Quarterly Report • Feb 25, 2015
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Trondheim 25. februar 2015
| Oppsummering av fjerde kvartal4 | |
|---|---|
| Oppsummering av økonomiske resultater og driftsresultater5 | |
| Finansiell gjennomgang6 | |
| Helse, miljø og sikkerhet7 | |
| Operasjonell gjennomgang7 | |
| Leting 9 |
|
| Reserver og ressurser ved årsslutt9 | |
| Andre hendelser10 | |
| 2015 guidance 10 |
|
| Utsikter10 | |
| Regnskap12 |
"Fallet i oljeprisene og det utfordrende makrobildet påvirker selskapet og måten vi arbeider på. Som et svar på dette, har vi igangsatt et kostnadseffektiviseringsprogram, med en ambisjon om å redusere kostnadene med mer enn 100 millioner dollar i 2015. Vi arbeider samtidig med å bedre vår finansielle fleksibilitet og optimalisere kapitalstrukturen. Vi har konstruktiv dialog med våre banker og 'stakeholders' og jeg føler meg sikker på at vi vil være i stand til å finansiere våre planlagte utbyggingsprosjekter" – CEO Karl Johnny Hersvik
(Alle tall er oppgitt i US dollar med mindre annet er oppgitt, og tall i parentes viser til 4. kvartal 2013)
Oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS var sluttført 15. oktober 2014 og er tatt med i regnskapene fra samme dato.
Det norske oljeselskap ASA ("selskapet") hadde, sammen med sine datterselskaper ("Det norske" eller "konsernet"), konserninntekter på 346 (43) millioner dollar i fjerde kvartal. Produksjonen i perioden var 54,2 (4,3) tusen fat oljeekvivalenter per dag ("mboepd"). Realisert oljepris var i snitt 74 (109) dollar per fat.
EBITDA dette kvartalet beløp seg til 239 (-68) millioner dollar, og EBIT var -184 (-201) millioner dollar, etter en netto nedskrivning på 319 (112) millioner dollar. Resultat for fjerde kvartal var -287 (-56) millioner dollar, noe som gir en EPS på -1,42 (-0,40) dollar.
I løpet av kvartalet ble den tekniske prosjektstudien (FEED) for utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet ferdigstilt, slik at PUD ble levert i februar 2015. Dette var en viktig milepæl i prosjektet og bekreftet prosjektets tidslinje og planen om produksjonsstart i 2019. Det norske mer enn doblet sine reserver som følge av innleveringen av PUD. Olje- og energidepartementet vil konkludere på fordelingen av eierandeler i feltet.
Fremdriften i Ivar Aasen-prosjektet går fortsatt som forventet, og konstruksjonen av plattformdekket i Singapore og stålunderstellet på Sardinia går som planlagt. Boringen av geopilotbrønnene begynte i januar 2015.
Produksjons- og prosessanlegget på Alvheim FPSO ble modifisert i fjerde kvartal for å ta imot produksjonen fra Bøyla-feltet. Produksjonsstart var i januar 2015, i henhold til plan.
I desember ble det gjort et funn på Krafla Nord-prospektet i Nordsjøen. Etter boring av avgrensningsbrønnen på Krafla Main i begynnelsen av 2015 og videre evaluering i lisensene ble estimatet for utvinnbare ressurser justert opp til 140-220 millioner fat oljeekvivalenter.
| Q4 14 | Q3 14 | Q2 14 | Q1 14 | Q4 13 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Alvheim, inkl. Boa (boepd), 65 %* |
36 589 |
- | - | - | - | 9 223 |
- |
| Volund (boepd), 65 %* |
9 600 |
- | - | - | - | 2 420 |
- |
| Vilje (boepd), 46,9 %* |
6 376 |
- | - | - | - | 1 607 |
- |
| Jette (boepd), 70 % |
637 | 1 080 |
1 758 |
1 458 |
2 710 |
1 230 |
2 683 |
| Atla (boepd), 10 % |
476 | 621 | 282 | 750 | 1 031 |
532 | 1 177 |
| Varg (boepd), 5 % |
374 | 494 | 535 | 500 | 412 | 475 | 403 |
| Glitne (boepd), 10 % |
- | - | - | - | - | - | 11 |
| Jotun Unit (boepd), 7 % |
123 | 140 | 122 | 188 | 175 | 143 | 191 |
| Total produksjon (boepd)* | 54 175 |
2 335 |
2 698 |
2 895 |
4 328 |
15 630 |
4 463 |
| Olje- og gassproduksjon (mboe) |
4 984 |
215 | 245 | 261 | 398 | 5 705 |
1 629 |
| Realisert oljepris (USD/fat) | 74 | 104 | 108 | 107 | 109 | 78 | 107 |
| Driftsinntekter (USDm) | 346 | 18 | 74 | 26 | 43 | 464 | 161 |
| EBITDA (USDm) | 239 | -62 | 33 | -2 | -68 | 208 | -185 |
| Kontantstrøm fra produksjon (USDm) | 299 | 10 | 16 | 18 | 46 | 344 | 116 |
| Letekostnader (USDm) | 50 | 70 | 20 | 18 | 93 | 158 | 279 |
| Totale leteutgifter (kostnadsførte og balanseførte) (USDm) |
33 | 91 | 50 | 25 | 68 | 199 | 282 |
| Driftsresultat (USDm) | -184 | -90 | 19 | -44 | -201 | -299 | -379 |
| Periodens nettoresultat (USDm) | -287 | -17 | 27 | -2 | -56 | -279 | -93 |
| Antall lisenser (operatørskap) | 79 (35) | 70 (25) | 74 (27) | 77 (27) | 80 (33) | 79 (35) | 80 (33) |
* Alvheim, Volund og Vilje medtatt fom 15. oktober 2014
(Pga. avrunding stemmer ikke tallene overens)
Konserninntektene i fjerde kvartal var 346 (43) millioner dollar og gjenspeiler at produksjonen på Alvheim-feltene er tatt med fom. 15. oktober 2014.
Letekostnadene utgjorde 50 (93) millioner dollar da brønnene Freke og Fulla ble utgiftsført i kvartalet etter tidligere å ha vært ført i balansen. Produksjonskostnadene var 44 (17) millioner dollar, mens lønn og lønnsrelaterte kostnader utgjorde -10 (1) millioner dollar ettersom selskapet registrerte gevinst etter oppgjøret av den ytelsesbaserte pensjonsordningen for de ansatte i Marathon Oil Norge AS.
Avskrivningene var 104 (21) millioner dollar, mens netto nedskrivninger var 319 (112) millioner dollar som følge av at selskapet foretok en delvis nedskrivning av verdien av teknisk goodwill i forbindelse med oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS. Nedskrivningene er nærmere redegjort for i note 6 og 7.
Selskapet fikk et driftsunderskudd på 184 (201) millioner dollar i fjerde kvartal. Periodens nettoresultat var -287 (56) millioner dollar etter en skatt på 90 (-163) millioner dollar, som gir en skatteprosent på minus 46 som følge av nedskrivningene i kvartalet. Resultat per aksje ble da -1,42 (-0,40) dollar.
Marathon Oil Norge AS ble overtatt 15. oktober 2014, og kjøpsprisallokering ("PPA") ble foretatt per samme dato. Kontantvederlaget ble allokert til eiendeler og forpliktelser på grunnlag av virkelig verdi.
Immaterielle eiendeler beløp seg til 2 127 (497), millioner dollar, hvorav goodwill utgjorde 1 187 (53) millioner dollar etter kvartalets nedskrivning. Andre immaterielle eiendeler utgjorde 649 (106) millioner dollar; mesteparten var merverdier fra PPA. Balanseførte letekostnader utgjorde 292 (338) millioner dollar.
Eiendom, anlegg og utstyr beløp seg til 2 549 (437) millioner dollar og er behandlet i note 7. Selskapets beholdninger av betalingsmidler utgjorde 296 (281) millioner dollar per 31. desember, inklusive 5 (3) millioner dollar i bundne bankinnskudd.
Totale eiendeler økte til 5 384 (1 733) millioner dollar ved utgangen av kvartalet.
Egenkapitalen var på 652 (524) millioner dollar ved kvartalsslutt, som gjenspeiler det negative nettoresultatet for perioden. Egenkapitalandelen per 31. desember var 12,1 (30,2) prosent.
Utsatte skatteforpliktelser beløp seg til 1 286 (0) millioner dollar og er behandlet i note 10. Den utsatte skatteforpliktelsen er relatert til oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS og tilsvarer skattesatsen multiplisert med forskjellen mellom de oppkjøpte eiendelenes virkelige verdi og skattegrunnlag.
Rentebærende gjeld beløp seg til 2 290 (820) millioner dollar og består av DETNOR02-obligasjonen på 253 millioner dollar og benyttet trekk på den reservebaserte lånefasiliteten ("RBL") på 2 037 millioner dollar.
Betalbar skatt var 189 (0) millioner dollar ved kvartalsslutt og gjenspeiler forventet utestående betaling av 2014-skatt.
Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter utgjorde 295 (157) millioner dollar, hvorav 191 (224) millioner dollar er en forventet skatterefusjon knyttet til letekostnader. Det ble i kvartalet betalt 109 (5) millioner dollar i skatt.
Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter kom opp i -1 794 (-108) millioner dollar, som i hovedsak er knyttet til betaling for aksjene i Marathon Oil Norge AS. Investeringer i varige driftsmidler utgjorde 255 (62) millioner dollar dette kvartalet.
Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde totalt 1 363 (35) millioner dollar ettersom selskapet trakk 2 650 millioner dollar på RBLfasiliteten den 15. oktober og nedbetalte de gjenstående 420 millioner dollar på RCF-fasiliteten. Før årsslutt nedbetalte selskapet 550 millioner dollar på RBLfasiliteten. I løpet av kvartalet tilbakebetalte selskapet DETNOR01 obligasjonen og avsluttet letefasiliteten.
Etter oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS har Det norske gått over til å bruke US dollar som funksjonell valuta. Endringen i funksjonell valuta fra norske kroner trådte i kraft 15. oktober 2014, som var avslutningsdato for oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS. Balansen ble omregnet til US dollar til en kurs på 6,62 per 15. oktober 2014, og sammenlignende tall legges frem i US dollar.
Selskapet er opptatt av å sikre at utbyggingen av alle dets operasjoner og prosjekter skjer i henhold til de høyeste HMS-standarder i oljebransjen. HMS er alltid høyeste prioritet for alle aktivitetene til Det norske.
Fjerde kvartal var preget av integrasjonen av Det norske og Marathon Oil Norge AS. Alle nødvendige tillatelser fra myndighetene ble innhentet i god tid før oppkjøpet. Et nytt styringssystem ble innført og et omfattende beredskapsprogram implementert i løpet av kvartalet for å oppnå samordnede beredskapstiltak.
Seks hendelser og fire tilløp til faresituasjon (near miss) ble rapportert til Petroleumstilsynet i løpet av fjerde kvartal, inkludert én personskade. Vedkommende ble ikke alvorlig eller varig skadet. Alle hendelsene blir undersøkt i tråd med prosedyrene og tiltak for forbedring blir implementert. Det blir lagt spesiell vekt på å unngå personskader i alle deler av organisasjonen, gitt selskapets ekstraordinært høye aktivitetsnivå.
HMS-programmet for 2015 ble lagt ut, og det første verneombudseminaret for det sammenslåtte selskapet ble holdt i desember.
Det norske produserte 5,8 millioner fat oljeekvivalenter ("mmboe") i fjerde kvartal 2014, hvorav 5,0 mmboe var innregnet i resultatregnskapet for kvartal som følge av at Alvheim-feltene ble inkludert fra og med avslutningsdato for oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
Dette tilsvarer 54,2 (4,3) boepd. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 74 (109) dollar per fat, mens gassen ble inntektsført til gjennomsnittlig 0,34 (0,38) dollar per standard kubikkmeter (Sm3).
Feltene Alvheim (65 prosent), Volund (65 prosent) og Vilje (46,9 prosent) er knyttet opp til produksjonsskipet Alvheim FPSO. Produksjonen har vært stabil og overgått prognosen i hele kvartalet. Alvheim FPSO har hatt en produksjonstilgjengelighet på 99,1 prosent i fjerde kvartal og en produksjonseffektivitet på 98,8 prosent, som er over målet.
Produksjons- og prosessanlegget på Alvheim FPSO ble modifisert i fjerde kvartal for å ta imot brønnstrømmen fra Bøyla for videre prosessering og lagring. Fremdriften i Bøyla-utbyggingen har vært god i hele kvartalet, og produksjonen på feltet begynte 19. januar 2015 med fremragende innledende produksjonsrater. Utvinnbare reserver (P50) på feltet er anslått til ca. 23 mmboe, hvorav Det norske har en andel på 15 mmboe.
I oktober begynte boreriggen Transocean Winner boringen av en ny produksjonsbrønn (Alvheim IOR) i Kameleon Øst-reservoaret på Alvheimfeltet. Dette er en horisontal produksjonsbrønn som skal produsere en del av forekomsten der det ikke tidligere har vært produksjon. Under komplettering av brønnen satte den nederste kompletteringen seg fast i reservoarseksjonen, og det måtte bores et sidesteg med en ny horisontalseksjon. Dette arbeidet ble ferdig i første kvartal 2015.
Den videre utvikling av Boa-reservoaret ble påbegynt i 2014. BoaKamNordmanifolden vil bli koblet til den eksisterende undervannsløsningen for Boareservoaret. Boa-prosjektet er en del av Alvheim IOR (Increased Oil Recovery), og manifolden blir nå produsert ved Nymo AS i Grimstad. Prosjektet hadde god fremdrift i fjerde kvartal og er i rute. Etter planen skal undervannsinstallasjonen settes sammen på Alvheim-feltet i begynnelsen av andre kvartal 2015.
I første kvartal 2015 besluttet rettighetshaverne på Alvheim seg for å bygge ut Viper-Kobra, som består av to små, atskilte funn i Alvheim-området. Kobra ble oppdaget i 1997 (PL 203) og Viper (PL 203) i 2009. De to reservoarene inneholder ca. 4 millioner fat utvinnbar olje hver. Totale utvinnbare reserver er anslått til 9 millioner fat oljeekvivalenter, gassen inkludert. Planlagt produksjonsstart forventes i slutten av 2016.
Produksjonen var stabil på Jotun, Jette og Varg i løpet av kvartalet, bortsett fra at Jotun ble nedstengt en periode i desember på grunn av vedlikehold og oppgradering. Atla ble midlertidig nedstengt i november og desember på grunn av vedlikehold på Heimdal.
De sentrale prosjekterings- og byggeaktivitetene på Ivar Aasen-prosjektet forløper etter planen med planlagt produksjonsstart i fjerde kvartal 2016. Ivar Aasen bygges ut med stålunderstell. Plattformdekket vil ha boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon.
Byggingen av plattformdekket forløper som planlagt på SMOE-verftet i Singapore. I fjerde kvartal ble mellomdekket sandblåst og malt før det ble montert oppå kjellerdekket i slutten av januar 2015. Værdekket forventes å komme på plass senere i første kvartal 2015. Blant andre aktiviteter i fjerde kvartal kan nevnes produksjon og installasjon av rør, levering av flere utstyrspakker og produksjon av brennerbommen. Det er videre høyeste prioritet å sikre at utstyrsleveransene kommer i takt med byggeplanen.
På Stord fortsetter arbeidet på boligkvarteret, og i fjerde kvartal ble dekkene stablet inn i undermoduler. Arbeidet med å stable modulene forventes ferdigstilt senest sommeren 2015.
I fjerde kvartal fortsatte byggingen av stålunderstellet i Arbatax på Sardinia. De to bunnseksjonene (de siste av totalt seks) kom på plass i fjerde kvartal. Byggingen av understellet ble avsluttet i begynnelsen av februar 2015, uten noen alvorlige hendelser, etter planen og innenfor budsjett. Utskiping er planlagt til senere i vår, og understellet vil bli installert på Ivar Aasen-feltet i løpet av andre kvartal 2015.
I januar 2015 begynte boreriggen Maersk Interceptor boreprogrammet på Ivar Aasen-feltet. Programmet går over tre år og omfatter til sammen 15 brønner i tillegg til tre pilotbrønner. Programmet startet opp med én pilotbrønn, og hensikten var å også teste Løvstakken-prospektet, men fordi brønnen var optimalisert for boring av pilotbrønnen, lot det seg ikke gjøre å teste Løvstakken-målet over olje/vann-kontakten. Selskapet vil sannsynligvis komme tilbake til dette prospektet på et senere stadium. Maersk Interceptor fortsetter å bore pilotbrønnene i første halvår 2015.
I fjerde kvartal, den 3. november, offentliggjorde Statoil, som er preunitoperatør for Johan Sverdrup-feltet, konsekvensutredningen for fase 1 av utbyggingen. I dette kvartalet ble også den tekniske prosjektstudien (FEED) ferdigstilt.
Etter kvartalsslutt, 13. februar 2015, ble planen for utbygging og drift (PUD) for fase 1 og to planer for anlegg og drift (PAD) sendt inn til Olje- og energidepartementet, og prosjektets tidslinje ble dermed bekreftet. Godkjenning fra Stortinget forventes i løpet av første halvår 2015, og produksjonsstart er ventet i slutten av 2019.
Oljefeltet Johan Sverdrup skal bygges ut i flere faser. Investeringene i fase 1 er estimert til 117 milliarder kroner (2015-kr). Utvinnbare ressurser fra investeringene i fase 1 er anslått til mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter. Investeringene i feltet, fullt utbygget, vil ligge mellom 170 og 220 milliarder kroner (2015-kr) for utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter. Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent. Produksjonskapasiteten i fase 1 er på 315 000–380 000 fat oljeekvivalenter per dag. Fullt utbygget kan feltet produsere 550 000–650 000 fat oljeekvivalenter per dag. PUD for fremtidige faser skal sendes inn senest i annet halvår 2017, og produksjonsstart for fase 2 er planlagt til 2022.
Partnerskapet som består av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil, har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltutbyggingen og driften. For Det norske har det alltid vært et viktig prinsipp at eierandelene i Johan Sverdrup skal fordeles på grunnlag av en kombinasjon av volum og verdi. Da det ikke ble oppnådd avtale om dette, undertegnet heller ikke Det norske unitiseringsavtalen. Olje- og energidepartementet (OED) vil konkludere på fordelingen av eierandeler i feltet. Etter at OED har konkludert er det en mulig å påklage avgjørelsen til kongen i statsråd og vedtaket kan også prøves av domstolene. Departementet har bestemt at inntil konklusjonen er trukket, skal Statoils forslag brukes som basis: Statoil 40,0267 prosent, Lundin Norway 22,12 prosent, Petoro 17,84 prosent, Det norske oljeselskap 11,8933 prosent og Maersk Oil 8,12 prosent. Etter at PUD for Johan Sverdrup var sendt inn, ble Det norskes netto P50-reserver mer enn doblet.
Utbyggingen av Gina Krog-feltet er i rute, og oppstart er planlagt til første kvartal 2017.
Feltutbyggingsplanen omfatter et stålunderstell og et integrert plattformdekk med boligkvarter og prosesseringsanlegg. Oljen fra Gina Krog vil bli eksportert til markedene med skytteltankere, mens gassen vil bli ført ut via Sleipnerplattformen.
Selskapets utgifter relatert til leting var 33 millioner dollar i fjerde kvartal. Letekostnadene utgjorde 50 millioner dollar i perioden, da brønnene Freke og Fulla ble utgiftsført etter tidligere å ha vært ført i balansen.
Boringen av avgrensningsbrønn 34/6-3S på Garantiana-funnet i PL554 i Nordsjøen ble ferdigstilt i fjerde kvartal. Brønnen påtraff olje i Cookformasjonen med god reservoarkvalitet. En formasjonstest viste en produksjonsrate på 940 Sm3 olje per dag gjennom en 24/64-tommers dyseåpning.
Deretter ble det boret et separat sidesteg (34/6-3 A) fra letebrønnen og inn i Akkar-prospektet. Brønnen påtraff olje i Cook-formasjonen. Påviste utvinnbare ressurser i brønnen er estimert til 3 mmboe.
Det oppdaterte ressurspotensialet for PL554 er anslått til 40–90 mmboe. Omfattende dataanalyser og studier er igangsatt for å bekrefte ressursgrunnlaget og evaluere mulige utbyggingsscenarier.
Boringen av letebrønn 30/11-10 på Krafla Nord-prospektet, som ble ferdig dette kvartalet, påtraff olje i Tarbert- og Etive-formasjonene, men reservoarkvalitetene var dårligere enn forventet.
Avgrensningsbrønnen på Krafla Main ble ferdigstilt etter kvartalsslutt. Brønn 30/11-10 A påtraff en 260 meters oljekolonne og et nettoreservoar på 85 meter i den øvre og midtre Tarbert-formasjonen med gode reservoaregenskaper. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det ble utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Siden 2011 er det gjort dem funn i Krafla-området i lisens PL035 og PL272: Krafla Main, Krafla Vest, Askja Vest, Askja Øst og Krafla Nord. Ut fra brønnresultatene og oppdaterte evalueringer av lisensene forventes de to lisensene å inneholde utvinnbare ressurser i området 140–220 mmboe.
I tildelingen i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2013 fikk Det norske ni nye lisenser, hvorav to som operatør. Åtte lisenser er i Nordsjøen og en i Barentshavet.
Ved utgangen av 2014 var påviste og sannsynlige reserver (P50) bekreftet av tredjemann på 206 millioner fat oljeekvivalenter. Påviste reserver var 143 millioner fat oljeekvivalenter. Reserver per felt netto til Det norske er illustrert i tabellen under.
| Felt (mmboe) | P90 | P50 |
|---|---|---|
| Alvheim (inkl. Boa og Viper-Kobra) | 57 | 90 |
| Vilje | 6 | 11 |
| Volund | 8 | 12 |
| Bøyla | 8 | 15 |
| Aasen inkl. Hanz | 58 | 71 |
| Gina | 6 | 7 |
| Annet | 1 | 1 |
| SUM (mmboe) | 143 | 206 |
(Pga. avrunding stemmer ikke tallene overens)
PUD for Johan Sverdrup ble levert inn i februar 2015. Reserver fra Johan Sverdrup var derfor ikke inkludert i reservene per årsslutt 2014. Ved å inkludere Johan Sverdrup vil både P90- og P50-reservene per årsslutt 2014 mer enn dobles.
Mot slutten av 2014 fullførte selskapet en halvårlig redetermineringsprosess sammen med sitt bankkonsortium under selskapets 3,0 milliarder dollars RBLfasilitet. Ved avslutningen av oppkjøpet av Marathon Oil Norway 15. oktober 2014 trakk Det norske 2,65 milliarder dollar på fasiliteten. Etter redetermineringsprosessen ble det nye lånegrunnlaget redusert, men det er fortsatt over 2,65 milliarder dollar. Av likviditetsstyringshensyn reduserte Det norske beløpet trukket under RBL-fasiliteten til 2,1 milliarder dollar ved årsslutt 2014. Neste redeterminering vil finne sted i juni 2015.
| Feltinvesteringer fordelt på felter (CAPEX) |
Prosent |
|---|---|
| Alvheim-området | ~30% |
| Ivar Aasen | ~45% |
| Johan Sverdrup (forutsatt foreløpig 11,89 % eierandel) |
~15% |
| Annet | ~10% |
| SUM | 100% |
Utsikter
Oppkjøpet av Maraton Oil Norge AS var en viktig milepæl for Det norske. Selskapet har blitt et av de største uavhengige, børsnoterte olje- og gasselskaper i Europa, og nyter godt av en base av høykvalitetseiendeler med lav balansepris. Med oppkjøpet økte selskapet sine driftsinntekter kraftig, selv om det også ble mer følsomt for svingninger i oljeprisen.
I betraktning av dagens utfordrende makromiljø treffer selskapet tiltak for å gi virksomheten styrke til å tilpasse seg markedsforholdene og sikre at selskapet er i en posisjon der det kan gripe sjansen når forholdene bedrer seg.
Et kostnadseffektiviseringsprogram er igangsatt i alle bedriftsenheter med mål om å øke produktiviteten og redusere kostnadene. Betydelige kostnadsbesparelser er allerede blitt identifisert, og selskapet har en ambisjon om å redusere kostnadene med mer enn 100 millioner US dollar i 2015. Selskapet har blant annet redusert leteaktiviteten og fokuserer på kjerneområdene.
Selskapet arbeider også for å øke sin finansielle fleksibilitet. Selskapet vurderer å diversifisere sin kapitalstruktur og gjøre tilpasninger i låneavtalene. Støtten selskapet har fra sine banker, betraktes som solid, og selskapet har tillit til at det vil klare å finansiere planlagte fremtidige utbygginger.
Disse tallene er prognoser og gjenspeiler dagens oppfatninger om hendelser i fremtiden. De er derfor naturlig nok forbundet med stor risiko og usikkerhet ettersom de gjelder hendelser og avhenger av omstendigheter som vil inntreffe i fremtiden.
| RESULTATREGNSKAP (Urevidert) | |
|---|---|
| ------------------------------------- | -- |
| Konsern | Konsern | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 1.1 - 31.12 | Q4 | 1.1 - 31.12 | |||||||
| (Alle tall i USD 1 000) | Note | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | (Alle tall i USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Petroleumsinntekter | 3 | 344 744 | 42 320 | 411 996 | 158 782 | Periodens resultat | -286 887 | -55 921 | -279 139 | -93 347 |
| Andre driftsinntekter | 4 | 926 | 959 | 52 235 | 1 824 | |||||
| Poster som ikke skal | ||||||||||
| Driftsinntekter | 345 670 | 43 279 | 464 230 | 160 606 | reklassifiseres over resultatet | |||||
| (etter skatt) | ||||||||||
| Omregningsdiff. ved endring av | ||||||||||
| Utforskningskostnader | 5 | 49 677 | 92 632 | 157 578 | 278 554 | presentasjonsvaluta til USD | -7 438 | -43 069 | -53 906 | |
| Produksjonskostnader | 44 400 | 16 607 | 66 754 | 42 474 | Aktuariell gevinst/tap pensjon | -34 | 152 | -897 | 152 | |
| Lønn og lønnsrelaterte kostnader Avskrivninger |
8 7 |
-10 010 104 183 |
656 21 103 |
-17 042 160 254 |
6 470 80 063 |
Total resultat | -286 921 | -63 207 | -323 105 | -147 101 |
| Nedskrivninger | 6,7 | 319 018 | 111 893 | 346 420 | 113 346 | |||||
| Andre driftskostnader | 8 | 22 504 | 1 499 | 49 193 | 18 698 | |||||
| Driftskostnader | 529 772 | 244 391 | 763 157 | 539 605 | ||||||
| Driftsresultat | -184 102 | -201 112 | -298 927 | -378 999 | ||||||
| Renteinntekter | 1 588 | 2 223 | 7 009 | 6 934 | ||||||
| Annen finansinntekt | 37 966 | 2 695 | 19 435 | 12 164 | ||||||
| Rentekostnader | 34 817 | 17 594 | 83 845 | 51 359 | ||||||
| Annen finanskostnad | 17 525 | 5 335 | 19 296 | 21 841 | ||||||
| Netto finansposter | 9 | -12 788 | -18 011 | -76 697 | -54 101 | |||||
| Resultat før skattekostnad | -196 889 | -219 123 | -375 624 | -433 100 | ||||||
| Skattekostnad(+)/skatteinntekt(-) | 10 | 89 997 | -163 202 | -96 485 | -339 753 | |||||
| Periodens resultat | -286 887 | -55 921 | -279 139 | -93 347 | ||||||
| Tidsveiet gj.snittlig antall aksjer i | ||||||||||
| perioden | 202 618 602 | 140 707 363 | 165 811 098 | 140 707 363 | ||||||
| Resultat etter skatt pr. aksje | -1,42 | -0,40 | -1,68 | -0,66 |
| Konsern | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 1.1 - 31.12 | ||||||
| Poster som ikke skal (etter skatt) |
|||||||
| Omregningsdiff. ved endring av presentasjonsvaluta til USD |
|||||||
| OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING (Urevidert) | ||
|---|---|---|
| ------------------------------------------------ | -- | -- |
| Konsern | Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i USD 1 000) | Note | 31.12.2014 | 31.12.2013 | (Alle tall i USD 1 000) | Note | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| EIENDELER | EGENKAPITAL OG GJELD | ||||||
| Immaterielle eiendeler | Egenkapital | ||||||
| Goodwill | 7 | 1 186 704 | 52 784 | Aksjekapital | 15 | 37 530 | 27 656 |
| Aktiverte leteutgifter | 7 | 291 619 | 337 969 | Overkurs | 1 029 617 | 564 736 | |
| Andre immaterielle eiendeler | 7 | 648 788 | 106 235 | Annen egenkapital | -415 485 | -68 292 | |
| Utsatt skattefordel | 10 | 103 625 | |||||
| Total egenkapital | 651 662 | 524 100 | |||||
| Varige driftsmidler | |||||||
| Varige driftsmidler | 7 | 2 549 271 | 436 834 | ||||
| Avsetning for forpliktelser | |||||||
| Pensjonsforpliktelser | 2 021 | 10 933 | |||||
| Finansielle eiendeler | Utsatt skatt | 10 | 1 286 357 | ||||
| Langsiktige fordringer | 13 | 8 799 | 20 618 | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 21 | 483 323 | 136 188 |
| Andre langsiktige eiendeler | 11 | 3 598 | 46 912 | Andre avsetninger for forpliktelser | 12 044 | 128 | |
| Sum anleggsmidler | 4 688 778 | 1 104 976 | Langsiktig gjeld | ||||
| Obligasjonslån | 19 | 253 141 | 406 592 | ||||
| Annen rentebærende gjeld | 20 | 2 037 299 | 334 814 | ||||
| Varer | Langsiktige derivater | 16 | 5 646 | 8 129 | |||
| Varelager | 25 008 | 6 720 | |||||
| Kortsiktig gjeld | |||||||
| Fordringer | Kortsiktig lån | 78 579 | |||||
| Kundefordringer | 17 | 186 461 | 22 062 | Leverandørgjeld | 152 258 | 74 368 | |
| Andre kortsiktige fordringer | 12 | 184 592 | 82 091 | Offentlige trekk og avgifter | 6 758 | 3 876 | |
| Andre kortsiktige plasseringer | 3 289 | 3 957 | Betalbar skatt | 10 | 189 098 | ||
| Beregnet skatt til utbetaling | 10 | 231 972 | Kortsiktige derivater | 16 | 25 224 | ||
| Fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 21 | 5 728 | 24 225 | ||||
| Betalingsmidler | Annen kortsiktig gjeld | 18 | 273 813 | 130 789 | |||
| Betalingsmidler | 14 | 296 244 | 280 942 | ||||
| Sum omløpsmidler | 695 594 | 627 745 | Sum gjeld | 4 732 710 | 1 208 620 | ||
| SUM EIENDELER | 5 384 372 | 1 732 720 | SUM EGENKAPITAL OG GJELD | 5 384 372 | 1 732 720 |
| Annen egenkapital | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Andre inntekter og kostnader (OCI) | ||||||||
| (Alle tall i USD 1 000) | Aksjekapital | Overkurs | Innskutt annen EK |
Aktuariell gevinst/(tap) |
Omregnings differanser |
Opptjent egenkapital |
Sum annen egenkapital |
Sum egenkapital |
| Egenkapital per 31.12.2012 | 25 278 | 555 034 | 646 757 | -393 | -555 474 | 90 889 | 671 201 | |
| Omregningsdifferanse knyttet til endring i presentasjonsvaluta til USD | 2 378 | 9 702 | -73 674 | 18 | 5 573 | 56 004 | -12 079 | |
| Egenkapital per 01.01.2013 | 27 656 | 564 736 | 573 083 | -375 | 5 573 | -499 471 | 78 809 | 671 201 |
| Periodens totalresultat 1.1.2013 - 31.12.2013 | 152 | -53 906 | -93 347 | -147 101 | -147 101 | |||
| Egenkapital per 31.12.2013 | 27 656 | 564 736 | 573 083 | -223 | -48 334 | -592 818 | -68 292 | 524 100 |
| Emisjon | 9 874 | 469 249 | -24 350 | -24 350 | 454 773 | |||
| Transaksjonskostnader, emisjon | -4 368 | 261 | 261 | -4 107 | ||||
| Totalresultat 1.1.2014 - 31.12.2014 | -897 | -43 069 | -279 139 | -323 105 | -323 105 | |||
| Avvikling ytelsespensjon | 1 016 | -1 016 | ||||||
| Egenkapital per 31.12.2014 | 37 530 | 1 029 617 | 573 083 | -105 | -115 491 | -872 972 | -415 485 | 651 662 |
* Presentasjonsvaluta har retrospektivt blitt endret til amerikanske dollar (USD) som om USD alltid har vært presentasjonsvalutaen. For hver kategori av egenkapitalen per 1. januar 2013, har de historiske valutakursene blitt benyttet ved omregning til USD. Av den grunn har det oppstått en omregningsdifferanse, siden presentasjonsvalutaen er ulik funksjonell valuta i periodene før endringen av funksjonell valuta til USD som ble gjennomført den 15. oktober 2014. For hver periode som presenteres før endring av funksjonell valuta, benyttes sluttkurs ved omregning av utgående balanse av sum egenkapital.
| Q4 | 01.01-31.12 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (Alle tall i USD 1 000) | Note | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter | |||||
| Resultat før skattekostnad | -196 889 | -219 123 | -375 624 | -433 100 | |
| Betalte skatter i perioden | -109 068 | -4 524 | -109 068 | -4 524 | |
| Periodens mottatte skattefordring | 190 532 | 224 337 | 190 532 | 224 337 | |
| Avskrivninger | 7 | 104 183 | 21 103 | 160 254 | 80 063 |
| Nedskrivninger | 6 | 319 018 | 111 893 | 346 420 | 113 346 |
| Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser | 6 708 | 1 886 | 12 410 | 7 277 | |
| Gevinst/tap ved bytte av lisensandel uten kontanteffekt | 60 | -49 765 | 125 | ||
| Verdiendring på derivat til virkelig verdi over resultatet | 16 | 11 554 | 1 584 | 10 614 | 540 |
| Amortisering av rente- og etableringskostnader | 9 | 21 196 | 1 559 | 26 711 | 15 052 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner | 5 | 33 733 | 67 103 | 99 061 | 195 770 |
| Endring i lager, kreditorer og debitorer | -579 302 | 20 551 | -530 150 | 24 126 | |
| Endring i fjerningsforpliktelser | -1 952 | -1 952 | |||
| Endring i andre kortsiktige tidsavgrensningsposter | 494 857 | -69 829 | 483 346 | -67 200 | |
| Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter | 294 631 | 156 541 | 262 791 | 155 812 | |
| Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter | |||||
| Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt | 21 | -1 479 | -2 752 | -14 087 | -6 251 |
| Utbetaling ved investering i varige driftsmidler | 7 | -254 947 | -62 118 | -583 200 | -254 502 |
| Oppkjøp av Marathon Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) | 2 | -1 513 591 | -1 513 591 | ||
| Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler | 7 | -24 307 | -43 429 | -164 128 | -231 230 |
| Salgssum ved salg av varige driftsmidler/lisenser | -81 | 167 | 8 862 | 14 714 | |
| Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter | -1 794 405 | -108 132 | -2 266 144 | -477 270 | |
| Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter | |||||
| Emisjon | 474 755 | ||||
| Nedbetaling av kortsiktig gjeld | -162 434 | -204 186 | -162 434 | -255 232 | |
| Nedbetaling av obligasjonslån (detnor 01) | -87 536 | -87 536 | |||
| Nedbetaling av langsiktig gjeld | -970 000 | -1 147 934 | -371 806 | ||
| Etableringskostnader | -67 350 | -67 350 | |||
| Opptak av langsiktig gjeld | 2 650 000 | 120 328 | 2 897 354 | 804 713 | |
| Opptak av kortsiktig gjeld | 119 108 | 116 829 | 238 217 | ||
| Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter | 1 362 680 | 35 250 | 2 023 684 | 415 892 | |
| Netto endring i betalingsmidler | -137 095 | 83 659 | 20 331 | 94 433 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse | 14 | 444 849 | 202 643 | 280 942 | 207 348 |
| Omregningsdifferanser på betalingsmidler ved periodens begynnelse | -11 511 | -5 361 | -5 029 | -20 839 | |
| Beholdning av betalingsmidler ved periodens slutt | 296 244 | 280 942 | 296 244 | 280 942 | |
| Spesifikasjon av betalingsmidler ved periodens slutt | |||||
| Bankinnskudd | 291 346 | 278 337 | 291 346 | 278 337 | |
| Bundne bankinnskudd | 4 897 | 2 605 | 4 897 | 2 605 | |
| Sum betalingsmidler ved periodens slutt | 14 | 296 244 | 280 942 | 296 244 | 280 942 |
(Alle tall i USD 1 000)
Denne delårsrapporten er utarbeidet i henhold til internasjonale standarder for finansiell rapportering (IFRS), utgitt av styret i IASB og i tråd med IAS 34 "Delårsrapportering". Delårsrapporten inneholder derfor ikke all informasjon som er påkrevd etter full IFRS og bør derfor leses i sammenheng med selskapets årsregnskap per 31. desember 2013. Kvartalsrapporten er urevidert.
Delårsregnskapet består av morselskapet Det norske oljeselskap ASA og datterselskapet Det norske oljeselskap AS (tidligere Marathon Oil Norge AS), etter oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS 15. oktober 2014. Aktiviteten i Marathon Oil Norge AS er inkludert i delårsregnskapet fra 15. oktober 2014. For ytterligere informasjon vedrørende oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS, se også Note 2.
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.
I forbindelse med oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS har selskapet foretatt en vurdering av kravene i IAS 21 vedrørende funksjonell valuta, og har i den sammenheng endret funksjonell valuta til USD fra 15.10.2014. Framover vil hovedvekten av inntekter og finansiering genereres i USD. Ved overgangen til USD som funksjonell valuta, ble alle ikke-monetære poster omregnet til USD per 15. oktober 2014, med valutakurs 6,6161 (USD/NOK). Dette representerer ny anskaffelseskost for ikke-monetære poster. Monetære poster er revaluert til sluttkurser på hver balansedag.
Konsernet endret også presentasjonsvaluta til USD fra samme dato. Endringen av presentasjonsvaluta er behandlet som en frivillig prinsippendring. I henhold til IAS 8 er dette gjennomført retrospektivt, ved at sammenligningstall er presentert som om USD alltid har vært anvendt som presentasjonsvaluta. Omregningen til presentasjonsvaluta for alle transaksjoner forut for endringen i funksjonell valuta er gjennomført på følgende måte:
1) Eiendeler og gjeld er i hver balanseoppstilling omregnet til sluttkurser på balansedagen.
2) Inntekter og kostnader er for hver resultatoppstilling omregnet til gjennomsnittskurser for perioden. Dersom gjennomsnittskursen ikke gir en rimelig tilnærming til den kumulative effekten av valutakurser på transaksjonsdatoen, er inntekter og kostnader omregnet til valutakurs på den spesifikke transaksjonsdatoen.
Som følge av det ovennevnte, oppstår en omregningsdifferanse i egenkapitalen. Denne representerer forskjellen mellom beregnet endring i egenkapitalen basert på gjennomsnittskurser, og egenkapital målt til sluttkurser.
For regnskapsformål, samsvarer transaksjonstidspunktet med fullføringen av oppkjøpet, 15. oktober 2014. Skattemessig overtakelsesdato er 1. januar 2014. Oppkjøpet betraktes som en virksomhetssammenslutning og er bokført etter oppkjøpsmetoden i henhold til IFRS 3. Kjøpsprisallokering (PPA) er benyttet for å allokere kontantvederlaget til virkelig verdi av eiendeler og forpliktelser fra Marathon Oil Norge AS. Kjøpsprisallokeringen er gjennomført med regnskapsmessig virkning 15. oktober 2014.
Hver identifiserbar eiendel eller forpliktelse måles til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet, i henhold til retningslinjer i IFRS 13. Standarden definerer virkelig verdi som den pris som ville blitt oppnådd ved salg av en eiendel eller betalt for å overføre en forpliktelse i en velordnet transaksjon mellom markedsdeltagere på måletidspunktet. Denne definisjonen understreker at virkelig verdi representerer en markedsbasert måling, og ikke en foretaksspesifikk måling. I målingen av virkelig verdi, benytter selskapet forutsetninger som markedsaktører ville brukt når de verdsetter eiendeler og forpliktelser under nåværende markedsbetingelser, herunder forutsetninger om risiko. Overtatte varige driftsmidler er verdsatt etter kostprismetoden (gjenanskaffelseskost), mens immaterielle eiendeler er verdsatt etter resultatmetoden.
Innregnede eiendeler og forpliktelser på overtakelsestidspunktet var som følger:
| (USD 1 000) | Note | 15.10.2014 |
|---|---|---|
| Aktiverte leteutgifter | 7 | 37 899 |
| Andre immaterielle eiendeler | 7 | 515 966 |
| Varige driftsmidler | 7 | 1 641 117 |
| Varelager | 17 714 | |
| Kundefordringer | 83 206 | |
| Andre kortsiktige fordringer | 71 436 | |
| Betalingsmidler | 589 107 | |
| Sum eiendeler | 2 956 445 | |
| Pensjonsforpliktelser | 12 071 | |
| Utsatt skatt | 10 | 911 363 |
| Fjerningsforpliktelser - langsiktig | 21 | 336 246 |
| Andre avsetninger for forpliktelser | 16 825 | |
| Leverandørgjeld | 2 520 | |
| Offentlige trekk og avgifter | 2 893 | |
| Fjerningsforpliktelser - kortsiktig | 21 | 4 651 |
| Andre omløpsmidler | 129 531 | |
| Kortsiktige derivater | 13 393 | |
| Betalbar skatt | 10 | 910 332 |
| Sum gjeld | 2 339 825 | |
| Sum identifiserbare netto eiendeler til virkelig verdi | 616 620 | |
| Goodwill ved oppkjøp | 7 | 1 486 086 |
| Sum betalt vederlag ved oppkjøp | 2 102 706 |
Verdsettelsen ovenfor baserer seg på nåværende tilgjengelig informasjon om virkelige verdier på overtakelsestidspunktet. Dersom ny informasjon blir tilgjengelig innen 12 måneder fra overtakelsestidspunktet, kan selskapet endre virkelig-verdi vurderingen i kjøpsprisallokeringen, i henhold til retningslinjer i IFRS 3.
Muligheten til å realisere synergier som oppstår gjennom å kunne forvalte en portefølje med både overtatte og eksisterende felt på den norske kontinentalsokkel. Synergiene knyttes hovedsakelig til Det norskes framførbare underskudd sammenstilt mot betalbar skatt i Marathon Oil Norge AS, i tillegg til synergier knyttet til arbeidsstyrken i de to organisasjonene (ordinær goodwill).
Kravet om å innregne utsatt skatt og utsatt skattefordel på forskjellen mellom allokert virkelig verdi og skattemessige verdier på eiendeler og forpliktelser overtatt ved virksomhetssammenslutning. Målingen av virkelig verdi på lisenser under utbygging og lisenser i produksjon er basert på kontantstrømmer etter skatt, ettersom lisensene bare selges i et etter-skatt marked basert på godkjenning fra Finansdepartementet i henhold til Petroleumsskatteloven paragraf 10. I henhold til IAS 12.15 og 12.19 innregnes utsatt skatt på forskjellene mellom allokerte virkelige verdier og gjenværende skattegrunnlag. Motposten til denne utsatte skatten er goodwill. Dermed oppstår goodwill som en teknisk motpost til den utsatte skatteforpliktelsen (teknisk goodwill).
| Avstemming av goodwill (USD 1 000) | ||||
|---|---|---|---|---|
| 15.10.2014 | ||||
| Goodwill relatert til utsatt skatt - teknisk goodwill | 1 196 458 | |||
| Goodwill relatert til synergier - ordinær goodwill | 289 628 | |||
| Sum goodwill | 1 486 086 | |||
| Nedskrivninger, se Note 6 | 340 594 | |||
| Netto goodwill 31.12.2014 | 1 145 492 |
Ingen del av goodwill vil være skattemessig fradragsberettiget.
| Fra overtakelsestidspunktet (15. oktober 2014) til 31. desember 2014, bidro Marathon Oil Norge AS med | Konsern | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| driftsinntekter på USD 338 millioner til konsernet og USD 79 millioner til konsernresultatet (før nedskrivninger på | Q4 | 01.01.-31.12 | ||||||
| USD 340 millioner knyttet til oppkjøpet, se note 6). Oppkjøpet har ingen effekter på andre inntekter og kostnader | Spesifikasjon av inntekter (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |||
| (OCI) i 2014. | ||||||||
| Inntektsførte oljeinntekter | 309 231 | 37 041 | 368 443 | 134 619 | ||||
| Goodwill på USD 1 486 millioner oppstår på grunn av følgende faktorer: | Inntektsførte gassinntekter | 34 316 | 4 243 | 39 665 | 20 036 | |||
| Tariffinntekter | 1 197 | 1 036 | 3 888 | 4 127 | ||||
| 1. Muligheten til å realisere synergier som oppstår gjennom å kunne forvalte en portefølje med både overtatte og | Sum petroleumsinntekter | 344 744 | 42 320 | 411 996 | 158 782 | |||
| Sum produserte volumer | 4 984 068 | 398 180 | 5 704 901 | 1 629 115 |
|---|---|---|---|---|
| Gass | 740 134 | 74 037 | 904 444 | 365 226 |
| Olje | 4 243 934 | 324 143 | 4 800 457 | 1 263 889 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 2013 |
|
| Andre driftsinntekter | 926 | 959 | 52 235 | 1 824 |
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 prosent av PL 457 er beregnet til ca. USD 49 millioner.
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av utforskningskostnader | Q4 | 01.01.-31.12 | ||
| (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Seismikk, brønndata, feltstudier og | ||||
| andre letekostnader | 8 531 | 21 813 | 24 846 | 53 207 |
| Viderebelastning av riggkostnader | 5 | -4 298 | -11 087 | -20 241 |
| Utforskningskostnader fra deltakelse i lisenser inkl. | ||||
| seismikk | 4 939 | 5 090 | 28 097 | 25 751 |
| Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år* | 35 077 | 54 613 | 40 175 | 94 145 |
| Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner | -1 344 | 12 490 | 58 886 | 101 626 |
| Lønns- og driftskostnader klassifisert som | ||||
| utforskningskostnader | ||||
| Forsknings- og utviklingskostnader | ||||
| relatert til leteaktivitet | ||||
| Sum utforskningskostnader | 49 677 | 92 632 | 157 578 | 278 554 |
Nedskrivningstester gjennomføres på individuelle kontantgenererende enheter, når nedskrivningsindikatorer identifiseres. Den betydelige reduksjonen i olje- og gasspriser vurderes til å være en nedskrivningsindikator, og det er dermed gjennomført nedskrivningstester. Det er gjennomført to kategorier av nedskrivningstester:
Når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp, gjennomføres nedskrivning. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens virkelige verdi fratrukket kostnad ved å selge, og eiendelens bruksverdi. Nedskrivningstestene i 2014 er basert på bruksverdier. I vurderingen av bruksverdi, benyttes forventede framtidige kontantstrømmer, neddiskontert til netto nåverdi ved bruk av en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer markedsbasert tidsverdi av penger, samt risiko spesifikk for eiendelen. Diskonteringsrenten er utledet fra et vektet kapitalavkastningskrav (WACC) for markedsaktører. Framtidige kontantstrømmer projiseres ut fra estimert levetid på feltene. Denne kan overstige fem år.
For produserende lisenser og lisenser i utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Nedenfor følger en oversikt av de sentrale forutsetningene som er benyttet ved nedskrivningstestene per 31. desember 2014.
Framtidig prisnivå er en nøkkelforutsetning i analysen, og har vesentlig effekt på netto nåverdi. Forventet prisnivå er basert på ledelsens estimater og observerbare markedsdata. Informasjon om markedsprisene i nær framtid, kan innhentes i markedet for futurekontrakter. På lang sikt, er informasjon om framtidige priser mindre pålitelige, ettersom det er færre observerbare markedstransaksjoner. I nedskrivningstesten er derfor oljeprisen basert på forwardkurven for perioden 2015- 2019. Fra 2020 er prisforutsetningen basert på ledelsens langsiktige prisforutsetninger.
2 577 2 212 14 104 20 759 Nominell oljepris basert på forwardkurven i nedskrivningstesten er som følger:
| relatert til leteaktivitet | -108 | 711 | 2 556 | 3 309 | År | USD/BOE |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Sum utforskningskostnader | 49 677 | 92 632 | 157 578 | 278 554 | ||
| 2015 | 61,73 | |||||
| *Kostnadsføring av letebrønner balanseført i tidligere år er i hovedsak knyttet til PL 362 Fulla og PL 029B Freke. | 2016 | 68,85 | ||||
| 2017 | 72,84 | |||||
| 2018 | 75,49 | |||||
| 2019 | 77,51 | |||||
| Note 6 Nedskrivinger | Fra 2020 (i reelle priser) | 85,00 | ||||
Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Gjenvinnbart beløp er sensitivt for endringer i reservene.
Diskonteringsrenten er basert på selskapets vektede kapitalavkastningskrav (WACC). Benyttet kapitalstruktur i det vektede kapitalavkastningskravet er utledet fra kapitalstrukturen i sammenlignbare selskaper og andre markedsaktører med optimal struktur. Egenkapitalkostnaden er basert på forventet avkastningskrav for selskapets investorer. Gjeldskostnaden er basert på rentebærende gjeld spesifikk for overtatte eiendeler. Betafaktorene evalueres årlig på grunnlag av offisielt tilgjengelig markedsdata om identifiserte sammenlignbare selskaper.
Basert på det ovennevnte, er nominell diskonteringsrente etter skatt satt til 9,1 prosent. I nedskrivningstesten for 2013, var tilsvarende diskonteringsrente 10,7 prosent. I 2013 var den risikofrie renten basert på NOK, mens den i 2014 er basert på USD, i tråd med endringen i funksjonell valuta.
Ettersom Det norskes funksjonelle valuta ble endret til USD fra 15. oktober 2014, er selskapet regnskapsmessig Nedskrivning /reversering eksponert for valutakursendringer i kontantstrømmer i andre valutaer enn USD. På samme måte som forventet framtidig oljepris, benyttes forwardkurven for valutakurser fra 2015 til 2019, mens selskapets langsiktige forventninger legges til grunn for perioden fra 2020 og framover. Dette resulterer i at følgende valutakurser benyttes i nedskrivningstestene for 2014:
| År | NOK/USD | Varg | -1 741 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Atla | 296 | 5 243 | 4 048 | ||
| 2015 | 7,48 | Fulla (PL 362) | 4 476 | ||
| 2016 | 7,47 | Freke/Dagny (PL 029B) | 2 645 | ||
| 2017 | 7,38 | Total | 7 417 | -30 714 | 42 258 |
| 2018 | 7,31 | ||||
| 2019 | 7,22 | Ingen forventede kontantstrømmer går utover prognoseperioden (2019) benyttet i nedskrivningstestene. | |||
| Fra 2020 | 7,00 |
Den langsiktige inflasjonsraten antas å være 2,5 prosent.
Nedskrivningstester for eiendeler unntatt goodwill ble gjennomført før den årlige nedskrivningstesten på goodwill. Hvis disse eiendelene anses å være gjenstand for verdifall, vil eiendelen nedskrives før nedskrivningstesten gjennomføres for goodwill. Bokført verdi av eiendelene er summen av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler på verdsettelsesdatoen.
I fjerde kvartal ble fjerningsestimatene for flere felt redusert. Enkelte av disse feltene var tidligere nedskrevet til null, og reduksjonen i fjerningseiendelen fikk dermed en umiddelbar effekt i resultatregnskapet i form av reversert nedskrivning. Effekten av reduserte fjerningsestimater motvirkes av reduserte priser og andre endringer i forutsetninger fra tidligere nedskrivningstester.
Bokført verdi på enkelte felt inkluderer også en immateriell eiendel (lisensrettighet) fra tidligere virksomhetssammenslutninger. Den utsatte skatteeffekten knyttet til disse eiendelene er nettet mot nedskrivningene, og ikke presentert som skattekostnad i resultatregnskapet. Nedenfor følger en oversikt over nedskrivningene og bokført verdi på kontantgenererende enheter som har vært gjenstand for nedskrivning eller reversert nedskrivning i fjerde kvartal 2014:
| Gjenvinnbart beløp / | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Kontantgenererende enhet (USD 1 000) | Immaterielle | Varige | balanseført verdi | ||
| eiendeler | driftsmidler | ||||
| Glitne | -15 242 | ||||
| Jotun Unit | -12 051 | ||||
| Jette | -6 923 | 38 210 | |||
| Atla | 296 | 5 243 | 4 048 | ||
For nedskrivningsformål er goodwill ervervet ved virksomhetssammenslutninger før nedskrivninger i 2014, allokert slik:
| Teknisk goodwill fra oppkjøp av Marathon Oil Norge AS (se Note 2) | 1 196 458 |
|---|---|
| Ordinær goodwill fra oppkjøp av Marathon Oil Norge AS (se Note 2) | 289 628 |
| Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger | 48 537 |
Teknisk goodwill er allokert til hver enkelt kontantgenererende enhet ("KGE") som grunnlag for nedskrivningstester. Alle felt tilknyttet Alvheim FPSO er vurdert til å være inkludert i én og samme KGE (" Alvheim KGE"), som medfører at alle produserende felt i tidligere Marathon Oil Norge AS er inkludert i en KGE. Ordinær goodwill fra oppkjøpet er allokert til en gruppe KGE-er som inkluderer både felt ervervet fra Marathon Oil Norge AS og eksisterende Det norske-felt, ettersom disse hovedsakelig relaterer seg til skatte- og arbeidsstyrkesynergier. Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger er hovedsakelig allokert til Johan Sverdrup (USD 23 millioner) og Ivar Aasen (USD 8 millioner). Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger allokert til andre lisenser anses ikke vesentlig sett i forhold til samlet bokført verdi på goodwill.
Som nevnt ovenfor, er ordinær goodwill allokert på tvers av alle KGE-er i nedskrivningstesten. Samlet gjenvinnbart beløp overstiger bokført verdi med betydelig margin. Således gjennomføres ingen nedskrivning av ordinær goodwill.
| (USD 1 000) | Nedskrivningstest - teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger | |
|---|---|---|
| Balanseført verdi av oljefelt og varige driftsmidler | 2 280 508 | Nedskrivningen knytter seg til Fulla, Freke/Dagny og Atla. |
| + Teknisk goodwill | 1 196 458 | |
| - Utsatt skatt knyttet til teknisk goodwill | -1 178 484 | Oppsummering av nedskrivninger/reverseringer |
| Netto bokført verdi av goodwill før nedskrivninger | 2 298 482 | Følgende nedskrivninger (reverseringer) er bokført: |
Nedskrivningen er forskjellen mellom gjenvinnbart beløp og bokført verdi.
| (USD 1 000) | (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Netto bokført verdi som spesifisert ovenfor | 2 298 482 | Nedskrivning/reversering av varige driftsmidler | -30 714 | 96 080 | -3 313 | 96 080 |
| Gjenvinnbart beløp | 1 957 888 | Nedskrivning av andre immaterielle | ||||
| Nedskrivning | 340 594 | eiendeler/lisensrettigheter | 7 417 | 18 897 | 7 417 | 21 217 |
Hovedårsaken til nedskrivningen er de reduserte prisforventningene fra overtakelsesdatoen til 31. desember 2014. Som følge av avskrivninger ble også utsatt skatt knyttet til eiendelene som ble innregnet i forbindelse med oppkjøpet redusert i fjerde kvartal. Som gjengitt i tabellen ovenfor, reduserer utsatt skatt (fra overtakelsestidspunktet) netto balanseført verdi før nedskrivninger. Når utsatt skatt fra opprinnelig innregning reduseres, blir mer goodwill eksponert for nedskrivninger. Framover vil avskrivninger på verdiene fra kjøpsprisallokeringen (se Note 2), resultere i redusert utsatt skatteforpliktelse.
Tabellen nedenfor viser hvordan nedskrivingen av goodwill allokert til Alvheim KGE vil bli påvirket av endringer i de forskjellige forutsetningene, forutsatt at øvrige forutsetninger forblir konstante.
| Total goodwillnedskriving etter | ||||
|---|---|---|---|---|
| Nedskrivningstest på teknisk goodwill fra oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS | Forutsetning (USD millioner) | Endring | økning i forutsetning | reduksjon i forutsetning |
| Bokført verdi av Alvheim KGE består av bokført verdi av oljefeltene tillagt tilhørende teknisk goodwill. I | Olje- og gasspris | +/- 20% | 720,8 | |
| gjennomført nedskrivningstest, er bokført verdi justert med gjenværende andel av utsatt skatt som goodwill | Produksjonsprofil (reserver) | +/- 5% | 241,3 | 439,8 |
| oppsto fra, for å unngå umiddelbar nedskrivning av all teknisk goodwill. | Diskonteringsrente | +/- 1% poeng | 394,9 | 283,4 |
| Valutakurs USD/NOK | +/- 1,0 NOK | 277,3 | 422,9 | |
| Bokført verdi av Alvheim KGE er kalkulert som følger: | Inflasjon | +/- 1% poeng | 273,6 | 403,2 |
I fjerde kvartal er teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger nedskrevet med USD 7,3 millioner. Nedskrivningen knytter seg til Fulla, Freke/Dagny og Atla.
| Konsern | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||||||
| Nedskrivning av andre immaterielle | ||||||||
| eiendeler/lisensrettigheter | ||||||||
| Nedskrivning av goodwill | 347 919 | 10 734 | 347 919 | 11 303 | ||||
| Utsatt skatt | -5 604 | -13 818 | -5 604 | -15 255 | ||||
| Sum nedskrivninger | 319 018 | 111 893 | 346 420 | 113 346 |
| Varige driftsmidler - konsern | Felt under | Produksjons anlegg inkl. |
Inventar, kontor |
Aktiverte leteutgifter er reklassifisert til "Felt under utbygging" når feltet går inn i utbyggingsfasen. Felt under utbygging omklassifiseres til "Produksjonsanlegg" ved produksjonsstart. Produksjonsanlegg, inklusive brønner, |
|
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | utbygging* | brønner | maskiner o.l. | Totalt | avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Inventar, kontormaskiner o.l. avskrives lineært over levetiden, 3-5 |
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 270 752 | 155 819 | 10 263 | 436 834 | år. Fjernings- og nedstengningskostnad inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegg og felt under utbygging. |
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 270 752 | 723 154 | 25 704 | 1 019 610 | Etter unitiseringen og byttene som inkluderer PL 457 (se Note 4) er selskapets andel i Ivar Aasen-feltet 34,78 |
| Tilgang | 320 359 | 1 556 | 6 337 | 328 253 | prosent. Regnskapsføringen av unitiseringen er basert på historisk kost, ikke virkelig verdi. Endringen som følger |
| Avgang | 278 | 278 | av unitiseringen er presentert som tilgang i oversikten over varige driftsmidler ovenfor. | ||
| Reklassifisering | 88 742 | 88 742 | |||
| Anskaffelseskost 30.09.2014 | 679 855 | 724 709 | 31 763 | 1 436 327 | Se Note 6 for informasjon om nedskrivninger. |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.09.2014 | 647 597 | 17 538 | 665 136 | ||
| Balanseført verdi 30.09.2014 | 679 855 | 77 112 | 14 226 | 771 192 | |
| Anskaffelseskost 30.09.2014 | 679 855 | 724 709 | 31 763 | 1 436 327 | |
| Tilgang ved oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | 432 338 | 1 205 199 | 3 581 | 1 641 117 | |
| Tilgang | 265 233 | -14 901 | 2 859 | 253 191 | |
| Reklassifisering | 338 | -324 | 13 | ||
| Anskaffelseskost 31.12.2014 | 1 377 763 | 1 914 682 | 38 203 | 3 330 648 | |
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2014 | 702 112 | 18 449 | 720 561 | ||
| Omregningsdifferanse** | -53 206 | -6 495 | -1 115 | -60 816 | |
| Balanseført verdi 31.12.2014 | 1 324 557 | 1 206 076 | 18 639 | 2 549 271 | |
| Avskrivninger Q4 2014 | 85 229 | 911 | 86 140 | ||
| Avskrivninger 01.01 - 31.12.2014 | 138 089 | 3 008 | 141 097 | ||
| Nedskrivninger Q4 2014 | -30 714 | -30 714 | |||
| Nedskrivninger 01.01 - 31.12.2014 | -3 313 | -3 313 | |||
*Johan Sverdrup-feltet gikk inn i utbyggingsfasen i første kvartal 2014. Alle kostnader knyttet til utbyggingen er derved innregnet som varige driftsmidler. Tidligere aktiverte letekostnader er reklassifisert fra immaterielle eiendeler.
**Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i Note 1.
Negativ tilgang i fjerde kvartal relaterer seg i hovedsak til reduserte estimat på fjerning og nedstengningskostnader.
| Immaterielle eiendeler - konsern | Aktiverte | Konsern | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | Lisenser etc. | Software | Totalt | letebrønner | Goodwill | Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| Spesifikasjon av lønnskostnader (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||||||
| Balanseført verdi 31.12.2013 | 105 465 | 770 | 106 235 | 337 969 | 52 784 | |||||
| Totale lønnskostnader | 36 025 | 20 989 | 104 397 | 75 553 | ||||||
| Anskaffelseskost 31.12.2013 | 148 381 | 7 906 | 156 287 | 337 969 | 76 541 | Gevinst knyttet til avvikling av | ||||
| Tilgang | 62 476 | 214 | 62 690 | 131 101 | ytelsespensjon | -15 671 | -25 751 | |||
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 86 603 | Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, | ||||||||
| Reklassifisering | -88 742 | utbyggings- eller produksjonskostnader, og kostnader | ||||||||
| Anskaffelseskost 30.09.2014 | 210 857 | 8 120 | 218 977 | 293 725 | 76 541 | fakturert til lisenser | -30 365 | -20 334 | -95 688 | -69 083 |
| Akk. av- og nedskrivninger 30.09.2014 | 43 856 | 7 309 | 51 166 | 23 757 | Netto lønnskostnader | -10 010 | 656 | -17 042 | 6 470 | |
| Balanseført verdi 30.09.2014 | 167 001 | 811 | 167 811 | 293 725 | 52 784 | |||||
| Pensjonsordningen for ansatte i Marathon Oil Norge AS ble avviklet etter oppkjøpet av selskapet. Basert på | ||||||||||
| Anskaffelseskost 30.09.2014 | 210 857 | 8 120 | 218 977 | 293 725 | 76 541 | aktuarberegninger er avviklingen av ytelsesordningen bokført i Q4. De regnskapsmessige konsekvenser av | ||||
| Tilgang ved oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | 515 966 | 515 966 | 37 899 | 1 486 086 | avviklingen er at tidligere brutto pensjonsforpliktelse nullstilles og midler benyttes til utstedelse av fripoliser til den | |||||
| Tilgang | 2 151 | 1 762 | 3 913 | 17 542 | enkelte ansatte. I resultatregnskapet er effekten av avviklingen inntektsført som en del av lønn- og | |||||
| Avgang/kostnadsførte tørre brønner | 33 733 | pensjonskostnadene med USD 15,7 millioner. | ||||||||
| Reklassifisering | -13 | |||||||||
| Anskaffelseskost 31.12.2014 | 728 974 | 9 882 | 738 856 | 315 419 | 1 562 627 | Konsern | ||||
| Akk. av- og nedskrivninger 31.12.2014 | 69 280 | 7 346 | 76 626 | 371 676 | Spesifikasjon av andre driftskostnader | Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| Omregningsdifferanse* | -13 212 | -231 | -13 443 | -23 800 | -4 248 | (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Balanseført verdi 31.12.2014 | 646 482 | 2 306 | 648 788 | 291 619 | 1 186 704 | |||||
| Totale andre driftskostnader | 32 639 | 13 227 | 88 013 | 52 287 | ||||||
| Avskrivninger Q4 2014 | 18 007 | 36 | 18 043 | Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, | ||||||
| Avskrivninger 01.01 - 31.12.2014 | 18 947 | 210 | 19 156 | utbyggings- eller produksjonskostnader, og kostnader | ||||||
| Nedskrivninger Q4 2014 | 7 417 | 7 417 | 347 919 | fakturert til lisenser | -10 135 | -11 728 | -38 819 | -33 589 | ||
| Nedskrivninger 01.01 - 31.12.2014 | 7 417 | 7 417 | 347 919 | Netto andre driftskostnader | 22 504 | 1 499 | 49 193 | 18 698 |
*Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i Note 1.
Se Note 6 for informasjon om nedskrivninger.
| Avstemming av avskrivninger i | Q4 | 01.01.-31.12 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| resultatregnskapet (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||
| Avskriving av varige driftsmidler | 86 140 | 20 514 | 141 097 | 76 856 | ||
| Avskriving av immaterielle eiendeler | 18 043 | 589 | 19 156 | 3 207 | ||
| Sum avskrivinger i resultatregnskapet | 104 183 | 21 103 | 160 254 | 80 063 |
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| Spesifikasjon av lønnskostnader (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 |
| Totale lønnskostnader | 36 025 | 20 989 | 104 397 | 75 553 |
| Gevinst knyttet til avvikling av | ||||
| ytelsespensjon | ||||
| Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, | ||||
| utbyggings- eller produksjonskostnader, og kostnader | ||||
| fakturert til lisenser | ||||
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12 | |||
| Totale andre driftskostnader | 32 639 | 13 227 | 88 013 | 52 287 |
| Andel av lønnskostnader klassifisert som utforsknings, | ||||
| utbyggings- eller produksjonskostnader, og kostnader | ||||
| fakturert til lisenser | ||||
Øktningen i andre driftskostnader knytter seg hovedsakelig til kostnader for Det norske i forbindelse med oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS.
| Konsern | Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | 01.01.-31.12 | Beregnet skatt til gode (+) / betalbar skatt (-) (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | |||
| (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |||
| Skatt til gode/betalbar skatt 1.1 | 231 972 | 228 826 | |||||
| Renteinntekter | 1 588 | 2 223 | 7 009 | 6 934 | Årets skatt | 581 667 | 240 456 |
| Betalbar skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -910 332 | ||||||
| Avkastning på finansielle plasseringer | 72 | 168 | Betalt skatt | -81 464 | -219 814 | ||
| Valutagevinst | 37 966 | 2 695 | 19 363 | 11 996 | Endringer knyttet til tidligere år | -528 | 6 956 |
| Sum annen finansinntekt | 37 966 | 2 695 | 19 435 | 12 164 | Revaluering av betalbar skatt | 19 574 | |
| Omregningsdifferanse* | -29 988 | -24 451 | |||||
| Rentekostnader | 24 051 | 19 517 | 93 122 | 57 872 | Sum skatt til gode (+) / betalbar skatt (-) | -189 098 | 231 972 |
| Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter | -14 826 | -3 482 | -40 383 | -21 565 | |||
| Amortiserte lånekostnader | 25 592 | 1 559 | 31 107 | 15 052 | Konsern | ||
| Sum rentekostnader | 34 817 | 17 594 | 83 845 | 51 359 | Utsatt skatt (-) / utsatt skattefordel (+) (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Valutatap | 3 135 | 19 265 | Utsatt skatt 1.1. | 103 625 | -22 744 | ||
| Realisert tap på derivater | 5 963 | 608 | 8 671 | 2 027 | Endring utsatt skatt | -484 360 | 96 540 |
| Verdiendring derivater | 11 555 | 1 584 | 10 616 | 540 | Utsatt skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -911 363 | |
| Verdinedgang finansielle plasseringer | 7 | 9 | 9 | 9 | Utsatt skatt relatert til nedskriving og avgang av lisenser | 14 938 | 32 811 |
| Sum annen finanskostnad | 17 525 | 5 335 | 19 296 | 21 841 | Utsatt skatt knyttet til OCI og egenkapital | 4 999 | -539 |
| Omregningsdifferanse* | -14 195 | -2 443 | |||||
| Sum netto finansposter | -12 788 | -18 011 | -76 697 | -54 101 | Sum utsatt skatt (-) / utsatt skattefordel (+) | -1 286 357 | 103 625 |
| Konsern | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Skattekostnad for perioden framkommer slik | Q4 | 01.01.-31.12 | Skatteeffekt av underskudd til fremføring | Skattesats | 31.12.2014 | 31.12.2013 | ||
| (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||||
| Underskudd til fremføring | 27 % | -72 483 | ||||||
| Årets betalbare skatt / skatt til gode | -442 972 | -60 613 | -581 667 | -240 456 | Underskudd til fremføring | 51 % | -142 034 | |
| Endring utsatt skatt | 531 058 | -99 693 | 484 360 | -96 540 | ||||
| Endringer knyttet til tidligere år | 1 911 | -2 896 | 822 | -2 757 | Midlertidig forskjell av underskudd til fremføring var inkludert i utsatt skatt per årsslutt 2013. | |||
| Sum skattekostnad (+) / skatteinntekt (-) | 89 997 | -163 202 | -96 485 | -339 753 |
Det er utført full skatteberegning i tråd med regnskapsprinsippene beskrevet i årsrapporten for 2013. For skatteformål, er effektiv dato for oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS 01.01.2014. En konsolidert skatteberegning er gjennomført i fjerde kvartal, hvor framførbart underskudd og skatt til gode er nettet mot betalbar skatt i Marathon Oil Norge AS.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Beregnet skatt til gode (+) / betalbar skatt (-) (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Skatt til gode/betalbar skatt 1.1 | 231 972 | 228 826 |
| Betalbar skatt knyttet til oppkjøp av Marathon Oil Norge AS | -910 332 | |
| Omregningsdifferanse* | -29 988 | -24 451 |
| Konsern | ||
| Omregningsdifferanse* | -14 195 | -2 443 |
*Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i Note 1.
| 01.01.-31.12 | Skattesats | ||
|---|---|---|---|
| Underskudd til fremføring | 27 % | -72 483 | |
| Konsern | Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Avstemming av årets skattekostnad / -inntekt | Q4 | 01.01.-31.12 | (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | ||
| (USD 1 000) | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |||
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla* | 5 866 | 510 | |||||
| 27 % selskapsskatt av resultat før skattekostnad | -53 160 | -61 354 | -101 418 | -121 268 | Forskuddsbetalinger, inkludert riggforskudd | 41 682 | 24 159 |
| 51 % særskatt av resultat før skattekostnad | -100 414 | -109 561 | -191 568 | -216 550 | Tilgode merverdiavgift | 7 986 | 1 881 |
| Skatteeffekt finansposter - 27 % | 73 407 | 7 196 | 98 055 | 19 935 | Mindreuttak av petroleum (opptjent inntekt) | 22 896 | 3 059 |
| Skatteeffekt friintekt | -20 189 | -8 009 | -51 537 | -27 493 | Andre fordringer, inkludert fordringer i operatørlisenser | 106 162 | 52 482 |
| Renter på underskudd til fremføring | 4 234 | -1 299 | -3 567 | Sum andre kortsiktige fordringer | 184 592 | 82 091 | |
| Permanente forskjeller - gevinst på bytte av lisenser | |||||||
| (se Note 3) | -1 | -38 530 | *For mer informasjon om fordringer knyttet til utsatt volum på Atla, se Note 13. | ||||
| Permanente forskjeller - nedskrivning goodwill | 267 006 | -3 252 | 267 006 | -3 252 | |||
| Omregningsdifferanse monetære poster i NOK | -36 133 | -36 133 | |||||
| Omregningsdifferanse monetære poster i USD | -159 660 | -159 660 | Note 13 Langsiktige fordringer | ||||
| Revaluering skatteverdier** | 113 461 | 113 461 | |||||
| Andre elementer (andre permanente forskjeller og | Konsern | ||||||
| endringer knyttet til tidligere år) | 1 447 | 13 079 | 3 840 | 12 442 | (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Sum skattekostnad (+) / skatteinntekt (-) | 89 997 | -163 202 | -96 485 | -339 753 |
**Skatteverdier føres til valutakursen på transaksjonstidspunktet. Når NOK/USD-valutakursen øker, øker skatteraten ettersom det blir mindre gjenværende skattemessige avskrivninger målt i USD.
I henhold til lovbestemte krav, skal beregningen av betalbar skatt baseres på NOK. Dette kan påvirke skatteraten når funksjonell valuta er forskjellig fra NOK. Hovedforskjellen i fjerde kvartal knytter seg til disagio på den reservebaserte lånefasiliteten i USD. Denne gir opphav til et fradragsberettiget tap uten at resultat før skatt er påvirket.
Revalueringen av betalbar skatt er presentert som agio/disagio i resultatregnskapet, mens revaluering av skattebalanser knyttet til utsatt skatt presenteres som skattekostnad.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Aksjer i Alvheim AS | 10 | |
| Aksjer i Sandvika Fjellstue AS | 1 814 | 1 972 |
| Investeringer i datterselskaper | 1 824 | 1 972 |
| Rentereserve kredittfasilitet | 42 810 | |
| Husleiedepositum | 1 774 | 2 129 |
| Sum andre langsiktige eiendeler | 3 598 | 46 912 |
| Konsern | ||
|---|---|---|
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla* | 5 866 | 510 |
| Konsern | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 447 | 13 079 | 3 840 | 12 442 | (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Fordringer knyttet til utsatt volum på Atla | 8 799 | 20 618 | ||||
| Sum langsiktige fordringer | 8 799 | 20 618 |
Det fysiske produksjonsvolumet fra Atla er høyere enn det kommersielle volumet. Dette er forårsaket av høyt trykk fra Atla-feltet, som midlertidig har redusert produksjonen fra nabofeltet Skirne. Skirne-partnerne har derfor tidligere mottatt og solgt olje og gass fra Atla, men i 2014 startet Skirne å tilbakelevere volumer til Atla-partnerne. Inntekter ble innregnet basert på fysisk produksjonsvolum verdsatt til markedsverdi, på samme måte som for over/underløft. Denne utsatte kompensasjonen er bokført som langsiktig eller kortsiktig fordring, avhengig av tidspunkt for når det forventes tilbakelevering av olje og gass.
Regnskapslinjen betalingsmidler består av bankkonti samt kortsiktige plasseringer som utgjør deler av selskapets transaksjonslikviditet.
| Konsern | Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 182 384 | 11 652 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Spesifikasjon av betalingsmidler (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | Fordringer relatert til lisenstransaksjoner | 285 | 211 |
| Fakturering knyttet til utgiftsrefusjoner, inkludert rigg | 3 792 | 10 200 | |||
| Kontanter | 1 | Sum kundefordringer | 186 461 | 22 062 | |
| Bankinnskudd | 291 346 | 278 336 | |||
| Bundne midler (skattetrekk) | 4 897 | 2 605 | |||
| Sum betalingsmidler | 296 244 | 280 942 | Note 18 Annen kortsiktig gjeld | ||
| Ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån | 134 127 | Konsern | |||
| Ubenyttet trekkrettighet kredittfasilitet (se Note 20) | 593 000 | 648 501 | Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Konsern | Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet* | 22 903 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | Annen kortsiktig gjeld | 79 838 | 44 937 |
| Sum annen kortsiktig gjeld | 273 813 | 130 789 | |||
| Aksjekapital | 37 530 | 27 656 | |||
| Antall aksjer (i hele tusen) | 202 619 | 140 707 | *Den negative kontraktsverdien er relatert til en riggkontrakt inngått av Marathon Oil Norge AS, som var | ||
| Pålydende per aksje i NOK | 1,00 | 1,00 | forskjellig fra dagens markedsvilkår på tidspunktet for oppkjøpet. Den virkelige verdien var basert på forskjellen | ||
| Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | ||
| Langsiktige derivater - rentebytteavtaler | 5 646 | 8 129 | ||
| Kortsiktige derivater | 25 224 | |||
| Sum derivater | 30 870 | 8 129 |
Langsiktige derivater er knyttet til tre rentebytteavtaler. Formålet er å bytte flytende mot fast rente. Disse rentebytteavtalene er bokført til markedsverdi, med endring i virkelig verdi over resultatet.
Kortsiktige derivater er knyttet til valutaterminkontrakter. Formålet med valutaterminkontraktene i USD/NOK er å bytte dagskurs mot en fast kurs for å redusere valutarisiko knyttet til skattebetalinger i NOK.
| Konsern | ||
|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Fordringer vedrørende salg av olje og gass | 182 384 | 11 652 |
| Fakturering knyttet til utgiftsrefusjoner, inkludert rigg | 3 792 | 10 200 |
| Ubenyttet trekkrettighet letefasilitetslån | 134 127 | Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ubenyttet trekkrettighet kredittfasilitet (se Note 20) | 593 000 | 648 501 | Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | ||
| Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser | 195 | 33 209 | |||||
| Note 15 Aksjekapital | Andel av annen kortsiktig gjeld fra lisenser | 163 369 | 51 066 | ||||
| Meruttak av petroleum | 7 508 | 1 576 | |||||
| Konsern | Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet* | 22 903 | |||||
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | Annen kortsiktig gjeld | 79 838 | 44 937 | ||
| Sum annen kortsiktig gjeld | 273 813 | 130 789 |
*Den negative kontraktsverdien er relatert til en riggkontrakt inngått av Marathon Oil Norge AS, som var forskjellig fra dagens markedsvilkår på tidspunktet for oppkjøpet. Den virkelige verdien var basert på forskjellen mellom markedspris og kontraktspris. Balansen er delt mellom kortsiktig og langsiktig gjeld basert på kontantstrømmer i kontrakten, og reduseres over levetiden av kontrakten, som avsluttes i 2016.
Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalte lønninger og feriepenger, påløpte renter og andre avsetninger.
| Konsern | Konsern | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 97 359 | Avsetning pr. 1.1 | 160 413 | 131 180 | ||
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 253 141 | 309 233 | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser knyttet til oppkjøpet av | |||
| Sum obligasjonslån | 253 141 | 406 592 | Marathon Oil Norge AS | 340 897 |
| 31.12.2014 | 31.12.2013 | *Omregningsdifferanser oppstår som følge av differansen mellom gjennomsnittskurser og sluttkurser i | |
|---|---|---|---|
| 2 037 299 | 334 814 | ||
| 2 037 299 | Konsern 334 814 |
omregningen fra NOK til USD, som beskrevet i Note 1. Hoveddelen av selskapets fjernings- og nedstengingsforpliktelser er knyttet til de produserende feltene. |
I september 2013 inngikk selskapet en avtale om en rullerende kredittfasilitet på USD 1 milliard med en gruppe nordiske og internasjonale banker. Den 15. oktober 2014 ble kredittfasiliteten erstattet av en reservebasert lånefasilitet (RBL fasilitet), som ble fulltegnet 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. Ved årsskiftet fullførte selskapet en halvårlig redetermineringsprosess. Etter redetermineringen ble tilgjengelig beløp redusert til USD 2,69 milliarder. Som et ledd i likviditetsstyringen har selskapet redusert opptrukket beløp til USD 2,1 milliarder ved årsslutt i 2014.
Renten på kredittfasiliteten er fra 1-6 mnd. LIBOR pluss en margin på 2,75 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,1 prosent av ubenyttet kreditt.
Pantesikkerhet for lånet er alle nåværende produksjonslisenser og Johan Sverdrup-feltet, forsikringspoliser, pant i driftsmidler og varelager (såkalt "floating charge") samt i utestående fordringer.
| Konsern | Konsern | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 | (USD 1 000) | 31.12.2014 | 31.12.2013 |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 1) | 97 359 | Avsetning pr. 1.1 | 160 413 | 131 180 | |
| Hovedstol lån Norsk Tillitsmann 2) | 253 141 | 309 233 | Fjernings- og nedstengingsforpliktelser knyttet til oppkjøpet av | ||
| Sum obligasjonslån | 253 141 | 406 592 | Marathon Oil Norge AS | 340 897 | |
| Påløpte fjerningskostnader | -14 087 | -6 251 | |||
| 1) Lånet løper fra 28. januar 2011 og ble tilbakebetalt i fjerde kvartal 2014 | Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning | 12 410 | 7 277 | ||
| 2) Lånet løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd. NIBOR + 5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli | Omregningsdifferanse* | -10 674 | -1 028 | ||
| 2020 og det er kvartalsvise rentebetalinger. Lånet er usikret. Et lånevilkår knyttet til lånet er et justert | Endring i estimat og påløpt gjeld per nye felt | 93 | 29 236 | ||
| egenkapitalkrav på 25 prosent. Et brudd på lånevilkår foreligger kun dersom justert egenkapitalandel er under | Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 489 051 | 160 413 | ||
| 25 prosent i to påfølgende kvartaler og dersom egenkapitalkravet ikke er innfridd påfølgende kvartal. | |||||
| Fordelt mellom langsiktig og kortsiktig forpliktelser: | |||||
| Kortsiktige | 5 728 | 24 225 | |||
| Note 20 Annen rentebærende gjeld | Langsiktige | 483 323 | 136 188 | ||
| Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser | 489 051 | 160 413 |
Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring av fjerning som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer. Beregningene forutsetter en inflasjon på 2,5 prosent før skatt og en nominell diskonteringsrente før skatt på mellom 3,89 prosent og 5,66 prosent.
Selskapet vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister, som for eksempel skattetvister. Betingede skatteforpliktelser knyttet til skattbar inntekt i Marathon Oil Norge AS før 1. januar 2014 skal eventuelt refunderes av Marathon Group. Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til rettsaker og tvister, basert på ledelsens beste estimat i samsvar med IAS 37. Ledelsen er av den oppfatning at ingen av tvistene vil medføre vesentlige forpliktelser for selskapet.
Selskapet har identifisert følgende hendelser som har funnet sted i perioden mellom balansedagen og rapporteringsdato. Ingen av disse hendelsene anses å ha vesentlig innvirkning på regnskapet per 31. desember 2014
Produksjon på Bøylafeltet, beliggende i Alvheimområdet, startet opp 19. januar 2015. Utbyggingskostnader relatert til dette prosjektet er i kvartalsrapporten klassifisert som under utbygging. Disse kostnadene vil bli overført til anlegg i produksjon på det tidspunktet produksjonen startet.
Den 9. februar 2015 meldte selskapet at boring av en avgrensningsbrønn hadde resultert i en oppdatering av reserveestimatet for Krafla Main, fra 50 til 82 millioner fat oljeekvivalenter. Siden 2011 har det være gjort fem funn i Kraflaområdet i lisensene PL 035 og PL 272: Krafla Main, Krafla Vest, Askja Vest, Askja Øst og Krafla Nord. Basert på brønnresultater og oppdaterte evalueringer av lisensene er det forventet at utvinnbare ressurser til sammen i de to lisensene ligger i intervallet 140 til 220 millioner fat oljeekvivalenter. Det norske har en eierandel på 25 prosent i hver av de to lisensene.
Den 13. februar 2015 ble plan for utbygging og drift (PUD) for Johan Sverdrup for første fase og to planer for anlegg og drift (PAD) overlevert til Olje- og energidepartementet. Planlagt oppstart er sent 2019, og investeringskostnadene for første fase er beregnet til 117 milliarder kroner (2015 kroner).
For Det norske har det hele tiden vært et avgjørende prinsipp at eierandelene i Johan Sverdrup skal fordeles basert på en kombinasjon av volum og verdi. Når det ikke var mulig å komme til enighet med partnerskapet om dette, har selskapet valgt å ikke signere unitiseringsavtalen for Johan Sverdrup. De øvrige partnerne i feltet har derfor bedt Olje- og energidepartementet om å fastsette den endelige fordelingen av eierandelene i Johan Sverdrup. Inntil denne avgjørelsen foreligger, har Olje- og energidepartementet besluttet at Statoils forslag om fordeling av ressursene skal legges til grunn. Dette gir Det norske en 11,8933 prosent andel i Johan Sverdrup.
| Jette Unit | 70,0 % | 70,0 % | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Alvheim | 65,0 % | 0,0 % | |||
| Bøyla | 65,0 % | 0,0 % | |||
| Vilje | 46,9 % | 0,0 % | |||
| Volund | 65,0 % | 0,0 % | |||
| Lisenser - partneropererte: | Lisenser - operatørskap: | ||||
| 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 036 C *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 038 | 5,0 % | 5,0 % | PL 036 D *** | 46,9 % | 0,0 % |
| PL 038D | 30,0 % | 30,0 % | PL 088 BS *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 038E ** | 5,0 % | 0,0 % | PL 103B | 70,0 % | 70,0 % |
| PL 048B | 10,0 % | 10,0 % | PL 150 *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 048D | 10,0 % | 10,0 % | PL 150 B *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 102C | 10,0 % | 10,0 % | PL 169C | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 102D | 10,0 % | 10,0 % | PL 203 *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 102F | 10,0 % | 10,0 % | PL 203 B *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 102G | 10,0 % | 10,0 % | PL 242 | 35,0 % | 35,0 % |
| PL 265 | 20,0 % | 20,0 % | PL 340 *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 272 | 25,0 % | 25,0 % | PL 340 BS *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 332 * | 0,0 % | 40,0 % | PL 364 | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 362 | 15,0 % | 15,0 % | PL 414 * | 0,0 % | 40,0 % |
| PL 438 | 10,0 % | 10,0 % | PL 414B * | 0,0 % | 40,0 % |
| PL 442 | 20,0 % | 20,0 % | PL 450 * | 0,0 % | 80,0 % |
| PL 453S* | 0,0 % | 25,0 % | PL 460 | 100,0 % | 100,0 % |
| PL 457 *** | 40,0 % | 0,0 % | PL 494 | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 492 | 40,0 % | 40,0 % | PL 494B | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 502 | 22,2 % | 22,2 % | PL 494C | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 522 | 10,0 % | 10,0 % | PL 497 * | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 531* | 0,0 % | 10,0 % | PL 497B * | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 533 | 20,0 % | 20,0 % | PL 504 | 47,6 % | 47,6 % |
| PL 535* | 0,0 % | 10,0 % | PL 504BS | 83,6 % | 83,6 % |
| PL 535B* | 0,0 % | 10,0 % | PL 504CS | 21,8 % | 21,8 % |
| PL 550 | 10,0 % | 10,0 % | PL 512 * | 0,0 % | 30,0 % |
| PL 551 | 20,0 % | 20,0 % | PL 542 * | 0,0 % | 45,0 % |
| PL 554 | 10,0 % | 20,0 % | PL 542B * | 0,0 % | 45,0 % |
| PL 554B | 10,0 % | 20,0 % | PL 549S* | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 554C ** | 10,0 % | 0,0 % | PL 553 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 558 *** | 10,0 % | 20,0 % | PL 573S* | 0,0 % | 35,0 % |
| PL 563* | 0,0 % | 30,0 % | PL 626 | 50,0 % | 50,0 % |
| PL 567 | 40,0 % | 40,0 % | PL 659 *** | 20,0 % | 30,0 % |
| PL 568 | 0,0 % | 20,0 % | PL 663 | 30,0 % | 30,0 % |
| PL 571 | 0,0 % | 40,0 % | PL 677 | 60,0 % | 60,0 % |
| PL 574 | 10,0 % | 10,0 % | PL 709 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 613 | 20,0 % | 35,0 % | PL 715 | 40,0 % | 40,0 % |
| PL 619 | 30,0 % | 30,0 % | PL 724** | 40,0 % | 0,0 % |
| PL 627 | 20,0 % | 20,0 % | PL 736 S *** | 65,0 % | 0,0 % |
| PL 667 | 30,0 % | 30,0 % | PL 748** | 40,0 % | 0,0 % |
| PL 672 | 25,0 % | 25,0 % | Number | 35 | 33 |
| PL 676S | 10,0 % | 20,0 % | |||
| PL 678BS ** | 25,0 % | 0,0 % | * Tilbakeleverte lisenser eller Det norske har trukket seg ut. | ||
| PL 678S | 25,0 % | 25,0 % | |||
| PL 681 | 16,0 % | 16,0 % | ** Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2013. Tilbudene ble kunngjort i 2014. | ||
| PL 706 | 20,0 % | 20,0 % | |||
| PL 730 ** | 30,0 % | 0,0 % | *** Overtatt/ endret gjennom lisenstransaksjon eller delt lisens. | ||
| Number | 44 | 47 |
Opererte felt: 31.12.2014 31.12.2013 Ivar Aasen Unit 34,8 % 35,0 %
| 2014 | 2013 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | Q4 | Q3 | Q2 | Q1 | ||
| Driftsinntekter | 345 670 | 18 334 | 74 304 | 25 923 | 43 279 | 55 056 | 48 601 | 13 670 | |
| Utforskningskostnader | 49 677 | 69 743 | 20 218 | 17 941 | 92 632 | 100 100 | 46 050 | 39 772 | |
| Produksjonskostnader Lønn og lønnsrelaterte kostnader |
44 400 -10 010 |
7 906 -8 574 |
7 417 795 |
7 032 746 |
16 607 656 |
9 090 703 |
9 713 4 852 |
7 063 260 |
|
| Avskrivninger | 104 183 | 28 080 | 13 443 | 14 548 | 21 103 | 27 849 | 25 156 | 5 955 | |
| Nedskrivninger Andre driftskostnader |
319 018 22 504 |
11 602 | 12 909 | 27 402 2 178 |
111 893 1 499 |
1 163 4 296 |
289 9 634 |
3 268 | |
| Driftskostnader | 529 772 | 108 757 | 54 782 | 69 847 | 244 391 | 143 200 | 95 695 | 56 318 | |
| Driftsresultat | -184 102 | -90 423 | 19 522 | -43 924 | -201 111 | -88 144 | -47 094 | -42 648 | |
| Netto finansposter | -12 788 | -30 143 | -23 865 | -9 901 | -18 011 | -22 305 | -8 323 | -5 461 | |
| Resultat før skattekostnad | -196 889 | -120 567 | -4 343 | -53 824 | -219 123 | -110 450 | -55 417 | -48 110 | |
| Skattekostnad (+) / skatteinntekt (-) | 89 997 | -103 615 | -31 627 | -51 240 | -163 202 | -83 542 | -48 358 | -44 651 | |
| Periodens resultat | -286 887 | -16 952 | 27 284 | -2 584 | -55 921 | -26 908 | -7 059 | -3 458 |
Tall fra tidligere kvartaler er omregnet til USD ved bruk av årlig gjennomsnittlig valutakurs i 2013 og ni måneders gjennomsnittlig valutakurs i 2014.
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.