket og gav betydelige besparelser i forhold til bruk av konvensjonelle metoder med bruk av borerigg.

Oppankring av borerigger er tradisjonelt en kostbar og tidkrevende operasjon. Det norske har i 2009 testet ut forhåndsutlegging av ankere før ankomst av borerigg, i kombinasjon med bruk av fibertau i ankerkjeden. Operasjonen var vellykket og gav besparelser i størrelsesorden 10-15 millioner kroner.

LIKESTILLING

Styret og ledelsen jobber systematisk for et likestilt arbeidsmiljø. I desember 2009 var andelen kvinner 25,5 prosent av arbeidsstyrken og 7,5 prosent av de ansatte på Det norskes kontorer var av utenlandsk opprinnelse.

Det norske har et lønnssystem som påser at menn og kvinner med samme stilling, samme erfaring, og samme resultater, skal være på samme lønnsnivå. Forskjeller i ulike stillingstyper, og antall år yrkeserfaring, påvirker det generelle lønnsnivået for den enkelte i konsernet.

Konsernet arbeider med målrettet rekruttering for å øke antallet kvinner i mannsdominerte stillinger og fagområder. Konsernet vil i 2010 arbeide for å få en mer systematisk rapportering og oppfølging av arbeidet med å gi alle like muligheter uavhengig av kjønn, etnisk opphav eller funksjonshemming.

EIERFORHOLD

Aker (Aker ASA og Aker Capital AS) er nye aksjonærer i selskapet og er ved utgangen av 2009 selskapets største aksjonærer med 40,4 prosent av aksjene. Ved årsskiftet var det totalt 4 094 aksjonærer i Det norske. Aksjene eies av både norske og internasjonale investorer, medlemmer av ledelsen og styre, samt ansatte.

EIERSTYRING OG SELSKAPSLEDELSE

Det norske oljeselskap ASA er et allmennaksjeselskap organisert i henhold til norsk lov. Selskapet har en styringsstruktur basert på norsk selskapsrett. Det norske har som målsetting å opprettholde en god standard for eierstyring og selskapsledelse, og selskapet følger den norske anbefalingen for eierstyring og selskapsledelse fra oktober 2009. Avvik fra anbefalingen er beskrevet under.

Det norske er i sterk vekst. Flere ansatte og økt aktivitet stiller større krav til systemer. Etiske retningslinjer er utarbeidet, og selskapet arbeider aktivt med å videreutvikle styrende dokumenter. Ledelsen skal gå foran i etiske spørsmål for å sikre tillit til selskapet både internt i organisasjonen, mot myndigheter og det offentlige. Ansatte oppfordres til å delta i åpen dialog om etiske dilemma, og det skal være god takhøyde for dem som varsler om forhold som kan være i strid med selskapets etiske retningslinjer.

Vår virksomhet

Det norskes virksomhet består i å finne, bygge ut og produsere petroleumsressurser. Selskapet ble kvalifisert som operatør på norsk sokkel i 2005. Selskapet deltar aktivt i lisensrunder for å sikre seg nytt leteareal. Utbygging og drift vil utføres i tett samarbeid med leverandører.

Det norskes virksomhet er definert i selskapets vedtekter. Ytterligere informasjon om våre vedtekter, lisenser og virksomhet er tilgjengelig på selskapets hjemmeside www.detnor.no.

Selskapskapital og utbytte

Det norske har en sterk balanse. Ved utgangen av 2009 hadde selskapet en egenkapitalandel på 50 prosent, kombinert med en betydelig kontantbeholdning og lav andel rentebærende gjeld. Det norske har et stort leteprogram de neste årene. Fremtidige utbygginger vil også kreve betydelige investeringer. Utbetaling av utbytte til aksjonærene vil derfor ikke bli prioritert. Selskapet ønsker heller å skape verdier for sine aksjonærer gjennom å få fram de underliggende verdiene i leteporteføljen, samt å modne eksisterende funn frem mot utbygging og produksjon. Dette bør over tid gjenspeiles i en positiv utvikling i aksjeprisen.

Selskapet hadde ved utgangen av 2009 ingen fullmakt til kapitalforhøyelse.

Likebehandling av aksjonærene og transaksjoner med nærstående

Selskapets klare prinsipp er at alle aksjonærer skal likebehandles. Ledelsen og styret vil utvise akt somhet i forbindelse med eventuelle transaksjoner med nærstående parter.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

Selskapet har én aksjeklasse hvor alle aksjer har samme rettigheter. Selskapets ansatte er forhindret fra å drive økonomisk virksomhet som kan være av konkurrerende art med Det norske. Selskapets etiske regelverk gir klare føringer for hvordan ansatte og representanter i selskapets organer skal opptre i situasjoner der det er fare for interessekonflikter og inhabilitet.

Fri omsettelighet

Aksjene i Det norske er fritt omsettelige og det er ikke vedtektsfestet noen form for omsetningsbegrensninger.

Generalforsamling

Generalforsamlingen er selskapets høyeste myndighet. Det norskes vedtekter og den norske allmennaksjeloven regulerer generalforsamlingens rolle og mandat. Generalforsamlingen avholdes før slutten av juni hvert år, og normalt før utgangen av april. Møteinnkalling med agenda for generalforsamlingen sendes ut til aksjeeierne som er registrert i verdipapirsentralen (VPS), og gjøres tilgjengelig på selskapets hjemmeside senest 21 dager før møtet finner sted. Årsrapporten gjøres tilgjengelig på selskapets hjemmeside senest en uke før møtet finner sted. Det norske oppfordrer aksjonærene til å benytte sine rettigheter til å sende inn forslag og stemme.

De som ikke kan delta på forsamlingen, oppfordres til å stemme ved bruk av fullmakt. Frist for påmelding settes så nær møtetidspunktet som mulig, og normalt til dagen før. Møtereferat legges ut på selskapets hjemmeside, www.detnor.no.

Styret kan til enhver tid innkalle til ekstraordinær generalforsamling. Dersom en aksjeeier med minst fem prosent av selskapets aksjekapital ber om en ekstraordinær generalforsamling for å fremme en sak, plikter Det norskes styre å holde møtet innen en måned fra henvendelsen mottas. Styreleder, administrerende direktør, revisor og representant for valgkomiteen deltar på generalforsamlingen. Det norskes generalforsamlinger ledes normalt av styrets leder. I 2009 ble det avholdt tre ekstraordinære generalforsamlinger; 2. februar, 24. juni og 19. oktober.

Valgkomité

Selskapet har en vedtektsfestet valgkomité på tre medlemmer som velges på selskapets ordinære generalforsamling. Valgkomiteen søkes sammensatt slik at hensynet til aksjonærfellesskapets interesser blir ivaretatt. Valgkomiteen har ansvaret for å foreslå kandidater og godtgjørelse til styret. Valgkomiteens innstilling skal begrunnes. Valgkomiteens medlemmer velges for to år om gangen. Informasjon om valgkomiteens arbeid gjøres tilgjengelig på selskapets hjemmeside. Ved utgangen av 2009 besto komiteen av Finn Haugan (leder), Øyvind Eriksen og Helge Eide. De to sistnevnte har tilknytning til henholdsvis Aker ASA og DNO International ASA.

Styrets sammensetning og uavhengighet

Selskapets styre består av syv medlemmer, inkludert styreleder og to representanter valgt av de ansatte. To av styremedlemmene er tilknyttet selskapets største aksjonærer, Aker Capital/Aker ASA, og et av medlemmene har knytninger til nest største aksjonær, DNO International ASA.

Styrets arbeid

Styret har myndighet og ansvar for å overvåke selskapets forretningsdrift og ledelse. Styret har som mål å forbedre og bevare aksjonærenes langsiktige verdier, og sikre at Det norske overholder sine løpende forpliktelser. Mens administrerende direktør er ansvarlig for virksomhetens daglige ledelse, erkjenner styret sitt ansvar som forvalter av selskapet. Styrets ansvar innebærer blant annet:

A. Å vedta strategiske planer og å følge disse opp ved hjelp av regelmessig rapportering og ettersyn.
B. Å kartlegge vesentlig risiko for Det norskes virksomhet og sikre at disse blir håndtert ved å etablere egnede systemer for å forvalte slik risiko.
C. Å sikre aksjonærenes tilgang til korrekt informasjon om finansielle forhold og vesentlige forretningsmessige hendelser til rett tid, og i henhold til relevant lovgivning.
D. Å sikre etablering og etterlevelse av systemer for intern kontroll og styring.

Styrets medlemmer bidrar med vesentlig erfaring, kunnskap og kapasitet til fordel for selskapet. Gjennom regelmessige møter med ledelsen holdes styret godt informert om virksomhetens utvikling og resultater. Styret og ledelsen har kontinuerlig diskusjoner om strategi og veivalg. Rolledelingen mellom styret og ledelsen er klart definert gjennom styreinstruks og instruks for administrerende direktør som spesifiserer ansvarsområde og administrative rutiner. Styret tar sikte på å evaluere sitt arbeid årlig.

Generalforsamlingen velger styreleder. Det norskes styre velger selv nestleder. Styremedlemmer velges for en periode på inntil to år av gangen etter innstilling fra valgkomiteen. I tråd med anbefalingen etablerte Det norske et revisjonsutvalg i løpet av 2008. Det består i dag av Hege Sjo (leder), Kaare Gisvold og Maria Moræus Hanssen. Utvalget holdt i 2009 fem møter. I tillegg til saksforberedende arbeid knyttet til kvartalsregnskap og årsregnskap behandlet utvalget blant annet selskapets rapporteringspolitikk.

Risikostyring og intern kontroll

Det norske gjennomfører beredskapsøvelser i forkant av egenopererte boreoperasjoner. Disse øvelsene inkluderer alle relevante deler av selskapet, også ledelsen.

Det har i 2009 blitt arbeidet med utvikling av et nytt system for å identifisere risikoen for større ulykker i selskapets operasjoner. Dette arbeidet har karakter av nybrottsarbeid og systemet vil bli videreutviklet gjennom 2010.

Det norske har vært en pådriver i opprettelsen av et nytt felles beredskapssenter for aktivitet på norsk sokkel. Senteret ble åpnet i Stavanger 1. mars 2010. For de mindre aktørene på norsk sokkel er det ressurskrevende å utvikle og vedlikeholde en egen beredskapsorganisasjon. Senteret vil sikre at kunnskap og erfaring fra flere selskaper blir samlet og brukt, for i samarbeid å videreutvikle planverk, organisering og kompetanse.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

Det norskes interne rutiner danner et godt grunnlag for grundig kontroll- og rapportering av selskapets virksomhet. Intern kontroll og risikostyring bidrar til oversiktlig og kvalitetssikret rapportering til fordel for selskapet og aksjonærenes langsiktige interesser.

Godtgjørelse til styret

Styrets medlemmer mottar et årlig fast honorar. Styremedlemmer deltar ikke i selskapets bonusprogram. Styret må godkjenne ethvert styremedlems konsulentoppdrag for selskapet og belønning for slike oppdrag. Det norskes årsregnskap redegjør for styremedlemmenes eierandeler og godtgjørelser (se note 9 til årsregnskapet).

Godtgjørelse til administrerende direktør og ledende ansatte

Selskapets avlønningspolitikk er utformet for å sikre at ledelse og ansatte har sammenfallende interesser med selskapets aksjonærer. Lønnsnivået i Det norske skal være konkurransedyktig og på nivå med andre oljeselskaper. Selskapet deltar i undersøkelser for å sammenligne lønnsnivået blant små og mellomstore oljeselskaper på norsk sokkel.

Det norske har etablert en bonusordning for alle ansatte. Programmet innebærer at de ansatte kan få opptil 40 prosent av grunnlønn i bonus og etter skatt beløpet av dette må anvendes til å kjøpe aksjer i selskapet. Bonus for 2009 er fastsatt til 15 prosent.

Styret fastsetter administrerende direktørs godtgjørelse, og andre ansettelsesbetingelser, i møte. Årsregnskapet gjør rede for styrets og den daglige ledelsens godtgjørelse, inkludert lønn og pensjonskostnader (se note 9 til årsregnskapet).

Informasjon og kommunikasjon

Det norske vektlegger prinsippet om likebehandling av aktører i verdipapirmarkedene. Dette innebærer at aktørene skal motta rett og lik informasjon av betydning for aksjekursen samtidig. Det norske distribuerer finans- og selskapsinformasjon av betydning for aksjekursen gjennom Oslo Børs' meldingssystem og hjemmeside www.detnor.no.

Selskapet holder åpne presentasjoner i forbindelse med kvartalsavslutning for investorer, analytikere og media. Kvartalspresentasjonene overføres via webcast for investorer som ikke har anledning eller ønske om å være til stede på presentasjonene.

Kommunikasjon mot investormarkedet er høyt prioritert hos ledelsen i selskapet. Selskapet har som mål å sørge for at markedet til enhver tid har nok og relevant informasjon slik at aksjeprisen reflekterer de underliggende verdiene i selskapet. Det arrangeres individuelle møter både for større investorer og analytikere med ledelsen i selskapet.

Selskapet gir i liten grad estimater om fremtidige resultater. Det har imidlertid de siste to årene gitt estimater om forventede leteutgifter for de neste to årene. I tillegg gir det estimater for mulige ressurser i funn der det er planlagt boring av letebrønner.

Selskapet har prosedyrer som skal sikre at insideinformasjon ikke lekker ut. Eksempelvis blir alle ansatte og ansatte hos kontraktører som arbeider for Det norske i brønnoperasjoner satt på innsideliste før det bores inn i det man venter kan være reservoarsoner.

Selskapsovertakelse

Selskapets mål er å skape verdier for aksjonærene. Eventuelle invitasjoner til å delta i strukturendringer vil bli vurdert utifra dette målet.

Styret gjør sitt ytterste for å sikre at fullstendig informasjon gjøres tilgjengelig i alle situasjoner som berører aksjonærenes interesser. Styret vil ikke, uten særlige grunner, søke å forhindre eller vanskeliggjøre at noen fremsetter tilbud på selskapets virksomhet eller aksjer. Om et overtakelsestilbud skulle foreligge, vil styret avgi en uttalelse med vurdering av budet og en anbefaling om aksjeeierne bør akseptere budet eller ikke.

Revisor

Generalforsamlingen velger revisor og godkjenner revisors godtgjørelse. Styret avholder møte med revisor minst én gang i året uten at representanter fra ledelsen er til stede for å gjennomgå prosedyrer for internkontroll, avdekke eventuelle svakheter og diskutere forslag til forbedringer. Revisor deltar på de fleste møtene med revisjonsutvalget og på styremøter som behandler årsregnskapet. Revisors uavhengighet til selskapet vurderes årlig. Selskapet mottar begrensede rådgivningstjenester fra revisjonsselskapet. Større rådgivningsoppdrag innen skatt innhentes fra et annet revisjonsselskap.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

REGNSKAP 2009

Tall i parentes gjelder 2008. Sammenligningstallene for 2008 er identiske for morselskapet og konsernet.

Regnskapet er avlagt i tråd med reglene i Regnskapsloven og i samsvar med internasjonale regnskapsstandarder (IFRS) som er vedtatt av EU.

Resultatregnskapet for morselskapet og konsernet inkluderer årets siste ni dager med Aker Exploration ASA, altså fra fusjonstidspunktet og til og med 31. desember 2009.

Styret har ikke kjennskap til noen vesenlige forhold som påvirker vurderingen av konsernets stilling per 31.12.2009, eller resultat for 2009, utover det som fremgår i årsberetningen og av regnskapet forøvrig.

RESULTAT

De samlede driftsinntekter for konsernet og morselskapet var 265,0 (635,1) millioner kroner. Inntektene i 2008 inneholdt gevinst fra salget av lisensandelene Yme (PL 316) og Goliat (PL 229).

Samlet salg fra de fire produserende feltene Varg, Enoch, Glitne og Jotun ga en snittpris på 59,7 (80,2) USD per fat. Petroleumssinntekter for konsernet og morselskap var 255,1 (326,8) millioner kroner. Utforskningskostnadene var 1 208,7 (544,5) millioner kroner i konsernet og 1 208,3 millioner kroner i morselskapet. Kostnadene var relatert til boring, seismikk og generell utforskning. Resultatet er negativt påvirket av netto nedskrivninger av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler på 213,3 millioner kroner som følge av fallende oljepris og revurdering av reserver og ressurser. Driftsresultatet var -1 435,5 (-572,0) millioner kroner i konsernet og -1 435,0 millioner kroner i morselskapet. Endringen skyldes høy leteaktivitet og dermed høyere utforskningskostnader.

Ordinært resultat før skatt var -1 399,9 (-416,1) millioner kroner for konsernet og -1 388,7 millioner kroner for morselskapet. Skatteinntekt på ordinært resultat utgjorde 879,2 (641,6) millioner kroner i konsernet og 875,8 millioner kroner i morselskapet. I tillegg til den alminnelige skattesatsen på 28 prosent, beregnes en særskatt på 50 prosent. Beskrivelse av skatteregler og beregning av skatt fremgår av note 1.23, og note 12 til årsregnskapet.

Årsresultatet var -520,7 (225,5) millioner kroner i konsernet og -512,9 millioner kroner i morselskapet.

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING (BALANSE) OG LIKVIDITET

Ved utgangen av 2009 hadde konsernet en egenkapital på 3 850,5 (3 691,2) millioner kroner, mens morselskapets egenkapital var 3 858,3. Egenkapitalandelen var 49,9 (70,7) prosent i konsernet og 55,3 prosent i morselskapet.

Beholdning av betalingsmidler var 1 574,3 (1 468,3) millioner kroner per 31.12. i konsernet og 1 198,1 millioner kroner i morselskapet. Konsernet har ved årsskiftet trekkfasiliteter med en gruppe banker med en ramme på totalt 1 500 millioner kroner og 300 millioner USD. Tilsvarende tall for morselskapet var 1 500 millioner kroner. Det var foretatt trekk per 31.12.09 på 1 150,8 millioner i konsernet og 600 millioner kroner i morselskapet. Ubenyttet trekkramme ved årsslutt var 740,9 (203,3) millioner kroner i konsernet og 683,6 millioner kroner i morselskapet. Den effektive rammen for trekk er en funksjon av konsernets bokførte skattefordring.

Forventet utbetalt skatterefusjon som følge av leteaktivitet utgjorde ved utgangen av året 2 060,1 (206,8) millioner kroner i konsernet og 1 400,2 millioner kroner for morselskapet. Refusjonen er forventet utbetalt i desember 2010.

Pålydende rentebærende gjeld i konsernet var 1 608,3 (0) millioner kroner ved utgangen av året. Tilsvarende tall i morselskapet var 1 057,5 millioner kroner. Kortsiktig gjeld utgjorde 2 026,6 (423,7) millioner kroner i konsernet, og 1 312,0 millioner kroner i morselskapet.

Fjernings- og nedstengningsforpliktelser i konsernet og morselskapet er ved utgangen av året avsatt med NOK 224,5 (134,6) millioner kroner for felt i produksjon.

Balanseført goodwill i konsernet utgjør per 31.12. 697,9 (864,3) millioner kroner. Tilsvarende tall i morselskapet er 625,7 millioner kroner. Goodwill er i hovedsak knyttet til oppkjøpet av NOIL Energy ASA. Goodwill testes årlig for nedskrivning eller oftere hvis hendelser eller endringer i andre forhold indikerer at det har vært et vesentlig verdifall. Slike indikatorer kan eksempelvis være endringer i konsernets planer, endring i oljepris, endring i reserver og/eller ressurser eller endringer i kostnadsnivå. Det vises til note 16 i regnskapet for ytterligere opplysninger knyttet til årets nedskrivning av goodwill.

KONTANTSTRØM

Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter ble for 2009 NOK -191,8 (228,9) millioner kroner i konsernet og -121,2 millioner kroner i morselskapet. Av dette utgjorde periodens mottatte skattefordring 199,7 (610,9) millioner kroner for morselskapet og konsernet. Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter utgjorde -744,1 (782,9) millioner kroner i konsernet og morselskapet. Dette er i hovedsak tilknyttet utbetalinger ved

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

investering i immaterielle eiendeler på – 682,1 (-144,3) millioner kroner og utbetaling ved investering i varige driftsmidler på -62,3 (487,0) millioner kroner i konsernet og morselskapet. Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde 594,0 (-128,6) millioner kroner for konsernet og morselskapet og relaterer seg til henholdsvis opptak og nedbetaling av lån.

Konsernet har til sammen en kontantbeholdning, og skatterefusjonsfordring på i overkant av 2,1 milliarder kroner ved årets slutt. De likvide midler og trekkfasilitetens ubenyttede ramme er forventet å være tilstrekkelig til å finansiere konsernets leteaktivitet flere år fremover basert på dagens planer.

FINANSIELL RISIKO

Konsernets finansielle risikostyring skal sikre at risiko av betydning for konsernets mål blir identifisert, analysert og håndtert på en systematisk og kostnadseffektiv måte.

Det norske er eksponert for markedsrisiko for oljepris, valutakurser og renter. Risikoeksponeringen følges kontinuerlig, og behovet for bruk av finansielle instrumenter vurderes løpende for eventuell avdekking av markedsrisiko. Konsernets inntekter består hovedsaklig av inntekter fra salg av petroleum, og konsernet er derfor eksponert for risiko relatert til endringer i oljepris og valutakurs. Utvikling i valutakurser innebærer både direkte og indirekte en økonomisk risiko for konsernet. Konsernets petroleumsinntekter er i amerikanske dollar (USD), mens utgiftene er i hovedsak fordelt mellom norske kroner og USD.

Oljeproduksjonen er begrenset i forhold til konsernets aktivitetsnivå. Siden konsernet ikke har ekstern finansiering knyttet opp mot produksjonsinntekter, har konsernet valgt ikke å være sikret mot markedsrisikoen for oljepris. Konsernet vil imidlertid løpende vurdere om det er behov for å sikre deler av oljeprisen, i forbindelse med utbyggingsprosjekter hvor selskapet vil være avhengig av gjeldsfinansiering.

Konsernet har en netto eksponering mot USD, og det er derfor et behov for å kjøpe USD i markedet. Det er inngått strukturerte terminkontrakter i USD som konsernet har som mål å avslutte før forfall.

Konsernet er utsatt for renterisiko på låneopptak samt ved plassering av likvide midler. De likvide midler plasseres slik at renterisiko er relativt begrenset. Den gjennomsnittlige rentefølsomheten for konsernets likvide midler skal i følge konsernets retningslinjer ikke overstige ett år.

De plasserte likvide midlers kredittrisiko vurderes som lav. Risiko for at finansielle motparter ikke har økonomisk evne til å oppfylle sine forpliktelser anses som liten. Likvide midler plasseres hovedsaklig i bankinnskudd som representerer gjennomgående lav kredittrisiko. I forvaltningen av konsernets likvide midler prioriteres lav likviditetsrisiko. Konsernets styre har valgt en konservativ plasseringsprofil både hva angår kreditt- og likviditetsrisiko på likvide midler.

FORTSATT DRIFT

I samsvar med regnskapsloven § 3-3a bekreftes det at forutsetningene for fortsatt drift er til stede, og at dette er lagt til grunn ved utarbeidelsen av årsregnskapet. Den finansielle soliditet og konsernets likviditet vurderes som god. Den planlagte veksten i årene framover som vil kunne medføre betydelige investeringer i utbyggingsprosjekter vil imidlertid skape et fremtidig finansieringsbehov. På denne bakgrunn vil konsernet på sikt vurdere alternative finansieringskilder for konsernets videre vekst inn i produksjonsfasen.

Styret er av den oppfatning at årsregnskapet gir et rettvisende bilde av konsernets eiendeler og gjeld, finansielle stilling og resultat.

HENDELSER ETTER ÅRSAVSLUTNING

Det norske ble tildelt totalt 11 andeler i 10 lisenser i TFO runden for 2009. Etter TFO tildelingen, tilbakelevering av noen lisenser samt bytte av lisenser rundt årsskiftet, har Det norske per 23. mars 2010 77 lisenser hvorav 37 operatørskap.

Boringen på Frusalen (PL 476) er gjennomført uten at det ble påvist hydrokarboner. Det norskes eierandel er 40 prosent.

Boringen av letebrønnen i PL 460, på prospektet Storklakken er påbegynt, men ble suspendert grunnet operasjonelle problemer med Aker Barents. Ved mobilisering gikk riggen til Balder Trias i PL 028S. Planen er å gå tilbake til Storklakken etter endt brønnoperasjon.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

UTSIKTER

Styret mener at Det norskes posisjon er sterk som følge av et høyt antall lisenser, operatørskap og omfattende boreaktivitet.

Konsernets gode soliditet og likviditet gir styret og ledelsen tilstrekkelig tid og arbeidsrom til å gjennomføre strategien til Det norske. Det er et strategisk mål å produsere 50 000 fat per dag innen ti år og 15-20 000 fat per dag innen fem år. Forutsatt utbygging av Frøy og senere Draupne/Hanz vil konsernet være på god vei til å nå den første delen av denne målsetningen. Med en sterk industriell eier vil det fusjonerte selskapet ha mulighet til å delta i hele verdikjeden, men med fokus på leting og organisk vekst gjennom utbygging og produksjon.

2010 blir et spennende og aktivt år. Styret har planlagt et ambisiøst leteprogram med deltakelse i omlag ti letebrønner, hvorav seks som operatør. I tillegg er et betydelig antall letebrønner planlagt i 2011. Gjennom disposisjon av over 1 000 riggdøgn er konsernet i stand til å utnytte muligheter og sikre kapasitet til å gjennomføre planene.

Oljeproduksjon fra feltene Varg, Enoch, Jotun og Glitne er estimert til å bli cirka 2 200 fat per dag i gjennomsnitt i 2010.

Det norske arbeider kontinuerlig med porteføljeoptimalisering i form av lisenstransaksjoner for å skape størst mulige verdier og spre risiko for konsernet.

Det vil kunne oppstå store svingninger i konsernets resultater som følge av oljeprissvingninger, produsert volum, utbyggingskostnader og leteaktivitet. Konsernets resultater kan påvirkes av tilgang på kapital og evne til utbygging av funn.

DISPONERING AV ÅRETS RESULTAT

Morselskapet har en fri egenkapital på 1 920,7 millioner kroner per 31.12.2009.

Styret foreslår at årsresultatet i morselskapet disponeres ved at – 512,9 millioner kroner dekkes av annen egenkapital.

Det norske oljeselskap ASA - Årsberetning 2009

Styret for Det norske oljeselskap ASA

Oslo, 23. mars 2010

RESULTATREGNSKAP

1. januar - 31. desember (NOK 1000)	Note	Konsern 2009	Morselskap
			2009	2008
Petroleumsinntekter		255 135	255 135	326 756
Andre driftsinntekter		9 882	9 882	308 314
Driftsinntekter		265 017	265 017	635 070
Utforskningskostnader	6	1 208 728	1 208 316	544 529
Beholdningsendring	7	4 124	4 124	-3 037
Produksjonskostnader	8	140 275	140 275	125 657
Lønn og lønnsrelaterte kostnader	9	11 827	11 827	12 634
Avskrivninger	15	53 469	53 414	111 357
Nedskrivninger	15,16	213 304	213 304	400 376
Andre driftskostnader	10	68 794	68 794	15 569
Driftskostnader		1 700 520	1 700 053	1 207 084
Driftsresultat		-1 435 503	-1 435 036	-572 014
Renteinntekter		49 589	50 070	144 698
Annen finansinntekt		57 618	57 410	82 214
Rentekostnader		22 544	22 544	44 935
Annen finanskostnad		49 014	38 616	26 109
Netto finansposter	11	35 648	46 321	155 869
Ordinært resultat før skattekostnad		-1 399 855	-1 388 716	-416 145
Skattekostnad (+)/skatteinntekt(-) på ordinært resultat	12	-879 159	-875 825	-641 640
Årets resultat		-520 696	-512 890	225 494
Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden		91 604 262	91 604 262	64 925 020
Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden utvannet		91 604 262	91 604 262	64 925 020
Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt)	13	(5,68)	(5,60)	3,47
Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt) - utvannet	13	(5,68)	(5,60)	3,47

Konsernet ble etablert 22. desember 2009. Aker Exploration er inkludert i resultatregnskapet fra og med denne datoen. Sammenligningstallene for konsernet for 2008 er identisk med morselskapets sammenligningstall.

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING

| (Alle tall i NOK 1000) | Note | Konsern
31.12.2009 | Morselskap | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| | | | 31.12.2009 | 31.12.2008 *) |
| EIENDELER | | | | |
| Immaterielle eiendeler | | | | |
| Goodwill | 15,16 | 697 938 | 625 713 | 864 339 |
| Aktiverte leteutgifter | 15,16 | 893 467 | 846 934 | 251 544 |
| Andre immaterielle eiendeler | 15,16 | 1 320 484 | 1 031 761 | 1 264 624 |
| Varige driftsmidler | | | | |
| Varige driftsmidler | 15,16 | 447 553 | 445 521 | 298 054 |
| Finansielle anleggsmidler | | | | |
| Aksjer i datterselskap | 4 | | 431 361 | |
| Andre finanzielle anleggsmidler | 30 | 17 965 | 17 965 | 48 447 |
| Forskuddsbetalinger | 14 | 240 442 | | |
| Konserninterne fordringer | 29 | | 662 365 | |
| Sum anleggsmidler | | 3 617 849 | 4 061 620 | 2 727 010 |
| Varer | | | | |
| Varelager | 7 | 14 655 | 14 655 | 14 727 |
| Fordringer | | | | |
| Kundefordringer | 17 | 30 414 | 30 414 | 583 463 |
| Andre kortsiktige fordringer | 18 | 393 669 | 229 573 | 200 447 |
| Markedsbaserte finanzielle plasseringer | 30 | 21 995 | 21 995 | 17 400 |
| Beregnet skatt til utbetaling | 12 | 2 060 124 | 1 400 161 | 206 774 |
| Konserninterne fordringer | 29 | | 26 525 | |
| Betalingsmidler | | | | |
| Betalingsmidler | 19 | 1 574 287 | 1 198 128 | 1 468 287 |
| Sum omløpsmidler | | 4 095 144 | 2 921 451 | 2 491 098 |
| SUM EIENDELER | | 7 712 992 | 6 983 071 | 5 218 108 |

1) Korrigert i forhold til årsregnskap som vist i note 12.
Sammenligningstallene for konsernet for 2008 er identisk med morselskapets sammenligningstall.

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING

| (Alle tall i NOK 1000) | Note | Konsern
31.12.2009 | Morselskap | |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| | | | 31.12.2009 | 31.12.2008 *) |
| EGENKAPITAL OG GJELD | | | | |
| Innskutt egenkapital | | | | |
| Aksjekapital | 20 | 111 111 | 111 111 | 12 985 |
| Overkursfond | 20 | 1 167 312 | 1 167 312 | 3 519 597 |
| Annen innskutt egenkapital | 20 | 33 463 | 33 463 | |
| Sum innskutt egenkapital | 20 | 1 311 886 | 1 311 886 | 3 532 582 |
| Opptjent egenkapital | | | | |
| Annen egenkapital | | 2 538 638 | 2 546 442 | 158 637 |
| Sum egenkapital | | 3 850 524 | 3 858 328 | 3 691 219 |
| Avsetning for forpliktelser | | | | |
| Pensionsforpliktelser | 21 | 19 914 | 19 914 | 16 164 |
| Utsatt skatt | 12 | 1 173 477 | 1 172 186 | 907 293 |
| Avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 22 | 224 472 | 224 472 | 134 612 |
| Utsatt inntekt og andre avsetninger for forpliktelser | 25 | 5 588 | 5 588 | 45 132 |
| Sum avsetning for forpliktelser | | 1 423 451 | 1 422 160 | 1 103 201 |
| Langsiktig gjeld | | | | |
| Derivater | 23 | 21 805 | | |
| Obligasjonslån | 24 | 390 600 | 390 600 | |
| Sum langsiktig gjeld | | 412 405 | 390 600 | |
| Kortsiktig gjeld | | | | |
| Kortsiktig lån | 26 | 1 090 258 | 600 000 | |
| Leverandørgjeld | 30 | 261 940 | 104 808 | 94 287 |
| Offentlige trekk og avgifter | | 22 618 | 14 100 | 12 160 |
| Utsatt inntekt | 25 | 53 001 | 53 001 | |
| Annen kortsiktig gjeld | 27 | 598 795 | 511 155 | 317 241 |
| Konsernintern leverandørgjeld | 29 | | 28 918 | |
| Sum kortsiktig gjeld | | 2 026 613 | 1 311 983 | 423 688 |
| Sum gjeld og avsetning for forpliktelser | | 3 862 468 | 3 124 743 | 1 526 889 |
| SUM EGENKAPITAL OG GJELD | | 7 712 992 | 6 983 071 | 5 218 108 |

1) Korrigert i forhold til årsregnskap som vist i note 12.
Sammenligningstallene for konsernet for 2008 er identisk med morselskapets sammenligningstall.

Styret i Det norske oljeselskap ASA

Oslo, 23. mars 2010

OPPSTILLING AV ENDRINGER I EGENKAPITALEN - KONSERN

(Alle tall i NOK 1000)	Note	Aksjekapital	Overkurs-fond	Annen innskutt egenkapital	Minoritets-interesse	Annen egenkapital	Sum egenkapital
Egenkapital pr. 31.12.2007		12 985	3 519 597		30 725		3 563 307
Tvangsinnløsning minoritetsaksjonærer					-30 704		-30 704
Totalresultat					-21	225 516	225 494
Egenkapital pr. 31.12.2008 i årsregnskap		12 985	3 519 597			225 516	3 758 098
Korrigering av tidligere års feil	12					-66 879	-66 879
Korrigert egenkapital pr. 31.12.2008		12 985	3 519 597			158 637	3 691 219
Nedsettelse av overkursfond			-3 519 597			3 519 597
Sletting aksjekapital		-12 985					-12 985
Egenkapital-/verdi overtakende selskap		20 000	1 167 312	33 463		-618 901	601 874
Kapitalutvidelse 22.12.2009		91 111					91 111
Totalresultat						-520 696	-520 696
Egenkapital pr 31.12.2009		111 111	1 167 312	33 463		2 538 638	3 850 524

OPPSTILLING AV ENDRINGER I EGENKAPITALEN - MORSELSKAP

(Alle tall i NOK 1000)	Note	Aksjekapital	Overkurs-fond	Annen innskutt egenkapital	Minoritets-interesse	Annen egenkapital	Sum egenkapital
Egenkapital pr. 31.12.2007		12 985	3 519 597		30 725		3 563 307
Tvangsinnløsning minoritetsaksjonærer					-30 704		-30 704
Totalresultat					-21	225 516	225 494
Egenkapital pr. 31.12.2008 i årsregnskap		12 985	3 519 597			225 516	3 758 098
Korrigering av tidligere års feil	12					-66 879	-66 879
Korrigert egenkapital pr. 31.12.2008		12 985	3 519 597			158 637	3 691 219
Nedsettelse av overkursfond			-3 519 597			3 519 597
Sletting aksjekapital		-12 985					-12 985
Egenkapital-/verdi overtakende selskap		20 000	1 167 312	33 463		-618 901	601 874
Kapitalutvidelse 22.12.2009		91 111					91 111
Totalresultat						-512 890	-512 890
Egenkapital pr 31.12.2009		111 111	1 167 312	33 463		2 546 442	3 858 328

OPPSTILLING AV TOTALRESULTAT

01. januar - 31. desember (NOK 1000)	Konsern	Morselskap
	2009	2009	2008
Årets resultat	-520 696	-512 890	225 494
Totalresultat	-520 696	-512 890	225 494
Totalresultat fordeler seg som følger:
Majoritetsinteresse	-520 696	-512 890	225 515
Minoritetsinteresse			-21
Sum	-520 696	-512 890	225 494

KONTANTSTRØMSANALYSE

| 1. januar - 31. desember (NOK 1000) | Konsern
2009 | Morselskap | |
| --- | --- | --- | --- |
| | | 2009 | 2008 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | | | |
| Resultat før skattekostnad | -1 399 855 | -1 388 716 | -416 145 |
| Betalte skatter i perioden | | | -1 841 |
| Periodens mottatte skattefordring | 199 710 | 199 710 | 610 858 |
| Avskrivninger | 53 469 | 53 414 | 111 357 |
| Nedskrivninger | 213 304 | 213 304 | 400 376 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 23 689 | 23 689 | 124 887 |
| Endring i fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 10 514 | 10 514 | 7 665 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | 688 820 | 563 564 | -485 876 |
| Endringer i netto arbeidskapital og andre tidsavgrensningsposter | 18 546 | 203 293 | -122 371 |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | -191 804 | -121 229 | 228 909 |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | | | |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | -62 299 | -62 299 | -487 012 |
| Utbetaling knyttet til tvangsinnløsning av minoritetsinteresser | | | -75 810 |
| Utbetaling ved investering i immaterielle eiendeler | -682 117 | -682 117 | -144 302 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler | 320 | 320 | |
| Salgssum ved salg av lisenser | | | 1 490 000 |
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -744 095 | -744 095 | 782 875 |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | | | |
| Kjøp av aksjer | -6 000 | -6 000 | |
| Nedbetaling av lån | | | -128 625 |
| Opptak kortsiktig lån | 600 000 | 600 000 | |
| Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter | 594 000 | 594 000 | -128 625 |
| Netto endring i betalingsmidler | -341 900 | -271 324 | 883 160 |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 1 468 287 | 1 468 287 | 585 127 |
| Kontanter i oppkjøpt virksomhet på oppkjøpstidspunktet | 447 900 | 1 165 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 1 574 287 | 1 198 128 | 1 468 287 |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt: | | | |
| Bankinnskudd | 1 559 200 | 1 188 966 | 1 460 176 |
| Bundne bankinnskudd | 15 087 | 9 162 | 8 110 |
| Kortsiktige plasseringer | | | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 1 574 287 | 1 198 128 | 1 468 287 |

NOTER

GENERELL INFORMASJON

Det norske oljeselskap ASA ("Selskapet" eller "Det norske") er et oljeselskap involvert i leting, utbygging og drift av olje- og gassfelt på den norske kontinentalsokkel.

Selskapet er et allmennaksjeselskap som er registrert og hjemmehørende i Norge. Aksjene er notert på Oslo Børs. Selskapet har registrert forretningsadresse i Trondheim.

Det norske oljeselskap fusjonerte med Aker Exploration ASA 22.11.2009. Fusjonen har regnskapsmessig virkning fra 22.12.2009 og skattemessig virkning fra 1.1.2009. Aker Exploration ASA har et datterselskap Aker Exploration AS, slik at selskapet fra 22. desember igjen utgjør et konsern, hvilket er reflektert i konserntallene.

Årsregnskapet ble godkjent av styret 23. mars 2010 og vil bli presentert for godkjenning på årets generalforsamling den 20. april 2010.

NOTE 1 - SAMMENDRAG AV IFRS REGNSKAPSPRINSIPPER

1.1 BASIS FOR UTARBEIDELSE AV ÅRSREGNSKAPET

Konsernets årsregnskap er utarbeidet i overensstemmelse med Regnskapsloven og de internasjonale regnskapsstandardene (IFRS) som er vedtatt av EU.

Regnskapet er utarbeidet basert på historisk kost, med unntak av følgende regnskapsposter:

Finansielle instrumenter til virkelig verdi over resultatet, lån og fordringer og andre finansielle forpliktelser som er regnskapsført til amortisert kost.

Regnskapet er utarbeidet etter ensartede regnskapsprinsipper for like transaksjoner og hendelser under ellers like forhold.

1.2 KONSERNREGNSKAP OG KONSOLIDERING

Konsernets årsregnskap omfatter Det norske oljeselskaps ASA i tillegg til datterselskapet Det norske oljeselskap AS, hvor Det norske oljeselskap ASA har bestemmende innflytelse på enhetens finansielle og operasjonelle strategi.

Bestemmende innflytelse inntreffer normalt når konsernet, direkte eller indirekte, kontrollerer mer enn halvparten av stemmeberettiget kapital i det andre selskapet eller på annen måte har oppnådd faktisk kontroll over det andre selskapet.

Konsernregnskapet er utarbeidet gjennom konsolidering av regnskapene til morselskapet og datterselskapet, som er utarbeidet etter de samme regnskapsprinsipper. Der det er nødvendig, er datterselskapets prinsipper for regnskapsutarbeidelse justert for å sikre samsvar med konsernets regnskapsprinsipper. For konsolideringsformål har konserninntekter og kostnader, aksjeporteføljer, utestående balanser, utbytte, konsernbidrag samt realiserte og urealiserte transaksjonsgevinster mellom konsoliderte selskaper blitt eliminert.

1.3 FUNKSJONELL VALUTA OG PRESENTASJONSVALUTA

Konsernets og morselskapets funksjonelle valuta og presentasjonsvaluta er norske kroner (NOK), og alle beløp er rundet av til nærmeste tusen om ikke angitt på annen måte.

1.4 VIKTIGE REGNSKAPSVURDERINGER, ESTIMATER OG FORUTSETNINGER

Utarbeidelse av finansregnskap i overensstemmelse med IFRS krever at ledelsen foretar vurderinger, beregner estimater og gjør forutsetninger som påvirker anvendelsen av regnskapsprinsipper og regnskapsførte beløp for eiendeler og gjeld, og opplysninger vedrørende betingede eiendeler og gjeld på balansedagen, samt rapporterte inntekter og kostnader i løpet av regnskapsperiodene.

Regnskapsestimater brukes for å fastsette rapporterte beløp, inkludert muligheten for realisasjon av visse eiendeler, forventet levetid for materielle og immaterielle eiendeler, skattekostnad og annet. Selv om disse estimatene er basert på ledelsens beste skjønn og vurderinger av tidligere og nåværende hendelser og handlinger, kan de faktiske resultater avvike fra disse estimatene. Estimatene og de underliggende forutsetningene blir jevnlig evaluert. Endringer i estimater blir bokført når de nye estimatene kan fastsettes med

tilstrekkelig grad av sikkerhet. Endringer i regnskapsmessige estimater innregnes i den perioden estimatendringene oppstår dersom endringene kun påvirker denne perioden. Der endringer også har virkninger for fremtidige perioder, fordeles effekten av endringene på inneværende og fremtidige rapporteringsperioder. Hovedkildene for usikkerhet ved bruk av estimater for konsernet er relatert til følgende:

Påviste og sannsynlige olje- og gassreserver. Estimater av olje- og gassreserver er utarbeidet av interne eksperter i overensstemmelse med industristandarder. Estimatene er basert både på Det norskes egne vurderinger samt informasjon fra operatørene. Påviste og sannsynlige olje- og gassreserver omfatter de estimerte mengder råolje, naturgass og kondensater som geologiske og tekniske data med rimelighet anslår å være gjenvinnbare fra kjente reservoarer og under eksisterende økonomiske og operasjonelle forhold, dvs. pr den dato estimatene utarbeides. Priser tar kun hensyn til endringer i eksisterende priser betinget av kontraktsmessige forhold, og ikke til prisstigninger basert på fremtidige forutsetninger.

Påviste og sannsynlige reserver brukes til beregning av produksjonsmengder benyttet til nedskrivninger og avskrivninger. Reserveestimater benyttes også under nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler. Endringer i reserveestimater kan for eksempel forårsakes av pris- og kostnadsendringer, endringer i produksjonsprofil eller oppstå som følge av ny informasjon om reservoaret. Fremtidige endringer i påviste og sannsynlige olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning på avskrivninger av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, samt nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler, hvilket kan medføre vesentlig negativ innvirkning på driftsresultat som følge av økt avskrivning eller nedskrivning.

Pr. 31.12.2009 var bokført verdi av driftsmidlene (både varige og immaterielle) 3 359 442 i konsernet og 2 949 929 i morselskapet, se note 15 og 16.

Anskaffelseskostnader leting. Regnskapspraksis i Det norske oljeselskap er å foreta en midlertidig balanseføring av utgifter relatert til boring av letebrønner i påvente av en evaluering av potensielle funn av olje- og gassreserver (successful efforts method). Dersom det ikke blir funnet reserver, eller hvis funnet blir vurdert til ikke å være teknisk eller kommersielt utvinnbart, blir utgiftene knyttet til letebrønner kostnadsført. Vurderinger av hvorvidt disse utgiftene fortsatt skal balanseføres eller kostnadsføres i perioden kan ha vesentlig betydning for driftsresultatet i perioden.

Utgifter ved erverv av letelisenser blir balanseført og vurdert for nedskrivning ved hver rapporteringsdato.

Se punkt 1.9 og 1.10 for en nærmere beskrivelse.

Pr. 31.12.2009 var bokført verdi av balanseførte leteutgifter 893 467 i konsernet og 846 934 i morselskapet, se note 15.

Nedskrivning/reversering av nedskrivning. Det norske har betydelige investeringer i eiendeler med lang brukstid, for eksempel varige driftsmidler, og endringer i forventet fremtidig verdi knyttet til individuelle eiendeler kan medføre at enkelte eiendeler nedskrives, hvilket innebærer at bokført verdi nedskrives til estimert gjenvinnbar verdi. Nedskrivninger skal reverseres dersom betingelsene for nedskrivning ikke lenger foreligger. Vurdering av hvorvidt en eiendel har verdifall eller ikke, eller om en nedskrivning skal reverseres, kan være komplisert og bygger til en viss grad på skjønn og forutsetninger. Kompleksiteten er knyttet til estimering av relevante fremtidige kontantstrømmer ved beregning av bruksverdi, fastsettelse av vurderingsenheter og eventuelt fastsettelse av eiendelenes netto salgsverdi.

Nedskrivningsvurderinger krever langsiktige antakelser vedrørende en rekke ofte flyktige økonomiske faktorer, som blant annet fremtidig markedspris på olje, oljeproduksjon, valutakurser og diskonteringsrenter, for å fastsette fremtidige kontantstrømmer. Slike antakelser krever estimering av relevante faktorer som terminpriskurver (olje), produksjonsestimater, og endelig restverdi på eiendeler. På samme måte kreves det nøye vurderinger når en eiendels netto salgsverdi skal fastsettes, dersom det ikke finnes et observerbart marked som kan gi informasjon om en eiendels netto salgsverdi.

Se note 15 "Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler" og note 16 "Nedskrivning av goodwill og andre eiendeler".

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser. Konsernet har betydelige forpliktelser forbundet med nedstengning og fjerning av offshoreinstallasjoner ved produksjonsperiodens utløp. Forpliktelser relatert til nedstengning og fjerning knyttet til langsiktige eiendeler blir regnskapsført til virkelig verdi på det tidspunkt forpliktelsene pådras. Ved første gangs regnskapsføring av en forpliktelse blir kostnaden balanseført som produksjonsanlegg, og avskrevet over eiendelens økonomiske brukstid. Det er vanskelig å estimere kostnadene av disse nedstengnings- og fjerningsaktivitetene, som er basert på gjeldende lover og regler og avhengig av den teknologiske utviklingen som skjer. Mye av nedstengnings- og fjerningsarbeidet ligger langt frem i tid, og teknologien og kostnadene endres til stadighet. Estimatene inkluderer blant annet kostnader basert på et antatt fjerningskonsept, anslag på kostnader til marine operasjoner og leie av tungloftlektere. Som et resultat av dette innebærer første gangs regnskapsføring av forpliktelsen og den balanseførte kostnaden relatert til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, og påfølgende justering av disse postene i balansen, nøye overveielser.

Pr 31.12.2009 var bokført verdi på nedstengnings- og fjerningsforpliktelsene på 224 472 både i konsernet og i morselskapet, se note 22.

Pensjonsordninger for ansatte. Ved beregning av nåverdien av ytelsesbaserte pensjonsforpliktelser som representerer en brutto langsiktig forpliktelse i balansen og indirekte periodens pensjonskostnad i resultatet, foretar ledelsen en rekke kritiske antakelser som påvirker disse estimatene. Især antakelser om diskonteringsrente som anvendes på fremtidige trygdeutbetalinger, forventet avkastning på pensjonsmidler og årlig lønnsvekst, har direkte og indirekte innvirkning på de beløp som presenteres. Betydelige endringer av disse antakelsene mellom periodene kan ha vesentlig innvirkning på regnskapet.

Pensjonsforpliktelsen var pr 31.12.2009 på 19 914, se note 21.

Inntektsskatt. Konsernet pådrar seg årlig betydelige beløp i betalbar skatt og/eller opptjener betydelige tilgodehavende knyttet til skatt. Konsernet regnskapsfører også betydelige endringer i utsatt skatt og utsatt skattefordel. Disse størrelsene bygger alle på ledelsens tolkning av gjeldende lover, forskrifter og aktuelle rettsavgjørelser. Kvaliteten på disse estimatene er i stor grad avhengig av ledelsens evne til å anvende til tider svært komplekse regelverk, registrere endringer av gjeldende regler og, når det gjelder utsatte skattefordeler, ledelsens evne til å forutse fremtidige inntekter hvor fremførbare underskudd kan føres mot fremtidig inntektsskatt.

Pr. 31.12.2009 var bokført verdi på utsatt skatt i konsernet på 1 173 477 og på 1 172 186 i morselskapet og beregnet skatt til utbetaling på 2 060 124 i konsernet og 1 400 161 i morselskapet, se note 12.

Riggleiekontrakter. Konsernet har betydelige forpliktelser relatert til riggkontrakter. Forpliktelsene blir regnskapsført til virkelig verdi basert på beste estimat for framtidige riggrater og antatt beskjeftigelse.

1.5 UTENLANDSK VALUTA OG VALUTATRANSAKSJONER

Transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til valutakurs på transaksjonstidspunktet. Pengeposter i utenlandsk valuta blir omregnet til valutakurs på balansedagen. Valutakursendringer resultatføres løpende i regnskapsperioden.

1.6 INNTEKTSFØRING

Salg av petroleumsprodukter inntektsføres på basis av konsernets ideelle andel av produksjonen i perioden, uavhengig av faktisk salg (rettighetsmetoden).

Andre inntekter resultatføres når levering av varer og tjenester har funnet sted og det vesentligste av risiko og kontroll er overført.

Utbytte inntektsføres når aksjonærens rettighet til å motta utbytte er fastsatt av generalforsamlingen.

1.7 ANDEL I FELLESKONTROLLERTE EIENDELER

En felleskontrollert virksomhet er en kontraktsmessig avtale mellom to eller flere parter vedrørende en økonomisk aktivitet under felles kontroll. Det norske oljeselskap har eiendeler i lisenser som ikke er egne selskap. Samtlige av disse er knyttet til lisenser på norsk kontinentalsokkel og er definert som felles kontrollerte eiendeler etter IAS 31. Konsernet regnskapsfører investeringer i felleskontrollerte eiendeler (olje- og gasslisenser), ved hjelp av forholdsmessig konsolidering, ved å regnskapsføre sin andel av eiendelenes inntekter, kostnader, eiendeler, gjeld og kontantstrøm under de respektive postene i konsernets finansregnskap.

1.8 KLASSIFISERING I BALANSEREGNSKAPET

Omløpsmidler og kortsiktig gjeld inkluderer poster som forfaller til betaling mindre enn ett år etter balansedagen samt poster som er knyttet til varekretsløpet. Inneværende års avdrag av langsiktig gjeld blir klassifisert som kortsiktig gjeld. Finansielle investeringer i aksjer klassifiseres som omløpsmidler, mens strategiske investeringer klassifiseres som anleggsmidler. Andre eiendeler klassifiseres som anleggsmidler.

1.9 VIRKSOMHETSSAMMENSLUTNING OG GOODWILL

En virksomhetssammenslutning foreligger når en ervervet enkelteiendel eller gruppe av eiendeler utgjør en virksomhet (en samling av aktiviteter eller eiendeler som styres og forvaltes med det formål å gi avkastning til investorene). Sammenslutningen består av innsatsfaktorer, prosesser som utøves på disse innsatsfaktorene og en resulterende produksjon som brukes eller vil bli brukt til å generere driftsinntekter.

Kjøpt virksomhet innregnes i selskapsregnskapet fra overtagelsestidspunktet. Overtagelsestidspunktet defineres som det tidspunkt konsernet oppnår kontroll over de finansielle og driftmessige forhold. Dette tidspunkt kan avvike fra det tidspunkt eierandeler faktisk overføres. Solgt virksomhet innregnes i selskapsregnskapet frem til salgstidspunktet.

Sammenligningstall korrigeres ikke for nykjøpt, solgt eller avviklet virksomhet.

Overtakelsesmetoden benyttes som regnskapsmetode ved kjøp av virksomhet. Anskaffelseskost måles til virkelig verdi av eiendeler benyttet til vederlag, inkludert betingede vederlag, egenkapitalinstrumenter som utstedes og forpliktelser pådratt i forbindelse med overføring av kontroll. Anskaffelseskost måles mot virkelig verdi av de kjøpte eiendeler og forpliktelser. Identifiserbare immaterielle eiendeler innregnes ved oppkjøp dersom de kan utskilles eller oppfyller det kontraktsrettlige kriteriet. Ved vurdering av virkelig verdi tas det hensyn til skatteeffekter av de omvurderinger som gjøres. Dersom anskaffelseskost ved oppkjøpet overstiger virkelig verdi av netto eiendeler på oppkjøpstidspunktet (når overtaker får kontroll med overdrager), oppstår det goodwill. Dersom virkelig verdi av netto identifiserbare eiendeler overstiger anskaffelseskost på oppkjøpstidspunktet, vil overskytende beløp inntektsføres på overtakelsestidspunktet.

Goodwill allokeres til kontantstrømgenererende enheter eller grupper av kontantstrømgenererende enheter som forventes å ha fordel av synergieffekter av virksomhetssammenslutningen. For interne ledelsesformål er goodwill vurdert for hvert enkelt felt/lisens og disse anses som individuelle kontantstrømgenererende enheter.

Ved trinnvise oppkjøp utgjør anskaffelseskost summen av virkelig verdi av tidligere eierandeler på oppkjøpstidspunktet og vederlaget ved siste kjøp. Verdiendringer på tidligere eierandeler resultatføres. I forbindelse med måling av goodwill og ikke-kontrollerende interesser er det gitt to likestilte alternativer.

1) Goodwill oppføres kun med majoritetens andel med ytterligere identifikasjon av goodwill ved senere kjøp av minoritetsinteresser.

2) Goodwill oppføres med både majoritetens og minoritetens andel, dvs. på 100 prosent basis. Eventuelt senere kjøp av gjenværende minoritetsinteresser medfører ikke en justering av goodwill, men behandles som en egenkapitaltransaksjon.

Ved bruk av alternativ 2, må ikke-kontrollerende interesser verdsettes til virkelig verdi. Valg mellom alternativ 1 og 2 er ikke et prinsippvalg og gjøres pr oppkjøp.

Allokering av merverdier og goodwill kan reguleres i inntil 12 måneder etter overtagelsen dersom nye opplysninger har kommet til om fakta og omstendigheter som forelå på overtakelsestidspunktet og som, dersom disse hadde vært kjent, ville ha påvirket målingen av de beløpene som er innregnet fra og med dette tidspunktet.

Oppkjøpsutgifter ut over emisjons- og låneopptaksutgifter skal kostnadsføres etter hvert som de pådras.

Verdsettelsen til virkelig verdi av lisenser under utbygging eller lisenser i produksjon er basert på kontantstrømmer etter skatt. Grunnen er at slike lisenser kun omsettes i markedet etter skatt basert på vedtak fra Finansdepartementet i tråd med § 10 i Petroleumsskatteloven. Kjøper kan derfor ikke kreve fradrag for vederlaget med virkning for beskatningen gjennom avskrivninger. Det foretas avsetning for utsatt skatt av forskjell mellom anskaffelseskost og overtatt skattemessig avskrivningsbase i henhold til IAS 12 punkt 15 og 19. Motpost til denne utsatte skatt blir goodwill. Den goodwill som oppstår er dermed en teknisk effekt av utsatt skatt.

1.10 KJØP, SALG OG BYTTE AV LISENSER

Ved oppkjøp av lisenser som gir rettigheter til leting etter og utvinning av petroleum, vurderes det for hvert oppkjøp om kjøpet skal klassifiseres som virksomhetssammenlutning (se punkt 1.9) eller kjøp av eiendel. Som hovedregel vil kjøp av lisenser som er under utbygging eller er i produksjon blir behandlet som virksomhetssammenslutning. Andre kjøp av lisenser blir som regel behandlet som kjøp av eiendel.

Olje- og gassproduserende lisenser

For olje- og gassproduserende eiendeler, samt lisenser i utbyggingsfasen, blir anskaffelseskostnaden allokert mellom balanseførte leteutgifter, lisensrettigheter, produksjonsanlegg og utsatt skatt.

I forbindelse med avtale om kjøp/bytte av andeler blir det mellom partene fastsatt et tidspunkt for overtakelse av netto kontantstrøm fra effektiv dato (ofte satt til 01.01 i kalenderåret). I perioden mellom effektiv dato og gjennomføringsdato vil selger inkludere den kjøpte andelen i balansen. I henhold til kjøpsavtalen skjer det et oppgjør mot selger av netto kontantstrøm fra eiendelen i perioden fra effektiv dato til gjennomføringsdato (Pro&Contra oppgjør). Pro&Contra oppgjøret vil bli justert mot gevinst/tap hos selger og mot eiendelen hos kjøper, idet oppgjøret (etter reduksjon for skatt) anses som en del av vederlaget i transaksjonen. Fra og med gjennomføringsdato inkluderes inntekter og kostnader i resultatet hos kjøper.

Skattemessig vil kjøper medta til beskatning netto kontantstrøm (Pro&Contra) og eventuelt øvrige inntekter og kostnader fra og med effektiv dato.

Farm-in avtaler

Farm-in avtaler blir vanligvis inngått i lete- og utbyggingsfasen og kjennetegnes ved at selger avstår fra fremtidige økonomiske fordeler, i form av reserver, i bytte for reduserte fremtidige finansierings-forpliktelser. Et eksempel kan være at en lisensandel overtas mot dekking av selgers andel av utgiftene relatert til boring av en

brønn. I letefasen bokfører konsernet normalt farm-in avtaler basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle. I utbyggingsfasen derimot bokføres farm-in avtaler som anskaffelser til virkelig verdi når konsernet er kjøper, og som salg til virkelig verdi når konsernet er selger av andel av olje- og gasseiendeler. Virkelig verdi bestemmes av de kostnader som det er avtalt at kjøper påtar seg.

Bytte

Bytte av eiendeler måles til virkelig verdi av den eiendelen som avstås, med mindre transaksjonen mangler kommersiell substans eller virkelig verdi av verken ervervet eller avhendet eiendel er reelt målbar.

1.11 VARIGE DRIFTSMIDLER OG IMMATERIELLE EIENDELER

Generelt

Varige driftsmidler bokføres til historisk kost. Avskrivning av andre eiendeler enn olje- og gassfelt blir fordelt lineært over 3-5 år og justert for verdifall og utrangeringsverdi, dersom dette er aktuelt.

Bokført verdi på varige driftsmidler består av anskaffelseskost fratrukket akkumulerte avskrivninger og nedskrivninger. Påkostninger på leide lokaler aktiveres og avskrives over gjenværende leieperiode.

Forventet økonomisk levetid for varige driftsmidler blir vurdert årlig, og i tilfeller hvor disse varierer betydelig fra tidligere estimater, blir avskrivningsperioden endret tilsvarende. Estimatendringen innregnes fremadrettet ved at den resultatføres i perioden da endringen finner sted og fremtidige perioder, dersom endringen påvirker begge.

Utrangeringsverdien av en eiendel er det estimerte beløpet konsernet vil innbringe ved salg av eiendelen, etter fradrag for estimerte salgskostnader, hvis eiendelen allerede var av den alder og standard som er forventet på slutten av dens levetid.

Ordinære reparasjons- og vedlikeholdskostnader som påløper knyttet til den daglige driften, blir belastet resultatregnskapet i den perioden de oppstår. Kostnader til vesentlige reparasjoner og vedlikehold er inkludert i eiendelens bokførte verdi.

Gevinst og tap ved salg fastsettes ved å sammenholde salgssum med bokført verdi, og inkluderes henholdsvis i andre driftsinntekter og andre driftskostnader. Eiendeler holdt for salg blir rapportert til det laveste av bokført verdi og virkelig verdi fratrukket salgskostnader.

Driftsmidler knyttet til oljevirksomheten

Lete- og utviklingskostnader knyttet til olje- og gassfelt

Balanseførte letekostnader blir klassifisert som immaterielle eiendeler, og blir omklassifisert til materielle eiendeler ved start på utbygging. For regnskapsformål regnes feltet å gå inn i utbyggingsfasen når lisenspartnerne har foretatt en beslutning om at feltet er drivverdig, eller når feltet er modnet til tilsvarende nivå. Alle kostnader forbundet med utbygging av kommersielle olje- og/eller gassfelt blir balanseført som materielle eiendeler. Utgifter relatert til driftsforberedelser blir kostnadsført løpende.

Konsernet benytter "successful efforts"-metoden ved regnskapsføring av lete- og utviklingskostnader. Alle letekostnader (inkludert seismiske anskaffelser, seismiske studier, bruk av egen tid), med unntak av kostnader knyttet til erverv av lisenser og boring av letebrønner, blir kostnadsført løpende.

Kostnader knyttet til boring av letebrønner blir midlertidig balanseført i påvente av en evaluering av potensielle funn av olje- og gassreserver. Dersom det ikke blir funnet reserver, eller hvis funnene blir vurdert til ikke å være teknisk eller kommersielt utvinnbare, blir borekostnadene knyttet til letebrønner kostnadsført. Slike utgifter kan stå oppført i balansen i mer enn ett år. Hovedkriteriene er at det enten foreligger fastlagte planer for fremtidig boring i lisensen, eller at en utbyggingsbeslutning forventes å foreligge i nær fremtid.

Avskrivning av olje- og gassfelt

Utgifter relatert til boring og utstyr for letebrønner hvor det foreligger påviste og sannsynlige utbygde reserver, balanseføres og avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på de påviste og sannsynlige reserver man forventer å utvinne fra brønnen. Utbyggingskostnader relatert til konstruksjon, installasjon og ferdigstillelse av infrastrukturelle anlegg som plattformer, rørledninger og boring av produksjonsbrønner, balanseføres som produserende olje- og gassfelt. Disse avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på de påviste og sannsynlige utbygde reserver man forventer å utvinne i området i løpet av konsesjons- eller kontraktsperioden. Ervervede eiendeler som benyttes til utvinning og produksjon av petroleumsforekomster herunder lisensrettigheter, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på påviste og sannsynlige reserver. Reservegrunnlaget som benyttes for avskrivningsformål oppdateres minst en gang i året. Alle endringer i reservene som påvirker avskrivningsberegningen blir reflektert prospektivt.

1.12 NEDSKRIVNING

Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler (inklusiv lisensrettigheter, eksklusiv goodwill) med begrenset levetid blir vurdert for potensielt verdifall, og når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er vesentlig høyere enn gjenvinnbart beløp.

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 olje- og gasseieneder 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 før skatt som reflekterer dagens markedsvurderinger på tidsverdien og den spesifikke risikoen på eiendelen.

En tidligere bokført nedskrivning reverseres kun hvis det har oppstått endringer i estimatene brukt ved beregningen av gjenvinnbart beløp, men ikke til et høyere beløp enn om nedskrivningen tidligere ikke hadde blitt bokført. Slike reverseringer blir ført i resultatet. Etter en reversering blir avskrivningsbeløpet justert i fremtidige perioder for å fordele eiendelens reviderte bokførte verdi, fratrukket eventuell restverdi, på et systematisk grunnlag over eiendelens fremtidige økonomiske levetid.

Goodwill

Goodwill testes årlig for verdifall eller oftere hvis hendelser eller endringer i andre forhold indikerer at det har vært et vesentlig verdifall.

Nedskrivning av goodwill gjøres ved å vurdere gjenvinnbar verdi av den kontantstrømgenererende enheten som goodwill er relatert til. Det norske har valgt å følge opp goodwill på felt/lisensnivå. Nedskrivning foretas dersom gjenvinnbart beløp er lavere enn balanseført verdi av feltet/lisensen inklusive tilhørende goodwill og tilhørende utsatt skatt som beskrevet i pkt. 1.9 og 1.10. Tap ved verdifall på goodwill kan ikke reverseres i senere perioder. Konsernet utfører årlig nedskrivningstest i løpet av 4. kvartal.

1.13 ANLEGGSMIDLER HOLDT FOR SALG

Anleggsmidler og grupper av anleggsmidler og gjeld er klassifisert som holdt for salg hvis deres balanseførte verdi vil bli gjenvunnet gjennom en salgstransaksjon i stedet for via fortsatt bruk. Dette er ansett oppfylt bare når salg er høyest sannsynlig og anleggsmidlet (eller grupper av anleggsmidler og gjeld) er tilgjengelig for umiddelbart salg i dets nåværende form. Ledelsen må ha forpliktet seg til et salg og salget må være forventet gjennomført innen ett år fra dato for klassifiseringen.

Anleggsmidler og grupper av anleggsmidler og gjeld klassifisert som holdt for salg måles til den laveste verdien av tidligere balanseført verdi og virkelig verdi fratrukket salgskostnader.

1.14 FINANSIELLE INSTRUMENTER

Konsernet har følgende finansielle eiendeler og forpliktelser:

finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet
utlån og fordringer
finansielle derivater til virkelig verdi over resultatet
finansielle forpliktelser målt til amortisert kost

Finansielle eiendeler med faste eller bestembare kontantstrømmer som ikke er notert i et aktivt marked er klassifisert som utlån og fordringer, med unntak av instrumenter som konsernet har utpekt til virkelig verdi med verdiendringer mot resultatet.

Utlån og fordringer samt finansielle forpliktelser målt til amortisert kost er regnskapsført til amortisert kost, mens finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet, og finansielle derivater er regnskapsført til virkelig verdi.

Endringer i virkelig verdi på finansielle instrumenter klassifisert til virkelig verdi med verdiendringer mot resultatet resultatføres og presenteres som finansinntekt/-kostnad.

1.15 DERIVATER SOM IKKE ER SIKRINGSINSTRUMENTER

Finansielle derivater som ikke er regnskapsført som sikringsinstrumenter vurderes til virkelig verdi. Endringer i virkelig verdi resultatføres løpende.

1.16 NEDSKRIVNING AV FINANSIELLE EIENDELER

Finansielle eiendeler vurdert til amortisert kost nedskrives når det ut fra objektive bevis er sannsynlig at instrumentets kontantstrømmer har blitt påvirket i negativ retning av en eller flere begivenheter som har inntrådt etter førstegangs regnskapsføring av instrumentet. Nedskrivningsbeløpet resultatføres. Dersom årsaken til nedskrivningen i en senere periode bortfaller, og bortfallet kan knyttes objektivt til en hendelse som skjer etter at verdifallet er innregnet, reverseres den tidligere nedskrivningen. Reverseringen skal ikke resultere i at den balanseførte verdien av den finansielle eiendelen overstiger beløpet for det som amortisert kost ville ha vært dersom verdifallet ikke var blitt innregnet på tidspunktet da nedskrivningen blir reversert. Reversering av tidligere nedskrivning presenteres som inntekt.

1.17 KONVERTIBLE LÅN

Konvertible lån som kan konverteres til aksjekapital i henhold til opsjon gitt til långiver, og hvor antall aksjer utstedt ikke endres ved forandringer i virkelig verdi, behandles som sammensatte finansielle instrumenter. Transaksjonsutgifter som er knyttet til utstedelse av et sammensatt finansielt instrument fordeles mellom forpliktelse og egenkapital i forhold til fordelingen av provenyet. Egenkapitalkomponenten av konvertible obligasjoner beregnes som den delen av provenyet fra utstedelsen som overstiger nåverdien av fremtidige rente- og avdragsinbetalinger, diskontert med markedsrenten for lignende forpliktelser uten konverteringsrett. Rentekostnaden som innregnes i resultatregnskapet beregnes på grunnlag av effektiv rentemetode.

1.18 FORSKNING OG UTVIKLING

Forskning er orginale og planlagte undersøkelser som foretas med utsikt til å oppnå ny vitenskapelig eller teknisk kunnskap eller forståelse. Utvikling er anvendelse av forskningsfunn eller annen kunnskap på en plan eller et design for produksjon av nye eller vesentlig forbedrede materialer, innretninger, produkter, prosesser, systemer eller tjenester før kommersiell produksjon eller bruk kommer i gang.

Konsesjonsverket for lisenser på norsk sokkel stimulerer til gjennomføring av forsknings- og utviklingsaktivitet. Konsernet driver kun forskning og utvikling gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensene. Det er konsernets egen andel av lisensfinansiert forskning og utvikling som vurderes med hensyn på balanseføring. Utgifter til utvikling som forventes å generere fremtidige økonomiske fordeler blir balanseført når følgende kriterier er oppfylt:

konsernet kan demonstrere at de tekniske forutsetningene er til stede for å fullføre den immaterielle eiendelen med sikte på gjøre den tilgjengelig for bruk eller salg; - demoversjon
konsernet har til hensikt å ferdigstille den immaterielle eiendelen og ta den i bruk eller selge den;
konsernet evner å ta eiendelen i bruk eller selge den;
den immaterielle eiendelen vil generere fremtidige økonomiske fordeler;
konsernet har tilgjengelig tilstrekkelige tekniske, finansielle og andre ressurser til å fullføre utviklingen og til å ta i bruk eller selge den immaterielle eiendelen og
konsernet evner til på en pålitelig måte å måle de utgiftene som er henførbare til den immaterielle eiendelen mens den er under utvikling.

Alle andre forsknings og utviklings utgifter kostnadsføres når de påløper.

Utgifter som balanseføres inkluderer materialkostnader, direkte lønnskostnader og en andel av direkte henførbare fellesutgifter. Balanseførte utviklingskostnader føres i balansen til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger.

Balanseførte utviklingskostnader avskrives over eiendelens estimerte brukstid.

1.19 REKLASSIFISERING AV LØNNS- OG ADMINISTRASJONSKOSTNADER

Konsernet foretar løpende reklassifisering av lønns- og driftskostnader til henholdsvis utbygging-, drift- og utforskningsaktiviteter basert på timeskriving. Som grunnlag benyttes brutto lønns- og driftskostnader redusert med allerede fakturerte beløp til operatør lisenser.

1.20 LEIEAVTALER

Konsernet som leietaker:

Finansielle leieavtaler

Leieavtaler hvor konsernet overtar den vesentlige del av risiko og avkastning som er forbundet med eierskap av eiendelen er finansielle leieavtaler. Ved leieperiodens begynnelse innregnes finansielle leieavtaler til et beløp tilsvarende det laveste av virkelig verdi og minsteiliens nåverdi, fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Ved beregning av leieavtalens nåverdi benyttes den implisitte rentekostnaden i leiekontrakten dersom det er mulig å beregne denne, i motsatt fall benyttes konsernets marginale lånerente. Direkte utgifter knyttet til etablering av leiekontrakten er inkludert i eiendelens kostpris.

Finansielle leieavtaler innregnes som varige driftsmidler i balansen, og har samme avskrivningstid som konsernets øvrige avskrivbare eiendeler. Dersom det ikke foreligger en rimelig sikkerhet for at konsernet vil overta eierskapet ved utløpet av leieperioden, avskrives eiendelen over den korteste av periodene for leieavtalens løpetid og for eiendelens økonomiske levetid.

Operasjonelle leieavtaler

Leieavtaler hvor det vesentligste av risiko og avkastning som er forbundet med eierskap av eiendelen ikke er overført, klassifiseres som operasjonelle leieavtaler. Leiebetalinger klassifiseres som driftskostnad og resultatføres lineært over kontraktsperioden.

1.21 KUNDEFORDRINGER

Kundefordringer er oppført i balansen til pålydende etter fradrag for avsetning til forventet tap. Avsetning til tap gjøres på grunnlag av individuelle vurderinger av de enkelte fordringene. Kjente tap på krav kostnadsføres løpende.

1.22 LÅNEUTGIFTER

Låneutgifter som er direkte henførbare til anskaffelse, tilvirkning eller produksjon av en kvalifiserende eiendel skal balanseføres som en del av eiendelens anskaffelseskost. Andre låneutgifter kostnadsføres i den perioden de påløper.

En kvalifiserende eiendel er en eiendel som krever en lang periode for å bli klar for påtenkt bruk eller salg.

1.23 VARELAGER

Reservedeler

Reservedeler er vurdert til lavest av kostpris og netto salgsverdi etter First-in, First-out (FIFO)-prinsippet. Kostnader inkluderer råmaterialer, frakt, og direkte produksjonskostnader i tillegg til deler av indirekte kostnader. Netto salgsverdi er lik estimert salgspris fratrukket estimert salgskostnad.

Beholdning av petroleum

Produsert petroleum som ikke er løftet utgjør beholdning av petroleum. Beholdning av petroleum vurderes til lavest av total produksjonskostnad og netto salgsverdi.

1.24 MER-/MINDREUTTAK

Meruttak av petroleum presenteres som kortsiktig gjeld, mindreuttak av petroleum presenteres som kortsiktig fordring. Verdi av mer-/mindreuttak settes til estimert salgsverdi fratrukket estimerte salgskostnader (rettighetsmetoden).

1.25 KONTANTER OG KONTANTEKVIVALENTER

Kontanter og kontantekvivalenter består av kasse, bankinnskudd, samt andre kortsiktige meget likvide investeringer med opprinnelig forfall på tre måneder eller mindre. Kassekreditt er inkludert i kortsiktige lån i balansen. Renteinntekter inntektsføres basert på effektiv rente-metode etter hvert som de opptjenes.

1.26 RENTEBÆRENDE GJELD

Alle lån blir opprinnelig bokført til anskaffelseskost, som er virkelig verdi på det som mottas minus utstedelseskostnader tilknyttet lånet.

Etter første gangs regnskapsføring blir rentebærende lån senere målt til amortisert kost med bruk av effektiv rentemetoden; alle differanser mellom anskaffelsesbeløp (etter transaksjonskostnader) og innløsningsverdi blir ført i resultatregnskapet i løpet av perioden til forfall. Amortisert kost blir beregnet ved å ta hensyn til alle utstedelseskostnader, og enhver rabatt eller premie på oppgjørsdato.

1.27 SKATT

Generelt

Betalbar skatt/skatt til gode for inneværende og tidligere perioder måles til beløpet som forventes å mottas fra eller betales til skattemyndighetene.

Skattekostnad består av betalbar skatt og endring i utsatt skatt. Utsatt skatt/skattefordel er beregnet på alle forskjeller mellom regnskapsmessig og skattemessig verdi på eiendeler og gjeld med unntak av: midlertidig forskjell knyttet til goodwill som ikke er skattemessig fradragsberettiget.

Bokført verdi av utsatt skattefordel blir vurdert årlig, og redusert i den utstrekning det ikke lenger er sannsynlig at fremtidig inntjening vil kunne gjøre det mulig å utnytte fordelen. Ikke balanseført utsatt skattefordel blir revurdert ved hver balansedag, og balanseføres i den utstrekning det er sannsynlig at fremtidig inntjening eller gjeldende skatteregler vil kunne gjøre det mulig å utnytte fordelen.

Utsatt skatt og skattefordel måles til skattesatsene som er forventet å gjelde på det tidspunkt der skattefordelen blir realisert eller skatteforpliktelsen innfridd, basert på skatterater og skatteregler som er vedtatt eller i det vesentlige er vedtatt på balansedagen.

Betalbar skatt og utsatt skatt er regnskapsført direkte mot egenkapitalen i den grad skattepostene relaterer seg direkte til egenkapitaltransaksjoner.

Utsatt skatt og utsatt skattefordel er vist netto dersom det eksisterer en lovlig rett til nettoføring og den utsatte skattefordelen og forpliktelsen relaterer seg til samme skattesubjekt og skal betales til skattemyndigheter.

Petroleumsbeskatning

Det norske er som et utvinningsselskap underlagt spesialbestemmelsene i petroleumsskatteloven. Av inntekt fra sokkelvirksomhet skal det betales alminnelig selskapsskatt (28 prosent), og en særskatt (50 prosent).

Avskrivninger

Rørledninger og produksjonsinnretninger, kan avskrives med inntil 16 2/3 prosent årlig, dvs. lineært over 6 år. Avskrivningen kan påbegynnes etter hvert som utgiftene blir pådratt. Ved avslutning av produksjonen på et felt kan gjenværende kostpris føres til fradrag i avslutningsåret.

Friinntekt

Friinntekt er et særlig inntektsfradrag i grunnlaget for beregning av særskatt. Friinntekten beregnes på grunnlag av investeringer i rørledninger og produksjonsinnretninger, og kan ses på som et ekstra avskrivningsfradrag i særskattegrunnlaget. Friinntekten utgjør 7,5 prosent i 4 år, til sammen 30 prosent av investeringen. Friinntekten innregnes i det år som den kommer til fradrag i selskapenes selvangivelse og påvirker således periodeskatt tilsvarende, som en permanent forskjell.

Finansposter

Gjeldsrenter med tilhørende valutatap/gevinst (netto finanskostnader på rentebærende gjeld) fordeles mellom sokkel- og landdistriktet. Fradraget på sokkelen beregnes som netto finanskostnader på rentebærende gjeld, multiplisert med 50 prosent av forholdet mellom skattemessig nedskrevet verdi pr 31. desember i inntektsåret av formuesobjektene tilordnet sokkeldistriktet, og gjennomsnittlig rentebærende gjeld gjennom inntektsåret.

Resterende finanskostnader, valutagevinst og tap og alle renteinntektene fordeles til land.

Udekket tap i landdistriktet som er et resultat av fordelingen av netto finanskostnader, kan allokeres til sokkel og til fradrag i alminnelig inntekt (28 prosent).

Kun 50 prosent av øvrige tap i landdistriktet tillates avsatt mot sokkel og til fradrag i alminnelig inntekt.

Leteutgifter

Selskapene kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av pådratte leteutgifter for så vidt disse ikke overstiger årets skattemessige underskudd allokert til sokkelvirksomhet.

Skattemessig underskudd

Særskattepliktige virksomheter kan uten tidsbegrensning, kreve fremført underskudd med tillegg av en rente. Tilsvarende fremføringsadgang gjelder også for ubenyttet friinntekt. Skatteposisjonen kan overdras ved realisasjon av samlet virksomhet eller ved fusjon. Alternativt kan skatteverdien kreves utbetalt fra staten.

1.28 ANSATTEYTELSER

Ytelsesbaserte pensjonsordninger

Alle ansatte i morselskapet har en pensjonsordning som er administrert og forvaltet gjennom et norsk livsforsikringsselskap. Beregningen av estimert pensjonsforpliktelse for ytelsesbasert pensjon er basert på eksterne aktuarmetoder, og sammenlignet med verdien av pensjonsmidlene.

Ved regnskapsføring av pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser er en lineær opptjeningsprofil lagt til grunn. Denne er basert på forutsetninger relatert til diskonteringsrente, fremtidig lønn, ytelser fra Folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler, samt aktuarmessige forutsetninger relatert til dødelighet og frivillig avgang, mv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi. Pensjonsforpliktelser og pensjonsmidler er presentert netto i balansen, og klassifiseres som lønn og personalkostnad. Planendringer resultatføres på beslutningstidspunktet. Den del av estimatavvik som overstiger 10 prosent av pensjonsforpliktelsene eller pensjonsmidlene amortiseres over antatt gjenværende opptjeningstid (korridorløsningen).

Gevinst og tap på avkortning eller oppgjør av en ytelsesbasert pensjonsordning innregnes i resultatet når avkortningen eller oppgjøret inntreffer. En avkortning inntreffer når konsernet vedtar en vesentlig reduksjon av antall ansatte som omfattes av en ordning, eller endrer vilkårene for en ytelsesbasert pensjonsordning, slik at en vesentlig del av nåværende ansattes fremtidige opptjening ikke lenger kvalifiserer til ytelser eller bare kvalifiserer til reduserte ytelser.

Introduksjon av en ny ytelsesplan eller en forbedring av nåværende ytelsesplan medfører endringer i pensjonsforpliktelsen. Dette blir kostnadsført lineært frem til effekten av endringen er opptjent. Innføring av nye ordninger eller endringer i eksisterende ordninger, som skjer med tilbakevirkende kraft, slik at de ansatte umiddelbart har opptjent en fripolise (eller endring i fripolise), resultatføres umiddelbart. Gevinst eller tap knyttet til innskrenkninger eller avslutning av pensjonsplaner resultatføres når dette skjer.

Innskuddsbaserte pensjonsordninger

Ansatte i datterselskapet har innskuddsbasert pensjon administrert og forvaltet gjennom et norsk livsforsikringsselskap. Innbetalingene resultatføres som pensjonskostnad når de påløper.

1.29 AVSETNINGER

En avsetning blir regnskapsført når konsernet har en faktisk forpliktelse (juridisk eller selvpålagt) som følge av en tidligere hendelse, det er sannsynlig at økonomiske ytelser vil bli påkrevd for å gjøre opp forpliktelsen, og beløpets størrelse kan estimeres pålitelig. Avsetninger vurderes ved hver balansedato og justeres for å reflektere beste estimat.

Hvis tidseffekten er vesentlig, diskonteres avsetninger med en diskonteringsrente før skatt som reflekterer markedets prissetning av tidsverdien av penger og risiko spesifikt knyttet til forpliktelsen. Ved diskontering blir bokført verdi av avsetningene økt i hver periode for å reflektere endring i tidspunkt for forfall av forpliktelsen. Denne økningen kostnadsføres som en rentekostnad.

Nedstengnings- og fjerningskostnader

I henhold til konsesjonsvilkårene for de lisenser som konsernet deltar i, kan den norske stat ved produksjonsopphør eller når lisensperioden utløper pålegge rettighetshaverne å fjerne installasjonene helt eller delvis.

Ved første gangs innregning av en nedstengnings- og fjerningsforpliktelse regnskapsfører konsernet nåverdien av fremtidige utgifter til nedstengning og fjerning. En tilsvarende eiendel regnskapsføres som varig driftsmiddel, og avskrives ved bruk av produksjonsenhetsmetoden. Endring i tidsverdi (nåverdi) av forpliktelsen knyttet til nedstengning og fjerning kostnadsføres som en finanskostnad, og øker balanseført forpliktelse for fremtidige utgifter til nedstengning og fjerning. Endring i beste estimat for utgifter knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsføres prospektivt. Diskonteringsrenten som benyttes ved beregning av virkelig verdi av nedstengnings- og fjerningsforpliktelsen er risikofri rente tillagt en risikopremie knyttet til eiendelen.

1.30 NÆRSTÅENDE PARTER

Alle transaksjoner, avtaler, og forretningsvirksomhet med nærstående parter foretas på alminnelige markedsmessige vilkår (armlengdeprinsipper).

1.31 SEGMENT

Konsernets virksomhet har siden etableringen i sin helhet foregått innenfor ett og samme segment definert som undersøkelse og produksjon av petroleum i Norge. Konsernet virksomhet foregår kun på norsk sokkel, og ledelsen følger opp konsernet på dette nivået.

1.32 RESULTAT PER AKSJE

Resultat per aksje er beregnet ved å dividere ordinært resultat på veid gjennomsnitt av totalt utestående aksjer. Aksjer utstedt i løpet av året blir veid i forhold til perioden de har vært utestående. Utvannet resultat per aksje beregnes som årsresultat dividert på et veid gjennomsnitt av utestående aksjer i løpet av perioden justert for effekten av eventuelle opsjoner. Overskudd som tilfaller aksjeeierne og vektet gjennomsnittlig utestående aksjer, er justert for utvanningseffekter relatert til eventuelle aksjeopsjoner. Alle aksjer som kan bli innløst ved aksjeopsjoner og som er "in the money" er inkludert i beregningen. Eventuelle aksjeopsjoner forventes å bli konvertert på overdragelsestidspunktet.

1.33 BETINGEDE FORPLIKTELSER OG EIENDELER

Betingede forpliktelser er ikke regnskapsført i årsregnskapet. Det er opplyst om vesentlige betingede forpliktelser med unntak av betingede forpliktelser hvor sannsynligheten for forpliktelsen er lav.

En betinget eiendel er ikke regnskapsført i årsregnskapet, men opplyst om dersom det foreligger en viss sannsynlighet for at en fordel vil tilfalle konsernet.

1.34 HENDELSER ETTER BALANSEDAGEN

Hendelser etter balansedagen er de hendelser, både gunstige og ugunstige, som finner sted mellom balansedagen og tidspunktet da årsregnskapet godkjennes for offentliggjøring.

Hendelser som gir kunnskap om forhold som forelå på balansedagen blir innregnet.

Hendelser som vedrører forhold som oppstod etter balansedagen opplyses i note når de er vesentlige.

1.35 KONTANTSTRØM

Kontantstrømsoppstillingen er utarbeidet etter den indirekte metode, og konsernets banksaldo er vist som betalingsmiddel.

1.36 SAMMENLIGNINGSTALL

Ved behov har sammenligningstall blitt justert for å være i overensstemmelse med endringer i presentasjonen av inneværende år.

1.37 ENDRINGER I REGNSKAPSSTANDARDER OG FORTOLKNINGER SOM:

IKKE HAR TRÅDT I KRAFT

Endring til IFRS 2 – Aksjebasert betaling

Endringene i IFRS 2 medfører mer veiledning knyttet til aksjebasert betaling gjort opp i kontanter. Også definisjonen av aksje basert betaling, er noe endret. Veiledningen i IFRIC 8 "Virkeområdet for IFRS 2" og IFRIC 11 "IFRS 2 – Transaksjoner med konsernets aksjer og egne aksjer" innarbeides i standarden og IFRIC 8 og 11 trekkes tilbake. Ikrafttredelsestidspunkt for endringen er satt til 1. januar 2010, men den er fortsatt ikke godkjent av EU. Konsernet forventer å anvende endringen fra og med 1. januar 2010.

IFRS 3 (revidert) – Virksomhetssammenslutninger

I forhold til gjeldende IFRS 3 medfører den reviderte standarden enkelte endringer og presiseringer som gjelder anvendelsen av oppkjøpsmetoden. Omfatter blant annet en adgang til å velge om goodwill skal tilordnes monoritet eller ikke. I tillegg skal goodwill ved trinnvise oppkjøp, kun måles på kontrollovertakelsestidspunktet. Betingede vederlag skal innregnes til virkelig verdi og i tillegg skal oppkjøpsutgifter ut over emisjons- og låneopptakskostnader kostnadsføres etter hvert som de pådras. Ikrafttredelsestidspunktet for revidert IFRS 3 er satt til 1. juli 2009. Konsernet har valgt å tidliganvende denne standarden og har benyttet den nye standarden i forbindelse med virksomhetskjøp foretatt i 2009.

Ny IFRS 9 – Finansielle instrumenter

Erstatter klassifikasjons- og målereglene i IAS 39 "Finansielle Instrumenter – innregning og måling" for finansielle eiendeler. Etter IFRS 9 skal finansielle eiendeler som inneholder vanlige lånevilkår regnskapsføres til amortisert kost, med mindre en velger å føre dem til virkelig verdi, mens andre finansielle eiendeler skal regnskapsføres til virkelig verdi. Ikrafttredelsestidspunktet for IFRS 9 er satt til 1. januar 2013, men standarden er fortsatt ikke godkjent av EU. Konsernet forventer å anvende standarden fra og med 1. januar 2013.

IAS 24 (revidert) – Opplysninger om nærstående parter

I forhold til gjeldende IAS 24 har den reviderte standarden en klargjøring og forenkling av definisjonen av nærstående parter. Den reviderte standarden gir også noen lettelser i kravene til tilleggsopplysninger for offentlige virksomheter. Ikrafttredelsestidspunktet er satt til 1. januar 2011, men endringen er fortsatt ikke godkjent av EU. Konsernet forventer å anvende revidert IAS 24 fra og med 1. januar 2011.

IAS 27 (revidert) – Konsernregnskap og separat finansregnskap

I forhold til gjeldende IAS 27 gir den reviderte standarden mer veiledning knyttet til regnskapsføring av endret eierandel i datterforetak og utgang datterforetak. Innføringen av den reviderte standarden innebærer at når konsernet mister kontroll med et datterforetak skal den eventuelle gjenværende eierandel i det tidligere datterforetaket måles til virkelig verdi og gevinst eller tapet innregnes i resultatregnskapet. Videre endres dagens regler knyttet til fordeling av tap mellom majoritet og minoritet slik at underskudd skal belastes ikke-kontrollerende eierinteresser (minoritetsinteresser) selv om balanseført verdi av minoritetsinteressen blir negativ. Ikrafttredelsestidspunktet er 1. juli 2009. Konsernet har valgt å tidliganvende denne standarden, men endringene knyttet til denne standarden vil ikke ha innvirkning på årets regnskap, da morselskapet eier datterselskapet 100 prosent.

Endring til IAS 32 – Finansielle instrumenter – presentasjon

Endringen i IAS 32 innebærer at tegningsretter utstedt i annen valuta enn foretakets funksjonelle valuta skal kunne klassifiseres som egenkapitalinstrumenter. Ikrafttredelsestidspunktet er satt til 1. februar 2010. Konsernet forventer å anvende endringene fra og med 1. januar 2011.

Endring til IAS 39 Finansielle instrumenter – innregning og måling

Endringene i IAS 39 innebærer en klargjøring av reglene for når et finansielt instrument (sikringsobjekt) er sikret i henhold til utvalgte risikoer eller komponenter av kontantstrømmer. De vedtatte endringene gir i første rekke ytterligere retningslinjer for sikring av ensidig risiko (sikring med opsjoner) og sikring av inflasjonsrisiko, men klargjør også retningslinjene om at de utpekte risikoene og kontantstrømmene må være identifiserbare og pålitelig målbare. Ikrafttredelsesdato er 1. juli 2009. Konsernet planlegger å anvende endringen i IAS 39 fra og med 1. januar 2010.

IFRIC 12 – Tjenesteutsettingsordninger

IFRIC 12 gjelder offentlige tjenestebevillinger knyttet til infrastruktur gitt til privat sektor når den offentlige myndigheten regulerer eller kontrollerer hvilke tjenester som ytes, til hvem tjenestene skal ytes og til hvilken pris. Tolkningen regulerer hvordan slike ordninger skal regnskapsføres. Tolkningen har ikrafttredelsestidspunkt 29. mars 2009. Denne IFRIC’en er ikke aktuell for konsernet.

Endring til IFRIC 14 og IAS 19 – begrensninger av en netto ytelsesbasert pensjonseiendel, minstekrav til finansiering og samspillet mellom dem. Endringen innebærer at foretak som har minimumskrav til funding av en pensjonsordning vil ha anledning til å behandle forskuddsbetaling av premiekrav i en ytelsesbasert pensjonsordning som en økonomisk fordel. Etter endringen vil slike forskuddsbetalinger kvalifisere for balanseføring. Endringen til IFRIC 14 har ikrafttredelsestidspunkt 1. januar 2011, men er fortsatt ikke godkjent av EU. Konsernet forventer å anvende endringen fra 1. januar 2011.

IFRIC 15 - Avtaler om bygging av fast eiendom

Tolkningen omhandler inntektsføring av eiendomsprosjekter, og gir veiledning om hvorvidt et byggeprosjekt er innenfor IAS 11 "Anleggskontrakter" eller IAS 18 "Driftsinntekter". Endringen innebærer at en rekke prosjekter ikke lenger vil kunne anses som anleggsprosjekter etter IAS 11 "Anleggskontrakter", og at man dermed ikke kan anvende løpende avregnings metode for regnskapsføring av prosjektene. Tolkningen er godkjent av EU, og har ikrafttredelsestidspunkt 1. januar 2010. Konsernet vil anvende IFRIC 15 fra 1. januar 2010.

IFRIC 16 - Sikring av en nettoinvestering i en utenlandsk virksomhet

Tolkningen omhandler regnskapsføring av sikring av valutaeksponering knyttet til nettoinvestering i utenlandske enheter. Fortolkningen klargjør hvilke typer sikringer som vil kunne kvalifisere for sikringsvurdering og hvilke risikoer som vil kunne sikres.

Tolkningen har ikrafttredelsestidspunkt 1. juli 2009. Konsernet vil anvende IFRIC 16 fra 1. januar 2010.

IFRIC 17 - «Distributions of Non-cash Assets to Owners»

Tolkningen omhandler regnskapsføring av utdelinger til eiere som gjøres opp i andre eiendeler enn kontanter.

Tolkningen har ikrafttredelsestidspunkt 1. november 2009. Konsernet vil anvende IFRIC 17 fra 1. januar 2010.

IFRIC 18 - «Transfers of Assets from Customer»

Tolkningen gjelder regnskapsføring hos selger når kunden overdrar varige driftsmidler til selger som en del av avtalen. Selger skal regnskapsføre driftsmidlet til virkelig verdi og inntektsføre verdien i tråd med den underliggende substansen i overdragelsen. Tolkningen har ikrafttredelsestidspunkt 1. november 2009.

Konsernet vil anvende IFRIC 18 fra 1. januar 2010.

IFRIC 19 - «Extinguishing Financial Liabilities with Equity Instruments»

Tolkningen gir veiledning for regnskapsføring av transaksjoner når et selskap gjør opp hele eller deler av finansielle forpliktelser ved utstedelse av egenkapitalinstrumenter, og gjelder når gjeldskonverteringen skjer som følge av en reforhandling av låneavtalen. Tolkningen har ikrafttredelsestidspunkt 1. juli 2010, men er fortsatt ikke godkjent av EU. Konsernet forventer å anvende IFRIC 19 fra 1. januar 2011.

IASB's årlige forbedringsprosjektet

Gjennom sitt årlige forbedringsprosjekt har IASB vedtatt endringer i en rekke standarder. Disse endringene trer i kraft med virkning for regnskapsåret 2010. Endringene er fortsatt ikke godkjent av EU.

IFRS 2 - Aksjebasert betaling: Innskudd av virksomhet ved etablering av felles kontrollert enhet og virksomhetssammenslutninger under samme kontroll er utenfor virkeområdet til IFRS 2.
IFRS 5 Anleggsmidler holdt for salg og avviklet virksomhet: Det tas inn presisering om at det kun er opplysningskravene i IFRS 5 som gjelder for anleggsmidler holdt for salg og avviklet virksomhet. Opplysningskrav i andre standarder gjelder ikke med mindre det fremgår særlig at de også gjelder for eiendeler og virksomheter som inngår i virksområdet til IFRS 5.
IFRS 8 Driftssegmenter: Det tas inn presisering om at det bare er segmenteiendeler og gjeld som rapporteres særlig for interne beslutningsformål som det må opplyses om i segmentinformasjonen.
IAS 1 Presentasjon av finansregnskap: Det tas inn en presisering om at dersom långiver til enhver tid har rett til å konvertere et konvertibelt lån til egenkapital, påvirker det ikke klassifiseringen av lånet.
IAS 7 Kontantstrømsoppstillingen: Det tas inn en presisering om at bare utgifter som balanseføres skal inngå i kontantstrøm fra investeringsaktiviteter.
IAS 17 Leieavaler: Den særlige omtalen av kriterier for klassifisering som finansiell leieavtale for tomter tas ut.
IAS 18 Driftsinntekter: Det tas inn mer veiledning til vurdering av om et selskap er agent eller selger på egen regning og risiko som prinsipal.
IAS 36 Verdifall på eiendeler: Det tas inn en presisering om at driftssegment er det høyeste nivået en kan allokere goodwill til i en virksomhetssammenslutning.
IAS 38 Immaterielle eiendeler: Det tas inn en presisering om at dersom en immateriell eiendel kun er identifiserbar sammen med en annen immateriell eiendel, kan de to presenteres som én eiendel forutsatt at brukstiden er tilnærmelsesvis lik.

IAS 39 Finansielle instrumenter – innregning og måling:
Det tas inn en presisering om at en forskuddsbetalingsopsjon anses å være nært knyttet til vertskontrakten når utøvelsesprisen er tilnærmelsesvis lik nåverdien av gjenstående rentebetalinger i vertskontrakten.
Det tas inn en presisering om at unntaket for avtaler mellom overtaker og overdrager i virksomhetssammenslutninger som vedrører fremtidige overdragelser av eiendeler i målselskapet, kun gjelder terminkontrakter.
Det tas inn en presisering om at gevinster og tap på instrumenter i kontantstrømsikringer der den forventede fremtidige kontantstrømmen vil lede til balanseføring av et finansielt instrument, først skal resultatføres når de sikrede fremtidige kontantstrømmene påvirker resultatet.
IFRIC 9 Revurdering av innebygde derivater: Det tas inn en presisering om at IFRIC 9 ikke gjelder revurdering av innebygde derivater i virksomhetssammenslutninger mellom selskaper under samme kontroll eller ved etablering av felles kontrollerte enheter.
IFRIC 16 Sikring av en nettoinvestering i en utenlandsk virksomhet: Det tas inn en presisering om at sikring av nettoinvesteringer i utenlandske enheter kan gjennomføres ved hjelp av sikringsinstrumenter i ethvert konsernselskap. Det er således ikke krav om at morselskapet selv anskaffer sikringsinstrument.

Note 2: Virksomhetskjøp

Kjøp av virksomhet - Aker Exploration ASA

Det norske oljeselskap ASA (heretter kalt "Det norske") fusjonerte med Aker Exploration ASA (heretter kalt "AkX") den 22. desember 2009. AkX var 100% eier av datterselskapet Aker Exploration AS. Konsernet Aker Explorations virksomhet var leting etter petroleumsressurser på norsk sokkel. Av juridiske og økonomiske årsaker ble AkX den juridisk overtakende part i fusjonen. Det norske er klart den største parten i fusjonen og er etter IFRS 3R B13 - B19 å anse som det overtakende selskapet, regnskapsmessig sett. Regnskapsmessig transaksjonstidspunkt er satt til det selskapsrettlige gjennomføringstidspunktet for fusjonen, 22. desember 2009. Skattemessig transaksjonstidspunkt er 1. januar 2009.

Juridisk sett ble fusjonen gjennomført ved at Det norske overførte samtlige av sine eiendeler, rettigheter og forpliktelser til AkX, mot at aksjonærene i Det norske mottok aksjer i AkX basert på et bytteforhold 82:18 mellom selskapene i favør av Det norske. Aksjonærene i Det norske som mottok vederlagsaksjer i AkX ble innført som aksjonærer i aksjeeierregisteret til AkX når fusjonen trådte i kraft. De nye aksjene ga fulle aksjonærrettigheter, herunder rett til utbytte, fra dette tidspunktet. Det ble utstedt 91 111 111 nye aksjer i Aker Exploration ASA hver pålydende kr 1,-. Aksjenes virkelige verdi var NOK 39,35416 pr aksje, som er fastsatt som følge av børskursen til AkX (Oslo Axess) på transaksjonstidspunktet. Det er ingen aksjeeiere med særlige rettigheter mv. Det fusjonerte selskapet er videreført under Det norskes navn, logo og profil. Datterselskapet Aker Exploration AS, har byttet navn til Det norske oljeselskap AS.

Den totale effekten som oppkjøpet hadde på regnskapet er som følger:

(Alle tall i NOK 1000)	Balanseført verdi 22.12.2009	Mer- / mindre verdi	Oppkjøps-verdi
Seismikkontrakter		31 000	31 000
Letelisenser	70 674	233 581	304 255
Varige driftsmidler	2 032		2 032
Forskuddsbetalt mobiliseringskostnad rigg / rigginntak	533 713	-201 054	332 659
Andre fordringer	1 523		1 523
Utsatt skattefordel	52 997		52 997
Kundefordringer	45 953		45 953
Skattefordring refusjon letekostnader	659 617		659 617
Kontanter	447 900		447 900
Konvertibelt obligasjonslån	-411 023	20 423	-390 600
Langsiktig lån	-550 813	60 555	-490 258
Finansielle instrumenter	-15 550		-15 550
Leverandørgjeld	-300 459		-300 459
Skyldige renter	-1 068		-1 068
Netto identifiserbare eiendeler og gjeld	535 495	144 505	680 000
Kalkulasjon av goodwill:
Kjøpspris for aksjene			680 000
Bokført verdi av egenkapitalen		535 496
Totale verdijusteringer		144 504
Grunnlag
Utsatt skatt 28%	80 978		22 674
Utsatt skatt 78%	63 527		49 551
Sum utsatt skatt
Goodwill		72 225
Totalt		752 226	752 226
Kapitalforhøyelse			680 000

Denne allokeringen er foreløpig, jfr IFRS 3-45.

Goodwill fremkommer som følge av at transaksjonen behandles etter IFRS 3 "Business Combinations". Forskjell mellom virkelig verdi på eiendeler og skattemessig verdi på oppkjøpstidspunktet resulterer i avsetning for utsatt skatt. Verdsettelsen til virkelig verdi av lisenser under utbygging eller lisenser i produksjon er basert på kontantstrømmer etter skatt. Grunnen er at slike lisenser kun omsettes i et markedet etter skatt basert på vedtak fra Finansdepartementet i tråd med §10 i Petroleumsskatteloven. Det foretas avsetning for utsatt skatt av forskjell mellom anskaffelseskost og overtatt skattemessig avskrivningsbase i henhold til IAS 12 punkt 15 og 19. Motpost til denne utsatte skatten blir goodwill. Den goodwill som oppstår er dermed en teknisk effekt av utsatt skatt.

Det oppkjøpte selskapet har bidratt med NOK 0,- til konsernets omsetning og - 11,6 MNOK til konsernets resultat før skatt i perioden mellom oppkjøp (22.12.2009) og balansedato.

Dersom oppkjøpet hadde blitt gjennomført pr 01.01.2009, ville konsernets totale omsetning for hele perioden vært 265,0 MNOK, og ordinært resultat ville vært - 2 521,6 MNOK.

Kjøp av virksomhet - Jotun

Den 14. mars 2008 signerte Det norske en avtale om kjøp av en andel på 70 prosent i PL 103B. Denne andelen utgjør 7 prosent av det produserende feltet Jotun. Kjøpesum, inkludert skattebalanser var 72,0 MNOK. Skattemessig effektiv kjøpsdato var 1. januar 2008, mens kjøpet ble endelig sluttført 1. august 2008. Netto kontantstrøm etter skatt i perioden 1.1.08 til 31.7.08 er regnskapsmessig ført i balansen (Pro&Contra oppgjør). Kjøpet av andelen i Jotun-feltet anses som virksomhetssammenslutning og er bokført etter oppkjøpsmetoden.

Det norske har gjort en allokering av netto kjøpesum til lisensrettigheter. Det norske overtar også 7 prosent av fjernings- og nedstegningskostnadene. Nåverdi av fjerningsforpliktelsen er beregnet til 28,7 MNOK på transaksjonstidspunktet.

	2008
Kjøpesum før Pro & Contra	72 000
Pro & Contra oppgjør	-30 988
Netto kjøpesum	41 012
Betalbar skatt på Pro & Contra oppgjør	19 575
Utsatt skattefordel (relatert til kjøpt friinntektsgrunnlag)	-2 424
Bokført tilgang lisensrettigheter	58 163
Balanseført fjernings- og nedstengningsforpliktelser	28 700
Avsetning til fjernings- og nedstengningskostnader	-28 700
Skattemessig verdi på overatte eiendeler	24 696
Midlertidig forskjell som grunnlag for utsatt skatt	33 467
Utsatt skatt (78%)	26 104
Goodwill	26 104

Goodwill på 26,1 MNOK skyldes utsatt skatt som følge av forskjell mellom regnskapsmessig og skattemessig verdi på lisensrettigheter/anleggsmidler.

Den oppkjøpte produserende lisensen, Jotun, har bidratt med 34,7 MNOK til selskapets omsetning og -43 MNOK til selskapets resultat før skatt i perioden mellom oppkjøp (01.08.2008) og balansedato. Grunnen til et negativt resultat skyldes en nedskrivning av lisensrettigheter og tilhørende utsatt skatt og goodwill på 50,6 MNOK bl.a. grunnet lavere oljepris. Resultat fra Jotun før nedskrivning er på 7,5 MNOK.

Dersom oppkjøpet hadde blitt gjennomført 1. januar 2008, ville inntekter og resultat før skatt for selskapet blitt henholdsvis 58,2 MNOK og 23,5 MNOK høyere. Resultat før skatt er fratrukket beregnet avskrivning på kjøpte avskrivbare immaterielle og varige driftsmidler, samt beregnet finanskostnad knyttet til oppkjøpet dersom oppkjøpet hadde blitt gjennomført 1. januar 2008.

Note 3: Store enkelttransaksjoner og viktige hendelser

Viktige hendelser og transaksjoner i 2009

Konsernet befestet sin stilling som det nest største selskapet på norsk sokkel i antall operatørskap. I TFO 2009 tildelingen fikk konsernet 10 nye lisenser, hvorav seks operatørskap i Nordsjøen.

Sju av lisensene er i Nordsjøen, to av lisensene er i Norskehavet, mens en lisens er i Barentshavet.

Det norskes PUD for Frøy (PL 364) prosjektet, vil bli behandlet når finansiering og konkretisering av framdriftsplan har blitt bekreftet til myndighetene. Det norske har i løpet av 2009 oppfylt sine lisensforpliktelser, og lisensperioden er forlenget med 10 år. Det norske har også igangsatt flere prosjekter med underleverandører, som tar sikte på at prosjektet skal levere en revidert PUD i løpet av 2010. Det er også i løpet av 2010 planlagt boring i PL 102C (David prospektet) og PL 460 (Storklakken prospektet) i nærheten av Frøy området.

Det har vært gjennomført en rekke bytter av lisenser i 2009. For en fullstendig oversikt over lisensandeler vises til note 31.

Det har i løpet av 2009 vært høy leteaktivitet og det er funnet olje og/eller gass på prospektene Fulla, Freke, Draupne, Grevling, Ragnarrock Graben og Øst Frigg Delta. Noen av brønnene var tørre eller ikke kommersielle. Det var Eitri, Geitfjellet, Fongen, Struten, Skardkollen, Trolla og Frusalen.

Viktige hendelser og transaksjoner i 2008

Salg av lisensene Goliat og Yme

I 2008 gjennomførte selskapet salgene av 10 prosent andel i Yme (PL 316, samt PL 316B, PL 316CS og PL 316DS) og 15 prosent andel i Goliat (PL 229, samt PL 229B og PL 229C). Effektiv dato for disse transaksjonene var 1.1.2008. Gjennomføringsdato var 30.12.2008. Kjøper dekket alle utgifter fra effektiv dato gjennom et Pro & Contra oppgjør. Transaksjonene er regnskapsført på gjennomføringsdato og hadde følgende effekt på selskapets balanse og resultatregnskap:

Beskrivelse	Regnskapslinjer	Goliat	Yme
Balanseposter:
Vederlag inkl. renter og oppgjør for Pro & Contra	Betalingsmidler	1 255 742
Vederlag inkl. renter, skattebalanser og oppgjør for Pro & Contra *)	Kundefordringer		545 901
Goodwill allokert til lisensen	Goodwill	-613 215
Utsatt skatt oppstått ved virksomhetskjøp	Utsatt skatt	672 421
Utsatt skatt - ordinær	Utsatt skatt	159 593	30 540
Aktiverte leteutgifter	Aktiverte leteutgifter	-207 783
Andre immaterielle eiendeler	Andre immaterielle eiendeler	-867 712
Varige driftsmidler - anlegg under utbygging	Varige driftsmidler	-80 216	-363 126
Andel av arbeidskapital i lisensen	Lev.gj., annen korts. gjeld, andre fordringer	14 139	41 088
Sum netto effekt på balanseposter		332 970	254 404
Resultatposter:
Refusjon av kostnadsførte utgifter i lisensen i 2008	Andre driftsinntekker	22 885	2 763
Gevinst før effekt av utsatt skatt	Andre driftsinntekker	77 453	194 499
Renter på vederlag og Pro & Contra oppgjør	Renteinntekter	73 039	26 602
Endring utsatt skatt over resultatet	Skattekostnad	159 593	30 540
Sum netto effekt på resultat etter skatt inkl. renter		332 970	254 404

*) I tråd med avtale inngått med kjøper, ble vederlaget inkl. renter, skattebalanser og oppgjør for Pro & Contra betalt 20.1.2009. Skjøtet ble overført til kjøper på gjennomføringsdato. Det norske hadde en pantobligasjon i lisensen gjeldende frem til betalingsdatoen 20.1.2009.

Note 4: Oversikt over datterselskaper

Følgende datterselskaper er inkludert i konsernregnskapet:

Selskap:	Hjemland	Forretnings-kontor	Hoved-virksomhet	Eierandel	Stemme-andel
Det norske oljeselskap AS	Norge	Stavanger	Olje	100 %	100 %

Konsolidert fra 22. desember 2009 (se note 2).

	Morselskap
	2009	2008
Aksjer i datterselskap	431 361
Egenkapital i datterselskap	268 127
Årsresultat	-364 824

I morselskapet er aksjer i datterselskapet vurdert til det laveste av kostpris og virkelig verdi.

Egenkapital og årsresultat i datterselskapet er hentet fra selskapsregnskapet til Det norske oljeselskap AS. I konsernet er kun resultatet for de 9 siste dagene tatt inn, mens øvrige resultateffekter er tatt direkte mot egenkapitalen. Grunnen til denne behandlingen var at fusjonen var gjeldende først fra 22. desember 2009.

Mellomværende med datterselskap fremkommer av note 29 "Transaksjoner med nærstående".

Note 5: Segmentinformasjon

Selskapets virksomhet har siden etableringen i sin helhet foregått innenfor ett og samme segment definert som undersøkelse og produksjon av petroleum i Norge.

Note 6: Utforskningskostnader

Spesifikasjon av utforskningskostnader:	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader	79 892	80 592	82 419
Andel utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl.seismikk	262 522	260 896	236 019
Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år	23 689	23 689	124 887
Kostnadsføring av tørre letebrønner dette år	760 338	760 338	16 912
Andel lønns- og driftskostnader reklassifisert som utforskningskostnader	56 458	56 973	75 527
Andel av forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet	25 828	25 828	8 766
Sum utforskningskostnader	1 208 728	1 208 316	544 529

De deler av lønns- og driftskostnader som er henførbare til drift- og utforskningsaktiviteter er reklassifisert og vist som henholdsvis produksjons- og utforskningskostnad.

I tillegg til forsknings- og utviklingskostnader inkludert overfor er det i 2009 kostnadsført 3 165 som "andre driftskostnader". Tilsvarende tall for 2008 var 0.

Note 7: Beholdningsendring og varelager

Varelager består av olje som er produsert, men ikke løftet, samt reservedelslager.

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Lager av olje - produsert, men ikke levert 31.12.	605	605	4 729
Andel av reservedelslager 31.12.	14 050	14 050	9 998
Beholdning 31.12	14 655	14 655	14 727
Beholdningsendring lager av olje (eksklusiv reservedelslager)	4 124	4 124	-3 037

Reservedelslageret gjelder i hovedsak utstyr til boring av letebrønner.

Note 8: Produksjonskostnader

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Produksjonskostnader	140 275	140 275	125 657

Produksjonskostnader omfatter kostnader knyttet til leie, drift og vedlikehold av produksjonsskip/plattformer, samt brønnintervensjon og work-over aktiviteter, $\mathrm{CO}_{2}$ avgifter m.m. Andel av lønns- og administrasjonskostnader som er henførbare til drift er reklassifisert og vist som produksjonskostnad. Kostnadene er relatert til produksjonslisensene Jotun, Varg, Enoch og Glitne.

Note 9: Kostnader ved og retningslinjer for ytelser til ledende ansatte og styret

Spesifikasjon lønn og lønnsrelaterte kostnader:	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Lønnskostnader	154 855	155 146	115 657
Pensjonskostnad inkl. arbeidsgiveravgift (Note 21)	16 862	16 831	16 105
Arbeidsgiveravgift	22 218	22 215	16 135
Andre personalkostnader	18 582	18 314	10 596
Lønn og lønnsrelaterte kostnader viderefakturert lisenser eller reklassifisert til utforskning- og produksjonskostnader	-200 689	-200 678	-145 860
Totale lønnskostnader	11 828	11 828	12 634
Antall årsverk	2009	2009	2008
---	---	---	---
Antall årsverk som har vært sysselsatt i regnskapsåret	135,8	134,8	101,3

Antall ansatte ved årets begynnelse var 127, mens antall ansatte pr. 31.12.2009 var 176, hvorav 141 i morselskapet.

Ytelser til ledende ansatte i 2008:	Tiltrådt	Honorar	Lønn	Bonus	Andre ytelser 1)	Natural-ytelser	Periodisert pensjons-kostnad	Samlet godt-gjørelse
Erik Haugane (Administrerende direktør)			2 242	616		23	136	3 018
Sigmund Hanslien (Direktør geofag)			1 920	533		24	112	2 588
Tom Bugge (Direktør leting)			1 549	426		22	98	2 095
Stein Fines (Direktør teknologi og utbygging)			1 544	413		19	141	2 117
Anton Tronstad (Direktør boring og brønn)			1 500	410		19	134	2 063
Paul Hjelm-Hansen (Finansdirektør)	Fratr. 1.6.08	555	1 910	390		14	73	2 942
Vidar Larsen (Direktør forretningsutvikling)			1 364	104		20	144	1 632
Anita Utseth (Direktør HMS)	1.4.08		764			16	160	941
Torgeir Anda (Kommunikasjonssjef)	1.7.08	534	652			12	85	1 283
Øyvind Bratsberg (Viseadministrerende direktør)	1.6.08		1 269		1 000	13	100	2 383
Finn Øistein Nordam (Finansdirektør)	1.7.08		1 153		1 000	15	86	2 254
Odd Ragnar Heum (Direktør Reserve- og områdeutv.)	1.3.08		1 273		2 000	17	146	3 435
Tore Lilloe-Olsen (innleid daglig leder NOIL Energy ASA)		541						541
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2008		1 630	17 139	2 892	4 000	214	1 415	27 290

1) Beløpet gjelder godtgjørelse ved ansettelse som er gitt for å kunne rekruttere personer til sentrale stillinger, blant annet for å kompensere for opptjent bonus hos tidligere arbeidsgiver. Beløpet etter skatt er i sin helhet benyttet til kjøp av aksjer i selskapet.

Enkelte i ledelsen i selskapet har eierandeler i selskapet. Oversikten på neste side viser i tillegg til godtgjørelse, antall aksjer og eierandel i Det norske oljeselskap ASA, som er eiet både direkte og indirekte via nærstående. Indirekte eie gjennom andre selskaper er inkludert i sin helhet dersom eierandelen er 50 prosent eller mer.

	Tiltrådt	Lønn	Bonus	Natural-ytelser	Periodi-sert pensj.-kostnad	Samlet godt-gjørelse	Antal aksjer totalt
Ytelser til ledende ansatte i 2009:
Erik Haugane (Administrerende direktør)	2 868	541	28	173	3 610	1 077 018	1,7 %
Sigmund Hanslien (Direktør geofag)	2 067	471	37	139	2 714	58 792	0,1 %
Tom Bugge (Letesjef Nordsjøen)	1 774	381	28	131	2 314	976 975	1,5 %
Stein Fines (Direktør teknologi og utbygging)	1 867	382	31	169	2 449	942 487	1,5 %
Anton Tronstad (Direktør boring og brønn)	1 631	368	29	155	2 183	975 482	1,5 %
Vidar Larsen (Direktør forretningsutvikling)	1 631	371	28	150	2 180	29 159	0,0 %
Anita Utseth (Direktør HMS)	1 385	213	20	223	1 841	33 546	0,1 %
Torgeir Anda (Direktør kommunikasjon)	1 353	182	22	176	1 733	18 279	0,0 %
Øyvind Bratsberg (Viseadministrerende direktør)	2 632	355	28	183	3 198	17 357	0,0 %
Finn Øistein Nordam (Finansdirektør)	2 369	322	67	179	2 937		0,0 %
Odd Ragnar Heum (Direktør Felt- og områdeutvikling)	1 699	346	30	175	2 250	33 524	0,1 %
Knut Evensen (Direktør investorkontakt)	1 524	205	21	171	1 921	14 353	0,0 %
Stig Vassmyr (Letesjef Barentshavet)	1 685	391	36	174	2 286		0,0 %
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2009 i morselskapet	24 485	4 528	405	2 198	31 616	4 176 972	6,4 %
Kari Lokna (Letesjef Frontier og Norskehavet)	22.12.09	33		0	33	1 000	0,0 %
Lars Thorrud (Direktør forretningsutvikling)	22.12.09	34		1	35	65 000	0,1 %
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2009 i datterselskapet	67			1	68	66 000	0,1 %
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2009 totalt i konsernet	24 552	4 528	405	2 199	31 684	4 242 972	6,6 %

Etter fylte 60 år plikter administrerende direktør å fratre stillingen dersom styret ber om det. For fratredelse før 67 år skal han ha en kompensasjon tilsvarende 70 prosent av lønn fra 60 til 67 år. Det er etablert en garantikonto for dette formål. Det avsettes løpende i regnskapet for denne forpliktelsen, og kostnader er beregnet etter samme aktuarmessige forutsetninger som selskapets øvrige pensjonsforpliktelser.

Enkelte av styremedlemmene har eierandeler i selskapet. Oversikten nedenfor viser i tillegg til styrehonorar, antall aksjer og eierandel i Det norske oljeselskap ASA som er eiet både direkte og indirekte via nærstående. Indirekte eie gjennom andre selskaper er inkludert i sin helhet dersom eierandelen er 50 prosent eller mer.

Styrehonorar og aksjer eid av styret:	Kommentarer	Styrehonorar		Antal aksjer totalt	Eierandel
		2009	2008
Kjell Inge Røkke	Styrets leder. Tiltrådt 22.12.09.				0,0 %
Didrik Schnitler	Styrets leder. Tiltrådt 3.2.09. Fratrådt 24.6.09.	198			0,0 %
Kaare Moursund Gisvold	Styrets leder. Fratrådt 2.2.09. Tiltrådt 25.6.09 som nestleder. Styremedlem fra 22.12.09	163	574	319 446	0,5 %
Svein Sivertsen	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Fratrådt 2.2.09. Tiltrådt som styreleder 25.6.09 Fratrådt 22.12.09.	258	277	21 049	0,0 %
Ivar Brandvold	Nestleder. Fratrådt 31.8.09.	173	330		0,0 %
Øistein Høimyr	Ansatterepresentant. Fratrådt 16.08.08.		140		0,0 %
Jan Gunnar Opsal	Ansatterepresentant. Tiltrådt 16.08.2008. Fratrådt 22.12.09.	128	38	7 823	0,0 %
Kristin Aubert	Ansatterepresentant. Varamedlem fra 22.12.09.	128	270		0,0 %
Bjarne Kristoffersen	Ansatterepresentant. Tiltrådt 28.3.2009. Fratrådt 22.12.2009.	58			0,0 %
Kristoffer Engenes	Ansatterepresentant. Varamedlem. Tiltrådt 22.12.09.			2 000	0,0 %
Gunnar Eide	Ansatterepresentant. Tiltrådt 22.12.09.			10 665	0,0 %
Bodil Alteren	Ansatterepresentant. Tiltrådt 22.12.09.			15 478	0,0 %
Berge Gerdt Larsen	Styremedlem. Tiltrådt 22.12.09.				0,0 %
Maria Moræus Hanssen	Styremedlem. Tiltrådt 22.12.09.				0,0 %
Tore Lilloe-Olsen	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Varamedlem fra 22.12.09.	280	271		0,0 %
Eva Helene Skøelv	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Fratrådt 2.2.09.	13	277		0,0 %
Barbro Lill Hætta-Jacobsen	Styremedlem. Fratrådt 2.2.09.	13	231		0,0 %
Guri Helene Ingebrigtsen	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Fratrådt 2.2.09.	13	277		0,0 %
Marianne Elisabeth Johnsen	Styremedlem. Tiltrådt 3.2.2009. Varamedlem fra 22.12.09.	228			0,0 %
Marianne Lie	Styremedlem. Tiltrådt 3.2 Fratrådt 24.6.09.	73			0,0 %
Hege Sjo	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Tiltrådt 3.2.09. Fratrådt 2	268			0,0 %
Jan Rune Steinsland	Styremedlem. Medlem av revisjonsutvalg. Tiltrådt 3.2.09. Fratrådt 24.6.09.	73			0,0 %
Lone Fønns Schrøder	Styremedlem. Tiltrådt 25.6.09. Varamedlem fra 22.12.09.	75			0,0 %
Sum		1 942	2 686	376 461	0,6 %

Det er ikke utbetalt styrehonorar til styret i datterselskapet etter fusjonen.

Erklæring vedrørende lønn og annen godtgjørelse til ledende ansatte

Styret vil legge frem en erklæring vedrørende lønn og annen godtgjørelse til ledende ansatte på ordinær generalforsamling.

Retningslinjer og oppfyllelse av disse for 2009

Lederlønnspolitikken for 2009 fulgte de retningslinjer som var inntatt i årsberetningen for 2008, og som ble fremlagt for rådgivende avstemming på den ordinære generalforsamlingen i april 2009.

Retningslinjer for 2010 og frem til ordinær generalforsamling i 2011

Styret har etablert retningslinjer for 2010 og frem til ordinær generalforsamling i 2011 for avlønning av administrerende direktør og andre ledende ansatte. Retningslinjene vil bli behandlet på selskapets ordinære generalforsamling i 2010.

Ledende ansatte mottar en grunnlønn med en årlig justering. Ledende ansatte i selskapet deltar i de samme generelle ordningene som gjelder for alle ansatte i selskapet vedrørende aksjebonusprogram, ytelsesbasert pensjonsordning og andre naturalytelser som f.eks. fri avis, fri internettilgang hjemme og støtte til trening. I spesielle tilfeller kan det ytes en godtgjørelse ved ansettelse blant annet for å kompensere for opptjent bonus hos tidligere arbeidsgiver.

Justeringer i grunnlønn for administrerende direktør fastsettes av styret. Justeringer i grunnlønn for øvrige ledende ansatte fastsettes av administrerende direktør innenfor ramme for lønnsoppgjør fastsatt av styret. Etter fylte 60 år plikter administrerende direktør å fratre stillingen dersom styret ber om det. Som kompensasjon for fratredelse før 67 år skal administrerende direktør motta en kompensasjon tilsvarende 70 prosent av lønn fra 60 til 67 år.

Det er etablert en bonusordning for samtlige ansatte i fast stilling over 50 prosent. Bonus fastsettes ved at styret hvert år etter regnskapsårets utgang, foretar en skjønnsmessig vurdering av selskapets samlede aktiviteter og resultater foregående år. Basert på dette vil styret avgjøre om det skal tildeles bonus for de ansatte. Størrelsen på bonusbeløpet fastsettes som en prosentsats av grunnlønn. Bonus for ett år vil for hver ansatt maksimalt kunne utgjøre 40 prosent av grunnlønn. De ansatte må kjøpe aksjer i Det norske oljeselskap ASA for 100 prosent av bonusbeløpet etter skatt basert på en skattesats på 50 prosent. Bonus tildeles ikke til ansatte som allerede er eller har sagt opp eller på annen måte har sluttet i selskapet på det tidspunkt bonus tildeles. Gjennomføringen av aksjebonusprogrammet utføres ved at den ansatte selv eller et meglerhus kjøper aksjer på vegne av alle ansatte eller at selskapet benytter eventuell egen beholdning av aksjer til dette formål. De ansatte eller meglerhus betaler markedskurs til selgeren. For 2009 fastsatte styret i februar 2010 bonus til 15 prosent av grunnlønn. Det eksisterer ingen andre godtgjørelser til administrerende direktør, eller ledende ansatte, som er knyttet til aksjer, tegningsretter, opsjoner eller andre aksjebaserte forhold. Ingen lønnsavtaler i selskapet er tilknyttet utviklingen i selskapets aksjekurs eller aksjeavkastning.

For å styrke rekrutteringen av nyansatte til selskapet og imøtekomme tilsvarende ordninger hos konkurrerende selskaper er det etablert en låneordning for selskapets ansatte som innebærer at alle faste ansatte kan låne opptil 30 prosent av brutto årslønn til skattemessig normrente. Långiver er en utvalgt bank og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Konsernets samlede kausjon for ansattelån var i 2009 på 11 764. Selskapet betaler differansen mellom markedsrente og den til enhver tid gjeldende skattemessige normrente. Selskapet tar sikkerhet for kausjonen i form av tilleggsavtale med den ansatte som gir selskapet motregningsrett i feriepenger og lønn i oppsigelsesperiode. Banken administrerer ordningen og krever inn rentebetalinger/avdrag og foretar misligholdsoppfølging. Selskapet betaler en lav årlig administrasjonavgift for dette arbeidet.

Virkningen for selskapet for gjennomføringen av ovenstående retningslinjer er at selskapets regnskapsresultat påvirkes av kostnadene ved de nevnte ordninger.

Note 10: Andre driftskostnader

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Kontor og EDB kostnader	66 223	66 223	45 002
Honorarer konsulenter og revisor (honorar til revisor er spesifisert under)	40 367	40 367	35 517
Andre driftskostnader inkl. reisekostnader	81 525	81 525	32 521
Driftskostnader belastet lisenser/ reklassifiseret til utforskning og produksjonskostnader	-119 321	-119 321	-97 471
Andre driftskostnader	68 794	68 794	15 569

Økningen i andre driftskostnader fra 2008 til 2009 skyldes først og fremst mange nyansettelser i løpet av året, samt en kostnadsføring av utgifter relatert til fusjonen med Aker Exploration ASA.

Godtgjørelse til revisor i Det norske konsernet er inkludert i andre driftskostnader og fordeles som følger:

Revisors godtgjørelse (alle tall eks mva)	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Honorar for lovpålagte revisjonstjenester - Deloitte AS	1 035	1 035	585
Andre attestasjonstjenester	64	64	89
Skatterådgivning
Andre tjenester utover revisjon	688	688	320
Sum godtgjørelser til revisor	1 786	1 786	994

Datterselskapet, Det norske oljeselskap AS (tidligere Aker Exploration AS), hadde inntil fusjonen KPMG som revisor. Det er ikke påløpt noen kostnader til revisor i datterselskapet etter fusjonstidspunktet.

Note 11: Finansposter

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Renteinntekter	49 701	49 196	144 698
Konserninterne renteinntekter		874
Avkastning på finansielle plasseringer	12 220	12 220
Valutagevinst	45 285	45 190	82 214
Sum renteinntekt og annen finansinntekt	107 206	107 480	226 912
Rentekostnader	21 278	17 718	43 795
Amortisering av lånekostnader	4 826	4 826	1 140
Valutatap	39 200	38 616	19 929
Tap ved verdifall derivater med endringer i virkelig verdi over resultatet	6 254
Verdinedgang finansielle plasseringer			6 180
Sum rentekostnad og annen finanskostnad	71 558	61 160	71 043
Netto finansposter	35 648	46 321	155 869

Valutatapet er hovedsaklig oppstått som følge av kursnedgang på USD relatert til selskapets bankkontoer og kundefordringer. Valutagevinst skyldes både realiserte og urealiserte kursendringer på selskapets leverandørgjeld i utenlandsk valuta (hovedsaklig USD).

Note 12: Skatt

Skattegrunnlag:	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Ordinært resultat før skattekostnad	-1 399 855	-1 388 716	-416 145
Permanente forskjeller (skattefrie transaksjoner § 10 m.m.)	-21 588	-21 612	-1 346 562
Endring midlertidige forskjeller	-409 447	-409 447	1 670 096
Årets skattegrunnlag relevant for alminnelig inntekt 28 %	-1 830 890	-1 819 775	-92 611
Årets effekt av frinntekt på skattepliktig resultat	-20 551	-20 551	-22 746
Finansposter uten særskatt 50 %	-40 225	-50 897	-172 484
Skattepliktig resultat med særskatt 50 %	-1 891 666	-1 891 223	-287 841
Herav årets frinntekt til framføring	20 551	20 551	22 746
Årets skattegrunnlag relevant for 50 % særskatt	-1 871 115	-1 870 672	-265 095
Årets skatteinntekt/skattekostnad (-) fremkommer slik:	Skatte-prosent:
---	---	---	---
Betalbar skatt på netto finans	28 %	-4 543	-4 543
Tilgode skatt vedrørende letekostnader	78 %	1 405 050	1 404 704
Korrigering av tidligere års betalbare skatt og utsatte skatt		574	574
Betalbar skatt knyttet til kjøp av Jotun (note 2)
Endring utsatt skatt		-521 922	-524 910
Sum skatteinntekt/skattekostnad		879 159	875 825
Effektiv skattesats i %		-63 %	-63 %
Korrigering av tidligere års feil før mot egenkapital
Sum skatteinntekt/skattekostnad i resultatregnskapet
Avstemming av skatteinntekt/skattekostnad (-)	Skatte-prosent:
---	---	---	---
28 % selskapsskatt av resultat før skatt	28 %	391 959	388 840
50 % særskatt av resultat før skatt	50 %	699 928	694 358
Renter på underskudd til fremføring		2 607	2 607
Korrigering av tidligere års betalbare skatt		-12 726	-12 726
Korrigering av tidligere års endring utsatt skatt		13 301	13 301
Skatteeffekt av frinntekt	50 %	10 276	10 276
Skatteeffekt av finansposter uten særskatt	50 %	18 641	23 977
Utsatt skatt på årets nedskrivning før direkte i balansen		-261 665	-261 665
Utsatt skatt salg av Goliat, før direkte i balansen (note 3)
Betalbar skatt knyttet til kjøp av Jotun (note 2)
Effekt av permanente forskjeller	78 %	16 839	16 858
Årets skatteinntekt/skattekostnad		879 159	875 825

Skatteeffekten av midlertidige forskjeller og fremførbare underskudd utgør:	Skatte-prosent:	Konsern 2009	Morselskap
			2009	2008
Balanseførte leteutgifter	78 %	696 904	660 609	196 204
Andre immaterielle eiendeler	78 %	771 114	756 384	976 795
Varige driftsmidler	78 %	186 821	187 305	23 950
Varebeholdning	78 %	322	322	2 345
Andre fordringer	78 %	-48 133	-48 559	-1 050
Pensionsforpliktelser	78 %	-15 533	-15 533	-12 608
Avsetning etter god regnskapsskikk	78 %	-267 785	-224 729	-175 223
Regnskapsmessig amortisering av egenkapitalandel obligasjonslån	28 %	13 014	13 014
Avsetning etter god regnskapsskikk	28 %	-824	-824
Finansielle instrumenter	28 %	-6 105
Utsatt skatt på merverdi ved oppkjøp av virksomhet (note 2)		72 225	5 718
Underskudd til fremføring på land	28 %	-4 693	-3 783
Underskudd til fremføring på sokkel	28 %	-46 913	-19 887	-10 212
Underskudd til fremføring på sokkel	50 %	-176 938	-137 850	-92 909
Sum utsatt skatt		1 173 477	1 172 186	907 293
Avstemming av endring i utsatt skatt:	Konsern 2009	Morselskap
---	---	---	---
		2009	2008
Utsatt skatt 1.1.	907 293	907 293	2 166 469
Utsatt skatt knyttet til oppkjøpt virksomhet inkl merverdier	19 228	14 948	23 680
Endring utsatt skatt i resultatet	521 922	524 910	-359 414
Klassifiseringsfeil tidligere år	-13 301	-13 301	1 976
Nedskrivninger med effekt på utsatt skatt (note 16)	-261 665	-261 665	-252 998
Salg med effekt på utsatt skatt (note 3)			-672 421
Utsatt skatt i balansen 31.12.	1 173 477	1 172 186	907 293

Avstemming av beregnet skatt til utbetaling

Betalbar skatt på netto finans	28 %	-4 543	-4 543
Betalbar skatt på kjøp av virksomhet (note 2)				-19 575
Tilgode skatt vedrørende letekostnader	78 %	2 064 667	1 404 704	226 349
Tilgode skatt vedrørende tidligere års ligning
Beregnet skatt til utbetaling i balansen 31.12.		2 060 124	1 400 161	206 774

Det er avdekket feil i skatteberegningen for 2008. Feilen er korrigert direkte mot inngående balanser med følgende beløp:

	Utgående balanse 31.12.08 i årsregnskap	Korrigering	Korrigert balanse 31.12.2008
Beregnet skatt til utbetaling	213 982	-7 208	206 774
Sum korrigering eiendeler		-7 208
Utsatt skatt	847 622	59 671	907 293
Annen egenkapital	225 516	-66 879	158 637
Sum korrigering gjeld og egenkapital		-7 208

Note 13: Resultat per aksje

Basisresultat per aksje

Basisresultat per aksje er beregnet som forholdet mellom årets resultat som tilfaller aksjeeierne på MNOK - 520,7 (225,5 i 2008) og vektet gjennomsnittlig utestående ordinære aksjer gjennom regnskapsåret på 91,6 mill (64,9 mill i 2008).

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Årets resultat som tilfaller innehavere av ordinære aksjer	-520 696	-512 890	225 494
Gjennomsnittlig ordinære aksjer gjennom året (i tusen)	91 604	91 604	64 925
Resultat pr aksje	-5,68	-5,60	3,47

Utvannet resultat per aksje

Konsernet har et konvertibelt obligasjonslån, som løper frem til 16. desember 2011. Lånet kan i hele perioden konverteres til aksjer (5 769 231 aksjer) til kurs kr 79,20 pr aksje, se note 24 for ytterligere opplysninger. Utvannet resultat pr. aksje er beregnet ved å dividere resultatet som henføres til ordinære aksjer, justert for spart rente (etter skatt) ved konvertering av konvertibelt lån, med vektet gjennomsnittlig antall utestående utvannede aksjer. I beregningen er det lagt til grunn at eksisterende konvertibelt lån konverteres på den første dagen i regnskapsperioden.

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Resultat henførbart til ordinære aksjer	-520 696	-512 890	225 494
Effekt etter skatt av spart rente på konvertibelt lån	33 822	33 822
Årets resultat henført til ordinære aksjer - utvannet	-486 873	-479 068	225 494
Vektet gjennomsnittlig antall utestående ordinære aksjer	91 604	91 604	64 925
Effekt av konvertering av konvertibelt lån	5 769	5 769
Vektet gjennomsnittlig antall utestående ordinære aksjer - utvannet	97 373	97 373	64 925
Utvannet resultat per aksje	-5,00	-4,92	3,47

Utvanningseffekten er i henhold til IAS 33 paragraf 41 ikke vist i resultatet siden konvertering til ordinære aksjer ville redusert tapet eller økt resultatet per aksje.

Feil i regnskapet i 2008

Det ble avdekket feil i skatteberegningen for 2008. Feilen ble korrigert i regnskapet for 1. kvartal 2009. Note 12 viser hvilke poster som ble korrigert. Resultateffektene av feilen ble tatt mot EK. Tabellen under viser korrigert resultat for 2008.

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Årets resultat som tilfaller innehavere av ordinære aksjer	-520 696	-512 890	225 494
Effekt av skattefeil 2008			-66 879
Årets resultat etter korrigering av feil - ordinære aksjer	-520 696	-512 890	158 615
Gjennomsnittlig ordinære aksjer gjennom året (i tusen)	91 604	91 604	64 925
	-5,68	-5,60	2,44

Selskapet hadde ingen opsjoner eller konvertible obligasjoner i 2008, slik at effekten av feilen gir samme basisresultat og utvannet resultat pr aksje.

Tidliganvendelse av IFRS 3(R)

Konsernet har valgt å tidliganvende IFRS 3(R) i årsregnskapet for 2009. Etter IFRS 3 skal oppkjøpsutgifter inngå i anskaffelseskost. Etter IFRS 3(R) skal oppkjøpsutgifter kostnadsføres. Tidliganvendelse av standarden har ført til en økt kostnadsføring på 26,8 MNOK i morselskapet.

Note 14: Forskuddsbetalinger og leie av borerigg - langsiktig

	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
Forskuddsbetaling knyttet til oppgradering, rigginntak og mobilisering	379 608
Mindreverdi riggkontrakt ved oppkjøp	-140 689
Sum forskuddsbetaling Aker Barents	238 919
Annen forskuddsbetaling	1 523
Sum forskuddsbetalinger og leie av borerigg	240 442

Det norske oljeselskap AS har en avtale om leie av en 6. generasjons borerigg (Aker Barents) for en fast periode på 3 år med opsjon på en tilleggsperiode på inntil 2 år. Leieperioden startet i juli 2009. Leieavtalen er klassifisert som operasjonell lease.

Forskuddsbetalte mobiliseringskostnader og investeringer på riggen blir amortisert over kontraktens avtaleperiode på 3 år. Avtalt riggrate pr. dag er på USD 520 000, inkludert driftskostnader på NOK 900 000 som blir justert for inflasjon innenfor kontraktens løpetid. Rigginntakskostnader kostnadsføres løpende og tilbakeføres ved utfakturering til de lisensene som benytter riggen. Konsernet har splittet disse kostnadene i en langsiktig og en kortsiktig del, i henhold til når utfakturering vil skje. Langsiktig del følger av denne noten, kortsiktig del følger av note 18.

Note 15: Varige driftsmidler/immaterielle eiendeler

VARIGE DRIFTSMIDLER:

2008 - Konsern og morselskap	Felt under utbygging	Produksjons-anlegg inkl. brønner	Inventar, kontor-maskiner o.l.	Totalt
Anskaffelseskost 31.12.2007	197 289	194 932	12 584	404 804
Tilgang/Reklassifisering	430 403	81 168	14 982	526 553
Avgang/Reklassifisering	437 262			437 262
Anskaffelseskost 31.12.2008	190 430	276 099	27 566	494 095
Akk av- og nedskrivninger 31.12.2008		187 640	8 401	196 042
Balanseført verdi 31.12.2008	190 430	88 459	19 164	298 053
Årets avskrivninger		89 507	6 199	95 706
Årets nedskrivninger		50 225		50 225
2009 - Morselskap	Felt under utbygging	Produksjons-anlegg inkl. brønner	Inventar, kontor-maskiner o.l.	Totalt
---	---	---	---	---
Anskaffelseskost 31.12.2008	190 430	276 099	27 566	494 095
Tilgang/Reklassifisering	8 201	116 539	25 604	150 344
Avgang/Reklassifisering		1 559	7 459	9 018
Anskaffelseskost 31.12.2009	198 631	391 080	45 711	635 421
Akk av- og netto nedskrivninger 31.12.2009		169 864	20 036	189 900
Balanseført verdi 31.12.2009	198 631	221 216	25 675	445 521
Årets avskrivning		32 449	11 632	44 081
Årets nedskrivning/reversering av tidligere års nedskrivninger (-)		-50 225		-50 225
2009 - Konsern	Felt under utbygging	Produksjons-anlegg inkl. brønner	Inventar, kontor-maskiner o.l.	Totalt
---	---	---	---	---
Anskaffelseskost 31.12.2008	190 430	276 099	27 566	494 095
Tilgang ved oppkjøp av virksomhet (note 2)			2 087	2 087
Tilgang/Reklassifisering	8 201	116 539	25 604	150 344
Avgang/Reklassifisering		1 559	7 459	9 018
Anskaffelseskost 31.12.2009	198 631	391 080	47 797	637 508
Akk av- og netto nedskrivninger 31.12.2009		169 864	20 091	189 955
Balanseført verdi 31.12.2009	198 631	221 216	27 706	447 553
Årets avskrivning		32 449	11 687	44 136
Årets nedskrivning/reversering av tidligere års nedskrivninger (-)		-50 225		-50 225

Felt under utbygging avskrives fra produksjonsstart. Produksjonsanlegg inklusive brønner, avskrives etter produksjons-enhetsmetoden. Kontormaskiner, inventar etc. avskrives lineært over levetiden, som er 3-5 år. Fjerningseiendel inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegget i tabellen over.

IMMATERIELLE EIENDELER

2008 - Konsern og morselskap	Andre immaterielle eiendeler
	Lisenser	Software	Leteutgifter	Goodwill	Totalt
Anskaffelseskost 31.12.2007	2 427 636	19 839	517 867	1 671 556	4 636 898
Tilgang ved oppkjøp av virksomhet	58 163			71 322	129 485
Tilgang/Reklassifisering	7 148	8 929	118 912		134 989
Avgang/Reklassifisering	879 479		385 235	613 215	1 877 929
Anskaffelseskost 31.12.2008	1 613 468	28 768	251 544	1 129 663	3 023 443
Akk av- og nedskrivninger 31.12.2008	361 831	15 781		265 324	642 935
Balanseført verdi 31.12.2008	1 251 637	12 987	251 544	864 339	2 380 507
Årets avskrivning	9 103	6 549			15 651
Årets nedskrivning	337 825			265 324	603 149
2009 - Morselskap	Andre immaterielle eiendeler
---	---	---	---	---	---
	Lisenser	Software	Leteutgifter	Goodwill	Totalt
Anskaffelseskost 31.12.2008	1 613 468	28 768	251 544	1 129 663	3 023 443
Tilgang/Reklassifisering	58 864	4 174	1 220 015		1 283 053
Avgang/Reklassifisering	98 500		624 625	70 065	793 190
Anskaffelseskost 31.12.2009	1 573 832	32 942	846 934	1 059 598	3 513 306
Akk av- og nedskrivninger 31.12.2009	551 594	23 419		433 884	1 008 897
Balanseført verdi 31.12.2009	1 022 238	9 523	846 934	625 713	2 504 409
Årets avskrivning	1 695	7 638			9 333
Årets nedskrivning	335 468			238 626	574 094
Årets reversering av tidligere års nedskrivninger (-)	-48 900				-48 900
2009 - Konsern	Andre immaterielle eiendeler
---	---	---	---	---	---
	Lisenser	Software	Leteutgifter	Goodwill	Totalt
Anskaffelseskost 31.12.2008	1 613 468	28 768	251 544	1 129 663	3 023 443
Tilgang ved oppkjøp av virksomhet	288 723		46 533	72 225	407 480
Tilgang/Reklassifisering	58 864	4 174	1 220 015		1 283 053
Avgang/Reklassifisering	98 500		624 625	70 065	793 190
Anskaffelseskost 31.12.2009	1 862 555	32 942	893 467	1 131 823	3 920 786
Akk av- og nedskrivninger 31.12.2009	551 594	23 419		433 885	1 008 898
Balanseført verdi 31.12.2009	1 310 961	9 523	893 467	697 938	2 911 889
Årets avskrivning	1 695	7 638			9 333
Årets nedskrivning	335 468			238 626	574 094
Årets reversering av tidligere års nedskrivninger (-)	-48 900				-48 900
Avstemming av avskrivninger i resultatregnskapet:	Konsern		Morselskap
---	---	---	---	---
		2009	2009	2008
Avskrivning av varige driftsmidler		44 136	44 081	95 706
Avskrivning av immaterielle eiendeler		9 333	9 333	15 651
Sum årets avskrivninger		53 469	53 414	111 357

Avstemming av nedskrivninger i resultatregnskapet:	Konsern 2009	Morselskap
		2009	2008
(-) Reversering/nedskrivning av varige driftsmidler	-50 225	-50 225	50 225
(-) Reversering/nedskrivning av immaterielle eiendeler	525 194	525 194	603 149
Nedskrivning av utsatt skatt knyttet til nedskrivning av goodwill	-261 665	-261 665	-252 998
Sum årets nedskrivninger	213 304	213 304	400 376

Software avskrives lineært over levetiden som er tre år. Øvrige immaterielle eiendeler avskrives ikke, men blir årlig, eller når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er vesentlig høyere enn gjenvinnbart beløp, vurdert for potensielt verdifall.

Felt under utbygging inkluderer et beløp på MEUR 13,5 relatert til Frøy. Det er uenighet i lisensen om kostnaden skal dekkes i sin helhet av Det norske oljeselskap eller deles mellom partene i lisensen. For ytterligere informasjon se note 28.

I forbindelse med konsernets trekkfasiliteter er enkelte lisenser pantsatt, se note 26.

Note 16: Nedskrivning av goodwill og andre eiendeler

I tråd med selskapets regnskapsprinsipper er det foretatt nedskrivningstest av goodwill og tilhørende lisenser i 4. kvartal. Testen er utført pr 31.12.2009. 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 "etter-skatt-basis" pga. §-10 vedtak, i tråd med gjeldende petroleumsbeskatning. Motposten til utsatt skatt blir goodwill.

Fra 2008 blir goodwill fulgt opp pr. lisens, og hver lisens anses å være en kontantgenererende enhet som tilordnes goodwill.

I henhold til IAS 36 punkt 134 skal konsernet opplyse om den balanseførte verdien av goodwill tilordnet hver kontantgenererende enhet, dersom denne er betydelig. Det norske har valgt ikke å sette opp en slik oversikt, da konsernets goodwill er fordelt på et betydelig antall lisenser. Goodwill per lisens blir ubetydelig sett i forhold til den totale goodwill.

For lisenser som fremdeles er i en letefase, benyttes en salgsverdibetraktning. Verdien pr. lisens fastsettes ved å multiplisere risikede ressurser med en estimert verdi pr. fat. Selskapet har pr. 31.12.2009 foretatt en oppdatering av alle netto riskede volumer. For å komme frem til estimerte verdier pr. fat, har selskapet tatt utgangspunkt i et gjennomsnitt av flere analytikervurderinger som foreligger. De benyttede estimerte verdier ligger noe under analytikernes gjennomsnitt.

For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Kilde for datainput til de ulike feltene er operatørens rapportering til Revidert Nasjonalbudsjett 2010 (RNB). Datainput er vurdert til å være beste tilgjengelige estimat. Fremtidige kontantstrømmer blir fastsatt i de ulike lisensene på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Reservene kuttes på det tidspunkt de ikke lengre gir et positivt bidrag til kontantstrømmen, eller leiekontrakten for installasjonen utløper. Diskonteringsrenten som er benyttet er 10,7 prosent nominelt etter skatt, som tilsvarer en diskonteringsrente før skatt på 48,6 prosent. Konsernet har benyttet en langsiktig inflasjonsforventning på 2,5 prosent, samt langsiktig forventning til valutakurs på NOK/USD 6,00.

Følgende forventning om oljepris er lagt til grunn:

	År	Snitt i USD
	2010	80,90
	2011	85,80
	2012	88,00
	2013	89,50
	2014	91,30
	2015	93,40
	2016	96,30
	2017	99,00

Prisene er basert på forwardkurve, kilde: ICE Brent Crude 31.12.2009.

Det er pr. 31.12.2009 foretatt reversering av tidligere års nedskrivninger på produserende felt. Årsaken til årets reverseringer er i hovedsak økt oljepris, samt nye estimater for reserver og ressurser. Årsaken til nedskrivning av lisenser i letefasen er nye estimater for risikede ressurser og verdi per fat.

Basert på de gjennomførte vurderinger, er følgende nedskrivninger/reverseringer av tidligere nedskrivninger gjennomført pr. 31.12.2009:

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Reversering av nedskrivning varige driftsmidler (-)	-50 225	-50 225	50 225
Reversering av nedskrivning immaterielle eiendeler/lisensrett (-)	-48 900	-48 900	48 900
Nedskrivning av andre immaterielle eiendeler/lisensrett	335 468	335 468	288 925
Nedskrivning av goodwill	238 626	238 626	265 324
Nedskrivning av utsatt skatt knyttet til goodwill	-261 665	-261 665	-252 998
	213 304	213 304	400 376

Ved salg 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.

Note 17: Kundefordringer

Selskapets kunder er store likvide oljeselskaper. Kundefordringer består hovedsakelig av fordringer vedrørende salg av olje og gass, salg og bytte av lisenser, samt viderefakturering av kostnader tilhørende andre lisenspartnere.

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Fordringer vedrørende salg av olje og gass	28 786	28 786	20 013
Fordring vedrørende salg av Yme (note 3)			545 901
Andre kundefordringer	1 628	1 628	17 549
Sum kundefordringer	30 414	30 414	583 463

Kredittrisiko og valutarisiko vedrørende kundefordringer er nærmere omtalt i note 30 "Finansielle instrumenter". Det er ikke foretatt avsetning til tap på kundefordringer for 2009 eller 2008.

Pr 31.12. hadde konsernet følgende kundefordringer som var forfalt men ikke betalt, uten at avsetning til tap er foretatt:

År	Sum 1)	Ikke forfalt	<30 d	30-60d	60-90d	>90d
2009 - Konsern og morselskap	30 414	29 986	361	18		51
2008 - Konsern og morselskap	583 463	550 713	31 158		7	1 572

1) Avviket mellom sum aldersfordelt reskontro og sum kundefordringer skyldes urealisert agio/disagio

I gruppen "ikke forfalt" for 2008 ligger fordring vedrørende salg av selskapets andel i Yme-lisensen på 545,9 MNOK. Selskapet inngikk en avtale med kjøper om betaling 20.01.2009, mot en pantobligasjon i lisensen gjeldende frem til betalingsdato. Fordringen ble betalt til avtalt tid. Fordringer forfalt med mindre enn 30 dager, er betalt kun få dager etter forfall. I gruppen over 90 dager ligger noen fordringer mot to utenlandske kunder. Kundene har bekreftet saldoen, og selskapet forventer at betaling gjennomføres.

Note 18: Andre kortsiktige fordringer

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Forskuddsbetalinger inkludert riggforskudd	29 488	25 313	86 079
Tilgode merverdiavgift	17 809	11 505	7 839
Mindreuttak (opptjent inntekt)	5 205	5 205	4 242
Depositum konto - utsatt inntekt	49 959	49 959
Garantikonto usikret pensjonsordning	5 015	5 015	3 653
Andre fordringer inkludert fordringer i operatør lisenser	192 454	132 576	98 634
Forskuddsbetaling knyttet til oppgradering, rigginntak og mobilisering	154 105
Mindreverdi riggkontrakt ved oppkjøp	-60 365
Sum forskuddsbetaling Aker Barents	93 740
Totalt andre kortsiktige fordringer	393 669	229 573	200 447

For ytterligere informasjon vedrørende forskuddsbetalingen knyttet til oppgradering, rigginntak og mobilisering av Aker Barents, vises til note 14.

Note 19: Kontanter og kontantekvivalenter

Posten betalingsmidler består av bankkonti, samt kortsiktige plasseringer som er en del av selskapets transaksjonslikviditet.

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Kontanter	20
Bankinnskudd	1 559 156	1 188 942	1 460 176
Bundne midler (skattetrekk)	15 087	9 162	8 110
Kortsiktige plasseringer	24	24
Sum betalingsmidler	1 574 287	1 198 128	1 468 287

Selskapet har ubenyttet trekkfasilitet som er nærmere beskrevet i note 26.

Note 20: Aksjekapital og aksjonærinformasjon

	31.12.2009	31.12.2008
Aksjekapital	111 111	12 985
Antall aksjer (antall i hele 1 000)	111 111	64 925
Pålydende per aksje er NOK (tall i hele kr)	1,00	0,20

Alle aksjene i selskapet har lik stemmerett.

Innbetalinger til aksjekapital, overkursfond og annen innskutt egenkapital:	Antall aksjer	Aksjekapital	Overkursfond	Annen innskutt egenkapital	Sum
Utstedt og fullt innbetalt kapital	64 925	12 985			12 985
Sum utstedt og betalt per 31.12.2008	64 925	12 985			12 985

Den 22. desember 2009 fusjonerte Det norske oljeselskap ASA med Aker Exploration ASA. Aker Exploration ASA var juridisk overtakende selskap. Juridisk sett ble fusjonen gjennomført ved at Det norske overførte samtlige av sine eiendeler, rettigheter og forpliktelser til Aker Exploration ASA, mot at aksjonærene i Det norske mottok aksjer i Aker Exploration ASA basert på bytteforholdet 82:18 mellom selskapene i favør av Det norske. Det ble utstedt 91 111 111 nye aksjer i Aker Exploration ASA, hver pålydende kr 1,-.

Innbetalinger til aksjekapital, overkursfond og annen innskutt egenkapital:	Antall aksjer	Aksjekapital	Overkursfond	Annen innskutt egenkapital	Sum bundet egenkapital
Fusjon 22.12 med Aker Ex. som juridisk overtakende	20 000	20 000	1 167 312	33 463	1 220 775
Kapitalutvidelse 22.12.2009	91 111	91 111			91 111
Sum utstedt og betalt kapital per 31.12.2009	111 111	111 111	1 167 312	33 463	1 311 886

Det gamle "Det norske oljeselskap ASA", ble oppløst ved fusjonen, da det var Aker Exploration ASA som var det juridisk overtakende selskapet. Aker Exploration ASA endret navn til Det norske oljeselskap ASA i forbindelse med fusjonen.

Endringer som skyldes disponering av resultat, fremgår av "Oppstilling av endringer i egenkapital"

Resultat per aksje er vist i note 13.

Oversikt over de 20 største aksjonærene registrert hos VPS pr. 31.12.2009

	Antall aksjer	Eierandel
AKER ASA	29 719	26,7 %
AKER CAPITAL AS	15 225	13,7 %
DNO INTERNATIONAL ASA	12 954	11,7 %
ODIN NORGE	2 802	2,5 %
DNB NOR SMB	1 614	1,5 %
HOLBERG NORGE	1 567	1,4 %
ODIN NORDEN	1 381	1,2 %
SPAREBANKEN MIDT-NORGE INVEST AS	1 361	1,2 %
DEUTSCHE BANK AG LONDON	1 240	1,1 %
KØRVEN AS	1 076	1,0 %
RBC DEXIA INVESTOR SERVICES BANK	1 019	0,9 %
OLEUM AS	967	0,9 %
SJÆKERHATTEN AS	963	0,9 %
VILJE 2M AS	961	0,9 %
KOTENG HOLDING AS	950	0,9 %
VINN INVEST AS	922	0,8 %
ODIN OFFSHORE	905	0,8 %
KLP LK AKSJER	761	0,7 %
JP MORGAN CHASE BANK	721	0,6 %
VPF NORDEA KAPITAL	678	0,6 %
Andre	33 325	30,0 %
Sum	111 111	100,0 %

Note 21: Pensjoner og andre langsiktige ansatteytelser

Konsernet er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon. Konsernets pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne lov.

Pensjonsordning i datterselskapet Det norske oljeselskap AS

Datterselskapet Det norske oljeselskap AS har en innskuddsbasert pensjonsordning. Bidraget til pensjonsordningen belastes resultatregnskapet i den perioden kostnaden påløper. På tidspunktet når bidraget er betalt eksisterer det ikke videre forpliktelser.

Pensjonsordning i morselskapet

Morselskapet har en kollektiv ytelsespensjonsordning som omfatter i alt 137 personer. Ordningen gjelder for lønn inntil 12G og gir rett til en fremtidig definert ytelse på maksimalt 66 prosent av sluttlønn. Ytelsen er i hovedsak avhengig av antall opptjeningsår, lønnsnivå ved oppnådd pensjonsalder og størrelsen på ytelsene fra Folketrygden. Forpliktelsene er dekket gjennom et forsikringsselskap. Forventet premieinnbetaling i 2010 utgjør 11,6 MNOK.

I tillegg til de sikrede pensjonsordningene har administrerende direktør en usikret førtdispensjonsordning. Det er etablert en garantikonto hvor det løpende foretas innbetaling av midler. Disse midlene blir ikke nettoført mot forpliktelsen, men er for 2009 klassifisert i balansen som andre fordringer med 5 015. Forpliktelsen er beregnet etter samme aktuarmessige forutsetninger som selskapets øvrige pensjonsforpliktelser. Både forpliktelse og kostnad relatert til denne ordningen er inkludert i tallene nedenfor.

For regnskapsmessige formål er det forutsatt at pensjonsrettighetene opptjenes lineært. Den del av akkumulerte urealiserte gevinster og tap som følge av endringer i aktuarmessige forutsetninger som overstiger en definert korridor resultattføres over forventet gjenværende gjennomsnittlig opptjeningstid. Korridoren er definert som 10 prosent av det største av bruttoforpliktelsen og bruttomidlene.

Pensjonsforpliktelsen er beregnet med forutsetninger pr 31.12. av en uavhengig aktuar.

Pensjonskostnad er beregnet som følger:	Usikret ordning		Sikret ordning		Totalt
	2009	2008	2009	2008	2009	2008
Nåverdi av årets pensjonsopptjening	1 373	1 255	13 141	11 091	14 514	12 346
Rentekostnad av påløpte pensjonsforpliktelser	184	150	606	311	791	461
Forventet avkastning på pensjonsmidlene			-777	-384	-777	-384
Amortisering av estimatavvik				-42		-42
Resultatført aktuarielt tap/(gevinst)	13
Effekt av planendring
Administrasjonskostnader			223	97	223	97
Sum pensjonskostnad ekskl. arb.g.avg	1 571	1 405	13 194	11 072	14 751	12 478
Arbeidsgiveravgift	220	198	1 860	1 567	2 080	1 765
Sum pensjonskostnad inkl. arb.g.avg	1 790	1 604	15 054	12 639	16 831	14 243
Pensjonskostnad innskuddspension inkl. arb.g.avg.					31	1 862
Sum pensjonskostnad ytelses- og innskuddspension inkl.arb.g.avg.					16 862	16 105
Årets endringer i brutto pensjonsforpliktelse:
Brutto pensjonsforpliktelser (PBO) 1.1.	4 853	3 197	15 957	6 610	20 810	9 807
Nåverdi av årets pensjonsopptjening	1 373	1 255	13 141	11 091	14 514	12 346
Rentekostnad av påløpte pensjonsforpliktelser	184	150	606	311	791	461
Årets aktuarielle tap/gevinst	1 284	251	-880	-2 055	404	-1 804
Effekt av planendring
Brutto pensjonsforpliktelser (PBO) 31.12.	7 694	4 853	28 825	15 957	36 519	20 810

	Usikret ordning		Sikret ordning		Totalt
	2009	2008	2009	2008	2009	2008
Årets endringer i brutto pensjonsmidler:
Brutto pensjonsmidler 1.1.			7 997	3 797	7 997	3 797
Forventet avkastning på pensjonsmidler			777	384	777	384
Aktuariell tap/gevinst			-800	-1 961	-800	-1 961
Administrasjonskostnader			-223	-97	-223	-97
Effekt av planendring
Reklassifisering av midler usikret ordning
Premieinnbetalinger			11 013	5 874	11 013	5 874
Virkelig verdi pensjonsmidler 31.12.			18 764	7 997	18 764	7 997
Netto pensjonsmidler/forpliktelse(-) 31.12.	-7 694	-4 853	-10 060	-7 960	-17 755	-12 813
Ikke resultatførte estimatavvik	1 735		-1 433	-1 354	302	-1 354
Ikke resultatført planendring
Arbeidsgiveravgift	-840	-685	-1 621	-1 313	-2 461	-1 998
Netto balanseførte pensjonsmidler/forpliktelse (-) 31.12	-6 799	-5 539	-13 114	-10 627	-19 914	-16 164
Endringer i midlene:
Netto balanseførte pensjonsmidler/forpliktelse (-) 1.1.	-5 539	-3 436	-10 627	-4 689	-16 165	-8 125
Årets pensjonskostnad	-1 790	-1 604	-15 054	-12 639	-16 844	-14 243
Utbetalinger over drift
Reklassifisering av midler usikret ordning	530	-499			530	-499
Innbetalinger			12 566	6 702	12 566	6 702
Netto balanseførte pensjonsmidler/pensjonsforpliktelse	-6 799	-5 539	-13 114	-10 627	-19 914	-16 165
		2009	2008	2007	2006	2005
Historisk informasjon
Nåverdi av ytelsesbasert pensjonsforpliktelse		36 519	20 810	9 807	6 573	2 110
Virkelig verdi av pensjonsmidler		18 764	7 997	3 797	4 834	1 012
Underskudd i ordningen		17 755	12 813	6 010	1 739	1 098
Erfaringsmessige justeringer i forpliktelser		404	-1 804	-206	-659	-224
Erfaringsmessige justeringer på pensjonsmidler		-800	-1 961	-304	394

Ved beregning av pensjonskostnad og netto pensjonsforpliktelse er en rekke forutsetninger lagt til grunn. Diskonteringsrenten er fastsatt basert på observerte statsobligjonsrenter i Norge med tillegg for løpetid. Pensjonsforpliktelsens gjennomsnittlige løpetid er beregnet til 17 år som er differansen mellom pensjonsalder og gjennomsnittsalder i selskapet. Lønnsøkning, pensjonsregulering og G-regulering er basert på historiske observasjoner for selskapet, og basert på en forventet langsiktig inflasjon på 2,5 prosent. Selskapet har for 2009 anvendt Norsk Regnskapstiftelses forutsetninger fra august 2009.

Økonomiske forutsetninger	2009	2008
Diskonteringsrente	4,40 %	3,80 %
Avkastning på pensjonsmidler	5,60 %	5,80 %
Lønnsvekst	4,25 %	4,00 %
Pensjonsregulering	4,00 %	3,75 %
Gjennomsnittelig turnover.	1,30 %	1,50 %

Aktuarmessige forutsetninger	2009	2008
Anvendt dødelighetstabell	K2005	K2005
Anvendt uføre tariff	IR-02	IR-02
Frivillig avgang før 40 år	8,00 %	8,00 %
Frivillig avgang etter 40 år	0,00 %	0,00 %
Prosentvis fordeling av pensjonsmidlene på investeringskategorier	2009	2008
Aksjer	3,8 %	6,0 %
Obligasjoner	29,9 %	32,4 %
Pengemarked	14,0 %	11,5 %
Anleggsobligasjoner	28,8 %	28,7 %
Eiendom	16,8 %	17,1 %
Annet	6,7 %	4,3 %
Sum	100 %	100 %

Pensjonsordningen er plassert i Vital som har en langsiktig horisont på forvaltning av kapitalen. Vital søker å oppnå en høyest mulig avkastning ved å sette sammen en investeringsportefølje som gir den maksimale risikojusterte avkastningen. Faktisk verdijustert avkastning på pensjonsmidlene i 2009 ble 5,4 prosent mot estimert 5,75 prosent.

Note 22: Avsetning for fjernings- og nedstengningsforpliktelser

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Avsetning pr. 1. januar	134 612	134 612	81 133
Tilgang			28 700
Kalkulatorisk rente nåverdiberegning	10 514	10 514	7 665
Endring i estimat	79 347	79 347	17 115
Avsetning pr. 31. desember	224 472	224 472	134 612

Fjernings- og nedstengningsforpliktelsen for selskapet er relatert til feltene Varg, Enoch, Glitne og Jotun.

Det er lagt til grunn et konsept for gjennomføring som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer. I beregning av forpliktelsen er det benyttet en forutsetning om inflasjon på 2,5 prosent, samt en nominell diskonteringsrente før skatt på 5,45 prosent.

Note 23: Derivater

Det norske oljeselskap AS har inngått avtaler for å redusere valutaeksponeringen mot amerikanske dollar.

Pr 31. desember 2009 har selskapet følgende finansielle instrumenter:

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Strukturerte terminkontrakter	21 805
Estimert virkelig verdi	21 805
Endring i strukturerte terminkontrakter fra fusjonen og ut året	6 254

Beskrivelse av strukturerte terminkontrakter:

Det norske oljeselskap AS har per 31. desember 2009 sju strukturerte terminforretninger, hver på USD 12 mill og med forfall hver 3. måned. Første terminforretning forfaller 1. mars 2010. Disse valutaterminene er strukturert slik at dersom spotkursen faller under 5,65 NOK/USD i løpet av 3 måneder før forfall, må selskapet kjøpe USD for 6,145. Dersom kursen er mellom 5,65 og 6,145 betaler selskapet normal spotpris og dersom kursen er over 6,145 betaler selskapet 6,145.

Terminforretningene ble inngått i 2007 for å sikre at daværende Aker Exploration AS sin NOK finansiering var tilstrekkelig for å gjennomføre aktivitetsprogrammet dersom USD skulle styrke seg vesentlig mot NOK.

Note 24: Obligasjonslån

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Hovedstol konvertibelt lån Norsk Tillitsmann	457 500	457 500
Egenkapitalandel av konvertibelt lån ved førstegangsinnregning	-98 991	-98 991
Akkumulert amortisering av egenkapitalandel	52 514	52 514
Merverdi ved oppkjøp (note 2)	-20 423	-20 423
	390 600	390 600

Lånet løper fra 18. desember 2006 til 16. desember 2011 og har en fastrente på 6 prosent. Hovedstolen forfaller 16. desember 2011 og det er årlige rentebetalinger (16. desember). Lånet kan i hele perioden konverteres til aksjer (5 769 231 aksjer) til kurs kr 79,30 pr. aksje. Det er ikke stillet sikkerhet for lånet. Det norske oljeselskap ASA oppfyller alle gjeldsbetingelser.

Note 25: Utsatt inntekt og andre avsetninger for forpliktelser

Det norske har gjennom deltakelse i et riggkonsortium sammen med fem andre oljeselskaper reservert boreriggen Bredford Dolphin for en periode på tre år (1 095 dager). Tilsammen har riggkonsortiumet forpliktet seg til å bruke riggen i 945 dager. Det norske har sammen med et annet selskap garantert for forpliktelsen relatert til de gjenværende 150 dagene. Som kompensasjon for denne forpliktelsen mottar Det norske USD 10 000 pr. dag for de 945 første boredagene. Kompensasjon utgjør per 31.12.2009 53 001, tilsvarende tall for 2008 var 38 669. Beløpet innbetales med 30 dagers betalingsfrist på sperret konto og kontoen fungerer som sikkerhet for forpliktelsen. Denne kontoen ble klassifisert som langsiktig finansiell eiendel per 2008, men ble reklassifisert til kortsiktig i 2009. Innestående beløp per 31.12.2009 var 49 959 og per 31.12.2008 36 734. Inntektsføring vil skje når det er tilstrekkelig sannsynlig at forpliktelsen ikke kommer til oppgjør. Gjeldsposten ble i tredje kvartal 2009 omklassifisert fra langsiktig til kortsiktig gjeld.

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Utsatt inntekt - langsiktig			38 669
Utsatt inntekt - kortsiktig	53 001	53 001
Andre avsetninger for forpliktelser			6 463
	53 001	53 001	45 132

Note 26: Rentebærende lån og pantstillelser

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Letefasilitet i DnB NOR	1 150 813	600 000
Periodisert lånekostnader
Merverdi trekkfasilitet identifisert ved oppkjøp (se note 2)	-60 555
	1 090 258	600 000

Morselskapet har en trekkfasilitet på NOK 1.500.000.000 i DnB NOR BANK ASA. Maksimalt opptrekk er begrenset til 95 prosent av skatterefusjon relatert til letekostnader. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til 31.12.2010 og siste nedbetaling skal skje i desember 2011.

Datterselskapet har en trekkfasilitet på USD 300.000.000 (NOK 1.733.010.000) i DnB NOR BANK ASA. Maksimalt opptrekk er begrenset til 95 prosent av skatterefusjon relatert til letekostnader. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til 31.12.2012 og siste nedbetaling skjer pr. 31.12.2013.

Tilgjengelig trekkramme per 31.12:	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
"Beregnet skatt til utbetaling" i balansen	2 060 124	1 400 161	206 774
Tilgjengelig trekkramme	1 891 753	1 283 598	196 435
Benyttet trekk	1 150 813	600 000
Ubenyttet trekkramme	740 940	683 598	196 435

Maksimalt opptrekk inklusive (fremtidige) renter er begrenset til 95 prosent av "beregnet skatt til utbetaling"

Som hovedsikkerhet har banken pant i en egen bankkonto hvor selve skattefordringen kommer til utbetaling.

I tillegg har banken pant i følgende lisenser:

Utvinningstillatelser: Morselskap	Andel	Utvinningstillatelser: Datterselskap	Andel
PL 265	20 %	PL 256	55 %
PL 321	25 %	PL 259	30 %
PL 341	30 %	PL 283	12,5 %
PL 364	50 %	PL 304	30 %
PL 369	60 %	PL 321	35 %
PL 380	70 %	PL 321B	35 %
PL 408	100 %	PL 343	35 %
PL 432	100 %	PL 416	15 %
		PL 460	47,5 %
		PL 462S	30 %
		PL 463S	30 %
		PL 468	100 %
		PL 474	30 %
		PL 490	20 %
		PL 491	30 %
		PL 508S	40 %

Note 27: Annen kortsiktig gjeld

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Kortsiktig gjeld relatert til overcall i lisenser	45 127	69 655	32 910
Andel annen kortsiktig gjeld fra lisenser	364 642	272 786	154 750
Annen kortsiktig gjeld	189 026	168 715	129 582
	598 795	511 155	317 241

Note 28: Forpliktelser, leieavtaler og garantier

Fremtidig minsteleie i henhold til uoppsigelige operasjonelle leieavtaler

Riggkontrakter:

Det norske oljeselskap ASA har gjennom deltakelse i et riggkonsortium sammen med fem andre oljeselskaper reservert boreriggen Bredford Dolphin til sommeren 2010. I tillegg har selskapet sammen med et annet oljeselskap inngått avtale med Deep Sea Rig AS om leie av riggen Songa Delta. Avtalen sikrer selskapet riggkapasitet for 24 måneder over en periode på tre år. Det er også inngått en kontrakt med Odfjell Management angående drilling management for samme periode på tre år.

Det norske oljeselskap AS har en avtale om leie av riggen Aker Barents for en periode på 3 år med opsjon på en tilleggsperiode på inntil 2 år. Leieperioden startet i juli 2009. Se note 14 for ytterligere informasjon.

Riggkontraktene ovenfor vil bli benyttet til leteboring i selskapets lisenser i dagens og i framtidens lisensportefølje. Minimum leieforpliktelse kan ikke fastsettes med sikkerhet, da den er avhengig av eierandel i de lisensene hvor riggen faktisk benyttes. Tabellen nedenfor viser derfor selskapets totale leieforpliktelser knyttet til disse avtalene. Den totale forpliktelsen vil bli redusert med den andel som betales av partnerne i de ulike lisensene.

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Innen 1 år	1 689 317	786 050	952 578
1 til 5 år	3 050 125	812 091	1 877 280
Etter 5 år
Sum	4 739 441	1 598 141	2 829 858

Leieforpliktelser gjennom eierinteresser i lisenser:

Konsernets andel av operasjonelle leieforpliktelser og andre langsiktige forpliktelser gjennom eierinteresser i partneropererte olje- og gassfelt er vist i tabellen nedenfor. Forpliktelser relatert til riggkontrakter som er nevnt ovenfor er ikke inkludert.

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Innen 1 år	83 662	83 662	54 656
1 til 5 år	163 820	163 820	164 351
Etter 5 år
Sum	247 483	247 483	219 007

Leieforpliktelser kontorlokaler og IT-tjenester

Konsernets forpliktelser i forbindelse med ikke kanseller har leie av kontorlokaler og IT-tjenester er som følger:

	Konsern 2009	Morselskapet
		2009	2008
Innen 1 år	81 113	73 574	21 042
1 til 5 år	144 502	134 638	122 402
Etter 5 år	117 532	117 532	155 868
Sum	343 148	325 745	299 312

Morselskapet har to leieavtaler på kontorlokaler i Oslo, og den lengste strekker seg til 2018. Selskapet har foretatt fremleie av deler av disse lokalene. Morselskapet har i 2009 inngått en ny avtale vedrørende leie av it-tjenester. Leieavtalen strekker seg over 3 år, og er uoppsigelig i denne 3 års perioden.

Erstatningsansvar/forsikring

Som andre rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel har konsernet et ubegrenset ansvar for skadeforvoldelse, inkludert forurensning. Konsernet har forsikret sitt pro rata ansvar på norsk sokkel på linje med øvrige oljeselskaper. Anleggene og ansvaret er dekket av en driftsforsikringspolise.

Garantier

Datterselskapet Det norske oljeselskap AS har undertegnet en rullerende kreditfasilitet på 1.820 MNOK med et bankkonsortium. Kredittfasiliteten er sikret i norske myndigheters refusjon av skatt på letekostnader, og er garantert av Det norske oljeselskap ASA med en øvre grense på 2.700 MNOK. Det norske oljeselskap ASA har gitt en morselskapsgaranti til Olje- og Energidepartementet på vegne av Det norske oljeselskap AS.

Det norske oljeselskap ASA har gitt en garanti til Gdf Suez E&P Norge AS for levering av rigg og andre relaterte tjenester i forbindelse med salg av andeler i PL 469 til Det norske oljeselskap AS.

Det er utstedt en morselskapsgaranti til Shell, i forbindelse med videreutleie av boreriggen Aker Barents.

Konsernet har stilt en garanti relatert til riggkontrakten for leie av Bredford Dolphin som er nærmere omtalt i note 25.

Det norske oljeselskap ASA har gitt en garanti til utleier vedrørende husleie, for selskapets lokaler på Aker Brygge på 1,9 MNOK.

Usikre forpliktelser

For å sikre fremdriften på Frøy prosjektet (PL 364) påtok Det norske seg forpliktelser i forhold til kontraktøren for ingeniørtjenester samt andre forpliktelser relatert til kontraktørens underleverandører i perioden før 1.10.08. Det er uenighet i lisensen hvorvidt utgiften må dekkes i sin helhet av Det norske eller deles mellom lisenspartnerne, Premier Oil Norge AS og Det norske. Det omstridte beløpet er totalt på 13,5 MEUR. Beløpet er inkludert i "Varige driftsmidler - felt under utbygging".

I tillegg til de 13,5 MEUR nevnt over, er det uenighet mellom Det norske og kontraktøren om dekking av kontraktoverskridelser på totalt 3,2 MEUR. Selskapet har ikke foretatt avsetning for denne mulige forpliktelsen.

Det norske oljeselskap ASA har en pågående uenighet med riggkontraktører angående anvendelse av rater. Det norske sin andel av omtvistet beløp utgjør 20 MNOK. Det er foretatt avsetning i regnskapet med 6 MNOK for dette.

Note 29: Transaksjoner med nærstående parter

Eiere med kontroll
Aker (Aker ASA og Aker Capital AS) er ved utgangen av 2009 den største eieren i Det norske oljeselskap ASA, med en eierandel på 40,4 %. Oversikt over de 20 største aksjonærene fremkommer i note 20.

Informasjonsplikt om ledelsen
For nærmere informasjon vedrørende godtgjørelse til nøkkelpersoner i ledelsen, vises til note 9 "Lønn og lønnsrelaterte kostnader".

Transaksjoner med nærstående parter
Hele Aker konsernet er å anse som nærstående parter, da selskapene har en og samme styreleder med betydelig inflytelse. Konsernet har i 2009 leid lokaler i Oslo av Aker ASA samt i begrenset omfang kjøpt administrasjons-tjenester fra andre Aker selskaper til markedsbaserte priser.

Morselskapet har gitt et ansvarlig lån til datterselskapet på 662,3 MNOK. Renten er 12 mnd NIBOR + 0,55%.

Aker Drilling (heleid datterselskap av Aker ASA) er motpart i avtalen om leie av Aker Barents som bekrevet i note 14.

Nærstående part	Forderinger (+)/gjeld (-) pr 31.12.2009:	Datter-selskap 2009	Morselskapet
			2009	2008
Det norske	Konsernintern fordring/-lån	-662 365	662 365
Det norske	Konsernintern leverandørgjeld/-fordring	28 918	-28 918
Det norske	Konsernintern fordring/-leverandørgjeld	-26 525	26 525
DNO International ASA	Leverandørgjeld			-19
DNO Int. konsern	Kundeforderinger		-5	1 136
Aker Kværner Business partner	Kundeforderinger	84
Aker Geo AS	Leverandørgjeld	-1 194	-279
Aker Ghana Ltd	Kundeforderinger	264
Aker Drilling Operations AS	Kundeforderinger	902
Nærstående part	Inntekter (-)/kostnader (+):	Datter-selskap 2009	Morselskapet
			2009	2008
Det norske	Renteinntekter/-kostnader	874	-874
DNO International ASA	Kjøp av tjenester/viderebelastning av kostnader			-13 051
DNO International konsern	Utleie av personell			236

Transaksjoner med nærstående knyttet til Aker-konsernet, viser kun transaksjoner relatert til de 9 siste dagene av året, da fusjonen ble gjennomført 22. desember 2009.

Note 30: Finansielle instrumenter

Kategorier av finansielle eiendeler og forpliktelser

Konsernet har følgende finansielle eiendeler og forpliktelser: finansielle eiendeler og forpliktelser til virkelig verdi over resultatet, utlån og fordringer, samt andre forpliktelser. De to sistnevnte er regnskapsført til amortisert kost, mens den første er regnskapsført til virkelig verdi.

Finansiell risiko

Konsernet benytter finansielle instrumenter som banklån, konvertible obligasjoner, bankinnskudd og plassering i obligasjoner. Formålet med disse finansielle instrumentene er å skaffe kapital til investeringer som er nødvendig for konsernets virksomhet. I tillegg har konsernet finansielle instrumenter som kundefordringer, leverandørgjeld o.l som er direkte knyttet til virksomhetens daglige drift. For sikringsformål har konsernet enkelte finansielle derivater.

Konsernet benytter ikke finansielle instrumenter, herunder finansielle derivater, for omsetningsformål.

Konsernets risikostyring, herunder den finansielle risikostyring, skal sikre at risiko av betydning blir identifisert, analysert og håndtert på en systematisk og kostnadseffektiv måte. Etablerte styringsrutiner gir et godt grunnlag for rapportering og oppfølging av den risiko konsernet er eksponert for.

De viktigste finansielle risiko konsernet er eksponert for er relatert til oljepris, valuta, renter, kapitalbehov og delvis lånebetingelser.

(i) Oljeprisrisiko og valutarisiko

Inntekter er hovedsaklig fra salg av petroleum. Konsernet er således eksponert for risiko relatert til endringer i oljepris. Utvikling i valutakurser innebærer både direkte og indirekte en økonomisk risiko for konsernet. Konsernets petroleumsinntekter er i amerikanske dollar (USD), men det vesentligste av utgiftene både i 2009 og 2008 har vært i norske kroner (NOK). Betalingsmidler er både i USD og NOK. Alle plasseringer i bankinnskudd skal utføres på konto med rente- og kursnotering i NOK, EUR eller USD. Alle plasseringer i fond skal være norske kroner denominerte. Valutaderivater for USD/NOK eller EUR/NOK kan benyttes. Valutaposisjoner begrenses til kun formål som avdekker valutarisiko.

Konsernet har inngått en terminkontrakt for å redusere konsernets valutarisiko i 2009 og derigjennom den drifts-tilknyttede markedsrisiko. Det vises til note 23 for en oversikt over inngåtte kontrakter, samt estimering av virkelig verdi.

Tabellen under viser selskapets følsomhet for potensielle endringer i USD sett i forhold til NOK.

	Endring i valutakurs	Konsern 2009	Morselskapet
			2009	2008
Effekt på resultat før skatt	+ 10%	12 956	9 111	15 025
	- 10%	-12 956	-9 111	-15 025
Effekt på egenkapitalen		0	0	0
		0	0	0

Konsernregnskapets USD eksponering pr 31.12 09 var på netto USD 22 428 (NOK/USD 5,7767). Dette består av en eksponering fra fordringer, bank og over/undercall fra lisenser på USD 38 522, og utsatt inntekt (Bredford Dolphin), leverandørgjeld, over-/undercall fra lisenser, over-/underlift av olje og annen kortsiktig gjeld på USD 16 094.

Morselskapets USD eksponering pr 31.12.09 var på netto USD 15 773 (NOK/USD 5,7767) og USD 21 468 (NOK/USD 6,9989) pr 31.12.08. Dette består av en eksponering fra fordringer og bank på USD 31 751 (tilsvarende tall for 2008 var USD 27 329), og utsatt inntekt (Bredford Dolphin), leverandørgjeld, over-/undercall fra lisenser, over-/underlift av olje og annen kortsiktig gjeld på USD 15 978 (USD 5 861 i 2008).

(ii) Renterisiko

Konsernet er utsatt for renterisiko ved behov for fremtidige låneopptak. Konsernet har pr 31.12.2009 en total låneforpliktelse på rundt NOK 1,5 milliarder, fordelt på et langsiktig obligasjonslån og to kortsiktige trekkfasiliteter, hvor formålet med trekkfasilitetene er å finansiere leteaktiviteten (note 24 og 26).

Obligasjonslånet har en fastrente på 6 prosent. Rentesatsen for kredittfasilitetene/rullerende låneavtaler er henholdsvis 3 mnd NIBOR + 0,55 prosent og 3 mnd NIBOR + 0,70 prosent.

Renterisiko vedrørende de likvide midlene er relativt begrenset. Den gjennomsnittlige rentefølsomheten inkludert eksponering fra finansielle derivater, skal i følge konsernets retningslinjer ikke overstige ett år for den samlede portefølje av plasseringer.

Følgende tabell viser konsernets sensitivitet for potensielle endringer i rentenivået:

	Endring i rentenivå i basispunkter	Konsern 2009	Morselskap
			2009	2008
Effekt på resultat før skatt:	+ 100	-11 508	-6 000
	- 100	11 508	6 000
Effekt på egenkapitalen	+ 100	0	0
	- 100	0	0

Basert på lånesaldo pr 31. desember 2009 vil en økning på 1 prosent i rentenivået reduserer konsernets resultat før skatt med 11,508 MNOK.

(iii) Kredittrisiko

Risiko for at motparter ikke har økonomisk evne til å oppfylle sine forpliktelser anses som liten, da det historisk sett ikke har vært tap på fordringer. Konsernets kunder er store og kredittverdige oljeselskaper, og det har derfor ikke vært nødvendig å foreta avsetninger for tap på krav.

I forvaltningen av konsernets likvide midler prioriteres lav kredittrisiko. Likvide midler plasseres i bankinnskudd, obligasjoner og fond som representerer gjennomgående lav kredittrisiko.

Maksimal kredittrisikoeksponering er representert ved balanseført verdi av de finansielle eiendelene i balansen. Konsernet anser sin maksimale risikoeksponering å være balanseført verdi av kundefordringer og andre kortsiktige fordringer og plasseringer, se note 17, 18 og 19.

(iv) Likviditetsrisiko

Likviditetsrisiko er risikoen for at selskapet ikke vil være i stand til å betjene sine finansielle forpliktelser etterhvert som de forfaller.

Konsernet har en betydelig kontantbeholdning pr. 31.12.09 (1 574 287). Kombinasjonen av begrensede produksjonsinntekter og et aktivt lete- og utbyggingsprogram setter imidlertid krav til styring av likviditetsrisiko. Konsernet vil håndtere et eventuelt økt fremtidig kapitalbehov ved salg av andeler, opptak av lån, bruk av leverandørfinansierte utbygginger, bæringsavtaler, strategiske allianser eller en kombinasjon av disse, samt en justering av konsernets aktivitetsnivå dersom påkrevd. Konsernet har i begynnelsen av 2010 inngått en ny låneavtale for leteformål på totalt 4,5 milliarder (note 33). Dette sammen med de likvide midlene, vil være tilstrekkelig til å finansiere konsernets drift gjennom 2010.

Tabellen nedenfor viser en oversikt over forfallsstrukturen for konsernets finansielle forpliktelser, basert på udiskonterte kontraktuelle betalinger:

Konsern 31.12.2009	Balanseført beløp	Kontraktsmessige kontantstrømmer	Under 1 år	1-2 år
Ikke derivative finansielle forpliktelser
Obligasjonslån	390 600	512 600	27 550	485 050
Trekkfasilitet	1 090 258	1 293 028	1 293 028
Leverandørgjeld og andre forpliktelser	936 355	936 355	936 355
Derivative finansielle forpliktelser
Strukturerte terminkontrakter - obligasjonslån	21 805	21 805	14 536	7 268
Totalt 31.12.2009	2 439 017	2 763 787	2 271 469	492 318
Morselskap 31.12.2009	Balanseført beløp	Kontraktsmessige kontantstrømmer	Under 1 år	1-2 år
Ikke derivative finansielle forpliktelser
Obligasjonslån	390 600	512 600	27 550	485 050
Trekkfasilitet	600 000	1 293 028	1 293 028
Leverandørgjeld og andre forpliktelser	711 983	711 983	711 983
Totalt 31.12.2009	1 702 583	2 517 611	2 032 561	485 050

Morselskap	Balanseført beløp	Kontraktsmessige kontantstrømmer	Under 1 år
31.12.2008
Ikke derivative finansielle forpliktelser
Leverandørgjeld og andre forpliktelser	423 688	423 688	423 688
Totalt 31.12.2008	423 688	423 688	423 688

Fastsettelse av virkelig verdi

"Markedsbaserte finansielle plasseringer" er kjøp av obligasjoner. Virkelig verdi av disse er fastsatt ved bruk av ligningskurs fastsatt av Norges Fondsmeglertforbund. Denne eiendelen har i løpet av året hatt en verdiøkning på 4 595, og gevinsten er i resultatregnskapet ført som annen finansinntekt.

Virkelig verdi på derivatene er markedsmessig fastsatt av DnB markets, se note 23.

Følgende av selskapets finansielle instrumenter er ikke verdsatt til virkelig verdi: Kontanter og kontantekvivalenter, kundefordringer, andre kortsiktige fordringer, kortsiktige lån og langsiktige fordringer og gjeld.

Balanseført verdi av kontanter og kontantekvivalenter og lån er tilnærmet lik virkelig verdi på grunn av at disse instrumentene har kort forfallstid. Tilsvarende er balanseført verdi av kundefordringer, andre fordringer, leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld tilnærmet lik virkelig verdi da de inngås til "normale" betingelser. Andre finansielle anleggsmidler består hovedsakelig av depositum, og er derfor tilnærmet lik virkelig verdi.

Forskuddsbetalinger er stort sett forskuddsbetalinger knyttet til riggen Aker Barents. Fordringen er lik virkelig verdi, da denne ble verdsatt til virkelig verdi i forbindelse med fusjonen 22. desember. Viser til note 2.

Utsatt inntekt er en inntekt. Det norske oljeselskap ASA får når de oppfyller sine forpliktelse knyttet til bruk av riggen Bredford Dolphin som beskrevet i note 25.

Obligasjons lånet er et langsiktig lån, som når som helst kan konverteres til aksjekapital. Antall aksjer utstedt endres ikke ved endring i virkelig verdi, og er derfor å anse som et sammensatt finansielt instrument. Se prinsippnoten samt note 24 for en nærmere beskrivelse av obligasjons lånet. Obligasjons lånet er børsnotert, og virkelig verdi fastsettes via notert kurs. Obligasjons lånet er pr. 31. desember 2009 balanseført til virkelig verdi, da siste omsetning av verdipapiret var rundt fusjonstidspunktet.

Aksjer i datterselskap verdsettes til det laveste av kostpris og virkelig verdi, virkelig verdi er pr 31.12.2009 lik bokført verdi pr 31.12.2009 da aksjene ble verdsatt til virkelig verdi i forbindelse med fusjonen.

Maksimal risikoeksponering er representert ved balanseført verdi av de finansielle eiendelene i balansen.

Under følger en sammenligning av balanseførte verdier og virkelig verdi for selskapets finansielle instrumenter:

Virkelig verdi på finansielle instumente	Konsern 31.12.2009		31.12.2009		Morselskap 31.12.2008
	Balanseført verdi	Virkelig verdi	Balanseført verdi	Virkelig verdi	Balanseført verdi	Virkelig verdi
Finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet:
Markedsbaserte finansielle plasseringer	21 995	21 995	21 995	21 995	17 400	17 400
Utlån og fordringer:
Kundefordringer	30 414	30 414	30 414	30 414	583 463	583 463
Andre kortsiktige fordringer	393 669	393 669	229 573	229 573	200 447	200 447
Beregnet skatt til utbetaling	2 060 124	2 060 124	1 400 161	1 400 161	213 982	213 982
Konserninterne fordringer			26 525	26 525
Andre finansielle anleggsmidler	17 965	17 965	17 965	17 965
Forskuddsbetalinger	240 442	240 442
Konserninterne fordringer - utlån			662 365	662 365
Aksjer i datterselskap			431 361	431 361
Kontanter og kontantekvivalenter:
Kontanter og kontantekvivalenter	1 574 287	1 574 287	1 198 128	1 198 128	1 468 287	1 468 287
Sum finansielle eiendeler	4 338 896	4 338 896	4 018 487	4 018 487	2 483 579	2 483 579

Virkelig verdi på finansielle instrumenter:	Konsern 31.12.2009		31.12.2009		31.12.2008
	Balanseført verdi	Virkelig verdi	Balanseført verdi	Virkelig verdi	Balanseført verdi	Virkelig verdi
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi over resultatet
Derivater	21 805	21 805
Finansielle forpliktelser målt til amortisert kost
Leverandørgjeld	261 940	261 940	104 808	104 808	94 287	94 287
Annen kortsiktig gjeld	621 413	621 413	525 256	525 256
Konsernintern leverandørgjeld			28 918	28 918
Utsatt inntekt	53 001	53 001	53 001	53 001
Obligasjonslån	390 600	390 600	390 600	390 600
Kortsiktig lån	1 090 258	1 090 258	600 000	600 000
Sum finansielle forpliktelser	2 439 017	2 439 017	1 702 583	1 702 583	94 287	94 287

Virkelig verdi hierarki

Konsernet klassifiserer virkelig verdi målinger ved å bruke et virkelig verdi hierarki som reflekterer signifikansen av den input som brukes i utarbeidelsen av målingene. Virkelig verdi hierarkiet har følgende nivåer:

Nivå 1 - input er noterte priser (ujusterte) i aktive markeder for identiske eiendeler eller forpliktelser.

Nivå 2 - input er annet enn noterte priser inkludert i Nivå 1 som er observerbare for eiendeler eller forpliktelser, enten direkte (dvs. som priser) eller indirekte (dvs. utledet fra priser).

Nivå 3 - input for eiendelen eller forpliktelsen som ikke er basert på observerbare markedsdata (ikke-observervar input).

Eiendeler innregnet til virkelig verdi	Konsern	Morselskap	Nivå 2
	31.12.2009
Finansielle eiendeler til virkelig verdi med verdi-endringer over resultatet
Kortsiktige plasseringer, "Markedsbaserte obligasjoner"	21 995	21 995	21 995
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi med verdi-endringer over resultatet
Valutakontrakter - utenfor sikringsforhold "derivater"	21 805		21 805

I løpet av rapporteringsperioden, er det ingen endringer i virkelig verdi måling som medfører overføringer mellom Nivå 1 og Nivå 2, og ingen overføringer inn og ut av Nivå 3.

Sikkerhetsstillelse

Det norske har sammen med et annet oljeselskap garantert for en forpliktelse relatert til leie av boreriggen Bredford Dolphin ut over konsortiumets reservering av riggen (150 dager). Som kompensasjon for denne forpliktelsen mottar selskapet USD 10 000 pr. dag for de boredagene konsortiumet har reservert boreriggen. Beløpet innbetales på sperret konto og kontoen fungerer som sikkerhet for forpliktelsen. Denne kontoen var tidligere klassifisert som langsiktig finansiell eiendel, men er nå omklassifisert til kortsiktig gjeld.

Se note 25 "Utsatt inntekt" for ytterligere informasjon.

Kapitalstruktur og egenkapital

Konsernets mål for plassering og forvaltning av kapital er å ha en lav risikoprofil.

Konsernet skal ved plassering og forvaltning av likvide midler til enhver tid ha tilstrekkelig likviditet for å dekke løpende forpliktelser. På våre ordinære bankkontoer skal vi til enhver tid ha likvider som minimum dekker forventet kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter og investeringsaktiviteter for minimum to måneder frem i tid.

Konsernet skal ved plassering og forvaltning av likvide midler maksimere avkastningen for den overskytende likviditet. Det skal hensyntas om det er forventet eller er risiko for store utlegg for den kommende 12-månedersperioden. Overskuddslikviditet som tilsvarer forventede summerte utlegg for rullerende 12-månedersperiode frem i tid, skal undergis strengere krav til lav risiko og tilgjengelighet.

Den overskytende likviditet er definert som en portefølje bestående av likvide midler utover midler plassert på ordinære driftsbankkontoer og ubenyttede trekkrammer. Overskuddslikviditet inkluderer dermed høyrentekontoer og finansielle plasseringer i banker, pengemarkedsinstrumenter, obligasjoner og verdipapirer.

For overskuddslikviditeten er kravet til lav likviditetsrisiko (dvs risiko for at forvaltede midler ikke kan transformeres til rene og tilgjengelige likvide midler innenfor definert tidshorisont) generelt viktigere enn ønsket om høyere avkastning.

De eksterne kapitalkrav som konsernet er underlagt, er at det må fremlegge et likviditetsbudsjett som er positivt de neste 12 månedene (1/1 - 31/12) overfor långiverne til konsernets lånefasilitet. Dette kravet er overholdt av konsernet både i 2009 og 2008.

Konsernets overskuddslikviditet er hovedsaklig plassert i bank pr. 31.12.2009.

Konsernet har i 2009 og i 2008 oppfylt sine mål for kapitalstruktur

Note 31: Investering i felles kontrollerte eiendeler

Investering i felles kontrollerte eiendeler er innregnet ved bruk av bruttometoden (forholdsmessig konsolidering), basert på eierandelene.

Konsernet har følgende investeringer i lisenser på norsk sokkel pr. 31.12.:

Utvinningstillatelser der Det norske er operatør:
Utvinningstillatelser der Det norske er partner:

Lisens	31.12.2009	31.12.2008	Lisens	31.12.2009	31.12.2008
PL 001B	35 %	35 %	PL 029B	20 %	20 %
PL 027D*	35 %	10 %	PL 035	25 %	25 %
PL 028B	35 %	35 %	PL 035B	15 %	15 %
PL 103B	70 %	70 %	PL 038	5 %	5 %
PL 169C	57 %	0 %	PL 038D	30 %	0 %
PL 242	35 %	35 %	PL 048B	10 %	10 %
PL 256	55 %	0 %	PL 048D	10 %	10 %
PL 321	60 %	25 %	PL 102C	10 %	0 %
PL 321B	60 %	25 %	PL 265	20 %	30 %
PL 337	45 %	45 %	PL 272	25 %	25 %
PL 341	30 %	30 %	PL 283	25 %	0 %
PL 356	100 %	100 %	PL 304	30 %	0 %
PL 364	50 %	50 %	PL 332	40 %	40 %
PL 369**	60 %	20 %	PL 362	15 %	15 %
PL 380	70 %	70 %	PL 387	0 %	30 %
PL 383	55 %	55 %	PL 416	15 %	0 %
PL 408	100 %	70 %	PL 442	20 %	20 %
PL 414	40 %	40 %	PL 451	40 %	40 %
PL 432	100 %	100 %	PL 453S	25 %	25 %
PL 432B	100 %	0 %	PL 458	30 %	30 %
PL 440S	30 %	30 %	PL 462S	30 %	0 %
PL 447	30 %	30 %	PL 469	25 %	0 %
PL 450	75 %	75 %	PL 474	30 %	0 %
PL 460	100 %	53 %	PL 485	15 %	15 %
PL 463S	100 %	70 %	PL 490	30 %	20 %
PL 468	100 %	0 %	PL 492	30 %	30 %
PL 476	40 %	40 %	PL 494	30 %	0 %
PL 482	65 %	65 %	PL 502	22,2 %	0 %
PL 483S	40 %	40 %	PL 508S	30 %	0 %
PL 491	50 %	40 %	PL 522	20 %	0 %
PL 497	35 %	0 %	PL 523	20 %	0 %
PL 500	35 %	0 %	PL 533	20 %	0 %
PL 504	58,5 %	0 %	PL 535	20 %	0 %
PL 512	30 %	0 %	PL 538	30 %	0 %
Antall	34		Antall	33

Det norske har sammenlignet med status pr 31.12.2008 tatt over operatørskapet fra ExxonMobil.
** Det norske har tatt over Talisman sin andel og operatørskap.

I tildeling i forhåndsdefinerte områder 2009 ble Det norske tildelt operatørskap i PL 497B (35 prosent), PL 504BS (58,5 prosent), PL 542 (60 prosent), PL 548S (40 prosent), PL 549S (35 prosent) og PL 553 (40 prosent). Det norske har som partner fått tildelinger i PL 554 (40 prosent), PL 558 (20 prosent), PL 561 (20 prosent) og PL 563 (30 prosent). Den formelle tildelingen skjedde i januar 2010.

Note 32 Annual Statements of Reserves 31.12.2009 (Unaudited)

Classification of Reserves and Contingent Resources

The reserve and contingent resource volumes have been classified in accordance with the NPD classification system http://www.npd.no/global/norsk/5%20-%20regelverk/tematiske%20veiledninger/ressursklassifisering_n.pdf and are consistent with Oslo Stock Exchange's requirements for the disclosure of hydrocarbon reserves and contingent resources, see figure below.

	POTENTIAL RESOURCES		CONTINGENT RESOURCES				RESERVES
NPD category	9	8	7	6	5	4	3	2	1
Description	Leads Conceptual ideas of possible prospects.	Prospects. A mapped rock volume believed to contain hydrocarbons	Discoveries under evaluation.	Discoveries where development is unlikely.	Discoveries where development is likely	Discoveries where development is likely	Fields where PDO has been concluded by the Licensees	Field under development PDO approved	Fields in production.

Figure 1: NPD's classification system used by Det norske oljeselskap

Reserves, Developed and Non-developed

Det norske oljeselskap ASA has interests in five fields containing reserves, of which four are in production (Category 1) and one is non-developed (Category 3):

Varg – operated by Talisman, Det norske 5%
Giltne – operated by Statoil, Det norske 10%
Enoch – operated by Talisman, Det norske 2%
Jotun – operated by ExxonMobil, Det norske 7%
Frøy – operated by Det norske 50%, non-developed.

The net reserves for the five fields are presented in Table 1 and amounts to a total of 29.13 million barrels oil equivalents (2P/P50 or best estimate) for the three different categories. Of these volumes 1.56 million barrels are classified as "developed", 0.21 million barrels as "under development", and 27.36 million barrels as "non-developed". The non-developed volumes are all assigned to Frøy.

Economical assumptions:

For producing licenses and licenses in a development phase is the recoverable amount is calculated by discounting future cash flows after tax. Source for data input to the various fields is the operator's reporting to the Revised National 2010 (RNB). The data input is considered to be the best available estimate. Future cash flows are determined in the different licenses on the basis of the production profile in relation to estimated proved and probable remaining reserves. The reserves are cut at the time they no longer make a positive contribution to cash flow, or rental contract for the installation expires. The discount rate used is 10.7 per cent nominal after-tax, equivalent to a pre-tax rate of 48.6 percent. The company has used a long term inflation expectations at 2.5 percent, and long-term expectation of the exchange rate of NOK / USD 6.00.

The following expectations about oil prices are assumed::

Year	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017
Average in USD	80.9	85.8	88.0	89.5	91.3	93.4	96.3	99.0

Prices are based on the forward curve, the source: ICE Brent Crude 31.12.2009.

Tabell 2: Reserver pr. felt

I PRODUKSJON (KATEGORI 1)
Pr. 31.12.2009	1P / P90 (lavt estimat)					2P / P50 (beste estimat)
	Olje (mill. fat)	Gass (mrd. m³)	mill. fat o.e.	Andel	Netto mill. fat o.e.	Olje (mill. fat)	Gass (mrd. m³)	mill. fat o.e.	Andel	Netto mill. fat o.e.
PL 038 - Varg	7,06	0,0	7,06	5%	0,35	12,90	0,0	12,90	5%	0,65
PL 048B - Glitne	0,64	0,0	0,64	10%	0,06	1,62	0,0	1,62	10%	0,16
Enoch-enhet (Norge)	1,28	0,0	1,31	10%	0,13	1,48	0,01	1,52	10%	0,15
Jotun-enhet	7,64	0,0	7,64	7%	0,53	8,43	0,04	8,66	7%	0,60
Totalt					1,08					1,56
UNDER UTBYGGING (KATEGORI 2)
---	---	---	---	---	---	---	---	---	---	---
Pr. 31.12.2009	1P / P90 (lavt estimat)					2P / P50 (beste estimat)
	Olje (mill. fat)	Gass (mrd. m³)	mill. fat o.e.	Andel	Netto mill. fat o.e.	Olje (mill. fat)	Gass (mrd. m³)	mill. fat o.e	Andel	Netto mill. fat o.e.
PL 038 - Varg	1,99	0,0	1,99	5%	0,10	4,16	0,0	4,16	5%	0,21
Totalt					0,10					0,21
UTBYGGING VEDTATT (KATEGORI 3)
---	---	---	---	---	---	---	---	---	---	---
Pr. 31.12.2009	1P / P90 (lavt estimat)					2P / P50 (beste estimat)
	Olje (mill. fat)	(mrd. m³)	mill. fat o.e.	Andel	Netto mill. fat o.e.	Olje (mill. fat)	Gass (mrd. m³)	mill. fat o.e	Andel	Netto mill. fat o.e.
PL 364 - Frøy	33,97	0,0	33,97	50%	16,98	54,72	0,0	54,72	50%	27,36
Totalt					16,98					27,36

Forklaring: $1 \times 10^{9} \mathrm{~Sm}^{3}$ gass = $1 \times 10^{6} \mathrm{~Sm}^{3}$ oljeekvivalenter = 6,29 millioner fat oljeekvivalenter

Note 33: Hendelser etter balansedagen

Morselskapet og datterselskapet har etablert en felles trekkfasilitet på NOK 4 500 000 000 i et banksyndikat ledet av DnB NOR BANK ASA.

Maksimalt opptrekk inklusive renter er begrenset til 95 prosent av skatterefusjon relatert til letekostnader. Selskapene kan gjøre opptrekk på lånet frem til 31.12.2012 og siste nedbetaling skal skje i desember 2013. Banksyndikatet ledet av DnB NOR har pant i alle letelisenser for morselskap og datterselskap f.o.m. 5.3.2010.

The Varg Field (PL 038) is located to the south of Sleipner Øst. The field is developed with the production vessel "Petrojarl Varg" with integrated oil storage, and connected to a wellhead platform. Oil is exported using shuttle tankers. Two new wells were completed in 2009, proving up new reserves and increasing the total production to around 26,800 bopd by year-end. Total ultimate recoverable reserves are estimated to 95 million barrels of oil, while total remaining proved and probable reserves are 17.1 million barrels. Of these 12.9 million barrels are classified as developed (Category 1) and contain the volumes from the base case production profile assuming no further infill drilling and a production cut-off mid 2013, when the current FPSO lease expires. Reserves "under development" (Category 2) of 4.2 million barrels are associated with planned wells in 2010 and onward.

The Glitne Field (PL 048 B) is located 40 kilometers northeast of the Sleipner area. The field is produced by sub-sea wells tied to the production vessel "Petrojarl 1", and oil is exported using shuttle tankers. Total reserves are determined by the operator based on a production cut-off in February 2011. The main uncertainty in future production is the water cut development for individual wells. Remaining reserves are assessed probabilistically considering relevant uncertainties related to the production. Total initial recoverable reserves are estimated at 52 million barrels of oil, while remaining reserves are estimated at 1.6 million barrels of oil. A new infill production well will likely be drilled in 2010 and could potentially extend the life of the field by 2-3 years. Associated volumes of 3.4 million barrels are not included as reserves but classified as resources in Category 5.

The Enoch Field (PL 048 D) straddles the Norwegian/UK border and is located in the UK block 16/13a and in the Norwegian block 15/5 southwest of the Glitne Field. The field is developed by a single, horizontal sub-sea well and tied back to the UK Brae A platform where the oil is processed and exported via the Forties pipeline network. The gas is sold to the Brae Field. Production started in May 2007 and field shut down is expected in 2016. Depending on reservoir performance, one additional producer may be drilled using the extra well slot which is available. The field has been unitized with the license owners in British sector, and Det norske's overall share is 2% (10% of the Norwegian license PL 048 D). Total initial proved plus probable reserves (Enoch Unit) are estimated by the operator to 15 million barrels of oil equivalents of which 7.8 million barrels remain. Volumes in Table 1 include only the Norwegian part of the field and are included under "Developed assets".

The Jotun Field (PL 027 B, PL 103) is developed with an integrated well head platform (Jotun B) of 24 well slots and a FPSO (Jotun A). Oil is shuttled to the Slagen refinery and gas is exported into Statpipe. Proved plus probable reserves (2P/P50) include expected volume from existing wells, assuming no new wells being drilled and abandonment of the field in 2015. Remaining reserves are determined by the operator based on decline analysis. The main uncertainty in future production is the water cut development in individual wells. Total initial recoverable reserves are estimated at 148 million barrels of oil. Total remaining proved and probable reserves are estimated at 8,6 million barrels oil and classified as "Developed assets". The operator is assessing the economic viability of carrying out work-overs in wells currently not producing.

Det norske's share of production from the Varg, Glitne, Enoch, and Jotun fields during 2009 amounts to 0.67 million barrels of oil equivalents.

A PDO for the reactivation of the Frøy Field (PL 364) was submitted to the authorities in September 2008 and acceded to by both Det norske (50% and operator) and Premier Norge AS (50%). Historically, the field was in production from 1995 to 2001 and produced 35 million barrels with Elf as operator. Based on a comprehensive evaluation of the reservoir and production history, the best estimate is that the recovery factor can be increased from the original 18% to at least 40%, increasing the recovered volumes by 55 million barrels. Of these volumes 34 million barrels are considered proved. This number corresponds to the P90 reserve estimate obtained in uncertainty studies performed prior to the PDO submission in 2008. Subsequent to the submission, MPE granted an extension of the license for 10 years until 2019. Due to the severe downturn in the financial markets, the Frøy redevelopment was put on hold. New efforts have been performed in 2009 to decrease the development costs and to reduce the resource uncertainty range. Pre-FEED studies have been initiated early 2010 with several potential contractors in order to firm up the development concept and to verify the cost estimates. Det norske and Premier plan to submit a modified PDO to the authorities in 2010 targeting a production start-up mid 2013.

Note 34: Endringer i forhold til delårsrapport for 4. kvartal og foreløpig årsregnskap

Styret i konsernet vedtok 18. februar 2010 delårsrapporten for 4. kvartal 2009 og foreløpig årsregnskap for 2009. Ved utarbeidelse av endelig årsregnskap er det gjennomført tre korreksjoner.

Det ble avdekket feil i beregning av gjennomsnittlig antall aksjer.

En feil på 33 631 knyttet til balanseført avsetning på Glitne for fjernings- og nedstengingsforpliktelser, er korrigert.

Det er avdekket feil i behandling av egenkapitalelementene knyttet til fusjonen. Konsernet har i kvartalregnskapet videreført overkursfondet i det gamle selskapet, istedet for å videreføre det juridisk overtakende selskapet sitt overkursfond.

Disse korreksjonene har medført følgende avvik til det som tidligere er rapportert:

RESULTATREGNSKAP	4. kvartal			01.01.2009 - 31.12.2009
	Tidligere rapportert	Korrigert beløp	Avvik	Tidligere rapportert	Korrigert beløp	Avvik
Årets resultat	-379 304	-379 304		-520 696	-520 696
Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden	69 443 225	93 067 633	23 624 408	66 063 855	91 604 262	25 540 407
Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden utv	69 443 225	93 067 633	23 624 408	66 063 855	91 604 262	25 540 407
Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt)	-5,46	-4,08	1,39	-7,88	-5,68	2,20
Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt) - utv	-5,46	-4,08	1,39	-7,88	-5,68	2,20

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING

EIENDELER	Konsernbalanse 31.12.2009
	Tidligere rapportert	Korrigert beløp	Avvik
Immaterielle eiendeler
Goodwill	697 938	697 938
Aktiverte leteutgifter	893 467	893 467
Andre immaterielle eiendeler	1 320 484	1 320 484
Varige driftsmidler
Varige driftsmidler	413 922	447 553	33 631
Finansielle anleggsmidler
Andre finanzielle anleggsmidler	17 965	17 965
Forskuddsbetalinger	240 442	240 442
Sum anleggsmidler	3 584 218	3 617 849	33 631
Varer
Varelager	14 655	14 655
Forderinger
Kundeforderinger	30 414	30 414
Andre kortsiktige fordringer	393 669	393 669
Markedsbaserte finanzielle plasseringer	21 995	21 995
Beregnet skatt til utbetaling	2 060 124	2 060 124
Betalingsmidler
Kontanter og kontantekvivalenter	1 574 287	1 574 287
Sum omløpsmidler	4 095 144	4 095 144
SUM EIENDELER	7 679 362	7 712 992	33 631
EGENKAPITAL OG GJELD
Innskutt egenkapital
Aksjekapital	111 111	111 111
Overkursfond		1 167 312	1 167 312
Annen innskutt egenkapital		33 463	33 463
Opptjent egenkapital
Annen egenkapital	3 739 413	2 538 638	-1 200 775
Sum egenkapital	3 850 524	3 850 524
Avsetning for forpliktelser
Pensionsforpliktelser	19 914	19 914
Utsatt skatt	1 173 477	1 173 477
Avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser	190 841	224 472	33 631
Utsatt inntekt og andre avsetninger for forpliktelser	5 588	5 588
Sum avsetning for forpliktelser	1 389 820	1 423 451	33 631
Langsiktig gjeld
Derivater	21 805	21 805
Obligasjonslån	390 600	390 600
Kortsiktig gjeld
Kortsiktig lån	1 090 258	1 090 258
Leverandørgjeld	261 940	261 940
Offentlige trekk og avgifter	22 618	22 618
Utsatt inntekt	53 001	53 001
Annen kortsiktig gjeld	598 795	598 795
Sum gjeld	2 439 017	2 439 017
SUM EGENKAPITAL OG GJELD	7 679 361	7 712 992	33 631

Erklæring fra styret og administrerende direktør

I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at konsernets årsregnskapet for 2009 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 konsernets gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet.

Årsberetningen gir etter vår beste overbevisning en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet og stillingen til konsernet, sammen med en beskrivelse av de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer konsernet står overfor.

Styret i Det norske oljeselskap ASA
Oslo, 23. mars 2010

Deloitte.

Deloitte AS
N-7485 Trondheim
Norway

Besøksadresse:
TMV-kala 23

Tlf: +47 73 87 69 00
Faks: +47 73 87 69 01
www.deloitte.no

Til generalforsamlingen i Det norske oljeselskap ASA

REVISJONSBERETNING FOR 2009

Vi har revidert årsregnskapet for Det norske oljeselskap ASA for regnskapsåret 2009, som viser et underskudd på kr 512.890.000 for morselskapet og et underskudd kr 520.696.000 for konsernet. Vi har også revidert opplysningene i årsberetningen om årsregnskapet, forutsetningen om fortsatt drift og forslaget til dekning av underskuddet. Årsregnskapet består av selskapsregnskap og konsernregnskap. Selskapsregnskapet består av resultatregnskap, oppstilling av finansiell stilling ved slutten av perioden, kontantstrømanalyse, oppstilling av endringer i egenkapital for perioden og noteopplysninger. Konsernregnskapet består av resultatregnskap, oppstilling av finansiell stilling ved slutten av perioden, kontantstrømanalyse, oppstilling av endringer i egenkapital for perioden og noteopplysninger. Internal Final Financial Reporting Standards som fastsatt av EU er anvendt ved utarbeidelse av regnskapet. Årsregnskapet og årsberetningen er avgitt av selskapets styre og adm. direktør. Vår oppgave er å uttale oss om årsregnskapet og øvrige forhold i henhold til revisorlovens krav.

Vi har utført revisjonen i samsvar med lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge, herunder revisjonsstandarder vedtatt av Den norske Revisorforening. Revisjonsstandardene krever at vi planlegger og utfører revisjonen for å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet ikke inneholder vesentlig feilinformasjon. Revisjon omfatter kontroll av utvalgte deler av materialet som underbygger informasjonen i årsregnskapet, vurdering av de benyttede regnskapsprinsipper og vesentlige regnskapsestimater, samt vurdering av innholdet i og presentasjonen av årsregnskapet. I den grad det følger av god revisjonsskikk, omfatter revisjon også en gjennomgåelse av selskapets formuesforvaltning og regnskaps- og intern kontrollsystemer. Vi mener at vår revisjon gir et forsvarlig grunnlag for vår uttalelse.

Vi mener at

årsregnskapet er avgitt i samsvar med lov og forskrifter og gir et rettvisende bilde av konsernets økonomiske stilling 31. desember 2009 og av resultatet, kontantstrømmene og endringene i egenkapital i regnskapsåret i overensstemmelse med International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU
ledelsen har oppfylt sin plikt til å sørge for ordentlig og oversiktlig registrering og dokumentasjon av regnskapsopplysninger i samsvar med lov og god bokføringsskikk i Norge
opplysningene i årsberetningen om årsregnskapet, forutsetningen om fortsatt drift og forslaget til dekning av underskuddet, er konsistente med årsregnskapet og er i samsvar med lov og forskrifter.

Trondheim, 23. mars 2010
Deloitte AS

Deloitte refers to one or more of Deloitte Touche Tohmaisu, a Swiss Verein, and its network of member firms, each of which is a legally separate and independent entity. Please see www.deloitte.com/no/omoss for a detailed description of the legal structure of Deloitte Touche Tohmaisu and its member firms.

Member of Deloitte Touche Tohmaisu

Medlemmer av Den Norske Revisorforening
org.nr: 980 211 282

KONTAKT

DET NORSKE OLJESELSKAP ASA

Nedre Bakklandet 58 c
7014 Trondheim

Telefon: +47 90 70 60 00
Fax: +47 73 53 05 00
E-post: [email protected]

www.detnor.no

DET NORSKE OLJESELSKAP ASA HARSTAD

Besøksadresse:
Forsikringsgården AS
Richard Kårbøes plass 3B
9405 Harstad

Postadresse:
Postboks 854
9488 Harstad

Telefon: +47 97 65 60 00

DET NORSKE OLJESELSKAP ASA STAVANGER

Post- og besøksadresse:
Haakon Vils gt. 9
4005 Stavanger

Telefon: +47 51 21 48 00

DET NORSKE OLJESELSKAP ASA OSLO

Besøksadresse:
Støperigt. 2, inng. fra Bryggetorget
Aker Brygge
0250 Oslo

Postadresse:
Postboks 2070 Vika
0125 Oslo

Telefon: +47 95 44 60 00

AI assistant

Aker BP — Annual Report 2009

3528_rns_2010-03-31_7184f3b9-04d8-4ae5-95a2-76ef5836f882.pdf

INNHOLD

STYRETS ÅRSBERETNING 2009

VIRKSOMHET

HISTORIE

VESENTLIGE HENDELSER I LØPET AV ÅRET

HELSE, MILJØ OG SIKKERHET

MEDARBEIDERNE

PRODUKSJON

OLJERESSURSER OG RESERVER

FORSKNING OG UTVIKLING

FoU og anvendelse av ny teknologi

LIKESTILLING

EIERFORHOLD

EIERSTYRING OG SELSKAPSLEDELSE

Vår virksomhet

Selskapskapital og utbytte

Likebehandling av aksjonærene og transaksjoner med nærstående

Fri omsettelighet

Generalforsamling

Valgkomité

Styrets sammensetning og uavhengighet

Styrets arbeid

Risikostyring og intern kontroll

Godtgjørelse til styret

Godtgjørelse til administrerende direktør og ledende ansatte

Informasjon og kommunikasjon

Selskapsovertakelse

Revisor

REGNSKAP 2009

RESULTAT

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING (BALANSE) OG LIKVIDITET

KONTANTSTRØM

FINANSIELL RISIKO

FORTSATT DRIFT

HENDELSER ETTER ÅRSAVSLUTNING

UTSIKTER

DISPONERING AV ÅRETS RESULTAT

NOTER

GENERELL INFORMASJON

NOTE 1 - SAMMENDRAG AV IFRS REGNSKAPSPRINSIPPER

1.1 BASIS FOR UTARBEIDELSE AV ÅRSREGNSKAPET

1.2 KONSERNREGNSKAP OG KONSOLIDERING

1.3 FUNKSJONELL VALUTA OG PRESENTASJONSVALUTA

1.4 VIKTIGE REGNSKAPSVURDERINGER, ESTIMATER OG FORUTSETNINGER

1.5 UTENLANDSK VALUTA OG VALUTATRANSAKSJONER

1.6 INNTEKTSFØRING

1.7 ANDEL I FELLESKONTROLLERTE EIENDELER

1.8 KLASSIFISERING I BALANSEREGNSKAPET

1.9 VIRKSOMHETSSAMMENSLUTNING OG GOODWILL

1.10 KJØP, SALG OG BYTTE AV LISENSER

Olje- og gassproduserende lisenser

Farm-in avtaler

Bytte

1.11 VARIGE DRIFTSMIDLER OG IMMATERIELLE EIENDELER

Generelt

Driftsmidler knyttet til oljevirksomheten

Lete- og utviklingskostnader knyttet til olje- og gassfelt

Avskrivning av olje- og gassfelt

1.12 NEDSKRIVNING

Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

Goodwill

1.13 ANLEGGSMIDLER HOLDT FOR SALG

1.14 FINANSIELLE INSTRUMENTER

1.15 DERIVATER SOM IKKE ER SIKRINGSINSTRUMENTER

1.16 NEDSKRIVNING AV FINANSIELLE EIENDELER

1.17 KONVERTIBLE LÅN

1.18 FORSKNING OG UTVIKLING

1.19 REKLASSIFISERING AV LØNNS- OG ADMINISTRASJONSKOSTNADER

1.20 LEIEAVTALER

Konsernet som leietaker:

Finansielle leieavtaler

Operasjonelle leieavtaler

1.21 KUNDEFORDRINGER

1.22 LÅNEUTGIFTER

1.23 VARELAGER

Reservedeler

Beholdning av petroleum

Aker BP Annual Report 2009