Quarterly Report • Jul 17, 2014
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Trondheim, 17. juli, 2014
| Oppsummering av andre kvartal4 | |
|---|---|
| Resultater6 | |
| Feltresultater og oljepriser 6 |
|
| Helse, miljø og sikkerhet6 | |
| Prosjekter med godkjent PUD 7 |
|
| Andre prosjekter7 | |
| Leting 8 |
|
| Forretningsutvikling8 | |
| Oppkjøp av Marathon Oil Norge AS 9 |
|
| Rapport for første halvår 201410 | |
| Risiko og usikkerhet11 | |
| Hendelser etter kvartalets slutt 11 |
|
| Utsikter12 | |
| Regnskap med noter 14 |
|
(Alle tall i parentes gjelder 2. kvartal 2013)
Det norske oljeselskap ASA ("Det norske" eller "selskapet") hadde inntekter på 454 millioner kroner (286) i andre kvartal, hvor petroleumsinntekter utgjorde 143 millioner kroner og andre inntekter utgjorde 311 millioner kroner, relatert til gevinst fra bytte av eiendeler som ga 40% eierandel i PL457.
Letekostnader på 123 millioner kroner (271) bidro til et driftsoverskudd på 119 millioner kroner (-277). Netto finanskostnader var på -146 millioner kroner (- 49). Nettoresultat for andre kvartal var 167 millioner kroner (-41), etter en skatteinntekt på 193 millioner kroner (284).
Det norskes fire felt i produksjon – Jette, Atla, Varg og Jotun – produserte i snitt 2 698 boepd dette kvartalet, hvorav Jette sto for ca. 65 prosent. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 108 dollar (103) pr. fat.
2P reserver på Ivar Aasen-feltet økte med ca. 35 prosent sammenlignet med årsslutt 2013 etter unitisering av lisensene PL001B, PL242, PL457 og PL338 samt prosessering av ny havbunnseismikk. Etter bytte av to eiendeler som økte Det norskes andel i PL457, har selskapet en andel på 34,78 prosent i det unitiserte feltet.
Den 2. juni annonserte Det norske oppkjøpet av Marathon Oil Norge som gjør selskapet til en solid norsk E&P-aktør med en betydelig produksjon. Sammen med Det norskes utbyggingsprosjekter gir de nye eiendelene selskapet en diversifisert og balansert base av eiendeler og en solid plattform for fremtidig organisk vekst. Etter transaksjonen vil Det norske ha 202 millioner fat oljeekvivalenter (boe) påviste og sannsynlige reserver (2P). Reservene vil øke betydelig når planen for utbygging og drift av Johan Sverdrup blir levert i februar 2015.
I dette kvartalet deltok Det norske i boringen av to undersøkelsesbrønner og to avgrensningsbrønner. Både Terne- og Gotama-prospektene var tørre. Boringen av avgrensningsbrønner på Gohta og Garantiana begynte dette kvartalet, og resultatene ventes å foreligge innen kort tid.
| MNOK = millioner kroner | Q2 14 | Q1 14 | Q4 13 | Q3 13 | Q2 13 | Q1 13 | 2013 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Jette (boepd), 70 % |
1 758 | 1 458 | 2 710 | 4 378 | 3 594 |
0 | 2 683 |
| Atla (boepd), 10 % |
282 | 750 | 1 031 | 981 | 1 446 | 1 253 | 1 177 |
| Varg (boepd), 5 % |
535 | 500 | 412 | 377 | 398 | 425 | 403 |
| Glitne (boepd), 10 % |
0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 43 | 11 |
| Enoch (boepd), 2 % |
0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Jotun Unit (boepd), 7 % |
122 | 188 | 175 | 204 | 175 | 209 | 191 |
| Total produksjon (boepd) | 2 698 | 2 895 | 4 328 | 5 940 | 5 613 | 1 929 | 4 463 |
| Olje- og gassproduksjon (tusen fat oljeekvivalenter) |
245 | 261 | 398 | 547 | 511 | 174 | 1 629 |
| Realisert oljepris (USD/fat) | 108 | 107 | 109 | 112 | 103 | 112 | 107 |
| Driftsinntekter (MNOK) | 454 | 158 | 254 | 324 | 286 | 80 | 944 |
| EBITDA (MNOK) | 201 | -12 | -400 | -348 | -127 | -216 | -1 091 |
| Kontantstrøm fra produksjon (MNOK) | 98 | 112 | 151 | 269 | 227 | 37 | 684 |
| Letekostnader (MNOK) | 123 | 110 | 544 | 588 | 271 | 234 | 1 637 |
| Totale leteutgifter (kostnadsførte og balanseførte) (MNOK) |
304 | 151 | 400 | 581 | 373 | 306 | 1 659 |
| Driftsresultat (MNOK) | 119 | -268 | -1 182 | -518 | -277 | -251 | -2 227 |
| Periodens nettoresultat (MNOK) | 167 | -16 | -329 | -158 | -41 | -20 | -548 |
| Antall lisenser (operatørskap) | 74 (27) | 77 (27) | 80 (33) | 74 (30) | 72 (30) | 69 (28) | 80 (33) |
Driftsinntektene i andre kvartal var på 454 millioner kroner (286). Hovedårsaken til økningen relateres til gevinst på 309 millioner kroner i forbindelse med to lisensbytter vedrørende PL457 beregnet til virkelig verdi (se note 3 for ytterligere informasjon). Total produksjon i andre kvartal var 2 698 boepd. Jette sto for 1 758 boepd (3 594) og Atla for 282 boepd (1 446).
Letekostnadene utgjorde 123 millioner kroner (271). Nedgangen skyldes hovedsakelig reduserte letekostnader ettersom brønnkostnadene i kvartalet var delvis dekket av partnere.
Takket være økte inntekter og reduserte letekostnader ble driftsoverskuddet 119 millioner kroner (-277).
Netto finanskostnader i andre kvartal beløp seg til -146 millioner kroner (-49).
Periodens nettoresultat var 167 millioner kroner (-41) etter en skatteinntekt på 193 millioner kroner (284).
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 237 millioner kroner (-293). Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter var -907 millioner kroner (-595), i hovedsak investeringer i felt under utbygging. Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter var 814 millioner kroner (988) som følge av netto opptrekk på gjeld.
Pr. 30. juni var selskapets beholdninger av betalingsmidler 966 millioner kroner (835). Skattefordring til utbetaling i desember 2014 er 1 422 millioner kroner (1 283), og skattefordring til utbetaling i desember 2015 er 415 millioner kroner (576).
Selskapets egenkapitalandel pr. 30. juni 2014 var 28,1 prosent (37,7). Funn og felt under utbygging bidro til totale eiendeler på 11 898 millioner kroner (9 742) pr. 30. juni 2014.
Det norske produserte 245 475 fat oljeekvivalenter (boe) i andre kvartal 2014. Dette tilsvarer 2 698 boepd (5 613). Gjennomsnittlig realisert oljepris var 108 dollar (103) pr. fat, mens gassen ble solgt til gjennomsnittlig 1,8 kroner (2,2) pr. standard kubikkmeter (Sm3 ).
Jette (70 prosent, operatør) kom i produksjon i mai 2013. Med en gjennomsnittlig produksjon på 1 758 boepd (3 594) netto i andre kvartal sto Jette for 65 prosent av den totale produksjonen. Jette-feltet hadde stabil produksjon fra begge brønnene i andre kvartal. I andre kvartal har selskapet fått reallokert 31 340 fat fra Jotun-feltet for tidligere perioder.
Atla (10 prosent, partner) produserte i gjennomsnitt 282 boepd netto (1 446) i andre kvartal og sto for 10 prosent av den totale produksjonen. Den lave produksjonen på Atla dette kvartalet forklares med vedlikehold på Heimdalfeltet fra slutten av april og ut juni.
Varg (5 prosent, partner) produserte 535 boepd netto (398) til Det norske i andre kvartal, tilsvarende 20 prosent av produksjonen totalt.
Den gjennomsnittlige produksjonsraten på Jotun (7 prosent, partner) var 122 boepd netto (175) til Det norske i andre kvartal, som tilsvarer 5 prosent av produksjonen totalt. Produksjonen holdt seg stabil i løpet av kvartalet.
Selskapet er opptatt av å sikre at utbyggingen av alle dets prosjekter skjer i henhold til de høyeste HMS-standarder i oljebransjen.
Ivar Aasen-prosjektet avholdt sin tredje HMS-konferanse i Trondheim i begynnelsen av mai. Temaet for konferansen var driftssikkerhet, og deltakerne på konferansen var 60 ledende ansatte fra Det norske og selskapets leverandører.
I juni begynte forberedelsene til HMS-aktivitetene i forbindelse med sammenslåingen av Det norske og Marathon Oil Norge. Arbeidet omfatter alt fra styrende dokumenter, HMS-rutiner og beredskap til myndighetskommunikasjon.
De sentrale prosjekterings- og byggeaktivitetene på Ivar Aasen-prosjektet forløper etter planen med planlagt produksjonsstart forventet i fjerde kvartal 2016.
Ivar Aasen bygges ut med stålunderstell. Plattformdekket vil ha boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon.
I juni undertegnet Det norske en unitiseringsavtale for utbyggingen av Ivar Aasen-feltet på Utsirahøyden i Nordsjøen med lisenshaverne i PL001B, PL242, PL457 og PL338. Det norske er operatør og vil ha 34,7862 prosent etter unitiseringen, når eierandelen på 40 prosent i PL457 er overtatt fra Spike Exploration og E.ON E&P Norge AS som tidligere annonsert.
Unitiseringen omfatter Ivar Aasen og West Cable-forekomstene. Hanzforekomsten forblir i PL028B, hvor Det norske er operatør og har en eierandel på 35 prosent. Hanz planlegges utbygd i fase 2 av Ivar Aasen-utbyggingen.
Det norske estimerer brutto påviste og sannsynlige reserver (2P) for Ivar Aasen-utbyggingen (inkludert Hanz) på om lag 210 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe), en økning på ca. 35 prosent sammenlignet med 2P-reserver ved årsslutt 2013. Netto til Det norske utgjør dette rundt 74 mmboe. Reserveøkningen er et resultat av inkludering av volumer i PL457 og PL338, samt positive resultater fra 16/1-16-brønnen in PL457 og havbunnsseismikk prosessert i forbindelse med en oppdatert dreneringsstrategi som ble oversendt til Olje- og energidepartementet 30. juni 2014.
Den oppdaterte dreneringsstrategien har ikke identifisert behov for ytterligere brønner for å utvikle Ivar Aasen-feltet. Totale investeringer for Ivar Aasenutbyggingen er estimert til 27,4 milliarder kroner (nominell verdi), som er uendret i forhold til planen for utbygging og drift (PUD).
Partnere i utbyggingen er Statoil, Bayerngas, Wintershall, VNG, Lundin og OMV.
Utbyggingen av Gina Krog-feltet er i rute, og oppstart er planlagt til Q1 2017.
Feltutbyggingsplanen omfatter et stålunderstell og et integrert plattformdekk med boligkvarter og prosesseringsanlegg. Oljen fra Gina Krog vil bli eksportert til markedene med skytteltankere, mens gassen vil bli ført ut via Sleipner-plattformen.
Som pre-unitoperatør for Johan Sverdrup-feltet gjorde Statoil de sentrale delene av konseptvalget offentlig kjent i februar 2014, da beslutningspunkt 2 (DG2) ble passert i pre-unitpartnerskapet for Johan Sverdrup. Fase 1 omfatter etablering av et feltsenter bestående av en prosessplattform, en boreplattform, en stigerørsplattform og en boligplattform. Planen er at PUD for fase 1 for Johan Sverdrup skal sendes inn til myndighetene senest i første kvartal 2015, med planlagt produksjonsstart i fjerde kvartal 2019. Rettighetshaverne på Johan Sverdrup har innledet forhandlinger om en unitiseringsavtale. PUD forventes behandlet i Stortingets vårsesjon 2015. Konseptet for fasene fremover vil bli vedtatt i en egen beslutningsprosess etter fase 1 av PUD.
Det omfattende arbeidet på fase 1 av DG3/PUD fortsatte i andre kvartal og gikk stort sett etter planen både hos Statoil og hos eksterne leverandører som står for forprosjekteringen (Front End Engineering and Design – FEED), som etter planen skal være klar i november. Aker Solutions har hovedkontrakten på forprosjekteringen av plattformenheten. I tillegg er det inngått andre kontrakter om undervannsanlegg, rørledninger, landkraft osv.
I andre kvartal ble det undertegnet en intensjonserklæring med Kværner om levering av to av de planlagte stålunderstellene til Johan Sverdruputbyggingen. Understellet til stigerørsplattformen skal leveres sommeren 2017 og understellet til boreplattformen våren 2018.
I fase 1 får stigerørsplattformen kraft fra land, anslagsvis 100 MW. Også fremtidige faser av Johan Sverdrup skal ha landkraft, i likhet med tre andre felt som bygges ut på Utsirahøyden (Ivar Aasen, Gina Krog og Edvard Grieg). Stortinget har bestemt at Utsirahøyden skal være fullt elektrifisert innen 2022.
Etter å ha boret avgrensningsbrønn 16/2-19 på Geitungen i den nordre delen av Johan Sverdrup-feltet i PL 265 vedtok partnerne å bore et sidesteg (16/219 A) rundt en kilometer sørvest for å få klarhet i hvor langt nord hovedreservoaret på Johan Sverdrup-feltet strekker seg inn i sandstein i Draupne-formasjonen. Boringen av sidesteget var ferdig i april og hadde da påtruffet et 13 meters oljeførende intervall i Draupne-formasjonen, hvorav 3 meter av fremragende reservoarkvalitet. Resultatene fra brønnene vil bli tatt inn i arbeidet med utviklingen av Johan Sverdrup-feltet. Brønn 16/2-19 A var avslutningen på et digert avgrensningsprogram på Johan Sverdrup som nå omfatter 32 lete-/avgrensningsbrønner inkludert geologiske sidesteg.
Selskapets kostnader relatert til leting var 304 millioner kroner i andre kvartal, hvorav 123 millioner kroner ble bokført som leteutgifter.
Letebrønn 31/2-21 på Gotama-prospektet i PL550 i Nordsjøen var ferdig boret i mai. Brønnen støtte ikke på sandstein av reservoarkvalitet i hovedmålet i øvre Jura. Det ble påtruffet sandsteiner med god kvalitet i sekundærmålene, men disse var vannførende.
Boring av letebrønn 6507/5-7 på Terne-prospektet i PL558 Norskehavet ble avsluttet i juni uten å treffe på hydrokarboner. Det norske inngikk en "farm out"-avtale om 10 prosent av lisensen mot en avtale med Petrolia Norway AS om delvis dekning av kostnader.
Boring av avgrensningsbrønn 7120/1-4S på Gohta-funnet i PL492 i Barentshavet startet i slutten av mai. Målet med denne brønnen, som ligger 5,7 kilometer nordvest for den opprinnelige Gohta-brønnen, er å teste reservoaregenskaper og hydrokarbonpotensialet i de permiske bergartene i Gohta karst Røye-formasjonen og den overliggende sandsteinen i Kobbeformasjonen.
Boring av avgrensningsbrønn 34/6-3S på Garantiana-funnet i PL554 i Nordsjøen ble påbegynt i andre kvartal. Målet med denne brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i Cook-formasjonen fra tidlig Jura.
Som et ledd i det kontinuerlige arbeidet med å optimere porteføljen gir Det norske regelmessig avkall på letelisenser og inngår regelmessig "farm in"- og "farm out"-avtaler.
I andre kvartal 2014 inngikk Det norske en "farm out"-avtale med Petrolia Norway AS om 10 prosent av PL558 mot delvis kostnadsdekning. Transaksjonen er godkjent av partnerskapet og er inne til godkjenning hos myndighetene.
Det norske inngikk også en avtale med Spike Exploration om å bytte 10 prosent eierandel i lisens 554/B/C som inneholder oljefunnet Garantiana, mot 20 prosent eierandel i lisens 457, som inneholder deler av Ivar Aasenforekomsten. Lisens 457 ligger på Utsirahøyden i Nordsjøen rett øst for Ivar Aasen (lisens 001B), der Det norske har 35 prosent og er operatør. Etter at Asha-funnet ble gjort sent i 2012, ble det fastslått at Ivar Aasen strekker seg over i lisens 457. Transaksjonen skal godkjennes av myndighetene.
Videre har Det norske undertegnet en avtale med E.ON E&P Norge AS (E.ON) om å bytte to letelisenser og et kontantvederlag mot 20 prosent eierandel i lisens 457. Med denne avtalen og avtalen med Spike vil Det norske ha en eierandel på 40 prosent i PL457. Etter transaksjonen vil selskapets andel i lisens 613 i Barentshavet være redusert fra 35 prosent til 20 prosent og dets andel i lisens 676 S i Nordsjøen fra 20 prosent til 10 prosent.
Den 2. juni 2014 kunne Det norske melde at selskapet hadde inngått avtale om å overta Marathon Oil Norge AS ("MONAS") for et kontantvederlag på 2,1 milliarder dollar.
Kontantvederlaget tar utgangspunkt i en bruttoverdi på 2,7 milliarder dollar og er justert for gjeld, netto arbeidskapital og renter på netto kjøpesum. Effektiv dato for transaksjonen er 1. januar 2014. Avtalen er ventet gjennomført i løpet av fjerde kvartal 2014, med forbehold om godkjenning fra myndighetene.
Marathon i Norge passer godt med Det norske.
Etter transaksjonen vil Det norske ha 202 mmboe i påviste og sannsynlige reserver (2P) (slutten av 2013). Det sammenslåtte selskapet vil dessuten ha betingede ressurser på 101 mmboe, ressursene fra Johan Sverdrup ikke medregnet. På toppen av dette er det ytterligere oppsider i porteføljen til Marathon Oil Norge anslått til om lag 80 millioner fat oljeekvivalenter. Samlet produksjon for de to selskapene var i 2013 rundt 84 000 fat olje pr. dag. Det gjør Det norske til et av de største uavhengige børsnoterte olje- og gasselskapene i Europa når det gjelder produksjon.
Det norske har sikret seg en fullt ut forpliktende og garantert lånefasilitet for hele kontantvederlaget i forbindelse med oppkjøpet. Lånefasiliteten er gitt av BNP PARIBAS, DNB, Nordea og SEB. Den 8. juli 2014 undertegnet selskapet en reservebasert lånefasilitet (RBL-fasilitet) som er fullt ut garantert av de samme bankene. RBL-fasiliteten er en syvårig sikret lånefasilitet på 3,0 milliarder dollar og inkluderer i tillegg en ikke-bindende trekkrettighet på 1,0 milliard dollar. Denne langsiktige lånefasiliteten vil erstatte oppkjøpsfinansieringen på 2,2 milliarder dollar ved gjennomføring av oppkjøpet av Marathon Oil Norge og vil refinansiere Det norskes nåværende lånefasilitet.
Som en del av selskapets langsiktige finansieringsplan vil egenkapitalen bli styrket gjennom en fortrinnsrettsemisjon med en økning i aksjekapitalen med et bruttoproveny i norske kroner som tilsvarer 500 millioner dollar. Selskapets største aksjonær Aker ASA har forpliktet seg til å tegne seg for selskapets 49,99 prosent pro rata-andel. De resterende 50,01 prosent er garantert fulltegnet av et konsortium av banker. Med dette har Det norske sikret finansieringen av selskapets planer fram til produksjonsstart på Johan Sverdrup-feltet.
Oppkjøpet av Marathon Oil Norge vil gjøre Det norske økonomisk mer robust for å møte eventuelle endringer i fremtidige investeringskostnader. Det vil også forbedre selskapets kredittprofil og redusere kapitalkostnaden.
Etter oppkjøpet vil Det norske ha mer enn 450 ansatte. Ingen ansatte vil bli overflødige som følge av overtakelsen, snarere er det mange muligheter i en organisasjon i vekst.
Avtalen er ventet gjennomført i løpet av fjerde kvartal 2014, med forbehold om norske og europeiske myndigheters godkjennelse.
| 30. juni 2014 | 30. juni 2013 | |
|---|---|---|
| Olje- og gassproduksjon (fat) |
506 045 |
684 422 |
| Realisert oljepris (USD/fat) | 107,7 | 103,7 |
| Driftsinntekter (MNOK) | 612 | 366 |
| Letekostnader (MNOK) | 233 | 504 |
| Driftsresultat (MNOK) | -149 | -527 |
| Periodens resultat (MNOK) | 151 | -62 |
| Totale letekostnader (resultat og balanse) |
455 | 679 |
| Antall lisenser (operatørskap) | 74 (27) | 70 (42) |
Selskapet oppnådde i første halvår driftsinntekter på 612 millioner kroner (366). Den totale produksjonen fra selskapets produksjonsanlegg var på 506 045 fat (684 422). Realisert oljepris var 107,7 (103,7) dollar pr. fat. Driftsresultatet for første halvår 2014 ble 149 (-527) millioner kroner, hovedsakelig som følge av leteutgifter, av- og nedskrivninger.
I tråd med selskapets regnskapsprinsipper er utgiftene ved boring av tørre brønner kostnadsført, mens utgiftene ved boring av brønner som påtreffer hydrokarboner, er aktivert i påvente av endelig vurdering av kommersialitet. Totalt har selskapet kostnadsført 103 millioner kroner (283) i forbindelse med boring av tørre brønner i første halvår 2014, mens 1 654 millioner kroner (2 340) er aktivert i balansen pr. 30. juni 2014.
Det norske deltok i fire undersøkelsesbrønner som ble ferdigstilt i første halvår 2014, nemlig Trell i PL102F, Langlitinden i PL659, Gotama i PL550 og Terne i PL558. Trell var et lite funn, mens Langlitinden ble ansett å ikke ha noe kommersielt potensial. Gotama og Terne ble klassifisert som tørre.
Også boring av avgrensningsbrønnen Gohta-2 i Barentshavet og av Garantiana-2-brønnen i Nordsjøen ble påbegynt i andre kvartal. Boringen pågår fortsatt.
Det norske ble tildelt seks nye lisenser i TFO 2013 (tildeling i forhåndsdefinerte områder), hvorav to som operatør. Alle de nye lisensene ligger i Nordsjøen.
Det var god fremdrift på Ivar Aasen-prosjektet i første halvår 2014. I løpet av mars ble det første stålet til boligkvarteret kuttet hos Apply Leirvik. I slutten av andre kvartal ble forhandlingene om unitisering av lisensene på PL001B, PL242, PL457 og PL338 ferdigstilt. Det norske er operatør på Ivar Aasenutbyggingen og har en eierandel der på 34,7862 prosent. Økningen i 2Preserver på 35 prosent er et resultat av inkludering av volumer i PL457 og PL338, samt positive resultater fra 16/1-16-brønnen in PL457 og havbunnsseismikk prosessert i forbindelse med en oppdatert dreneringsstrategi som ble oversendt til Olje- og Energidepartementet 30. juni 2014.
Når det gjelder Johan Sverdrup-feltet, meldte Statoil i forbindelse med passering av beslutningspunkt 2 (DG2) i februar 2014 at feltet forventes å ha en full produksjonskapasitet i området 550 000–650 000 fat oljeekvivalenter pr. dag. Produksjonskapasiteten i fase 1 vil ligge på mellom 315 000 og 375 000 fat oljeekvivalenter pr. dag. Brutto betingede utvinnbare ressurser er på mellom 1 800 og 2 900 millioner fat oljeekvivalenter. Totale investeringer i første fase er anslått til mellom 100 og 120 milliarder kroner og inkluderer avsetninger for uforutsette endringer og for eventuell prisutvikling i markedet. Fase 1 har kapasitet til å produsere mer enn 70 % av de samlede ressursene på Johan Sverdrup-feltet.
Oppkjøpet av Marathon Oil Norge ble gjort kjent i juni 2014. Med oppkjøpet blir selskapet en solid norsk E&P-aktør med en betydelig produksjon på norsk sokkel. Sammen med Det norskes utbyggingsprosjekter gir de nye eiendelene selskapet en diversifisert og balansert base av eiendeler og en solid plattform for fremtidig organisk vekst. Etter transaksjonen vil Det norske ha 202 millioner fat oljeekvivalenter (boe) i påviste og sannsynlige reserver (2P). Reservene vil øke betydelig når plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup blir levert i februar 2015.
Investeringer i Det norske involverer risikoer og usikkerhet som beskrevet i selskapets årsrapport for 2013.
Som et oljeselskap med virksomhet på norsk kontinentalsokkel er det usikkerhet knyttet til leteresultater, reserve- og ressursanslag og utbyggingskostnader Det kan være usikkerhet knyttet til feltenes produksjon over tid.
Selskapet er eksponert for ulike former for finansiell risiko, herunder men ikke begrenset til svingninger i oljepris, valutakurser, renter og kapitalbehov. Disse er omtalt i selskapets årsberetning og note 29 i årsrapporten for 2013. Selskapet er også eksponert for usikkerheten i de internasjonale kapitalmarkedene, og vanskelig tilgang på kapital kan påvirke i hvilket tempo selskapet kan gjennomføre utbyggingsprosjekter. Pr. 30. juni 2014 har Det norske ikke inngått kontrakter eller derivater som sikrer mot svingninger i oljepris, men selskapet har inngått enkelte valutaterminkontrakter og renteswapavtaler.
Det er flere risikoer ved gjennomføringen av oppkjøpet av Marathon. Risikoene knytter seg til sammenslåingen av Marathon Norges virksomhet med Det norskes, om Det norske kan overdra Marathon Norges løpende kontrakter, eventuelt overta dem på samme vilkår, samt risikoen for å miste sentrale personer hos Marathon. Videre er det viktig at selskapet klarer å hente ut synergier fra konsoliderte skatteposisjoner, men det er også risiko for betingede eller andre forpliktelser i Marathon Norge. Av annen forretningsrisiko etter overtakelsen av Marathon kan nevnes risikoen for uventet produksjonsstans på Alvheim FPSO og risiko i forbindelse med reservasjon av gasstransportkapasitet.
Den 3. juli 2014 vedtok ekstraordinær generalforsamling å gjennomføre en fortrinnsrettsemisjon med en økning i egenkapitalen med et bruttoproveny i norske kroner som tilsvarer 500 millioner dollar. Prospektet ble godkjent av Finanstilsynet 9. juli 2014. Gjennom fortrinnsrettsemisjonen vil selskapet utstede 61 911 239 nye aksjer à 48,50 kroner. Etter emisjonen vil det totalt være 202 618 602 aksjer i selskapet. Hver aksjeeier gis 11 tegningsretter pr. 25 aksjer i selskapet. Tegningsperioden utløper 29. juli 2014. Betaling for aksjene er forventet 4. august 2014 og levering av aksjene er forventet 6. august 2014. BNP PARIBAS, DNB Markets, J.P Morgan Securities, Nordea Markets og Skandinaviska Enskilda Banken for tilretteleggere for fortrinnsrettsemisjonen.
Den 8. juli 2014 undertegnet selskapet en reservebasert lånefasilitet (RBLfasilitet) som er fullt ut garantert av BNP Paribas, DNB, Nordea og SEB. RBLfasiliteten er en syvårig sikret lånefasilitet på 3,0 milliarder dollar og inkluderer i tillegg en ikke-bindende trekkrettighet på 1,0 milliard dollar. Denne langsiktige lånefasiliteten vil erstatte oppkjøpsfinansieringen på 2,2 milliarder dollar ved gjennomføring av oppkjøpet av Marathon Oil Norge og vil refinansiere Det norskes nåværende lånefasilitet.
Vilkårene for RBL-fasiliteten er bedre enn for den kreditten selskapet har i dag. Rente er LIBOR pluss 2,75 prosent p.a., med et opptrekksgebyr på 0,25 prosent eller 0,5 prosent av opptrukket beløp.
I juli utnevnte Det norske de fleste i den nye ledergruppen som skal overta i Det norske fra fjerde kvartal 2014 etter sammenslåingen med Marathon Oil Norge. Konsernsjef Karl Johnny Hersvik vil ha med seg en gruppe på elleve konserndirektører, hvorav åtte allerede er utnevnt:
Foreløpig ubesatte stillinger (fungerende i parentes):
Overtakelsen av Marathon i Norge er en transaksjon som vil omdanne Det norske. Marathon Norges portefølje av oljeproduserende eiendeler, sammen med Det norskes utbyggingsprosjekter, gir selskapet en diversifisert og balansert base av eiendeler og en solid plattform for fremtidig organisk vekst. Arbeidet med sammenslåingen av de to organisasjonene er godt i gang, og transaksjonen forventes gjennomført i fjerde kvartal 2014.
Med den nye reservebaserte lånefasiliteten og den pågående emisjonen har selskapet sikret finansieringen av sine planer fram til produksjonsstart på Johan Sverdrup-feltet.
Ivar Aasen og Johan Sverdrup er Det norskes to viktigste utbyggingsprosjekter, og begge prosjektene forløper etter planen. Unitiseringsforhandlingene for Johan Sverdrup pågår fortsatt.
Ut fra foreliggende planer vil Det norske delta i ca. ti letebrønner i løpet av 2014.
| Q2 | 01.01. - 30.06. | Q2 | 01.01. - 30.06. | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i NOK 1 000) | Note | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | (Alle tall i NOK 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Petroleumsinntekter Andre driftsinntekter |
2 | 143 227 310 626 |
283 804 1 822 |
298 327 313 867 |
362 513 3 452 |
Periodens resultat | 166 652 | -41 488 | 150 869 | -61 814 |
| 3 | ||||||||||
| Driftsinntekter | 453 853 | 285 626 | 612 195 | 365 965 | Totalresultat | 166 652 | -41 488 | 150 869 | -61 814 | |
| Utforskningskostnader | 4 | 123 492 | 270 635 | 233 075 | 504 374 | |||||
| Produksjonskostnader | 45 301 | 57 086 | 88 251 | 98 598 | ||||||
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader | 7 | 4 859 | 28 515 | 9 417 | 30 042 | |||||
| Avskrivninger | 6 | 82 109 | 147 844 | 170 971 | 182 842 | |||||
| Nedskrivninger Andre driftskostnader |
5,6 7 |
78 852 | 1 700 56 619 |
167 373 92 157 |
1 700 75 827 |
|||||
| Driftskostnader | 334 613 | 562 400 | 761 244 | 893 382 | ||||||
| Driftsresultat | 119 240 | -276 773 | -149 049 | -527 417 | ||||||
| Renteinntekter | 8 | 9 635 | 6 217 | 21 779 | 13 419 | |||||
| Annen finansinntekt | 8 | 17 652 | 34 581 | 52 316 | 55 183 | |||||
| Rentekostnader | 8 | 104 374 | 42 610 | 191 126 | 55 358 | |||||
| Annen finanskostnad | 8 | 68 682 | 47 103 | 89 212 | 94 256 | |||||
| Netto finansposter | -145 769 | -48 915 | -206 244 | -81 012 | ||||||
| Resultat før skattekostnad | -26 529 | -325 688 | -355 293 | -608 429 | ||||||
| Skattekostnad(+)/skatteinntekt(-) | 9 | -193 181 | -284 200 | -506 162 | -546 615 | |||||
| Periodens resultat | 166 652 | -41 488 | 150 869 | -61 814 | ||||||
| Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i per. Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i per. utvannet |
140 707 363 140 707 363 |
140 707 363 140 707 363 |
140 707 363 140 707 363 |
140 707 363 140 707 363 |
||||||
| Resultat etter skatt pr. aksje | 1,18 | -0,29 | 1,07 | -0,44 | ||||||
| Resultat etter skatt pr. aksje - utvannet | 1,18 | -0,29 | 1,07 | -0,44 |
| Q2 | 01.01. - 30.06. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Totalresultat |
| (Alle tall i NOK 1 000) | Note | 30.06.2014 | (Urevidert) 30.06.2013 |
(Revidert) 31.12.2013 |
(Alle tall i NOK 1 000) | Note | (Urevidert) 30.06.2014 |
30.06.2013 | (Revidert) 31.12.2013 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EIENDELER | EGENKAPITAL OG GJELD | ||||||||
| Immaterielle eiendeler | Innskutt egenkapital | ||||||||
| Goodwill | 6 | 321 120 | 387 551 | 321 120 | Aksjekapital | 14 | 140 707 | 140 707 | 140 707 |
| Aktiverte leteutgifter | 6 | 1 654 163 | 2 340 490 | 2 056 100 | Overkursfond | 3 089 542 | 3 089 542 | 3 089 542 | |
| Andre immaterielle eiendeler | 6 | 973 286 | 718 305 | 646 299 | |||||
| Utsatt skattefordel | 9 | 820 344 | 630 423 | ||||||
| Varige driftsmidler | Sum innskutt egenkapital | 3 230 249 | 3 230 249 | 3 230 249 | |||||
| Varige driftsmidler | 6 | 4 104 748 | 2 650 744 | 2 657 566 | Opptjent egenkapital | ||||
| Annen egenkapital | 109 089 | 444 112 | -41 780 | ||||||
| Finansielle eiendeler | |||||||||
| Langsiktige fordringer | 12 | 105 380 | 89 788 | 125 432 | Sum egenkapital | 3 339 339 | 3 674 361 | 3 188 470 | |
| Beregnet skatt til utbetaling | 9 | 415 474 | 575 601 | ||||||
| Andre langsiktige eiendeler | 10 | 288 216 | 205 756 | 285 399 | |||||
| Sum anleggsmidler | 8 682 731 | 6 968 236 | 6 722 340 | Avsetning for forpliktelser | |||||
| Pensjonsforpliktelser | 44 657 | 59 531 | 66 512 | ||||||
| Utsatt skatt | 9 | 155 374 | |||||||
| Varer | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 21 | 831 755 | 867 394 | 828 529 | ||||
| Varelager | 34 284 | 37 446 | 40 880 | Andre avsetninger for forpliktelser | 522 | 780 | |||
| Fordringer | Langsiktig gjeld | ||||||||
| Kundefordringer | 16 | 10 837 | 367 027 | 134 221 | Obligasjonslån | 19 | 2 477 296 | 590 816 | 2 473 582 |
| Andre kortsiktige fordringer | 11 | 757 967 | 226 705 | 499 419 | Annen rentebærende gjeld | 20 | 2 470 125 | 2 147 322 | 2 036 907 |
| Kortsiktige plasseringer | 24 360 | 23 875 | 24 075 | Derivater | 15 | 51 262 | 39 666 | 49 453 | |
| Beregnet skatt til utbetaling | 9 | 1 421 849 | 1 283 074 | 1 411 251 | |||||
| Kortsiktig gjeld | |||||||||
| Betalingsmidler | Kortsiktig lån | 17 | 1 183 537 | 1 272 562 | 478 050 | ||||
| Betalingsmidler | 13 | 965 962 | 835 391 | 1 709 166 | Leverandørgjeld | 497 352 | 165 370 | 452 435 | |
| Offentlige trekk og avgifter | 26 911 | 21 037 | 23 579 | ||||||
| Sum omløpsmidler | 3 215 258 | 2 773 517 | 3 819 011 | Fjerningsforpliktelser | 21 | 165 274 | 147 375 | ||
| Annen kortsiktig gjeld | 18 | 809 960 | 748 319 | 795 680 | |||||
| Sum gjeld | 8 558 650 | 6 067 392 | 7 352 882 | ||||||
| SUM EIENDELER | 11 897 989 | 9 741 754 | 10 541 352 | SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 11 897 989 | 9 741 754 | 10 541 352 |
| Opptjent egenkapital | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i NOK 1 000) | Aksjekapital | Overkurs | Annen innskutt egenkapital |
Andre inntekter og kostnader |
Annen egenkapital |
Sum annen egenkapital |
Sum egenkapital |
||
| Egenkapital pr. 31.12.2012 | 140 707 | 3 089 542 | 3 600 107 | -2 188 | -3 091 994 | 505 926 | 3 736 175 | ||
| Periodens totalresultat 1.1.2013 - 30.06.2013 Egenkapital pr. 30.06.2013 |
140 707 | 3 089 542 | 3 600 107 | -2 188 | -61 814 -3 153 808 |
-61 814 444 112 |
-61 814 3 674 361 |
||
| Periodens totalresultat 1.7.2013 - 31.12.2013 Egenkapital pr. 31.12.2013 |
140 706 | 3 089 542 | 3 600 107 | 894 -1 294 |
-486 785 -3 640 593 |
-485 891 -41 780 |
-485 891 3 188 470 |
||
| Periodens totalresultat 1.1.2014 - 30.06.2014 Egenkapital pr. 30.6.2014 |
140 707 | 3 089 542 | 3 600 107 | -1 294 | 150 869 -3 489 724 |
150 869 109 089 |
150 869 3 339 339 |
| Q2 | 01.01. - 30.06 | År | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i NOK 1000) | Note | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | 2013 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | ||||||
| Resultat før skattekostnad | -26 529 | -325 688 | -355 293 | -608 429 | -2 545 327 | |
| Betalte skatter i perioden | -26 585 | |||||
| Periodens mottatte skattefordring | 1 318 430 | |||||
| Avskrivninger | 6 | 82 109 | 147 844 | 170 971 | 182 842 | 470 529 |
| Nedskrivninger | 5 | 1 700 | 167 373 | 1 700 | 666 135 | |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 21 | 13 231 | 10 812 | 26 151 | 20 736 | 42 765 |
| Gevinst/tap ved bytte av lisenser, eks. pro&contra oppgjør | 3 | -303 622 | 734 | -303 622 | 734 | 734 |
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 8 | 3 200 | -9 077 | 817 | -6 369 | 3 174 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 8 | 9 824 | 9 307 | 19 887 | 18 598 | 88 458 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 4,6 | 30 195 | 119 394 | 103 214 | 282 957 | 1 150 541 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | 401 649 | -361 989 | 174 897 | -374 651 | 141 786 | |
| Endring i andre korsiktige tidsavgrensningskostnader | 28 091 | 113 666 | -255 705 | -78 258 | -394 934 | |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | 238 148 | -293 296 | -251 309 | -560 139 | 915 707 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | ||||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 21 | -2 320 | -11 313 | -5 027 | -13 370 | -36 739 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 6 | -651 027 | -297 028 | -1 240 638 | -758 213 | -1 495 709 |
| Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 6 | -308 448 | -288 504 | -431 340 | -524 511 | -1 358 941 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | 54 046 | 1 225 | 54 628 | 1 225 | 86 472 | |
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -907 749 | -595 620 | -1 622 377 | -1 294 868 | -2 804 917 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | ||||||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | 17 | -1 500 000 | ||||
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | 19,20 | -290 927 | -2 185 102 | |||
| Opptak av langsiktig gjeld | 19,20 | 314 494 | 688 601 | 721 409 | 836 217 | 4 729 297 |
| Opptak av kortsiktig gjeld | 17 | 500 000 | 300 000 | 700 000 | 700 000 | 1 400 000 |
| Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter | 814 494 | 988 601 | 1 130 482 | 1 536 217 | 2 444 195 | |
| Netto endring i betalingsmidler | 144 893 | 99 685 | -743 204 | -318 790 | 554 985 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt |
13 | 821 069 965 962 |
735 706 835 391 |
1 709 166 965 962 |
1 154 182 835 391 |
1 154 182 1 709 166 |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt: | ||||||
| Bankinnskudd | 950 566 | 823 391 | 950 566 | 823 391 | 1 693 319 | |
| Bundne bankinnskudd | 15 396 | 12 000 | 15 396 | 12 000 | 15 847 | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 13 | 965 962 | 835 391 | 965 962 | 835 391 | 1 709 166 |
Denne delårsrapporten er utarbeidet i henhold til internasjonale standarder for finansiell rapportering (IFRS), utgitt av styret i IASB og i tråd med IAS 34 "Delårsrapportering". Delårsrapporten inneholder derfor ikke all informasjon som er påkrevd etter full IFRS. Kvartalsrapporten er urevidert.
Regnskapsprinsippene som er benyttet i denne rapporten er i all vesentlighet i samsvar med prinsippene benyttet i årsregnskapet for 2013. Som nevnt i årsrapporten, er det noen nye og endrede standarder med ikrafttredelse fra 1. januar 2014. Standardene er implementert i 2014, men har ikke vesentlig påvirkning på regnskapet.
| Q2 | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av inntekter: | 2014 | 2013 | 01.01. - 30.06 2014 |
2013 | |
| Inntektsførte oljeinntekter | 142 080 | 237 323 | 270 621 | 284 621 | |
| Inntektsførte gassinntekter | -4 550 | 39 315 | 17 341 | 65 130 | |
| Tariffinntekter | 5 697 | 7 167 | 10 365 | 12 762 | |
| Sum petroleumsinntekter | 143 227 | 283 804 | 298 327 | 362 513 | |
| Spesifikasjon av produserte volumer (fat): | |||||
| Olje | 207 380 | 383 813 | 403 140 | 469 154 | |
| Gass | 38 095 | 126 970 | 102 905 | 215 268 | |
| 245 475 | 510 783 | 506 045 | 684 422 |
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| Andre driftsinntekter | 310 626 | 1 822 | 313 867 | 3 452 |
I juni inngikk Det norske to avtaler om bytte av lisensandeler som øker selskapets andel i Ivar Aasen-feltet. I henhold til selskapets regnskapsprinsipper skal bytte av eiendeler måles til virkelig verdi, med mindre transaksjonen mangler kommersiell substans eller virkelig verdi ikke kan måles pålitelig. I dette byttet er virkelig verdi beregnet på eiendelen som mottas, ved diskontering av estimerte framtidige kontantstrømmer.
Total gevinst relatert til de to byttene som inkluderer 40% av PL 457 er beregnet til NOK 309 millioner.
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av utforskningskostnader: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Seismikk, brønndata, feltstudier og andre letekostnader | 48 159 | 68 137 | 65 963 | 128 482 |
| Viderebelastning av riggkostnader | -19 302 | -25 824 | -66 348 | -64 242 |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl. seismikk | 38 525 | 27 550 | 76 382 | 65 535 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år | 7 993 | 82 812 | 21 427 | 96 805 |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | 22 202 | 36 583 | 81 787 | 186 153 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som utforskningskost. | 21 315 | 75 000 | 44 674 | 83 000 |
| Forsknings- og utviklingskostnader relatert til leteaktivitet | 4 600 | 6 378 | 9 190 | 8 641 |
| Sum utforskningskostnader | 123 492 | 270 636 | 233 075 | 504 374 |
Produksjon på Jette-feltet er lavere enn forventet, noe som har ført til en revurdering og reduksjon av reservene. Det er som følge av dette foretatt en nedskrivningsvurdering som resulterte i en nedskrivning i første kvartal på NOK 167 millioner før skatt, som tilsvarer NOK 36 millioner etter skatt. Nedskrivingen er i sin helhet relatert til varige driftsmidler.
For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjennvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Følgende forutsetninger er benyttet:
* diskonteringsrente på 8,2 prosent nominelt etter skatt
* en langsiktig inflasjonsforventning på 2,5 prosent
* en langsiktig forventning til valutakurs på NOK/USD 6,00
* oljepriser er basert på forwardkurve
| Q2 | 01.01. - 30.06 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Avstemming av nedskrivninger i resultatregnskapet: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| Nedskrivning av immaterielle eiendeler | 1 700 | 1 700 | |||
| Nedskrivning av varige driftsmidler | 167 373 | ||||
| Sum nedskrivninger i resultatregnskapet | 1 700 | 167 373 | 1 700 |
| Varige driftsmidler | Felt under | Produksjons anlegg inkl. |
Inventar, kontor |
Immaterielle eiendeler | |
|---|---|---|---|---|---|
| utbygging * | brønner | maskiner o.l. | Totalt | ||
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 1 647 173 | 947 956 | 62 437 | 2 657 566 | |
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 1 647 173 | 4 399 452 | 156 375 | 6 203 000 | |
| Tilgang | 567 662 | 9 635 | 12 314 | 589 611 | |
| Reklassifisering | 542 047 | 542 047 | |||
| Anskaffelseskost 31.03.2014 | 2 756 883 | 4 409 086 | 168 689 | 7 334 659 | |
| Akk av- og nedskrivninger 31.03.2014 | 3 532 702 | 98 299 | 3 631 002 | ||
| Balanseført verdi 31.03.2014 | 2 756 883 | 876 385 | 70 390 | 3 703 657 | |
| Anskaffelseskost 31.03.2014 | 2 756 883 | 4 409 086 | 168 689 | 7 334 658 | |
| Tilgang | 640 911 | 1 402 | 8 714 | 651 027 | |
| Avgang | 1 699 | 1 699 | |||
| Anskaffelseskost 30.06.2014 | 3 397 794 | 4 410 488 | 175 705 | 7 983 986 | |
| Akk av- og nedskrivninger 30.06.2014 | 3 776 770 | 102 469 | 3 879 239 | ||
| Balanseført verdi 30.06.2014 | 3 397 794 | 633 718 | 73 236 | 4 104 748 | |
| Avskrivninger Q2 2014 | 76 695 | 4 170 | 80 865 | ||
| Avskrivninger 01.01 - 30.06.2014 | 157 901 | 8 531 | 166 432 | ||
| Nedskrivninger Q2 2014 | |||||
| Nedskrivninger 01.01 - 30.06.2014 | 167 373 | 167 373 |
| Andre immaterielle eiendeler | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lisenser m.m.** |
Software | Totalt | Goodwill | |||||
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 641 616 | 4 683 | 646 299 | 2 056 100 | 321 120 | |||
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 902 705 | 48 097 | 950 801 | 2 056 100 | 465 652 | |||
| Tilgang Avgang/kostnadsførte tørre brønner Reklassifisering |
46 | 46 | 114 896 73 601 -542 047 |
|||||
| Anskaffelseskost 31.03.2014 | 902 705 | 48 143 | 950 848 | 1 555 349 | 465 652 | |||
| Akk av- og nedskrivninger 31.03.2014 | 263 821 | 43 977 | 307 798 | 144 532 | ||||
| Balanseført verdi 31.03.2014 | 638 884 | 4 166 | 643 050 | 1 555 349 | 321 120 | |||
| Anskaffelseskost 31.03.2014 | 902 705 | 48 143 | 950 848 | 1 555 349 | 465 652 | |||
| Tilgang | 331 445 | 35 | 331 479 | 261 646 | ||||
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 162 832 | |||||||
| Anskaffelseskost 30.06.2014 | 1 234 150 | 48 178 | 1 282 328 | 1 654 163 | 465 652 | |||
| Akk av- og nedskrivninger 30.06.2014 | 264 815 | 44 227 | 309 042 | 144 532 | ||||
| Balanseført verdi 30.06.2014 | 969 335 | 3 951 | 973 286 | 1 654 163 | 321 120 | |||
| Avskrivninger Q2 2014 | 994 | 250 | 1 243 | |||||
| Avskrivninger 01.01 - 30.06.2014 | 3 726 | 813 | 4 539 |
| Balanseførte letekostnader er klassifisert som "felt under utbygging" når felt går inn i utbyggingsfase. Felt |
|---|
| under utbygging omklassifiseres til produksjonsanlegg og avskrives fra produksjonsstart. Produksjonsanlegg |
| inklusive brønner, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Kontormaskiner, inventar etc. avskrives |
| lineært over levetiden, som er 3-5 år. Fjerningseiendel inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegget |
| i tabellen ovenfor. |
* Johan Sverdrup-feltet anses å ha gått inn i utbyggingsfasen i første kvartal 2014. Alle kostnader forbundet med utbygging av kommersielle olje- og/eller gassfelt blir balanseført som materielle eiendeler og balanseførte leteutgifter er omklassifisert tilsvarende fra immaterielle eiendeler.
Etter unitiseringen og byttene som inkluderer PL 457 (se note 3) er selskapets andel i Ivar Aasen-feltet 34,78%. Regnskapsføringen av unitiseringen er basert på historisk kost og ikke virkelig verdi. Endringen som følge av unitiseringen er presentert som tilgang i oversikten over varige driftsmidler ovenfor.
| Q2 | 01.01.-30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avstemming av avskrivninger i resultatregnskapet: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Avskriving av varige driftsmidler Avskriving av immaterielle eiendeler |
80 865 1 243 |
141 657 6 187 |
166 432 4 539 |
171 475 11 366 |
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 82 109 | 147 844 | 170 971 | 182 842 |
**Tilgang lisenser i kvartalet er i hovedsak knyttet til de gjenomførte byttetransaksjonene, som beskrives i note 3.
Ivar Aasen-feltet har en investeringsforpliktelse mot Edvard Grieg-feltet for tilpasning av installasjonene for å kunne motta petroleum fra Ivar Aasen-feltet. Denne prosesseringsretten er ansett som en "immateriell eiendel" og er inkludert med NOK 106,1 millioner pr. 30.06.2014.
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Lønnskostnader: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Totale lønnskostnader | 135 859 | 123 015 | 263 417 | 230 542 |
| Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, utbyggings eller produksjonskostnader, og kostnader fakturert |
||||
| til lisenser | -131 000 | -94 500 | -254 000 | -200 500 |
| Netto lønnskostnader | 4 859 | 28 515 | 9 417 | 30 042 |
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Andre driftskostnader: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Totale andre driftskostnader | 141 163 | 83 898 | 226 649 | 157 196 |
| Andel av andre driftskostnader klassifisert som utforsknings, utbyggings eller produksjonskostnader, og kostnader fakturert |
||||
| til lisenser | -62 311 | -27 279 | -134 492 | -81 369 |
| Netto andre driftskostnader | 78 852 | 56 619 | 92 157 | 75 827 |
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
| Renteinntekter | 9 635 | 6 217 | 21 779 | 13 419 |
| Avkastning på finansielle plasseringer | 250 | 300 | 738 | |
| Valutagevinst | 17 652 | 25 254 | 49 633 | 45 368 |
| Verdiendring derivater | 9 077 | 2 383 | 9 077 | |
| Sum annen finansinntekt | 17 652 | 34 581 | 52 316 | 55 183 |
| Rentekostnader | 146 750 | 66 338 | 251 871 | 124 233 |
| Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter | -52 200 | -33 035 | -80 632 | -87 474 |
| Amortiserte lånekostnader | 9 824 | 9 307 | 19 887 | 18 598 |
| Sum rentekostnader | 104 374 | 42 610 | 191 126 | 55 358 |
| Valutatap | 56 433 | 43 784 | 73 280 | 85 238 |
| Realisert tap på derivater | 9 034 | 3 320 | 12 718 | 9 018 |
| Virkelig verdi derivater | 3 200 | 3 200 | ||
| Nedgang i verdi på finansielle plasseringer | 15 | 15 | ||
| Sum annen finanskostnad | 68 682 | 47 103 | 89 212 | 94 256 |
| Sum netto finansposter | -145 769 | -48 915 | -206 244 | -81 012 |
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Skattekostnad består av: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Beregnet skatt tilgode av utforskningskostnader dette år | -267 470 | -314 462 | -415 474 | -575 601 |
| Endring utsatt skatt | -2 330 | 30 262 | -159 539 | 28 164 |
| Skatt ført direkte mot resultatregnskapet | 11 516 | 11 516 | ||
| Endringer knyttet til tidligere år | 1 307 | -6 461 | 822 | |
| Utsatt skatt knyttet til avgang av lisenser | 63 796 | 63 796 | ||
| Sum skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | -193 181 | -284 200 | -506 162 | -546 615 |
Det er gjennomført full skatteberegning i tråd med regnskapsprinsippene beskrevet i årsrapporten for 2013. I balansen er beregnet skatt tilgode som følge av utforskningsaktivitet i 2014 ført som langsiktig post. Denne forventes utbetalt i desember 2015. Beregnet skatt til gode som følge av utforskningsaktiviteter i 2013 er ført som omløpsmidler og forventes utbetalt i desember 2014.
| Beregnet skatt til utbetaling: | 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 |
|---|---|---|---|
| Skattefordring inkludert som anleggsmidler | 415 474 | 575 601 | |
| Skattefordring inkludert som omløpsmidler | 1 421 849 | 1 283 074 | 1 411 251 |
| Utsatt skatt/utsatt skattefordel | 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 |
|---|---|---|---|
| Utsatt skatt/utsatt skattefordel 1.1. | 630 423 | -126 604 | -126 604 |
| Endring utsatt skatt | 183 461 | -28 164 | 567 368 |
| Endringer knyttet til tidligere år | 6 461 | -606 | |
| Utsatt skatt relatert til nedskriving og avgang av lisenser | 192 830 | ||
| Utsatt skatt ført mot oppstilling over andre inntekter og kostnader | -3 170 | ||
| Sum utsatt skattefordel (+)/Utsatt skatt (-) | 820 344 | -155 374 | 630 423 |
| Skatteeffekt av underskudd til fremføring | Skattesats | 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 |
|---|---|---|---|---|
| Underskudd til fremføring | 27 % | -633 449 | -381 428 | -479 558 |
| Underskudd til fremføring | 51 % | -1 271 075 | -737 211 | -939 713 |
Midlertidig forskjell av underskudd til fremføring er inkludert i utsatt skatt/utsatt skattefordel.
| Q2 | 01.01. - 30.06 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avstemming av skatteinntekt: | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| 27% selskapsskatt av resultat før skatt | -7 163 | -91 193 | -95 929 | -170 360 |
| 51% særskatt av resultat før skatt | -13 530 | -162 844 | -181 199 | -304 215 |
| Skatteeffekt av finansposter - kun 27% | 60 635 | 9 994 | 81 476 | 9 737 |
| Skatteeffekt av friinntekt | -53 690 | -36 098 | -115 880 | -67 123 |
| Renter på underskudd til fremføring | -7 818 | -4 310 | -14 161 | -8 327 |
| Permanente forskjeller - Gevinst ved bytte av lisenser (se note | ||||
| 3) | -236 525 | -236 525 | ||
| Transaksjonskostnader | 52 200 | 52 200 | ||
| Ander elementer (permanente forskjeller og tidligere perioders | ||||
| justeringer) | 12 710 | 251 | 3 856 | -6 327 |
| Periodens skatteinntekt | -193 181 | -284 200 | -506 162 | -546 615 |
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 12 000 | 12 000 | 12 000 |
| Rentereserve kredittfasilitet | 263 263 | 181 063 | 260 446 |
| Husleiedepositum | 12 954 | 12 694 | 12 954 |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 288 216 | 205 756 | 285 399 |
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla* | 26 345 | 3 103 | |
| Forskuddsbetalinger inkludert riggforskudd | 222 918 | 59 221 | 146 977 |
| Tilgode merverdiavgift | 10 288 | 8 940 | 11 444 |
| Mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 101 964 | 10 238 | 18 611 |
| Andre fordringer, inkludert fordringer i operatørlisenser | 396 452 | 148 306 | 319 283 |
| Sum andre kortsiktige fordringer | 757 967 | 226 705 | 499 419 |
*For mer informasjon om fordringer knyttet til utsatt volum på Atla, se note 12.
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 105 380 | 89 788 | 125 432 |
| Sum langsiktige fordringer | 105 380 | 89 788 | 125 432 |
Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla er høyere enn det kommersielle volumet. Dette er forårsaket av høyt trykk fra Atla-feltet, som midlertidig har stanset produksjonen fra nabofeltet Skirne. Dette forventes å fortsette gjennom 2014. Inntekter er bokført basert på fysisk produksjonsvolum verdsatt til markedsverdi. Denne utsatte kompensasjon er bokført som langsiktig eller kortsiktig fordring, avhengig av når inntekten vil oppstå, se note 11.
Regnskapslinjen betalingsmidler består av bankkonti, samt kortsiktige plasseringer som er en del av selskapets transaksjonslikviditet.
| Spesifikasjon av betalingsmidler: | 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 |
|---|---|---|---|
| Kontanter | 5 | 5 | 5 |
| Bankinnskudd | 950 561 | 823 386 | 1 693 314 |
| Bundne midler (skattetrekk) | 15 396 | 12 000 | 15 847 |
| Sum betalingsmidler | 965 962 | 835 391 | 1 709 166 |
| Ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån | 513 304 | 433 214 | 815 991 |
| Ubenyttet trekkrettigheter kredittfasilitet | 3 583 904 | 845 027 | 3 945 286 |
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Aksjekapital | 140 707 | 140 707 | 140 707 |
| Antall aksjer i hele tusen | 140 707 | 140 707 | 140 707 |
| Pålydende pr aksje i NOK | 1.00 | 1.00 | 1.00 |
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Urealisert tap rentebytteavtale | 51 262 | 39 666 | 49 453 |
| Sum derivater | 51 262 | 39 666 | 49 453 |
Det norske oljeselskap har inngått tre rentebytteavtaler. Formålet er å bytte flytende mot fast rente. Disse rentebytteavtalene er bokført til markedsverdi, med endring i virkelig verdi over resultatet.
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 1 757 | 319 538 | 70 885 |
| Fordringer relatert til lisenstransaksjoner | 3 330 | 1 284 | |
| Utfakturering knyttet til utgiftsrefusjoner inkludert rigg | 5 749 | 47 489 | 62 052 |
| Sum kundefordringer | 10 837 | 367 027 | 134 221 |
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Letefasilitet | 1 183 537 | 1 272 562 | 478 050 |
| Sum kortsiktige lån | 1 183 537 | 1 272 562 | 478 050 |
Fasiliteten på NOK 3 500 millioner ble etablert i desember 2012. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til desember 2015, og siste nedbetaling skal skje i desember 2016. Maksimalt opptrekk er begrenset til 95 prosent av skatterefusjonen minus renter relatert til letekostnader. Långiver har sikkerhet i selskapets skattefordring. Beregnet skatt til gode som følge av utforskningsaktiviteter i 2013 er forventet utbetalt i desember 2014. Skatterefusjonen blir hvert år benyttet til nedbetaling av lånet, se note 9.
Renten er 3 mnd NIBOR pluss en margin på 1,75 prosent. Det betales en rammeprovisjon med 0,25 prosent av ubenyttet ramme opp til NOK 2 750 millioner, og 0,50 prosent hvis benyttet opptrekk overstiger NOK 2 750 millioner. I tillegg betales en provisjon på 0,70 prosent av ubenyttet kreditt.
For informasjon om ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån, se note 13 "Betalingsmidler".
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser | -17 602 | 24 915 | 202 037 |
| Annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 450 434 | 362 777 | 310 673 |
| Meruttak av petroleum | 1 501 | 93 367 | 9 588 |
| Annen kortsiktig gjeld | 375 627 | 267 260 | 273 382 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 809 960 | 748 319 | 795 680 |
Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalte lønninger og feriepenger, påløpte renter og andre avsetninger.
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 594 392 | 590 816 | 592 304 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 1 882 904 | 1 881 278 | |
| Sum obligasjonslån | 2 477 296 | 590 816 | 2 473 582 |
1)Lånet løper fra 28. januar 2011 til 28. januar 2016 og har en rente på 3 mnd NIBOR + 6,75 prosent. Hovedstolen forfaller 28. januar 2016 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
2)Lånet løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd NIBOR + 5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret.
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Kredittfasilitet | 2 400 043 | 2 112 060 | 1 992 055 |
| Urealiserte valutaeffekter | 70 082 | 35 262 | 44 852 |
| Sum annen rentebærende gjeld | 2 470 125 | 2 147 322 | 2 036 907 |
I september 2013 inngikk selskapet en avtale om en ny kredittfasilitet på USD 1 000 millioner, med en gruppe nordiske og internasjonale banker. På visse fremtidige vilkår, kan lånerammen økes med ytterligere USD 1 000 millioner. Selskapet kan gjøre opptrekk på lånet frem til september 2018, som også er dato for siste nedbetaling. Kredittfasiliteten erstatter selskapets tidligere fasilitet på USD 500 millioner, med opprinnelig forfall i desember 2015.
Renten på kredittfasiliteten er fra 1 - 6 mnd NIBOR/LIBOR pluss en margin på 3 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent eller 0,75 prosent avhengig av opptrukket beløp. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,2 prosent av ubenyttet kreditt.
| 30.06.2014 | 30.06.2013 | 31.12.2013 | |
|---|---|---|---|
| Avsetning pr. 1.1 | 975 904 | 798 057 | 798 057 |
| Påløpt fjerning | -5 027 | -13 370 | -36 739 |
| Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 26 151 | 20 736 | 42 765 |
| Endring i estimat og påløpt gjeld på nye felt | 61 970 | 171 822 | |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 997 028 | 867 394 | 975 904 |
| Kortsiktig | 165 274 | 147 375 | |
|---|---|---|---|
| Langsiktig | 831 755 | 867 394 | 828 529 |
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 997 028 | 867 394 | 975 904 |
Selskapets fjernings- og nedstengingsforpliktelser relateres til feltene Jette, Glitne, Varg, Atla, Enoch og Jotun. Tidspunkt for fjerning er forventet til 2018 for Jette, 2014-2016 for Glitne, 2016-2018 for Varg, 2018- 2020 for Atla, 2017 for Enoch og 2018-2021 for Jotun.
Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer.
I andre kvartal 2012 kunngjorde selskapet at det hadde mottatt varsel om endring av ligning for inntektsårene 2009 og 2010 fra Oljeskattekontoret. Selskapet har i etterkant mottatt et nytt varsel om at inntektsårene 2011 og 2012 skal inkluderes. I slutten av tredje kvartal 2012 svarte selskapet på varselet om endring av ligning ved å sende inn detaljerte kommentarer.
Det norske vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister. Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater. Det antas at verken selskapets økonomiske stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av tvistene.
Det norske oljeselskap ASA (DETNOR) har signert en reservebasert lånefasilitet (RBL-fasilitet), fullt ut garantert av BNP Paribas, DNB, Nordea og SEB. RBL-fasiliteten er en syvårig sikret lånefasilitet på USD 3 milliarder og inkluderer i tillegg en ikke bindende trekkrettighet på USD 1 milliard. Denne langsiktige lånefasiliteten vil erstatte brofinansieringen på USD 2,2 milliarder ved gjennomføring av oppkjøpet av Marathon Oil Norge og vil refinansiere Det norskes nåværende lånefasilitet.
Ekstraordinær generalforsamling har godkjent den foreslåtte emisjonen på NOK 3 milliarder, som medfører utstedelse av 61 911 239 nye aksjer til NOK 48,50 per aksje.
For ytterligere informasjon angående opplysningene ovenfor henvises det til meldinger publisert på Oslo Børs.
| Lisens / Partner-opererte: | 30.06.2014 | 31.12.2013 | Lisens / Operatørskap: | 30.06.2014 | 31.12.2013 |
|---|---|---|---|---|---|
| PL 019C | 30,0 % | 30,0 % | PL 001B | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 019D | 30,0 % | 30,0 % | PL 026B*** | 62,1 % | 62,1 % |
| PL 029B | 20,0 % | 20,0 % | PL 027D | 100,0 % | 100,0 % |
| PL 035 | 25,0 % | 25,0 % | PL 027ES | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 035B | 15,0 % | 15,0 % | PL 028B | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 035C | 25,0 % | 25,0 % | PL 103B | 70,0 % | 70,0 % |
| PL 038 | 5,0 % | 5,0 % | PL 169C | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 038D | 30,0 % | 30,0 % | PL 242 | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 038E ** | 5,0 % | 0,0 % | PL 364 | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 048B | 10,0 % | 10,0 % | PL 414 * | 0,0 % | 40,0 % |
| PL 048D | 10,0 % | 10,0 % | PL 414B * | 0,0 % | 40,0 % |
| PL 102C | 10,0 % | 10,0 % | PL 450 * | 0,0 % | 80,0 % |
| PL 102D | 10,0 % | 10,0 % | PL 460 | 100,0 % | 100,0 % |
| PL 102F | 10,0 % | 10,0 % | PL 494 | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 102G | 10,0 % | 10,0 % | PL 494B | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 265 | 20,0 % | 20,0 % | PL 494C | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 272 | 25,0 % | 25,0 % | PL 497 * | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 332 * | 0,0 % | 40,0 % | PL 497B * | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 362 | 15,0 % | 15,0 % | PL 504 | 47,6 % | 47,6 % |
| PL 438 | 10,0 % | 10,0 % | PL 504BS | 83,6 % | 83,6 % |
| PL 442 | 20,0 % | 20,0 % | PL 504CS | 21,8 % | 21,8 % |
| PL 453S* | 0,0 % | 25,0 % | PL 512 * | 0,0 % | 30,0 % |
| PL 492 | 40,0 % | 40,0 % | PL 542 * | 0,0 % | 45,0 % |
| PL 502 | 22,2 % | 22,2 % | PL 542B * | 0,0 % | 45,0 % |
| PL 522 | 10,0 % | 10,0 % | PL 549S | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 531* | 0,0 % | 10,0 % | PL 553 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 533 | 20,0 % | 20,0 % | PL 573S | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 535 | 10,0 % | 10,0 % | PL 626 | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 535B | 10,0 % | 10,0 % | PL 659 *** | 20,0 % | 30,0 % |
| PL 550 | 10,0 % | 10,0 % | PL 663 | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 551 | 20,0 % | 20,0 % | PL 677 | 60,0 % | 60,0 % |
| PL 554 | 20,0 % | 20,0 % | PL 709 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 554B | 20,0 % | 20,0 % | PL 715 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 554C ** | 20,0 % | 0,0 % | PL 724** | 40,0 % | 0,0 % |
| PL 558 | 20,0 % | 20,0 % | PL 748** | 40,0 % | 0,0 % |
| PL 563* | 0,0 % | 30,0 % | Antall | 27 | 33 |
| PL 567 | 40,0 % | 40,0 % | |||
| PL 568 | 20,0 % | 20,0 % | * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut. | ||
| PL 571 | 40,0 % | 40,0 % | |||
| PL 574 | 10,0 % | 10,0 % | ** Tildeling i forhåndsdefinerte områder 2013. Tilbudene ble kunngjort i 2014. | ||
| PL 613 | 35,0 % | 35,0 % | |||
| PL 619 | 30,0 % | 30,0 % | *** Lisenstransaksjoner. | ||
| PL 627 | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 667 | 30,0 % | 30,0 % | |||
| PL 672 | 25,0 % | 25,0 % | |||
| PL 676S | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 678BS ** | 25,0 % | 0,0 % | |||
| PL 678S | 25,0 % | 25,0 % | |||
| PL 681 | 16,0 % | 16,0 % | |||
| PL 706 | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 730 ** | 30,0 % | 0,0 % | |||
| Antall | 47 | 47 |
Rapport for 2. kvartal 2014 | 24
| 2014 | 2013 | 2012 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | |
| Driftsinntekter | 453 853 | 158 342 | 254 353 | 323 563 | 285 626 | 80 339 | 116 797 | 49 014 | 69 603 |
| Utforskningskostnader | 123 492 | 109 582 | 544 400 | 588 289 | 270 635 | 233 738 | 194 924 | 402 635 | 417 140 |
| Produksjonskostnader | 45 301 | 42 949 | 97 602 | 53 419 | 57 086 | 41 512 | 74 027 | 45 515 | 46 154 |
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader | 4 859 | 4 559 | 3 854 | 4 129 | 28 515 | 1 527 | 267 | 1 280 | 703 |
| Avskrivninger | 82 109 | 88 863 | 124 021 | 163 666 | 147 844 | 34 997 | 56 505 | 15 056 | 19 780 |
| Nedskrivninger | 167 373 | 657 597 | 6 837 | 1 700 | 127 155 | 1 880 953 | 140 669 | ||
| Andre driftskostnader | 78 852 | 13 305 | 8 811 | 25 247 | 56 619 | 19 208 | 21 995 | 21 140 | 16 050 |
| Driftskostnader | 334 613 | 426 631 | 1 436 285 | 841 588 | 562 400 | 330 983 | 474 873 | 2 366 579 | 640 497 |
| Driftsresultat | 119 240 | -268 289 | -1 181 933 | -518 025 | -276 773 | -250 644 | -358 076 | -2 317 565 | -570 894 |
| Netto finansposter | -145 769 | -60 475 | -105 851 | -131 089 | -48 915 | -32 097 | -13 763 | -45 784 | -23 065 |
| Resultat før skattekostnad | -26 529 | -328 764 | -1 287 784 | -649 114 | -325 688 | -282 741 | -371 839 | -2 363 349 | -593 959 |
| Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) | -193 181 | -312 981 | -959 137 | -490 975 | -284 200 | -262 415 | -324 575 | -1 774 462 | -376 558 |
| Periodens resultat | 166 652 | -15 783 | -328 647 | -158 139 | -41 488 | -20 326 | -47 264 | -588 887 | -217 401 |
I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at selskapets halvårsregnskap for perioden 1. januar til 30. juni 2014 etter vår beste overbevisning er utarbeidet i samsvar med IFRS som er fastsatt av EU, med krav til tilleggsopplysninger som følger av regnskapsloven. Opplysningene i regnskapet gir et rettvisende bilde av selskapets gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet.
Halvårsberetningen, sammen med 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 Oslo, 16. juli 2014
| Sverre Skogen, styreleder | Anne Marie Cannon, nestleder |
|---|---|
| Tom Røtjer, styremedlem | Kjell Inge Røkke, styremedlem |
| Gro Gauthun Kielland, styremedlem | Kitty Hall, styremedlem |
| Inge Sundet, styremedlem | Jørgen C. Arentz Rostrup, styremedlem |
| Kristin Gjertsen, styremedlem | Gudmund Evju, styremedlem |
Karl Johnny Hersvik, adm. direktør
www.detnor.no Post- og besøksadresse: Føniks, Munkegata 26 7011 Trondheim Telefon: +47 90 70 60 00 Faks: +47 73 54 05 00
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.