Annual Report • Mar 24, 2014
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
side 16
Det norskes skattejakt i 2013 bød på spennende funn av olje og gass i Barentshavet og i Nordsjøen.
Side 10
Neste år skal Stortinget ta stilling til utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet, ett av de største funnene på norsk sokkel.
På åtte år har Det norske blitt et fullverdig oljeselskap med leting, utbygging og egen produksjon.
Side 22
Side 30
| Om Det norske | Samfunn | |
|---|---|---|
| Organisasjon, styring og verdier | 3 | |
| Sammendrag Fem år med Det norske |
4 | |
| Årets viktigste hendelser Nøkkeltall per kvartal |
6 7 |
|
| Arbeidende styreleder Milepælenes år |
8 | |
| Leting og lisenser Skattejakt på norsk sokkel Lisens til å lete |
10 14 |
|
| Utbygging | ||
| Ivar Aasen Giganten Sverdrup Gina Krog |
16 22 27 |
|
| Produksjon | ||
| Jette Produksjonsrekord |
30 32 |
|
| Helse, miljø og sikkerhet Det aller viktigste |
34 | |
| Finans | ||
| Friske penger Etiske retningslinjer |
38 40 |
| Sokkelåret 2013 God på bunnen Samfunnsengasjement |
41 42 44 |
|---|---|
| Organisasjon | |
| Trives sammen Alltid videre Styret Hovedledelsen |
46 48 50 51 |
| Ord og uttrykk | 52 |
| Oljenøtter | 55 |
| Styrets årsberetning | 58 |
| Styrets redegjørelse for eierstyring og selskapsledelse 70 |
|
| Årsregnskap med noter | 79 |
| Erklæring fra styret og administrerende direktør |
126 |
| Revisors beretning | 127 |
Vi er engasjert i hverandre, selskapet og samfunnet rundt oss.
Vi er nysgjerrige og strekker oss for å skape nye og bedre løsninger.
Vi bygger troverdighet og omdømme gjennom forutsigbarhet og trygghet.
Det norske oljeselskap ASA konsentrerer seg om leting, utbygging og drift av petroleumsressursene på norsk sokkel. Vi har leteaktivitet i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Vi er operatør for utbyggingen av Ivar Aasen-feltet på Utsirahøyden i Nordsjøen og operatør for produksjonen på Jette. I tillegg er vi partner
i to av de tre lisensene som omfatter Johan Sverdrup-utbyggingen.
Det norske har hovedkontor i Trondheim, og kontorer i Oslo og Harstad. Vi er i dag over 250 ansatte. Det norske er notert på Oslo Børs med ticker "DETNOR".
Mer informasjon om Det norske på detnor.no.
Årsrapporter er noe alle selskap må ha. Om de byr på spennende historiefortelling eller kun tilfredsstiller de formelle krav er opp til selskapet. I Det norske vil vi at årsrapporten skal være spennende. Vi har gode historier å fortelle både aksjonærer og andre. Derfor har vi valgt å lage årsrapporten som et nyhetsmagasin.
2013 var et år med gode historier i Det norske. Vi har gjort mange spennende funn, vi har fått ja av Stortinget til å bygge ut Ivar Aasen og vi har fått bekreftet at nasjonsbyggeren Johan Sverdrup er blitt et oljefelt som viser voldsom styrke.
Jette er kanskje det minste feltet på norsk sokkel, men da produksjonen startet i mai var det en betydelig milepæl for Det norske. Nå er vi et fullverdig oljeselskap med leting, utbygging og produksjon. Våre ansatte trives på jobb, de er stolte av selskapet. De vet at vi legger vekt på det viktigste; helse, miljø og sikkerhet.
Disse gode historiene kan du lese mer om her. De samme historiene har vi fortalt året gjennom i annonser, på nettsiden og i filmer. Historiefortellingen er viktig både for oss som selskap og for forståelse av næringen vår.
God fornøyelse!
Årsrapporten er laget av kommunikasjon- og økonomiavdelingen i Det norske, i samarbeid med Vanntett Designbyrå og Headspin.
Trykk: Communicatio Forlag
Trondheim Post- og besøksadresse: Føniks Munkegata 26 7011 Trondheim
Telefon 90 70 60 00 E-post [email protected]
Oslo Besøksadresse: Bryggetorget 1 Aker Brygge 0250 Oslo
Postadresse: Postboks 2070, Vika 0125 Oslo Telefon 95 44 60 00
Harstad Besøksadresse: Havnebygget Rikard Kaarbøsgate 2, 3. etg. 9405 Harstad
Postadresse: Postboks 854 9488 Harstad
Kontaktinfo
Digital versjon Fullverdig oljeselskap På åtte år har Det norske blitt et fullverdig oljeselskap med leting, utbygging og egen produksjon.
Skattejakt
Det norskes skattejakt i 2013 bød på spennende funn av olje og gass i Barentshavet og i Nordsjøen.
Side 10 Side 22 Side 30
Produserende felt
Fusjon med Aker Explo ration. Det norske fusjone rer med Aker Exploration og styrker posisjonen som det nest største selskapet på norsk sokkel.
Plan for Aasen. Det norske leverer plan for utbygging og drift for Ivar Aasen-feltet til Olje- og energideparte mentet. Dette er selskapets første store utbygging som operatør.
-
Fullverdig oljeselskap. Med produksjonsstart på Jette er Det norske blitt et fullverdig oljeselskap som deltar i alle deler av verdi skapingen; leting, utbygging og drift.
Gigantfunn. Det norske er med på funnet av Johan Sverdrup. Selskapet opp lever en enorm vekst og ble en av vinnerne på Oslo Børs med en verdivekst på over 200 prosent.
Aktivt leteår. Det norske deltar i totalt 15 brønner, hvorav ni som operatør. Selskapet gjennomfører sin første produksjonstest på Ivar Aasen-feltet - med svært positive resultater.
| 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Antall lisensandeler per 31.12. | 80 | 67 | 65 | 66 | 67 |
| Operatørskap | 33 | 26 | 28 | 30 | 34 |
| Produksjon totalt per år | 1 629 115 fat | 544 734 fat | 548 268 fat | 763 494 fat | 673 603 fat |
| Gjennomsnittlig produksjon per dag | 4 463 fat | 1 488 fat | 1 502 fat | 2 092 fat | 1 845 fat |
| Reserver (P50) per 31.12. | 66 mill. fat | 65 mill. fat | 68 mill. fat | 1 mill. fat | 29 mill. fat |
| Reserver (P50) og betingede ressurser (P50) per 31.12. |
* | 525 mill.fat | 492 mill. fat | 177 mill. fat | 165 mill. fat |
| Driftsinntekter | 944 mill. kr | 332 mill. kr | 438 mill. kr | 366 mill. kr | 265 mill. kr |
| Driftsresultat før av- og nedskrivninger | -1 091 mill. kr | -1 582 mill. kr | -849 mill. kr | -1 292 mill. kr | -1 168 mill. kr |
| Driftsresultat | -2 227 mill.kr | -3 843 mill. kr | -1 078 mill. kr | -1 591 mill. kr | -1 435 mill. kr |
| Resultat før skatt | -2 545 mill. kr | -3 949 mill. kr | -1 311 mill. kr | -1 736 mill. kr | -1 389 mill. kr |
| Årets resultat | -549 mill. kr | -957 mill. kr | -370 mill. kr | -564 mill. kr | -513 mill. kr |
| Letekostnader | 1 637 mill. kr | 1 609 mill. kr | 1 012 mill. kr | 1 412 mill. kr | 1 186 mill. kr |
| Totale leteutgifter (resultat- og balanseførte) | 1 659 mill. kr | 1 656 mill. kr | 1 810 mill. kr | 2 449 mill. kr | 1 804 mill. kr |
| Kontantstrøm før finansieringsaktiviteter | -1 889 mill. kr | -2 156 mill. kr | -266 mill. kr | -1 105 mill. kr | -865 mill. kr |
| Bokført egenkapital | 3 188 mill. kr | 3 736 mill. kr | 3 677 mill. kr | 3 058 mill. kr | 3 858 mill. kr |
| Børsverdi per 31.12. | 9 385 mill. kr | 11 608 mill. kr | 11 257 mill. kr | 3 000 mill. kr | 3 756 mill. kr |
| Antall aksjer per 31.12. | 140 707 363 | 140 707 363 | 127 915 786 | 111 111 111 | 111 111 111 |
| Pålydende per aksje per 31.12. | 1,00 kr | 1,00 kr | 1,00 kr | 1,00 kr | 1,00 kr |
| Aksjekurs per 31.12. | 66,7 kr | 82,5 kr | 88,0 kr | 27,0 kr | 33,8 kr |
| Antall ansatte per 31.12. | 230 | 214 | 173 | 193 | 176 |
* På grunn av unitiseringsforhandlinger i Johan Sverdrup rapporteres ikke ressurstall for 2013.
| 3. januar | Funn i avgrensingsbrønn i Kvitsøybassenget, som er en del av Johan Sverdrup-feltet i lisens 265. |
|---|---|
| 24. februar | Produksjonen fra Glitne avsluttes. Over 12 år har feltet produsert 56 millioner fat oljeekvivalenter, dobbelt så mye som opprinnelig antatt. |
| 8. mars | Ivar Aasen-prosjektet underskriver en pre-unitiseringsavtale med partnerne i nabo lisensen 457. Funnet av Asha i denne lisensen er i kontakt med Ivar Aasen, og gir en mer lønnsom utbygging. |
| 14. mai | Funn i avgrensingsbrønnen Fault Margin i lisens 265. Fremragende reservoaregenska per i den sentrale vestlige delen av Johan Sverdrup blir bekreftet. |
| 19. mai | Det norske starter produksjonen på Jette. Dette er selskapets første egenproduserte olje som operatør. |
| 21. mai | Stortinget godkjenner plan for utbygging og drift av Ivar Aasen og Gina Krog. |
| 12. juni | Det norske tildeles fire nye lisenser, inkludert to operatørskap, i 22. lisensrunde. De fire lisensene ligger i Barentshavet. |
| 20. juni | Det norske utsteder et vellykket obligasjonslån på 1,9 milliarder kroner med en løpetid på syv år. |
| 4. september | Det norske inngår en ny kredittfasilitet på én milliard amerikanske dollar. Avtalen gir mulighet for en økning på ytterligere én milliard amerikanske dollar. |
| 10. september | Olje- og gassfunn på Gohta-prospektet i Barentshavet. Foreløpige anslag er mellom 113 og 239 millioner fat oljeekvivalenter. Produksjonstesten viser gode produksjonsrater. |
| 8. oktober | Karl Johnny Hersvik blir ansatt som ny administrerende direktør i Det norske. |
| 4. november | Funn i Askja-prospektet i lisens 272 i Nordsjøen. |
| 1. kvartal | 2. kvartal | 3. kvartal | 4. kvartal | |
|---|---|---|---|---|
| Produksjon per dag (tusen fat o.e.) | 1 929 | 5 613 | 5 940 | 4 328 |
| Olje- og gassproduksjon (tusen fat o.e.) | 174 | 511 | 547 | 398 |
| Realisert oljepris (USD/fat) | 112 | 103 | 112 | 109 |
| Driftsinntekter (MNOK) | 80 | 286 | 324 | 254 |
| Kontantstrøm fra produksjon (MNOK) | 37 | 227 | 269 | 151 |
| Letekostnader (MNOK) | 234 | 271 | 588 | 544 |
| Totale leteutgifter (MNOK) (kostnadsførte og balanseførte) |
306 | 373 | 581 | 400 |
| Driftsresultat (MNOK) | -251 | -277 | -518 | -1 182 |
| Periodens nettoresultat (MNOK) | -20 | -41 | -158 | -329 |
| Antall lisenser (operatørskap) | 69 (28) | 72 (30) | 74 (30) | 80 (33) |
På få år har Det norske bygd tillit hos myndighetene. I 2013 ble selskapet tildelt ti nye lisenser, hvorav fire som operatør. Myndighetene viser med tildelingene at de har tro på selskapet.
Leting har vært selskapets kjernevirksomhet siden oppstarten. 2013 ble et år med gode resultater, hvor vi gjennom målrettet arbeid gjorde store funn både i Askja og Gohta. Vi har brukt betydelige ressurser i nord, og ser med spenning på mulighetene for kommersielle oljefunn i Barentshavet.
En stor del av utviklingen av Det norske er knyttet til verdiene i Johan Sverdrup-feltet, et av norgeshistoriens største oljefunn. Feltet representerer en enorm fremtidig
verdiskaping for Det norske, for våre eiere og ikke minst for samfunnet. Å forvalte store verdier har aldri vært enkelt, og det skal det heller ikke være. Det norske skal være en ansvarlig partner og bidra sterkt til å komme trygt i havn med både konseptvalg, unitisering og utbygging.
Vi har arbeidet med å sikre en forutsigbarhet i finansieringen av våre store utbyggingsprosjekter frem mot 2020. I 2013 lyktes vi med å få på plass nødvendig finansiering med den fleksibiliteten vi har behov for.
Erik Hauganes avgang som administrerende direktør og styrets ansettelse av Karl Johnny Hersvik som hans etterfølger, var en annen milepæl for selskapet i 2013. Haugane har sammen med dyktige og engasjerte kolleger lagt et robust grunnlag for vekst. Fra dette grunnlaget skal nå Hersvik, med sin solide bakgrunn fra bransjen, ta selskapet videre.
Det norske lever etter visjonen alltid videre for å skape verdier på norsk sokkel.
Sverre Skogen Arbeidende styreleder
Året 2013 har vært et begivenhetsrikt år. Plan for utbygging og drift (PUD) for Ivar Aasen ble i mai enstemmig vedtatt i Stortinget. Vedtaket illustrerer posisjonen norsk olje- og gassnæring har i det norske samfunnet og den brede politiske enigheten om viktige utbyggingsprosjekter som Ivar Aasen.
Ivar Aasen er stort og viktig for Det norske. 27 milliarder kroner skal investeres i løpet av få år, og i utbyggingsperioden utgjør prosjektorganisasjonen størsteparten av selskapet. De aller fleste kontraktene er nå på plass, og arbeidet er i gang for fullt i Trondheim, Oslo, London, på Sardinia og i Singapore.
I forbindelse med tildelingen av kontraktene for utbyggingen, oppsto en viktig diskusjon om norsk konkurransekraft og -evne. Flere av de store kontraktene gikk til utlandet, men i realiteten gikk over halvparten av investeringene til norske leverandører. Mange av de utenlandske verftene benytter norske underleverandører.
Det er et stort tankekors at norske leverandører ikke kan tilby ingeniørarbeid utført i Norge. For meg som erfaren industrileder er det urovekkende at Norge ikke løfter konkurransekraften innen de mest kompetansekrevende oppgavene. Ingeniørarbeidet for Ivar Aasen utføres i Storbritannia. Jeg har vært rundt og sett på fremdriften i prosjektet, og er trygg på at det er bygd et godt fundament for å lykkes.
Det norske har skrevet seg inn i norsk oljehistorie. Fra å være en oljemygg, har vi nå stø kurs i retning av å etablere oss blant de større selskapene på norsk sokkel. Vi går alltid videre, med ett mål for øyet: Å skape verdier på norsk sokkel.
Arbeidende styreleder
Den norske kontinentalsokkelen er full av skatter – store og små.
Det norske er alltid på skattejakt, og det har gitt resultater. Med spennende funn av olje og gass i Barentshavet og i Nordsjøen, økte selskapet ressursene med mer enn målsettingen for året. Funnene på Gohta og Askja stod for den største ressurstilveksten.
Offensiv letestrategi. Det norske er fortsatt et av de mest offensive leteselskapene på norsk sokkel. I 2013 deltok selskapet i 14 brønner (to sidesteg), hvorav én som operatør. Samlede investeringer i leting utgjorde omlag 1,7 milliarder kroner. Omtrent to tredjedeler av selskapets letemidler investeres i modne områder i Nordsjøen, der infrastrukturen er god og funnraten fremdeles høy. De resterende ressursene investeres i leting i umodne områder, hovedsakelig i Barentshavet.
Vellykket avgrensing. Et omfattende avgrensingsprogram har i 2013 vært gjennomført på gigantfunnet Johan Sverdrup. Programmet har konsentrert seg om den vestlige og den sørlige delen av feltet, med mål om å kartlegge utstrekning av og kvaliteten i funnet.
I den sørvestlige delen av feltet, i lisens 265, ble det i januar avsluttet en avgrensingsbrønn i Kvitsøybassenget (16/2-15). Brønnen påviste en 30 meters oljekolonne i sandsteinslag i øvre og midtre jura, hvorav 20 meter med fremragende reservoaregenskaper. Noen
Trancocean Barents. Foto: Det norske
Leting og lisenser
124 millioner fat oljeekvivalenter. Det er fortsatt flere uborede prospekter i disse lisensene, og det er foreløpig ikke tatt beslutning om flere letebrønner.
Det norske startet også boringen på prospektet Trell i lisens 102F, med Total som operatør. På grunn av dårlig vær og tekniske problemer ble operasjonen forsinket. 21. februar 2014 bekreftet Det norske et oljefunn på mellom 3 og 12 millioner fat utvinnbar olje. Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med prospekter i nærheten med tanke på en videre oppfølging.
Eneste letebrønn operert av Det norske ble boret i juli på prospektet Augunshaug i lisens 542/542B, sør i Nordsjøen. Brønnen var uten spor av hydrokarboner. Brønnen ble boret med den oppjekkbare riggen Mærsk Giant og operasjonen tok 55 dager.
Døråpner i Barentshavet. Et av de mest spennende funnene i 2013 ble gjort på Gohtaprospektet, i lisens 492. Funnet er det første vellykkede i permiske kalksteinsbergarter på norsk sokkel og åpner nye muligheter for leting i Barentshavet. Foreløpige volumanslag fra operatøren er mellom 113 og 239 millioner fat oljeekvivalenter.
På Norvargprospektet, litt lengre nord i Barentshavet, boret Det norske som partner en avgrensingsbrønn for å kartlegge egenskapene til gassfunnet som ble gjort i 2011. Brønnen viste mer sand og større porøsitet enn funnbrønnen, og følgelig lavere produktivitet enn ventet.
måneder senere ble to avgrensingsbrønner ferdigstilt i den vestlige delen av Johan Sverdrup. Fault Margin-brønnen (16/2-17S) påviste en 82 meter tykk oljekolonne i bergarter av jura alder, den største oljekolonnen som er påvist til nå.
I tillegg ble det boret et sidesteg (16/2-17B) for å undersøke potensialet for mulige reservoarbergarter fra jura i Cliffhanger Sør-prospektet i vest. I denne brønnen ble det ikke påvist sandstein, og brønnen ble klassifisert som tørr.
Videre ble det på Cliffhanger North-prospektet gjort et mindre oljefunn med letebrønn 16/2-18S. Brønnen påviste en 15 meter tykk oljekolonne i frakturerte granittiske grunnfjellsbergarter, men produksjonstesten som ble utført indikerte dårlige produksjonsegenskaper.
I nabolisensen 502, hvor Det norske har en andel på 22,22 prosent, ble det boret en avgrensingsbrønn i en tidligere utestet del av funnet. Brønnen (16/5-3) påviste en 13,5 meter høy oljekolonne i jura bergarter i et reservoar av høy kvalitet, og bekreftet kontakt med resten av Johan Sverdrup-feltet. At Johan Sverdrup også strekker seg inn i lisens 502 er svært positivt for Det norske.
Direktør for Johan Sverdrup, Odd R. Heum, er meget godt fornøyd med resultatene av avgrensingsprogrammet: "Dette fjerner usikkerhet om feltets utstrekning langs den vestlige forkastningen. At reservoaret viser de samme eksepsjonelle egenskapene som vi har sett ellers i sentrale deler av feltet, er meget positivt."
For mer om Johan Sverdrup, se side 22.
Finner fortsatt i Nordsjøen. I lisens 272 var Det norske med på to funn i prospektet Askja Vest og Askja Øst. I Askja Vest ble det påvist en 90 meters gasskolonne, mens det i Askja Øst ble påtruffet en oljekolonne på 40 meter. En foreløpig beregning av Askjafunnene estimerer et innhold på mellom 19 og 44 millioner fat oljeekvivalenter. Brønnene ble boret for å vurdere muligheten for en eventuell utbygging av oljefunnene Krafla og Krafla vest, som ble funnet i 2011 i samme lisens. Sammen med Kraflafunnene kan Aksja gi en samlet utbygging på mellom 69 og Askja ligger i lisens 272 i den nordlige delen av Nordsjøen. I samme lisens ligger de tidligere funnene Krafla og Krafla Vest, som også strekker seg inn i lisens 035. Sammen kan Kraflaog Askjafunnene gi en samlet utvinning på mellom 69 og 124 millioner fat oljeekvivalenter.
Statoil 50% (O) Det norske 25% Svenska Petroleum 25% Gohta ligger 35 kilometer nordvest for Snøhvitfeltet i Barentshavet. Foreløpige estimater indikerer et volum på mellom 113 og 239 millioner fat oljeekvivalenter. Funnet bekrefter en ny letemodell som vil gi positive ringvirkninger for leting etter olje og gass i Barentshavet.
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Arctic på 342 meters dyp. Dette er den første letebrønnen i lisens 492. Lisensen ble tildelt i TFO 2007.
Lundin Petroleum 40% (O) Det norske 40% Norwegian Energy Company 20%
Brønnlogg og seismikk: Mye av letearbeidet til geolog Ingeborg Waldal Verstad foregår fra hovedkontoret til Det norske i Trondheim.
Film fra leteåret 2013
Det norske er et av de mest aktive leteselskapene på norsk sokkel og har god tilgang på lisenser og operatørskap.
Det norske hadde per 31. desember 2013 80 lisenser på norsk sokkel. Selskapet er operatør for 33 av disse. I løpet av året ble Det norske tildelt ti nye lisenser, og kjøpte seg inn i ni. Selskapet leverte tilbake eller solgte totalt syv lisenser. I tre lisenser gikk Det norske fra å være partner til å overta som operatør.
Seks nye lisenser i TFO. I tildelingen av lisenser i forhåndsdefinerte områder (TFO), ble Det norske tildelt andeler i seks nye lisenser, to av disse som operatør. Alle lisensene er i Nordsjøen og styrker Det norske i selskapets etablerte kjerneområde. "Det norske er meget godt fornøyd med tildelingen. At vi får andeler i seks lisenser er en tillitserklæring fra Olje- og energidepartementet. Spesielt fornøyd er vi med å få operatørskapet i vår førsteprioritet", sier prosjektansvarlig Evy Glørstad-Clark.
Det arrangeres to typer konse sjonsrunder på norsk sokkel.
Tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO) er en årlig utlys ningsrunde som omfatter de modne delene av sokkelen, med kjent geologi og god infrastruktur. Tildelingene lar mange nye selskap få anled ning til å lete i områder som har vært tilgjengelige i flere år, men som av ulike årsaker er levert tilbake. Dette gjelder områder på hele sokkelen; i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
De ordinære konsesjonsrunde ne omfatter de umodne delene av sokkelen. Disse rundene avvikles vanligvis annethvert år. I 2013 ble den 22. konsesjons runden gjennomført. Den aller første konsesjonsrunden ble utlyst i 1965, da fikk ni selska per, eller grupper av selskaper, tildelt 22 utvinningstillatelser.
En lisens, også kalt en utvin ningstillatelse, er en konse sjon/rettighet til å drive leting etter petroleumsressurser og deretter produksjon på norsk sokkel. Lisensen er begrenset til et angitt geografisk område på norsk sokkel, i et begrenset tidsrom. Konsesjonen gis av myndighetene ved Olje- og energidepartementet til ett eller flere kvalifiserte oljesel skap.
Samarbeidet mellom oljesel skapene i en lisens er regulert i avtaler vedtatt av myndighe tene. Myndighetene knytter også forpliktelser til tildeling av lisenser, blant annet til inn samling av ny seismikk eller boring av brønner. I praksis betyr dette at rettighetshaverne har et gitt tidsrom, ofte ett eller tre år, til å beslutte om de ønsker å bore en letebrønn. Hvis de ikke ønsker å bore, faller utvinningstillatelsen bort .
Leting og lisenser
Den første veka i november blei det første stålet kutta på SMOE sitt verft i Batam i Indonesia. Samstundes starta arbeidet med plattformdekket på verftet i Singapore. Arbeidande styreleiar Sverre Skogen kunne slå på gongongen som markerte starten på sjølve konstruksjonen.
Dagen etter var han i Arbatax på Sardinia, på verftet til Saipem. Her trykte han på knappen som starta den første kuttinga av stål også der. For alle dei involverte er det eit symbol på at arbeidet er i gang.
Bak ligg det eit stort ingeniørarbeid med å avgjera i detalj kva som skal byggast. Det meste av arbeidet gjer folk frå Mustang i Woking og frå Saipem i Kingston upon Thames, begge i London-området. På begge stader er det fleire tilsette og konsulentar frå Det norske som er med på arbeidet. Snart byrjar arbeidet med bustadkvarteret hos Apply Leirvik på Stord, verdas største nynorskkommune. Det ville Aasen likt.
Heile verda. Heile folket står bak utbygginga av Ivar Aasen-feltet. 21. mai 2013 vedtok Stortinget samrøystes plan for utbygging og drift av feltet, den første store utbygginga Det norske har som operatør. Det norske har 35 prosent eigardel i feltet.
Når Det norske bygger Ivar Aasen-plattforma, er det eit globalt prosjekt. Det er ikkje berre stadene der dei ulike delane blir sett saman som er viktige. Til Singapore, Sardinia og Stord kjem ulike produkt og einingar frå heile verda.
Hovudleverandørane har mange underleverandørar. Kartet over kven som leverer til plattforma Ivar Aasen syner at det er rundt 150 stadar. Sjølv om dei store kontraktane gjekk til utlandet, kjem store delar av det som blir Ivar Aasen-plattforma frå Noreg.
I Det norske arbeider fleire hundre tilsette og konsulentar med Ivar Aasen. Hos alle leverandørar og underleverandørar vil det på det meste være fleire tusen i arbeid. Dette er den moderne nasjonsbygginga der heile verda er med.
Bård Atle Hovd er direktør for Ivar Aasen: "I Det norske er vi stolte av Ivar Aasen. Eit slikt stort prosjekt er eit puslespel der svært mange er involverte. Vi legg stor
Bygginga av Ivar Aasen-plattforma er i rute. Det første stålet er kutta og sveisinga er i gang, både i Singapore og på Sardinia. Mange store og små delar av det som blir Ivar Aasen-feltet er produsert.
Laser gjer jobben: 4. november 2013 vart det første stålet til understellet på Ivar Aasen-plattforma kutta, på Saipem-verftet i Arbatax på Sardinia. Foto: Det norske
18 ÅRSRAPPORT 2013 ÅRSRAPPORT 2013 19
vekt på at dei mange som er med trekk saman for å nå målet om produksjon i fjerde kvartal 2016." Samstundes legg han til: "Det er mange mål vi skal oppnå i Ivar Aasen-prosjektet. For oss er likevel det viktigaste at ingen personar kjem til skade. Helse, miljø og tryggleik kjem først, og målet er ingen alvorlege hendingar."
Målet er null. Det norske har saman med partnarar, medarbeidarar og kontraktørar forplikta seg på mål innafor helse, miljø og tryggleik. Null hendingar, vilkårslaust engasjement og dedikert leiarskap, læring og aktiv deling av kunnskap om helse, miljø og tryggleik, lyttande, open og ærleg kultur.
Vil leve i 20 år. Ivar Aasen-feltet ligg vest for Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen og inne held rundt 158 millionar fat oljeekvivalentar. Det norske sin del av produksjonen ligg på 16 000 fat oljeekvivalentar per dag frå fjerde kvartal 2016 og 23 000 fat oljeekvivalentar per dag på platå i 2019. Totale investeringar for prosjektet er rekna ut til 27,4 milliard ar kroner. Den økonomiske levetida for Ivar Aasen-feltet kan bli 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling. Med den oljeprisen som er no, er det venta kroner.
Aasen og West Cable i første fase, og Hanz i fase to. Plattforma ligg over Ivar Aasenreservoaret, og ressursane frå West Cable skal hentast ut med ein brønn frå sjølve plattforma. Eit undervassanlegg på Hanz blir knytt opp mot Ivar Aasen-plattforma for å ta ut ressursane der.
feltet Edvard Grieg, som vil ta imot delvis prosessert olje og gass frå Aasenfeltet for vidare prosessering og eksport. Edvard Grieg-plattforma vil også forsyna Ivar Aasen-plattforma med løftegass og kraft.
Aasen blir større. Etter funnet av Asha i nabolisensen 457, veks utbygginga. Reservoaret i det funnet heng saman
Ivar Aasen (1813—1896) var på reise i 2735 dagar mellom 1842 og 1883. Han reiste i sju år og seks månader. Når 2735 dagar blir fordelte på 23 år, viser det seg at Ivar Aasen kvart år reiste i 119 dagar. Kvar tredje dag var han på reise.
Ivar Aasen kryssa aldri noka lande grense. Tanken på ei utanlandsreise dukka ikkje opp før i 1875: "Jeg har ogsaa længe havt Lyst til at gjøre en Reise til Stokholm eller Kjøbenhavn og videre omkring, da det nu er saa let at komme afsted til Udlandet, men jeg har ikke givet mig Tid."
Ivar Aasen reiste omlag 24 438 kilometer. Han var språkforskaren som reiste meir enn halve jorda rundt for å finne ut alt han måtte vite då han skulle byggje det nye skriftspråket på gamal grunn. Heile 61 prosent av den lange språkreisa hans gjekk sjøvegen.
Kortvokst, språkmektig samlar. Ivar Aasen var 161,5 cm høg, og var nok uroa for sin manglande fysikk. Han lurte seg unna militærteneste, han ville ikkje i svenskekongens klede. Han fekk bot for ikkje å møte opp, det var den einaste bota han fekk.
Han var særs interessert i plantar og sette i system ei samling på 509 plantar. Han skreiv bok om norske plantar med tittelen Norske Plantenavne.
Ivar Aasen var språkmektig, ein sann internasjonalist. Han leste både engelsk, islandsk, gamalnorsk, fransk og tysk, i tillegg til dei skandinaviske språka.
Ivar Aasen var nasjonsbyggar, men brukte aldri stemmeretten. Fram til1884 måtte du eige fast grunn for å stemme, det hadde han ikkje. Etter det skreiv han seg ikkje inn i manntal som var nødvendig for å få stemme.
Ivar Aasen hadde ein formue på 2,1 millionar da han døydde.
Kjelde: Historia om Ivar Aasen av Ottar Grepstad
Italia: Sverre Skogen, arbeidande styreleiar i Det norske, trykker på knappen og startar den første kut tinga av stål på Sardinia.
Foto: Det norske
Eiga kunst: Det norske har fått spesiallaga eit grafisk trykk for Ivar Aasen-utbygginga.
Trykket er laga av billedkunstnar Marit Bjartnes.
Sjå film frå den første kuttinga av stål på Sardinia.
På Ivar Aasen-feltet vert det bygt ein botnfast stålplattform med anlegg for delvis prosessering. Plattforma vil også ha eit bustadkvarter.
Ivar Aasen-feltet er planlagt bygt ut med i alt 15 brønnar. Åtte av desse er produksjonsbrønnar, sju er vassinjeksjonsbrønnar. Produksjonsbrønnane på Aasen og West Cable skal borast frå plattforma,
medan dei to brønnane på Hanz er knytte til plattforma med ein 14 kilometer lang rørleidning. Brønnane blir bora med ein eigen oppjekkbar rigg.
Ivar Aasen-feltet er ei samordna utbygging med Edvard Grieg-feltet som ligg ti kilometer lenger søraust. Olje og gass blir sendt via to rørleidningar til Grieg-plattforma for sluttprosessering før olje og gass blir skipa ut i to nye røyr til Grane oljerøyrleidning og SAGE gassrøyr på britisk sokkel. Ivar Aasen-plattforma får straum frå Edvard Grieg-plattforma.
med reservoaret på Ivar Aasen. Rettshavarane i Ivar Aasen har ein avtale med rettshavarane i 457-lisensen om ei felles utnytting av ressursane (unitisering). Hovudpunkta i avtalen er ei felles utbygging av funna, og ei fordeling av eigarinteressene i ei samla utbygging. Dette arbeidet skal fullførast innan juni i 2014. Funnet på Asha i desember 2012 ligg aust for Ivar Aasen-feltet.
Historia om funna. Ivar Aasen-utbygginga omfatter utvinning av ressursar i tre funn, Ivar Aasen, Hanz og West Cable, i blokkane 16/1 og 25/10 mellom sørlige Vikinggraben og Utsirahøgden, i den nordlige del av Nordsjøen, rundt 175 km vest for Karmøy. Ivar Aasen blei funnen i 2008 da Det norske bora brønnen 16/1-9 på det dåverande Draupneprospektet. Boringa viste hydrokarbonar i sandsteinar i midt jura og øvre trias alder. Hanz blei funnen av Esso i 1997, med brønn 25/10-8 bora på prospekt av midt jura og paleocene alder. Esso bora også West Cable-prospektet i 2004, med brønn 16/1-7, og fann olje i midt jura sandar.
Aasen-utbygginga omfattar utvinning av ressursane i tre funn: Ivar Aasen-funnet i lisens 001B, West Cable i 242 og Hanz i 028B. Delar av Ivar Aasen-funnet strekk seg inn i nabolisensen 457. Ivar Aasen-feltet ligg i den ter installasjon av plattformunderstellet.
Nasjonsbygging. Ivar Aasen bygde nynorsk som eit nasjonalt språk, han var ein nasjonsbyggar. Det norske bygger ut Ivar Aasen-feltet, vi er dei moderne nasjonsbyggarane. Ivar Aasen reiste i heile landet for å bygga eit nasjonalt språk, vi tar heile verda i bruk for å bygga Ivar Aasen. Han bygde kulturelle verdiar for Noreg som nasjon, vi bygger for å skape verdiar frå norsk sokkel som grunnlag for norsk velstand og velferd.
Plattformdekket til Ivar Aasen skal byggast av SMOE i Singapore og Batam i Indonesia. Arbeidet skal være ferdig i første halvår 2016. Den totale vekta på plattformdekket er rundt 15 000 tonn (tørr vekt).
Bustadkvarteret til Ivar Aasen skal byggast av Apply Leirvik på Stord, og er i sju høgder med eit samla areal på 3300 kvadratmeter. Det har 70 enkelt lugarar, helikopterdekk og kontrollrom. Bustadkvarteret blir bygt i aluminium.
Stålunderstellet blir bygt av Saipem på verftet i Arbatax på Sardinia. Understellet er 138 meter høgt og skal installerast på 112 meters djup. Den totale vekta er rundt 9000 tonn.
Saipem har også fått oppdraget med transport og installasjon. Kontrakten sikrar at plattformdekket kan løftast på understellet til rett tid. Understellet skal på plass første kvartal 2015, medan plattformdekket skal løftast på plass første halvår 2016.
Aibel har kontrakten for oppkopling av Ivar Aasen-plattforma. Selskapet har ansvaret for driftsstøtte, vedlikehald og modifikasjonsoppgåver for feltet. Oppkoplinga offshore startar sommaren 2016.
EMAS AMC skal levera og installera røyrleidningar for Ivar Aasen-feltet. Aktivitetar offshore skal vera ferdige i 2016. Selskapet skal leggja den undersjøiske straumkabelen som skal koplast mot plattforma på nabofeltet Edvard Grieg.
Siemens skal levera komplett integrert elektro-, kontroll og kommunikasjonssystem i samband med utbygging av plattforma til Ivar Aasen-feltet i Nordsjøen.
Prosafe skal sørgje for at folk har ein stad å bu under arbeidet med Ivar Aasen. Safe Scandinavia skal fungera som flotell. Eit flotell er eit flyttbart, flytande bustadkvarter.
Maersk Drilling skal bore brønnane på Ivar Aasen med den oppjekkbare boreriggen XL Enhanced 2. Dette er ein av verdas mest avanserte boreriggar. Boring på førehand er planlagt starta et-
nordlige delen av Nordsjøen, rundt 175 km vest for Karmøy. Produksjonsstart er venta i fjerde kvartal 2016.
Statoil 50% Det norske 35% (O) Bayerngas Norge 15% Lisenser: 001B, 028B og 242
Alt på stell: Frå Saipems verft i Arbatax, på østkysten av Sardinia, der understellet til plattforma blir bygd.
Tar heile verda i bruk: Utbygginga av Ivar Aasen foregår på meir enn 150 stader.
Under bygging i Singapore: Den oppjekkbare boreriggen XLE Enhanced skal bore brønnene på Ivar Aasen-feltet. Her frå bygginga av riggen i Singapore.
Samordna utbygging: Ivar Aasen er samordna med nabofeltet Edvard Grieg (t.h). Ivar Aasen-plattforma (midten) vert plassert over Ivar Aasen-reservoaret. Hanz (t.v) vert kobla til plattforma med eit undervassanlegg.
Sjå film frå den første kuttinga av stål i Singapore.
Johan Sverdrup kjempet for at all makt skulle samles i Stortingets sal. Med parlamentarismens gjennombrudd i 1884 ble det liv i Sverdrups politiske drøm om folkevalgt kontroll.
Neste år skal Stortinget ta stilling til utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet, ett av de største feltene på norsk sokkel noen sinne. "Dette er et enestående felt som vil gi store verdier til fellesskapet. Vi er stolte av å være med på denne utbyggingen", sier viseadministrerende direktør i Det norske, Øyvind Bratsberg.
Johan Sverdrup inneholder mellom 1,8 og 2,9 milliarder fat oljeekvivalenter. Feltet kommer i produksjon i 2019, og vil produsere i 50 år. I full produksjon vil det stå for en fjerdedel av norsk oljeproduksjon. Sverdrup er et eventyrlig felt med stor betydning for samfunnet. Mesteparten av verdiskapningen går til fellesskapet.
For Det norske er Johan Sverdrup et eventyr, og uten tvil selskapets største verdi. Det strekker seg over et område på mer enn 200 kvadratkilometer og over tre lisenser, hvor Det norske er medeier i to.
Bekrefter kvaliteten. I løpet av 2013 har et omfattende avgrensingsprogram blitt gjennomført på Johan Sverdrup. Programmet fjerner usikkerhet om feltets utstrekning langs den vestlige forkastningen og har bekreftet at reservoaret viser de samme eksepsjonelle egenskapene som de sentrale delene av feltet. Det er meget positivt.
Utbyggingsløsning: Feltsenteret i første fase har prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligkvarter, og er tilrettelagt for fremtidig utbygging. Illustrasjon: Statoil
Johan Sverdrup ble funnet i 2010 på Avaldsnesprospektet i lisens 501. Ett år senere ble et betydelig oljefunn bekreftet på Aldous Major-prospektet i nabolisensen 265, der Det norske har en 20 prosent eierandel. Senere er det bekreftet at feltet også strekker seg inn i lisens 502.
Partnere i lisens 265:
Statoil 40% (O) Petoro 30% Det norske 20% Lundin Petroleum 10%
Partnere i lisens 501: Lundin 40% (O) Statoil 40% Maersk Oil 20%
Partnere i lisens 502:
Statoil 44,44% (O) Petoro 33,33% Det norske 22,22%
Utbyggingsløsning. Johan Sverdrup-feltet skal bygges ut i flere faser. Partnerne har valgt en robust og fleksibel løsning tilrettelagt for videre utbygging i fremtiden. I første fase skal feltet bygges ut med en prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligkvarter. Installasjonene har stålunderstell og er forbundet med broer.
Eksportløsningen for olje og gass fra Johan Sverdrup er ilandføring gjennom egne rør. Oljen skal transporteres til Mongstad-terminalen i Hordaland, gassen via Statpipe til Kårstø i Rogaland for prosessering og videre transport. I feltets første fase vil Johan Sverdrup forsynes med kraft fra land.
Mer enn 70 prosent av de totale ressursene i feltet kan tas ut med de installasjonene som kommer i første fase. I denne fasen har feltet en produksjonskapasitet på mellom 315 000 og 380 000 fat oljeekvivalenter per dag. Ved full utbygging ventes en platåproduksjon for hele feltet på mellom 550 000 og 650 000 fat oljeekvivalenter per dag.
Investeringene i første fase er anslått til mellom 100 og 120 milliarder kroner. Inkludert i dette er feltsenteret, brønner, eksport av olje og gass, kraftløsning, avsetninger til uforutsette endringer og for eventuell prisutvikling i markedet.
Partnerskapet. Johan Sverdrup-feltet består av tre lisenser. Det norske eier 20 prosent i lisens 265 og 22,22 prosent i lisens 502. Fordeling av eierinteresser i feltet avgjøres gjennom forhandlinger, som må være avklart ved innlevering av plan for utbygging og drift (PUD). Statoil fungerer som operatør for Johan Sverdrup-prosjektet i feltutviklingsfasen.
Kraftfull. Johan Sverdrup var en kraftfull leder. «Når hans tur kommer reiser han seg heftig, åpner munnen, og siden hverken ser eller hører man annet enn hva Johan Sverdrup sier. Ordene farer fra hans tunge som lyn, ofte hvasse og bitende,» skrev Hamar Stiftstidende i 1869. Dette året ble det vedtatt årlige møter i Stortinget; inntil da hadde den folkevalgte forsamlingen bare møtt hvert tredje år.
Johan Sverdrup var en stor agitator som levde av og for politikken. Dette var hans første store seier. Etter at parlamentarismen ble presset gjennom i 1884, mot kongens vilje, ble Sverdrup statsminister. Han banet vei for den folkevalgte kontrollen over alle viktige beslutninger.
Det er også Stortinget som til slutt bestemmer utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet. Det skal etter planen skje i første halvår 2015. Når det er gjort, kan byggingen trolig begynne, 200 år etter at Sverdrup ble født i Larvik, 30. juli 1816.
Kjerneprøver: Ingen tvil om at det er olje i sanden fra Johan Sverdrup.
Foto: Anette Westgaard, Statoil.
Meget god reservoarkvalitet. Reservoaret til Johan Sverdrup er av Jura alder og av høy kvalitet.
Foto: Anette Westgaard, Statoil.
Større enn Oslo: Johan Sverdrupfeltet strekker seg over et område på mer enn 200 kvadratkilometer. Her lagt over Oslo.
Foto: Anette Westgaard, Statoil.
Gina Krog (1847—1916) var en kompromissløs forkjemper for kvinners rettigheter og spilte en avgjørende rolle i kampen som ledet frem til allmenn stemmerett for kvinner i 1913. Det var derfor ikke tilfeldig at Dagnyfunnet ble omdøpt Gina Krog på kvinnedagen 8. mars 2013, året Norge feiret 100 år med allmenn stemmerett for kvinner.
Partnere: Statoil 58,7% (O)
Total E&P Norge 38% Det norske 3,3%
Lisenser: 029B, 029C, 048, 303
Navn er viktige som symboler. I 2011 fremmet derfor olje- og energiminister Ola Borten Moe en ny praksis for navngiving av oljefelt på norsk sokkel. Stortingsmelding 28, "En næring for framtida", inneholdt forslaget om å gi feltene navn i tråd med den nasjonale betydningen feltene har.
Etter dagens ordning skal navneforslag for nye, selvstendige utbygginger i hovedsak ha rot i det norske konstitusjonelle folkestyret etter 1814. Navnene skal løfte frem enkeltpersoner som har medvirket til utviklingen av det norske demokratiet.
Tidligere er navnene på petroleumsfelt hentet fra norrøn historie, mytologi og norske folkeeventyr.
Etter at Johan Sverdrup ble statsminister, ble flere demokratiserende reformer gjennomført. Stemmeretten ble utvidet, først for menn med en viss inntekt, siden til allmenn stemmerett for menn i 1898. Stortinget innførte juryordning med lekfolk i straffesaker. Landsmål (nynorsk) ble likestilt med riksmål (bokmål) i 1885, til glede for Ivar Aasen, som har gitt navnet til feltutbyggingen Det norske er operatør for. Under Sverdrups tid som statsminister, ble gifte kvinner myndige. Obligatorisk syvårig folkeskole for alle ble også innført.
Hærfører. Johan Sverdrup var en hærfører for demokratiet, men i sine siste leveår ble han forlatt av de fleste. Han ble av noen kalt "den lille general". Han var svært opptatt av forsvaret og opprettet Forsvarsdepartementet i 1885. Mens han var statsminister, var han også statsråd for Marinedepartementet, Armédepartementet og Forsvarsdepartementet. Han sa om sitt arbeid at han "ville ha utført ting, der vil mindes, sålenge landet er bebygget."
Gagnlig nytelse. Johan Sverdrup gikk imot høyere avgifter på øl og brennevin på 1840-tallet. Han sa: "Brennevin er ikke absolutt skadelig, mange ganger er nytelsen gagnlig, især i rå og barske klimater."
Høyest til fjells. I 1840 ble Johan Sverdrup kjent for det som på den tiden var en bragd. Han var den første til å bestige Surtningssui i Jotunheimen, landets syvende høyeste fjell på 2368 meter over havet. Ingen nordmann skal inntil da ha vært høyere oppe i den norske fjellheimen.
Kongen kuppet. Johan Sverdrup sa «all makt i denne sal», det ville si at både regjering og storting burde samles i Stortinget til åpne debatter. Sverdrup fremmet et grunnlovsforslag, men kong Oscar 2 nektet å godkjenne vedtaket, første gang i 1872. Forslaget ble fremmet flere ganger, men kongen sa fortsatt nei. Da Sverdrups tropp, venstretilhengerne, fikk flertall både i Lagtinget og Odelstinget i 1883, ble det reist riksrettssak mot regjeringen Selmer, og de fleste statsrådene ble fradømt sine embeter. Striden endte med at kong Oscar 2 til slutt ba Sverdrup om å danne regjering 26. juni 1884. Parlamentarismen var i praksis innført.
Kilde: Karsten Alnæs, Norges historie
Gina Krog er en liten, men viktig tilvekst til Det norskes portefølje av utbyggingsprosjekter.
Den 21. mai 2013 godkjente Stortinget plan for utbygging og drift av oljefeltet, som ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Utvinnbare reserver er beregnet til 225 millioner fat oljeekvivalenter, av dette rundt 7,5 millioner fat til Det norske. Totale investeringer er antatt å bli 31 milliarder kroner. Produksjonen fra Gina Krog skal etter planen starte i første kvartal 2017 og er antatt å vare frem til 2037.
Gina Krog skal bygges ut med en bunnfast plattform som knyttes opp til Sleipnerfeltet for gasseksport. Oljen skal transporteres med skip. Ressursene i Gina Krog strekker seg inn i lisens 029B, hvor Det norske er partner. Etter unitiseringsprosessen som fant sted i 2012 forhandlet Det norske seg frem til en eierandel på 3,3 prosent. Selv om eierandelen er moderat, tar Det norske likevel del i noe stort.
Illustrasjon: Vanntett Design
Johan Sverdrup var en hærfører for demokratiet, men i sine siste leveår ble han forlatt av de fleste.
Åtte år skulle det gå før Det norske ble et fullverdig oljeselskap med leting, utbygging og egen produksjon.
Den 19. mai 2013 startet selskapet produksjonen på Jette og nådde med det en viktig milepæl. Fra et av de minste oljefeltene i Nordsjøen fikk Det norske sin første olje som operatør. Jette er en solid tilvekst og økte produksjonen med over 250 prosent fra april til mai. Feltet har gjennom året produsert fra to undervannsbrønner knyttet opp til Jotunplattformen. Gjennomsnittlig dagsproduksjon har siden oppstarten vært på 6 000 fat olje. Gode forberedelser og et solid samarbeid med driftsoperatør på Jotun har sikret et godt første driftsår av feltet.
Som tiltak for å optimalisere produksjonsplanlegging og oppfølging, arbeider Det norske kontinuerlig med oppdatering av reservoar- og brønnmodeller. I den siste oppdaterte sertifiseringen av reservene, antas det at Jette inneholder omtrent fem millioner fat olje.
Feltet er lite, og utfordringene med utbyggingen har vært store. Boringen av produksjonsbrønnene var teknisk vanskelig. Likevel, Jette er det raskest utbygde feltet på norsk sokkel. Det norske brukte i underkant av 21 måneder fra plan for utbygging og drift (PUD) ble innlevert til produksjonen startet.
Produksjon
32 ÅRSRAPPORT 2013 ÅRSRAPPORT 2013
Produksjonsrekord. Samlet produksjon i 2013 var 1 629 115 fat oljeekvivalenter, en økning på 300 prosent sammenlignet med 545 734 fat oljeekvivalenter i 2012. Gjennomsnittsproduksjon per dag ble 4 463 fat. Produksjonstoppen ble nådd i juni med en gjennomsnittlig produksjon på 9 655 fat per dag.
Det norske var i 2013 rettighetshaver i fem produserende felt. I tillegg til Jette (70 prosent), er Det norske partner i Atla (10 prosent), Jotun (7 prosent), Glitne (10 prosent) og Varg (5 prosent). Enoch var i 2013 ute av produksjon på grunn av tek niske problemer.
Oljen ble solgt til en gjennomsnittlig pris på 109 amerikanske dollar per fat. En nedgang på fem prosent sammenlignet med 115 amerikanske dollar per fat i 2012.
Viktige Varg. Etter 15 år med produk sjon av olje, startet Varg forberedelsene til gassproduksjon i 2013. Siden opp starten i desember 1998 har feltet produ sert rundt 95 millioner fat olje, mens vel 1 000 millioner kubikkmeter gass er injisert i reservoaret. Det er denne gassen som nå skal produseres.
I den opprinnelige planen for utbygging og drift var utvinnbare ressurser anslått til vel 63 millioner fat. Med en foreløpig produksjon på 95 millioner fat har Vargfeltet allerede slått de optimistiske produksjonsprognosene med over 50 prosent.
Glitne. I februar 2013 ble produksjonen på Glitne avsluttet, ni år etter opprinnelig planlagt produksjonsstans. Historien om utvinningen av Glitne illustrerer betydningen av tiltak som fremmer økt oljeutvinning og forlenger levetiden på modne felt. Da pro duksjonen ble avsluttet 24. februar, hadde feltet produsert 56 millioner fat olje, dobbelt så mye som det opprinnelige anslaget.
Varg har en spesiell plass i Det norskes historie. Det var kanskje den viktigste grunnen til at selskapet ble startet.
Etter tre år som operatør planla Hydro å stenge ned feltet i 2002. Partner Statoil støttet det forslaget. En nedstenging ville bety at produksjonsskipet Petrojarl Varg, eid av PGS Production, var uten oppdrag. Når norske myndig heter i 2001 åpnet for nye selskaper på norsk sokkel, så Erik Haugane og Kaare Gisvold i PGS Production muligheten for å starte et oljeselskap. Og slik gikk det. PGS Petroleum (senere Pertra) betalte seks kroner for 70 prosent av Varg. Produksjonen fortsatte, og ble en suksess. I 2005 ble Pertra solgt til Ta lisman Energy for over en milliard kroner. Pertra (senere Det norske) beholdt en fem prosent eierandel i feltet.
I likhet med Pertra var Talisman villig til å satse på feltet. Nye brønner ble boret og bruk av ny teknologi gjorde at Varg fremover fikk en svært god produksjon og god lønnsomhet. Varg har overgått alle prognoser, både for levetid og pro duksjon. Etter at feltet ble planlagt stengt ned har produksjonen vært på nærmere 70 millioner fat.
Driftes fra Trondheim: Fra Trondheim har driftsenheten direkte tilgang til samtidsdata for overvåkning av brønner og produksjonen på Jette. T.v. driftssjef for Jette, Håvard Borthne og t.h. driftsdirektør Erling Ronglan. Foto: Thor Nielsen
Godt samarbeid med Exxon: Jette produserer fra to undervannsbrønner som er koblet til Jotunplattformen. Det norske er godt fornøyd med samarbeidet med driftsoperatør Exxon på Jotun.
Foto: Det norske
Film: fullverdig oljeselskap med produksjonsstart på Jette.
Jette ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, seks kilometer sør for Jotunfeltet. Feltet ble funnet i 2009 og er et av de minste i Nordsjøen.
Partnere: Det norske 70% (O) Petoro 30%
Ingen skader på mennesker eller miljø, ingen pålegg fra norske myndigheter og solid planlegging av helse-, miljø- og sikkerhetshensyn på Ivar Aasen var sentralt i Det norskes HMS-arbeid i 2013.
Det norske har i 2013 hatt et bredt spekter av operativ aktivitet. På letesiden gjennomførte Det norske en letebrønn på Augunshaug-prospektet i lisens 542 i Nordsjøen. Selskapet gjennomførte seismiske undersøkelser i Barentshavet, og innhentet havbunnsseismikk på Ivar Aasen. I forbindelse med utbygging og forberedelser til produksjon på Jette hadde selskapet betydelig maritim aktivitet med installering av beskyttelsesstrukturer over produksjonsutstyr på havbunnen. Alle operasjonene ble gjennomført med gode resultater og uten merknader på helse, miljø og sikkerhet.
Sikkert med Aasen. I utbyggingen av Ivar Aasen er helse, miljø og sikkerhet et sentralt element i alle deler av utbyggingsprosjektet. Teknisk sikkerhet, barrierestyring og forebygging av storulykkerisiko, samt sikring av gode løsninger for driften står sentralt. Det norske er opptatt av å bygge en plattform som gir et godt arbeidsmiljø, og hvor ytre miljøhensyn er godt ivaretatt. Vurderinger av helse, miljø og sikkerhet har systematisk inngått i kontraktstildelingene og i oppfølgingen av leverandørene. I løpet av 2013 gjennomførte Det norske to samlinger for toppledere og HMS-ledere fra leverandørene i prosjektet. Tema for samlingene var blant annet helse, miljø og sikkerhet i design, etterlevelse av prosjektets mål og krav til sikkerhet, og betydningen av samhandling på tvers av disipliner og
leverandører. Alle leverandører har forpliktet seg til prosjektets mål for helse, miljø og sikkerhet, og har underskrevet prosjektets HMS-forpliktelse.
Petroleumstilsynet gjennomførte i juni tilsyn med arbeidsmiljø og materialhåndtering, og i oktober med prosessintegritet og barrierestyring. Begge tilsynene ble gjennomført i tilknytning til Ivar Aasen-utbyggingen og ingeniørstudier som gjøres ved prosjektkontoret i Woking, London. Funn fra tilsynene blir systematisk fulgt opp.
Miljø. Utslipp til miljøet og kjemikalieforbruk fra boreoperasjonene rapporteres årlig til Miljødirektoratet. Det har i 2013 ikke vært rapporteringspliktige uforutsette utslipp til
Ingen avvik i Singapore: I november gjennomførte Det norske en helse-, miljø- og sikkerhetsinspeksjon på SMOE sitt verft i Singapore. Til venstre HMS-leder Gaute Solberg og leder
for kontrakt og innkjøp for plattformdekket, Tonje Foss. Foto: Headspin
Beredskap. Det norske har det siste året lagt stor vekt på videreutvikling av kvaliteten på selskapets beredskap og tilrettelegging for nåværende og fremtidig aktivitet. Med produksjonsstart på Jette styrket selskapet beredskapen med en kontinuerlig operasjonell vaktordning. I forbindelse med utbyggingen av Ivar Aasen har Det norske opprettet kontorsteder og aktiviteter i utlandet. Følgelig har selskapet etablert beredskapsplaner og en beredskapsorganisasjon som dekker eventuelle hendelser på disse arbeidsstedene.
Det norskes samlede beredskapsorganisasjon består av godt skolert personell som jevnlig trener på håndtering av hendelser gjennom forberedte beredskapsøvelser. Det er et betydelig antall personer på vakt til enhver tid for å håndtere en eventuell hendelse.
Det norske er medlem i Operatørenes
forening for beredskap (OFFB), som er en sentral aktør i selskapets beredskapsarbeid. Sammen med OFFB gjennomførte Det norske flere beredskapsøvelser i 2013, derav to heldagsøvelser. Den ene omhandlet utbyggingen av Ivar Aasen med en hendelse i Singapore, mens den andre var knyttet til leteboring på Augunshaug.
Det norske har solid oljevernkompetanse og deltar aktivt i NOFO, Norsk Oljevernforening For Operatørselskap. NOFO er spesialtrent for å håndtere oljevernaksjoner. Det norske har vært medlem i NOFO siden selskapet ble etablert, og deltar med vaktgående personell i NOFOs operasjonsgruppe. Dersom Det norske skulle bli ansvarlig for et oljeutslipp, vil NOFO få en sentral rolle i arbeidet med å begrense skader og samle opp olje.
miljøet. Planlagte utslipp var innenfor gitte tillatelser. Det norske arbeider for å redusere mengden kjemikalier og å bytte ut mulige miljøfarlige kjemikalier. Det norske arbeider også for å redusere avfallsmengden.
Det norske er medlem av næringslivets NOx-fond. Gjennom innbetaling bidrar selskapet til at midler gjøres tilgjengelige for tiltak som reduserer utslipp også i annen industri, som skipsfart og fiskeri. Det norske hadde i 2013 ingen rapporteringspliktige uforutsette utslipp til sjø.
Det norske bygger ut Ivar Aasenplattformen uten egne gassturbiner for kraftforsyning og er klar for å koble plattformen til et mulig fremtidig anlegg for kraft fra land til feltene på Utsirahøyden.
Storulykkerisiko. Det norske arbeider systematisk med forebygging av storulykker i selskapets virksomhet. I forbindelse med oppstart av drift på Jette ble den tekniske integriteten på undervanns- og produksjonsanlegget nøye testet. I utbyggingen av Ivar Aasen arbeider selskapet systematisk med risikoreduserende tiltak.
Sentralt i forebygging av storulykke på Ivar Aasen er barrierestyring. God styring av tekniske, operasjonelle og organisatoriske barrierer og forankring på alle ledelsesnivå er helt avgjørende i dette arbeidet. Barrierestyring står sentralt i alle deler av prosjektet, og er integrert i ingeniørstudier, bygging, forberedelser til drift, innenfor produksjonsboring samt i grensesnittet mellom de ulike aktivitetene.
Nye tiltak etter Macondo. Etter Macondoulykken i Mexicogulfen, i april 2010, er nye tiltak for forebygging av storulykker etablert i
bransjen. Disse er også innført i Det norske. Relevante NORSOK-standarder for boring er revidert på bakgrunn av Macondoulykken, og Det norske implementerer disse i et eget styringssystem.
Et annet læringspunkt etter Macondoulykken var behovet for et enhetlig ledelsessystem med en ensartet organisering av beredskap hos ulike aktører. Ved lik aksjonsledelse og organisering av beredskap, kan ulike myndigheter og operatør-selskap samarbeide bedre i en beredskaps-situasjon. Dette er spesielt relevant ved større hendelser som krever langvarig innsats med mye personell. Det norske har sammen med myndighetene deltatt i bransjens arbeid med å utvikle dette, og har i 2013 utviklet planer for slik beredskap i egne operasjoner.
Det norske var sentral i etableringen av Operatørenes forening for beredskap (OFFB) i 2009. OFFB er Det norskes og de andre medlemsbedriftenes andrelinjeberedskap. Fire år etter opprettelsen har antall medlemsbedrifter steget fra tre fullverdige medlemmer i 2009 til 11 fullverdige medlemmer i 2013.
I tillegg til å håndtere andrelinjeberedskap for selskapene, bidrar senteret aktivt til selskapenes kompetansebygging, beredskapstrening og beredskapsplanlegging. OFFB har opprettet et senter for utvikling av beredskapskompetanse, herunder håndtering av pårørende.
Det norskes mål innen helse, miljø og sikkerhet er å:
Unngå skade på personell, miljø og økonomiske verdier.
Drive vår virksomhet slik at vi unngår arbeidsrelatert sykdom, sikrer anleggenes tekniske integritet og unngår pålegg fra norske myndigheter.
Det norske skal oppnå disse målene gjennom å integrere hensynet til helse, miljø og sikkerhet i alle selskapets aktiviteter. Disse hensynene skal overordnes andre foretningsforhold.
Det norske skal være en god arbeidsgiver og oppdragsgiver. I all aktivitet tas helse og sikkerhet alvorlig og følges opp.
Det norskes holdning er at uønskede hendelser kan unngås.
Å fremme sunne holdninger samt å utvikle en god kultur for helse, miljø og sikkerhet er viktig for å nå våre mål.
Film: helse, miljø og sikkerhet i utbyggingen av Ivar Aasen.
en løpetid på fem år og forfaller i 2018. "Vi er svært fornøyde med støtten Det norske har fått fra ledende banker. Dette styrker Det norskes likviditet i takt med at selskapet har startet på utbyggingen av Ivar Aasen-feltet som operatør og står foran en stor utbygging av Johan Sverdrup-feltet. Bankenes vilje til å investere i trekkrettigheten understreker kvaliteten på selskapets eiendeler," sier finansdirektør Alexander Krane i Det norske.
Aksjen. Det norske oljeselskap ASA er notert på Oslo Børs med tickerkode DETNOR. Ved årsskiftet var aksjeverdien på 66,70 kroner per aksje, noe som tilsvarte en markedsverdi på 9,4 milliarder kroner. Dette er lavere enn markedsverdien ved inngangen på året og kommer som en følge av at aksjekursen falt 16 prosent en av de siste dagene i desember. Det norske-aksjen har siden 22. juni 2012 vært registrert på OBX-indeksen og er med det en av de 25 mest likvide aksjene på Oslo Børs. Aksjene i Det norske er fordelt på 5 763 aksjekonti. Likevel er eierskapet relativt konsentrert. Ved utgangen av 2013 kontrollerte de 30 største kontiene 77 prosent av aksjekapitalen. Det norske har en sterk industriell eier, Aker Capital AS, som eier 49,9 prosent av aksjene i selskapet. Den geografiske fordelingen av aksjonærene har vært relativt stabil gjennom 2013. Ved utgangen av året var 87,5 prosent av aksjekapitalen kontrollert av norske statsborgere og
Et solid og godt arbeid med finansiering i 2013 sikrer utbyggingene av Ivar Aasen og Johan Sverdrup.
Det norske har en solid økonomi. Egenkapitalandelen var på 31 prosent, likviditeten var god med 1,7 milliarder kroner på bok og selskapet hadde betydelige ubrukte gjeldsrammer ved utgangen av 2013. Et solid og godt arbeid med finansiering har lagt grunnlaget for utbyggingene av Ivar Aasen og Johan Sverdrup.
I juni utstedte Det norske et obligasjonslån og hentet inn 1 900 millioner kroner i frisk kapital. I volum rangerer lånet blant de aller største høyrenteobligasjonslånene som er utstedt i det norske markedet. Dette var andre gang Det norske utsteder et usikret obligasjonslån. Lånet vil bidra til finansieringen av utbyggingen av Johan Sverdrup og Ivar Aasen. Obligasjonen har løpetid ut sommeren 2020 og en kupongrente basert på tre måneders NIBOR pluss 5,0 prosent.
I september fullførte selskapet en refinansiering av sin rullerende kredittfasilitet. Med den nye kredittfasiliteten ble trekkrammen økt fra 500 millioner amerikanske dollar til 1 000 millioner amerikanske dollar. Avtalen inneholdt også en mulighet til å øke lånet ytterligere med 1 000 millioner amerikanske dollar. Fasiliteten har
| Andel | |
|---|---|
| 70 339 610 49,99% | |
| 8 339 094 | 5,93% |
| 2 645 420 | 1,88% |
| Verdipapirfondet DNB Norge Selekti 2 279 125 | 1,62% |
| 1 933 769 | 1,37% |
| 1 555 695 | 1,11% |
| 1 445 000 | 1,03% |
| 1 325 144 | 0,94% |
| 1 166 346 | 0,83% |
| 1 156 849 | 0,82% |
| 1 100 000 | 0,78% |
| 1 081 909 | 0,77% |
| 1 080 784 | 0,77% |
| 1 075 000 | 0,76% |
| 1 025 804 | 0,73% |
| 910 648 | 0,65% |
| 880 000 | 0,63% |
| 800 916 | 0,57% |
| 800 647 | 0,57% |
| 765 230 | 0,54% |
| Antall aksjer |
selskaper registrert i Norge.
Det norske har som mål å legge til rette for at aksjen er attraktiv og lett omsettelig. Hver aksje har én stemme på generalforsamlingen, samt like rettigheter til utbytte. Selskapet er for øyeblikket ikke i posisjon til å betale utbytte.
Det norske ønsker å fremme åpenhet i samfunnet. Nomineekontoer skjuler hvem som virkelig eier aksjen, noe selskapet mener er uheldig. Per 31.12.2013 var åtte prosent av aksjekapitalen registrert på nomineekontoer.
Eierstyring. Det norske oljeselskap ASA følger retningslinjene gitt i Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse. I tråd med anbefalingen er det vedtatt etiske retningslinjer for selskapet, selskapets tillitsvalgte og ansatte. Det norske legger avgjørende vekt på å opptre i henhold til lover og etiske retningslinjer. Samfunnsansvar skal demonstreres i måten vi opptrer på, kvaliteten i arbeidet, våre produkter og i hele vår virksomhet. Selskapets etikk strekker seg lenger enn bare etterlevelse.
Utfyllende kommentarer om eierstyring og selskapsledelse finnes i Styrets årsberetning og årsregnskap.
Det norske har nulltoleranse for korrupsjon i alle aktiviteter. Selskapets etiske retningslinjer oppdateres årlig. Grunnlaget for innkjøp i Det norske er konkurrerende budgiving og prinsipp for ikke-diskriminering, likebehandling og transparente anbudsprosesser. Selskapet er forpliktet til å benytte leverandører som konsekvent driver sin virksomhet i tråd med Det
norskes verdier og gjeldende norsk lovgivning. Leverandørene må også oppfylle alle krav Det norske stiller innen helse, miljø, sikkerhet, samfunnsansvar, etikk, antikorrupsjon, kvalitetsstyringssystem, menneskerettigheter og arbeidsstandarder.
I 2014 vil Det norske legge ytterligere vekt på etikk og antikorrupsjon ved å utføre risikovurderinger samt introdusere et antikorrupsjons-program for de ansatte. I tillegg skal Det norske vurdere hvordan prinsippene i FNs Global Compact har innvirkning på selskapets aktiviteter.
Investeringer*
20 nye funn ble gjort i 2013, syv flere enn i 2012.Syv av funnene var i Nordsjøen, åtte i Norskehavet og fem i Barentshavet. Ressursene i disse funnene utgjør mellom 504 og 1032 millioner fat oljeekvivalenter. Leteaktiviteten var størst rundt Utsirahøyden i Nordsjøen.59 brønner ble påbegynt i 2013, av disse 45 letebrønner og 14 avgrensingsbrønner.
I 2013 ble det produsert 1345 millioner fat oljeekvivalenter. Dette er 313 millioner mindre enn i rekordåret 2004, og 69 millioner mindre enn i 2012.Fire nye felt kom i produksjon i 2013, ett av dem var Jette.
Myndighetene godkjente fire utbygginger i 2013. Det norske er med på to av disse, Ivar Aasen og Gina Krog. 13 felt er for tiden under utbygging på sokkelen.
Investeringene for 2013 antas å ende på 173 milliarder kroner. Oljedirektoratet venter at det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren vil fortsette, men at veksten kommer til å stoppe opp. Til nå har veksten skyldtes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Petroleumsnæringen sysselsetter i dag om lag 43 000 personer, men over 250 000 arbeidsplasser kan direkte eller indirekte knyttes til aktiviteten på norsk sokkel. Olje- og gassvirksomheten har de siste årene stått for nær 50 prosent av all norsk eksport og omlag 26 prosent av statens inntekter.
Kilder: Oljedirektoratet, Norsk olje og gass
Forbedring av teknologi og utvikling av nye arbeidsmetoder er avgjørende for utvik lingen av Det norske som selskap, og petroleumsnæringen som bransje.
Det norske ønsker å heve kompe tansen i bransjen, og er spesielt opptatt av utvikling av undergrunns fagene. I 2013 støttet selskapet forskningsog utviklingsprosjekter til en verdi av 59 millioner kroner.
Best på geologisk forståelse. Leting har vært Det norskes kjernevirksomhet siden oppstarten, og er selskapets prioritet innen forskning. Det norske ønsker å være best i klassen på geologisk forståelse. Både i antall prosjekter og i antall kroner dominerer undergrunnsfagene, hvor det i 2013 ble brukt i underkant av 33 millioner kroner.
Ett av prosjektene ser på hvordan informa sjon fra boreoperasjoner kan utnyttes bedre. Gjennom prosjektet har Det norske bidratt i utviklingen av nye analysemetoder. Metode ne har gjort det mulig å se enda grundigere på geologien og de geologiske prosessene i boreoperasjoner.
Ser mot nord. Et annet viktig område for forskningen er nordområdene, med spe siell vekt på Barentshavet. Det norske er involvert i flere forskningsprosjekter som ser på hvordan selskapet og landsdelen kan utvikle kompetanse som er nødvendig for oljeutvinning. Dette for å sikre at landsdelen er i stand til å møte behovene til kommende oljevirksomhet. Det norske samarbeider blant annet med Universitetet i Nordland (UiN) og Verftsringen i Nord. Selskapet har bidratt til ISO-sertifisering av fire bedrifter og utdanning av fire lærlinger (se egen sak).
Ett av prosjektene Det norske har støttet er Coldtech, som tar for seg en rekke utfordrin ger knyttet til operasjoner i arktiske farvann. Prosjektet er delfinansiert av Det norske og ser blant annet på hvor mye is et skipsskrog og andre installasjoner kan tåle. Prosjektet startet i 2009 og er en del av Forskningsløft i Nord. Prosjektet avsluttes i 2014.
I en rapport fra Universitetet i Nordland fikk Det norske i 2013 svært gode skussmål for lokal tilstedeværelse, synlighet og sam funnsengasjement i nord. Rapporten vekt legger bredt samarbeid med alt fra skoler og myndigheter til leverandørindustrien som noen av suksesskriteriene for at arbeidet i regi av Det norske har gitt gode resultater.
Det norske fortsetter finansieringen av to professor II-stillinger i Norge og deltar aktivt i Force-samarbeidet, organisert av Oljedirektoratet, for å bidra til kompetanseheving i og utenfor oljebransjen.
Det norske er hovedsakelig engasjert i eksterne forskningsprosjekter, med interne oppfølgere som garantister for arbeidet. Av i alt 59 prosjekter, berørte 33 problemstillin ger knyttet til undergrunnen, mens åtte var relatert til utbygging. Drift, boring og brønno perasjoner sto for elleve prosjekter, HMS og FoU-administrasjon for syv.
Lofoten: Ballstad Slip AS var første ISOsertifiserte bedrift i regi av Det norske. Her fra overleveringen av sertifiseringsbeviset.
Det norske oljeselskap har tatt grep for å gi nordnorsk leverandørindustri muligheten til å bli kvalifisert leverandør til oljenæringen.
I 2013 fikk tre nye bedrif ter overlevert sitt sertifikat fra Det Norske Veritas. Det gjelder Teknor (ISO 14001), Blokken Skipsverft (ISO 9001) og Maritim Sveis (ISO 9001).
Det norske har med sitt en gasjement for landsdelen bidratt med midler slik at leverandø rene i dag er ledende når det gjelder sertifisering innenfor kvalitetssikring, helse, miljø og sikkerhet. Over en periode på tre år har 16 bedrifter blitt kvalifisert som leverandører.
Finansiering fra Det norske har gjort det mulig å bli kvali fisert som leverandør i petro leumsbransjens felles register, Achilles JQS. Med denne kva lifiseringen får bedriftene tilbud om sertifisering innenfor ISO 9001 og 14001, noe som er helt nødvendig for å bli vurdert som leverandør. Etableringen av store ingeniørbedrifter i Harstad og Tromsø gjør at nærheten til kundene også er blitt bedre.
fundamentet i Det norske, som siden opp starten har hatt som mål å bidra positivt til samfunnet. Det norske støtter tiltak som er direkte knyttet til vår virksomhet som oljeselskap, tiltak som er samfunnsnyttige og tiltak som kan være til glede for våre ansatte.
Ett av selskapets viktigste prosjekter er byg ging av skoler i Rwanda, i samarbeid med UNICEF. Sammen med Kaizers Orchestra har Det norske siden 2008 støttet Schools for Africa prosjektet og bidratt med bygging av skoler i Kamonyi-distriktet i Rwanda. Siden oppstar ten har ti skoler blitt bygd eller utbedret. Over 10 000 elever har gjennom prosjektet fått bedre skoler, læringsmiljø og lærere som har fått vide reutdanning.
Det norske er også en betydelig sponsor for Det Norske Teatret i Oslo, Trøndersk Matfestival, Nidarosdomens guttekor og Trondheim Jazzfestival. Av andre sponsorprosjekter støtter selskapet lokal breddeidrett, kultur og samfunnsprosjekt foreslått av de ansatte. I 2013 ga selskapet støtte til over 60 slike prosjekter, de fleste innenfor idrett og kultur for barn og unge.
Det norske samarbeider med skoler, universitet, organisasjoner og næringsliv. I 2013 inkluderte dette arbeidet undervisning i geofag i den videregående skolen, og mer aktiv informasjon mot studenter i høyere utdanning, hovedsakelig ved NTNU.
Det norske har eit langvarig samarbeid med Det Norske Teatret.
I 2013 feira teatret at det var 100 år sia den første framsyninga. Opninga var i Kristiansand 2. januar 1913 med mellom anna Ervingen av Ivar Aasen og Rationelt fjøsstell av Hulda Garborg på programmet.
Det Norske Teatret er ein del av ei folkerørsle der vidareføringa av Ivar Aasens målreisingsarbeid var både mål og middel. I føremålsparagrafen for teatret frå 1913 står det derfor at ein skal "syna fram skodespel på norskt mål i bygd og by". Inspirasjon til "målteatret" hadde Hulda og Arne Garborg henta i Berlin, frå sine reiser dit i 1890-åra og omgangen med kunstnarar ved Freie Volksbühne, eit folkeleg selskap for litteratur og teater.
Før teateret ble skipa spelte ei gruppe amatørar kalla Det Norske Spellaget. Ervingen var på programmet også då. Dei reiste på turné og blei møtt med pipekonsertar både i Hamar og Trondhjem. Det var lyden av den norske språkstriden.
I 2014 skal Det Norske Teatret setta opp eit stykke om Ivar Aasen, støtta av Det norske.
Sammen med Oddvar Brå og Trond heim kommune har Det norske etablert og finansiert merkingen av Bråløypa, en testløype for idrettsutøvere i langrenn i Bymarka i Trondheim. 11. septem ber 2013 ble Bråtesten gjennomført for første gang som et åpent løp.
Da Oddvar Brå utviklet Bråtesten i 2006, var målet å lage en test som gir gode indikasjoner på fysisk ka pasitet. Gjennom årene har et utall langrennsløpere sjekket formen ved å gjennomføre denne testen. I dag benyttes den jevnlig av blant andre Team Trøndelag og langrennsløperne ved idrettslinja på Heimdal videregående skole. Bråtesten er fem kilometer lang og har en høydeforskjell på 207 meter.
Med engasjement kommer vi alltid litt lengre, både som mennesker og som selskap.
Det rekordlave sykefraværet i 2013 bekrefter at folk trives med å jobbe i Det norske, og med hverandre.
Spennende arbeidsoppgaver i Norges viktigste næring, i et miljø med faglig dyktige og hyggelige kollegaer, hvor de ansatte får ansvar og ser synlige resultat av jobben de gjør. Slik kan arbeidsmiljøet i Det norske oppsummeres. Det rekordlave sykefraværet i 2013 bekrefter at folk trives med å jobbe i Det norske, og trives med hverandre.
Det totale sykefraværet i 2013 utgjorde 1,8 prosent, en nedgang fra 2,4 prosent i 2012 og 3,4 prosent i 2011. Totalt var det ved årsskiftet 230 ansatte fordelt på selskapets fem kontorsteder; Trondheim, Oslo, Harstad, London og Singapore. Høyt aktivitetsnivå, hovedsakelig på grunn av utbyggingen av Ivar Aasen-feltet, førte til en økning i antall ansatte. I 2013 ble det ansatt 38 personer, mens 17 personer sluttet. Seks av de som sluttet tilhørte stavangerkontoret, som ble besluttet nedlagt i 2011. Medregnet denne kontornedleggelsen hadde Det norske i 2013 en utskifting av ansatte på fem prosent.
Det norske gjennomfører en arbeidsmiljøundersøkelse annethvert år, sist i 2012. Undersøkelsen hadde høy svarprosent, og viste forbedringer på de fleste områder siden 2010. Det psykiske og fysiske arbeidsmiljøet oppleves som godt, og de ansatte er motiverte og gleder seg til å gå på jobb. De områdene med mulighet for forbedringer ble fulgt opp i 2013. Ny arbeidsmiljø- og organisasjonsundersøkelse gjennomføres i 2014.
Ansatte i Det norske er organisert i fagforeningene Tekna og IndustriEnergi.
I løpet av 2013 inngikk Det norske avtale med NAV om inkluderende arbeidsliv og ble godkjent IA-bedrift. Selskapet tilrettela for arbeidstrening for eksterne arbeidssøkere som er på vei tilbake til arbeidslivet.
Det norske har etablert vernetjeneste på alle kontorstedene inkludert prosjektkontorene. Det er i 2013 gjennomført HMS-runder på kontorstedene, samt evakueringsøvelser. Det er også holdt kurs i hjerte- og lungeredning og førstehjelp, i regi av selskapets bedriftshelsetjeneste. Selskapet har i løpet av året sørget for at det er hjertestartere ved alle kontorsteder, samt på selskapets konferansested i Sandvika i Verdal.
Likestilling. Selskapet jobber for et likestilt arbeidsmiljø som gir alle like muligheter ut fra kvalifikasjoner og uavhengig av kjønn, etnisk opphav eller funksjonshemming. I desember 2013 utgjorde kvinneandelen 30,4 prosent av arbeidsstyrken, en økning fra 28,5 prosent i 2012. Kvinneandelen i styret er 33,33 prosent. Menn og kvinner med samme stilling, samme erfaring og samme prestasjoner skal i Det norske ha samme lønnsnivå. Stillingstyper, fagområde og antall år med yrkeserfaring påvirker lønnsnivået. Selskapet tilstreber å øke antallet kvinner i mannsdominerte stillinger og fagområder.
Faglig og sosial utvikling. Det norske er opptatt av kompetanseutvikling og oppfordrer alle ansatte til regelmessig
Bedriftene i Norsk Industri: 4,4% Samlet i Norge: 6,48%
oppdatering gjennom kurs, seminarer og mulighetene internt med rotasjon. Det norske samarbeider blant annet med Norsk senter for prosjektledelse ved NTNU og Metier, hvor ansatte har fått tilbud om kurs i prosjektstyring og prosjektledelse.
Selskapet har jevnlige samlinger i de ulike fagmiljøene, og en årlig samling for alle ansatte. Selskapet har obligatorisk todagers samling for nye ansatte. Dette initiativet gjenspeiler selskapets økte innsats for å skape felles kunnskap, kultur og identitet. Introduksjonskurset er en del av Det norske-skolen som er under utvikling.
Det norske har et aktivt bedriftsidrettslag, med lokallag på alle kontorstedene. Selskapet støtter opp om et bredt utvalg av aktiviteter. I 2013 var det 20 aktive grupper.
Det norske eier Sandvika Fjellstue AS. Sandvika brukes av hele selskapet til kurs, samlinger, ledermøter, styremøter og konferanser. I tillegg er Sandvika et tilbud til de ansatte, med mulighet for bruk i fritiden.
Faglig dyktige og kollegaer gir et godt arbeidsmiljø. Nederst fra venstre: Vidar Otnes, Monica Almvik, Kjersti B. Pedersen, Terje A. Pedersen og Hans Arvid Olsen. Foto: Thor Nielsen.
Til topps: Klatregruppa ved hovedkontoret i Trondheim ble startet i juni 2013.
Ved alle kontorstedene er det stor aktivitet i bedriftsidrettslaget. I front Randi Klevstad og Egil Aune.
Foto: Thor Nielsen.
En visjon er en forestilling om noe fremtidig, en drøm å strekke seg mot.
Det norske har siden starten vært drevet av visjoner. Under etableringen av Det Norske Oljeselskap i 1971 var visjonen et "folkeaksjeselskap". Da Erik Haugane og medgrunnleggerne startet Pertra i 2001, var visjonen å etablere et fullverdig og selvstendig oljeselskap i Trondheim.
En oljemygg var født og slo seg like godt ned ved Nidelvens bredd. I 2007 ble Pertra fusjonert med den norske delen av DNO og ble til Det norske oljeselskap ASA. Men visjonære ledere slår seg aldri til ro – de vil alltid videre. Visjonen ble derfor raskt å bli nest størst på norsk sokkel. Ambisiøst, vil nok noen hevde.
I en tid da mange tvilte på fremtiden for norsk oljenæring, så Det norske mulighetene. I 2009 fusjonerte Det norske med Aker Exploration. Med Aker inn på eiersiden, ble Det norske ytterligere styrket. Et stabilt, norsk industrielt eierskap gjorde det mulig å delta i og utvikle prosjekter som Jette, Ivar Aasen og Johan Sverdrup.
Med funnet av Johan Sverdrup i 2011, kom optimismen i næringen tilbake. Et eventyr av et oljefunn på Utsirahøyden var det som skulle til. Og midt i eventyret sto Det norske. Visjonen var Det norske oljeeventyret fortsetter.
Siden selskapet ble etablert, har Det norske stått for djerve valg på norsk kontinentalsokkel. Selskapet har sett muligheter, ikke begrensninger. Det norske har gått videre når andre har gitt opp.
2013 markerer en ny epoke for Det norske. Målet om å bli et fullverdig oljeselskap, med leting, utbygging og drift, er nådd. Utbyggingen av Ivar Aasen er i gang for fullt, utbyggingsløsning for Johan Sverdrup er valgt og unitisering står for døren. 1. mai 2014 får Det norske en ny administrerende direktør på plass. Karl Johnny
Hersvik skal sammen med 250 engasjerte kolleger ta selskapet videre.
Med vår historie, kompetanse og ambisjoner, vil vi fortsette å utfordre etablerte sannheter. Vi skal utforske og utnytte mulighetene på norsk kontinentalsokkel, til det beste for ansatte, investorer og fellesskapet.
I tett dialog med ansatte og ledelse, har styret definert visjonen og verdiene som skal lede selskapet trygt gjennom oppstart på Ivar Aasen og Johan Sverdrup, lisenstildelinger, leting og drift.
Vi skal alltid videre for å skape verdier på norsk sokkel.
Januar 2014: På Røros presenterer arbeidende styreleder Sverre Skogen ny visjon og nye verdier for Det norske. De ansatte har gruppesamtaler og –diskusjoner om de hva de nye verdiene betyr i praksis. Fra venstre Ellen Trolid, Tom Bugge, Asbjørn Brenna, Øyvind Husby, Stephen Town, Håkon Brækken og Terje Børresen.
Foto: Thor Nielsen
Gruppearbeid: Stort engasjement om verdiene. Til venstre Ida Sørli Frellsen, Pål Ove Sukka.
Foto: Thor Nielsen .
ARBEIDENDE STYRELEDER (04)
Sverre Skogen (født 1956) har en M.Sc. og en MBA fra University of Colorado. Skogen har innehatt en rekke lederstillinger i olje- og gassindustrien, blant annet som konsernsjef for Aker Maritime ASA (1997-2001), det sammenslåtte Aker Kværner O&G (2001-2002), PGS Production (2003-2005) og AGR ASA (2005-2013). Han har i tillegg vært styreformann for Intsok (1999-2001) og Rosenberg Verft (2003-2005).
Anne Marie Cannon (født 1957) har mer enn 30 års erfaring fra olje- og gassindustrien. Fra 2000 til 2014 var hun seniorrådgiver i Natural Resources Group i Morgan Stanley med ansvar for oppstrøms M&A. Hun har erfaring fra finans og handel i Shell UK Exploration and Production, Thomson North Sea og J. Henry Schroder Wagg. Hun har sittet i ledelsen i Hardy Oil and Gas og British Borneo. Hun var styremedlem i Aker ASA 2011 - 2013 og er nå styremedlem i Premier Oil. Anne Marie Cannon har en B.Sc. fra Glasgow University. Cannon er britisk statsborger.
STYREMEDLEM (01)
Kitty Hall (født 1956) har vært leder for ulike teknologiselskaper innenfor geofysikksegmentet i 25 år. Hun er styremedlem i Seabird Exploration. Hun har tidligere vært styremedlem i ARKeX Ltd., Polarcus, Sevan Drilling, Petroleum Exploration Society of Great Britain, Eastern Echo, ARK Geophysics Ltd. og The International Association of Geophysical Contractors. Hall har en B.Sc. i geologi fra University of Leeds og en M.Sc. i stratigrafi fra Birkbeck College, University of London. Hall er britisk statsborger.
STYREMEDLEM (05)
Inge Sundet (født 1963) er boresjef for Ivar Aasen. Han har vært i Det norske siden 2008 og har innehatt flere funksjoner innen boreavdelingen. Sundet er sivilingeniør maskin/NTNU (1988). Han var i Statoil fra 2001-2008, hvor han arbeidet primært med komplettering av brønner (Heidrun og Kristin). Han har også en periode offshore som boreleder. I perioden 1989–2001 var han ansatt som seniorforsker i SINTEF innen fagområdet sikkerhet og pålitelighet rettet mot oljebransjen.
JØRGEN C.
ARENTZ ROSTRUP
Singapore og New York.
STYREMEDLEM (02)
STYREMEDLEM (03) Jørgen C. Arentz Rostrup (født 1966) er administrerende direktør i Yara Ghana Ltd. i Yara International. Rostrup har over 20 års fartstid fra Hydro, hvor han i perioden 1991 til 2013 blant annet ledet energivirksomheten, den norske produksjonen og salg av kraft. Rostrup var finansdirektør og medlem av konsernledelsen i Hydro fra 2009 frem til mars 2013. Han var sentral i fusjonen mellom Saga Petroleum og Hydro. Rostrup har i tillegg hatt flere ledende posisjoner både i Norge, Tom Røtjer (født 1953) er konserndirektør for prosjekter i Norsk Hydro. Røtjer har hatt flere lederstillinger i Hydro siden 1980 og ansvaret for flere store utbyggingsprosjekt. Fra 1995 til 1998 var han prosjektdirektør for utvikling av Njordfeltet, deretter hadde han det overordnete ansvaret for Hydros teknologi- og prosjektorganisasjon. I 2004 ble Røtjer prosjektdirektør for utbyggingen av det store gassfeltet Ormen Lange i Norskehavet og den tilhørende undervannsrørledningen Langeled. Han er sivilingeniør i maskinfag fra NTH (1977).
01
04
07
02 03
08
Tonje Foss (født 1971) er i dag leder for kontrakt og innkjøp for plattformdekket på Ivar Aasen. Hun er utdannet sivilingeniør fra Universitetet i Stavanger, og har mer enn 15 års erfaring fra oljeindustrien, både i Stavanger og Trondheim. Hun har tidligere arbeidet hos Kværner Rosenberg, Schlumberger og Corrocean. Foss startet i daværende Pertra i 2002 og fortsatte videre i Det norske.
Kjell Inge Røkke (født 1958) er næringslivsleder og industrieier, og har vært drivkraften i utviklingen av Aker siden 1990-tallet. Røkke eier 67,8 prosent av Aker ASA gjennom selskapet The Resource Group TRG AS og datterselskaper, som han eier sammen med sin kone. Han er styreleder i Aker ASA og styremedlem i Aker Solutions ASA, Kværner ASA, Det norske oljeselskap ASA og Ocean Yield ASA. Han eier ingen aksjer i Det norske oljeselskap ASA, og har ingen aksjeopsjoner. Kjell Inge Røkke er norsk statsborger.
STYREMEDLEM (09)
Bjørn Thore Ribesen (født 1970) er plattformsjef for Ivar Aasen. Han har vært i Det norske siden 2007. Han har tidligere hatt flere funksjoner innen boreavdelingen, og var frem til årsskiftet 2013/2014 leder for Ivar Aasen boring og brønn.
Ribesen er sivilingeniør offshore teknologi fra University of Newcastle upon Tyne (1996). Han var i Schlumberger fra 1996-2007, hvor han hadde flere funksjoner innen logging, retningsboring og offshoreledelse.
VALGKOMITEEN i 2013 besto av Kjetil Kristiansen (leder), Finn Haugan og Hilde Myrberg.
ARBEIDENDE STYRELEDER (03)
Sverre Skogen (født 1956) har en M.Sc. og en MBA fra University of Colorado. Skogen har innehatt en rekke lederstillinger i olje- og gassindustrien, blant annet som konsernsjef for Aker Maritime ASA (1997-2001), det sammenslåtte Aker Kværner O&G (2001-2002), PGS Production (2003-2005) og AGR ASA (2005- 2013). Han har i tillegg vært styreformann for Intsok (1999-2001) og Rosenberg Verft (2003-2005). Sverre Skogen har fungert som arbeidende styreleder siden 1. mai 2013, da Erik Haugane fratrådte stillingen som administrerende direktør. Karl Johnny Hersvik tiltrer som ny administrerende direktør 1. mai 2014.
VISEADMINISTRERENDE DIREKTØR OG FUNGERENDE DAGLIG LEDER (02)
Øyvind Bratsberg (født 1959) er sivilingeniør fra NTH (NTNU). Han har arbeidet i Det norske siden 2008 og har 25 års erfaring fra flere selskaper, hovedsakelig Statoil, innen markedsføring, forretningsutvikling og drift. Hans kjernekompetanse er innen kommersielle forhandlinger og ledelse, i tillegg til erfaring fra drift av offshoreanlegg og prosjektutvikling.
Før han tiltrådte stillingen i Det norske hadde han ansvar for tidligfase feltutvikling norsk sokkel i StatoilHydro.
FINANSDIREKTØR (04)
Alexander Krane (født 1976) er utdannet siviløkonom ved Handelshøgskolen i Bodø og har en MBA fra Norges Handelshøyskole. Han er også statsautorisert revisor. Krane kom til Det norske i september 2012 fra stillingen som økonomidirektør i Aker ASA, og har tidligere arbeidet i Norse Energy Corp. ASA. Han har også en fortid som revisor i KPMG i Norge og i USA.
DIREKTØR FORRETNINGSSTØTTE OG FUNGE-RENDE LETEDIREKTØR (06)
Anita Utseth (født 1966) har en mastergrad i maskin fra NTH (NTNU) og en mastergrad i energi- og miljøledelse fra Scuola Superiore Enrico Mattei i Milano. Utseths ansvarsområde inkluderer faglig oppfølging av helse, miljø og sikkerhet, personal og administrasjon, IKT, kvalitet, samt selskapets forsknings- og utviklingsarbeid. Tidligere har Utseth jobbet som statssekretær i OED, innehatt flere stillinger i Pertra, samt i Direktoratet for naturforvaltning og Oljedirektoratet.
Utseth har fungert som selskapets letedirektør siden Bjørn Martinsen fratrådte sin stilling i september 2013.
DIREKTØR IVAR AASEN-PROSJEKTET (01)
Bård Atle Hovd (født 1959) er utdannet sivilingeniør fra NTH (NTNU) og har en MBA fra NHH. Hovd begynte i Det norske sommeren 2011. Han har 25 års erfaring innen drift, prosjektutvikling og prosjektgjennomføring fra ConocoPhillips, der han var ansatt fra 1987 til 2011. Før han tiltrådte stillingen i Det norske, hadde han ansvar for prosjektutvikling og PUD for Eldfisk II i ConocoPhillips.
DIREKTØR ASSET JOHAN SVERDRUP (05)
Odd Ragnar Heum (født 1955) er utdannet sivilingeniør i petroleum geovitenskap fra NTH (NTNU). Heum ble ansatt i Det norske våren 2008. Han har mer enn 30 års erfaring fra norsk og internasjonal oljeindustri. Heum har tidligere jobbet med leting og forretningsutvikling i Statoil, Saga, Hydro og StatoilHydro.
BEDRIFTSFORSAMLING ble vedtatt opprettet av generalforsamlingen avholdt 17. april 2013. Bedriftsforsamlingen besto i 2013 av følgende medlemmer: Øyvind Eriksen – leder, Anne Grete Eidsvig, Odd Reitan, Finn Berg Jacobsen, Leif O. Høegh, Olav Revhaug, Jens Johan Hjort, Nils Bastiansen, Hugo Breivik, Hanne Gilje, Ifor Roberts, Kjell Martin Edin.
Arbeidsmiljøutvalg (AMU) - Arbeidsmiljøutvalg skal etter arbeidsmiljøloven opprettes i virksomheter hvor det jevnlig sysselsettes minst 50 arbeidstakere. Arbeidsmiljøutvalget skal arbeide for gjennomføringen av et fullt forsvarlig arbeidsmiljø i virksomheten.
Avgrensingsbrønn - Letebrønn som bores for å bestemme utstrekning og størrelse av en petroleumsforekomst som allerede er påvist av en letebrønn.
Barrierer - Tekniske, operasjonelle og organisatoriske elementer som enkeltvis eller til sammen skal redusere muligheten for at konkrete feil, fare- og ulykkessituasjoner inntreffer, eller som begrenser eller forhindrer skader/ulemper.
Barrierestyring - Koordinerte aktiviteter for å etablere og opprettholde barrierer slik at de til enhver tid opprettholder sin funksjon.
Betingede ressurser - Utvinnbare petroleumsmengder som er påvist, men som det ennå ikke er tatt beslutning om og gitt tillatelse til å utvinne.
Blokk – Dette er en geografisk inndelingsenhet som brukes i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. Sjøområdene innenfor kontinentalsokkelens yttergrense inndeles i blokker med en størrelse på 15 breddeminutter og 20 lengdeminutter, med mindre tilstøtende landområder, grenser mot andre staters kontinentalsokler eller andre forhold tilsier noe annet.
Boreprogram – Et boreprogram er en beskrivelse som inneholder brønn-/ brønnbanespesifikke opplysninger om planlagt bore- og brønnaktivitet.
Brønn – En brønn er et hull som bores for å finne eller avgrense en petroleumsforekomst og/eller for å produsere petroleum eller vann til injeksjonsformål, injisere gass, vann eller annet medium, eller kartlegge eller overvåke brønnparametere. En brønn kan bestå av en eller flere brønnbaner og ha ett eller flere endepunkt.
Eierstyring og selskapsledelse - Prinsipper for god eierstyring og selskapsledelse (omtales også som Corporate Governance), kan beskrives som retningslinjer som klargjør rolledelingen mellom eierne, styret og ledelsen i selskapet.
Eksogen geologi – er kunnskap om de ytre prosesser som endrer overflaten i sjø eller på land, dvs. klima og klimarelaterte prosesser. I motsetning til endogen geologi som omhandler prosesser fra jordas indre, som vulkaner, jordskjelv og magmabergarter.
Fat olje – Et amerikansk rommål. Ett fat tilsvarer 159 liter.
Felt - En eller flere petroleumsforekomster samlet som omfattes av en godkjent plan for utbygging og drift (PUD) eller er innvilget fritak fra PUD.
FNs Global Compact - Global Compact er FNs initiativ for samarbeid med næringslivet om en bærekraftig utvikling. Ideen bak Global Compact er at bedriftene slutter seg til ti grunnleggende prinsipper. Disse går ut på at bedriftene skal støtte og respektere de internasjonale menneskerettighetene og sentrale arbeidstakerrettigheter, fremme miljøansvar og motarbeide korrupsjon.
Forkastning - Bruddflate som skiller mellom to bergartslegemer som er forflyttet i forhold til hverandre.
Funn - En eller flere petroleumsforekomster som er oppdaget og som gjennom testing, prøvetaking eller logging er sannsynliggjort å ha bevegelig petroleum. Definisjonen omfatter både kommersielt og teknisk funn. Funnet får status som felt, eller inngår i et eksisterende felt, når plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent av myndighetene.
Havbunnsseismikk - Havbunnsseismikk (OBS) innebærer å legge innsamlingssystemet på havbunnen i stedet for å taue det etter båt. At man legger systemet på bunnen gir bedre data, men koster mer tid og penger. Havbunnsseismikk er anerkjent som den beste teknologien til å avbilde geologien for leting etter olje og gass.
Hydrokarboner - Kjemiske forbindelser med molekylkjeder bestående av karbon- (C) og hydrogenatomer (H). Olje og gass består av hydrokarboner.
IA-bedrift – IA står for inkluderende arbeidsliv. En IA-bedrift har inngått en samarbeidsavtale med NAV. IA-avtalens overordnete mål er å forebygge og redusere sykefravær, styrke jobbnærværet og bedre arbeidsmiljøet, samt hindre utstøting og frafall fra arbeidslivet.
ISO-sertifisering - ISO-standarder er utgitt av International Standard Organization. Standardene er utviklet for å veilede virksomheter i kvalitetsstyring. ISO-sertifikat utstedes av godkjente sertifiseringsorgan, som f.eks. TI, Dovre, Nemko eller DNV.
Jura alder – Juratiden er en geologisk periode som ligger mellom 200 og 146 millioner år tilbake i tid. Perioden kom etter trias og ble fulgt av kritt. Jura er velkjent fordi dinosaurene var den dominerende dyregruppen på landjorden i denne perioden.
Kredittfasilitet – Et tilsagn om låntrekk, eller løfte om lån. En slik fasilitet sikrer tilgang til likviditet.
Kritt alder – Kritt er en geologisk periode, en periode som ligger 146–66 millioner år tilbake i tid. Denne perioden er oppkalt etter bergarten kritt. På grunn av det høye havnivået og et generelt varmt klima i denne perioden er marine avleiringer som krittslam den dominerende bergarten i Nordsjøområdet.
Kupongrente - Obligasjoner er ofte utstedt med fast rente, en såkalt kupongrente.
Letebrønn - Brønn som bores for å påvise mulig forekomst av petroleum eller skaffe informasjon for å avgrense en påvist forekomst. Letebrønn er en fellesbetegnelse for undersøkelses- og avgrensingsbrønner.
Letefasilitet – Et tilsagn om lån, samme som en kredittfasilitet, hvor man kan låne med pant i neste års skatterefusjon for letekostnadene.
Letemodell - Et geografisk avgrenset område hvor flere geologiske faktorer opptrer sammen slik at produserbar petroleum kan påvises. Disse faktorene er: Reservoarbergart - en porøs bergart hvor petroleum kan oppbevares, felle - en tett bergart eller geologisk struktur som omgir reservoarbergarten, slik at petroleum holdes tilbake og akkumuleres i reservoaret og kildebergart - skifer, kalkstein eller kull som inneholder organisk materiale som kan omdannes til petroleum. En letemodell er bekreftet når det er påvist produserbar petroleum i letemodellen. Det er ikke en forutsetning at produksjonen må være lønnsom. Er det ennå ikke påvist produserbar petroleum i en letemodell er den ubekreftet.
Løftegass - Gass som pumpes inn i brønnen dypt i vertikal seksjon av brønnen. Denne gassen produseres så tilbake sammen med olje og vann i brønnen. Effekten av løftegassen er at den bidrar til en lettere kolonne (lavere tetthet) som igjen letter og øker produksjonen av olje.
Modne områder - De modne områdene kjennetegnes ved kjent geologi og godt utbygd infrastruktur. Funnsannsynligheten er ofte relativt høy, men samtidig er også sannsynligheten for å gjøre store funn mindre. I disse områdene finnes det gjerne felt som er i en sen fase av sin levetid eller er nedstengte. De fleste nye prosjektene i modne
områder ventes å være forholdsvis små og det vil ofte være nødvendig å knytte dem opp mot eksisterende felt for at de skal være lønnsomme.
NIBOR – Står for Norwegian Interbank Offered Rate. Dette er den renten norske banker er villige til å låne hverandre penger for i en spesifisert periode.
Nomineekonto - Hemmelig eierskap er praktisk mulig gjennom det som på fagspråket kalles nomineekontoer. Dette er kontoer som er eid av en utenlandsk bank på vegne av en eller flere investoren. Ofte er en nomineekonto igjen eid av annen nomineekonto. Slik er det vanskelig å få innsyn i eierskap.
Nordområdene – Et område som omfatter hele det sirkumpolare Arktis, inkludert Barentsregionen og Barentshavområdet.
Norsk kontinentalsokkel - Havbunnen og undergrunnen i de undersjøiske områder som strekker seg utover norsk sjøterritorium gjennom hele den naturlige forlengelse av landterritoriet til ytterkanten av kontinentalmarginen, men ikke kortere enn 200 nautiske mil fra grunnlinjene som sjøterritoriets bredde er målt fra, likevel ikke utover midtlinjen i forhold til annen stat.
Nullutslipp – Betyr at det som hovedregel ikke skal slippes ut miljøfarlige stoffer eller andre stoffer dersom utslippene kan føre til miljøskade (utførlig definisjon: St.meld. 25 (2002-2003)). Særskilte krav til utslipp i Barentshavet: Hovedregel er ingen uønskede utslipp under normal drift, uavhengig av om utslippet kan føre til miljøskade (utførlig definisjon: St.meld. 38 (2003-2004)).
Obligasjonslån - Når du kjøper obligasjoner, gir du et lån til en låntaker. Låntakeren betaler deg en fast eller flytende rente for lånet. Et obligasjonslån er gjerne på langsiktig basis, og regnes som mindre risikabelt enn kjøp av aksjer.
Oljeekvivalent (o.e.) - Brukes når olje, gass, kondensat og NGL skal summeres. Begrepet er enten knyttet til den energimengden som blir frigjort ved forbrenning av de ulike petroleumstypene eller til salgsverdiene, slik at alt kan sammenlignes med olje.
Oljereservoar - Porøs bergartsformasjon, som oftest sandstein eller kalkstein, som inneholder utvinnbare mengder av petroleum og som lar seg produsere.
Operatør - En av rettighetshaverne i en lisens, og som på alle rettighetshaveres vegne forestår den daglige ledelse av lisensens arbeid. Operatøren utpekes av Olje- og energidepartementet, men kan endres, for eksempel i forbindelse med kjøp/salg av eierandeler.
Paleocen alder - Geologisk tidsavsnitt for om lag 66 – 56 millioner år siden.
Perm - Geologisk periode, tidsavsnitt for 299 til 251 millioner år siden. Flere av petroleumsfeltene i den sørlige delen av Nordsjøen er knyttet til reservoarer i permiske bergarter eller strukturer knyttet til dem.
Petroleum - Betegnelsen omfatter alle flytende og gassformige hydrokarboner som finnes i naturlig tilstand i undergrunnen samt andre stoffer som utvinnes i forbindelse med slike hydrokarboner.
Petroleumsvirksomhet - All virksomhet knyttet til undersjøiske petroleumsforekomster, herunder undersøkelse, leteboring, utvinning, transport, utnyttelse og avslutning samt planlegging av slike aktiviteter, likevel ikke transport av petroleum i bulk med skip.
– En plan som rettighetshaver til en petroleumsforekomst må få godkjent av Olje- og energidepartementet før utbyggingen kan ta til. Planen skal i henhold til petroleumsloven inneholde beskrivelser av den planlagte utbyggingen, bl.a. av økonomisk, teknisk, sikkerhetsmessig og miljømessig art. Planen skal beskrive utbyggingen fra start til slutt.
Platåproduksjon - Maksimal produk sjon over tid.
Porøsitet - Forholdet mellom pore volumet og totalvolumet i en bergart.
Produksjonsrate – Den mengde olje /gass som produseres i et gitt tidsrom, for eksempel hvor mange fat olje som produseres per døgn.
Prospekt - En mulig petroleumsfelle med et kartleggbart, avgrenset ber gartsvolum.
Reserver – Dette omfatter gjenværende, utvinnbare, salgbare petroleumsmengder i petroleumsforekomster som rettighets haverne har besluttet å bygge ut og som myndighetene har godkjent PUD eller innvilget PUD-fritak for. Reserver omfatter også petroleumsmengder i forekomster som rettighetshaverne har besluttet å utvinne, men der planene ikke er myndighetsbehandlet i form av en PUD-godkjennelse eller et PUD-fritak.
Rettet emisjon – Innhenting av egen kapital hvor bestemte investorer inviteres til å kjøpe aksjer.
Rettighetshaver - Fysisk eller juridisk person, eller flere slike personer, som etter petroleumsloven eller tidligere lovgivning innehar en tillatelse til un dersøkelse, utvinning, transport eller utnyttelse. Er en tillatelse gitt til flere slike personer sammen, kan uttrykket rettighetshaver omfatte både rettighets haverne samlet og den enkelte deltager. En rettighetshaver må være kvalifisert av myndighetene.
Sandstein - Sandstein er en sedi mentær bergart dannet av sandkorn bundet sammen ved et bindemiddel. Noen sandsteiner er porøse, idet mel lomrommet mellom sandkornene ikke er helt fylt av bindemidlet. Disse kan holde vann eller petroleum, og er vik tige reservoarbergarter ved olje- og gassutvinning.
Seismiske (geofysiske) undersøkelser - Innsamling av seismiske profiler skjer ved at lydbølger sendes fra en kilde over eller i undergrunnen. Lydbølgene forplanter seg gjennom bergartslagene som så reflekteres opp til sensorer på havbunnen, i overflaten eller sensorer nede i et borehull. Fra dette kan man danne seg et bilde av geologien i under grunnen. Den seismiske kartleggingen av norsk kontinentalsokkel startet i 1962.
Sidesteg – Dette er en boring ut fra en allerede eksisterende brønnbane mot nytt brønnmål eller en ny brønnbane fordi det teknisk ikke lar seg gjøre å bruke den første banen.
Storulykke - En storulykke er definert som en akutt hendelse, for eksempel et større utslipp, en brann eller en ek splosjon, som umiddelbart eller senere medfører flere alvorlige personskader og/eller tap av menneskeliv, alvorlig skade på miljøet og/eller tap av større økonomiske verdier.
Ticker / tickerkode - Alle selskaper notert på Oslo Børs har en spesifikk navneforkortelse, også kalt ticker eller tickerkode.
Tildeling i forhåndsdefinerte områder
(TFO) - Et system / årlig utlysningsrunde for å tilby lisenser i modne områder på norsk kontinentalsokkel, med kjent geologi og god infrastruktur.
Tildelinger - Selskap som er godkjent operatøre eller rettighetshaver på norsk kontinentalsokkel kan søke om å få tildelt utvinningstillatelser. Tildelingene foregår gjennom konsesjonsrunder etter årlige tildelinger i forhåndsdefinerte områder. Det er myndighetene som beslutter hvilke områder av norsk kontinentalsokkel som skal åpnes for petroleumsaktivitet og hvilke selskaper som etter søknad skal gis utvinningstillatelser.
Trias alder - Geologisk periode som ligger mellom 250–200 millioner år tilbake i tid. Perioden kom etter perm og ble fulgt av jura.
Umodne områder - De umodne om rådene kjennetegnes av begrenset kunnskap om geologien, manglende infrastruktur og ofte nye tekniske ut fordringer. Usikkerheten knyttet til res sursgrunnlaget er større enn i modne områder. Samtidig er det fremdeles mulig å gjøre nye store funn.
Undergrunnsfag – Disse undervisnings fagene inkluderer blant annet geologi, geofysikk og reservoarteknikk.
Unitisering - Dette er en ordning for felles utnyttelse av en petroleumsfore komst som dekker mer enn én utvin ningstillatelse. En unitiseringsavtale omfatter gjerne teknisk samarbeid om utbyggingsmåte, drift og fordeling av eierandeler, utgifter og andel av utvunnet petroleum.
Uoppdagede ressurser - De meng der petroleum som på et gitt tidspunkt er anslått til å kunne bli utvunnet fra forekomster som ennå ikke er påvist ved boring.
Utvinningsgrad - Forholdet mellom petroleumsmengde som kan utvinnes fra en forekomst og petroleumsmengde opprinnelig til stede i forekomsten.
Vanninjeksjon - For å presse mer olje ut av reservoaret, pumpes store mengder vann under selve oljereservoaret, for å opprettholde volumet og trykket på væskemengden i reservoaret. Det økte vannvolumet presser oljen foran seg mot produksjonsbrønnen og bidrar til å opprettholde et høyt trykk i reservoaret.
Kilde: De fleste definisjonene er hentet fra Oljedirektoratets oljeordliste.
Hvor mange kvadrater ser du?
Hvor mange trekanter ser du?
Oljenøtter
| 20 poeng | 15 poeng | 10 poeng | 5 poeng | 1 poeng | |
|---|---|---|---|---|---|
| PERSON | Han ble født i Oslo 5. november 1917 og var norsk politiker, diplomat og jurist. Han har blitt omtalt som en av de store nordmenn i dette århundre. |
Han var statsråd i Trygve Brat - telis og Odvar Nordlis regjerin - ger. Først som handelsminister, deretter som Norges første, og hittil eneste, havrettsminister i 1974-1978 |
Fra 1985 til 1994 var han fol - kerettsdommer ved Den inter nasjonale domstolen i Haag. Han forhandlet fram Norges handelsavtale med EF i 1972. Sammen med Arne Treholt forhandlet han også fram den omstridte Gråsone-avtalen. |
Som ekspedisjonssjef i Uten - riksdepartementet spilte han en svært viktig rolle for norsk petroleumsvirksomhet. Han deler fornavn og partitilhørighet med tidligere statsminister Jens Stoltenberg. |
Sammen med Carl August Fleischer og Leif Terje Lødde - søl stod han sentralt i å sikre statens interesser i oljevirk - somheten. Deres forslag om det første rammeverket for petroleumsvirksomheten og som sikret staten inntekten fra oljevirksomheten, ble kongelig resolusjon av 9. april 1965. |
| TEKNOLOGI | Utviklingen av denne teknolo - gien har spart oljebransjen for millioner av kroner. Utviklingen startet i 1979 og ideen ble unnfanget av to forskere på Institutt for energiteknikk. |
Teknologien fikk i 2012 Aften - postens pris for Norges beste oppfinnelse etter 1980. |
Teknologien er tatt i bruk av oljeselskap over hele verden. Teknologien gjør det mulig å føre olje, gass og vann i sam - me rør fra en plattform til en annen. Tidligere har de samme komponentene måttet trans - porteres i tre forskjellige rør. |
Utviklingen av teknologien har funnet sted på Tiller i Trond - heim. SINTEF, Statoil, Saga og Norsk Hydro har alle vært vik - tige bidragsytere i utviklingen. |
Teknologien består av bereg - ningsprogrammet OLGA som simulerer transport av olje, gass og vann gjennom samme transportledning. |
| FELT | Feltet er ett av verdens ti stør ste oljefelt. Da det ble funnet var det verdens største oljefelt til havs. |
Feltet ligger i et område hvor havdybden er 70 til 75 meter. Produksjonen av olje fra feltet har ført til at havbunnen i om - rådet har sunket med ti meter. |
Feltet har hatt status som tek - nisk-industrielt kulturminne fra 2005. |
Feltet ligger i blokk 2/4 i den sørlige delen av Nordsjøen. Feltet var det første norske feltet som kom i produksjon. |
Boringen ble gjort av Philips Petroleum med riggen Ocean Viking og startet 21. august 1969. På grunn av fare for en ukontrollert utblåsning ble brønnen plugget og riggen flyttet 1 km. Etter mye dårlig vær ble boringen gjenopptatt i desember, og lille julaften samme år bekreftes funnet som bekrefter at Norge var blitt en oljenasjon. |
| ÅRSTALL | DNO fikk sin første lisensandel på norsk sokkel dette året |
I Norskehavet ble funnet av Draugenfeltet en realitet dette året. Draugenfeltet var den før ste utbyggingen i Norskehavet. |
Et viktig oljepolitisk kompro - miss blir inngått dette året. Bakgrunnen for kompromisset var Statoils altfor store makt over avgjørelsene på norsk sokkel |
Det første store drivverdige fun - net av gass, Snøhvitfeltet, blir gjort I Barentshavet dette året. |
Kompromisset ble omtalt som "oljeforliket" og resulterte i eta - bleringen av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE); forgjengeren til det som i dag er Petoro. Dette året blir også OL arrangert i Sarajevo. |
| METODE | Denne vel anvendte metoden i oljevirksomheten har utviklet seg fra den klassiske jordskjelv - forskningen på begynnelsen 1900-tallet. |
Etter introduksjonen av mag - netbåndopptak på 1950-tal - let ble kvaliteten på metoden betraktelig forbedret. Nå ble det mulig å gjøre enkel da - taprosessering som filtrering og NMO. |
Under den første verdenskrig ble metoden brukt til å lokali - sere artilleri. I dag blir metoden også brukt til kartlegging av vannforekomster i forbindelse med tunnelbygging og miljø - studier av jorda. |
I 1962 ble metoden tatt i bruk for å kartlegge norsk kon - tinentalsokkel. Metoden er basert på målinger av den tiden lydbølger bruker på å forplante seg gjennom bergarter. |
Metoden avbilder undergrun - nen og kartlegger mulige petro - leumsressurser. Resultatet er en profil som viser geologiske strukturer. |
| GEOLOGI | Bergarter fra denne geologiske alderen er datert til fra 206 til 146 millioner år siden. I denne perioden var klimaet varmt og fuktig, og langs kysten av Norge levde dinosaurer og flygeøgler. |
I denne geologiske perioden ble superkontinentet Pangea ytterligere splittet opp i mindre kontinenter. |
Enorme mengder sand ble avsatt i denne perioden. Sandavsetningene har dannet reservoarbergarter av denne alder som i dag dominerer i funnene i Nordsjøen. |
Noen av de beste sandsteins - reservoarene finner vi i denne alderen, blant annet i Johan Sverdrup-reservoaret. |
Steven Spielberg har gjort denne geologiske tidsalderen til allemannseie gjennom en film fra 1993. |
Løsning poengjakten:, Jens Evensen, Flerefaseteknologi, Ekofisk, 1984, Seismikk, Jura.
Oppgave 1: Summen i hver sirkel skal være 25, så her mangler tallet 2. Oppgave 2: 1×1=16 stk, 2×2= 9 stk, 3×3= 4 stk, 4×4= 1 stk = 30 Oppgave 3: 1×1= 9 stk, 2×2= 3 stk, 3×3= 4 stk, 6×6= 1 stk = 17
| Styrets årsberetning | 58 |
|---|---|
| Styrets redegjørelse for eierstyring og selskapsledelse |
70 |
| Årsregnskap med noter | 79 |
| Erklæring fra styret og administrerende direktør |
126 |
| Revisors beretning | 127 |
64 ÅRSRAPPORT 2013 ÅRSRAPPORT 2013 65
| Tom Røtjer, styremedlem |
|---|
| tall in Kiell Inge Røkke, styremedlem |
| Torge E. Fey Topie Eskeland Foss, styremedlem |
| bye Inge Sundet, styremedlem |
| Ståle Gossold |
.
| OVERSIKT OVER ÅRSREGNSKAP MED NOTER | SIDE |
|---|---|
| Oppstilling over resultat | 79 |
| Oppstilling over andre inntekter og kostnader | 79 |
| Balanseoppstilling | 80 |
| Oppstilling over endringer i egenkapital | 82 |
| Oppstilling over kontantstrømmer | 83 |
| Note 1: Sammendrag av IFRS regnskapsprinsipper | 84 |
| Note 2: Viktige hendelser i 2013 | 96 |
| Note 3: Oversikt over datterselskaper | 96 |
| Note 4: Segmentinformasjon | 96 |
| Note 5: Utforskningskostnader | 97 |
| Note 6: Varelager | 97 |
| Note 7: Inntekter | 97 |
| Note 8: Kostnader ved og retningslinjer for ytelser til ledende ansatte og styret, samt lønnskostnader totalt | 98 |
| Note 9: Andre driftskostnader | 101 |
| Note 10: Finansposter | 101 |
| Note 11: Skatt | 102 |
| Note 12: Resultat per aksje | 104 |
| Note 13: Varige driftsmidler/immaterielle eiendeler | 104 |
| Note 14: Nedskrivinger | 106 |
| Note 15 Kundefordringer | 107 |
| Note 16: Andre kortsiktige fordringer | 107 |
| Note 17: Langsiktige fordringer | 108 |
| Note 18: Andre langsiktige eiendeler | 108 |
| Note 19: Kontanter og kontantekvivalenter | 108 |
| Note 20: Aksjekapital og aksjonærinformasjon | 109 |
| Note 21: Pensjoner og andre langsiktige ansatteytelser | 110 |
| Note 22: Avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 113 |
| Note 23: Derivater | 113 |
| Note 24: Obligasjonslån | 113 |
| Note 25: Rentebærende gjeld og pantstillelser | 114 |
| Note 26: Annen kortsiktig gjeld | 114 |
| Note 27: Forpliktelser, leieavtaler og garantier | 115 |
| Note 28: Transaksjoner med nærstående parter | 116 |
| Note 29: Finansielle instrumenter | 117 |
| Note 30: Investering i felleskontrollerte eiendeler | 123 |
| Note 31: Klassifisering av reserver og betingede ressurser (urevidert) | 124 |
| Note 32: Hendelser etter balansedagen | 126 |
| Erklæring fra styret og administrerende direktør | 126 |
| 1. januar - 31. desember (NOK 1000) | Note | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Petroleumsinntekter Andre driftsinntekter |
7 | 933 162 10 719 |
325 093 7 351 |
| Driftsinntekter | 943 881 | 332 444 | |
| Utforskningskostnader Produksjonskostnader Lønn og lønnsrelaterte kostnader Avskrivninger Nedskrivninger Andre driftskostnader |
5 7 8 13 14 9 |
1 637 063 249 619 38 025 470 529 666 135 109 886 |
1 609 314 210 962 11 000 111 687 2 149 653 82 799 |
| Driftskostnader | 3 171 256 | 4 175 414 | |
| Driftsresultat | -2 227 375 | -3 842 970 | |
| Renteinntekter Annen finansinntekt Rentekostnader Annen finanskostnad |
40 750 80 567 301 834 137 435 |
54 997 68 399 128 250 101 050 |
|
| Netto finanskostnader (+)/inntekter (-) | 10 | -317 952 | -105 905 |
| Resultat før skattekostnad | -2 545 327 | -3 948 876 | |
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | 11 | -1 996 727 | -2 991 624 |
| Årets resultat | -548 600 | -957 251 | |
| Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden utvannet Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt) Resultat etter skatt pr. aksje (justert for splitt) - utvannet |
12 12 |
(3,90) (3,90) |
140 707 363 128 649 729 140 707 363 128 649 729 (7,44) (7,44) |
| 01. januar - 31. desember (NOK 1000) | 2013 | 20121) |
|---|---|---|
| Årets resultat | -548 600 | -957 251 |
| Elementer som ikke vil bli reklassifisert over resultatet: | ||
| Akturiell gevinst/tap pensjonsordning | 4 064 | -6 834 |
| Skatt knyttet til poster som ikke vil bli reklassifisert Totalresultat |
-3 170 -547 706 |
5 331 -958 755 |
| Totalresultat fordeler seg som følger: | ||
| Majoritetsinteresse | -547 706 | -958 755 |
| Sum | -547 706 | -958 755 |
1) Se note 21 for sammenligningstall
| (Alle tall i NOK 1000) | Note | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|---|
| EIENDELER | |||
| Immaterielle eiendeler Goodwill |
13 | 321 120 | 387 551 |
| Aktiverte leteutgifter Andre immaterielle eiendeler Utsatt skattefordel |
13 13 11 |
2 056 100 646 299 630 423 |
2 175 492 665 542 |
| Varige driftsmidler Varige driftsmidler |
13 | 2 657 566 | 1 993 269 |
| Finansielle anleggsmidler Langsiktige fordringer Andre langsiktige eiendeler |
17 18, 29 |
125 432 285 399 |
31 995 193 934 |
| Sum anleggsmidler | 6 722 340 | 5 447 783 | |
| Varer | |||
| Varelager | 6 | 40 880 | 21 209 |
| Fordringer Kundefordringer Andre kortsiktige fordringer Markedsbaserte finansielle plasseringer Beregnet skatt til utbetaling |
15, 29 16, 29 29 11, 29 |
134 221 499 419 24 075 1 411 251 |
101 839 342 566 23 138 1 273 737 |
| Betalingsmidler Betalingsmidler |
19, 29 | 1 709 166 | 1 154 182 |
| Sum omløpsmidler | 3 819 011 | 2 916 670 | |
| SUM EIENDELER | 10 541 352 | 8 364 453 |
Innskutt egenkapital
| Note (Alle tall i NOK 1000) |
31.12.2013 | 31.12.20121) |
|---|---|---|
| EGENKAPITAL OG GJELD | ||
| Innskutt egenkapital | ||
| Aksjekapital 20 |
140 707 | 140 707 |
| Overkursfond | 3 089 542 | 3 089 542 |
| Sum innskutt egenkapital | 3 230 249 | 3 230 249 |
| Annen egenkapital | -41 780 | 505 926 |
| Sum egenkapital | 3 188 470 | 3 736 175 |
| Avsetning for forpliktelser | ||
| Pensjonsforpliktelser 21 |
66 512 | 65 258 |
| Utsatt skatt 11 |
126 604 | |
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser 22 |
828 529 | 798 057 |
| Avsetning for andre forpliktelser | 780 | 647 |
| Langsiktig gjeld | ||
| Obligasjonslån 24,29 |
2 473 582 | 589 078 |
| Andre rentebærende gjeld 25,29 |
2 036 907 | 1 299 733 |
| Derivater 23, 29 |
49 453 | 45 971 |
| Kortsiktig gjeld | ||
| Kortsiktig Kortsiktig lån 25, 29 |
478 050 478 050 |
567 567 075 |
| Leverandørgjeld 29 |
452 435 | 258 596 |
| Offentlige trekk og avgifter | 23 579 | 24 536 |
| Fjernings - og nedstengingsforpliktelser 22 |
147 375 | |
| Annen kortsiktig gjeld 26 |
795 680 | 852 722 |
| Sum gjeld og avsetning for forpliktelser | 7 352 882 | 4 628 277 |
| SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 10 541 352 | 8 364 453 |
1) Se note 21 for sammenligningstall
Kitty Hall (Katherine Jessie Martin), styremedlem Jørgen C Arentz Rostrup, styremedlem
Sverre Skogen, styreleder Tom Røtjer, styremedlem Anne Marie Cannon, nestleder Kjell Inge Røkke, styremedlem Bjørn Thore Ribesen, styremedlem Inge Sundet, styremedlem Tonje Eskeland Foss, styremedlem Øyvind Bratsberg, administrerende direktør
Styret i Det norske oljeselskap ASA Trondheim, 11. mars 2014
Ståle Gjersvold, vara styremedlem
| Annen egenkapital | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Aksje | Overkurs | Innskutt | Andre | Sum annen | Sum | ||
| kapital | annen | inntekter og | Opptjent | egenkapital | egenkapital | ||
| (Alle tall i NOK 1000) | egenkapital | kostnader | egenkapital | ||||
| Egenkapital pr 31.12.2011 | 127 916 | 2 083 271 | 3 600 107 | -2 134 743 | 1 465 364 | 3 676 551 | |
| Prinsippendring, jf note 21 | -684 | -684 | -684 | ||||
| Egenkapital pr 31.12.2011 (justert) | 127 916 | 2 083 271 | 3 600 107 | -684 -2 134 743 | 1 464 680 | 3 675 867 | |
| Emisjon | 12 792 | 1 006 271 | 1 019 063 | ||||
| Prinsippendring, jf note 21 | -1 504 | -1 504 | -1 504 | ||||
| Totalresultat 2012 | -957 251 | -957 251 | -957 251 | ||||
| Egenkapital pr 31.12.2012 | 140 707 | 3 089 542 | 3 600 107 | -2 188 -3 091 994 | 505 926 | 3 736 175 | |
| Totalresultat 2013 | 894 | -548 600 | -547 706 | -547 706 | |||
| Egenkapital pr 31.12.2013 | 140 707 | 3 089 542 | 3 600 107 | -1 294 -3 640 593 | -41 780 | 3 188 470 |
| 1. januar - 31. desember (NOK 1 000) | Note | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | |||
| Resultat før skattekostnad | -2 545 327 | -3 948 876 | |
| Betalte skatter i perioden | -26 585 | ||
| Periodens mottatte skattefordring | 1 318 430 | 1 443 140 | |
| Avskrivninger | 13 | 470 529 | 111 687 |
| Nedskrivinger | 14 | 666 135 | 2 149 653 |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 42 765 | 17 519 | |
| Tilbakeføring av skatteelement mindreverdi purchase price allocation (PPA) | 5 | -57 000 | |
| Tap ved salg av lisensandeler | 734 | 13 461 | |
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 23 | 3 174 | 44 847 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 10 | 88 458 | 39 576 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 5 | 1 150 541 | 1 116 403 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | 141 786 | 44 467 | |
| Endringer i netto arbeidskapital og andre kortsiktige balanseposter | -394 934 | 444 144 | |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER | 915 707 | 1 419 019 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | |||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 22 | -36 739 | -678 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 13 | -1 495 709 | -2 874 627 |
| Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 13 | -1 358 941 | -1 114 277 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | 86 472 | 414 336 | |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA INVESTERINGSAKTIVITETER | -2 804 917 | -3 575 247 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | |||
| Emisjon | 1 019 063 | ||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | -1 500 000 | -2 000 000 | |
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | -2 185 102 | -600 000 | |
| Opptak av langsiktige gjeld | 4 729 297 | 1 849 749 | |
| Opptak av kortsiktige gjeld | 1 400 000 | 2 200 000 | |
| NETTO KONTANTSTRØM FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER | 2 444 195 | 2 468 812 | |
| Netto endring i betalingsmidler | 554 984 | 312 583 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 1 154 182 | 841 599 | |
| BEHOLDNING AV BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT | 1 709 166 | 1 154 182 | |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt | |||
| Bankinnskudd | 1 693 319 | 1 140 750 | |
| Bundne bankinnskudd | 15 847 | 13 432 | |
| SUM BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT | 19 | 1 709 166 | 1 154 182 |
Det norske oljeselskap ASA ("Det norske") er et oljeselskap involvert i leting, utbygging og drift av olje- og gassfelt på den norske kontinentalsokkelen.
Selskapet er et allmennaksjeselskap som er registrert og hjemmehørende i Norge. Aksjene er notert på Oslo Børs. Selskapet har registrert forretningsadresse i Trondheim. Aker Capital AS er selskapets største aksjonær med en eierandel på 49,99 prosent per 31. desember 2013. Aker Capital AS er et heleid datterselskap av Aker ASA. Det norske oljeselskap inngår i de konsoliderte tallene til Aker ASA fra 2011. Aker ASA har registrert forretningsadresse i Fjordalleèn 16 (Aker Brygge) i Oslo. Konsernregnskapet finnes på www.akerasa.com.
Finansregnskapet til Det norske gjelder kun en juridisk enhet og det er således ingen konsoliderte tall.
Årsregnskapet ble godkjent av styret 11. mars 2014 og vil bli presentert for godkjenning på generalforsamlingen den 7. april 2014.
Selskapets 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:
Regnskapet er utarbeidet etter ensartede regnskapsprinsipper for like transaksjoner og hendelser under ellers like forhold.
Selskapets funksjonelle valuta og presentasjonsvaluta er norske kroner (NOK). Alle beløp er avrundet til nærmeste tusen, dersom ikke annet er angitt.
Utarbeidelse av finansregnskap i overensstemmelse med IFRS krever at ledelsen foretar vurderinger, beregner estimater og legger til grunn forutsetninger som påvirker anvendelsen av regnskapsprinsipper og regnskapsførte beløp for eiendeler og gjeld. Videre krever IFRS at ledelsen gir opplysninger om 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, estimere 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 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. Der endringer har virkninger for fremtidige perioder, fordeles effekten av endringene på inneværende og fremtidige rapporteringsperioder. Hovedkildene for usikkerhet ved bruk av estimater for selskapet er relatert til følgende:
Estimater på olje- og gassreserver er utarbeidet av interne eksperter i overensstemmelse med industristandarder. Estimatene er basert på Det norskes egne vurderinger av intern informasjon, samt informasjon fra operatørene. I tillegg er reserver sertifisert av en uavhengig tredjepart. 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 under eksisterende økonomiske og operasjonelle forhold, per den dato estimatene utarbeides. I estimatene er det lagt til grunn priser ut fra dagens marked, med unntak av allerede kontraktsfestede prisenderinger.
Påviste og sannsynlige reserver brukes til beregning av produksjonsmengder, som utgjør grunnlaget for beregning av avskrivninger. Reserveestimater benyttes også under nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler. Endringer i oljepriser og kostnadsestimater kan endre reserveestimater, og dermed økonomisk cut-off. Endringer i reserveestimater kan også forårsakes av 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, feltets levetid, nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler, samt driftsresultat.
Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler: Pr. 31.12.2013 var bokført verdi av driftsmidlene (både varige og immaterielle eiendeler) NOK 5 681 millioner, se note 13 og 14.
Leting – "Succesful efforts"-metoden :
Regnskapspraksis i Det norske 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. Disse utgiftene bokføres som aktiverte letekostnader i finansregnskapet. Dersom det ikke blir funnet ressurser, eller hvis ressursene blir vurdert ikke å være teknisk eller kommersielt utvinnbare, 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 1.8 og 1.9 for nærmere beskrivelse.
Pr. 31.12.2013 var bokført verdi av balanseførte leteutgifter NOK 2 658 millioner, se note 13.
Det norske har betydelige investeringer i eiendeler med lang levetid. Endringer i forventet fremtidig verdi/kontantstrøm knyttet til individuelle eiendeler, kan medføre at bokført verdi på enkelte eiendeler nedskrives til estimert gjenvinnbar verdi. Nedskrivninger skal reverseres dersom betingelsene for nedskrivning ikke lenger foreligger. Vurdering av hvorvidt en eiendel har verdifall, eller om en nedskrivning skal reverseres, kan være komplisert og bygger på skjønn og forutsetninger. Kompleksiteten er eksempelvis 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. For å fastsette fremtidige kontantstrømmer kan blant annet fremtidig markedspris på olje, oljeproduksjon, valutakurser og diskonteringsrenter være faktorer som må fastsettes. For å kunne fastsette disse må også terminpriskurver (olje), produksjonsestimater og endelig restverdi på eiendeler estimeres. 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 13 "Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler" og note 14 "Nedskrivning av goodwill og andre eiendeler".
Selskapet 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 utgiften balanseført som produksjonsanlegg, og avskrevet over eiendelens økonomiske levetid, fra produksjonsstart.. Gjeldende lover og regler, samt teknologisk utvikling gjør det vanskelig å estimere utgifter knyttet til nedstengnings -og fjerningsaktiviteter, spesielt når disse ligger langt frem i tid. Estimatene inkluderer blant annet kostnader basert på et antatt fjerningskonsept, anslag på utgiftene til marine operasjoner, leie av tungløftlektere og borerigg. Som et resultat av dette innebærer førstegangs regnskapsføring av forpliktelsen og utgiften relatert til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser ført i finansregnskapet, inkludert påfølgende justering av disse postene, nøye overveielse. Grunnet usikkerheten beskrevet over, kan det forekomme betydelige justeringer i estimatene for forpliktelsene som kan påvirke fremtidige finansielle resultater.
Pr 31.12.2013 var bokført verdi på nedstengnings- og fjerningsforpliktelsene på NOK 976 millioner, se note 22.
Ved beregning av nåverdien av den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen som representerer en brutto langsiktig forpliktelse i balansen og indirekte periodens pensjonskostnad i resultatet, foretar ledelsen en rekke kritiske vurderinger som påvirker disse estimatene. Disse vurderingene relaterer seg til diskonteringssats som skal anvendes på fremtidige utbetalinger, forventet avkastning på pensjonsmidler, årlig lønnsvekst og gjennomsnittlig turnover. Betydelige endringer i antagelsene kan ha stor innvirkning på regnskapet.
Pensjonsforpliktelsen var pr. 31.12.2013 på NOK 66,5 millioner, se note 21.
Selskapet pådrar seg årlig betydelige beløp i betalbar skatt og/eller opptjener betydelige tilgodehavende knyttet til skatt. Selskapet regnskapsfører også betydelige endringer i utsatt skatt og utsatt skattefordel. Disse størrelsene bygger alle på ledelsens tolkning av gjeldende lover, forskrifter og aktuell rettspraksis. Kvaliteten på disse estimatene er i stor grad avhengig av ledelsens evne til å anvende komplekse regelverk og registrere endringer av det gjeldende lovverk.
Pr. 31.12.2013 var bokført verdi på utsatt skattefordel på NOK 630 millioner og beregnet skatt til utbetaling var på NOK 1 411 millioner, se note 11.
Riggleiekontrakter:
Selskapet har betydelige forpliktelser relatert til riggkontrakter. Riggleiekontrakter er gjenstand for nedskrivningstester basert på endring i fremtidige riggrater og beskjeftigelse.
Transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til valutakurs på transaksjonstidspunktet. Pengeposter i utenlandsk valuta blir omregnet til valutakurs på balansedagen ved periodens slutt. Valutakursendringer resultatføres løpende i regnskapsperioden.
Salg av petroleumsprodukter inntektsføres på basis av selskapets 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.
En felleskontrollert virksomhet er en kontraktuell avtale mellom to eller flere parter vedrørende en økonomisk aktivitet under felles kontroll. Det norske 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. Selskapet regnskapsfører investeringer i felleskontrollerte eiendeler (olje- og gasslisenser), ved hjelp av forholdsmessig konsolidering, og ved å regnskapsføre sin andel av eiendelenes kostnader, eiendeler, gjeld og kontantstrøm under de respektive postene i selskapets finansregnskap.
Omløpsmidler og kortsiktig gjeld inkluderer poster som forfaller til betaling mindre enn ett år etter 31. desember, samt poster som er knyttet til ordinær virksomhet. Inneværende års avdrag på langsiktig gjeld blir klassifisert som kortsiktig gjeld. Finansielle investeringer i aksjer klassifiseres som omløpsmidler, men strategiske investeringer og andre eiendeler klassifiseres som anleggsmidler.
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 er i stand til å generere driftsinntekter.
Kjøpt virksomhet innregnes i regnskapet fra overtagelsestidspunktet. Overtagelsestidspunktet defineres som det tidspunkt selskapet oppnår kontroll over de finansielle og driftmessige forhold. Dette tidspunkt kan avvike fra det tidspunkt eierandeler faktisk overføres. Solgt virksomhet innregnes i regnskapet frem til salgstidspunktet.
Sammenligningstall korrigeres ikke for kjøpt, solgt eller avviklet virksomhet.
Oppkjøpsmetoden 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 kontraktsrettslige 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 av selskaper 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 og innebærer 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 av virkelig verdi på lisenser er basert på kontantstrømmer etter skatt. Årsaken er at slike lisenser kun omsettes i markedet etter skatt basert på vedtak fra Finansdepartementet i tråd med § 10 i Petroleumsskatteloven. Kjøper er derfor ikke berettiget til å kreve fradrag for vederlaget med virkning for beskatningen gjennom avskrivninger. Det foretas avsetning for utsatt skatt av differansen mellom anskaffelseskost og overtatt skattemessig avskrivningsbase i henhold til IAS 12 punkt 15 og 24. Motpost til denne utsatte skatten blir goodwill. Den goodwill som oppstår er dermed en teknisk effekt av utsatt skatt.
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 1.8) eller kjøp av eiendel. Som hovedregel vil kjøp av lisenser som er under utbygging eller er i produksjon bli 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, utsatt skatt og goodwill.
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 selgers regnskap. 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 fra den relevante lisensen i resultatet hos kjøper, som definert i 1.8 over.
Skattemessig vil kjøper medta til beskatning netto kontantstrøm (Pro & Contra) og eventuelle øvrige inntekter og kostnader fra og med effektiv
dato.
Det gjøres ikke avsetning for utsatt skatt knyttet til erverv av lisenser som er definert som kjøp av eiendeler.
Farm-in-avtaler blir vanligvis inngått i letefasen og kjennetegnes ved at selger avstår fra fremtidige økonomiske fordeler, i form av reserver, i bytte for reduserte fremtidige finansieringsforpliktelser. Et eksempel kan være at en lisensandel overtas mot dekning av selgers andel av utgiftene relatert til boring av en brønn. I letefasen bokfører selskapet normalt farm-in-avtaler basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle.
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. I letefasen bokfører selskapet normalt bytter basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle.
I henhold til norsk lov er en unitisering påkrevd dersom en petroleumsforekomst dekker mer enn én utvinningstillatelse og disse utvinningstillatelsene har ulike rettighetshavergrupper. Det må oppnås enighet om en mest mulig rasjonell samordning av felles utbygging og eierskapsfordeling av petroleumsforekomsten. En unitiseringsavtale må godkjennes av Olje- og energidepartementet.
Selskapet bokfører unitiseringer i letefasen basert på historisk kost, da det ofte er vanskelig å måle virkelig verdi. For unitiseringer som involverer lisenser som ikke er i letefasen, blir det vurdert hvor vidt dette skal anses som en transaksjon med forretningsmessig innhold. I så tilfelle blir unitiseringen bokført til virkelig verdi.
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 det 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 selskapet 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.
Lete- og utviklingskostnader knyttet til olje- og gassfelt Balanseførte letekostnader blir klassifisert som immaterielle eiendeler, og blir omklassifisert til materielle eiendeler ved start av utbygging. For regnskapsformål regnes feltet å gå inn i utbyggingsfasen når det kan påvises tekniske forutsetninger for og kommersiell levedyktighet av å
utvinne feltet, normalt når konseptvalg foretas. Alle kostnader forbundet med utbygging av kommersielle olje- og/eller gassfelt blir balanseført som materielle eiendeler. Utgifter relatert til driftsforberedelser blir kostnadsført løpende.
Selskapet 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. Den aktiverte letekostnaden per rapporteringsdato blir kostnadsført i de tilfeller hvor; boreoperasjonen er avsluttet før årsregnskapet er godtkjent; leteboring fortsatt pågår i påfølgende periode etter rapporteringsdatoen, og resultatet av boreoperasjonen er negativt.
Kostnader knyttet til boring av letebrønner blir midlertidig balanseført i påvente av en evaluering av potensielle funn av olje- og gassressurser. 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. Dersom ingen ressurser blir funnet, eller dersom ressursene anses å ikke være teknisk eller kommersielt utvinnbare, vil kostnader relatert til boringen av letebrønnene bli utgiftsført.
Ervervede lisensrettigheter blir bokført som immaterielle eiendeler på ervervstidspunktet. Ervervede lisensrettighetene som relaterer seg til felt i letefasen, blir stående som immaterielle eiendeler også når feltene går over i utbyggings- og produksjonsfasen.
Balanseførte letekostnader, utgifter knyttet til å bygge, installere eller komplettere infrastruktur i form av plattformer, rørledninger og produksjonsbrønner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass, balanseføres som produksjonsanlegg inkludert brønner og avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på påviste og sannsynlige utbygde reserver som ventes utvunnet i konsesjons- eller avtaleperioden. 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.
Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler (inklusiv lisensrettigheter, eksklusiv goodwill) med begrenset levetid blir vurdert for potensielt verdifall 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 gasseiendeler blir dette gjort på felt- eller lisensnivå. For balanseførte leteutgifter testes verdifall for hver brønn. Nedskrivning resultatføres når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens netto salgsverdi og bruksverdi. I vurdering av bruksverdi er forventet fremtidig kontantstrøm diskontert til nåverdi ved å benytte en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer dagens markedsvurderinger på tidsverdien og den spesifikke risikoen på eiendelen. Diskonteringsrenten er avledet fra beregnet gjennomsnittlig kapitalkostnad (Weighted Average Cost of Capital - WACC).
For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Kilde for data-input til de ulike feltene er operatørens rapportering til Revidert Nasjonalbudsjett (RNB), da dette 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 lenger gir et positivt bidrag til kontantstrømmen, eller leiekontrakten for installasjonen utløper.
For ervervede letelisenser vil en vurdering bli foretatt i henhold til avsnitt 1.11 over – en vurdering av hvorvidt planer for fremtidige aktiviteter foreligger eller, dersom gjeldende, en evaluering av hvorvidt utbygging vil bli besluttet i nær fremtid.
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 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 lisensnivå. Nedskrivning foretas dersom gjenvinnbart beløp er lavere enn balanseført verdi av feltet/lisensen inklusive tilhørende goodwill og utsatt skatt som beskrevet i pkt. 1.8 og 1.9. Tap ved verdifall på goodwill kan ikke reverseres i senere perioder. Selskapet utfører nedskrivningstest i løpet av fjerde kvartal hvert år.
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.
Anleggsmidler og grupper av anleggsmidler og gjeld er klassifisert som holdt for salg hvis deres balanseførte verdi vil bli gjenvunnet gjennom en salgstransaksjon kontra fortsatt bruk. Kriteriet er ansett oppfylt bare når salg er høyst sannsynlig og anleggsmiddelet (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, grupper av anleggsmidler og gjeld klassifisert som holdt for salg måles til den laveste verdien av tidligere balanseført verdi og virkelig verdi fratrukket salgskostnader.
Selskapet har følgende kategorier av finansielle eiendeler og forpliktelser:
I henhold til IAS 39 er det fire typer finansielle eiendeler og to typer finansielle forpliktelser:
Finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet: Finansielle instrumenter som enten er klassifisert som holdt for omsetning eller er øremerket av foretaket til virkelig verdi over resultatet ved førstegangsinnregning.
Investeringer som holdes til forfall: Finansielle eiendeler med faste eller bestembare kontantstrømmer; med en bestemt innløsningsdato, annet enn utlån og fordringer; hvor det foreligger intensjon om og evne til å holde investeringen til forfall; som ikke har blitt klassifisert som "til virkelig verdi over resultatet" eller som "tilgjengelig for salg".
Utlån og fordringer: Finansielle eiendeler med faste eller bestembare kontantstrømmer som ikke er notert i et aktivt marked; som ikke er kvalifisert som verdier holdt for omsetning; som ikke er klassifisert som "til virkelig verdi over resultatet" eller som "tilgjengelig for
Finansielle eiendeler tilgjengelig for salg: Finansielle eiendeler som er øremerket som "tilgjengelig for salg" eller som ikke er klassifisert som "utlån og fordringer", "investeringer som holdes til forfall" eller "til virkelig verdi over resultatet".
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi over resultatet: Finansielle instrumenter som enten er klassifisert som holdt for omsetning eller
Andre finansielle forpliktelser er ikke uttrykkelig definert, men omfatter forpliktelser som ikke er holdt for omsetning eller klassifisert
En finansiell eiendel eller forpliktelse blir ved førstegangs innregning målt til virkelig verdi. Påfølgende måling avhenger av hvilken kategori det finansielle instrumentet er kategorisert i. Noen kategorier måles til amortisert kost, og noen til virkelig verdi. Andre målingsgrunnlag kan komme til anvendelse i begrenset omfang, for eksempel enkelte kontrakter knyttet til finansielle garantier.
Måling til amortisert kostnad er finansielle eiendeler/forpliktelser:
Holdes til forfall: Ikke-derivative finansielle eiendeler hvor det foreligger intensjon om og evne til å holde disse til forfall.
Utlån og fordringer: Ikke-derivative finansielle eiendeler med faste eller bestembare kontantstrømmer som ikke er notert i et aktivt
Finansielle forpliktelser som ikke er bokført til virkelig verdi over resultatet eller på annet vis påkrevd målt i henhold til annet
Måling til virkelig verdi er finansielle eiendeler/forpliktelser:
Til virkelig verdi over resultatet: Denne kategorien inkluderer finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser holdt for omsetning, inkludert derivativer ikke klassifisert som sikringsinstrumenter, finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser som selskapet har bestemt skal måles til virkelig verdi. Alle endringer i virkelig verdi blir rapportert i resultatet.
Tilgjengelig for salg: Alle finansielle eiendeler som ikke faller inn under én eller flere av de andre kategoriene. Urealiserte endringer i virkelig verdi rapporteres under oppstilling over andre inntekter og kostnader. Realiserte endringer i virkelig verdi (fra salg eller
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. I tillegg må begivenheten som medfører tap ha en innvirkning på estimerte fremtidige kontantstrømmer som kan beregnes pålitelig. 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 bokførte 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.
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 avdragsinnbetalinger, diskontert med markedsrenten for lignende forpliktelser uten konverteringsrett. Rentekostnaden som innregnes i resultatregnskapet beregnes på grunnlag av effektiv rentemetode.
Forskning er originale og planlagte undersøkelser som foretas med sikte på 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. Selskapet driver kun forskning og utvikling gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensene. Det er selskapets 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:
Alle andre forsknings- og utviklings utgifter kostnadsføres når de påløper.
Utgifter som balanseføres inkluderer materialkostnader, direkte lønnskostnader og en andel av direkte henførbare fellesutgifter. Utviklingskostnader balanseføres til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger.
Balanseførte utviklingskostnader avskrives over eiendelens estimerte levetid.
Selskapet foretar løpende reklassifisering av lønns- og driftskostnader til henholdsvis utbyggings-, drifts- og utforskningsaktiviteter basert på timeskriving. Som grunnlag benyttes brutto lønns- og driftskostnader redusert med allerede fakturerte beløp til opererte lisenser.
Finansielle leieavtaler
Leieavtaler hvor selskapet overtar en 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 minsteleiens 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 selskapets 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 selskapets øvrige avskrivbare eiendeler. Dersom det ikke foreligger en rimelig sikkerhet for at selskapet vil overta eierskapet ved utløpet av leieperioden, avskrives eiendelen over den korteste av periodene for leieavtalens løpetid og for eiendelens økonomiske levetid.
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.
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.
Låneutgifter som er direkte henførbare til anskaffelse, tilvirkning eller produksjon av en kvalifiserende eiendel skal balanseføres som en del av eiendelens anskaffelseskost. Balanseføring av kapitalisert rente skjer kun i utbyggingsfasen. 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.
Reservedeler Reservedeler er vurdert til lavest av kostpris og netto salgsverdi etter "FIFO"prinsippet (First-in, First-out). Kostnader inkluderer råmaterialer, frakt, og direkte produksjonskostnader i tillegg til deler av indirekte kostnader. Netto salgsverdi er lik estimert salgspris fratrukket estimert salgskostnad.
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).
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 rentemetode, etterhvert som de opptjenes.
Alle lån blir opprinnelig bokført til anskaffelseskost, som er virkelig verdi på det som mottas fratrukket utstedelseskostnader tilknyttet lånet.
Etter første gangs regnskapsføring blir rentebærende lån senere målt til amortisert kost med bruk av effektiv rentemetode; 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 rabatt eller premie på oppgjørsdato.
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 erverv av lisenser som er definert som eiendelskjøp.
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; den utsatte skattefordelen og forpliktelsen relaterer seg til samme skattesubjekt; skatten skal betales til skattemyndighetene.
Det norske er som et utvinningsselskap underlagt spesialbestemmelsene i petroleumsskatteloven. Av inntekt fra sokkelvirksomhet skal det betales alminnelig selskapsskatt og en særskatt. Satsen for alminnelig selskapsskatt var 28 prosent frem til 1.1.2014, da den ble endret til 27 prosent. Satsen for særskatt var 50 prosent frem til samme dato, da den ble endret til 51 prosent.
Rørledninger og produksjonsinnretninger, kan avskrives med inntil 16 2/3 prosent årlig, dvs. lineært over seks 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 utgjorde frem til 5. mai 2013 7,5 prosent pr år i fire år, til sammen 30 prosent av investeringen. Fra 5. mai er satsen 5,5 prosent pr år i fire år, til sammen 22 prosent av investeringen. Friinntekten innregnes i det år som den kommer til fradrag i selskapenes selvangivelse og påvirker således periodeskatt på tilsvarende måte som en permanent forskjell.
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.
Kun 50 prosent av øvrige tap i landdistriktet tillates ført mot sokkel og til fradrag i alminnelig inntekt.
Selskapene kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av pådratte leteutgifter for så vidt disse ikke overstiger årets skattemessige underskudd allokert til sokkelvirksomhet. Fordringen er inkludert i linjen "beregnet skatt til utbetaling" i balansen.
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.
Alle ansatte 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 pensjonsordningens ytelsesformel lagt til grunn – "påløpte ytelsers metode". 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 i resultatregnskapet i hovedsak som lønn og lønnsrelaterte kostnader, samt en mindre andel som annen finanskostnad. Planendringer resultatføres på beslutningstidspunktet. Alle estimatavvik føres mot oppstilling over andre inntekter og kostnader (OCI). Netto rentekostnad består av rente på forpliktelsen og avkastning på midlene, begge beregnet med diskonteringsrenten. Forskjellen mellom faktisk avkastning på pensjonsmidlene og den resultatførte avkastningen regnskapsføres fortløpende mot OCI.
Gevinst og tap på avkortning eller oppgjør av en ytelsesbasert pensjonsordning innregnes i resultatet når avkortningen eller oppgjøret inntreffer. En avkortning inntreffer når selskapet 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 kun 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, med tilbakevirkende kraft, slik at de ansatte umiddelbart har opptjent en fripolise (eller endring i fripolise), resultatføres umiddelbart uavhengig av eventuelle betingelser til fremtidig ansettelse. Gevinst eller tap knyttet til innskrenkninger eller avslutning av pensjonsplaner resultatføres når dette skjer.
Det er innført en avtalefestet pensjonsordning (AFP) for alle ansatte. Denne ordningen er behandlet som en innskuddsbasert pensjon, og kostnadsføres løpende.
En avsetning blir regnskapsført når selskapet har en faktisk forpliktelse (juridisk eller selvpålagt) som følge av en tidligere hendelse dersom; det er sannsynlig at økonomiske ytelser vil bli påkrevd for å gjøre opp forpliktelsen; beløpets størrelse kan estimeres pålitelig. Avsetninger vurderes ved slutten av hver periode 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.
I henhold til konsesjonsvilkårene for de lisenser som selskapet 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 nedstegnings- og fjerningsforpliktelse regnskapsfører selskapet nåverdien av fremtidige utgifter til nedstegning 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 nedstenging og fjerning. Endring i beste estimat for utgifter knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsføres mot balansen. Diskonteringsrenten som benyttes ved beregning av virkelig verdi av nedstengnings- og fjerningsforpliktelsen er risikofri rente tillagt et kreditt risiko element.
Alle transaksjoner, avtaler, og forretningsvirksomhet med nærstående parter foretas på alminnelige markedsmessige vilkår
(armlengdeprinsippet).
Selskapets virksomhet har siden etableringen i sin helhet, foregått innenfor ett og samme segment definert som undersøkelse og produksjon av petroleum i Norge. Selskapets virksomhet foregår kun på norsk sokkel, og ledelsen følger opp selskapet på dette nivået.
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.
Betingede forpliktelser er regnskapsført i årsregnskapet dersom det er mer enn 50 % sannsynlighet for at de vil inntreffe. Det opplyses i note, om vesentlige betingede forpliktelser med unntak av betingede forpliktelser hvor sannsynligheten for forpliktelsen er lav.
En betinget eiendel innregnes dersom det er så godt som sikkert at betingelsen vil inntreffe, men blir opplyst om dersom det foreligger en viss sannsynlighet for at en fordel vil tilfalle selskapet.
Hendelser etter rapporteringsperioden 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 vil bli justert i regnskapene.
Hendelser som vedrører forhold som oppstod etter balansedagen opplyses i note dersom de er vesentlige.
Oppstilling over kontantstrømmer er utarbeidet etter den indirekte metode.
Ved behov, har sammenligningstall blitt justert for å være i overensstemmelse med endringer i presentasjonen for inneværende år.
Anvendte regnskapsprinsipper er konsistent med prinsippene anvendt i foregående regnskapsperiode, med unntak av de endringene i IFRS som har blitt implementert av selskapet i inneværende regnskapsperiode. Nedenfor er det listet hvilke endringer i IFRS med virkning for 2013 regnskapet som har vært relevant for selskapet, samt effekten dette har hatt på selskapets årsregnskap.
Fra 1. januar 2013 har foretaket anvendt IAS 19 Ytelser til ansatte (juni 2011) ("IAS 19R") og endret basis for beregning av pensjonsforpliktelser -og kostnader. Foretaket har tidligere benyttet korridormetoden for regnskapsføring av uamortiserte estimatavvik. Korridormetoden er ikke lenger tillatt, og alle estimatavvik skal etter IAS 19R føres i oppstilling over andre inntekter og kostnader (OCI). Korridoren per 1. januar 2012 som utgjorde NOK 3,1 millioner er nullstilt. Pensjonsforpliktelsen økte tilsvarende per 1. januar 2012, mens egenkapitalen ble redusert med NOK 0,7 millioner (etter skatt), og NOK 1,5 millioner per 31. desember 2012.
Tidligere ble avkastning på pensjonsmidler beregnet ved bruk av en langsiktig forventet avkastning på pensjonsmidlene. Som følge av anvendelse av IAS 19R, beregnes nå periodens netto rentekostnad ved å anvende diskonteringsrenten for forpliktelsen i begynnelsen av perioden for netto forpliktelsen. Netto rentekostnad består derfor av rente på forpliktelsen og avkastning på midlene, begge beregnet med diskonteringsrenten. Endringer i netto pensjonsforpliktelse som følge av premiebetalinger og utbetaling av
pensjon blir tatt hensyn til. Forskjellen mellom faktisk avkastning på pensjonsmidlene og den resultatførte avkastningen regnskapsføres fortløpende mot OCI. Pensjonskostnaden i 2012 under tidligere prinsipp utgjorde NOK 29,7millioner.
Som følge av endret prinsipp for behandling av uamortisert estimatavvik og beregning av netto rentekostnad, økte den resultatførte pensjonskostnaden til NOK 36,5 (29,7+6,8) millioner mens estimatavvik på NOK 6,8 millioner ble belastet andre inntekter og kostnader. Pensjonsforpliktelsen per 31. januar 2012 økte til NOK 65,3 millioner. IAS 19R er anvendt retrospektivt, og sammenligningstallene er endret.
Endringene i IAS 1 innebærer at postene i oppstillingen over andre inntekter og kostnader (OCI) skal grupperes i to kategorier. Poster som kan bli reklassifisert til resultatet på et fremtidig tidspunkt (for eksempel netto gevinst ved sikring av nettoinvestering, omregningsdifferanser ved omregning av utenlandsk virksomhet til presentasjonsvaluta, netto endring i kontantstrømsikring og netto gevinst eller tap på finansielle eiendeler klassifisert som tilgjengelig for salg) skal presenteres separat fra poster som aldri vil bli reklassifisert (for eksempel aktuarmessige gevinster og tap knyttet til ytelsesbaserte pensjonsordninger). Endringene har kun betydning for presentasjonen, og har ingen påvirkning på selskapets finansielle stilling eller resultat.
Standarden angir prinsipper og veiledning for måling av virkelig verdi for eiendeler og forpliktelser som andre standarder krever eller tillater målt til virkelig verdi. Standarden sier ingenting om når virkelig verdi skal anvendes, men dette følger av andre standarder. Standarden har ikke hatt stor innvirkning på Det norskes regnskap, da selskapet kun har finansielle instrumenter som vurderes til virkelig verdi.
Endringene i IAS innebærer en klargjøring av forskjellen mellom frivillige sammenligningstall og minimumskravene. Vanligvis vil presentasjon av foregående periodes sammenligningstall oppfylle minimumskravene. Endringene har ikke hatt betydning for selskapets finansielle stilling eller resultat.
Endringen innebærer en presisjon om at vesentlige reservedeler og vedlikeholdsutstyr som oppfyller definisjonen av eiendom, anlegg og utstyr, ikke er varelager.
Endringen innebærer en klargjøring av inntektsskatt som stammer fra utdeling til eiere av egenkapitalinstrumenter skal regnskapsføres i samsvar med IAS 12
Standardene og fortolkningene som er vedtatt frem til tidspunkt for avleggelse av finansregnskapet, men hvor ikrafttredelsestidspunkt er frem i tid er oppgitt under. Selskapets intensjon er å implementere de relevante endringene på ikrafttredelsestidspunktet, under forutsetning av at EU godkjenner endringene før avleggelse av finansregnskapet.
IFRS 10 erstatter de delene av IAS 27 som omhandler konsoliderte regnskaper. I tillegg inkluderer den forholdene som er omtalt i SIC-12 "Konsolidering - foretak for særskilte formål". IFRS 10 innfører én enkelt kontrollmodell som skal anvendes for alle foretak. Endringene som introduseres gjennom IFRS 10 stiller krav om at ledelsen utviser betydelig skjønn for å avgjøre hvilke enheter som er kontrollert og følgelig skal konsolideres, sammenlignet med til tilsvarende krav som var i IAS 27. I følge standarden kontrollerer en investor et foretak når investor er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement i foretaket det er investert i. Følgelig har investor mulighet til å påvirke avkastingen gjennom sin makt over foretaket det er investert i.
IFRS 11 erstatter IAS 31 "Andeler i felleskontrollert virksomhet" og SIC-13 "Felleskontrollerte foretak - ikke-monetære overføringer fra deltakere". IFRS 11 anvender noen av de samme begrepene som ble anvendt i IAS 31, men med forskjellig innhold. Følgelig kan det synes noe uklart hvorvidt IFRS 11 representerer en betydelig endring fra IAS 31. For eksempel, hvor IAS 31 identifiserte tre ulike former for felleskontrollert virksomhet (felleskontrollert drift, felleskontrollerte eiendeler og felleskontrollerte foretak), omhandler IFRS 11 bare to former for felles ordninger (felles driftsordninger og felles virksomhet) hvor det foreligger felles kontroll. IFRS 11 fjerner adgangen til å kunne benytte proporsjonal konsolidering for felleskontrollerte foretak. Felleskontrollerte foretak som tilfredsstiller definisjonen av felleskontrollert virksomhet skal isteden konsolideres etter egenkapitalmetoden. For felleskontrollerte driftsordninger (som inkluderer tidligere felleskontrollert drift, felleskontrollerte eiendeler og potensielt noen former for felleskontrollerte foretak), skal foretaket innregne sin relative andel av eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader.
Selskapet har andeler i lisenser på den norske kontinentalsokkelen. Under IFRS 11 Felleskontrollert virksomhet defineres felleskontrollert driftsordning som en ordning der partene som har felles kontroll har rettigheter til eiendeler og forpliktelser for gjelden relatert til ordningen. Selskapet innregner sine investeringer i felleskontrollert driftsordning (olje – og gasslisenser) ved å rapportere sin andel av relaterte utgifter, eiendeler, forpliktelser og kontantstrøm under de respektive linjer i selskapets årsregnskap.
For lisenser som er vurdert til å være utenfor IFRS 11 sin definisjon av felleskontrollert driftsordning, fordi det ikke foreligger felles kontroll, blir selskapets andel av relaterte utgifter, eiendeler, forpliktelser og kontantstrømmer innregnet linje for linje i selskapets årsregnskap i overensstemmelse med relevante IFRS – standarder.
IFRS 12 inneholder alle tilleggsopplysningskrav som tidligere lå i IAS 27 relatert til konsoliderte regnskaper, i tillegg til tilleggsopplysningskravene som tidligere var inkludert i IAS 31 og IAS 28 "Investeringer i tilknyttede foretak". Disse tilleggsopplysningene er knyttet til et foretak sin andel i datterforetak, felleskontrollerte ordninger, tilknyttede foretak og ikke-konsoliderte strukturerte foretak. Det er krav om enkelte nye tilleggsopplysninger. En av de mest vesentligste endringene som introduseres i IFRS 12, er at foretaket skal opplyse om vesentlige vurderinger og forutsetninger som er foretatt med henblikk på å fastsette hvor vidt det har kontroll over et annet foretak. De nye tilleggsopplysningene vil bidra til at brukerne av regnskapet kan gjøre sin egen vurdering av de finansielle implikasjonene i situasjoner hvor ledelsen kunne kommet til en annen konklusjon vedrørende konsolidering - ved å gi tilleggsopplysninger om ikke-konsoliderte enheter.
Disse nye standardene er effektive fra 1. januar 2014. Det er egne overgangsbestemmelser for både IFRS 10, 11 og 12. Sommeren 2012 vedtok IASB visse endringer i IFRS 10, 11 og 12, og det har gitt noen lettelser fra kravet om full retrospektiv anvendelse. Overnevnte endringer har ingen effekt på selskapets finansielle stilling eller resultat.
IFRS 10, IFRS 12 og IAS 27 – Amendments: Investment Entities Endringene innebærer at det blir gitt et unntak fra konsolideringskravet for foretak som tilfredsstiller definisjonen på en investeringsenhet (investment entity).
IFRS 10: Inneholder definisjonen på en investeringsenhet. Investeringsenheter skal måle investeringer i datterselskaper til virkelig verdi med verdiendringer over resultat, jfr. IFRS 9 Financial instruments (IAS 39, om endringene implementeres før implementering av IFRS 9), og følgelig ikke konsolidere datterselskapene: Her foreligger ett unntak - datterselskaper som yter investeringsrelaterte tjenester til foretaket eller andre parter skal konsolideres. For å kunne anses som en investeringsenhet må foretaket tilfredsstille alle tre elementer i definisjonen, samt vurdere om det har noen av de fire karakteristika som er angitt i standarden. Vurderingen må bygge på alle relevante forhold, herunder formålet med og utformingen av enheten.
IAS 27: Investeringsenheter som er forpliktet til å innregne alle sine datterselskaper til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet etter IFRS 10, presenterer det separate finansregnskapet som sitt eneste regnskap.
IFRS 12: Noteopplysningskrav er utvidet og inkluderer blant annet krav om opplysninger om vesentlige vurderinger og forutsetninger, informasjon om hvert av de ikke-konsoliderte datterselskapene samt nærmere angitte detaljopplysninger.
Endringen medfører at det må gis opplysninger om det gjenvinnbare beløpet på eiendeler som har blitt nedskrevet, dersom dette er fastsatt til virkelig verdi redusert for salgskostnader. Endringen må ses i sammenheng med IFRS 13 Måling av virkelig verdi.
Endringene gjelder med virkning for regnskapsår som starter 1. januar 2014 eller senere. Endringen anses ikke å ha noen stor betydning for Det norske, da selskapet ikke verdsetter noe til virkelig verdi redusert for salgskostnader.
IASB har vedtatt endringer i sikringsbokføringsreglene under IFRS. Endringene innebærer at man ikke vil måtte avslutte sikringsbokføringen i de tilfeller hvor derivater utpekt i sikringsforhold må overføres for å gjennomføre clearing med en sentral motpart (central counterparty - CCP) som følge av lov eller annen regulering, gitt at nærmere angitte kriterier er oppfylt. Endringene gjelder med virkning for regnskapsår som starter 1. januar 2014 eller senere. Endringen vil ikke ha stor betydning for Det norske, da selskapet per dags dato ikke har noen form for sikringsbokføring og benytter derivater i liten skala.
Det norske hadde god framdrift i utbyggingsporteføljen i 2013. Planene for utbygging og drift (PUD) av feltene Ivar Aasen- og Gina Krog ble godkjent av Stortinget. Begge var viktige milepæler på veien mot en økning i produksjonen fra 2016/2017. Partnerne i det gigantiske Johan Sverdrup-feltet jobbet målrettet gjennom 2013 mot valg av konsept for utbyggingen. Produksjonen ble tredoblet til 1,6 millioner fat oljeekvivalenter da Jette ble satt i produksjon. På letefronten deltok Det norske i Gohta-funnet i Barentshavet, et resultat av en ny letemodell i denne regionen.
Selskapet doblet trekkfasiliteten for feltutbygging til USD 1 milliard i 2013 og økte den såkalte "accordion"-opsjonen fra USD 100 millioner til USD 1 milliard. I tillegg tok selskapet opp et obligasjonslån i juli på NOK 1,9 milliarder til en rente på Nibor + 500 basispunkter. Disse tiltakene styrket selskapets investeringskapasitet.
Selskapet eier 100 prosent av konferansesenteret Sandvika Fjellstue AS, lokalisert i Sandvika i Verdal, og brukes av Det norske. Sandvika Fjellstue AS er ut fra en vesentlighetsbetraktning ikke konsolidert, men er bokført til historisk kostpris på NOK 12 millioner i balanseoppstillingen, jfr. note 18.
Selskapets virksomhet er i sin helhet knyttet til undersøkelse og produksjon av petroleum i Norge. Selskapets virksomhet vurderes å ha en homogen risiko -og avkastningsprofil før skatt og hele virksomheten er lokalisert til det geografiske området Norge. Selskapet opererer således innenfor ett og samme driftssegment. Oppdelingen i segment samsvarer med den interne rapporteringen til selskapets beslutningstakere, definert som selskapets hovedledelse. Alle inntektene kommer fra salg til store eksterne kunder.
| Spesifikasjon av utforskningskostnader: | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader | 312 695 | 335 265 |
| Viderebelastning av riggkostnader | -118 958 | -31 491 |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser, inkl. seismikk | 151 340 | 149 267 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 553 288 | 252 719 |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 597 253 | 863 684 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som utforskningskostnader | 122 000 | 76 333 |
| Forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet | 19 445 | 20 536 |
| Reversering av skatt på mindreverdi relatert til virksomhetsoverdragelse | -57 000 | |
| Sum utforskningskostnader | 1 637 063 | 1 609 314 |
Varelager består av olje som er produsert, men ikke løftet, samt reservedelslager.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Lager av olje - produsert, men ikke løftet | 2 151 | |
| Reservedelslager | 40 880 | 19 058 |
| Beholdning | 40 880 | 21 209 |
| Beholdningsendring lager av olje (eksklusiv reservedelslager) | -2 151 | -747 |
| Spesifikasjon av inntekter: | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Inntektsførte oljeinntekter | 791 155 | 255 844 |
| Inntektsførte gassinntekter | 117 752 | 47 917 |
| Tariffinntekter | 24 255 | 21 332 |
| Sum petroleumsinntekter | 933 162 | 325 093 |
| Spesifikasjon av produserte volumer (fat): | ||
| Olje | 1 263 889 | 388 223 |
| Gass | 365 226 | 141 462 |
| Sum produserte volumer | 1 629 115 | 529 685 |
| Petroleumsinntekter | 933 162 | 325 093 |
| Produksjonskostnader | 249 619 | 210 962 |
| Netto inntekter fra produksjonen | 683 543 | 114 131 |
De deler av lønns- og driftskostnader som er henførbare til drift- og utforskningsaktiviteter er klassifisert og vist som henholdsvis produksjons-/ utforskningskostnad, og varige driftsmidler.
Reservedelslageret gjelder utstyr til boring av letebrønner og utstyr til produksjons- eller utbyggingslisenser. Regnskapslinjen "Beholdningsendring" inngår i "Produksjonskostnader" i resultatregnskapet.
Produksjonskostnader omfatter kostnader knyttet til leie, drift og vedlikehold av produksjonsskip/plattformer, samt brønnintervensjon og workover aktiviteter, CO2-avgifter, m.m. Produksjonskostnadene inkluderer også avsetning for fremtidige tap. Andel av lønns-og administrasjonskostnader som er henførbare til drift er reklassifisert og vist som produksjonskostnad, jfr note 8. Kostnadene er relatert til produksjonslisensene Jette, Atla, Varg, Jotun, Enoch og Glitne. Produksjonskostnaden inkluderer også forsikring av produksjonsbrønner.
| Spesifikasjon lønn og lønnsrelaterte kostnader: | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Lønnskostnader | 274 974 | 237 379 |
| Bonuser/overskuddsdeling | 64 934 | 53 366 |
| Sluttpakker (se fotnote 1 under, tabell "Ytelser til ansatte i 2013") | 1 135 | |
| Pensjonskostnad ytelsesplaner (se note 21) | 36 239 | 29 244 |
| Pensjonskostnad tilskuddsplaner (se note 21) | 2 299 | 1 445 |
| Arbeidsgiveravgift | 48 240 | 38 453 |
| Andre personalkostnader | 16 203 | 11 239 |
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader som er viderefakturert lisenser eller | ||
| klassifisert som utforsknings-, utbyggings- eller produksjonskostnader | -406 000 | -360 616 |
| Totale lønnskostnader | 38 024 | 11 000 |
Antall ansatte ved årets begynnelse var 214. Pr. 31.12.2013 var antall ansatte 230.
| Antall årsverk som har vært sysselsatt i regnskapsåret: | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Europa | 220,6 | 202,6 |
| Sørøst-Asia | 1,5 | - |
| Totalt | 222,1 | 202,6 |
| Ytelser til ledende ansatte i 2013: | Lønn | Aksje sparing og bonus 3) |
Natu ral ytelser |
Periodi sert pensj.- kostn. Annet |
Samlet godt gjørelse |
Antall aksjer totalt ( i 1 000) |
Eierandel 31.12. |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Erik Haugane (administrerende dir )1) 1) Erik dir.) |
3 242 | 3 242 1 345 79 1 345 |
79 | 942 | 347 | 5 955 5 955 |
360 | 0 26 % 0,26 |
| Øyvind Bratsberg (viseadm. dir./fung. dagl.leder) | 3 369 | 1 311 | 21 | 234 | 4 934 | 44 | 0,03 % | |
| Alexander Krane (finansdirektør) | 2 083 | 235 | 30 | 229 | 2 576 | 2 | 0,00 % | |
| Bjørn Martinsen (dir.leting) 2) | 1 741 | 565 | 25 | 239 | 232 | 2 801 | 15 | 0,01 % |
| Odd Ragnar Heum (dir. asset Johan Sverdrup) | 2 070 | 577 | 27 | 219 | 2 893 | 59 | 0,04 % | |
| Bård Atle Hovd (dir. utbygging) | 2 754 | 782 | 28 | 257 | 3 821 | 7 | 0,01 % | |
| Anita Utseth (dir.forretningsstøtte/fung.letedir.) | 1 840 | 477 | 18 | 297 | 2 631 | 46 | 0,03 % | |
| Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2013 | 17 099 | 5 293 | 227 1 716 | 578 | 25 612 | 534 | 0,38 % |
2) Fratrådt 15.10.2013. Beløpet i kolonnen "Annet"er feriepenger opptjent og utbetalt i 2013
3) Opptjent i 2012 og utbetalt i 2013.
| Ytelser til ledende ansatte i 2012: | Lønn | Aksje sparing og bonus 4) |
Natu ral ytelser |
Periodi sert pensj.- kostn. Annet |
Samlet godt gjørelse |
Antall aksjer totalt ( i 1 000) |
Eierandel 31.12. |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1) Erik Haugane (administrerende dir.) |
3 129 | 1 168 | 28 | 191 | 4 516 | 725 | 0,52 % | |
| Øyvind Bratsberg (viseadm. dir.) | 3 077 | 1 144 | 27 | 206 | 4 454 | 42 | 0,03 % | |
| Alexander Krane (finansdirektør) 2) | 692 | 8 | 700 | 0,00 % | ||||
| Teitur Poulsen (finansdirektør) 3) | 1 927 | 1 093 | 19 | 218 | 322 | 3 579 | 0,00 % | |
| Bjørn Martinsen (dir. leting) | 2 570 | 706 | 34 | 218 | 3 528 | 13 | 0,01 % | |
| Odd Ragnar Heum (dir. asset Johan Sverdrup) | 1 938 | 747 | 29 | 188 | 2 902 | 57 | 0,04 % | |
| Bård Atle Hovd (dir. utbygging) | 2 435 | 488 | 33 | 257 | 3 213 | 19 | 0,01 % | |
| Anita Utseth (dir.forretningsstøtte) | 1 602 | 617 | 25 | 276 | 2 520 | 46 | 0,03 % | |
| Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2012 | 17 370 | 5 963 | 203 1 554 | 322 | 25 412 | 903 | 0,64 % |
1) Fratrådt 31 07 2013 1) Fratrådt 31.07.20132) Tiltrådt 1.9.2012.
1) Fratrådt 31.7. 2013. Som kompensasjon utbetales 70 prosent av lønn fra 60 til 67 år. Det er avsatt i regnskapet for denne forpliktelsen, og kostnaden er beregnet etter samme aktuarmessige forutsetninger som selskapets øvrige pensjonsforpliktelser. På fratredelsesdato eide han 565 032 aksjer i selskapet.
3) Fratrådt 31.8.2012, beløpet i kolonnen "Annet"er feriepenger opptjent og utbetalt i 2012.
4) Opptjent i 2011 og utbetalt i 2012.
| Antal aksjer totalt (i |
Eierandel | |||
|---|---|---|---|---|
| Navn | Kommentarer | Honorar | 1 000) | 31.12.2013 |
| Sverre Skogen | Styreleder fra 17.04.2013. Arbeidende styreleder fra 12.6.2013. | 387 | 0,00 % | |
| Anne Marie Cannon | Nestleder styret fra 17.04.2013. Medlem av revisjonsutvalg. | 333 | 0,00 % | |
| Maria Moræus Hanssen | Nestleder styret fra 9.5.2011. Medlem av revisjonsutvalg. Fratrådt 17.10.2013. |
516 | 0,00 % | |
| Jørgen C Arentz Rostrup | Styremedlem fra 17.04.2013. Leder av revisjonsutvalget. | 293 | 0,00 % | |
| Kitty Hall (Kathr. Martin) | Styremedlem fra 17.04.2013. | 205 | 0,00 % | |
| Tom Røtjer | Styremedlem fra 19.4.2012. | 351 | 0,00 % | |
| Tonje Foss | Ansattevalgt styremedlem. Tiltrådt 8.8.2012. | 151 | 9 | 0,01 % |
| Inge Sundet | Ansattevalgt styremedlem. Tiltrådt 8.8.2012. | 160 | 8 | 0,01 % |
| Kjell Inge Røkke 1) | 1. varamedlem til 5.5.2013. Styremedlem fra 17.04.2013. | 279 | 0,00 % | |
| Ståle Gjersvold | Varamedlem. Tiltrådt 17.04.2013. | 110 | 0,00 % | |
| Kristin Gjertsen | Ansattevalgt varamedlem. Tiltrådt 8.8.2012. | 48 | 4 | 0,00 % |
| Bjørn Thore Ribesen | Ansattevalgt varamedlem. Tiltrådt 8.8.2012. Styremedlem fra 3.9.2013. | 99 | 13 | 0,01 % |
| Peder Garten | Ansattevalgt varamedlem. Tiltrådt 17.04.2013. | 15 | 2 | 0,00 % |
| Kjell Martin E Edin | Ansattevalgt varamedlem. Tiltrådt 17.04.2013. | 15 | 1 | 0,00 % |
| Kjetil Kristiansen | Leder valgkomité. Tiltrådt 17.04.2013. | - | 0,00 % | |
| Øyvind Eriksen | Leder valgkomité. Medlem fra 17.04.2013. | 33 | 0,00 % | |
| Finn Haugan | Medlem valgkomité. | 31 | 0,00 % | |
| Hilde Myrberg | Medlem valgkomité. | 31 | 0,00 % | |
| Medlemmer før generalforsamlingen i april 2013: | ||||
| Svein Aaser | Styreleder fra 12.4.2011. Leder kompensasj.utvalg. Fratrådt 17.4.2013. | 407 | 5 | 0,00 % |
| Berge Gerdt Larsen | Styremedlem. Fratrådt 17.04.2013. | 47 | 0,00 % | |
| Hege Sjo | Styremedlem. Leder av revisjonsutvalget. Fratrådt 17.04.2013. | 267 | 0,00 % | |
| Carol Bell | Styremedlem fra 12.4.2011. Medlem av revisjonsutvalget. Fratrådt 17.04.2013. |
247 | 0,00 % | |
| Liv Malvik | 2.varamedlem. Fratrådt 17.04.2013. | 34 | 0,00 % | |
| Lone Foss Schrøder | 3.varamedlem. Fratrådt 17.04.2013. | 19 | 0,00 % | |
| Sum honorar | 4 077 | 42 | 0,03 % |
Honoraroversikten nedenfor inkluderer ordinært styrehonorar og honorar for deltakelse i styrets underutvalg. Også honorar til valgkomité er inkludert. Enkelte av styremedlemmene har eierandeler i selskapet. Oversikten nedenfor viser antall aksjer og eierandel i selskapet 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.
Det er i 2013 etablert bedriftsforsamling. Det er ikke utbetalt honorar til bedriftsforsamlingen i 2013.
1) Den største aksjonæren i Det norske, Aker Capital AS, er kontrollert av Aker ASA (100 prosent) som igjen er kontrollert av Kjell Inge Røkke og hans familie gjennom TRG Holding AS og The Resource Group AS.
Styret vil legge frem en erklæring vedrørende lønn og annen godtgjørelse til ledende ansatte på ordinær generalforsamling.
Lederlønnspolitikken for 2013 fulgte de retningslinjer som var inntatt i årsberetningen for 2012, og som ble fremlagt for rådgivende avstemning på den ordinære generalforsamlingen i april 2013.
Styret har etablert retningslinjer for 2013 og frem til ordinær generalforsamling i 2014 for avlønning av administrerende direktør og andre ledende ansatte. Retningslinjene vil bli behandlet på selskapets ordinære generalforsamling i 2014.
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 aksjespareprogram, ytelsesbasert pensjonsordning og andre naturalytelser som f.eks. fri avis, fri internettilgang hjemme og støtte til trening. Selskapet har etablert bonusordninger både for ledende ansatte og for andre ansatte. I spesielle tilfeller kan det ytes en godtgjørelse ved ansettelse blant annet for å kompensere for opptjent bonus hos tidligere arbeidsgiver. Selskapet tilbyr ikke aksjeopsjonsordninger til ansatte.
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. Tidligere administrerende direktør har fratrådt stillingen i løpet av 2013, og ny administrerende direktør vil tiltre i 2014. Se kommentar under "Ytelser til ledende ansatte".
Det er opp til styret å avgjøre om det skal utbetales prestasjonsbonus, basert på resultatene foregående år. For 2013 er det vedtatt bonus på 15 prosent. Denne er utbetalt i februar 2014.
Selskapet har ingen pensjonsordning utover 12G, men har som en del av avlønningssystemet innført en aksjespareordning, tilsvarende 20 prosent av brutto årslønn. Hvert år får de ansatte utbetalt ti prosent av brutto lønn foregående år. Hvis de ansatte innen 30 dager fra utbetalingen kjøper aksjer i selskapet, vil selskapet utbetale et tilsvarende beløp som skattekompensasjon forutsatt at den ansatte samtykker i å holde disse aksjene i minst 12 måneder. For de som ikke kjøper aksjer, vil det bli trukket forskuddsskatt av utbetalingen. Utbetaling av denne aksjespareordningen ble første gang gjennomført i januar 2011.
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 kan låne årslønn til skattemessig normrente. Långiver er en utvalgt bank og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Selskapets samlede kausjon for ansattelån var i 2013 på 32 886. Tilsvarende tall for 2012 var 18 978. 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.
| 2013 | 2012 | |
|---|---|---|
| Kontorkostnader, inkludert leie av lokaler | 59 999 | 61 744 |
| IT kostnader | 89 319 | 72 205 |
| Annonsering og profilering | 9 390 | 9 311 |
| Reisekostnader | 16 931 | 12 253 |
| Konsulentkostnader og godtgjørelse til revisor | 33 564 | 32 702 |
| Driftskostnader belastet lisenser/ klassifisert som varige driftsmidler, | ||
| utforskningskostnader eller produksjonskostander | -197 403 | -199 165 |
| Forberedelse til drift på utbyggingskostnader | 30 259 | 18 653 |
| Arealavgift | 57 723 | 51 551 |
| Andre driftskostnader | 10 103 | 23 545 |
| Andre driftskostnader | 109 886 | 82 799 |
| Selskapets godtgjørelse til revisor er inkludert i andre driftskostnader og fordeles som følger: | ||
|---|---|---|
| Revisors godtgjørelse (alle tall eks. mva) | 2013 | 2012 |
| Honorar for lovpålagte revisjonstjenester | 973 | 1 000 |
| Andre attestasjonstjenester | 30 | 62 |
| Skatterådgivning | 218 | 263 |
| Revisjonsrelaterte tjenester | 62 | 264 |
| Andre tjenester utover revisjon | 139 | 446 |
| Total godtgjørelse til revisor | 1 421 | 2 035 |
| 2013 | 2012 | |
|---|---|---|
| Renteinntekter | 40 750 | 54 997 |
| Sum renteinntekter | 40 750 | 54 997 |
| Avkastning på finansielle plasseringer | 988 | 1 628 |
| Virkelig verdi derivater | 9 077 | |
| Valutagevinst | 70 502 | 66 771 |
| Sum annen finansinntekt | 80 567 | 68 399 |
| Rentekostnader | 340 112 | 217 142 |
| Kapitalisering renter utbyggingsprosjekter 1) | -126 737 | -128 468 |
| Amortisering av lånekostnader | 88 458 | 39 576 |
| Sum rentekostnader | 301 834 | 128 250 |
| Valutatap | 113 222 | 54 022 |
| Verdiendring derivater | 44 847 | |
| Virkelig verdi derivater | 12 250 | |
| Verdinedgang finansielle plasseringer | 11 962 | 2 181 |
| Sum annen finanskostnad | 137 435 | 101 050 |
| Netto finanskostnader (+)/inntekter (-) | -317 952 | -105 905 |
1) Kapitaliseringsraten (vektet gjennomsnittlig rente) som er benyttet for å fastsette delen av lånekost til kapitalisering er 9,1 prosent.
Tilsvarende tall for 2011 var 9,7 prosent.
Valutagevinst og valutatap har hovedsakelig oppstått som følge av realiserte og urealiserte kursendringer relatert til selskapets kredittfasilitet, bankkontoer, kundefordringer og leverandørgjeld i utenlandsk valuta.
| Skattegrunnlag | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Resultat før skattekostnad | -2 545 327 | -3 948 875 |
| Reversering av skatteelement relatert til virksomhetsoverdragelse - | ||
| bokført som utf.kostnad | -57 000 | |
| Permanente forskjeller | -140 933 | -19 473 |
| Endring midlertidige forskjeller | 305 850 | 1 678 808 |
| Årets skattegrunnlag relevant for alminnelig inntekt 28 % | -2 380 410 | -2 346 540 |
| Årets friinntekt | -323 150 | -220 332 |
| Finansposter underlagt 28% ordinær skatt | 264 346 | 141 353 |
| Årets skattegrunnlag underlagt 50 % særskatt | -2 439 214 | -2 425 520 |
| Spesifikasjon av årets skatteinntekt/skattekostnad: | Skatteprosent | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Beregnet skatt tilgode på årets letekostnader | 78 % | 1 413 159 | 1 299 985 |
| Tidligere perioders korrigering av skatt tilgode | 16 753 | 19 472 | |
| Årets skatt tilgode (refusjon) | 1 429 912 | 1 319 457 | |
| Tidligere perioders korrigering av utsatt skatt | -151 | 24 186 | |
| Endring i utsatt skatt | 566 966 | 1 704 981 | |
| Reversering av skatteelement relatert til virksomhetsoverdragelse - | |||
| bokført som utforskningskostnad | -57 000 | ||
| Utsatt skatteinntekt (kostnad) | 566 815 | 1 672 167 | |
| Netto skatteinntekt/skattekostnad | 1 996 727 | 2 991 624 | |
| Effektiv skattesats | -78 % | -76 % |
| Spesifikasjon av årets skatteinntekt/skattekostnad: | Skatteprosent | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| 28 % selskapsskatt av resultat før skattekostnad | 28 % | 712 692 | 1 105 685 |
| 50 % særskatt av resultat før skattekostnad | 50 % | 1 272 664 | 1 974 438 |
| Renter på underskudd til fremføring | 20 965 | 10 257 | |
| Tidligere års korrigering | -150 | 43 239 | |
| Skatteeffekt av friinntekt | 50 % | 161 575 | 110 166 |
| Skatteeffekt av finansposter - 28% | 50 % | -117 159 | -76 284 |
| Utsatt skatt på årets nedskrivning ført direkte i balanseoppstillingen | -89 653 | -178 525 | |
| Permanente forskjeller | 78 % | 35 795 | 59 649 |
| Reversering av skatteelement relatert til virksomhetsoverdragelse - | |||
| bokført som utforskningskostnad | 100 % | -57 000 | |
| Årets skatteinntekt/skattekostnad | 1 996 727 | 2 991 624 |
Skattesatsen for alminnelig selskapsskatt endres fra 28 til 27 prosent fra 1. januar 2014. Satsen for særskatt er endret fra samme dato fra 50 til 51 prosent. Utsatt skatt/utsatt skattefordel er beregnet med de nye satsene pr. 31. desember 2013. Også friinntekt, som er et særlig inntektsfradrag i grunnlaget for beregning av særskatt, er fra 5. mai 2013 endret til 5,5 prosent pr. år i 4 år, totalt 22 prosent av investeringen. Før denne datoen var friinntekt på 7,5 prosent pr år i 4 år, med til sammen 30 prosent av investeringen.
| Skatteeffekten av midlertidige forskjeller | Anvendt | ||
|---|---|---|---|
| og fremførbart underskudd utgjør: | skattesats | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
| Balanseførte leteutgifter | 78 % | -1 603 758 | -1 696 884 |
| Andre immaterielle eiendeler | 78 % | -352 430 | -458 920 |
| Andre immaterielle eiendeler | 27 % | -647 | -806 |
| Varige driftsmidler | 78 % | 332 578 | 299 914 |
| Varebeholdning | 78 % | -925 | |
| Over-/underlift av olje | 78 % | -13 714 | -10 314 |
| Pensjonsforpliktelser | 78 % | 51 879 | 43 147 |
| Andre avsetninger etter god regnskapsskikk | 78 % | 849 752 | 833 864 |
| Andre avsetninger etter god regnskapsskikk | 27 % | 233 | 504 |
| Netto gevinst på omvurderingskonto (valutagevinst/valutatap) | 78 % | -11 702 | |
| Netto gevinst på omvurderingskonto (valutagevinst/valutatap) | 27 % | -1 836 | |
| Etableringskostnad kortsiktig lån | 78 % | -5 992 | -16 998 |
| Etableringskostnad kortsiktig lån | 27 % | -3 853 | |
| Etableringskostnader obligasjonslån | 78 % | -2 101 | -5 639 |
| Etableringskostnader obligasjonslån | 27 % | -6 406 | |
| Etableringsgebyr, kredittfasilitet | 78 % | -29 003 | -35 228 |
| Etableringsgebyr, kredittfasilitet | 27 % | -18 812 | |
| Finansielle instrumenter | 27 % | 12 966 | 12 557 |
| Underskudd til fremføring | 27 % | 479 558 | 325 590 |
| Underskudd til fremføring | 51 % | 939 713 | 588 853 |
| Prinsippendring pensjon | 7 754 | ||
| Annet | 461 | 465 | |
| Sum utsatt skatt (-)/skattefordel (+) | 630 423 | -126 603 |
| Avstemming av endringer i utsatt skatt | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| Utsatt skatt 1.1. | -126 604 | -2 039 627 |
| Endring utsatt skatt i resultatoppstillingen | 567 368 | 1 672 167 |
| Tidligere perioders korrigering | ||
| Utsatt skatt på årets nedskrivning ført direkte i balanseoppstillingen | 89 653 | 178 525 |
| Utsatt skatt på historiske borekostnader ved bytte av lisensandeler | 103 177 | |
| Utsatt skatt knyttet til opptilling over andre inntekter og kostnader | -3 170 | 5 331 |
| Reversering av skatteelement på mindreverdi | ||
| relatert til virksomhetsoverdragelse, bokført som skattekostnad | 57 000 | |
| Sum utsatt skatt (-)/skattefordel (+) | 630 423 | -126 604 |
| Beregnet skatt tilgode på årets letekostnader | 1 413 159 | 1 299 985 |
|---|---|---|
| Tidligere perioders korrigering | -1 908 | -26 249 |
| Beregnet skatt til utbetaling | 1 411 251 | 1 273 737 |
| 2013 | 2012 | |
|---|---|---|
| Årets resultat som tilfaller innehavere av ordinære aksjer | -548 600 | -957 251 |
| Gjennomsnittlig ordinære aksjer gjennom året (i 1000) | 140 707 | 128 650 |
| Resultat per aksje | -3,90 | -7,44 |
| 2013 | Felt under utbygging |
Produksjons anlegg inkl. brønner |
Inventar, kontor maskiner o.l. |
Totalt |
|---|---|---|---|---|
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 3 163 747 | 1 232 676 | 126 062 | 4 522 485 |
| Tilgang | 1 358 048 | 279 170 | 30 313 | 1 667 531 |
| Reklassifisering | -2 874 622 | 2 887 606 | 12 984 | |
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 1 647 173 | 4 399 452 | 156 375 | 6 203 000 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2013 | 3 451 496 | 93 938 | 3 545 434 | |
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 1 647 173 | 947 956 | 62 437 | 2 657 566 |
| Årets avskriving | 431 925 | 19 758 | 451 683 | |
| Årets nedskrivning | -1 799 650 | 2 364 313 | 564 663 |
| 2012 | Felt under utbygging |
Produksjons anlegg inkl. brønner |
Inventar, kontor maskiner o.l. |
Totalt |
|---|---|---|---|---|
| Anskaffelseskost 31.12.2011 | 803 352 | 457 089 | 106 744 | 1 367 185 |
| Tilgang | 2 575 739 | 775 587 | 19 318 | 3 370 644 |
| Avgang | -417 904 | -417 904 | ||
| Reklassifisert fra aktiverte letebrønner | 202 560 | 202 560 | ||
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 3 163 747 | 1 232 676 | 126 062 | 4 522 485 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2012 | -1 799 650 | -655 386 | -74 180 | -2 529 216 |
| Balanseført verdi 31.12.2012 | 1 364 097 | 577 290 | 51 882 | 1 993 269 |
| Årets avskriving Årets nedskrivning |
1 799 650 | 82 435 163 701 |
18 316 | 100 751 1 963 351 |
Balanseførte letekostnader blir reklassifisert til "felt under utbygging" når felt går inn i utbyggingsfasen. "Felt under utbygging" blir reklassifisert til "produksjonsanlegg inkl. brønner" fra produksjonsstart. Produksjonsanlegg, inklusive brønner, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Kontormaskiner, inventar etc. avskrives lineært over levetiden, som er 3-5 år. Fjerningseiendel inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegget i tabellen ovenfor, og har økt med NOK 171,8 millioner i 2013 og NOK 496 millioner i 2012, se note 22.
Avgang i 2012 er relatert til farm-out av Jette Unit med 18%. Denne transaksjonen har ingen vesentlig effekt på resultatregnskapet.
Jette kom i produksjon i mai 2013. Alle investeringer på Jette-feltet var tidligere inkludert som felt under utbygging. Disse kostnadene ble
Resultat per aksje er beregnet som forholdet mellom årets resultat som tilfaller aksjeeierne på NOK -548,6 millioner (NOK -957,3 millioner i 2012) og vektet gjennomsnittlig utestående ordinære aksjer gjennom regnskapsåret på 140,7 millioner (128,65 millioner i 2012). Det er ingen opsjoner eller konvertible obligasjoner i selskapet. Dette betyr at det ikke er noen forskjell mellom resultat per aksje og utvannet resultat per aksje. IMMATERIELLE EIENDELER
| Andre immaterielle eiendeler | Aktiverte | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | Lisenser | Software | Totalt | Goodwill | letebrønner |
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 1 104 424 | 45 180 | 1 149 604 | 644 569 | 2 175 492 |
| Tilgang | 121 975 | 2 918 | 124 893 | 1 263 617 | |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 467 | 467 | 1 370 026 | ||
| Tilbakeleverte lisenser | 323 229 | 323 229 | 178 917 | ||
| Reklassifisert til varige driftsmidler | -12 984 | ||||
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 902 705 | 48 099 | 950 804 | 465 653 | 2 056 100 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2013 | 261 089 | 43 414 | 304 503 | 144 532 | |
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 641 616 | 4 685 | 646 299 | 321 120 | 2 056 100 |
| Årets avskriving | 16 714 | 2 133 | 18 847 | ||
| Årets nedskrivning | 124 694 | 124 694 | 66 430 |
| Avstemming av avskrivninger i resultatoppstillingen: | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Avskriving av varige driftsmidler | 451 683 | 100 751 |
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 18 847 | 10 936 |
| Totale avskrivinger for året | 470 529 | 111 687 |
Se note 14 for spesifisering av totale nedskrivninger i 2013.
| Andre immaterielle eiendeler | Aktiverte | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2012 | Lisenser | Software | Total | Goodwill | letebrønner |
| Anskaffelseskost 31.12.2011 | 1 110 324 | 43 989 | 1 154 313 | 648 337 | 2 387 360 |
| Tilgang | 366 | 1 191 | 1 557 | 1 112 719 | |
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | -6 266 | -6 266 | -3 768 | -1 122 028 | |
| Reklassifisert til varige driftsmidler | -202 560 | ||||
| Anskaffelseskost 31.12.2012 | 1 104 424 | 45 180 | 1 149 604 | 644 569 | 2 175 492 |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2012 | 442 782 | 41 281 | 484 062 | 257 019 | |
| Balanseført verdi 31.12.2012 | 661 642 | 3 899 | 665 542 | 387 550 | 2 175 492 |
| Årets avskriving | 7 990 | 2 946 | 10 936 | ||
| Årets nedskrivning | 226 194 | 226 194 | 135 062 | ||
Software avskrives lineært over levetiden (tre år). Lisenser relatert til felt i produksjon avskrives etter produksjonsenhetsmetoden.
Det vesentligste av goodwill er allokert til funnene Johan Sverdrup (PL 265) og Ivar Aasen (001B and 028B).
reklassifisert til produksjonsanlegg når Jette kom i drift. Nedskrivning av felt under utbygging i 2012 var NOK 1 799,7 millioner og var i sin helhet relatert til Jette. Denne nedskrivningen var tilsvarende reklassifisert fra utbygging til produksjon.
Selskapet har inngått flere kontrakter knyttet til utbygging på Ivar Aasen, og forplikter selskapet og partnerne i lisensen, se note 27 for
ytterligere informasjon.
Bokført verdi av lisenser pr 31. desember 2013 er relatert til felt i lete- og evalueringsfasen, utbyggingsfasen og produksjonsfasen med henholdsvis NOK 399,3 millioner, NOK 216.7 millioner og NOK 25,6 millioner. Tilsvarende tall for 2012 var henholdsvis NOK 499,2 millioner, NOK 121,5 millioner og NOK 40,9 millioner.
Noen av lisensene er pantsatt som sikkerhet for selskapets lånefasiliteter, jfr note 30. Beregnet bokført verdi av lisenser stilt som sikkerhet pr. 31.12.2013 er NOK 4 400,3 millioner. Pr. 31.12.2012 var dette tallet NOK 4 143,6 millioner.
Følgende forutsetninger er lagt til grunn:
* diskonteringsrente på 10,7 prosent nominelt etter skatt (Weighted average cost of capital - WACC)
* en langsiktig inflasjonsforventning på 2,5 prosent
* en langsiktig forventning til valutakurs på NOK/USD 6,00
* oljepriser er basert på forwardkurve, og siste produksjonsår for nåværende produserende felt forventes å være år 2017.
Følgende forventning om oljepris er lagt til grunn:
| År | Snitt USD |
|---|---|
| 2014 | 109 |
| 2015 | 103 |
| 2016 | 97 |
| 2017 | 93 |
2013:
| 2013 | 2012 | |
|---|---|---|
| Nedskrivning av varige driftsmidler | 564 663 | 1 963 351 |
| Nedskrivning av immaterielle eiendeler | 124 694 | 226 194 |
| Nedskrivning av goodwill | 66 430 | 135 062 |
| Utsatt skatt | -89 653 | -174 955 |
| Totale nedskrivninger | 666 135 | 2 149 652 |
Nedskrivninger av varige driftsmidler er knyttet til Jette, Varg, Jotun og Glitne med henholdsvis NOK 349, 135, 64 og 17 millioner. Nedskrivningen skyldes i hovedsak reduksjon i reserver og økning i estimatet for fjerningsforpliktelser. Nedskrivninger knyttet til immaterielle eiendeler/lisensrettigheter og goodwill på NOK 125 millioner og NOK 66 millioner var i hovedsak knyttet til tilbakelevering av PL 522 og PL 332. De resterende nedskrivningene var knyttet til ulike letelisenser som er eller er i ferd med å bli tilbakelevert.
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 gasseiendeler blir dette gjort på felt- eller lisensnivå. For balanseførte leteutgifter testes verdifall for hver brønn. Nedskrivning resultatføres når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens netto salgsverdi og bruksverdi. I vurdering av bruksverdi er forventet fremtidig kontantstrøm diskontert til nåverdi ved å benytte en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer dagens markedsvurderinger på tidsverdien og den spesifikke risikoen på eiendelen. Diskonteringsrenten er avledet fra vektet gjennomsnittlig kapitalkostnad (WACC).
For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjennvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. For felt i lete- og utbyggingsfasen benyttes oljepriser basert på selskapets langsiktige oljepris forutsetninger.
I tråd med selskapets regnskapsprinsipper er det foretatt nedskrivningstest av goodwill og tilhørende lisenser i 4. kvartal. Testen er utført pr. 31. desember 2013. Balanseført goodwill har oppstått som følge av at IFRS 3's krav om 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.
Selskapet erfarte tekniske utfordringer med kompletteringen av den første produksjonsbrønnen på Jette-feltet. Som et resultat av dette revurderte selskapet boreplanen for utbyggingen. Den reviderte planen førte til høyere borekostnader og reduserte estimater for utvinnbare reserver sammenlignet med den opprinnelige planen. Dette medførte redusert lønnsomhet for feltet. Som en konsekvens av dette, utførte Det norske en nedskrivingstest og bokførte en nedskriving på NOK 1 881 millioner før skatt. Nedskrivingen inkluderte beløp fra varige driftsmidler, immaterielle eiendeler, goodwill og utsatt skatt. Netto effekt på egenkapitalen etter skatt av denne nedskrivingen var på NOK 477 millioner.
Selskapets varige driftsmidler knyttet til de produserende feltene Glitne og Jotun, ble i løpet av året nedskrevet med NOK 164 millioner før skatt. Nedskrivingen skyldes i hovedsak økt estimat for fjernings- og nedstengingsforpliktelse. Resterende nedskrivinger for 2012 var relatert til letelisenser som var, eller var i prosess med å bli tilbakelevert.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 71 103 | 23 211 |
| Fordringer vedrørende lisenstransaksjoner | 1 284 | |
| Utfakturering knyttet til kostnadsrefusjoner inkludert rigg | 62 052 | 78 603 |
| Urealisert valutatap | -218 | 25 |
| Sum kundefordringer | 134 221 | 101 839 |
Kredittrisiko og valutarisiko vedrørende kundefordringer er nærmere omtalt i note 29 "Finansielle instrumenter". Det er ikke foretatt avsetning til tap på kundefordringer for 2012 eller 2013.
Aldersfordelingen av kundefordringene pr. 31.12:
1) Avviket mellom sum aldersfordelt reskontro og sum kundefordringer skyldes urealisert agio/disagio.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordring knyttet til utsatt volum på Atla | 3 103 | |
| Forskuddsbetaling inkludert riggforskudd | 146 977 | 33 648 |
| Tilgode merverdiavgift | 11 444 | 21 289 |
| Mindreuttak (opptjent inntekt) | 18 611 | 24 288 |
| Andre fordringer inkludert fordringer i operatørlisenser | 319 283 | 263 341 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 499 419 | 342 566 |
| År | Totalt 1) | Ikke forfalt | <30 d | 30-60d | 60-90d | >90d |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2012 | 101 813 | 65 449 | 37 876 | -1 209 | 175 | -303 |
| 2013 | 134 439 | 47 389 | 83 754 | -104 | 3 225 |
For mer informasjon om fordringer knyttet utsatt volum på Atla, se note 17.
Selskapets kunder er store likvide oljeselskaper. Kundefordringer består hovedsakelig av fordringer vedrørende salg av olje og gass, salg og bytte av lisenser og fremleie av lokaler, samt viderefakturering av kostnader tilhørende andre lisenspartnere.
Det er gjennomført en sensitivitetsanalyse i forhold til nedskriving på produserende felt og utbyggingsprosjekter, med en endring i kontantstrøm eller diskonteringsrente på +/- 10 prosent. For et av selskapets produserende felt ville dette resultert i en nedskriving på
NOK 50 millioner.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 125 432 | 31 995 |
| Sum langsiktige fordringer | 125 432 | 31 995 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS, jfr note 3 | 12 000 | 12 000 |
| Rentereserve kredittfasilitet | 260 446 | 169 241 |
| Husleiedepositum | 12 954 | 12 694 |
| Sum andre langsiktig eiendeler | 285 399 | 193 934 |
For mer informasjon om rentereserve kredittfasilitet og husleiedepositum, se note 29.
Posten 'Betalingsmidler' består av bankkontoer og kontanter.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Kontanter | 5 | 5 |
| Bankinnskudd | 1 693 314 | 1 140 745 |
| Bundne midler (skattetrekk) | 15 847 | 13 432 |
| Sum betalingsmidler | 1 709 166 | 1 154 182 |
Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla er høyere enn det kommersielle volumet. Dette er forårsaket av høyt trykk fra Atla-feltet, som midlertidig har stanset produksjonen fra nabofeltet Skirne. Dette forventes å fortsette inn i 2014 og 2015. Inntekter er bokført basert på fysisk produksjonsvolum verdsatt til markedsverdi. Denne utsatte kompensasjonen er bokført som langsiktig og kortsiktig fordring, avhengig av når inntekten vil komme, jfr note 16.
Selskapet har ubenyttet beløp tilgjengelig for opptrekk på letefasiliteten og kredittfasiliteten, som er ytterligere beskrevet i note 25.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Aksjekapital | 140 707 | 140 700 |
| Antall aksjer (antall i hele 1 000) | 140 707 | 140 707 |
| Pålydende per aksje er NOK (tall i hele kr) | 1.00 | 1.00 |
Alle aksjene i selskapet har lik stemmerett.
Resultat per aksje er vist i note 12.
| AKER CAPITAL AS |
|---|
| FOLKETRYGDFONDET |
| ODIN NORGE |
| VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE SELEKTIV |
| ODIN NORDEN |
| CLEARSTREAM BANKING S.A. |
| VARMA MUTUAL PENSION INSURANCE |
| KLP AKSJE NORGE VPF |
| JP MORGAN CHASE BANK, NA |
| DANSKE INVEST NORSKE INSTIT. II. |
| TVFNGF |
| VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE (IV) |
| VPF NORDEA KAPITAL |
| FONDSFINANS SPAR |
| VPF NORDEA NORGE VERDI |
| JP MORGAN CLEARING CORP. |
| KOMMUNAL LANDSPENSJONSKASSE |
| SKANDINAVISKA ENSKILDA BANKEN AB |
| STATOIL PENSJON |
| DANSKE BANK |
| OTHER |
| Totalt |
| Antall aksjer | ||
|---|---|---|
| Oversikt over de 20 største aksjonærene registrert hos VPS pr. 31. desember 2013 | (i hele 1000) | Eierandel |
| AKER CAPITAL AS | 70 340 | 49,99 % |
| FOLKETRYGDFONDET | 8 339 | 5,93 % |
| ODIN NORGE | 2 645 | 1,88 % |
| VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE SELEKTIV | 2 279 | 1,62 % |
| ODIN NORDEN | 1 934 | 1,37 % |
| CLEARSTREAM BANKING S.A. | 1 556 | 1,11 % |
| VARMA MUTUAL PENSION INSURANCE | 1 445 | 1,03 % |
| KLP AKSJE NORGE VPF | 1 325 | 0,94 % |
| JP MORGAN CHASE BANK, NA | 1 166 | 0,83 % |
| DANSKE INVEST NORSKE INSTIT. II. | 1 157 | 0,82 % |
| TVENGE | 1 100 | 0,78 % |
| VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE (IV) | 1 082 | 0,77 % |
| VPF NORDEA KAPITAL | 1 081 | 0,77 % |
| FONDSFINANS SPAR | 1 075 | 0,76 % |
| VPF NORDEA NORGE VERDI | 1 026 | 0,73 % |
| JP MORGAN CLEARING CORP. | 911 | 0,65 % |
| KOMMUNAL LANDSPENSJONSKASSE | 880 | 0,63 % |
| SKANDINAVISKA ENSKILDA BANKEN AB | 801 | 0,57 % |
| STATOIL PENSJON | 801 | 0,57 % |
| DANSKE BANK | 765 | 0,54 % |
| OTHER | 39 000 | 27,72 % |
| Totalt | 140 707 | 100 % |
Regnskapsmessig forutsettes det at pensjonsrettighetene opptjenes, basert på påløpte ytelsesmetode.
Selskapet er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon. Selskapets pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne loven.
Selskapet har en kollektiv ytelsespensjonsordning som omfatter i alt 224 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. Pensjonsforpliktelsene er dekket gjennom et forsikringsselskap. Forventet premieinnbetaling i 2014 utgjør NOK 28,6 millioner.
I tillegg til de sikrede pensjonsordningene har tidligere adminstrerende direktør en usikret førtidspensjonsordning. Forpliktelsen er beregnet etter samme aktuarmessige forutsetninger som selskapets øvrige pensjonsforpliktelser. Både forpliktelse og kostnad relatert til denne ordningen er inkludert i tallene nedenfor.
Fra 1. januar 2013 har foretaket anvendt IAS 19 Ytelser til ansatte (juni 2011) ("IAS 19R") og endret basis for beregning av pensjonsforpliktelser og pensjonskostnader. Foretaket har tidligere benyttet korridormetoden for regnskapsføring av uamortiserte estimatavvik. Korridormetoden er ikke lenger tillatt, og alle estimatavvik skal etter IAS 19R føres i oppstilling over andre inntekter og kostnader (OCI). Korridoren pr 1. januar 2012 som utgjorde NOK 3,1 millioner er nullstilt. Pensjonsforpliktelsen økte tilsvarende pr 1. januar 2012, mens egenkapitalen ble redusert med NOK 0,7 millioner (etter skatt), og NOK 1,5 millioner pr. 31. desember 2012.
Tidligere ble avkastning på pensjonsmidler beregnet ved bruk av en langsiktig forventet avkastning på pensjonsmidlene. Som følge av anvendelse av IAS 19R, beregnes nå periodens netto rentekostnad ved å anvende diskonteringsrenten for forpliktelsen på begynnelsen av perioden for netto forpliktelsen. Netto rentekostnad består derfor av rente på forpliktelsen og avkastning på midlene, begge beregnet med diskonteringsrenten. Endringer i netto pensjonsforpliktelse som følge av premiebetalinger og utbetaling av pensjon hensyntas. Forskjellen mellom faktisk avkastning på pensjonsmidlene og den resultatførte avkastningen regnskapsføres fortløpende mot OCI. Pensjonskostnaden i 2012 under tidligere prinsipp utgjorde NOK 29,7 millioner. 2012 under tidligere prinsipp utgjorde NOK 29,7
Pensjonsforpliktelsen er beregnet, med forutsetninger pr årets slutt, av en uavhengig aktuar.
| Usikret ordning | Sikret ordning | Totalt | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Pensjonskostnad er beregnet som følger: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Årets pensjonsopptjening og andre kostnader | 172 | 1 916 | 36 067 | 27 328 | 36 239 | 29 244 |
| Finanskostnad | 528 | 412 | 1 335 | 40 | 1 863 | 452 |
| Periodens netto pensjonskostnad | 700 | 2 328 | 37 403 | 27 368 | 38 103 | 29 697 |
| Pensjonskostnad innskuddspensjon inkl. arb.g.avg. | 118 | 118 | ||||
| Pensjonskostnad avtalefestet pensjonsordning (AFP) | 2 181 | 1 327 | ||||
| Sum pensjonskostnad ytelses- og innskuddspensjon inkl.arb.g.avg. | 40 402 | 31 142 | ||||
| Herav presentert som lønnskostnad i finansregnskapet | ||||||
| Herav presentert som finanskostnad i finansregnskapet | ||||||
| Sum pensjonskostnad i oppstilling over resultat |
Som følge av endret prinsipp for behandling av uamortisert estimatavvik og beregning av netto rentekostnad, økte den resultatførte pensjonskostnaden til NOK 36,5 (29,7+6,8) millioner, hvorav estimatavvik på NOK 6,8 millioner ble belastet oppstilling over andre inntekter og kostnader. Pensjonsforpliktelsen per 31. januar 2012 økte til NOK 65,3 millioner. IAS 19R er anvendt retrospektivt, og sammenligningstallene er endret.
Selskapet innførte 1. september 2011 avtalefestet pensjonsordning (AFP). I henhold til gjeldende regelverk kostnadsføres premien løpende, totalt kostnadsført i 2013 er NOK 2,2 millioner. Tilsvarende tall for 2012 var NOK 1,3 millioner. Premien i 2013 har vært 2,0 prosent av samlede lønnsutbetalinger mellom 1 og 7,1 G.
| Oppstilling over andre inntekter og kostnader - OCI i | Usikret ordning | Sikret ordning | Total | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (E=Estimatavvik tap (gevinst) | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| E - endring diskonteringsrente | -176 | -5 928 | -6 104 | |||
| E - endring i andre økonomiske forutsetninger | -17 463 | -17 463 | ||||
| E - endring i dødelighetstabell | 172 | 6 825 | 6 998 | |||
| E - endring i andre demografiske forutsetninger | ||||||
| E - Endring i andre forhold DBO | 3 458 | 16 861 | 20 318 | |||
| E - Endring i andre forhold pensjonsmidler | -8 866 | -8 866 | ||||
| Fonds- og rentegaranti kostnader | 1 052 | 1 052 | ||||
| OCI tap (gevinst) i perioden | 3 454 | -290 | -7 519 | 7 124 | -4 064 | 6 834 |
| Usikret ordning | Sikret ordning | Total | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Årets endringer i brutto pensjonsforpliktelse: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Brutto pensjonsforpliktelser (PBO) 1.1. | 14 536 | 10 953 | 107 024 | 73 911 | 121 560 | 84 864 |
| Arbeidsgiveravgift 01.01 | 1 544 | 4 654 | 6 198 | |||
| Årets pensjonsopptjening og andre kostnader | 172 | 1 916 | 36 067 | 27 328 | 36 239 | 29 244 |
| Rentekostnad | 528 | 412 | 3 702 | 40 | 4 230 | 452 |
| Pensjonsutbetalinger | -1 295 | -43 | -31 | -1 338 | -31 | |
| Arbeidsgiveravgift av innebetalt premie | -3 891 | -3 891 | ||||
| Periodens aktuarielle tap (gevinst) | 3 454 | -290 | 477 | 1 122 | 3 931 | 832 |
| Brutto pensjonsforpliktelser (PBO) 31.12. | 17 396 | 14 536 | 143 335 | 107 024 | 160 731 | 121 560 |
| Usikret ordning | Sikret ordning | Total | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Årets endringer i brutto pensjonsmidler: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Brutto pensjonsmidler 1.1. p j |
56 302 | 40 998 | 56 302 | 40 998 | ||
| Forventet avkastning på pensjonsmidler | 2 367 | 1 906 | 2 367 | 1 906 | ||
| Periodens aktuarielle (tap) gevinst | 7 995 | -5 260 | 7 995 | -5 260 | ||
| Pensjonsutbetalinger | -43 | -31 | -43 | -31 | ||
| Reklassifisering av midler i usikre ordninger | ||||||
| Premieinnbetalinger | 31 490 | 18 689 | 31 490 | 18 689 | ||
| Arbeidsgiveravgift av innebetalt premie | -3 891 | -3 891 | ||||
| Virkelig verdi pensjonsmidler 31.12. | 94 219 | 56 302 | 94 219 | 56 302 |
| Usikret ordning | Sikret ordning | Total | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Netto pensjonsmidler/forpliktelse(-) 31.12. | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Ikke resultatførte planendringer | -15 246 | -12 740 | -43 046 | -44 454 | -58 292 | -57 194 |
| Arbeidsgiveravgift | -2 150 | -1 796 | -6 069 | -6 268 | -8 219 | -8 064 |
| Netto balanseførte | ||||||
| pensjonsmidler/pensjonsforpliktelse (-) 31.12. | -17 396 | -14 536 | -49 116 | -50 722 | -66 512 | -65 258 |
| Usikret ordning | Sikret ordning | Total | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Endringer i perioden: | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Netto balanseførte pensjonsmidler/forpliktelse (-) 1.1. | -14 536 | -12 498 | -50 722 | -37 554 | -65 258 | -50 051 |
| Årets pensjonskostnad | -4 155 | -2 038 | -29 884 | -34 492 | -34 038 | -36 531 |
| Innbetalinger | 1 295 | 31 490 | 21 324 | 32 785 | 21 324 | |
| Netto balanseførte | ||||||
| pensjonsmidler/pensjonsforpliktelse (-) 31.12. | -17 396 | -14 536 | -49 116 | -50 722 | -66 512 | -65 258 |
| Historisk informasjon | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nåverdi av brutto pensjonsforpliktelse | 160 731 | 121 560 | 84 864 | 66 047 | 36 519 | 20 810 |
| Virkelig verdi av pensjonsmidler | 94 219 | 56 302 | 40 998 | 30 213 | 18 764 | 7 997 |
| Underskudd i ordningen | 66 512 | 65 258 | 43 866 | 35 835 | 17 755 | 12 813 |
| Erfaringsmessige justeringer i forpliktelser | -3 931 | 832 | -10 384 | 3 581 | 404 | -1 804 |
| Erfaringsmessige justeringer av pensjonsmidler | 7 995 | -5 260 | -5 494 | -4 310 | -800 | -1 961 |
| Økonomiske forutsetninger | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Diskonteringsrente | 4,00 % | 3,80 % |
| Avkastning på pensjonsmidler | 4,00 % | 3,80 % |
| Lønnsvekst | 3,75 % | 3,50 % |
| G-regulering | 3,50 % | 3,25 % |
| Pensjonsregulering | 1,20 % | 1,90 % |
| 2013 | 2012 |
|---|---|
| K2013 | K2005+10/15 |
| IR-02 | IR-02 |
| 4-8% | |
| 0-2% | 0-2% |
| 4-8% |
Ved beregning av pensjonskostnad og netto pensjonsforpliktelse er en rekke forutsetninger lagt til grunn. Diskonteringsrenten for 2013 er basert på OMF (obligasjoner med fortrinnsrett). Pensjonsforpliktelsens gjennomsnittlige gjenstående opptjeningstid 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, samt en forventet langsiktig inflasjon på 2,0 prosent. For 2013, har selskapet benyttet Norsk regnskapsstiftelses (NRS) forutsetninger pr. 31. desember 2013.
| Prosentvis fordeling av pensjonsmidlene på investeringskategorier | 2012 | |
|---|---|---|
| Aksjer | 5,6 % | 6,1 % |
| Obligasjoner | 17,0 % | 15,6 % |
| Pengemarked | 23,3 % | 21,4 % |
| Anleggsobligasjoner | 35,2 % | 36,8 % |
| Eiendom | 14,3 % | 18,3 % |
| Annet | 4,6 % | 1,9 % |
| Totalt | 100 % | 100 % |
En prosent økning i hver av forutsetningene gir følgende endring i pensjonsopptjening og pensjonsforpliktelse:
| Diskon terings |
Lønns | Pensjons | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Sensitivitetsanalyse | 1% endring av: | rente | vekst | G-regulering | regulering | |
| Sikret ordning | ||||||
| Pensjonsopptjening | -20,8 % | 7,0 % | 1,6 % | 12,6 % | ||
| Pensjonsforpliktelse | -20,4 % | 6,3 % | 2,8 % | 12,2 % | ||
| Usikret ordning | ||||||
| Pensjonsopptjening | NA | NA | NA | NA | ||
| Pensjonsforpliktelse | -2,8 % | NA | NA | -2,9 % |
Pensjonsordningen er plassert i DNB, som har en langsiktig horisont på forvaltning av kapitalen. DNB 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 2013 ble lik estimert avkastning på 4,4 prosent (2012: 4,8 prosent).
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengi |
|---|
| Endring i estimat |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning |
| Påløpt fjerning |
| Avsetning pr 1.1. |
| 31.12.2013 31.12.2012 | ||
|---|---|---|
| Avsetning pr 1.1. | 798 057 | 285 201 |
| Påløpt fjerning | -36 739 | -677 |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 42 765 | 17 519 |
| Endring i estimat | 171 822 | 496 015 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelse | 975 905 | 798 058 |
Fordelt mellom langsiktig og kortsiktig forpliktelse:
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 975 904 | 798 058 |
|---|---|---|
| Langsiktig | 828 529 | 798 058 |
| Kortsiktig | 147 375 | |
Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer. I beregning av forpliktelsen for 2013 er det benyttet en forutsetning om inflasjon på 2,5 prosent, samt følgende diskonteringsrente før skatt:
| Nominell diskonteringsrente: | Jette | Glitne | Varg | Atla | Enoch | Jotun | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 6 måneder | 5,02 % | ||||||
| 1 år | 5,02 % | ||||||
| 2 år | 5,02 % | 5,07 % | |||||
| 3 år | 5,13 % | 5,13 % | |||||
| 4 år | 5,28 % | 5,28 % | 5,28 % | 5,28 % | |||
| 5 år | 5,43 % | 5,43 % | 5,43 % | ||||
| 6 år | 5,56 % | 5,56 % | |||||
| 7 år 7 |
5,69 % 5,69 |
Selskapets fjernings- og nedstengingsforpliktelser relateres til feltene Jette, Glitne, Varg, Atla, Enoch og Jotun. Tidspunkt for fjerning er forventet i 2018 for Jette, 2014-2016 for Glitne, 2016-2018 for Varg, 2018-2020 for Atla, 2017 for Enoch og 2018-2021 for Jotun.
Tilsvarende rente for 2012 var 5,03 prosent for Enoch, Jotun, Varg, Atla og Jette og 4,93 prosent for Glitne. Hovedelementet for "endring i estimat" er relatert til økte estimater på Varg og Jotun.
| Rentebytteavtaler: | 31.12.2013 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Urealisert tap rentebytteavtaler | 49 453 | 45 971 |
| Estimert virkelig verdi | 49 453 | 45 971 |
| Tap relatert til rentebytteavtaler | 3 174 | 45 971 |
| Tap relatert til strukturerte terminkontrakter | 1 283 |
Selskapet har inngått tre rentebytteavtaler. Formålet er å bytte flytende mot fast rente. Disse rentebytteavtalene er bokført til markedsverdi i oppstilling over resultat
| Spesifikasjon av annen langsiktig rentebærende gjeld: | 31.12.2013 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 592 304 | 589 078 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann å 2) |
1 881 278 | |
| 2 473 582 | 589 078 |
Det norske har i løpet av 2012 inngått strukturerte terminkontrakter for å reduserer valutaeksponeringen på Jette-prosjektet. Pr. 31. desember 2012 har selskapet ingen utestående strukturerte terminkontrakter.
1)Lånet løper fra 28. januar 2011 til 28. januar 2016 og har en rente på 3 mnd NIBOR + 6,75 prosent. Hovedstolen forfaller 28. januar 2016 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
Det norske har innfridd alle finansielle betingelser pr. 31. desember 2013. For ytterligere detaljer betingelser, se note 29.
| Spesifikasjon av kortsiktige lån | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| Letefasilitet | 478 050 | 567 075 |
| Sum kortsiktige lån | 478 050 | 567 075 |
| Tilgjengelig trekkramme på letefasiliteten: | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| "Beregnet skatt til utbetaling" i balansen | 1 411 251 | 1 273 737 |
| Tilgjengelig trekkramme | 1 315 991 | 1 187 760 |
| Benyttet trekk | 500 000 | 600 000 |
| Ubenyttet trekkramme på letefasiliteten | 815 990 | 587 759 |
2)Lånet løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd NIBOR + 5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
Letefasiliteten på NOK 3 500 millioner ble etablert i desember 2012. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til desember 2015, og siste nedbetaling skal skje i desember 2016. Maksimalt opptrekk er begrenset til 95 prosent av skatterefusjonen minus renter relatert til letekostnader.
Renten er 3 mnd. NIBOR pluss en margin på 1,75 prosent. Det betales en rammeprovisjon på 0,25 prosent av utestående lån opp til NOK 2 750 millioner, og 0,50 prosent hvis utestående lån overstiger NOK 2 750 millioner. I tillegg betales en provisjon på 0,70 prosent av ubenyttet kreditt.
| Spesifikasjon av annen rentebærende gjeld | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Rullerende kredittfasilitet | 1 992 055 | 1 331 467 |
| Urealiserte valutaeffekter | 44 852 | -31 734 |
| Sum annen rentebærende gjeld | 2 036 907 | 1 299 733 |
For ytterligere informasjon om betingelser, se note 29.
| Tilgjengelig kredittramme på kredittfasiliteten | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Tilgjengelig trekkramme | 6 083 700 | 2 783 200 |
| Benyttet trekk | 2 093 562 | 1 399 702 |
| Ubenyttet trekkramme på kredittfasiliteten | 3 990 138 | 1 383 498 |
Som hovedsikkerhet har långiver pant i en egen bankkonto hvor selve skattefordringen kommer til utbetaling I tillegg har långiver pant i noen Som hovedsikkerhet har långiver pant i en egen bankkonto hvor selve skattefordringen kommer til utbetaling. I tillegg har långiver pant i av våre lisenserer. For oversikt over pantsatte lisenser, se note 30.
Renten på kredittfasiliteten er fra 1 - 6 mnd NIBOR/LIBOR pluss en margin på 3 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent eller 0,75 prosent avhengig av opptrukket beløp. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,2 prosent av ubenyttet kreditt.
| Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld | 31.12.2013. | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| K t ikti j ld l t t til " Kortsiktig gjeld relatert "overcall" lisenser ll" i li |
202 037 037 |
113 072 |
| Annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 310 673 | 519 439 |
| Meruttak av petroleum | 9 588 | |
| Annen kortsiktig gjeld | 273 382 | 220 211 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 795 680 | 852 722 |
I september 2013 inngikk selskapet en avtale om en ny kredittfasilitet på USD 1 000 millioner, med en gruppe nordiske og internasjonale banker. På visse fremtidige vilkår, kan lånerammen økes med ytterligere USD 1 000 millioner. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til september 2018, som også er dato for siste nedbetaling. Kredittfasiliteten erstatter selskapets tidligere fasilitet på USD 500 millioner, med opprinnelig forfall i desember 2015.
Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalte lønninger og feriepenger, avsetning for fremtidige tap og påløpte renter.
I tillegg har selskapet andre operasjonelle leieforpliktelser og andre langsiktige forpliktelser knyttet til sine eierandeler i olje- og gassfelt.
Selskapets andel i forpliktelser nevnt ovenfor forventes å forfalle:
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Innen 1 år | 165 486 | 46 002 |
| 1 til 5 år | 1 264 685 | 107 919 |
| Etter 5 år | 262 057 | |
| Sum | 1 692 228 | 153 921 |
Selskapet har signert en leieavtale for leie av Transocean Barents som løper til juli 2014.
På vegne av partnerne i Ivar Aasen har selskapet inngått flere forpliktelser knyttet til utbyggingsprosjektet på Ivar Aasen-feltet. Det norskes forpliktelser ekskl. riggkontrakten beløper seg til NOK 2 599,8 millioner. Siden disse forpliktelsene ikke er å betrakte som leie er ikke beløpet inkludert i noen av tabellene i denne noten.
I 2012 inngikk selskapet en kontrakt med Maersk Giant Norge for leie av riggen Maersk Giant i en periode på 150 dager for å bore to brønner. En av brønnene ble boret i 2013. Det norske har også signert en kontrakt med Dolphin Drilling AS i 2012 for leie av riggen Dolphin Drilling AS i en periode på 60 dager.
På vegne av partnerne i Ivar Aasen har selskapet i 2013 inngått en avtale med Maersk XLE2 Norge A/S om leveranse av en jack-up rigg til utbyggingsprosjektet på Ivar Aasen. Riggen skal brukes til å bore produksjonsbrønner på Ivar Aasen-feltet. Kontraktsperioden er på fem år med opsjon for inntil ytterligere to år.
Fremtidige totale leieforpliktelser knyttet til riggkontrakter er forventet å forfalle:
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Innen 1 år | 638 505 | 1 413 171 |
| 1 til 5 år | 888 923 | |
| Sum | 638 505 | 2 302 094 |
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Innen 1 år | 79 810 | 65 431 |
| 1 til 5 år | 343 733 | 324 464 |
| Etter 5 år | 33 348 | 90 124 |
| Sum | 456 890 | 480 019 |
Selskapet har to leieavtaler på kontorlokaler i Oslo, hvor den lengste utløper i 2018. Det er foretatt fremleie av deler av disse lokalene. Selskapet har to leieavtaler for kontorlokaler i Trondheim og ett i Harstad, hvor den lengste i både i Harstad og i Trondheim utløper i 2020. I 2012 ble det signert en ny kontrakt for IT-tjenester. Leieperioden er på fem år, og kontrakten kan ikke termineres i denne perioden.
Forventet mottatt minimumsleie fra fremleieavtaler vedrørende uoppsigelige operasjonelle leieavtaler pr 31. desember 2013 er NOK 700,5 millioner. Tilsvarende tall pr. 31. desember 2012 var NOK 1 780 millioner.
Riggkontrakten vil bli benyttet til leteboring i lisenser der Det norske er operatør eller som fremleie til andre selskap. Minimum leieforpliktelse kan ikke fastsettes med sikkerhet før riggbeslutning er tatt, siden dette vil avhenge av selskapets eierandel i de lisensene som faktisk vil bruke riggen. Tabellen nedenfor viser selskapets totale leieforpliktelser knyttet til disse avtalene. Den totale forpliktelsen vil bli redusert med den andel som betales av partnerne i de ulike lisensene. Når en riggbeslutning er tatt, vil forpliktelsen bli inkludert i tabellen "Leieforpliktelse knyttet til eierandel i lisenser".
| Rig kontrakter | IT tjenester og kontorlokaler | |||
|---|---|---|---|---|
| Fordeling av leiekostnader | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Ordinære leiebetalinger | 1 679 215 | 1 819 557 | 69 216 | 56 529 |
| Innbetalinger fra fremleieavtaler | -1 418 911 | -1 598 858 | -5 484 | -5 651 |
| Sum | 260 304 | 220 699 | 63 731 | 50 878 |
De fleste leieavtalene har en opsjon om forlengelse. Leieavtalene inneholder ingen restriksjoner på selskapets utbyttepolitikk eller finansiering.
Som andre rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel har selskapet et ubegrenset ansvar for skadeforvoldelse, inkludert forurensning. Selskapet har forsikret sitt pro rata ansvar på norsk sokkel på linje med øvrige oljeselskaper. Anleggene og ansvaret er dekket av en driftsforsikringspolise.
Selskapet har etablert en låneordning som innebærer at de faste ansatte kan låne inntil 30 prosent av brutto årslønn til skattemessig normrente. Selskapet betaler differansen mellom markedsrente og den til enhver tid gjeldende skattemessige normrente. Långiver er en utvalgt bank og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Selskapets samlede kausjon for ansatte er pr. 31. desember 2013 på NOK 32,9 millioner. Tilsvarende beløp for 2012 var på NOK 19 millioner.
Selskapet har gitt en garanti til utleier vedrørende husleie, for selskapets lokaler på Aker Brygge på NOK 12,9 millioner.
For ytterligere informasjon vedrørende garantier, se Note 29.
I annet kvartal 2012 kunngjorde selskapet at det hadde mottatt varsel om endring av ligning for inntektsårene 2009 og 2010 fra Oljeskattekontoret. Selskapet har nylig mottatt et nytt nytt varsel om at inntektsårene 2011 og 2012 skal inkluderes. I slutten av tredje kvartal svarte selskapet på varselet om endring av ligning ved å sende inn detaljerte kommentarer.
| Nærstående part | Fordringer (+)/gjeld (-): | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|---|
| Aker Solutions | Leverandørgjeld | -7 525 | |
| Nærstående part | Inntekter (-)/kostnader (+): | 2013 | 2012 |
| Aker ASA | Programvare og styrehonorar | 1 444 | 6 749 |
| Aker Solutions | Leveranse til utbyggingen av Ivar Aasen og Jette | 55 041 | 97 806 |
| Andre Aker selskaper | 1 758 |
Aker (Aker Capital AS) er ved utgangen av 2013 den største eieren i Det norske, med en eierandel på 49,99 prosent. Oversikt over de 20 største aksjonærene fremkommer i note 20.
Selskapet vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister.Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater Det antas at verken selskapets økonomiske stilling driftsresultat eller beste estimater. stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av tvistene.
For nærmere informasjon vedrørende godtgjørelse til nøkkelpersoner i ledelsen, vises til note 8.
Hele Akerkonsernet er å anse som nærstående part på grunn av eiertilknytning.
Som en del av utbyggingsprosjektene på Jette og Ivar Aasen, har selskapet inngått avtaler med Aker Solutions og datterselskaper som er tilknyttede selskap til Aker ASA. Det norskes andel av transaksjoner i 2013 og 2012 er inkludert i tabellen under.
Transaksjoner med nærstående parter gjennomføres etter armlengdesprinsippet.
Selskapets egenkapitalandel (egenkapital i forhold til totalkapital) pr. 31. desember er vist i tabellen under.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|
| Egenkapital 31.12. | 3 188 470 | 3 736 175 |
| Totalkapital | 10 541 352 | 8 364 453 |
| Egenkapitalprosent | 30 % | 45 % |
Det er flere betingelser knyttet til våre lånefasiliteter. Disse er blant annet: 1) Totalt forpliktende kapitalkilder (kapital inn) må overstige totalt forbruk (kapital ut)
2) Egenkapitalandel
3) Rentereserve - kredittfasilitet
Hovedformålet med selskapets styring av kapitalstrukturen er å maksimere avkastningen til eierne ved å sikre konkurransedyktige betingelser for både egen- og fremmedkapital.
Selskapet ønsker å optimalisere kapitalstrukturen ved å balansere egenkapitalavkastningen mot långivernes krav til sikkerhet og likviditet. Selskapet ønsker å ha et godt omdømme i alle låne- og egenkapitalmarkeder, inkludert obligasjons-og bankmarkedet.
4) Krav til verdi på pantsatt eiendel i forhold til pantet 4) Krav til verdi på pantsatt eiendel i forhold til
Størrelsen på selskapets ressursbase har stor betydning for selskapets kapitaltilgang og lånebetingelser. Økningen i ressurser og rapporterte reserver i løpet av 2012 har styrket selskapets finansielle posisjon.
Selskapet overvåker endringer i finansieringsbehov, risiko, eiendeler og kontantstrøm. Kapitalsammensetningen vurderes løpende. For å opprettholde ønsket kapitalstruktur, vurderer selskapet flere typer instrumenter som å refinansiere gjeld, kjøpe eller utstede nye aksjer eller gjeldsinstrumenter, salg av eiendeler eller tilbakebetaling av kapital til eierne.
Selskapet har oppfylt alle overnevnte krav både i 2012 og 2013.
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser |
|||
|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2013 | Øremerkerket ved førstegangsinnregning |
Lån og fordringer |
Øremerket ved førstegangsinnregning |
målt til amortisert kost |
SUM |
| Eiendeler | |||||
| Kortsiktige plasseringer | 24 075 | 24 075 | |||
| Kundefordringer | 134 221 | 134 221 | |||
| Andre kortsiktige fordringer 1) | 349 338 | 349 338 | |||
| Beregnet skatt til utbetaling | 1 411 251 | 1 411 251 | |||
| Andre langsiktige eiendeler | 285 399 | 285 399 | |||
| Betalingsmidler | 1 709 166 | 1 709 166 | |||
| Sum finansielle eiendeler | 24 075 | 3 889 375 | 3 913 450 | ||
| Forpliktelser | |||||
| Derivater | 49 453 | 49 453 | |||
| Leverandørgjeld | 452 435 | 452 435 | |||
| Obligasjonslån | 2 473 582 | 2 473 582 | |||
| Kortsiktig lån | 478 050 | 478 050 | |||
| Annen rentebærende gjeld | 2 036 907 | 2 036 907 | |||
| Annen kortsiktig gjeld | 819 259 | 819 259 | |||
| Sum finansielle forpliktelser | 49 453 | 6 260 233 | 6 309 686 |
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser |
|||
|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2013 | Øremerkerket ved førstegangsinnregning |
Lån og fordringer |
Øremerket ved førstegangsinnregning |
målt til amortisert kost |
SUM |
| Eiendeler | |||||
| Kortsiktige plasseringer | 24 075 | 24 075 | |||
| Kundefordringer | 134 221 | 134 221 | |||
| Andre kortsiktige fordringer 1) | 349 338 | 349 338 | |||
| Beregnet skatt til utbetaling | 1 411 251 | 1 411 251 | |||
| Andre langsiktige eiendeler | 285 399 | 285 399 | |||
| Betalingsmidler | 1 709 166 | 1 709 166 | |||
| Sum finansielle eiendeler | 24 075 | 3 889 375 | 3 913 450 | ||
| Forpliktelser | |||||
| Derivater | 49 453 | 49 453 | |||
| Leverandørgjeld | 452 435 | 452 435 | |||
| Obligasjonslån | 2 473 582 | 2 473 582 | |||
| Kortsiktig lån | 478 050 | 478 050 | |||
| Annen rentebærende gjeld | 2 036 907 | 2 036 907 | |||
| Annen kortsiktig gjeld | 819 259 | 819 259 | |||
| Sum finansielle forpliktelser | 49 453 | 6 260 233 | 6 309 686 |
1) Forskuddsbetalinger er ikke inkludert i andre kortsiktige fordringer da det ikke er å anse som et finansielt instrument Forskuddsbetalinger er ikke inkludert i andre kortsiktige fordringer, da det ikke er å anse som et finansielt instrument.
Selskapet 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. Kategorier av finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser
1) Forskuddsbetalinger er ikke inkludert i andre kortsiktige fordringer, da det ikke er å anse som et finansielt instrument.
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser til virkelig verdi |
Finansielle forpliktelser |
|||
|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2012 | Øremerkerket ved | Lån og | Øremerket ved | målt til | |
| førstegangsinnregning | fordringer | førstegangsinnregning | amortisert kost | Total | |
| Assets | |||||
| Kortsiktige plasseringer | 23 138 | 23 138 | |||
| Kundefordringer | 101 839 | 101 839 | |||
| Andre kortsiktige fordringer 1) | 318 862 | 318 862 | |||
| Beregnet skatt til utbetaling | 1 273 737 | 1 273 737 | |||
| Andre langsiktige eiendeler | 193 934 | 193 934 | |||
| Betalingsmidler | 1 154 182 | 1 154 182 | |||
| Sum finansielle eiendeler | 23 138 | 3 042 554 | 3 065 691 | ||
| Forpliktelser | |||||
| Derivater | 45 971 | 45 971 | |||
| Leverandørgjeld | 258 596 | 258 596 | |||
| Obligasjonslån | 589 078 | 589 078 | |||
| Kortsiktig lån | 567 075 | 567 075 | |||
| Annen rentebærende gjeld | 1 299 733 | 1 299 733 | |||
| Andre kortsiktige forpliktelser | 877 258 | 877 258 | |||
| Sum finansielle forpliktelser | 45 971 | 3 591 740 | 3 637 711 |
Selskapet har finansiert virksomheten med en letefasilitet, en kredittfasilitet og to obligasjonslån, alle med flytende rente. I tillegg har selskapet finansielle instrumenter som kundefordringer, leverandørgjeld o.l, som er direkte knyttet til virksomhetens daglige drift. For sikringsformål har selskapet inngått tre rentebytteavtaler for å bytte fra flytende til fast rente.
Selskapets petroleumsinntekter er i dollar (USD), mens kostnadene i hovedsak er fordelt mellom NOK, USD, SGD, EUR, GBP, CHF og DKK. Utvikling i valutakurser og oljepriser innebærer både direkte og indirekte en økonomisk risiko for selskapet, men siden en del av kostnadene er i amerikanske dollar reduseres noe av denne risikoen. Valutaderivater kan benyttes. Valutaposisjoner begrenses til å redusere valutarisiko knyttet til ordinær drift av selskapet.
Betalingsmidler er i NOK, USD, SGD, EUR, GBP, CHF og DKK. Alle plasseringer i bankinnskudd skal utføres på konto med rente- og kursnotering i NOK, EUR eller USD.
Selskapet benytter ikke finansielle instrumenter, herunder finansielle derivater, for omsetningsformål. De viktigste finansielle risiki selskapet er eksponert for er relatert til oljepris, valuta, renter, og kapitalbehov.
Inntekter i Det norske kommer fra salg av petroleumsprodukter og inntektsstrømmene er derfor eksponert mot endringer i olje- og gasspris. Oljeproduksjonen i selskapet ligger per i dag på et begrenset nivå og selskapet har som følge av dette valgt ikke å foreta sikring mot oljeprisrisiko. Selskapet vil imidlertid løpende vurdere sikring av olje- og gasspris i takt med selskapets økende produksjon.
Selskapets 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 selskapet er eksponert for.
Det ble startet produksjon fra Atla i oktober 2012. Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla var høyere enn det kommersielle produksjonsvolumet, forårsaket av trykkforskjeller og en avtale med operatør på Skirnefeltet om å gjøre opp for forsinket produksjon, se note 16 og 17. Inntekter og produksjonskostnader regnskapsføres i henhold til den fysiske produksjonen fra Atla, mens selve salget av forskjellen mellom fysisk produksjon og kommersiell produksjon vil skje i 2014 og 2015, når Skirne er tilbake til normal produksjon. Dette utsatte salget resulterer i en større risiko for svingninger i oljepris og valutakurser.
| USD/NOK | Endringer i valutakurs | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|---|
| Effekt på resultat før skatt | + 10% | -72 900 | -22 652 |
| - 10% | 72 890 | 22 652 |
| Tabellen under viser selskapets eksponering for USD sett i forhold til NOK pr. 31. desember: | ||
|---|---|---|
| Eksponering knyttet til: | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
| Fordringer, bankinnskudd, andre kortsiktige fordringer og plasseringer | 87 213 | 76 991 |
| Leverandørgjeld og andre kortsiktige forpliktelser | -19 858 | -12 567 |
| Annen rentebærende gjeld | -187 184 | -105 118 |
| Netto eksponering for USD | -119 828 | -40 694 |
| EUR/NOK | Endringer i valutakurs | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|---|
| Effekt på resultat før skatt | + 10% | 2 996 | 3 808 |
| - 10% | -2 996 | -3 808 |
| Eksponering knyttet til: | 31.12.2013 | 31.12.2012 |
|---|---|---|
| Fordringer og bankinnskudd | 9 433 | 5 449 |
| Leverandørgjeld og andre kortsiktige forpliktelser | -5 860 | -262 |
| Netto eksponering for EUR g |
3 574 | 5 187 |
Tabellene under viser selskapets følsomhet for potensielle endringer i ulike valutaer sett i forhold til NOK, knyttet til selskapets finansielle instrumenter i "Balanseoppstilling" pr. 31. desember:
g
Vilkårene for selskapets lån er beskrevet i note 24 og 25.
| Endring i rentenivå i basispunkter | 31.12.2013 | 31.12.2012 | |
|---|---|---|---|
| Effekt på resultat før skatt | + 100 | 60 507 | 70 765 |
| - 100 | -61 469 | -56 568 |
For å beregne sensitivitet av renteendringer, er flytende rente blitt endret med + / - 100 basis punkter.
Tabellen viser effekten på resultatet i 2013 knyttet til endringer i forventet fremtidig rente. Slike endringer i forventet fremtidig rentenivå påvirker virkelig verdi av renteswapper på balansedagen (som tabellen over viser). Den flytende renten vi mottar i rentebytteavtaler er knyttet til en tilsvarende flytende rentebetaling for lånet/obligasjonen, markedsrenterisiko knyttet til rentebytteavtaler vil på dette grunnlag, lite trolig utsette selskapet for betydelig framtidig kontantstrømrisiko.
Selskapet er også eksponert for endringer i andre valutakurser som GBP/NOK, CHF/NOK, SGD/NOK og DKK/NOK, men beløpene er ikke
vesentlig.
Selskapet er utsatt for renterisiko på låneopptak, samt ved plassering av likvide midler. Lån med flytende rente gir en renterisiko for selskapets fremtidige kontantstrømer. Selskapet har pr. 31. desember 2013 en total låneforpliktelse på rundt NOK 5,1 milliarder, fordelt på to langsiktig obligasjonslån, en kredittfasilitet og en kortsiktig letefasilitet. Formålet med letefasiliteten er å finansiere leteaktiviteten og kredittfasiliteten skal hovedsakelig finansiere utbyggingsprosjektene, se note 25. Tilsvarende låneforpliktelse pr. 31. desember 2012 var på NOK 2,6 milliarder.
Renterisiko vedrørende de likvide midlene er relativt begrenset. Den gjennomsnittlige rentefølsomheten, inkludert eksponering fra finansielle derivater, skal i følge selskapets retningslinjer ikke overstige ett år for den samlede portefølje av plasseringer.
| Endring i rentenivå i basispunkter | |
|---|---|
| Følgende tabell viser selskapets sensitivitet for poter |
Likviditetsrisiko er risikoen for at selskapet ikke vil være i stand til å betjene sine finansielle forpliktelser etterhvert som de forfaller.
Selskapets overskuddslikviditet er hovedsakelig plassert i bank pr. 31. desember 2013.
Selskapet har en beholdning av betalingsmidler pr. 31. desember 2013 på NOK 1 709 166 (2012: 1 154 182). Kombinasjonen av begrensede produksjonsinntekter og et aktivt lete- og utbyggingsprogram setter imidlertid krav til styring av likviditetsrisiko.
Selskapet skal til enhver tid ha tilgjengelig likviditet plassert på ordinære bankkonti som minimum dekker forventede utbetalinger til operasjonelle aktiviteter og investeringsaktiviteter for to måneder frem i tid.
Det utarbeides i tillegg løpende prognoser på kort (12 mnd.) og lang sikt (5 år) for å planlegge selskapets likviditetsbehov. Disse planene oppdateres fortløpende for ulike scenarioer og inngår som en del av det løpende beslutningsgrunnlaget for styret i selskapet.
Den overskytende likviditet er definert som en portefølje bestående av likvide midler utover midler plassert på ordinære driftsbankkonti og ubenyttede trekkrammer. Overskuddslikviditet inkluderer dermed høyrentekonti og finansielle plasseringer i banker, pengemarkedsinstrumenter og obligasjoner.
For overskuddslikviditeten er kravet til lav likviditetsrisiko (dvs. risiko for realisering på kort varsel) generelt viktigere enn maksimal avkastning.
Selskapet vil håndtere et eventuelt økt fremtidig kapitalbehov ved salg av andeler, innhenting av ny kapital, opptak av lån, bæringsavtaler, p g p g , g y p , pp , g , strategiske allianser eller en kombinasjon av disse, samt en justering av selskapets aktivitetsnivå, dersom påkrevd.
I avtalen med banksyndikatene som står bak lånefasilitetene er det bl.a. knyttet en del rapporteringskrav. Ett av kravene er en kvartalsvis oppdatering av et rullerende likviditetsbudsjett for de neste 12 månedene. For kredittfasiliteten er det i tillegg krav om en egenkapitalandel på minst 25 prosent og at selskapet oppretter en konto som til en hver tid dekker finansutgiftene for de neste 12 månedene. Disse kravene er overholdt av selskapet både for 2013 og 2012.
Selskapets mål for plassering og forvaltning av overskuddskapital er lav risikoprofil med god likviditet.
| Kontraktsmessige kontantstrømmer: | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2013 | Bokført verdi |
Innen 1 år | 1-2 år | 2-5 år | Over 5 år | SUM |
| Ikke-derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Obligasjonslån | 2 473 582 | 177 500 | 177 500 | 984 975 | 2 141 101 | 3 481 076 |
| Letefasilitet | 478 050 | 538 123 | 538 123 | |||
| Kredittfasilitet | 2 036 907 | 137 590 | 137 590 | 2 516 785 | 137 590 | |
| Leverandørgjeld og andre forpliktelser | 1 271 694 | 1 271 694 | 1 271 694 | |||
| Derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Derivater | 49 453 | 23 743 | 18 896 | 6 745 | 49 384 | |
| Sum pr. 31 desember 2013 | 6 309 686 | 2 148 649 | 333 986 | 3 508 505 | 2 141 101 | 5 477 866 |
Selskapet har en låneramme på totalt NOK 3,5 milliarder til leteformål og USD 1 milliard hovedsakelig til utbyggingsformål, se note 25. I tillegg har selskapet to obligasjonslån med en total verdi på NOK 2,5 milliarder. Sammen med selskapets likvide midler er dette tilstrekkelig til å finansiere selskapets drift gjennom 2014.
Tabellen nedenfor viser en oversikt over forfallsstrukturen for selskapets finansielle forpliktelser, basert på udiskonterte kontraktuelle betalinger:
| Kontraktsmessige kontantstrømmer: | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2012 | Bokført verdi |
Innen 1 år | 1-2 år 2-5 år |
Over 5 år | SUM | |
| Ikke-derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Obligasjonslån | 589 078 | 51 780 | 51 780 | 655 807 | 759 367 | |
| Letefasilitet | 567 075 | 644 596 | 644 596 | |||
| Revolving credit facility | 1 299 733 | 81 150 | 81 150 | 1 582 301 | 1 744 601 | |
| Leverandørgjeld og andre forpliktelser | 1 135 854 | 1 135 854 | 1 135 854 | |||
| Derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Derivater | 45 971 | 12 661 | 16 788 | 17 687 | 47 136 | |
| Sum pr. 31 desember 2012 | 3 637 711 | 1 926 042 | 149 718 | 2 255 795 | 4 331 555 |
| Kontraktsmessige kontantstrømmer: | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2012 | Bokført verdi |
Innen 1 år | 1-2 år | 2-5 år | Over 5 år | SUM |
| Ikke-derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Obligasjonslån | 589 078 | 51 780 | 51 780 | 655 807 | 759 367 | |
| Letefasilitet | 567 075 | 644 596 | 644 596 | |||
| Revolving credit facility | 1 299 733 | 81 150 | 81 150 | 1 582 301 | 1 744 601 | |
| Leverandørgjeld og andre forpliktelser | 1 135 854 | 1 135 854 | 1 135 854 | |||
| Derivative finansielle forpliktelser: | ||||||
| Derivater | 45 971 | 12 661 | 16 788 | 17 687 | 47 136 | |
| Sum pr. 31 desember 2012 | 3 637 711 | 1 926 042 | 149 718 | 2 255 795 | 4 331 555 |
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. Selskapets kunder er store og kredittverdige oljeselskaper, og det har derfor ikke vært nødvendig å foreta avsetninger for tap på krav.
| Kontraktsmessige kontantstrømmer: | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2012 | Bokført verdi |
Innen 1 år | 1-2 år | 2-5 år | Over 5 år | SUM | |||
| Ikke-derivative finansielle forpliktelser: | |||||||||
| Obligasjonslån Letefasilitet Revolving credit facility |
589 078 567 075 1 299 733 |
51 780 644 596 81 150 |
51 780 81 150 |
655 807 1 582 301 |
759 367 644 596 1 744 601 |
||||
| Leverandørgjeld og andre forpliktelser | 1 135 854 | 1 135 854 | 1 135 854 | ||||||
| Derivative finansielle forpliktelser: | |||||||||
| Derivater | 45 971 | 12 661 | 16 788 | 17 687 | 47 136 | ||||
| Sum pr. 31 desember 2012 | 3 637 711 | 1 926 042 | 149 718 | 2 255 795 | 4 331 555 |
I forvaltningen av selskapets 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. Selskapet anser sin maksimale risikoeksponering å være balanseført verdi av kundefordringer og andre kortsiktige fordringer og plasseringer, se note 15 og 16.
Virkelig verdi på derivatene er markedsmessig fastsatt av involverte banker, se note 23.
Virkelig verdi på kredittfasiliteten er tilnærmet lik bokført verdi, siden lånet ble tatt opp i september 2013.
Maksimal risikoeksponering er representert ved balanseført verdi av de finansielle eiendelene i oppstilling av finansiell stilling.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Bokført | Virkelig | Bokført | Virkelig | |
| Virkelig verdi på finansielle instrumenter | verdi | verdi | verdi | verdi |
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet | ||||
| Markedsbaserte finansielle plasseringer | 24 075 | 24 075 | 23 138 | 23 138 |
| Sum finansielle eiendeler | 24 075 | 24 075 | 23 138 | 23 138 |
"Markedsbaserte finansielle plasseringer" gjelder et ansvarlig lån. Virkelig verdi av disse er fastsatt ved bruk av ligningskurs beregnet av Norges Fondsmeglerforbund. Denne eiendelen har i løpet av året hatt en verdiøkning på NOK 937,5 (2012; NOK 1 387), og gevinsten er i resultatregnskapet ført som "Annen finansinntekt".
Balanseført verdi av betalingsmidler 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.
Obligasjonslånene fra henholdsvis januar 2011 og september 2013 er begge notert på Oslo Børs, og virkelig verdi fastsettes til børskurs pr.
31 desember.
Under følger en sammenligning av balanseførte verdier og virkelig verdi for selskapets finansielle instrumenter, med unntak av de finansielle instrumentene der balanseført verdi er en rimelig tilnærming til virkelig verdi (for eksempel kundefordringer og leverandørgjeld).
Følgende av selskapets finansielle instrumenter er ikke verdsatt til virkelig verdi: Betalingsmidler, kundefordringer, andre kortsiktige fordringer, andre langsiktige fordringer, kortsiktige lån og annen kortsiktig gjeld.
| 31.12.2013 | 31.12.2012 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Virkelig verdi på finansielle instrumenter | Bokført verdi |
Virkelig verdi |
Bokført verdi |
Virkelig verdi |
|
| Finansielle forpliktelser til virkelig verdi over resultatet Derivater |
49 453 | 49 453 | 45 971 | 45 971 | |
| Finansielle forpliktelser målt til amortisert kost: Obligasjonslån |
2 473 582 | 2 529 750 | 589 078 | 633 600 | |
| Sum finansielle forpliktelser | 2 523 035 | 2 579 203 | 635 049 | 679 571 |
Nivå 3 - input for eiendeler eller forpliktelser som ikke er basert på observerbare markedsdata (ikke-observerbar input).
Selskapet har ingen eiendeler i Nivå 3.
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).
Selskapet klassifiserer virkelig-verdi målinger ved å bruke et virkelig-verdi hierarki som reflekterer signifikansen av den input som brukes i utarbeidelsen av målingene. Hierarkiet har følgende nivåer:
| 31.12.2013 | |||
|---|---|---|---|
| Eiendeler innregnet til virkelig verdi | Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet | |||
| Derivater - rentebytteavtaler | 49 453 | ||
| Obligasjonslån | 2 529 750 | ||
| Markedsbaserte finansielle plasseringer p g |
24 075 | ||
| 31.12.2012 | |||
| Eiendeler innregnet til virkelig verdi | Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
| Finansielle eiendeler til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet | |||
| Derivater - rentebytteavtaler | 45 971 | ||
| Obligasjonslån | 633 600 | ||
| Markedsbaserte finansielle plasseringer | 23 138 |
I løpet av rapporteringsperioden, er det ingen endringer i virkelig verdimåling som medfører overføringer mellom nivåene.
Det norske oljeselskap ASA har gitt en garanti til utleier KLP for leie av selskapets lokaler i Oslo på NOK 12,9 millioner.
Selskapet har etablert en låneordning som innebærer at de faste ansatte kan låne inntil 30 prosent av brutto årslønn til skattemessig normrente. Selskapet betaler differansen mellom markedsrente og den til enhver tid gjeldende skattemessige normrente. Långiver er en sparebank og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Selskapets samlede kausjon for ansatte er pr. 31. desember 2013 på NOK 32,9 millioner. Tilsvarende beløp for 2012 var på NOK 19 millioner.
Det er også gitt sikkerhetsstillelse i forbindelse med låneopptak. Långiver har pant i selskapets skattefordring og i utvalgte lisenser. For en oversikt over de lisensene långiver har pant i, se note 30. Den balanseførte verdien av pantsatte lisenser er på NOK 4 400,3 millioner (2012: NOK 4 143,6 millioner). I tillegg har långiverne sikkerhet i kundefordringer begrenset opp til USD 2,5 milliarder, rentereserve kredittfasilitet, derivater (dersom disse er positive) og utbetaling av forsikringsoppgjør.
Investering i felleskontrollerte eiendeler er innregnet ved bruk av bruttometoden (forholdsmessig konsolidering), basert på eierandelene.
Selskapet har følgende investeringer i lisenser på norsk sokkel pr. 31.12.:
| Utvinningstillatelser der Det norske er operatør: | Utvinningstillatelser der Det norske er partner: | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lisens | Pantsatt | 31.12.2013 | 31.12.2012 Lisens | Pantsatt | 31.12.2013 | 31.12.2012 | ||
| PL 001B | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 019C*** | 30,0 % | 0,0 % | |||
| PL 026B*** | 62,1 % | 0,0 % PL 019D*** | 30,0 % | 0,0 % | ||||
| PL 027D*** | ja | 100,0 % | 60,0 % PL 029B | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| PL 027ES*** | 40,0 % | 0,0 % PL 035 | ja | 25,0 % | 25,0 % | |||
| PL 028B | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 035B | 15,0 % | 15,0 % | |||
| PL 103B | ja | 70,0 % | 70,0 % PL 035C | ja | 25,0 % | 25,0 % | ||
| PL 169C | ja | 50,0 % | 50,0 % PL 038 | ja | 5,0 % | 5,0 % | ||
| PL 242 | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 038D | ja | 30,0 % | 30,0 % | ||
| PL 337* | 0,0 % | 45,0 % PL 048B | ja | 10,0 % | 10,0 % | |||
| PL 356* | 0,0 % | 50,0 % PL 048D | ja | 10,0 % | 10,0 % | |||
| PL 364 | 50,0 % | 50,0 % PL 102C | ja | 10,0 % | 10,0 % | |||
| PL 414 | ja | 40,0 % | 40,0 % PL 102D | ja | 10,0 % | 10,0 % | ||
| PL 414B | ja | 40,0 % | 40,0 % PL 102F*** | 10,0 % | 0,0 % | |||
| PL 450*** | ja | 80,0 % | 60,0 % PL 102G*** | 10,0 % | 0,0 % | |||
| PL 460 | 100,0 % | 100,0 % PL 265 | ja | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 482* | 0,0 % | 65,0 % PL 272 | ja | 25,0 % | 25,0 % | |||
| PL 494**** | ja | 30,0 % | 0,0 % PL 332 | ja | 40,0 % | 40,0 % | ||
| PL 494B**** | ja | 30,0 % | 0,0 % PL 362** | ja | 15,0 % | 15,0 % | ||
| PL 494C**** | ja | 30,0 % | 0,0 % PL 438 | ja | 10,0 % | 10,0 % | ||
| PL 497 | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 440S* | 0,0 % | 10,0 % | |||
| PL 497B | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 442 | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 504*** PL 504 |
ja | 47,6 % 47,6 % |
29,3 % PL 29,3 % PL 453S |
ja | 25,0 % 25,0 % |
25,0 25,0 % |
||
| PL 504BS*** | ja | 83,6 % | 58,5 % PL 492*** | ja | 40,0 % | 50,0 % | ||
| PL 504CS*** | 21,8 % | 0,0 % PL 494**** | 0,0 % | 30,0 % | ||||
| PL 512 | ja | 30,0 % | 30,0 % PL 494B**** | 0,0 % | 30,0 % | |||
| PL 542 *** | ja | 45,0 % | 60,0 % PL 494C**** | 0,0 % | 30,0 % | |||
| PL 542B/* | ja | 45,0 % | 0,0 % PL 502 | ja | 22,2 % | 22,2 % | ||
| PL 549S | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 522 | ja | 10,0 % | 10,0 % | ||
| PL 553 | ja | 40,0 % | 40,0 % PL 531 | ja | 10,0 % | 10,0 % | ||
| PL 573S | ja | 35,0 % | 35,0 % PL 533 | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| PL 593* | 0,0 % | 60,0 % PL 535*** | ja | 10,0 % | 20,0 % | |||
| PL 626 | ja | 50,0 % | 50,0 % PL 535B*/* | ja | 10,0 % | 0,0 % | ||
| PL 659 | ja | 30,0 % | 30,0 % PL 550*** | ja | 10,0 % | 20,0 % | ||
| PL 663** | ja | 30,0 % | 0,0 % PL 551 | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| PL 677** | ja | 60,0 % | 0,0 % PL 554 | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| PL 709* | ja | 40,0 % | 0,0 % PL 554B | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| PL 715* | ja | 40,0 % | 0,0 % PL 558 | ja | 20,0 % | 20,0 % | ||
| Antall | 33 | 41 PL 561* | 0,0 % | 20,0 % | ||||
| PL 563 | ja | 30,0 % | 30,0 % | |||||
| * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut. | PL 567 | ja | 40,0 % | 40,0 % | ||||
| PL 568 | ja | 20,0 % | 20,0 % | |||||
| ** Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2012. Tilbudene ble kunngjort | PL 571 | ja | 40,0 % | 40,0 % | ||||
| i januar 2013. | PL 574*** | 10,0 % | 0,0 % | |||||
| PL 613 | ja | 35,0 % | 35,0 % | |||||
| *** Andel endret gjennom lisenstransaksjon. | PL 619 | ja | 30,0 % | 30,0 % | ||||
| PL 627 | ja | 20,0 % | 20,0 % | |||||
| **** Det norske tidligere partner, nå operatør | PL 652* | 0,0 % | 20,0 % | |||||
| PL 667** | ja | 30,0 % | 0,0 % | |||||
| * Lisenser mottatt i 22. runde. | PL 672** | ja | 25,0 % | 0,0 % | ||||
| PL 676S** | ja | 20,0 % | 0,0 % | |||||
| ** Fulla feltet er ikke pantsatt | PL 678S** | ja | 25,0 % | 0,0 % | ||||
| PL 681** PL 681 |
ja | 16,0 % 16,0 |
0,0 0,0 % |
|||||
| 21. januar 2014 ble Det norske tilbudt eierskap i seks lisenser | PL 706* | ja | 20,0 % | 0,0 % | ||||
| gjennom APA 2013. Det norske blir operatør i to av disse lisensene. | Antall | 47 | 41 |
Reserver og betingede ressurser er klassifisert i henhold til SPE (Society of Petroleum Engineer) klassifiseringssystem "Petroleum Resources Management System" og er i samsvar med Oslo Børs' krav til rapportering av hydrokarbonreserver og betingede ressurser.
I tråd med tidligere års praksis, har selskapets reserver og betingede ressurser blitt sertifisert av en uavhengig tredjepart AGR Petroleum Services AS.
Det norske oljeselskap ASA har eierandeler i åtte felt / prosjekter som inneholder reserver, se tabell 1. Fire av disse er i kategorien "I Produksjon" og fire er i kategorien "Godkjent for utbygging". Merk at Varg har reserver i både "I Produksjon" og i "Godkjent for Utbygging". Det er kun reserver i kategorien "I Produksjon" som benevnes som "Utbygde Reserver". Det norske's andeler i de forskjellige reserveklassene er som følger:
| PRODUKSJON | Modenhetsgrad | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| I produksjon | ||||||
| TOTALE TILSTEDEVÆRENDE HYDROKARBONER (PIIP) | KOMMERSIELLE | RESERVER | Godkjent for utbygging | |||
| Rettferdiggjort for utbygging | ||||||
| OPPDAGET PIIP | Avventer utbygging | |||||
| KOMMERSIALITET | BETINGEDE RESSURSER |
Utbygging uavklart eller på vent |
||||
| IKKE DEFINERT | Utbygging ikke levedyktig | |||||
| IKKE UTVINNBARE RESSURSER | Økende sjanse for | |||||
| Prospekt | kommersialitet | |||||
| PROSPEKTIVE RESSURSER |
Lead | |||||
| TO | OPPPDAGET PIIP A UOPPPD |
Play | ||||
| IKKE UTVINNBARE RESSURSER | Ikke skalert | |||||
| Usikkerhetsspenn |
Underklasse "I Produksjon"/utbygd:
Underklasse "Godkjent for Utbygging"/ikke utbygd:
Sum netto påviste reserver (P90/1P) per 31.12.2013 til Det norske er anslått til 48,5 millioner fat oljeekvivalenter. Sum netto påviste og sannsynlige reserver (P50/2P) er anslått til 65,8 millioner fat oljeekvivalenter. Splitten mellom væske og gass og mellom de ulike underkategorier er gitt i tabell 1.
Endringer fra 2012 er oppsummert i tabell 2. Hovedgrunnen for økte netto påviste totale reserver er økt reserveestimat for Ivar Aasen. Merk at økte reserver innen undergruppen "I Produksjon" skyldes at Jette i 2013 er satt i produksjon og er således oppgradert fra "Godkjent for produksjon". Merk også at den signifikante økningen i underkategorier "Godkjent for Utbygging" skyldes at alle feltene (Ivar Aasen, Gina Krog og Varg gas) rapportert i underklassen "Rettferdiggjort for Utbygging" i 2012 er oppgradert til "Godkjent for Utbygging. Følgelig er estimatene for "Godkjent for Utbygging" redusert tilsvarende.
| I produksjon | Andel | ||
|---|---|---|---|
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
||
| 31.12.2013 | % | (mill. fat) Mtonn | |
| Godkjent for Utbygging | Andel | ||
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
||
| 31.12.2013 | % | (mill. fat) Mtonn | |
| Jette (flyttet til i produksjon) | 70,0 % | ||
| Rettferdiggjort for utbygging | Andel | ||
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
| I produksjon Andel 1P / P90 (lavt estimat) 2P / P50 (beste estimat) |
|||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
||
| (Bto. | |||||||||||
| 31.12.2013 | % | (mill. fat) Mtonn | m3) | (mill. fat) | (mill. fat) | (mill. fat) Mtonn (Bto. m3) (mill. fat) | (mill. fat) | ||||
| Glitne | 10,0 % | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||||||
| Varg | 5,0 % | 1,43 | 1,43 | 0,07 | 2,42 | 2,42 | 0,12 | ||||
| Jotun Unit | 7,0 % | 3,29 | 3,29 | 0,23 | 3,57 | 3,57 | 0,25 | ||||
| Atla | 10,0 % | 0,57 | 0,61 | 4,38 | 0,44 | 0,77 | 0,95 | 6,77 | 0,68 | ||
| Jette (flyttet fra GfU) | 70,0 % | 0,77 | 0,77 | 0,54 | 3,24 | 3,24 | 2,27 | ||||
| Totalt | 1,28 | 3,32 |
| Godkjent for Utbygging | Andel | 1P / P90 (lavt estimat) 2P / P50 (beste estimat) |
|||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
||
| (Bto. | |||||||||||
| 31.12.2013 | % | (mill. fat) Mtonn | m3) | (mill. fat) | (mill. fat) | (mill. fat) Mtonn (Bto. m3) (mill. fat) | (mill. fat) | ||||
| Enoch Unit | 2,0 % | 1,71 | 1,71 | 0,03 | 2,61 | 2,61 | 0,05 | ||||
| Jette (flyttet til i produksjon) | 70,0 % | ||||||||||
| Ivar Aasen (flyttet fra RfU) | 35,0 % | 84,46 | 0,87 | 3,87 | 119,25 | 41,74 | 115,49 | 1,06 | 4,67 | 157,56 | 55,15 |
| Gina Krog (flyttet fra RfU) | 3,3 % | 80,79 | 2,48 | 8,49 | 163,82 | 5,41 | 104,79 | 3,15 ###### 213,67 | 7,05 | ||
| Varg gas (flyttet fra RfU) | 5,0 % | 0,04 | 0,04 | 0,15 | 1,48 | 0,07 | 0,23 | 0,10 | 0,39 | 3,88 | 0,19 |
| Totalt | 47,25 | 62,44 |
| Rettferdiggjort for utbygging | Andel | 1P / P90 (lavt estimat) | 2P / P50 (beste estimat) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
Bto. olje/ kond. |
Bto. NGL |
Bto. gass |
Bto. olje ekviv. |
Nto. olje ekviv. |
|||
| (Bto. | ||||||||||||
| 31.12.2013 | % | (mill. fat) Mtonn | m3) | (mill. fat) | (mill. fat) | (mill. fat) Mtonn (Bto. m3) (mill. fat) | (mill. fat) | |||||
| Ivar Aasen (flyttet til GfU) til |
35 0 % 35,0 |
0 00 0,00 |
0 00 0,00 |
0 00 0,00 |
0 00 0,00 |
|||||||
| Gina Krog (flyttet til GfU) | 3,3 % | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |||||||
| Varg gas (flyttet til GfU) | 5,0 % | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |||||||
| Totalt | 0,00 | 0,00 | ||||||||||
| Nto. endring i reserver (mill. fat oljeekviv.) |
I produksjon | Godkjent for utbygging |
Rettferdiggjort for utbygging |
Totalt | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1P / P90 | 2P / P50 | 1P / P90 2P / P50 1P / P90 | 2P / P50 | 1P / P90 2P / P50 | ||||
| Balanse pr. 31.12.2012 | 0,92 | 1,60 | 2,72 | 4,53 | 38,81 | 59,17 | 42,45 | 65,31 |
| Produksjon | -1,63 | -1,63 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -1,63 | -1,63 |
| Salg/kjøp | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Utvidelser og funn | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Nye utbygginger | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Revisjon av tidligere estimat | 1,98 | 3,34 | 44,53 | 57,91 | -38,81 | -59,17 | 7,70 | 2,08 |
| Balanse pr. 31.12.2013 | 1,28 | 3,31 | 47,25 | 62,44 | 0,00 | 0,00 | 48,52 | 65,76 |
| Endring | 0,36 | 1,71 | 44,53 | 57,91 | -38,81 | -59,17 | 6,07 | 0,45 |
Sverre Skogen, styreleder Tom Røtjer, styremedlem
Anne Marie Cannon, nestleder Kjell Inge Røkke, styremedlem
Kitty Hall (Katherine Jessie Martin), styremedlem Jørgen C Arentz Rostrup, styremedlem
Boreoperasjonene på brønn 7222/11-2 på Langlitinden-prospektet i PL 659 ble ferdigstilt i februar 2014. Det norske er av den oppfatning at de volumene som er påvist i denne brønnen ikke er tilstrekkelige til å rettferdiggjøre en feltutbygging. Balanseførte leteutgifter per 31. desember 2013 er ikke kostnadsført da beløpet anses uvesentlig. Effekten etter skatt er mindre enn NOK 3 millioner.
I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at selskapets årsregnskap for 2013 etter vår beste overbevisning er utarbeidet i samsvar med IFRS som er fastsatt av EU, med krav til tilleggsopplysninger som følger av regnskapsloven. Opplysningene i regnskapet gir et rettvisende bilde av selskapets gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet.
Årsberetningen gir etter vår beste overbevisning en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet og stillingen til selskapet, sammen med en beskrivelse av de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer selskapet står overfor.
Styret i Det norske oljeselskap ASA Trondheim, 11. mars 2014
Bjørn Thore Ribesen, styremedlem Inge Sundet, styremedlem
Tonje Eskeland Foss, styremedlem Øyvind Bratsberg, administrerende direktør Ståle Gjersvold, vara styremedlem
128 ÅRSRAPPORT 2013 ÅRSRAPPORT 2013 129
Nasjonsbyggeren Ivar Aasen krysset Norge i sin innsamling av ord og ordtrykk til det som i dag er nynorsk. Det norske setter verden for våre føtter når vi nå er i gang med utbyggingen av Ivar Aasen-feltet.
132 ÅRSRAPPORT 2013
Finner du ut hvor? Sjekk svaret her
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.