Equinor — Annual Report 2013

Mar 21, 2014

2013

Årsrapport

Årsrapport i henhold til norske myndigheters krav 2013

© Statoil 2014 STATOIL ASA POSTBOKS 8500 4035 STAVANGER NORGE TELEFON: 51 99 00 00

www.statoil.com

Forside foto: Harald Pettersen

Årsrapport 2013

Styrets årsberetning 2013	1
Statoilaksjen	2
Vår virksomhet	2
Resultatanalyse	4
Kontantstrømmer	7
Likviditet og kapitalforhold	7
Framtidsutsikter	8
Risikoanalyse Sikkerhet, sikring og bærekraft	9 11
Personal og organisasjon	15
Forskning og utvikling	17
Utvikling i styret	17
Styrets redegjørelse for eierstyring og selskapsledelse	18
Styrets og ledelsens erklæring	19
Konsernregnskap	20
Noter til konsernregnskapet	25
1 Organisasjon	25
2 Vesentlige regnskapsprinsipper	25
3 Segmentinformasjon	34
4 Oppkjøp og nedsalg	38
5 Finansiell risikostyring	40
6 Godtgjørelse 7 Andre kostnader	42 43
8 Finansposter	44
9 Skatter	45
10 Resultat per aksje	47
11 Varige driftsmidler	47
12 Immaterielle eiendeler	49
13 Finansielle eiendeler og langsiktige forskuddsbetalinger	50
14 Varelager	51
15 Kundefordringer og andre fordringer	51
16 Betalingsmidler	52
17 Egenkapital	52
18 Finansiell gjeld	52
19 Pensjoner 20 Avsetninger	55 58
21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	59
22 Leieavtaler	60
23 Andre forpliktelser	60
24 Nærstående parter	62
25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko	62
26 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert)	67
27 Hendelser etter balansedagens utløp	76
Selskapsregnskap for Statoil ASA	78
Noter til selskapsregnskapet for Statoil ASA	82
1 Selskapet og grunnlag for presentasjonen	82
2 Vesentlige regnskapsprinsipper	82
3 Finansiell risikostyring og derivater	85
4 Salgsinntekter	88
5 Lønnskostnader	89
6 Aksjespareprogram	95
7 Godtgjørelse til revisor 8 Forsknings- og utviklingsutgifter	95 95
9 Finansposter	96
10 Skatter	96
11 Varige driftsmidler	98
12 Investeringer i datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	99
13 Finansielle eiendeler og gjeld	100
14 Varelager	101
15 Kundefordringer og andre fordringer	101
16 Betalingsmidler	102
17 Egenkapital og aksjonærer	102
18 Finansiell gjeld	104
19 Pensjoner	105
20 Avsetninger	109
21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	109

22 Leieavtaler	110
23 Andre forpliktelser	111
24 Nærstående parter	112
25 Hendelser etter balansedagens utløp	113
Revisjonsberetning	114
Innstilling fra bedriftsforsamlingen	116

Styrets årsberetning 2013

Olje- og gassindustrien står overfor krevende utfordringer i tiden som kommer. En sterk finansiell posisjon, konkurransedyktig ressursbase og dyktig organisasjon, som er anerkjent for sin teknologiske kompetanse og driftserfaring, gjør Statoil godt rustet for å møte disse utfordringene.

Gode resultater innen sikkerhet og bærekraft er en forutsetning for at vi skal lykkes på lang sikt, og vi arbeider målbevisst for å sørge for sikker drift som beskytter mennesker, miljø, lokalsamfunn og materielle verdier. Terrorangrepet mot In Amenas i 2013 viste vår sårbarhet og hvor viktig det er å bygge en sterk og robust sikringskultur.

Statoils finansielle resultater i 2013 var påvirket av lavere priser og redusert produksjon, hovedsakelig på grunn av forventet produksjonsnedgang, salg av eiendeler og redetermineringer. Driften var god, med sikkerhetsforbedringer, produksjon som forventet og sterk prosjektgjennomføring. Ressursbasen ble styrket som følge av fremragende leteresultater i 2013.

Driftsresultatet var 155,5 milliarder kroner i 2013, en reduksjon på 25 % sammenlignet med 206,6 milliarder kroner i 2012.

Nedgangen på 25 % skyldtes hovedsakelig redusert produksjon, lavere priser målt i norske kroner, økte driftskostnader og lavere virkelig verdi på derivater. Økte nedskrivninger og avsetninger knyttet til tapskontrakter og en redetermineringsprosess bidro til nedgangen, og ble bare delvis motvirket av høyere gevinster ved salg av eiendeler.

Samlet egenproduksjon av væsker og gass var 1,940 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag i 2013, sammenlignet med 2,004 millioner foe per dag i 2012.

Statoils kontantstrøm i 2013 avspeiler et høyt investeringsnivå, porteføljeoptimalisering og låneopptak som i sum har gitt en økning i kontanter, likvide midler og kortsiktige finansinvesteringer.

Statoils sikkerhetsresultater i forhold til alvorlige hendelser er forbedret de siste årene. Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) gikk ned fra 1,0 i 2012 til 0,8 i 2013.

Statoil kunngjorde i 2013 salg av eiendeler til en verdi av i overkant av 4 milliarder USD, herunder salg av eiendeler på britisk og norsk sokkel til OMV, og avtalen om redusert eierandel i Shah Deniz-prosjektet i Aserbajdsjan og i South Caucasus-rørledningen. OMV-transaksjonen ble avsluttet i oktober 2013 med en regnskapsført gevinst på 10,1 milliarder kroner. Shah Deniz-transaksjonen vil bli regnskapsført i 2014. Se note 4 Oppkjøp og nedsalg i selskapets konsernregnskap for ytterligere detaljer om disse avtalene.

Gjennom effektiv ressursforvaltning og modning av nye prosjekter oppnådde Statoil en reserveerstatningsrate (RRR) på 128 % i 2013. Organisk RRR var 147 %, det høyeste selskapet har oppnådd siden 1999. Økningen i reserver i 2013 skyldes hovedsakelig positive revisjoner på flere av våre produserende felt på grunn av gode produksjonsresultater og fortsatte tiltak for økt utvinning (IOR), godkjenning av nye feltutviklingsprosjekter i Norge, Aserbajdsjan og Angola, samt fortsatt boring på de landbaserte feltene Bakken, Eagle Ford og Marcellus i USA. Effekten av den lavere eierandelen i Shah Deniz vil redusere sikre reserver i årsregnskapet for 2014.

Statoil opprettholdt en sterk prosjektgjennomføring gjennom 2013 og leverte prosjekter foran tidsplanen, i tråd med kostnadsestimatene, og med sterke sikkerhetsresultater. De gode leteresultatene fra 2012 fortsatte i 2013, og økte ressursbasen med 1,25 milliarder foe.

Statoils strategi for verdiskapning og vekst ligger fast, men vi gjør noen viktige endringer. Strengere prioritering mellom prosjekter og et omfattende effektiviseringsprogram vil forbedre vår kontantstrøm og lønnsomhet. Vår sterke balanse muliggjør prioritering av utbytte til aksjonærene. Ambisjonen er en vekst i egenproduksjonen på omkring 2 % i 2013-14 og en vekstrate (CAGR) på omkring 3 % fra 2013-16 fra en re-basert egenproduksjon på 1,850 millioner foe per dag i 2013.

Organiske investeringer (eksklusiv oppkjøp og finansielle leieavtaler) var 19 milliarder USD i 2013, noe som var i tråd med våre prognoser for 2013. Statoil forventer å investere omkring 20 milliarder dollar i gjennomsnitt per år i 2014-16. Dette tilsvarer en reduksjon på 8 % fra tidligere anslag, hovedsakelig som følge av strengere prioritering og økt kapitaleffektivitet.

I perioden 2014-16 forventer Statoil å holde avkastningen på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) på om lag samme nivå som i 2013, basert på en oljepris på 100 dollar fatet (2013-pris).

Statoil fullførte 59 letebrønner i 2013, hvorav 26 var funn. Statoil vil fortsette utviklingen av den store porteføljen av leteandeler, og forventer å bore rundt 50 brønner i 2014. Samlede leteutgifter anslås til å være i størrelsesorden 3,5 milliarder USD, eksklusive signaturbonuser.

Statoil fortsetter å optimalisere prosjekter for å øke avkastningen. Vårt mål er å fortsatt holde produksjonsenhetskostnaden i første kvartil sammenlignet med våre konkurrenter. Gjennom et omfattende forbedringsprogram forventer Statoil å realisere årlige kostnadsreduksjoner på 1,3 milliarder USD per år fra 2016.

Statoilaksjen

Styret foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et ordinært utbytte på 7,00 kroner per aksje for 2013, til sammen 22,3 milliarder kroner.

Statoils ambisjon er å øke det årlige utbyttet, målt i kroner per aksje, i samsvar med selskapets langsiktige underliggende inntjening. Endringer av aksjeloven med virkning fra 1. juli 2013 åpner for at utbyttebetaling, basert på selskapets siste godkjente årsregnskap, vedtas av styret etter fullmakt fra generalforsamlingen. Statoils styre vil foreslå at aksjonærene gir slik fullmakt til styret under den ordinære generalforsamlingen som avholdes 14. mai 2014. Basert på denne fullmakten vil Statoil innføre kvartalsvis utbetaling av utbytte fra første kvartal 2014, der styret godkjenner foreløpig utbytte for 1.-3. kvartal. Etter forslag fra styret, vedtar generalforsamlingen utbytte for 4. kvartal og samlet årlig utbytte. Ved fastsetting av foreløpig utbytte og anbefaling av samlet årlig utbytte, skal styret vurdere forventet kontantstrøm, investeringsplaner, finansieringsbehov, og nødvendig økonomisk fleksibilitet. I tillegg til kontantutbytte, kan Statoil kjøpe tilbake aksjer som en del av det samlede utbyttet til aksjonærene.

Innføring av den nye utbyttepolitikken forutsetter at generalforsamlingen gir styret fullmakt til å vedta kvartalsvis utbetaling av utbytte. Denne fullmakten må fornyes årlig på ordinær generalforsamling for å være gyldig.

I 2012 var ordinært utbytte på 6,75 kroner per aksje, til sammen 21,5 milliarder kroner.

Statoil-aksjen er notert på Oslo Børs med ticker-kode STL. Kursen gikk fra 139,00 kroner 2. januar 2013 til 147,00 kroner ved utgangen av 2013. Statoil er også notert ved New York Stock Exchange med ticker-kode STO.

Vår virksomhet

Statoil er et teknologidrevet energiselskap som hovedsakelig er involvert i leting og produksjon av olje og gass.

Statoil ASA er et allmennaksjeselskap som er organisert i henhold til norsk lov og underlagt Lov om allmennaksjeselskap (allmennaksjeloven). Staten er den største aksjeeieren i Statoil ASA, med en direkte eierandel på 67 %.

Statoil har virksomhet i 33 land og territorier, og har mer enn 23.400 ansatte over hele verden. Vårt hovedkontor er i Stavanger.

Statoil er tilstede i flere av de viktigste olje- og gassprovinsene i verden. Siden år 2000 har vår virksomhet økt som følge av betydelige investeringer, både internasjonalt og på norsk sokkel. Statoil er ledende operatør på norsk sokkel og har også operatørskap internasjonalt. I 2013 kom 37 % av Statoils egenproduksjon fra internasjonale aktiviteter.

Statoil er blant verdens største selgere av råolje og kondensat og nest største leverandør av gass til det europeiske markedet. Prosessering og raffinering inngår også i virksomheten vår. For å møte behovet for utvidet energiproduksjon, styrket energisikkerhet og for å bekjempe klimaendringer, deltar Statoil også i prosjekter som fokuserer på andre former for energi, blant annet vindkraft, fangst og -lagring av CO² .

Statoil tar sikte på å øke og forbedre verdiskapingen gjennom en teknologifokusert oppstrømsstrategi, supplert av utvalgte posisjoner innen midtstrøms- og lavkarbonteknologi. Statoils høyeste prioritet er å drive en trygg og pålitelig virksomhet uten skader på mennesker og miljø, og å levere lønnsom produksjonsvekst gjennom disiplinerte investeringer og god økonomisk styring, med konkurransedyktig utbetaling av utbytte til aksjonærene. For å lykkes framover vil vårt strategiske fokus være å:

• Opprettholde en ledende letevirksomhet
• Ta ut hele verdipotensialet på norsk sokkel
• Styrke globale offshore-posisjoner
• Maksimere verdien av våre landbaserte posisjoner
• Skape verdier gjennom en ledende gassposisjon
• Styrke verdiskaping gjennom fortsatt porteføljeforvaltning
• Utnytte opparbeidet kompetanse innen olje og gass, samt ny teknologi, for å åpne for nye muligheter innenfor fornybar energi

Statoils virksomhet forvaltes av følgende forretningsområder:

Utvikling og produksjon Norge (DPN)

DPN utgjør oppstrømsaktivitetene på norsk sokkel. DPN er operatør både for utviklede felt, og et betydelig antall letelisenser. Statoil er som operatør ansvarlig for om lag 69 % av all produksjon av olje og gass på norsk sokkel.

Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI)

DPI utgjør våre oppstrømsaktiviteter over hele verden som ikke omfattes av forretningsområdene DPN og Utvikling og produksjon Nord-Amerika. DPIs ambisjon er å bygge opp en stor og lønnsom internasjonal produksjonsportefølje av aktiviteter som spenner fra å sikre tilgang til nye muligheter, til levering av påbegynte prosjekter og styring av produksjonsporteføljen.

Utvikling og produksjon Nord-Amerika (DPNA)

DPNA utgjør våre oppstrømsaktiviteter i Nord-Amerika. DPNAs ambisjon er å utvikle en betydelig og lønnsom posisjon i Nord-Amerika, blant annet på dypvannsområdene i Mexicogolfen og innen ukonvensjonell olje-, gass- og oljesandvirksomhet i USA og Canada. I den forbindelse har vi som mål å ytterligere styrke vår kompetanse på dypt vann og ukonvensjonell olje- og gassvirksomhet.

Markedsføring, prosessering og fornybar energi (MPR)

MPR driver markedsføring av og handel med oljeprodukter og naturgass. Forretningsområdet er ansvarlig for markedsføring av og handel med råolje, naturgass, væsker og raffinerte produkter, transport og prosessering og utvikling av forretningsmuligheter innenfor fornybar energi. MPR markedsfører og selger Statoils egne volumer, og all egenproduksjon av råolje for statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), og tilknyttede gassleveranser.

Leting (EXP)

EXP har ansvar for å skape et globalt senter for leting og fordele ressurser til prioriterte aktiviteter på tvers av porteføljen. De viktigste satsingsområdene er å få tilgang til nye områder med høyt potensial, global prioritering og boring av flere betydelige brønner i vekstområder og uutforskede områder, utføre feltnær leting på norsk sokkel og i andre utvalgte områder, samt stå for en betydelig prestasjonsforbedring generelt.

Teknologi, prosjekter og boring (TPD)

TPDs fokusområder er å sørge for effektive og sikre globale brønn- og prosjektleveranser som er kostnadsmessig konkurransedyktige og ledende når det gjelder teknologisk kompetanse, og forskning og utvikling. Innkjøp til konkurransedyktige priser er et viktig bidrag, selv om også konsernets anskaffelsestjenester forventes å bidra til å holde kostnadene nede i konsernet.

Global strategi og forretningsutvikling (GSB)

GSB har ansvaret for Statoils konsernstrategi, forretningsutvikling og fusjons- og oppkjøpsaktiviteter (M&A). Ambisjonen for forretningsområdet GSB er å sikre nær forbindelse mellom konsernstrategi, forretningsutvikling og M&A-aktiviteter, samt å være aktiv pådriver i videreutvikling av Statoil som selskap.

Resultatanalyse

Driftsresultatet var 155,5 milliarder kroner i 2013, en nedgang på 25 % sammenlignet med 2012, påvirket av redusert produksjon, lavere priser målt i norske kroner, høyere driftskostnader og lavere virkelig verdi på derivater. Endringer i netto nedskrivninger og avsetninger knyttet til en tapskontrakt og en redetermineringsprosess, bidro til nedgangen og ble kun delvis motvirket av høyere gevinster ved salg av eiendeler.

GJENNOMGANG AV DRIFTEN

		31. desember
Operasjonelle data	2013	2012	endring
Priser
Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat)	100,0	103,5	-3 %
Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD)	5,88	5,82	1 %
Valutakurs (NOK/USD) ved periodeslutt	6,08	5,57	9 %
Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat)	588	602	-2 %
Gjennomsnittlig forventet gasspris (NOK/sm3)	2,01	2,19	-8 %
Referanseraffineringsmargin (USD per fat)	4,1	5,5	-25 %
Produksjon (1000 foe/dag)
Bokført produksjon av væsker	964	966	0 %
Bokført gassproduksjon	792	839	-6 %
Sum bokført produksjon	1 756	1 805	-3 %
Sum bokført produksjon, ekslusive amerikansk produksjonavgift	1 719	1 778	-3 %
Egenproduksjon av væsker	1 115	1 137	-2 %
Egenproduksjon av gass	825	867	-5 %
Sum egenproduksjon av væsker og gass	1 940	2 004	-3 %
Løfting (1000 foe/dag)
Løfting av væsker	950	959	-1 %
Løfting av gass	792	839	-6 %
Sum løfting av væsker og gass	1 742	1 797	-3 %
Produksjonsenhetskostnad (NOK per foe siste 12 mnd)
Produksjonsenhetskostnad bokførte volumer	50	48	5 %
Produksjonsenhetskostnad egenproduserte volumer	44	42	5 %

Samlet egenproduksjon av væsker og gass gikk ned med 3 % til 1,940 millioner foe per dag i 2013, hovedsakelig på grunn av forventet naturlig produksjonsnedgang på modne felt, nedsalg og redetermineringer, samt lavere gassleveranser fra norsk sokkel. Nedgangen ble delvis motvirket av oppstart og opptrapping av produksjonen på flere felt.

Samlet bokført produksjon av væsker og gass, eksklusive amerikansk produksjonsavgift, gikk ned med 3 % til 1,719 millioner foe per dag i 2013, påvirket av ovennevnte nedgang i egenproduksjonen og relativt lavere effekt av produksjonsdelingsavtaler (PSA).

Produksjonskostnaden per foe bokført produksjon var 50 kroner og 48 kroner for de siste 12 månedene fram til henholdsvis 31. desember 2013 og 2012. Basert på egenproduserte volumer, var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 44 og 42 kroner. Økningen på 5 % skyldtes hovedsakelig lavere egenproduksjon og noe høyere produksjonskostnad.

Leteutgifter (inkludert balanseførte leteutgifter) økte med 0,9 milliarder kroner til 21,8 milliarder kroner i 2013. Økt boreaktivitet på norsk sokkel og økte feltutviklingskostnader ble bare delvis motvirket av lavere seismikkutgifter og lavere boreaktivitet internasjonalt.

Reserveerstatningsraten (RRR) var 1,28 i 2013, hvorav den organiske reserveerstatningsraten var 1,47. Sikre reserver ved utgangen av 2013 var anslått til 2 318 millioner foe olje og 3 282 millioner foe naturgass, noe som tilsvarer samlede sikre reserver på 5 600 millioner foe.

GJENNOMGANG AV RESULTATENE

Konsernresultatregnskap		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012	endring
Salgsinntekter	619,4	704,3	-12 %
Resultatandel fra tilknyttede selskaper	0,1	1,7	-92 %
Andre inntekter	17,8	16,0	11 %
Sum driftsinntekter	637,4	722,0	-12 %
Varekostnad	-307,5	-364,5	-16 %
Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader	-84,1	-72,3	16 %
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	-72,4	-60,5	20 %
Letekostnader	-18,0	-18,1	-1 %
Driftsresultat	155,5	206,6	-25 %
Netto finansposter	-17,0	0,1	>-100 %
Resultat før skattekostnad	138,4	206,7	-33 %
Skattekostnad	-99,2	-137,2	-28 %
Årets resultat	39,2	69,5	-44 %

Salgsinntektene gikk ned med 12 % til 619,4 milliarder kroner i 2013. Salgsinntektene kommer både fra salg av løftet råolje, naturgass og raffinerte produkter som er produsert og markedsført av Statoil, og fra salg av væsker og gass kjøpt fra tredjepart. I tillegg markedsfører og selger vi den norske stats andel av væsker fra norsk sokkel. Alt kjøp og salg av statens væskeproduksjon blir bokført som henholdsvis varekostnad og salgsinntekter, mens salg av statens andel av gass fra norsk sokkel blir bokført som netto salgsinntekt.

Nedgangen på 12 % skyldtes hovedsakelig lavere salgsvolumer for væsker og gass. Lavere priser på væsker og gass målt i norske kroner, lavere urealiserte gevinster på derivater og bortfall av salgsinntekter som følge av at segmentet Fuel og Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Økt salg av gass kjøpt fra tredjepart, motvirket delvis nedgangen i salgsinntektene.

Andre inntekter økte med 1,8 milliarder kroner til 17,8 milliarder kroner i 2013. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere gevinster ved salg av eiendeler, hovedsakelig knyttet til salg av eiendeler til OMV og Wintershall i 2013.

Varekostnad inkluderer innkjøpskostnad for væsker som kjøpes fra staten i henhold til avsetningsinstruksen, samt kjøp av væsker og gass fra tredjepart. Varekostnadene gikk ned med 16 % til 307,5 milliarder kroner i 2013, hovedsakelig som følge av lavere kjøpsvolumer av væsker fra staten, og lavere væske- og gasspriser. Bortfall av varekostnader som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Høyere salgsvolumer av gass kjøpt fra tredjepart, motvirket delvis nedgangen.

Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader gikk opp med 16 % til 84,1 milliarder kroner, hovedsakelig som følge av økte driftskostnader knyttet til oppstart og opptrapping av produksjonen på ulike felt, høyere produksjonsavgifter og avsetning knyttet til en tapskontrakt. Reklassifisering av varekostnader til driftsutgifter i første kvartal 2013 bidro til økningen. Reversering av en avsetning i andre kvartal 2012 knyttet til den delen av tidligpensjonsordningen som nå er avsluttet, bidro også til økningen.

Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger økte med 20 % til 72,4 milliarder kroner i 2013. Økningen skyldtes delvis høyere netto nedskrivninger knyttet til raffinerier og visse andre eiendeler, oppstart av nye felt der avskrivningskostnadene per enhet er høyere, opptrapping av produksjonen på flere felt og høyere investeringer på produserende felt. Økningen ble delvis motvirket av nedgangen i avskrivninger som følge av lavere produksjonsvolumer, økte reserveanslag, salg av eiendeler og redetermineringer.

Letekostnadene gikk ned med 0,1 milliarder kroner til 18,0 milliarder kroner. Nedgangen på 1 % skyldtes hovedsakelig at en høyere andel av leteutgiftene i 2013 ble balanseført som følge av drivverdige brønner, at en lavere andel av leteutgiftene balanseført i tidligere perioder ble kostnadsført i 2013, samt lavere seismikkutgifter. Nedgangen ble delvis motvirket av økt boreaktivitet, økte feltutviklingskostnader, og høyere nedskrivning av leteutgifter balanseført i tidligere perioder.

Letekostnader	31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012	endring
Leteutgifter (aktivitet)	21,8	20,9	4 %
Utgiftsført, tidligere balanseførte leteutgifter	1,9	2,7	-30 %
Balanseført andel av årets leteutgifter	-6,9	-5,9	16 %
Netto nedskrivninger	1,2	0,4	>100 %
Letekostnader	18,0	18,1	-1 %

Som følge av ovennevnte var driftsresultatet 155,5 milliarder kroner i 2013, sammenlignet med 206,6 milliarder kroner i 2012.

Netto finansposter utgjorde et tap på 17,0 milliarder kroner i 2013, sammenlignet med en gevinst på 0,1 milliarder kroner i 2012. Nedgangen skyldtes hovedsakelig negative valutaeffekter fra underliggende posisjoner i norske kroner knyttet til valuta- og likviditetsstyring. Dette skyldtes en styrking av amerikanske dollar mot norske kroner på 9,3 % i 2013, sammenlignet med en svekket amerikansk dollar mot norske kroner på 7,1 % i 2012. I tillegg var det en negativ endring av virkelig verdi på finansielle derivater knyttet til rentestyring av langsiktig gjeld. Dette skyldtes en økning i den langsiktige rentesatsen på amerikanske dollar på gjennomsnittlig 1,0 % i 2013 sammenlignet med en gjennomsnittlig nedgang på 0,2 % i 2012. De negative effektene ble motvirket av økte renteinntekter og andre finansielle poster, hovedsakelig på grunn av reduserte nedskrivninger knyttet til finansielle investeringer, men også reduserte rente- og andre finansieringskostnader.

Skattekostnaden var 99,2 milliarder kroner i 2013, tilsvarende en effektiv skattesats på 71,7 %, sammenlignet med 137,2 milliarder kroner i 2012, tilsvarende en effektiv skattesats på 66,4 %. Økningen i den effektive skattesatsen fra 2012 til 2013 skyldtes hovedsakelig høyere nedskrivninger, avsetninger knyttet til en tapskontrakt, og større tap på finansposter som alle har en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen. Dette ble delvis motvirket av høyere kapitalgevinster med skattesats lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen, og relativt lavere inntekter fra norsk sokkel i 2013. Inntekter fra norsk sokkel er gjenstand for en skattesats som er høyere enn den gjennomsnittlige skattesatsen.

Den effektive skattesatsen beregnes ved å dele inntektsskatt på inntekter før skatt. Svingninger i den effektive skattesatsen fra år til år er vanligvis resultatet av skattefrie poster (permanente forskjeller), og endringer i sammensetningen av inntektene som består av inntekter fra norsk olje- og gassproduksjon, som er gjenstand for en marginal skattesats på 78 %, og inntekter fra andre skatteregimer. Andre inntekter i Norge, inkludert den landbaserte andelen av netto finansposter, har en skattesats på 28 % (27 % fra 2014), og inntekter i andre land følger gjeldende skattesats i disse landene.

I 2013 viste minoritetsinteressen et negativt resultat på 0,6 milliarder, sammenlignet med et positivt resultat på 0,6 milliarder kroner i 2012. Minoritetsinteresser er hovedsakelig knyttet til eierandelen i oljeraffineriet på Mongstad, hvor Statoil eide 79 % gjennom 2013. Etter oppkjøp av de resterende 21 % fra Shell, med virkning fra 1. januar 2014, blir Statoil eneeier av Mongstad-raffineriet.

Resultatet i 2013 gikk ned med 44 % til 39,2 milliarder kroner, hovedsakelig som følge av nedgangen i driftsresultatet, økt tap på netto finansposter, og en økning i effektiv skattesats som beskrevet ovenfor.

Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) var 11,3 % i 2013, sammenlignet med 18,7 % i 2012. Reduksjonen skyldtes en nedgang i resultat justert for finansposter på 35 %, kombinert med en økning i gjennomsnittlig sysselsatt kapital.

Statoils styre vil foreslå for generalforsamlingen at det utbetales et ordinært utbytte på 7,00 kroner per aksje for 2013, til sammen 22,3 milliarder kroner. Det gjenværende årsresultatet i morselskapet blir allokert til fond for vurderingsforskjeller og annen egenkapital med henholdsvis 15,5 milliarder kroner og 1,7 milliarder kroner. For 2012 betalte Statoil et ordinært utbytte på 6,75 kroner per aksje.

Finanstilsynet har gjennomført en kontroll av Statoils årsregnskap for 2012. Det er ingen tallmessig påvirkning på årsregnskapet for 2013 eller tidligere år. Statoil har påklaget et av tilsynets vedtak til Finansdepartementet, og har fått godkjent oppsettende virkning knyttet til en av Finanstilsynets konklusjoner. Se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp til konsernregnskapet for ytterligere informasjon.

Styret bekrefter i samsvar med regnskapslovens § 3-3 at årsregnskapet er utarbeidet på grunnlag av forutsetningen om fortsatt drift.

Kontantstrømmer

Statoils kontantstrøm i 2013 avspeiler et høyt investeringsnivå, fortsatt porteføljeoptimalisering og låneopptak som har gitt en økning i kontanter og likvide midler og kortsiktige finansinvesteringer.

For kontantstrøm tilført fra driften er hoveddriverne produksjonsnivået og prisene på væsker og gass, som påvirker salgsinntekter, varekostnad, betalte skatter og endringer i arbeidskapitalposter. Kontantstrøm tilført fra driften utgjorde 101,3 milliarder kroner i 2013, en nedgang på 26,7 milliarder kroner sammenlignet med 2012. Nedgangen skyldtes hovedsakelig redusert lønnsomhet, fortrinnsvis som følge av reduserte salgsvolumer og lavere priser i 2013 sammenlignet med 2012. Endringer i arbeidskapital hadde en negativ innvirkning på 7,9 milliarder kroner, delvis motvirket av lavere skattebetalinger på 5,7 milliarder kroner.

Kontantstrøm benyttet til investeringer økte med 13,8 milliarder kroner fra 2012 til 2013. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere tilskudd til finansielle investeringer på 11,1 milliarder kroner. Vederlag fra salg av eiendeler gikk ned med 2,7 milliarder kroner, og i 2013 var vederlaget hovedsakelig knyttet til salg av andeler til OMV og Wintershall. I 2012 var vederlag ved salg hovedsakelig knyttet til salg av andeler i Gassled, salg av andeler på norsk sokkel til Centrica og salget av vår andel på 54 % i Statoil Fuel and Retail ASA.

Kontantstrøm fra (benyttet til) finansieringsaktiviteter. Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter utgjorde 26,6 milliarder kroner i 2013, en økning på 44,8 milliarder kroner sammenlignet med 2012. Økningen skyldtes hovedsakelig en netto endring i langsiktig rentebærende gjeld på 54,6 milliarder kroner, delvis motvirket av en nedgang i kortsiktige lån og annet på 8,9 milliarder kroner.

Likviditet og kapitalforhold

Statoil har en sterk balanse og betydelig økonomisk fleksibilitet. Gjeldsgrad før justering var 14,0 % ved utgangen av 2013. Netto rentebærende gjeld økte med 18,7 milliarder kroner til 58,1 milliarder kroner ved utgangen av 2013.

Finansielle stilling og likviditet

Statoils finansielle stilling er sterk, selv om gjeldsgrad før justeringer ved utgangen av året økte fra 10,9 % i 2012 til 14,0 % i 2013. Netto rentebærende gjeld økte fra 39,3 milliarder kroner til 58,1 milliarder kroner. I 2013 økte Statoils totale egenkapital fra 319,9 milliarder kroner til 356,0 milliarder kroner. Fra 2012 til 2013 var det en nedgang i kontantstrøm tilført fra driften og en økning i kontantstrøm benyttet til investeringer. Statoil betalte et utbytte på 6,75 kroner per aksje for 2012.

Vår oppfatning er at med nåværende likviditetsreserver, blant annet kommitterte kredittfasiliteter på 3,0 milliarder USD og meget god tilgang til ulike kapitalmarkeder, vil Statoil ha tilstrekkelig kapital tilgjengelig.

Statoils generelle politikk er å rettholde likviditetsreserver i form av betalingsmidler samt ubenyttede kommitterte kredittfasiliteter og annen bevilget kreditt for å sikre at vi har tilstrekkelige finansielle ressurser til å møte kortsiktige kapitalbehov. Statoil innhenter langsiktig kapital når konsernet, ut fra forretningsvirksomheten, kontantstrømmer og nødvendig økonomisk fleksibilitet, har et behov for slik finansiering og når markedsforholdene vurderes som gunstige.

Konsernets lånebehov dekkes hovedsakelig ved utstedelse av kortsiktige og langsiktige verdipapirer, herunder bruk av et US Commercial Paper Program (grensen for programmet er 4,0 milliarder USD), og et Shelf Registration Statement (ubegrenset) som er registrert hos Securities and Exchange Commission (SEC) i USA, samt gjennom utstedelser under et Euro Medium Term Note (EMTN)-program (grensen for programmet er 12 milliarder USD) som er notert ved børsen i London. Kommitterte kredittfasiliteter og annen bevilget kreditt kan også benyttes. Etter valutaswapper er hoveddelen av vår gjeldsportefølje denominert i USD.

Finansielle forholdstall

Finansielle forholdstall		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Brutto rentebærende gjeld	182,5	119,4
Netto rentebærende gjeld før justeringer	58,1	39,3
Gjeldsgrad	14,0 %	10,9 %
Gjeldsgrad justert	15,2 %	12,4 %
Betalingsmidler	85,3	65,2
Finansielle investeringer	39,2	14,9

Brutto rentebærende gjeld utgjorde 182,5 milliarder kroner per 31. desember 2013, sammenlignet med 119,4 milliarder kroner per 31. desember 2012. Økningen på 63,1 milliarder kroner fra 2012 til 2013 skyldtes en nedgang i kortsiktig gjeld på 1,3 milliarder kroner og en økning i langsiktig gjeld på 64,5 milliarder kroner.

Netto rentebærende gjeld før justeringer utgjorde 58,1 milliarder kroner per 31. desember 2013, sammenlignet med 39,3 milliarder kroner per 31. desember 2012. Økningen på 18,8 milliarder kroner var hovedsakelig knyttet til en økning i brutto rentebærende gjeld på 63,1 milliarder kroner, i tillegg til en økning i betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer på 44,4 milliarder, noe som gjenspeiler økt låneopptaksnivå og aktiv styring av investeringsporteføljen (vederlag fra salg av eiendeler og virksomhet).

Netto gjeldsgrad før justeringer (netto rentebærende gjeld i forhold til sysselsatt kapital) var 14,0 % i 2013, sammenlignet med 10,9 % i 2012. Forholdet mellom netto rentebærende gjeld og sysselsatt kapital etter visse justeringer, for bedre å kunne vise den underliggende eksponeringen i konsernet, var 15,2 % og 12,4 % per 31. desember i henholdsvis 2013 og 2012. Økningen på 2,8 %-poeng fra 2012 til 2013 var hovedsakelig knyttet til en økning i netto rentebærende gjeld etter justeringer på 18,6 milliarder kroner, kombinert med en økning i sysselsatt kapital på 54,7 milliarder kroner.

Betalingsmidler utgjorde 85,3 milliarder kroner og 65,2 milliarder kroner per 31. desember i henholdsvis 2013 og 2012. Økningen avspeiler vederlag ved salg av eiendeler, så vel som økt låneopptaksnivå.

Kortsiktige finansielle investeringer, som er en del av vår likviditetsstyring, utgjorde 39,2 milliarder kroner og 14,9 milliarder kroner per 31. desember i henholdsvis 2013 og 2012.

Framtidsutsikter

Egenproduksjonen for perioden 2013-2016 anslås å gi en vekstrate (CAGR) på om lag 3 % fra 2013-nivået, re-basert for avhendelser og redetermineringer. Organiske investeringer for 2014 anslås til om lag 20 milliarder USD.

Organiske investeringer for 2014 (eksklusive oppkjøp og finansielle leieavtaler) anslås til omlag 20 milliarder USD.

Statoil vil fortsette å utvikle den store porteføljen av leteandeler, og forventer å ferdigstille omkring 50 brønner i 2014. Samlet aktivitetsnivå for letevirksomheten vil være på rundt 3,5 milliarder USD, eksklusive signaturbonuser.

Statoil fortsetter å fokusere på verdiskaping, og RoACE forventes å stabilisere seg på 2013-nivået, basert på en oljepris på 100 USD per fat (2013-pris).

Vår ambisjon er at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øvre kvartil blant sammenlignbare selskaper.

For perioden 2013-2016 ventes den organiske veksten å komme fra nye prosjekter, og gi en vekstrate på rundt 3 % fra et 2013-nivå, re-basert for avhendelser og redetermineringer.

Egenproduksjonen for 2014 anslås å gi en vekstrate (CAGR) på omlag 2 % fra 2013-nivået, re-basert for avhendelser og redetermineringer.

Planlagt vedlikehold forventes å ha en negativ påvirkning på egenproduksjonen på rundt 10 tusen foe per dag i første kvartal 2014, i hovedsak utenfor norsk sokkel. Samlet vedlikehold ventes å ha en negativ påvirkning på egenproduksjonen på rundt 55 tusen foe per dag for året 2014 som helhet, hvorav det meste er væskeproduksjon.

Utsatt gassproduksjon som følge av verdioptimalisering, kundenes gassuttak, tidspunkt for når ny kapasitet settes i drift samt driftsregularitet utgjør de viktigste risikoelementene knyttet til produksjonsprognosen.

Ovennevnte informasjon om framtidige forhold er basert på nåværende oppfatninger om framtidige hendelser, og er i sin natur gjenstand for betydelig risiko og usikkerhet ettersom de gjelder begivenheter og avhenger av forhold som ligger fram i tid.

Risikoanalyse

Resultatene våre avhenger av en rekke faktorer, hovedsakelig de som påvirker prisene vi oppnår i norske kroner for våre produkter.

Markedsrisiko

Faktorene som påvirker resultatene våre er: prisnivået på råolje og naturgass, utviklingen i valutakursen mellom amerikanske dollar, som prisen på råolje generelt oppgis i og som prisene på naturgass ofte knyttes til, og norske kroner, som brukes i våre regnskaper og som en betydelig andel av våre kostnader påløper i, våre produksjonsvolumer av olje og naturgass, som igjen avhenger av egenproduserte volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler og tilgjengelige petroleumsreserver, og vår egen og våre partneres kompetanse og samarbeid når det gjelder utvinning av olje og naturgass fra disse reservene samt endringer i vår portefølje som følge av kjøp eller salg av eiendeler.

Resultatene vil også påvirkes av utviklingen i den internasjonale oljeindustrien, deriblant mulige tiltak fra myndighetene i de land hvor vi har virksomhet. Eventuelle tiltak, eller videreførte tiltak, fra medlemmene i Organisasjonen av oljeeksporterende land (OPEC) vil også påvirke prisnivå og volum, raffineringsmarginer, kostnader på tjenester relatert til oljeproduksjon, forsyning og utstyr, konkurranse om letemuligheter og operatørskap, og liberalisering av markedet for naturgass, og kan også føre til betydelige endringer i dagens markedsstruktur og det generelle prisnivået, i tillegg til at det kan påvirke stabiliteten i prisene.

Tabellen nedenfor viser årlige gjennomsnittspriser på råolje, gjennomsnittlige fakturerte gasspriser, referanseraffineringsmarginene og den gjennomsnittlige valutakursen NOK/USD per dag for 2013, 2012 og 2011.

Årlig gjennomsnitt	2013	2012	2011
Råolje (USD/fat brent blend)	108,7	111,5	111,4
Gjennomsnittlig forventet gasspris (NOK/sm3)	2,0	2,2	2,1
Referanseraffineringsmargin (USD/fat)	4,0	5,5	2,3
Valutakurs daglig gjennomsnitt (NOK/USD)	5,9	5,8	5,6

Illustrasjonen viser hvordan endringer i råoljeprisen, gasskontraktsprisen og valutakursen USD/NOK kan påvirke våre regnskapsmessige resultater for 2014 dersom de vedvarer et helt år. Forventet sensitivitet for hver av faktorene i forhold til våre økonomiske resultater er beregnet under forutsetning av at alle andre faktorer forblir uendret.

Vår sikringsstrategi knyttet til svingninger i olje- og gassprisene er utformet med tanke på økonomisk handlefrihet, effektive kontantstrømmer og langsiktig strategisk utvikling.

Våre produkter markedsføres og omsettes over hele verden, og er derfor underlagt konkurranseog antitrust-lovgivning på overnasjonalt og nasjonalt nivå i en lang rekke land. Vi er gjenstand for granskinger fra konkurranse- og antitrust-myndigheter, og overtredelser av gjeldende lover og regelverk kan gi betydelige bøter. I mai 2013 gjennomførte EFTAs overvåkingsorgan (ESA) et uanmeldt tilsyn ved vårt hovedkontor i Stavanger, på vegne av Europakommisjonen. Myndighetene hadde mistanke om at flere selskaper, deriblant Statoil, deltok i konkurransebegrensende tiltak og/eller markedsmanipulasjon knyttet til Platts' Market-On-Close-prisvurderingsprosess. Granskingen er ikke sluttført, og ingen konklusjoner er trukket. Produktene som omfattes av granskingen omsettes over hele verden, noe som medfører en risiko for at myndigheter i andre land kan igangsette tilsvarende prosesser.

Endringer i valutakursene kan ha stor innvirkning på våre resultater. Våre driftsinntekter og kontantstrømmer er hovedsakelig angitt i eller drevet av amerikanske dollar, mens våre driftskostnader og skattebetalinger for en stor del påløper i norske kroner. Vi styrer denne eksponeringen ved å ta opp langsiktig gjeld i amerikanske dollar og ved å foreta valutasikring. Dette er en del av vårt totale risikostyringsprogram. Vi styrer også valutarisiko for å dekke behov for annen valuta enn USD, fortrinnsvis NOK. Det kan generelt forventes at en økning i verdien på USD i forhold til NOK vil øke vår bokførte inntjening.

Likviditetsrisiko

Likviditetsrisiko er risikoen for å ikke kunne innfri sine forpliktelser ved forfall. Formålet med likviditetsstyring er å sikre at Statoil til enhver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for å oppfylle sine finansielle forpliktelser.

Statoil styrer likviditet og finansiering på konsernnivå, og sikrer tilstrekkelig likviditet til å dekke driftsmessige behov. Statoil har stor fokus og oppmerksomhet på kreditt- og likviditetsrisiko. For å sikre nødvendig finansiell fleksibilitet, som inkluderer å gjøre opp finansielle forpliktelser, har vi konservative retningslinjer for likviditetsstyring. For å identifisere framtidige behov for langsiktig finansiering, utarbeider Statoil 3-årsprognoser for likviditetsutvikling minst månedlig. I løpet av 2013 er den samlede likviditeten ytterligere styrket.

Konsernets største utbetalinger er den årlige utbyttebetalingen, samt betaling av skatt. Hvis den månedlige prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler én måned etter skatt- og utbyttebetaling er under definert minimumsnivå, skal opptak av langsiktig finansiering vurderes.

Den vesentligste delen av Statoils finansielle gjeld er relatert til finansielle instrumenter, både børshandlede og ikke-børshandlede råvarebaserte derivater samt finansielle derivater, unntatt noen rentederivater klassifisert som langsiktige i balansen, har forfall innenfor ett år basert på den underliggende leveringsperioden for kontraktene som er inkludert i porteføljen. Rentederivater klassifisert som langsiktige i balansen, har forfall fra 2016 til 2043.

Kredittrisiko

Kredittrisiko er risikoen for at Statoils kunder, eller motparter i finansielle instrumenter, vil påføre selskapet finansielt tap ved ikke å oppfylle sine forpliktelser. Kredittrisiko oppstår fra kreditteksponering knyttet til kundefordringer, samt fra finansielle investeringer, finansielle instrumenter og innskudd hos finansielle institusjoner.

Sentrale elementer i selskapets styring av kredittrisiko er:

• En global kredittpolitikk
• Kredittmandater
• En intern prosess for kredittevaluering
• Risikoavlastningsinstrumenter
• En kontinuerlig overvåking og styring av kreditteksponering

Før transaksjoner inngås med nye motparter, krever selskapets kredittpolitikk at motpartene er formelt identifisert og godkjent. I tillegg fastsettes en intern kredittrating og kredittgrense for alle salgs-, handels- og finansielle motparter. Alle etablerte motparter revurderes minst årlig, og eksponering overvåkes kontinuerlig. Kredittevalueringen er basert på kvantitative og kvalitative analyser av finansiell og annen relevant informasjon. I tillegg vurderer Statoil betalingshistorikk, motpartens størrelse og diversifisering samt bransjerisiko knyttet til motparten. Den interne risikoklassifiseringen gjenspeiler Statoils vurdering av motpartens kredittrisiko. Grenser for kreditteksponering fastsettes på bakgrunn av kredittevalueringen kombinert med andre faktorer, som forventede karakteristikker ved transaksjonen og bransjen. Kredittmandatene definerer akseptabel kredittrisiko og er besluttet av selskapets ledelse. Kredittmandatene blir regelmessig vurdert med hensyn til endrede markedsforhold.

Statoil bruker flere instrumenter for å avlaste og kontrollere kredittrisiko, både for hver motpart og på porteføljenivå. Hovedinstrumentene som benyttes er ulike typer bank- og morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositumer. For bankgarantier godtas kun garantier fra internasjonale banker med "investment grade" kredittrating.

Statoil har forhåndsdefinerte grenser for porteføljens gjennomsnittlige rating samt for maksimal kreditteksponering for den enkelte motpart. Porteføljen overvåkes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres daglig i forhold til etablert kredittgrense. Statoils samlede kredittportefølje er spredt geografisk på en rekke motparter innen olje- og energisektoren, i tillegg til større olje- og gassforbrukere samt finansielle motparter. Størstedelen av selskapets eksponering er i selskaper med "investment grade" rating.

For ytterligere informasjon om finansiell risikostyring og finansielle derivater, se note 3 Finansiell risikostyring og finansielle derivater i årsregnskapet til Statoil ASA.

Sikkerhet, sikring og bærekraft

Sikkerhet og bærekraft må være grunnleggende i all vår virksomhet. Sikkerheten og sikringen knyttet til personell som arbeider for oss er vår førsteprioritet. I 2013 opplevde Statoil det verste terrorangrepet som noen gang er rettet mot olje- og gassindustrien.

Gode sikkerhets- og sikringsresultater er en forutsetning for at vi skal lykkes på lang sikt. Statoil tilstreber trygg drift som beskytter mennesker, miljø, lokalsamfunn og eiendeler. Angrepet på In Amenas-anlegget i 2013 viser hvor sårbare vi er, og hvor viktig det er å bygge opp en sterk og robust sikringskultur.

In Amenas

Førti uskyldige personer ble drept, blant dem fem Statoil-ansatte, i det brutale terrorangrepet på In Amenas-anlegget 16. januar. Etter angrepet, den 26. februar 2013, besluttet styret i Statoil å gjennomføre en granskning av angrepet. Hovedformålet med granskningen var å kartlegge hendelsesforløpet, og legge til rette for læring og ytterligere forbedringer innenfor risikovurdering, sikring og beredskap.

Granskningsgruppen leverte sin rapport 9. september 2013. Rapporten ble diskutert i styret 11. september, og offentliggjort dagen etter. Hovedkonklusjonene av granskningen var:

Om angrepet:

• Summen av ytre og indre sikringstiltak var ikke tilstrekkelig til å beskytte menneskene på In Amenas-anlegget mot angrepet 16. januar. Det algeriske militæret var ikke i stand til å oppdage eller hindre angriperne i å nå anlegget. Sikringstiltakene på anlegget var ikke tilstrekkelige til å avverge eller forsinke et angrep av denne størrelse, og baserte seg på effektiv militærbeskyttelse.
• Verken Statoil eller joint venture-selskapet kunne ha forhindret angrepet, men det er grunn til å stille spørsmål ved at de stolte på det algeriske militæret i så stor grad. Ingen av dem hadde forutsett et utfall der en stor gruppe væpnede angripere nådde fram til anlegget.
• Beredskapsorganisasjonen i joint venture-selskapet ledet den sivile krisehåndteringen, med støtte fra Sonatrach og mange andre på stedet. Statoils bidrag til den generelle beredskapen var effektivt og profesjonelt. Granskningsgruppen har ikke funnet at Statoil kunne håndtert krisen på en annen måte som ville ha påvirket utfallet.

Om sikring i Statoil:

Statoil har etablert systemer for styring av sikringsrisiko, men selskapets samlede kapasitet, kompetanse og kultur må styrkes for å møte sikringsrisikoen forbundet med aktivitet i ustabile og komplekse områder.

Rapporten ga 19 anbefalinger om sikring på In Amenas-anlegget og andre anlegg i Algerie, organisasjonen og kunnskaper, systemer for styring av sikringsrisiko, beredskap og krisehåndtering, i tillegg til samarbeid og nettverk. Det er opprettet en ny enhet, Sikring og beredskap, og et sikringsforbedringsprogram med en egen leder for å styrke sikringsarbeidet og gjennomføre det som er anbefalt i rapporten. Selskapet vil nå sørge for at anbefalingene blir integrert og en prioritert del av forbedringsprogrammet som er startet innen sikring. Styret i selskapet har godkjent forbedringsprogrammet og vil kontinuerlig følge opp gjennomføringen og vurdere behov for ytterligere tiltak.

Granskningsrapporten er tilgjengelig på Statoil.com.

Sikkerhet og sikring

Statoil har som mål å bli anerkjent for gode sikkerhetsresultater og å være en pådriver for bedre sikkerhets- og sikringsstandarder. Vår ambisjon er å være industriledende innen sikkerhet. Vi krever at alle som arbeider for oss, og i de joint venture-selskaper der vi er operatør, må følge våre sikkerhets- og sikringsstandarder og gripe inn i utrygge situasjoner. Vi samarbeider også aktivt med selskaper vi har kontrakter med, i tillegg til joint venture-selskaper vi ikke kontrollerer, for å oppmuntre dem til å innarbeide en sikkerhetskultur blant sine medarbeidere.

Vårt sikkerhetsarbeid i 2013 har vært konsentrert om fire områder: Etterlevelse og lederskap (en strukturert arbeidsmåte som innebærer å forstå oppgaver, risiko og krav), forenkling av styringssystemet, risikostyring og teknisk integritet.

Vi samarbeider tett med sammenlignbare selskaper i bransjen om forebygging og beredskap. Vår bransje er fast bestemt på å lære av hendelser og ulykker for å forhindre lignende hendelser i framtiden. Vi mener at ulykker kan forebygges. Men vi ser de risikofaktorer som er forbundet med vår virksomhet, og vi er forberedt på å håndtere situasjoner som krever umiddelbare tiltak for år redde liv og beskytte miljøet, anlegg, utstyr og eventuelle tredjeparter som kan bli påvirket. Statoil arrangerer derfor jevnlig krisehåndteringskurs og -øvelser, i tillegg til overlevelseskurs for reisende og gisler.

Statoil bruker frekvensen for alvorlige hendelser som en nøkkelindikator for å måle sikkerhetsresultater. Denne indikatoren (antall alvorlige hendelser, inkludert nestenulykker, per millioner arbeidede timer) dekker både reelle konsekvenser av hendelser og potensialet for at hendelser kan utvikle seg til alvorlige hendelser eller storulykker. Alvorlig hendelsesfrekvens viste en forbedring fra 1,0 i 2012 til 0,8 i 2013.

Den samlede personskadefrekvensen holdt seg stabilt på 3,8, og fraværsskadefrekvensen holdt seg stabilt på 1,4 i 2013. En nærmere analyse av tallene viser at den samlede personskadefrekvensen gikk ned fra 2,7 i 2012 til 2,0 i 2013, mens hos våre kontraktører gikk den opp fra 4,3 i 2012 til 4,7 i 2013. Det var ingen dødsfall blant våre kontraktører som var involvert i Statoil-operert virksomhet i 2013.

Olje- og gasslekkasjer utgjør den største risikoen for storulykke. Som en del av vår risikostyring, følger vi nøye med på nøkkelindikatoren «Olje- og gasslekkasjer» (lekkasjer på over 0,1 kg/sekund). Etter en periode med nedgang fra 2008 til 2012, økte antall olje- og gasslekkasjer i 2013. Hovedårsakene til lekkasjene var tekniske feil og menneskelig svikt. Viktige satsingsområder i tiden framover blir å øke den tekniske integriteten ytterligere og å fortsette arbeidet med programmet Etterlevelse og lederskap, som går ut på å styrke sikkerhetskulturen og -atferden.

Antall utilsiktede oljeutslipp var 219 i 2013, sammenlignet med 306 i 2012. Oljeutslippsvolumet økte fra 52 kubikkmeter i 2012 til 69 kubikkmeter i 2013. Hovedårsaken til utslippsvolumet i 2013 var utslipp av 20 kubikkmeter dieselolje fra Glitne-feltet på grunn av en ventilfeil kombinert med menneskelig svikt.

Antall utilsiktede utslipp var 181 i 2013, sammenlignet med 180 i 2012. Volumet av andre utilsiktede utslipp i 2013 utgjorde 1.500 kubikkmeter, sammenlignet med 501 kubikkmeter i 2012. Det største utslippet bestod av injiserte kjemikalier fra Statfjord B, som ved et uhell ble sluppet til sjø på grunn av tap av integritet i en injeksjonsbrønn.

I 2013 ble det oppdaget at kjemikalier hadde lekket ut i Norskehavet fra en injeksjonsbrønn på Njord-feltet over en periode på seks år (2000-2006). Statoil har gjennomført en intern granskning av denne hendelsen, og har opprettet en dialog med Miljødirektoratet om videre oppfølging av disse utslippene og framtidige operasjoner på Njord-feltet.

(Vi rapporterer data om helse- og sikkerhetshendelser knyttet til alle våre egenopererte eiendeler, anlegg og fartøy, inkludert alle datterselskaper og all virksomhet der vi er teknisk tjenesteyter. Ved å anvende en risikobasert framgangsmåte har vi utvidet dette rapporteringsansvaret til også å gjelde borerigger, boligplattformer og fartøy som er under kontrakt med Statoil, prosjekter og modifikasjoner, i tillegg til transport av personell og produkter i henhold til definerte kriterier for inkludering).

Helse og arbeidsmiljø

Vi forplikter oss til å sørge for et sunt arbeidsmiljø for våre medarbeidere. Vi arbeider systematisk for å utforme og forbedre arbeidsmiljøet for å unngå arbeidsulykker, arbeidsrelaterte sykdommer og sykefravær. Vi legger vekt på de psykososiale sidene ved arbeidsmiljøet og fremmer god helse og trivsel blant alle våre ansatte.

Våre prioriterte områder innen helse og arbeidsmiljø er helserisiko på reise, arbeidsmengde og det psykososiale arbeidsmiljøet, ergonomi, støy og kjemikalieeksponering. Vi arbeider med proaktiv risikostyring, risikobasert helseoppfølging og -analyse, og oppfølging av arbeidsrelaterte sykdomstilfeller. Nedsatt hørsel, ergonomiske belastninger og psykososiale faktorer var de viktigste kategoriene som førte til arbeidsrelaterte sykdommer i 2013. Disse sykdomskategoriene følges opp ved bruk av bestemte verktøy. I 2013 samarbeidet vi spesielt med kontraktører for å redusere støybelastninger. Statoil fortsatte å støtte forskningsprosjekter om hørselsbeskyttelse og støyeksponering.

Sykefraværet i Statoil økte fra 3,7 % i 2012 til 3,9 % i 2013. Sykefraværet følges tett av ledere på alle nivåer.

Miljø og klima

Våre forretningsbeslutninger formes i lys av klimaendringene. Vi forventer og forbereder oss på høyere priser på utslipp av karbondioksid (CO² ) og strengere klimalover. Olje og gass vil være den viktigste energikilden i verden i flere tiår framover. I den nylig publiserte rapporten World Energy Outlook 2013 anslår Det internasjonale energibyrået (International Energy Agency, IEA) at den globale energietterspørselen vil øke med en tredel innen 2035. Fossile brennstoff dekker i dag 82 % av verdens energibehov. Fornybar energi vil redusere vår avhengighet av fossile brennstoff til 76 % innen 2035. Vi forbereder oss på en framtid med økende energibehov og et kontinuerlig fokus på effektivitet og utslippsreduksjoner.

Målinger med sammenlignbare selskaper, for eksempel gjennom undersøkelsen Global 500 Climate Change Report 2013 som utarbeides av Carbon Disclosure Project, viser at Statoil er et av de mest karboneffektive internasjonale olje- og gasselskapene. Utslippene fra vår virksomhet ventes imidlertid å øke som en følge av produksjonsvekst og modning av områder på norsk sokkel. Vår evne til å styre denne utviklingen vil være en kritisk suksessfaktor for vår virksomhet.

I 2012 offentliggjorde vi våre synspunkter på klimaendringene. Synspunktene er tilgjengelige på Statoil.com. Vårt største bidrag er forsyning av ren, rimelig og tilstrekkelig mengde naturgass. Som den nest største leverandøren av naturgass til Europa leverer vi lavkarbonenergi som innebærer en gylden mulighet til å redusere utslippene. Vår ambisjon er å være industriledende innen karboneffektivitet. Som en del av vårt svar på klimautfordringene har vi satt oss målsettinger for karbonintensitet innen 2020 per produksjonssegment. Bærekraftrapporten for 2013 inneholder mer informasjon om målene.

I tillegg til vår kjernevirksomhet arbeider vi med myndigheter, virksomheter, lignende selskaper i bransjen og det sivile samfunn for å tilrettelegge for utvikling av gjennomførbare globale retningslinjer og rammeverk, inkludert innføring av verktøy for karbonprising. Vi ønsker en global pris på karbondioksid som gjenspeiler den reelle påvirkningen av utslipp, for å stimulere teknologier som kan levere energi med minimalt med CO² -påvirkning. I det siste har vi økt vårt fokus på metanutslipp. Sammen med den norske regjeringen er vi medlem av det globale metaninitiativet (Global Methane Initiative, GMI).

Vi verner miljøet ved å redusere utslipp til luft og sjø. Effektiv bruk av naturressursene er en viktig del av vårt miljøarbeid. Vi arbeider for ansvarlig bruk av vann, fra kilde til avfallshåndtering. Vi verner om det biologiske mangfoldet gjennom forskning, bedre renseteknologi og risiko- og konsekvensstyring. Vi samarbeider med våre leverandører for å begrense omfanget av utslipp og luftforurensing, redusere mengden av invaderende arter i sjøen og redusere risikoen ved utilsiktede utslipp til sjø under skipstransport.

Den Statoil-opererte virksomheten som hadde størst påvirkning på våre generelle miljøresultater i 2013 var installasjonene på norsk sokkel, der de fleste av våre produksjonsanlegg ligger.

(Vi rapporterer miljødata for alle Statoil-opererte eiendeler, anlegg og fartøy, inkludert alle datterselskaper og operasjoner der vi er teknisk tjenesteyter. Miljødata rapporteres på 100 % basis for selskaper og joint venture-selskaper der vi er operatør. Miljødata gjelder våre direkte utslipp med mindre annet er opplyst).

Utslipp av karbondioksid var på 15,1 millioner tonn i 2013, i tråd med utslippene i 2012. Utslippene i 2013 ble hovedsakelig påvirket av lavere produksjon på norsk sokkel, som ble motvirket av høyere CO² -utslipp fra vår landbaserte virksomhet i USA og Canada.

Utslipp av metan (CH⁴ ) gikk ned fra 38,3 tusen tonn i 2012 til 37,0 tusen tonn i 2013. Nedgangen skyldtes først og fremst lavere metanutslipp per enhet faklet gass i vår landbaserte virksomhet i USA.

I 2013 var det samlede energiforbruket på 72,4 TWt, en økning på 0,7 TWt sammenlignet med 2012. Økningen skyldtes hovedsakelig en økning i energiforbruket på våre landbaserte anlegg i USA og Canada, som delvis ble motvirket av en nedgang i energiforbruket på våre anlegg på norsk sokkel som følge av planlagt vedlikeholdsarbeid og ikke-planlagte produksjonsstanser.

Utslipp av nitrogenoksider (NO^x ) fra Statoil-opererte anlegg gikk opp fra 45,2 tusen tonn i 2012 til 46,1 tusen tonn i 2013. Økningen skyldtes i stor grad en økning i letevirksomheten i 2013 sammenlignet med 2012, og en produksjonsøkning fra vår landbaserte virksomhet i USA.

Samlet utslipp av flyktige organiske forbindelser uten metan (nmVOC) gikk ned fra 59,8 tusen tonn i 2012 til 57,6 tusen tonn i 2013. Nedgangen skyldtes hovedsakelig mer effektiv fakling i vår landbaserte virksomhet i USA i 2013.

Total mengde svoveloksider (SO^x ) i sluppet ut i atmosfæren fra Statoil-opererte anlegg gikk opp fra 1,8 tusen tonn i 2012 til 2,0 tusen tonn i 2013. Økningen skyldes i stor grad driftsutfordringer ved våre raffinerier og økt bruk av diesel i vår oljesandvirksomhet.

I 2013 gikk den totale avfallsmengden opp fra 274,7 tusen tonn til 320,5 tusen tonn. Dette skyldtes først og fremst høyere boreaktivitet som førte til mer farlig avfall hovedsakelig på norsk sokkel.

Gjenvinningsgraden for ikke-farlig avfall gikk noe opp fra 41,9 % i 2012 til 43 % i 2013. Gjenvinningsgraden for farlig avfall gikk ned fra 15,2 % i 2012 til 12,8 % i 2013. Nedgangen skyldtes i stor grad høyere mengder boreavfall som ikke ble gjenvunnet.

Menneskerettigheter og arbeidslivsstandarder

Vi etterstreber å drive vår virksomhet på en måte som er i tråd med menneskerettigheter og arbeidslivsstandarder. Vi framhever hvor viktig det er å sikre grunnleggende rettigheter og standarder for arbeidere, som for eksempel tilfredsstillende lønninger, arbeidstidsbestemmelser, forbud mot barnearbeid og tvangsarbeid, og rett til fagforeningsarbeid og tarifforhandlinger. Forpliktelsene i forhold til å respektere menneskerettigheter og arbeidslivsstandarder er basert på Den internasjonale menneskerettighetsloven, inkludert Verdenserklæringen om menneskerettighetene (Universal Declaration of Human Rights) og Den internasjonale arbeidsorganisasjonens (International Labour Organisation, ILO) erklæring fra 1998 om grunnleggende prinsipper og rettigheter i arbeidslivet (1998 Declaration on Fundamental Rights and Principles at Work) og FNs veiledende prinsipper for næringsliv og menneskerettigheter (the UN Guiding Principles on Business and Human Rights). Vi støtter FNs program for etisk næringsliv (Global Impact Principles) og OECDs retningslinjer for multinasjonale selskaper (OECD Guidelines for Multinational Enterprises).

Statoil er blant medlemmene som grunnla de frivillige prinsippene for sikkerhet og menneskerettigheter (Voluntary Principles on Security and Human Rights, VPSHR). Forpliktelsene i forhold til VPSHR-prinsippene er fastsatt i konsernets retningslinjer og sikringsprosedyrer. Disse prosedyrene beskriver hvordan sikringsressurser styres og benyttes, og understreker hvor viktig det er at alt sikringspersonell som arbeider på vegne av Statoil utviser en allmenn respekt for menneskerettigheter, opptrer i henhold til lovverket og følger selskapets regler.

I 2013 fortsatte vi arbeidet knyttet til vårt ansvar for å respektere menneskerettigheter i henhold til FNs veiledende prinsipper for næringsliv og menneskerettigheter og våre verdier og retningslinjer. Våre viktigste forbedringstiltak omfattet videre arbeid med integrering av menneskerettigheter i risiko- og konsekvensanalyser, innarbeiding av klausuler om menneskerettigheter i joint venture-avtaler, bedre innføring av arbeidslivsstandarder i forbindelse med styring av forsyningskjeden, og videre arbeid med konsernets forbedringstiltak om klagemuligheter i lokalsamfunn.

Vi gjennomfører due diligence-gjennomganger av menneskerettigheter knyttet til våre nye forretningsmuligheter og pågående aktiviteter, inkludert vurdering av leverandør og partnere. Denne framgangsmåten omfatter risiko knyttet til samfunnsforhold, miljø, politikk og integritet. Som en del av prekvalifiseringsprosessen vurderes leverandørene basert på integritetsrisiko og, ved behov, blir det gjennomført en mer omfattende utredning av integritet (IDD). IDD-kravene dekker blant annet menneskerettigheter og arbeidslivsstandarder.

I forbindelse med kontrakter som er verdt over 7 millioner kroner må alle potensielle leverandører undertegne vår leverandørerklæring i prekvalifiseringsfasen. Denne undertegnede erklæringen er innarbeidet i kontrakten. I tillegg til minimumsstandarder for etikk og anti-korrupsjon, sikkerhet og miljø, innebærer erklæringen at våre leverandører skal respektere menneskerettigheter, grunnleggende arbeidslivsstandarder og ansettelsesforhold, i tillegg til å fremme disse prinsippene blant sine egne underleverandører.

Åpenhet og antikorrupsjon

Vi mener at åpenhet er en hjørnestein i god selskapsstyring. Åpenhet gir selskaper muligheten til utvikling i et forutsigbart miljø, det bidrar til å skape like vilkår for selskaper og gir innbyggerne mulighet til å holde myndighetene ansvarlige. Vi har nulltoleranse for korrupsjon i vår virksomhet.

Vår virksomhet skaper betydelige inntekter for de landene der vi har virksomhet. I 2013 betalte vi 118 milliarder kroner i direkte skatter, inkludert fire milliarder kroner i form av olje og gass, 38,1 milliarder kroner i resterende produksjon (profit oil), 6,4 milliarder kroner i indirekte skatter og 2,7 milliarder kroner i signaturbonuser. Åpenhet er avgjørende for å sikre at den formuen som skapes gjennom energien vi produserer, blir brukt på en effektiv og rettferdig måte.

«Åpen» er en av selskapets fire verdier. Vi var blant de første store olje- og gasselskapene som frivillig begynte å offentliggjøre alle inntekter og betalinger til myndigheter i land der vi har virksomhet. Vi stiller oss positive til tiltak som styrker og samordner globale lover for åpenhet om inntekter, inkludert åpenhet om betaling fra prosjekt til prosjekt, som fastsatt i EU-direktivet og tilsvarende norsk lovgivning som trådte i kraft 1. januar 2014. Det er viktig for Statoil at lover som regulerer åpenhet om inntekter anvendes globalt, er effektive og skaper like vilkår for alle selskaper, lokalsamfunn og myndigheter.

Statoil er i mot alle former for korrupsjon, inkludert tilretteleggingsbetaling. Vi mener at etisk atferd er en forutsetning for bærekraftig virksomhet. Våre etiske retningslinjer gjenspeiler den høye etiske standarden vi følger i all vår virksomhet. De beskriver våre forpliktelser og våre krav knyttet til etiske problemstillinger i forbindelse med forretningsaktiviteter og personlig atferd. Det følger av våre etiske retningslinjer at Statoil skal følge gjeldende lover og regler og opptre på en etisk, bærekraftig og samfunnsansvarlig måte. De etiske retningslinjene gjelder for både selskapet og de som er ansatt der, inkludert konsernsjefen, styremedlemmer, innleid personell, konsulenter, mellommenn, lobbyister og andre som handler på vegne av Statoil. De etiske retningslinjene er tilgjengelige på Statoil.com og på lokale språk i alle land der Statoil har virksomhet.

Vi har innført et antikorrupsjonsprogram for hele selskapet. Samsvarsansvarlige (compliance officers), som har et spesielt ansvar for å sikre at etikk- og antikorrupsjonshensyn alltid blir ivaretatt i våre forretningsaktiviteter, utgjør en viktig del av programmet. Antikorrupsjonsprogrammet er tilgjengelig på Statoil.com.

Vårt hovedfokus i 2013 var å videreutvikle antikorrupsjonsprogrammet som skal sørge for samsvar med eksterne juridiske krav og gjenspeile beste praksis internasjonalt, i tillegg til å gi opplæring og øke bevisstheten om disse problemstillingene blant våre ansatte. Vi innførte et krav om at alle ansatte skal bekrefte at de har kunnskap om våre etiske retningslinjer og forpliktelsen til å følge disse.

Statoil tilstreber og utvikler forhold til leverandører og partnere hvor disse forplikter seg til å følge våre verdier og operasjonelle integritet. Nye investeringer, partnere, leverandører og kontraktører blir nøye vurdert med tanke på risiko for integritetsbrudd og kan også, basert på risiko, bli gjenstand for en mer omfattende undersøkelse av integritet (IDD). IDD-kravene dekker integritet, menneskerettigheter og arbeidslivsstandarder. Oppfølgingen av spesifikke kontrakter eller investeringer skal omfatte eventuelle nødvendige skadebegrensningstiltak.

Andre relevante rapporter

Noen av de viktigste prestasjonsindikatorene for sikkerhet og bærekraft vises ovenfor. Mer informasjon om Statoils retningslinjer, aktiviteter, planer og resultater knyttet til sikkerhet og bærekraft er tilgjengelig i Bærekraftrapporten for 2013. Bærekraftrapporten er basert på retningslinjene for rapportering utarbeidet av det globale rapporteringsinitiativet (Global Reporting Initiative).

Personal og organisasjon

Konsernets overordnede strategiske mål er å bygge et globalt konkurransedyktig selskap og å skape et godt arbeidsmiljø for ytelse og utvikling.

Statoil har som mål å tiltrekke seg og velge de riktige personene og gi muligheter for utvikling. Vår globale personalpolitikk er det viktigste instrumentet for våre personalprosesser, sammen med våre verdier og etiske retningslinjer. Retningslinjene er beskrevet i Statoilboken, som er tilgjengelig på Statoil.com.

I Statoil oppmuntrer vi våre ansatte til å ta ansvar for egen læring og utvikling, kontinuerlig bygge ny kompetanse og dele kunnskap, med støtte fra vårt konserndekkende program for læring og utvikling, LEAP (Learn, Engage, Achieve, Perform). Vi utvikler og innplasserer våre ansatte gjennom People@Statoilprosessen, som er vår årlige plattform for prestasjonsmåling, belønning, utvikling og innplassering. Prosessen er beskrevet i Statoilboken. Vi tilstreber et godt samsvar mellom de ansattes faglige interesser og selskapets forretningsmål og -behov.

Vi arbeider for mangfold blant våre ansatte. Betydningen av mangfold er uttrykkelig fastslått i våre verdier og etiske retningslinjer. Vi forsøker å gi samme muligheter til alle, og tolererer ikke noen form for diskriminering eller trakassering på arbeidsplassen. I 2013 fortsatte vi arbeidet med å øke antall kvinner i leder- og fagstillinger, og utvikle bred internasjonal erfaring blant våre ansatte. Vårt arbeid for mangfold og inkludering gjenspeiles i organisasjons- og arbeidsmiljøundersøkelsen i 2013, der vi opprettholdt vår høye poengsum på 5,1 (6 er det høyeste) for nulltoleranse når det gjaldt diskriminering og trakassering på arbeidsplassen.

I 2013 utgjorde andelen kvinner 31 % av arbeidsstyrken i Statoil, 50 % av styremedlemmene og 11 % av konsernledelsen. Vi følger nøye med på mannsdominerte stillinger og fagområder, og i 2013 økte andelen av kvinnelige ingeniører med 1 prosentpoeng til 27 %. Blant overingeniører med inntil 20 års erfaring var kvinneandelen 30 %. Vi arbeider kontinuerlig med å øke antall kvinnelige ledere gjennom våre utviklingsprogrammer, og i 2013 lå den totale andelen av kvinnelige ledere i Statoil fortsatt stabilt på 27 %.

Statoil arbeider systematisk med rekruttering og utviklingsprogrammer for å bygge opp en mangfoldig arbeidsstyrke ved å tiltrekke oss, rekruttere og beholde personer av begge kjønn, av forskjellige nasjonaliteter og i alle aldersgrupper på tvers av stillingstyper. Inntak av lærlinger i Norge er en viktig del av selskapets rekruttering av fagarbeidere og satsing på utdanning og opplæring av unge teknikere og operatører i olje- og gassindustrien. I 2013 fikk 168 nye studenter lærlingeplass, av disse var 58 kvinner. Det er i alt 343 lærlinger i Statoil.

I 2013 kom 21 % av alle ansatte og 22 % av våre ledere fra andre land enn Norge. Det er en økning på 1 prosentpoeng for ansatte og 2 prosentpoeng for ledere i forhold til 2012. Utenfor Norge har Statoil som mål å øke andelen medarbeidere og ledere som rekrutteres lokalt, og redusere den omfattende bruken av utstasjonerte over lengre tid i forretningsdriften. I 2013 var 48 % av de nyansatte fra andre land enn Norge og 34 % av dem var kvinner.

Vi belønner våre ansatte på bakgrunn av deres prestasjoner, der leveranse og atferd tillegges like stor vekt. Vårt belønningssystem tilpasses lokale markedsforhold der hvor vi har virksomhet, og det er åpent, ikke-diskriminerende og følger prinsippet om like muligheter for alle. Gitt samme stillingsnivå, erfaring og prestasjoner, vil våre ansatte være på samme belønningsnivå basert på de lokale markedsforholdene. Dette gjenspeiler seg i lønnsforholdet mellom kvinner og menn på forskjellige nivåer i Statoil ASA i 2013, som fortsatt var høyt med et gjennomsnitt på 98 %.

I 2013 samarbeidet ledelsen og de tillitsvalgte tett, spesielt i forbindelse med oppfølgingen av terrorangrepet på In Amenas-anlegget, sikkerhetshendelser på norsk sokkel og gjennomgangen av stab- og støttefunksjonene. Det europeiske samarbeidsutvalg var fortsatt en viktig kommunikasjonskanal mellom selskapet og ansatte. Vi legger vekt på et godt samarbeidsforhold mellom våre medarbeidere og industrien gjennom deltakelse i forskjellige nettverk og fora, inkludert IndustriALL.

Vi mener at Statoils lave gjennomtrekk blant arbeidstakerne viser at det er stor trivsel og høyt engasjement blant de ansatte, noe som resultatene av den årlige organisasjons- og arbeidsmiljøundersøkelsen også viser. Samlet utskifting i 2013 var på 3,6 %. Ved utgangen av 2013 hadde Statoil-konsernet 23.413 fast ansatte og 3 % av arbeidsstyrken arbeidet deltid.

Om våre personaldata

Våre medarbeideres personaldata gjelder fast ansatte som er direkte ansatt i selskapet, bortsett fra tabellen som viser den samlede arbeidsstyrken, fordelt på fast ansatte og konsulenter. Statoil definerer konsulenter som kontraktørpersonell som hovedsakelig arbeider på våre kontorer. Midlertidig ansatte og

personell på enterprisekontrakt er ikke inkludert i tabellen som viser arbeidsstyrken. Personell på enterprisekontrakt defineres som personell fra tredjepart som yter en tjeneste og som er involvert i våre operasjoner på land og til havs. Disse ble grovt anslått til å utgjøre om lag 46.000 i 2013. Informasjonen om selskapets personalpolitikk gjelder Statoil og datterselskapene.

Mer informasjon om Statoils arbeid med Personal og organisasjon er tilgjengelig i Bærekraftrapporten for 2013.

Arbeidsstyrke – fordelt på region, kjønn, ansettelsesforhold og antall nyansatte

		Fast ansatte	Kvinner (%)			Konsulenter		Antall ansatte (totalt)*		Konsulenter (%)	Deltid (%)			Nyansatte
Geografisk region	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012	2013	2012
Norge	20 336	20 186	30 %	30 %	1 826	2 549	22 162	22 735	8 %	11 %	3 %	3 %		923 1 661
Resten av Europa	935	925	30 %	30 %	145	165	1 080	1 090	13 %	15 %	2 %	1 %	72	100
Afrika	140	116	33 %	25 %	30	53	170	169	18 %	31 %	NA	NA	34	15
Asia	140	157	53 %	56 %	11	14	151	171	7 %	8 %	NA	NA	26	31
Sør-Amerika	1 559	1 378	35 %	34 %	7	54	1 566	1 432	0,50 %	4 %	NA	NA	303	344
South America	303	266	38 %	38 %	103	148	406	414	25 %	36 %	NA	NA	56	69
TOTALT	23 413	23 028	31 %	31 %	2 122	2 983	25 535	25 129	8 %	11 %	3 %	3 %	1 414 2 220
Utenfor OECD	690	653	39 %	39 %	146	230	836	993	17 %	26 %	NA	NA	119	120

* Totalt antall ansatte inkluderer fast ansatte og konsulenter. Personell på enterprisekontrakt er ikke inkludert. Personell på enterprisekontrakt defineres som personell fra tredjepart som yter en tjeneste og som er involvert i våre operasjoner på land og til havs. Disse utgjorde om lag 46.000 i 2013.

Forskning og utvikling

Statoil er et teknologiintensivt selskap, og forskning og utvikling er en integrert del av vår strategi. Nyskaping og teknologisk utvikling er viktig for å opprettholde sikker og effektiv drift og for å levere i henhold til våre strategiske mål.

Statoils teknologistrategi gir den strategiske retningen for hvordan teknologiutvikling og -gjennomføring kan møte utfordringene og bidra til at selskapet når sine ambisjoner for 2014-2016.

En forsknings- og utviklingsorganisasjon i verdensklasse er svært viktig for å støtte Statoils vekstambisjon og løse sammensatte teknologiske utfordringer på norsk sokkel og internasjonalt. Statoils forsknings-, utviklings- og nyskapingsportefølje (RDI) er ansvarlig for å utføre forskning for å møte Statoils forretningsbehov, og er organisert i fire programmer: Ukonvensjonelle ressurser, utbygging i uutforskede områder, utvikling av modne områder og økt oljeutvinning, i tillegg til leting. De dekker de viktigste oppstrømsområdene der Statoil er i vekst. RDI-organisasjonen står for drift og videreutvikling av laboratorier og store testanlegg, og har også et akademisk program for samarbeid med universiteter og forskningsinstitusjoner.

Statoil har fire forskningssentre i Norge, et teknologisenter for tungolje i Canada og representanter på kontorer i Beijing (Kina), Rio de Janeiro (Brasil), Houston (USA) og St. John's (Canada), nær mange av våre internasjonale aktiviteter.

Forretningspotensialet som ligger i teknologi for økt utvinning er betydelig. Statoil satser spesielt på utfordringene knyttet til ressurs- og reserveerstatning. For å oppnå raskere modning av ressurser fram til produksjon samt opprettholde dagens produksjonsnivåer, kreves det en kombinasjon av nyskapende teknologi og enkle og smarte løsninger.

De årlige utgiftene til forskning og utvikling var på henholdsvis 3,2 milliarder kroner i 2013 og 2,8 milliarder kroner i 2012.

Utvikling i styret

Statoils styre består av 10 medlemmer.

Sammensetningen av styret er blitt endret i løpet av 2013. James Mulva, Catherine Hughes, Ingrid Elisabeth di Valerio (ansattvalgt) og Stig Lægreid (ansattvalgt) er nye styremedlemmer i Statoil ASA fra 1. juli 2013. Mulva og Lægreid er også medlemmer av styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk, og Hughes og di Valerio er også medlemmer av styrets revisjonsutvalg. Mulva, Hughes, di Valerio og Lægreid erstattet Lady Barbara Judge, Roy Franklin, Morten Svaan og Einar Arne Iversen i styret. Børge Brende gikk ut av styret da han ble utnevnt til utenriksminister i den norske regjeringen.

Styret har avholdt åtte ordinære styremøter og seks ekstraordinære styremøter i 2013, med en gjennomsnittlig møtedeltakelse på 99 %.

Styrets revisjonsutvalg har avholdt seks møter i 2013, med 100 % møtedeltakelse.

Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget har avholdt seks møter i 2013, med 100 % møtedeltakelse.

Styrets utvalg for sikkerhet, bærekraft og etikk har avholdt fem møter i 2013, med 95 % møtedeltakelse.

I løpet av 2013 har deler av styret besøkt kraftvarmeverket på Mongstad og Statoils kontorer i London. Hele styret eller deler av det besøker med jevne mellomrom forskjellige Statoil-anlegg og kontorsteder i Norge og ellers i verden, og hvert halvår reiser også alle styremedlemmer på et lengre styrebesøk til et anlegg i utlandet. Styret understreker at det ønsker å øke styrets innsikt i og kunnskaper om Statoils kommersielle virksomhet og lokale organisasjoner ved å besøke Statoils anlegg og kontorsteder over hele verden.

Styrets redegjørelse for eierstyring og selskapsledelse

For å sikre god styring og ledelse er Statoil organisert og drevet i henhold til Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse.

Nominasjon og valg – Statoil ASA

Styrets redegjørelse finnes i en egen rapport som er tilgjengelig på statoil.com.

Statoils styre følger aktivt alle standarder for god eierstyring og selskapsledelse, og vil til enhver tid sikre at Statoil enten følger Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse ("Anbefalingen"), eller forklarer eventuelle avvik fra denne. Eierstyring og selskapsledelse er gjenstand for jevnlig vurdering og diskusjon i styret. Anbefalingen er tilgjengelig på nettsiden www.nues.no.

Anbefalingen er delt inn i 15 hovedtemaer og styrets redegjørelse dekker hvert av disse og forklarer hvordan Statoil følger Anbefalingen. Redegjørelsen beskriver grunnlaget og prinsippene for Statoils struktur for eierstyring og selskapsledelse, mens mer detaljert faktainformasjon er tilgjengelig på våre nettsider, i vår Annual Report on Form 20-F og i vår Sustainability Report. Lenker til relevant informasjon på våre nettsider er inkludert i redegjørelsen.

Stavanger, 14. mars 2014

svein rennemo Grace RE KSTEN Skaugen Bjørn Tore Godal lill-heidi bakkerud James Mulva Catherine Hughes Stig Lægreid

leder

Nestleder

Maria johanna oudeman JAKOB STAUSHOLM Ingrid Elisabeth di Valerio

Styrets og ledelsens erklæring

Styret, konsernsjefen og konserndirektør for økonomi og finans har i dag behandlet og godkjent årsberetningen og årsregnskapet for Statoil ASA, konsern og morselskap, per 31. desember 2013.

Etter vår beste overbevisning, bekrefter vi at:

• konsernregnskapet for Statoil-konsernet er utarbeidet i samsvar med IFRS- og IFRIC-standarder godkjent av EU, IFRS-standarder utstedt av IASB i tillegg til supplerende norske opplysningskrav som følger av regnskapsloven, og at
• årsregnskapet for morselskapet Statoil ASA for 2013 er utarbeidet i samsvar med regnskapsloven og norske regnskapsstandarder, og at
• årsberetningen for konsernet og morselskapet er i samsvar med regnskapslovens krav og norsk regnskapsstandard nr 16, og at
• opplysningene som er presentert i årsregnskapene gir et rettvisende bilde av konsernets og morselskapets eiendeler, gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet per 31. desember 2013, og at
• årsberetningen for konsernet og morselskapet gir en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet, den finansielle stillingen og de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer konsernet og morselskapet står overfor. I styret for statoil asa

Stavanger, 14. mars 2014

svein rennemo leder Grace RE KSTEN Skaugen Bjørn Tore Godal lill-heidi bakkerud

Nestleder

James Mulva Catherine Hughes Stig Lægreid

Maria johanna oudeman JAKOB STAUSHOLM Ingrid Elisabeth di Valerio

for økonomi og finans

torgrim reitan helge lund konserndirektør konsernsjef

Konsernregnskap

KONSERNRESULTATREGNSKAP

(i milliarder kroner)	Note	2013	For regnskapsåret 2012	2011
Salgsinntekter		619,4	704,3	645,4
Resultatandel fra tilknyttede selskaper		0,1	1,7	1,3
Andre inntekter	4	17,8	16,0	23,3
Sum inntekter	3	637,4	722,0	670,0
Varekostnad		-307,5	-364,5	-320,1
Andre kostnader		-75,0	-61,2	-59,7
Salgs- og administrasjonskostnader		-9,2	-11,1	-13,2
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	11, 12	-72,4	-60,5	-51,4
Undersøkelseskostnader	12	-18,0	-18,1	-13,8
Resultat før finansposter og skattekostnad	3	155,5	206,6	211,8
Netto finansposter	8	-17,0	0,1	2,0
Resultat før skattekostnad		138,4	206,7	213,8
Skattekostnad	9	-99,2	-137,2	-135,4
Årets resultat		39,2	69,5	78,4
Tilordnet aksjonærer i morselskapet		39,9	68,9	78,8
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser		-0,6	0,6	-0,4
Ordinært resultat per aksje (i kroner):	10	12,53	21,66	24,76
Utvannet resultat per aksje (i kroner):	10	12,50	21,60	24,70

På grunn av avrunding, vil sum og delsum ikke være lik total i enkelte tabeller.

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER INNREGNEDE INNTEKTER OG KOSTNADER

			For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012	2011
Årets resultat		39,2	69,5	78,4
Aktuarmessige gevinster (tap) på pensjonsordninger for ansatte	19	-5,9	5,5	-7,4
Skatt på inntekter og kostnader innregnet mot egenkapital	1,5	-1,5	2,0
Inntekter og kostnader som ikke vil bli reklassifisert til resultatregnskapet		-4,4	4,0	-5,4
Omregningsdifferanser		22,9	-11,9	6,1
Endring i virkelig verdi på finansielle eiendeler tilgjengelig for salg		0,0	0,0	-0,2
Inntekter og kostnader som kan bli reklassifisert til resultatregnskapet		22,9	-11,9	5,9
Inntekter og kostnader innregnet mot egenkapital		18,5	-7,9	0,5
Sum innregnede inntekter og kostnader		57,7	61,6	78,9
Tilordnet aksjonærer i morselskapet		58,3	61,0	79,3
Tilordnet ikke-kontrollerende eierinteresser		-0,6	0,6	-0,4

KONSERNBALANSE

			31. desember
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012
EIENDELER
Varige driftsmidler	11	487,4	439,1
Immaterielle eiendeler	12	91,5	87,6
Investeringer i tilknyttede selskaper		7,4	8,3
Utsatt skattefordel	9	8,2	3,9
Pensjonsmidler	19	5,3	9,4
Finansielle derivater	25	22,1	33,2
Finansielle investeringer	13	16,4	15,0
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	8,5	4,9
Sum anleggsmidler		646,8	601,4
Varelager	14	29,6	25,3
Kundefordringer og andre fordringer	15	81,8	74,0
Finansielle derivater	25	2,9	3,6
Finansielle investeringer	13	39,2	14,9
Betalingsmidler	16	85,3	65,2
Sum omløpsmidler		238,8	183,0
Sum eiendeler		885,6	784,4
EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjonærers egenkapital		355,5	319,2
Ikke-kontrollerende eierinteresser		0,5	0,7
Sum egenkapital	17	356,0	319,9
Finansiell gjeld	18, 22	165,5	101,0
Utsatt skatt	9	71,0	81,2
Pensjonsforpliktelser	19	22,3	20,6
Avsetninger	20	101,7	95,5
Finansielle derivater	25	2,2	2,7
Sum langsiktig gjeld		362,7	301,0
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	95,6	81,8
Betalbar skatt		52,8	62,2
Finansiell gjeld	18	17,1	18,4
Finansielle derivater	25	1,5	1,1
Sum kortsiktig gjeld		166,9	163,5
Sum gjeld		529,6	464,5
Sum egenkaptal og gjeld		885,6	784,4

KONSOLIDERT OPPSTILLING OVER ENDRINGER I EGENKAPITAL

(i milliarder kroner)	Aksje- kapital	Annen innskutt egenkapital	Opptjent egenkapital	Finansielle eiendeler tilgjengelig for salg	Omregnings- differanser	Aksjonærers egenkapital	Ikke kontrollerende eierinteresser	Sum egenkapital
31. desember 2010	8,0	40,8	164,9	0,2	5,6	219,5	6,9	226,4
Årets resultat			78,8			78,8	-0,4	78,4
Inntekter og kostnader ført
mot egenkapitalen			-5,4	-0,2	6,1	0,5		0,5
Utbytte			-19,9			-19,9		-19,9
Andre egenkapitaltransaksjoner		-0,1	0,1			0,0	-0,2	-0,2
31. desember 2011	8,0	40,7	218,5	0,0	11,7	278,9	6,3	285,2
Årets resultat			68,9			68,9	0,6	69,5
Inntekter og kostnader ført
mot egenkapitalen			4,0		-11,9	-7,9		-7,9
Utbytte			-20,7			-20,7		-20,7
Andre egenkapitaltransaksjoner		-0,1	0,1			0,0	-6,2	-6,2
31. desember 2012	8,0	40,6	270,8	0,0	-0,2	319,2	0,7	319,9
Årets resultat			39,9			39,9	-0,6	39,2
Inntekter og kostnader ført
mot egenkapitalen			-4,4		22,9	18,5		18,5
Utbytte			-21,5			-21,5		-21,5
Andre egenkapitaltransaksjoner		-0,3	-0,3			-0,6	0,4	-0,2
31. desember 2013	8,0	40,3	284,5	0,0	22,7	355,5	0,5	356,0

Se note 17 Egenkapital.

KONSOLIDERT KONTANTSTRØMSOPPSTILLING

			For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012	2011
Resultat før skattekostnad		138,4	206,7	213,8
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	11,12	72,4	60,5	51,4
Kostnadsføring av tidligere års balanseførte undersøkelsesutgifter		3,1	3,1	1,5
(Gevinst) tap på valutatransaksjoner		4,8	3,3	4,2
(Gevinst) tap ved salg av anleggsmidler og andre poster	4	-19,9	-21,9	-27,4
(Økning) reduksjon i langsiktige poster knyttet til operasjonelle aktiviteter		8,8	-7,4	-0,7
(Økning) reduksjon i netto kortsiktige finansielle derivater	25	11,7	-1,1	-12,8
Mottatte renter		2,1	2,6	2,7
Betalte renter		-2,5	-2,5	-3,1
Betalte skatter		-114,2	-119,9	-112,6
Justering for arbeidskapital elementer
(Økning) reduksjon i varelager		-1,1	0,8	-4,1
(Økning) reduksjon i kundefordringer og andre fordringer		-11,9	10,8	-14,3
Økning (reduksjon) i leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld		9,7	-7,0	20,4
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter		101,3	128,0	119,0
Kjøp av virksomhet		0,0	0,0	-25,7
Investeringer i varige driftsmidler		-103,3	-94,8	-84,2
Balanseførte betalte renter		-1,1	-1,2	-0,9
Balanseførte undersøkelsesutgifter og andre immaterielle eiendeler		-10,0	-16,4	-7,2
(Økning) reduksjon i finansielle investeringer		-23,2	-12,1	3,8
Endring i utlån og andre langsiktig poster		0,0	-1,9	-0,5
Salg av eiendeler	4	27,1	29,8	29,8
Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter		-110,4	-96,6	-84,9
Ny langsiktig rentebærende gjeld		62,8	13,1	10,1
Nedbetaling langsiktig gjeld		-7,3	-12,2	-7,4
Betalt utbytte	17	-21,5	-20,7	-19,9
Netto endring kortsiktige lån og annet		-7,3	1,6	4,5
Kontantstrøm fra (benyttet til) finansieringsaktiviteter		26,6	-18,2	-12,7
Netto økning (reduksjon) i betalingsmidler		17,5	13,2	21,4
Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler		2,9	-1,9	-0,2
Betalingsmidler ved årets begynnelse (netto etter overtrekk)	16	64,9	53,6	32,4
Betalingsmidler ved årets utgang (netto etter overtrekk)	16	85,3	64,9	53,6

Betalingsmidler inkluderer netto kassakredittrekk avrundet til null per 31. desember 2013, 0,3 milliarder kroner per 31. desember 2012 og 1,7 milliarder kroner per 31. desember 2011.

Noter til konsernregnskapet

1 Organisasjon

Statoil ASA, tidligere Den Norske Stats Oljeselskap AS, ble stiftet i 1972 og er registrert og hjemmehørende i Norge. Selskapet har forretningsadresse Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norge.

Statoilkonsernets virksomhet består i hovedsak av undersøkelse etter og utvinning, transport, foredling og markedsføring av petroleum, avledede produkter og andre energiformer.

Statoil ASA er notert på Oslo Børs (Norge) og New York Stock Exchange (USA).

Statoilkonsernets olje- og gassvirksomhet og lisensandeler på norsk sokkel tilhører det heleide datterselskapet Statoil Petroleum AS. Dette selskapet er samskyldner eller garantist for enkelte av Statoil ASAs gjeldsforpliktelser.

Statoils konsernregnskap for 2013 ble godkjent av styret i henhold til vedtak av 14. mars 2014.

2 Vesentlige regnskapsprinsipper

Overensstemmelseserklæring

Det konsoliderte regnskapet for Statoil ASA og dets datterselskaper ("konsernet") er avlagt i samsvar med Internasjonale Regnskapsstandarder (IFRS'er) som fastsatt av den europeiske unionen (EU), og er også i samsvar med IFRS'er utgitt av International Accounting Standards Board (IASB).

Grunnlag for utarbeidelse av årsregnskapet

I årsregnskapet er prinsippene for historisk kost regnskap lagt til grunn, med enkelte unntak som er beskrevet nedenfor. Regnskapsprinsippene er anvendt konsistent for alle perioder som presenteres i dette konsernregnskapet. Enkelte sammenligningstall er omarbeidet for å overensstemme med presentasjonen i inneværende år.

Driftsrelaterte kostnader i konsernresultatregnskapet er presentert som en kombinasjon av funksjon og art i samsvar med bransjepraksis. Varekostnad og Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger er presentert på egne linjer basert på art, mens Andre kostnader, Salgs- og administrasjonskostnader og Undersøkelseskostnader er presentert basert på funksjon. Betydelige kostnader som lønn, pensjoner, osv. er presentert basert på art i notene til konsernregnskapet.

Utgitte, ikke implementerte standarder og fortolkninger

Følgende nye endringer i regnskapsstandarder og fortolkninger relevant for Statoilkonsernet er vedtatt, men ikke trådt i kraft på tidspunktet for konsernregnskapsavleggelsen, og vil bli implementert av konsernet 1. januar 2014. Endringene og fortolkningen vil ved implementeringen ikke påvirke konsernregnskapet vesentlig. De krever retrospektiv implementering, men har uvesentlig virkning for konsernets tidligere regnskapsperioder.

• Endringer i IAS 32 Finansielle instrumenter presentasjon, utgitt i desember 2011, klargjør kravene til nettoføring av finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser i regnskapet.
• IFRIC 21 Levies (Avgifter), utgitt i mai 2013, klargjør regnskapsføring av betalingsforpliktelser for avgifter innen rammen av IAS 37 Avsetninger, betingede forpliktelser og betingede eiendeler.

På tidspunktet for dette konsernregnskapet er følgende nye regnskapsstandarder og endringer i standarder som er relevant for Statoilkonsernet vedtatt, men ikke trådt i kraft og ikke implementert i konsernregnskapet.

• IFRS 9 Finansielle instrumenter, med første del utgitt i november 2009, andre del i oktober 2010 og tredje del i november 2013, og med endringer utgitt i desember 2011, omfatter klassifisering og måling av finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser samt sikringsbokføring. IASB har ikke ennå fastsatt ikrafttredelsesdato for IFRS 9, som også omfatter endringer til ulike andre regnskapsstandarder, med ikrafttredelse fra samme dato. Statoil har ikke besluttet tidspunkt for implementering av standarden og er fortsatt i ferd med å vurdere den potensielle virkningen for regnskapet.
• Årlige forbedringer til IFRS (2010 2012) og til IFRS (2011-2013) ble begge utgitt i desember 2013, og inneholder endringer til en rekke regnskapsstandarder, og trer i kraft 1. juli 2014 eller for perioder som begynner etter denne datoen, avhengig av standarden som omfattes. Statoil er fremdeles i ferd med å vurdere den potensielle virkningen av endringene.

Øvrige standarder, endringer i standarder og fortolkninger som er utgitt men ikke trådt i kraft forventes ikke å være relevante for Statoils konsernregnskap på implementeringstidspunktet.

Vesentlige endringer i regnskapsprinsipper i inneværende periode

Regnskapsstandardene og endringene i regnskapsstandarder som nevnes i de to neste avsnittene ble implementert av konsernet 1. januar 2013. Ingen av disse standardene eller endringene hadde vesentlig virkning for Statoils konsernregnskap ved implementeringen, selv om enkelte regnskapslinjer ble påvirket. Bortsett fra for IFRS 13 Måling av virkelig verdi krevde standardene og endringene retrospektiv implementering, men dette ble vurdert å ikke ha vesentlig påvirkning på konsernets tidligere regnskapsperioder. Derfor er ikke tidligere regnskapsperioder omarbeidet med virkningen av de implementerte standarder og endringer. De følgende avsnitt beskriver relevant informasjon knyttet til selve implementeringen i konsernets regnskaper. Beskrivelse av de prinsippene som konsernet anvender i henhold til standarder og endringer som ble implementert 1. januar 2013, er inkludert i hver relevante prinsipp-spesifikke del av denne noten.

IFRS 10 Konsernregnskap, IFRS 11 Felleskontrollerte ordninger og IFRS 12 Opplysning om interesser i andre enheter, deres respektive tillegg i form av implementeringsveiledninger, samt endringer i IAS 27 Separat finansregnskap og i IAS 28 Investeringer i tilknyttede foretak og felleskontrollerte foretagender ble implementert samtidig i konsernregnskapet. EUs tilslutning til disse standardene og endringene fastsetter 1. januar 2014 som implementeringsdato, men konsernet har i dette tilfellet valgt å tidlig-implementere standardene den 1. januar 2013, som er IASBs implementeringsdato for standardene. Implementering av IFRS 10 førte ikke til betydelige endringer når det gjelder enheter som er vurdert å være under Statoilkonsernets kontroll, og konsernet har ikke identifisert vesentlige enheter eller aktivitet innenfor virkeområdet av IFRS 11 som regnskapsføres annerledes under den nye standarden.

IFRS 13 Måling av virkelig verdi, endringer i IAS 19 Ytelser til ansatte, endringer i IAS 1 Presentasjon av finansregnskap, og Forbedringer til IFRS (2009 - 2011) er også blitt implementert uten vesentlig virkning for konsernregnskapet. Noteopplysninger i henhold til endringer i IFRS 7 Finansielle Instrumenter opplysninger er inkludert i note 5 Finansiell risikostyring.

Det har ikke vært andre vesentlige endringer i regnskapsprinsipper i 2013 sammenlignet med konsernregnskapet for 2012. Relevante tekstavsnitt i denne noten er blitt oppdatert for ytterligere å klargjøre konsernets regnskapsprinsipper på enkelte områder som det norske Finanstilsynet har kommentert på i sitt ettersyn av Statoils konsernregnskap for 2012. Det vises til note 27 Hendelser etter balansedagens utløp for ytterligere informasjon om Finanstilsynets ettersyn.

Endringer i regnskapsprinsipper i 2012

I 2012 endret Statoil sitt prinsipp for klassifisering av kortsiktige finansielle investeringer med mindre enn tre måneder til forfall fra Finansielle investeringer til Betalingsmidler i balansen. Samtidig endret konsernet sitt prinsipp for presentasjon av endringer i kortsiktige finansielle investeringer i kontantstrømoppstillingen fra Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter til Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter. Endringene er implementert med retrospektiv virkning i konsernregnskapet for 2011. Som følge av dette er linjen Netto økning (reduksjon) i betalingsmidler endret i kontantstrømoppstillingen for 2011 fra 10,0 milliarder kroner til 21,4 milliarder kroner. Dette skyldes hovedsakelig en økning i Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter fra 111,5 milliarder kroner til 119,0 milliarder kroner og en reduksjon i Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter fra 88,7 milliarder kroner til 84,9 milliarder kroner. Betalingsmidler ved årets begynnelse (netto etter overtrekk) ble endret fra 29,1 milliarder kroner til 32,4 milliarder kroner. Betalingsmidler ved årets utgang (netto etter overtrekk) ble endret fra 38,8 milliarder kroner til 53,6 milliarder kroner.

Konsolidering

Datterselskap

Konsernregnskapet omfatter regnskapet til morselskapet Statoil ASA og datterselskap. Foretak vurderes å være kontrollert av konsernet, og blir konsolidert i konsernregnskapet, når Statoil har makt over foretaket, mulighet til å påvirke avkastningen gjennom sin makt over foretaket, og er eksponert for eller har rettigheter til variabel avkastning fra sitt engasjement i foretaket.

Konserninterne transaksjoner og konsernmellomværende, inkludert urealiserte interne gevinster og tap, er eliminert. Ikke-kontrollerende eierinteresser presenteres på egen linje innenfor egenkapitalen i konsernbalansen.

Felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger, felleskontrollert virksomhet og tilknyttede selskap

En ordning der konsernet er deltaker defineres som felleskontrollert når deling av kontroll er kontraktsmessig avtalt, noe som bare foreligger når beslutninger om relevante aktiviteter krever enstemmighet mellom partene som deler kontrollen. Slike felleskontrollerte ordninger klassifiseres enten som felleskontrollerte driftsordninger eller felleskontrollert virksomhet.

Partene som har felles kontroll over en felleskontrollert driftsordning har rettigheter med hensyn til eiendelene og plikter med hensyn til forpliktelsene som er knyttet til deres respektive andel av den felleskontrollerte ordningen. I vurderingen av om vilkårene i den kontraktsmessige avtalen og andre fakta og omstendigheter fører til en klassifisering som felleskontrollert driftsordning, vurderer konsernet særlig karakteristika ved produktene og markedene til ordningen og om substansen i avtalene medfører at partene har rettigheter til det alt vesentlige av ordningens eiendeler. Statoil innregner eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader knyttet til konsernets andel i felleskontrollerte driftsordninger i samsvar med prinsippene som gjelder for slike eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader. Dette fører vanligvis til regnskapsføring av felleskontrollerte driftsordninger på linje med den tidligere metoden for proporsjonal konsolidering.

De av konsernets lete- og utvinningslisenser som faller inn under virkeområdet til IFRS 11 Felleskontrollerte ordninger er klassifisert som felleskontrollerte driftsordninger. En betydelig andel av konsernets felles lete- og produksjonsaktivitet i enheter uten begrenset ansvar drives i ordninger som ikke er felleskontrollerte, enten fordi det ikke er krav om enstemmighet mellom de involverte partene, eller fordi ingen enkeltstående gruppe deltakere har felles kontroll over virksomheten. Lisensbasert aktivitet hvor kontroll kan oppnåes gjennom avtaler mellom flere enn en kombinasjon av involverte parter ansees å ligge utenfor virkeområdet til IFRS 11, og slike aktiviteter innregnes linje for linje i tråd med konsernets eierandel. I vurderingen av om hver enkelt ordning

knyttet til konsernets felles lisensbaserte lete- og produksjonsaktivitet i enheter uten begrenset ansvar ligger innenfor eller utenfor IFRS 11's virkeområde, vurderer konsernet betingelsene i de aktuelle lisensavtalene, myndighetstillatelser og andre legale ordninger som påvirker hvordan og av hvem hver ordning blir kontrollert. Påfølgende endringer i eierandeler eller i antallet lisensdeltakere, transaksjoner som omfatter lisensandeler, eller endringer i relevante kontraktsvilkår kan føre til endringer i konsernets vurdering av kontroll, og påvirke en lisensbasert ordnings klassifisering i forhold til IFRS 11 i konsernregnskapet. For tiden er det ikke vesentlige forskjeller i konsernets regnskapsføring av lisensaktiviteter i enheter uten begrenset ansvar, enten de ligger innenfor virkeområdet til IFRS 11 eller ei.

Felleskontrollerte virksomheter hvor konsernet har rettigheter knyttet til ordningens netto eiendeler, regnskapsføres etter egenkapitalmetoden.

Investeringer i foretak hvor konsernet ikke har kontroll eller felles kontroll, men har mulighet til å utøve betydelig innflytelse over operasjonelle og finansielle prinsippavgjørelser, klassifiseres som tilknyttede selskap og regnskapsføres etter egenkapitalmetoden.

Statoilkonsernet som operatør for felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger

Indirekte kostnader som personalkostnader akkumuleres i kostnadspooler. Slike kostnader blir allokert med utgangspunkt i påløpte timer til driftssegmenter og Statoil-opererte felleskontrollerte driftsordninger under IFRS 11 og lignende ordninger (lisenser) utenfor virkeområdet til IFRS 11. Kostnader allokert til de andre partnernes andeler i felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger reduserer kostnadene i konsernresultatregnskapet. Kun konsernets andel av resultatposter og balanseposter relatert til Statoil-opererte felleskontrollerte driftsordninger og lignende ordninger er reflektert i konsernets resultatregnskap og balanse.

Segmentrapportering

Statoilkonsernet identifiserer rapporteringspliktige driftssegmenter basert på de deler av konsernet som regelmessig gjennomgås av øverste beslutningstaker, konsernledelsen. Konsernet rapporterer driftssegmenter samlet når disse tilfredsstiller gitte aggregeringskriterier.

Regnskapsprinsippene som beskrevet i denne noten gjelder også for finansiell informasjon som er inkludert i segment-relaterte noteopplysninger i dette konsernregnskapet.

Omregning av utenlandsk valuta

Ved utarbeidelse av regnskapene til de enkelte selskapene blir transaksjoner i andre valutaer enn selskapets funksjonelle valuta omregnet til funksjonell valuta ved å benytte kursen på transaksjonsdagen. Eiendeler og gjeld som er pengeposter omregnes til funksjonell valuta ved å benytte valutakurser på balansedagen. Omregningsdifferanser som oppstår inngår i konsernresultatregnskapet som gevinst eller tap på utenlandsk valuta. Differanser som oppstår ved omregning av estimatbaserte avsetninger reflekteres imidlertid generelt som del av endringen i det underliggende estimatet, og kan således inngå i konsernresultatregnskapets driftskostnader eller skattekostnader, avhengig av den enkelte avsetningens art. Poster som ikke er pengeposter, og som måles basert på historisk kost i utenlandsk valuta, omregnes ved å bruke kursen på transaksjonstidspunktet.

Presentasjonsvaluta

Ved utarbeidelse av konsernregnskapet blir resultat, eiendeler og forpliktelser for hvert datterselskap omregnet fra funksjonell valuta til norske kroner (NOK), som er presentasjonsvaluta for Statoils konsernregnskap. Når et datterselskap har en annen funksjonell valuta enn NOK, noe som også gjelder konsernets morselskap Statoil ASA med funksjonell valuta USD, omregnes eiendeler og gjeld til NOK basert på kursen på balansedagen. Inntekter og kostnader omregnes basert på kursen på transaksjonstidspunktet. Differanser ved omregning fra funksjonell valuta til presentasjonsvaluta føres direkte mot Inntekter og kostnader innregnet mot egenkapitalen.

Virksomhetssammenslutninger

Skjønn må utøves i hvert tilfelle for å vurdere hvorvidt et oppkjøp tilfredsstiller kriteriene for virksomhetssammenslutning. Kjøp vurderes mot de relevante IFRS-kriteriene for å avgjøre om det representerer en virksomhetssammenslutning eller kjøp av eiendeler. På bakgrunn av foreliggende fakta har kjøp av letelisenser hvor utbygging ikke er besluttet hovedsakelig blitt konkludert å gjelde kjøp av eiendeler.

Virksomhetssammenslutninger, med unntak av transaksjoner mellom selskaper under felles kontroll, regnskapsføres etter oppkjøpsmetoden. Identifiserbare materielle og immaterielle eiendeler, gjeld og betingede forpliktelser måles til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet. Påløpte oppkjøpskostnader kostnadsføres under Salgs- og administrasjonskostnader.

Prinsipper for inntektsføring

Inntekter knyttet til salg og transport av råolje, naturgass og petroleumsprodukter samt andre varer regnskapsføres når risiko overføres til kunden, normalt når eiendomsretten overføres ved varenes leveringstidspunkt basert på de kontraktsfestede vilkårene i avtalen.

Inntekter knyttet til olje og gassproduksjon fra felt hvor konsernet har eierandel sammen med andre selskaper, regnskapsføres i henhold til salgsmetoden, som innebærer at salget regnskapsføres i den perioden volumene løftes og selges til kundene. Dersom det er løftet og solgt et større volum enn det konsernets eierandel tilsier, blir det avsatt for kostnadene knyttet til overløftet. Dersom det er løftet og solgt mindre enn det konsernets eierandel tilsier, utsettes kostnadsføringen knyttet til underløftet.

Inntekter regnskapsføres eksklusive toll, forbruksavgifter og produksjonsavgifter som betales i form av avgiftsolje ("royalty in-kind"). Inntekter regnskapsføres inklusive betaling i form av fysiske leveranser (in-kind payments) som representerer inntektsskatt.

Fysiske råvaresalg og -kjøp som ikke gjøres opp på nettobasis blir inkludert brutto i regnskapslinjene Salgsinntekter og Varekostnad i resultatregnskapet. Handel med råvarebaserte finansielle instrumenter regnskapsføres netto, og marginen inkluderes under Salgsinntekter.

Transaksjoner med den norske stat

Konsernet markedsfører og selger statens andel av olje- og gassproduksjonen fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Kjøp og salg av SDØEs oljeproduksjon er regnskapsført som henholdsvis Varekostnad og Salgsinntekter. Statoil ASA selger, i eget navn, men for den norske stats regning og risiko, statens produksjon av naturgass. Dette salget, og relaterte utgifter refundert fra den norske stat, er regnskapsført netto i konsernregnskapet. Salg av naturgass utført av datterselskaper i Statoil konsernet i angjeldende selskaps eget navn, og de tilhørende kostnader, bruttoføres imidlertid i Statoils konsernregnskap når datterselskapet ansees å fremstå som prinsipal ved salg utført på vegne av den norske stat. Ved regnskapsføringen av slike salg reflekteres den norske stats resultatandel i konsernets Salgs- og administrasjonskostnader som enten kostnader eller kostnadsreduksjon.

Ytelser til ansatte

Ytelser til lønn, bonus, trygdeavgifter, ferie og sykefravær med lønn kostnadsføres i den perioden den ansatte har utført tjenester for selskapet gjennom sitt arbeid.

Forskning og utvikling

Konsernet driver forskning og utvikling både gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensvirksomhet og for egen regning og risiko. Konsernets egen andel av lisensfinansiert forskning og utvikling og de totale utgiftene ved egne prosjekter vurderes med hensyn på balanseføring i tråd med de relevante IFRS-regler. I etterfølgende perioder rapporteres eventuelle balanseførte utviklingskostnader til anskaffelseskost med fradrag for akkumulerte av- og nedskrivninger.

Skattekostnad

Skattekostnad i konsernresultatregnskapet består av summen av betalbar skatt og utsatt skatt. Skattekostnad innregnes i konsernresultatregnskapet med unntak av skatteeffekten knyttet til poster som er innregnet direkte mot egenkapitalen.

Betalbar skatt er beløpet som skal betales basert på skattepliktig inntekt i regnskapsperioden, inklusive justeringer av betalbar skatt for tidligere år. Usikre skatteposisjoner og mulige skattekrav vurderes individuelt. Forventede fremtidige utbetalinger (knyttet til potensielle skattekrav, inkludert straffeskatt) inngår med beste estimat i betalbar skatt og/eller utsatt skatt. Fremtidig forventet tilbakebetaling av allerede innbetalt skatt (knyttet til omstridte skattekrav) reduserer betalbar skatt og/eller utsatt skatt kun når slik gjenvinning anses som sikker. Renteinntekter og rentekostnader relatert til skattesaker estimeres og regnskapsføres i den perioden de er opptjent eller påløpt, og inngår i Netto finansposter i konsernresultatregnskapet.

Utsatt skatt beregnes som utsatte skattefordeler og utsatt skattegjeld på skattereduserende og skatteøkende midlertidige forskjeller mellom balanseførte verdier av eiendeler og gjeldsposter og tilhørende skattemessige verdier, med enkelte unntak for førstegangsinnregning. Utsatt skatt er beregnet med utgangspunkt i forventet betaling eller gjenvinning av skatteøkende og skattereduserende midlertidige forskjeller. I beregningen benyttes de på balansedagen vedtatte eller i praksis vedtatte skattesatser. Utsatte skattefordeler balanseføres kun i den utstrekning det er sannsynlig at selskapet vil ha fremtidig skattepliktig inntekt slik at fordelen kan utnyttes. For å balanseføre utsatte skattefordeler basert på forventning om fremtidige skattepliktige inntekter kreves derfor en høy grad av sikkerhet, underbygget av faktorer som eksisterende kontrakter, fremtidig produksjon av sikre olje- og gassreserver, observerbare markedspriser i aktive markeder, forventet volatilitet i handelsmarginer og liknende forhold.

Selskaper som driver petroleumsvirksomhet og rørtransport på norsk kontinentalsokkel ilegges en særskatt som for tiden er på 50 prosent (51 prosent fra 2014) på resultatet fra petroleumsvirksomheten. Særskatten kommer i tillegg til ordinær inntektsskatt på 28 prosent (27 prosent fra 2014), slik at total marginal skattesats på resultat fra petroleumsvirksomheten utgjør 78 prosent. Grunnlaget for beregning av petroleumsskatt tilsvarer grunnlaget for beregning av normal inntektsskatt, med unntak av at tap som er pådratt knyttet til selskapets virksomhet på land ikke kommer til fradrag, og at det innrømmes en friinntekt, som beregnes med en sats på 5,5 prosent av investeringer i offshore produksjonsinstallasjoner. Friinntekten kommer til fradrag i skattepliktig inntekt i fire år, fra og med året investeringen blir foretatt. Friinntekten innregnes i det år den kommer til fradrag i selskapets selvangivelse og påvirker periodeskatt. Ikke benyttet friinntekt har ubegrenset fremføringsadgang.

Undersøkelses- og utbyggingsutgifter

Konsernet benytter "successful efforts"-metoden for å regnskapsføre undersøkelsesutgifter innenfor olje- og gassvirksomheten. Utgifter knyttet til å erverve mineralinteresser i olje- og gassområder og til å bore og utstyre undersøkelsesbrønner balanseføres som undersøkelses- og evalueringskostnader og inngår i linjen for Immaterielle eiendeler inntil det er avklart om det er funnet sikre reserver. Hvis evaluering viser at en undersøkelsesbrønn ikke har påvist sikre reserver blir de balanseførte kostnadene vurdert for fraregning eller testet for nedskrivning. Geologiske og geofysiske utgifter, samt andre undersøkelsesutgifter, kostnadsføres løpende.

Balanseførte undersøkelsesutgifter knyttet til undersøkelsesbrønner offshore som påviser sikre reserver, inkludert utgifter til kjøp av andeler i undersøkelseslisenser, overføres fra balanseførte undersøkelsesutgifter og anskaffelseskost - olje og gass leterettigheter (under Immaterielle eiendeler) til Varige driftsmidler på tidspunktet for sanksjonering av utbyggingsprosjektet. Når ingen sanksjonering er påkrevd for landbaserte brønner skjer overføring av balanseførte undersøkelsesutgifter og anskaffelseskost - olje og gass leterettigheter (under Immaterielle eiendeler) til Varige driftsmidler når hver brønn er produksjonsklar.

Ved kjøp av andeler i undersøkelseslisenser ("farm-in" avtaler) hvor konsernet har avtalt å dekke en andel av selger ("farmor") sine undersøkelses- og / eller fremtidige utbyggingsutgifter ("carried interests"), blir også disse utgiftene regnskapsført på samme måte som egne undersøkelses- og utbyggingsutgifter

etter hvert som undersøkelses- og utbyggingsarbeidet gjennomføres. Når kjøper tilsvarende påtar seg å dekke fremtidige undersøkelses- og utbyggingsutgifter som en del av vederlaget regnskapsfører konsernet nedsalg i eierandeler i undersøkelseslisenser ("farm-out" avtaler) med kontinuitet, uten regnskapsføring av gevinster og tap.

Ved etter-skatt baserte avhendelser av eiendeler på norsk sokkel inkluderes tilbakeføring av tidligere beregnede og regnskapsførte utsatte skatteforpliktelser knyttet til disse eiendelene i gevinst- og tapsberegningen. Brutto gevinst eller tap føres deretter i sin helhet under Andre inntekter i konsernresultatregnskapet.

Bytte av eierandeler i undersøkelseslisenser regnskapsføres med kontinuitet og balanseført verdi på eiendelen som byttes bort videreføres på eiendelen som mottas i bytte, uten regnskapsføring av gevinst eller tap.

Varige driftsmidler

Varige driftsmidler regnskapsføres til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost inkluderer kjøpesum eller utbyggingskostnad, eventuelle utgifter påkrevd for å sette eiendelen i drift, estimat på utgifter til å stenge ned og fjerne eiendelen og eventuelle lånekostnader henført til eiendeler som kvalifiserer for slik balanseføring. Varige driftsmidler omfatter også driftsmidler som er anskaffet i henhold til betingelsene i produksjonsdelingsavtaler (Profit Sharing Agreements, PSA) i enkelte land, når disse kvalifiserer for innregning som eiendeler i konsernbalansen. Statseide virksomheter i de enkelte land besitter imidlertid normalt de formelle eierrettighetene til slike PSA-baserte varige driftsmidler.

Bytte av eiendeler måles til virkelig verdi av eiendelene som oppgis med mindre verken den mottatte eller avgitte eiendelens virkelige verdi kan måles pålitelig.

Utgifter ved større vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner omfatter utgifter for å erstatte eiendeler eller deler av eiendeler samt utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgiftene blir balanseført i de tilfellene en eiendel eller en del av en eiendel erstattes og det er sannsynlig at fremtidige økonomiske fordeler vil tilflyte selskapet. Utgifter ved inspeksjoner og ettersyn i tilknytning til større vedlikeholdsprogram som planlegges og gjennomføres med mer en ett års jevnlig mellomrom, balanseføres og avskrives over perioden frem til neste planlagte inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold kostnadsføres i den perioden de påløper.

Balanseførte undersøkelsesutgifter, utgifter knyttet til å bygge, installere eller komplettere infrastruktur i form av plattformer, rørledninger og produksjonsbrønner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass balanseføres som produksjonsanlegg olje og gass, inkludert rørledninger innenfor Varige driftsmidler og avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på sikre utbygde reserver som ventes utvunnet i konsesjons- eller avtaleperioden. Balanseførte utgifter knyttet til kjøp av sanksjonerte prosjekter avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på totale sikre reserver. Øvrige eiendeler og transportsystemer som brukes av flere felt avskrives normalt lineært på grunnlag av forventet økonomisk levetid. Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til det totale driftsmiddelet avskrives separat. For oppstrømsrelaterte driftsmidler er det etablert separate avskrivningskategorier. Disse skiller som minimum mellom plattformer, rørledninger og brønner.

Forventet økonomisk levetid for eiendelene gjennomgås årlig og endringer i forventet levetid blir regnskapsført prospektivt. En komponent av et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom den avhendes eller når ingen framtidige økonomiske fordeler forventes ved bruk av eiendelen. Gevinst eller tap ved fraregning (beregnet som forskjellen mellom netto salgssum og balanseført verdi av eiendelen) inkluderes i Andre inntekter eller Andre kostnader i den perioden eiendelen fraregnes.

Leieavtaler

Leieavtaler som i all vesentlighet overfører risiko og avkastning som er forbundet med eierskap til konsernet, regnskapsføres som finansielle leieavtaler. Når en eiendel leid av en felleskontrollert driftsordning eller tilsvarende ordning som konsernet deltar i kvalifiserer som finansiell leieavtale, regnskapsfører konsernet sin forholdsmessige andel av den leide eiendelen og tilknyttede forpliktelser i balansen. Finansielle leieavtaler klassifiseres i konsernbalansen som henholdsvis Varige driftsmidler og Finansiell gjeld. Alle andre leieavtaler klassifiseres som operasjonelle leieavtaler og utgiftene innregnes i relevant driftskostnadslinje, lineært over leieperioden eller basert på et annet systematisk grunnlag dersom dette gir et mer representativt bilde av de økonomiske fordeler knyttet til leieavtalene.

Konsernet skiller mellom leieavtaler og kapasitetskontrakter. Leieavtaler gir rett til å bruke en bestemt eiendel for en periode, mens kapasitetskontrakter gir konsernet rettigheter til, samt også plikt til å betale for, tilgang til en viss volumkapasitet knyttet til transport, terminalbruk, lagring, o.l. Slike kapasitetskontrakter som ikke omfatter særskilte enkelteiendeler og heller ikke det alt vesentlige av kapasiteten til en ikke-delbar rettighet knyttet til en særskilt eiendel, blir av konsernet vurdert å ikke kvalifisere som leieavtaler for regnskapsformål. Kapasitetsvederlag regnskapsføres som Andre kostnader i den perioden der kontraktsfestet kapasitet er tilgjengelig for konsernet.

Immaterielle eiendeler inkludert goodwill

Immaterielle eiendeler balanseføres til kostpris med fradrag for akkumulerte av- og nedskrivninger. Immaterielle eiendeler inkluderer anskaffelseskost for leterettigheter, utgifter til leting etter og evaluering av olje- og gassressurser, goodwill og andre immaterielle eiendeler.

Utgifter knyttet til leteboring balanseføres som immaterielle eiendeler mens det avklares om brønnene har påvist potensielt sikre reserver. Slik evaluering ferdigstilles normalt innen ett år etter boreslutt. Undersøkelsesbrønner som påviser potensielt sikre reserver forblir balanseført som immaterielle eiendeler mens funnet evalueres, se nærmere om dette i seksjonen Undersøkelses- og utbyggingsutgifter i denne noten.

Immaterielle eiendeler knyttet til leting etter og evaluering av olje- og gassressurser avskrives ikke. Eiendelene omklassifiseres til Varige driftsmidler når utbyggingsbeslutning foreligger.

Goodwill innregnes første gang med det beløpet som summen av overført vederlag og innregnet beløp knyttet til ikke-kontrollerende eierinteresser overstiger virkelig verdi av oppkjøpte identifiserbare eiendeler og forpliktelser overtatt i en virksomhetssammenslutning med på oppkjøpstidspunktet. Goodwill ved oppkjøp allokeres til hver kontantgenererende enhet eller gruppe av kontantgenererende enheter som forventes å dra nytte av synergieffektene av sammenslutningen. Etter førstegangs innregning måles goodwill til kostpris med fradrag for eventuelle akkumulerte tap for verdifall.

Finansielle eiendeler

Finansielle eiendeler innregnes første gang til virkelig verdi når konsernet blir part i kontrakten. For ytterligere informasjon om virkelig verdi-beregninger, se seksjonen Måling av virkelig verdi nedenfor. Den etterfølgende målingen av de finansielle eiendelene avhenger av hvilken kategori de klassifiseres i ved førstegangs innregning.

Konsernet klassifiserer finansielle eiendeler i følgende tre hovedkategorier ved førstegangs innregning: Finansielle investeringer til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, lån og fordringer, og finansielle eiendeler tilgjengelig for salg. Den første hovedkategorien, finansielle investeringer til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet, består videre av to underkategorier: Finansielle eiendeler holdt for omsetning og finansielle eiendeler som ved førstegangs innregning utpekes som til virkelig verdi over resultatet. Den siste blir også referert til som "virkelig verdi-opsjonen".

Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige særlig likvide investeringer som kan konverteres til fastsatte kontantbeløp, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og som har løpetid på tre måneder eller kortere fra ervervelsestidspunktet.

Kundefordringer bokføres til opprinnelig beløp med fradrag for avsetning for tap, som regnskapsføres når det foreligger objektive indikasjoner på at Statoil ikke vil motta oppgjør i samsvar med opprinnelige betingelser.

En vesentlig del av konsernets investering i sertifikater, obligasjoner og børsnoterte aksjer styres samlet som en investeringsportefølje for konsernets forsikringsselskap (captive) og eies for å overholde særskilte kapitaldekningskrav. Investeringsporteføljen styres og vurderes på basis av virkelig verdi i samsvar med gjeldende investeringsstrategi. Porteføljen regnskapsføres ved bruk av virkelig verdi-opsjonen med gevinster og tap innregnet over resultatregnskapet.

Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom deres gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen eller de av andre årsaker forventes oppgjort innen dette, eller dersom de holdes for omsetningsformål. Finansielle eiendeler og finansielle forpliktelser vises hver for seg i konsernbalansen med mindre konsernet både juridisk har rett til og påviselig har til hensikt å gjøre opp fordringer på og forpliktelser til en og den samme motparten netto. I så fall nettoføres disse i balansen.

Varelager

Varelager vurderes til det laveste av kostpris og netto realisasjonsverdi. Kostpris beregnes med utgangspunkt i sist innkjøpte mengder (FIFO-prinsippet) og inkluderer direkte anskaffelseskostnader, produksjonskostnader, frakt og andre tilvirkningskostnader.

Nedskrivning

Nedskrivning av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

Individuelle eiendeler eller grupper av eiendeler testes for nedskrivning dersom hendelser eller endrede forhold indikerer at den balanseførte verdien kan overstige gjenvinnbart beløp. Eiendeler grupperes som kontantgenererende enheter (KGEer), som er den minste identifiserbare gruppen av eiendeler som genererer inngående kontantstrømmer som i all vesentlighet er uavhengige av inngående kontantstrømmer fra andre grupper av eiendeler. Olje- og gassfelt eller installasjoner anses normalt som separate KGEer. Hvert ukonvensjonelle skiferområde vurderes som en KGE når ingen inngående kontantstrøm fra deler av området pålitelig er identifiserbar som i all vesentlighet uavhengig av inngående kontantstrøm fra andre deler av området. Ved nedskrivningsvurderinger blir bokført verdi av KGEer bestemt på samme grunnlag som det gjennvinnbare beløp.

I Statoil konsernets virksomhet er skjønn påkrevd for å vurdere hva som utgjør en KGE. Produksjonsutvikling, løsninger innen infrastruktur, markeder, produktprising, ledelsesbeslutninger og andre faktorer kan over tid føre til endringer i KGEer, som for eksempel inndeling av en opprinnelig KGE i flere.

Ved vurderingen av om en eiendel må nedskrives sammenlignes eiendelens bokførte verdi med gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er den høyeste verdi av eiendelens virkelige verdi fratrukket salgsutgifter og eiendelens bruksverdi. Gjenvinnbart beløp viser seg ofte å være konsernets estimerte bruksverdi, som beregnes ved bruk av diskonterte kontantstrømmer. De estimerte fremtidige kontantstrømmene blir basert på rimelige og dokumenterbare forutsetninger og representerer ledelsens beste estimat på de ulike økonomiske forhold som vil foreligge i eiendelenes gjenværende utnyttbare levetid, slik disse fremgår av konsernets nyeste godkjente langtidsplan. Konsernets langtidsplaner gjennomgås av konsernledelsen og oppdateres minst en gang i året. Planene dekker en tiårs-periode og reflekterer forventede produksjonsvolumer for olje og naturgass i planperioden. For eiendeler og KGEer med forventet levetid eller produksjon av forventede reserver ut over perioden på ti år, inkluderer estimatene også prosjekt- eller eiendelsspesifikke kontantstrømmer for relevant periode. Slike estimater utarbeides på grunnlag av konsistent anvendte konsernprinsipper og -forutsetninger.

Ved en nedskrivningsvurdering basert på gjenvinnbart beløp blir de fremtidige forventede kontantstrømmer risikojustert i forhold til det aktuelle driftsmiddel og neddiskontert ved bruk av reell diskonteringsrente etter skatt, basert på konsernets gjennomsnittlige kapitalkostnad (WACC) etter skatt. Bruken av etterskatt diskonteringsrente for å beregne gjenvinnbart beløp fører ikke til en vesentlig forskjellig vurdering av behovet for, eller beløpet knyttet til, nedskrivning i forhold til hva som ville fremkommet ved anvendelse av før-skatt diskonteringsrente.

Balanseførte undersøkelsesutgifter og anskaffelseskost - olje og gass leterettigheter vurderes med hensyn på nedskrivning når forhold eller hendelser tilsier at balanseført beløp kan overstige gjenvinnbart beløp, og minimum en gang i året. Undersøkelsesbrønner som har påvist reserver, men hvor klassifisering som sikre reserver avhenger av om betydelige investeringer kan forsvares eller der økonomisk lønnsomhet for større investeringer vil avhenge av vellykket gjennomføring av ytterligere leteboring, vil forbli balanseført i løpet av evalueringsperioden for funnet. Deretter vil det betraktes som en indikasjon på behov for nedskrivningsvurdering hvis ingen utbyggingsbeslutninger er planlagt i nær fremtid, og det heller ikke er planer for fremtidig boring i lisensen.

Nedskrivning reverseres i den grad betingelser for nedskrivningen ikke lenger er til stede. Tap ved verdifall og reversering av slike tap klassifiseres som Undersøkelseskostnader eller Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger, på bakgrunn av postens art som henholdsvis balanseførte undersøkelsesutgifter (Immaterielle undersøkelseseiendeler) eller anlegg under utbygging og produksjonsanlegg (varige driftsmidler og andre immaterielle eiendeler).

Nedskrivning av goodwill

Goodwill testes for tap ved verdifall årlig, eller oftere dersom det foreligger hendelser eller endrede forhold som indikerer mulig verdifall. Eventuelt verdifall identifiseres ved å vurdere gjenvinnbart beløp for en KGE, eller en gruppe av enheter, som goodwillen er tilordnet. Dersom gjenvinnbart beløp for KGEen, eller for gruppen av enheter, er lavere enn balanseført verdi, blir tapet ved verdifallet innregnet i konsernregnskapet. Nedskrivning av goodwill blir ikke reversert.

Finansielle forpliktelser

Finansielle forpliktelser innregnes første gang til virkelig verdi når konsernet blir part i kontrakten. Den påfølgende målingen av finansielle forpliktelser avhenger av hvilken kategori de er klassifisert inn i. Kategoriene som er relevante for konsernet er enten finansiell forpliktelse til virkelig verdi over resultatet eller finansiell forpliktelse målt til amortisert kost ved effektiv rente-metoden. Sistnevnte kategori omfatter konsernets langsiktige banklån og obligasjonslån.

Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen, eller hvis de er holdt for omsetningsformål. Finansielle forpliktelser fraregnes i balansen når den kontraktsmessige forpliktelsen utløper, blir oppfylt eller kansellert. Gevinster og tap som oppstår som følge av tilbakekjøp, oppgjør eller kansellering av forpliktelser innregnes som henholdsvis Renteinntekter og andre finansielle poster og Renter og andre finansieringskostnader innenfor Netto finansposter.

Finansielle derivater

Konsernet benytter finansielle derivater for å styre eksponering som oppstår ved svingninger i valutakurser, renter og råvarepriser. Slike finansielle derivater innregnes til virkelig verdi ved kontraktsinngåelse og blir målt til virkelig verdi med verdiendring over resultatet i etterfølgende perioder. Resultateffekten av råvarebaserte finansielle derivater inngår i konsernresultatregnskapet under Salgsinntekter, da det alt vesentlige av slike derivater er knyttet til salgskontrakter eller driftsinntektsrelatert risikostyring. Resultateffekten av andre finansielle instrumenter inngår i Netto finansposter.

Finansielle derivater presenteres som eiendeler når virkelig verdi er positiv og som gjeld når virkelig verdi er negativ. Finansielle derivateiendeler eller -gjeld som forventes inndrevet eller som innebærer juridisk rett til oppgjør mer enn 12 måneder etter balansedagen er klassifisert som langsiktige, med unntak for finansielle derivater holdt for omsetning.

Kontrakter om kjøp eller salg av en ikke-finansiell gjenstand som kan gjøres opp netto i kontanter, i et annet finansielt instrument eller ved bytte av finansielle instrumenter som om kontraktene var finansielle instrumenter, regnskapsføres som finansielle instrumenter. Et unntak fra dette er imidlertid kontrakter som er inngått og som fortsatt innehas med det formål å motta eller levere en ikke-finansiell gjenstand i samsvar med konsernets forventede innkjøps-, salgs- eller bruksbehov ("eget bruk"). Disse regnskapsføres ikke som finansielle instrumenter. Dette unntaket gjelder et betydelig antall av konsernets kontrakter for kjøp og salg av råolje og naturgass, som innregnes ved levering.

Derivater innebygd i andre finansielle instrumenter eller i andre ikke-finansielle vertskontrakter regnskapsføres som separate derivater, og innregnes til virkelig verdi med verdiendring over resultatet, når de økonomiske kjennetegnene og den økonomiske risikoen ved det innbygde derivatet ikke er nært relatert til de økonomiske kjennetegnene og den økonomiske risikoen til vertskontrakten, og vertskontrakten ikke er balanseført til virkelig verdi. Der det finnes et aktivt marked for en råvare eller en annen ikke-finansiell gjenstand som omfattes av en kjøps- eller salgskontrakt, vil for eksempel en prisformel bli vurdert å være nært relatert til vertskontrakten hvis den er indeksert til det relevante aktive markedet. En prisformel indeksert basert på andre markeder eller produkter vil imidlertid medføre innregning av et separat derivat i regnskapet. Hvis det ikke finnes noe aktivt marked for råvaren eller den ikke-finansielle gjenstanden som kontrakten omfatter, vurderer konsernet kjennetegnene til et slikt prisbasert innebygd derivat å være nært relatert til vertskontrakten hvis prisformelen er basert på relevante indekser som er vanlig i bruk blant andre markedsaktører. Dette gjelder en rekke av konsernets langsiktige gassalgskontrakter.

Pensjonsforpliktelser

Konsernet har pensjonsplaner for ansatte som enten gir den ansatte rett til et nærmere definert beløp fra pensjonstidspunktet (ytelsesplaner), eller er innskuddsbasert pensjon. For ytelsesplaner er det beløp den ansatte vil motta avhengig av mange faktorer, herunder opptjeningstid, pensjonsår og fremtidig lønnsnivå.

Konsernets forholdsmessige andel av flerforetaks ytelsesplaner innregnes som forpliktelse i regnskapet i den grad tilstrekkelig informasjon er tilgjengelig og forpliktelsen kan estimeres pålitelig.

Konsernets netto pensjonsforpliktelse knyttet til ytelsesplaner beregnes separat for hver plan ved å estimere det fremtidige beløpet som den ansatte har opptjent basert på ytelse i inneværende og tidligere perioder. Dette beløpet neddiskonteres for å beregne nåverdien av forpliktelsen, og virkelig verdi av

eventuelle pensjonsmidler trekkes fra. Diskonteringsrenten som benyttes fastsettes med henvisning til markedsrenten på balansedagen og reflekterer tilnærmet løpetid for Statoils forpliktelser. Diskonteringsrenten som benyttes for hoveddelen av forpliktelsene er basert på norske obligasjoner med fortrinnsrett, som vurderes å være foretaksobligasjoner av høy kvalitet. Kostnadene ved pensjonsplanene utgiftsføres over perioden der ansatte utfører tjenester og opparbeider rett til å motta ytelser. Beregningene blir utført av en ekstern aktuar.

Netto renteelement for ytelsesplaner beregnes ved å anvende fastsatt diskonteringsrente på netto ytelsesbasert pensjonsforpliktelse (eiendel). Rentekostnads-elementet bestemmes ved å anvende diskonteringsrenten på forpliktelsens nåverdi i begynnelsen av perioden, og hensynta alle vesentlige endringer i pensjonsforpliktelsen i løpet av året. Renteinntekten på pensjonsmidlene bestemmes ved å anvende diskonteringsrenten på nåverdi av midlene ved periodens begynnelse, justert for endringer i den virkelige verdien av pensjonsmidlene som følge av faktiske bidrag innbetalt til ordningen og faktiske ytelser utbetalt fra ordningen. Netto renteelementet innregnes i konsernresultatregnskapet som en del av netto pensjonskostnad i Resultat før finansposter og skattekostnad. Forskjellen mellom netto renteinntekt og faktisk avkastning innregnes direkte mot egenkapitalen.

Pensjonskostnader blir akkumulert i kostnadspooler og allokert til forretningsområder og felleskontrollerte driftsordninger (lisenser) der Statoilkonsernet er operatør med utgangspunkt i påløpte timer, og innregnet i resultatregnskapet basert på funksjon.

Kostnader ved tidligere perioders pensjonsopptjening innregnes ved planendringer (innføring eller tilbaketrekking av, eller endringer i, en ytelsesplan) eller når avkorting (betydelig reduksjon foretatt av foretaket i antallet ansatte som omfattes av en ordning) finner sted, eller når relaterte omstruktureringskostnader eller sluttvederlag blir innregnet. Forpliktelsen og de tilhørende pensjonsmidlene blir målt på nytt basert på oppdaterte aktuarmessige forutsetninger, og den beregnede gevinsten eller tapet innregnes i konsernresultatregnskapet. Aktuarmessige gevinster og tap innregnes i Konsolidert oppstilling over innregnede inntekter og kostnader i den perioden gevinsten eller tapet oppstår. Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til sluttvederlagsavsetning innregnes i konsernresultatregnskapet i perioden de oppstår. Da morselskapet Statoil ASAs funksjonelle valuta er USD vil den vesentligste del av konsernets pensjonsforpliktelser være betalbar i utenlandsk valuta (dvs. NOK). Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til morselskapets pensjonsforpliktelser inkluderer følgelig effekten av valutaomregning.

Tilskudd til pensjonsplaner som er tilskuddsplaner kostnadsføres etter hvert som tilskuddsbeløpene opptjenes av de ansatte.

Tapsbringende kontrakter

Konsernet regnskapsfører avsetning for netto kontraktsfestede forpliktelser knyttet til kontrakter definert som tapsbringende. Kontrakter vurderes som tapsbringende dersom de uunngåelige utgiftene ved å oppfylle kontraktsforpliktelsene overstiger de økonomiske fordelene som forventes mottatt i tilknytning til samme kontrakt. En kontrakt som utgjør en integrert del av driften til en KGE med eiendeler tilordnet den aktuelle kontrakten, og hvor de økonomiske fordelene ikke pålitelig kan skilles fra andre deler av KGEen, inngår i nedskrivnings-vurderingene for den aktuelle KGEen.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser

Forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsføres når konsernet har en (juridisk eller faktisk) forpliktelse til å demontere og fjerne et anlegg eller en del av et anlegg og bringe området tilbake til opprinnelig stand, og forpliktelsen kan estimeres med tilstrekkelig grad av pålitelighet. Forpliktelsen innregnes med nåverdien av de estimerte fremtidige utgiftene i henhold til lokale krav og betingelser. Estimatet baseres på gjeldende krav og teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet, for å komme frem til beste estimat. Diskonteringsrenten som anvendes ved beregning av fjerningsforpliktelser er en risikofri rente som hensyntar relevant valuta og tidshorisont for de under liggende kontantstrømmene, justert for kredittpremie som reflekterer konsernets egen kredittrisiko. Forpliktelsen knyttet til en ny installasjon, som for eksempel en olje- og gass installasjon eller transportsystem, oppstår normalt når installasjonen bygges eller installeres. Forpliktelser kan også oppstå i løpet av driftsperioden gjennom endring i lovgivningen eller ved en beslutning om å opphøre med virksomheten, eller være knyttet til konsernets løpende bruk av rørledningssystemer der fjerningsforpliktelser påhviler skiperne. Forpliktelsene inngår i Avsetninger i balansen. For raffineri- og prosesseringsanlegg uten en forventet konsesjonsperiode anses levetiden som ubestemt og det er derfor ikke innregnet fjerningsforpliktelse for disse anleggene.

Når forpliktelsen regnskapsføres, blir samme beløp balanseført som en del av kostprisen til den relaterte eiendelen, og avskrives sammen med denne. Endring i et estimat for nedstengning og fjerning behandles som en justering av forpliktelsen med tilsvarende justering av eiendelen. Avsetninger for fjerning knyttet til konsernets aktivitet som skiper av volumer gjennom tredjeparts transportsystemer utgiftsføres når kostnadene påløper.

Måling av virkelig verdi

Noterte priser i aktive markeder er det beste bevis for virkelig verdi, og konsernet anvender derfor slike så langt det lar seg gjøre. Finansielle instrumenter notert i aktive markeder vil normalt omfatte sertifikater, obligasjoner og egenkapitalinstrumenter med noterte markedspriser innhentet fra relevante børser eller oppgjørssentraler. Virkelig verdi av noterte finansielle eiendeler og forpliktelser og finansielle derivater fastsettes med referanse til midt-kurs ved balansedagens utløp.

Når det ikke foreligger et aktivt marked, fastsettes virkelig verdi ved hjelp av verdsettingsmetoder. Disse omfatter bruk av nylig foretatte markedstransaksjoner på armlengdes avstand, henvisning til virkelig verdi for et annet instrument som er praktisk talt det samme, diskonterte kontantstrømsberegninger og prisingsmodeller med tilhørende interne forutsetninger. I verdsettingsmetodene tar konsernet også hensyn til motpartens og egen kredittrisiko. Dette gjøres enten via diskonteringsrenten som benyttes, eller ved direkte å justere de beregnede kontantstrømmene. Når konsernet bokfører elementer av langsiktige råvarebaserte kontrakter til virkelig verdi baseres dermed verdsettelsen så langt som mulig på noterte terminpriser, underliggende indekser i kontraktene og forventninger til terminpriser og marginer når det ikke foreligger tilgjengelige observerbare markedspriser. Virkelig verdi av rente- og valutabytteavtaler baseres på relevante noteringer fra aktive markeder, på tilsvarende noterte instrumenter og andre hensiktsmessige verdsettelsesmetoder.

Viktige områder for skjønnsanvendelse og kilder til usikkerhet i estimater

Bruk av skjønn ved anvendelse av regnskapsprinsippene

Nedenfor beskrives områder som involverer stor grad av skjønn ved anvendelse av regnskapsprinsippene, bortsett fra de som omfatter estimering (se under), og som har særlig betydning for beløpene som er innregnet i konsernregnskapet.

Inntektsføring - brutto eller netto presentasjon av SDØE-volumer

Som beskrevet over i avsnittet Transaksjoner med den norske stat markedsfører og selger konsernet den norske stats andel av olje- og gassproduksjonen fra den norske kontinentalsokkelen. Kjøp og salg av SDØEs oljeproduksjon er regnskapsført brutto som Varekostnad og Salgsinntekter. Konsernet har i vurderingen av brutto eller netto presentasjon tatt utgangspunkt i de detaljerte kriteriene for innregning av driftsinntekter, og har konkluderte med at risiko og avkastning knyttet til eie av oljevolumene er blitt overført fra SDØE til Statoil.

Konsernet selger også den norske stats produksjon av naturgass i eget navn, men for den norske stats regning og risiko. Dette gass-salget og relaterte utgifter som refunderes fra staten regnskapsføres netto i Statoils regnskap. De samme kriteriene for overgang av risiko og avkastning som beskrevet over ble vurdert i denne forbindelse, og det ble konkludert med at risiko og avkastning knyttet til eie av gassen ikke er overført fra SDØE til Statoil.

Hovedkilder til estimerings-usikkerhet

Utarbeidelse av konsernregnskap krever at ledelsen benytter estimater og bygger på forutsetninger som påvirker rapporterte beløp for eiendeler og gjeld, inntekter og kostnader. Estimatene og de relaterte forutsetningene er basert på historisk erfaring og ulike andre faktorer som antas å være rimelige ut fra de gitte omstendigheter, og som danner grunnlag for å foreta vurderinger av balanseførte verdier på eiendeler og gjeldsposter som ikke er lett tilgjengelige basert på andre kilder. Faktiske resultater kan avvike fra disse estimatene. Estimatene og de underliggende forutsetningene evalueres løpende med hensyn til dagens og forventede fremtidige markedsforhold.

Konsernet er eksponert for endringer i en rekke underliggende økonomiske faktorer som påvirker totalresultatet, slik som pris på olje og naturgass, raffineringsmarginer, kurser på utenlandsk valuta og rentesatser samt finansielle instrumenter hvor virkelig verdi utledes fra endringer i disse faktorene. I tillegg påvirkes konsernets resultater av produksjonsnivået, som på kort sikt påvirkes av for eksempel vedlikeholdsarbeid. På lang sikt påvirkes resultatene blant annet av suksessraten for undersøkelsesaktivitet og feltutbyggingsaktiviteter.

Nedenfor beskrives forhold som er vesentlige for å forstå det skjønn som må utøves for å utarbeide regnskapet, og den usikkerhet som i vesentlig grad kan påvirke virksomhetens resultat, balanse og kontantstrømmer.

Sikre olje- og gassreserver. Sikre olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning på konsernregnskapet, da endringer i de sikre reservene, for eksempel som følge av prisendringer, kan ha en vesentlig virkning på beregningen av produksjonsenhetsavskrivninger. Konsernets eksperter har estimert Statoils sikre olje- og gassreserver på basis av bransjestandarder og kriterier regulert av det amerikanske kredittilsynet (Securities and Exchange Commission - SEC), som krever anvendelse av 12-måneders prisgjennomsnitt i estimering av reservene, og som må baseres på eksisterende økonomiske forhold og driftsmetoder, med en stor grad av sannsynlighet (minst 90 prosent sannsynlighet) for at reservene vil bli utvunnet. Det amerikanske Financial Accounting Standards Board (FASB) sine krav til tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass er i tråd med SECs regelverk. Reserveestimater er basert på subjektivt skjønn inkludert geologiske og tekniske vurderinger av mengden hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinning og prosesseringsutbyttefaktorer, samt kapasitet på installerte anlegg. For fremtidige utbyggingsprosjekter inkluderes bare sikre reserveestimater når det eksisterer en tilstrekkelig forpliktelse til prosjektfinansiering og gjennomføring, og når relevante godkjennelser er mottatt fra regulatorer og myndigheter eller vil bli mottatt med rimelig grad av sikkerhet. Påliteligheten i disse estimatene på ethvert tidspunkt avhenger av både kvaliteten og kvantiteten på de tekniske og økonomiske data, og effektiviteten ved utvinning og prosessering av hydrokarbonene. Konsernets reserver er vurdert av en uavhengig tredjepart, og resultatet av denne vurderingen er ikke vesentlig forskjellig fra konsernets egne estimater. Sikre olje- og gassreserver representerer beregnede mengder olje og gass som, basert på analyser av geologiske og tekniske data, med rimelig grad av sikkerhet kan utvinnes fra kjente reservoarer under gjeldende økonomiske, driftstekniske og regulatoriske forhold på det tidspunkt reserveestimatet blir utarbeidet. Estimatene for økonomisk utvinnbare reserver inkluderer kun produksjon av volumer i perioden som omfattes av gjeldende produksjonstillatelse, med mindre forlengelse påviselig kan forventes med rimelig grad av sikkerhet. Utvinningen av hydrokarboner må ha startet eller må forventes startet innen rimelig tid.

Forventede olje- og gassreserver. Forventede olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning på konsernregnskapet, da endringer i de forventede reservene, for eksempel som følge av prisendringer, vil påvirke nedstengnings- og fjerningsforpliktelser samt testing for tap ved verdifall, som igjen kan påvirke resultatregnskapet vesentlig dersom dette medfører nedskrivninger. Forventede olje- og gassreserver er estimerte gjenværende kommersielt utvinnbare volumer fra produserende felt eller fra prosjekter klarert for utbygging, basert på konsernets vurdering av fremtidige økonomiske forhold. Utvinnbare olje- og gassvolumer er alltid usikre størrelser og forventet verdi er det veide snittet, eller statistiske midtpunkt, av mulige utfall. Forventede reserver er derfor normalt større enn sikre reserver som er i tråd med SECs regelverk. Forventede olje- og gassreserver estimeres av konsernets eksperter på basis av bransjestandarder. Reserveestimater blir benyttet ved testing av oppstrømseiendeler ved nedskrivningsvurdering og ved beregning av nedstengnings- og fjerningsforpliktelser. Reserveestimater er basert på subjektivt skjønn inkludert geologiske og tekniske vurderinger av mengden hydrokarbonvolumer, produksjon, historisk utvinning og prosesseringsutbyttefaktorer, kapasitet på installerte anlegg og driftstillatelsesbegrensninger. Påliteligheten i disse estimatene på ethvert tidspunkt avhenger av både kvalitet og kvantitet på de tekniske og økonomiske data og effektiviteten ved utvinningen og prosesseringen av hydrokarbonene.

Undersøkelseskostnader og kjøpte leterettigheter. Konsernet balansefører midlertidig utgifter til boring av undersøkelsesbrønner i påvente av en vurdering av om brønnene har funnet sikre olje- og gassreserver. Konsernet balansefører også kjøpte letearealer og signaturbonuser som betales for å oppnå tilgang til ikke utviklede olje- og gassarealer. Vurderinger knyttet til hvorvidt disse utgiftene skal forbli balanseførte eller må nedskrives i perioden vil i betydelig grad påvirke periodens driftsresultat.

Nedskrivning/reversering av nedskrivning. Konsernet har betydelige investeringer i varige driftsmidler og immaterielle eiendeler. Endrede omstendigheter eller forventninger med hensyn til en eiendels fremtidige bruk eller inntjening kan være en indikasjon på verdifall og kan medføre at den balanseførte verdien må nedskrives til gjenvinnbart beløp. Dersom gjenvinnbart beløp senere øker, reverseres nedskrivningen. Vurderingen av hvorvidt en eiendel må nedskrives, eller om en nedskrivning skal reverseres, bygger i stor grad på skjønnsmessige vurderinger og vesentlige etablerte forutsetninger om fremtiden.

Balanseførte undersøkelseskostnader vurderes med hensyn til om det foreligger indikasjoner på at balanseført beløp overstiger gjenvinnbart beløp når forhold eller hendelser tilsier dette, og minimum en gang i året. Hvis evaluering av en undersøkelsesbrønn viser at den ikke har påvist sikre reserver vurderes brønnen for nedskrivning. Etter første evalueringsfase vil det være å anse som indikasjon på at nedskrivningsvurdering av en brønn må gjennomføres hvis ingen utbyggingsbeslutning er planlagt i nær fremtid, og det heller ikke er konkrete planer om videre boring på lisensen. Nedskrivning av undersøkelsesbrønner reverseres i den grad betingelsene for nedskrivning ikke lenger er til stede.

Beregning av gjenvinnbare beløp kan være komplekse når beløp må beregnes med utgangspunkt i relevante fremtidige kontantstrømmer som estimeres basert på forutsetninger om fremtiden og neddiskonteres til nåverdi. Testing for tap ved verdifall krever at det etableres langsiktige forutsetninger knyttet til en rekke ofte volatile økonomiske faktorer, slik som fremtidige markedspriser, raffineringsmarginer, valutakurser, driftsmidlets fremtidige produktivitet, diskonteringsrente, politisk risiko, landrisiko og andre faktorer som er nødvendige for å kunne estimere relevante fremtidige kontantstrømmer. Nedskrivningsvurderinger krever også ofte skjønnsutøvelse når det gjelder sannsynlighet og sannsynlighetsfordelinger samt sensitiviteter knyttet til utarbeidelse av estimater for gjenvinnbare beløp. Langsiktige forutsetninger blir etablert på konsernnivå. Det er en stor grad av skjønn involvert når disse forutsetningene etableres og når andre relevante faktorer fastsettes, slik som terminkurver, estimert fremtidig produksjon og estimert avhendingsverdi for eiendeler.

Pensjonsforpliktelser. Ved estimering av nåverdien av ytelsesbaserte pensjonsplaner som representerer en langsiktig forpliktelse i balansen, og indirekte også periodens pensjonskostnad i resultatregnskapet, etablerer konsernet en rekke kritiske forutsetninger som påvirker disse estimatene. Først og fremst gjelder dette forutsetninger om hvilken diskonteringsrate som skal anvendes på fremtidige utbetalinger og på pensjonsmidler, og den forventede årlige lønnsveksten. Disse forutsetningene har en direkte og betydelig påvirkning på beløpene som presenteres. Betydelige endringer i disse forutsetningene mellom perioder vil kunne ha en vesentlig virkning på konsernregnskapet.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelse. Konsernet har betydelige juridiske forpliktelser knyttet til nedstengning og fjerning av installasjoner ved utgangen av produksjonsperioden. Det er vanskelig å estimere utgiftene knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktivitetene. Estimatene er basert på gjeldende regelverk og dagens teknologi, hensyntatt relevante risikofaktorer og usikkerhet. Mesteparten av fjerningsaktivitetene vil finne sted mange år inn i fremtiden, og teknologi og fjerningsutgifter er i konstant forandring. Estimatene inkluderer forutsetninger om hvor lang tid det vil ta å fjerne installasjonene og om hva dagratene for rigg, marine operasjoner og tungløftlektere vil være på fjerningstidspunktet. Disse faktorene kan variere betydelig avhengig av hvilket fjerningskonsept som forutsettes. Både den første innregningen av en nedstengnings- og fjerningsforpliktelse med tilhørende balanseførte utgifter, og den etterfølgende justeringen av disse balansepostene, involverer dermed betydelig skjønn.

Finansielle derivater. Når virkelig verdi av derivater ikke er direkte observerbar i aktive markeder, beregnes virkelig verdi basert på interne forventninger og direkte observerbar markedsinformasjon, herunder pris- og avkastningskurver for råvarer, valuta og renter. Endringer i forventinger og pris- og avkastningskurver kan ha vesentlig effekt for beregnet virkelig verdi av derivater og tilhørende inntekter eller tap i konsernresultatregnskapet, og da spesielt for langsiktige kontrakter.

Inntektsskatt. Konsernet betaler årlig betydelige beløp i skatt under ulike skatteregimer, og regnskapsfører betydelige endringer i utsatt skatte-eiendeler og gjeld. Kvaliteten på estimatene avhenger av hvordan konsernet fortolker gjeldende lover, forskrifter og rettspraksis, dets evne til å anvende til dels svært komplekse regler, identifisere og implementere endringer i regelverket, samt forutse fremtidig inntjening for å kunne anvende utsatte skattefordeler knyttet til fremførbare underskudd.

3 Segmentinformasjon

Statoils virksomhet styres gjennom følgende driftssegmenter; Utvikling og produksjon Norge (DPN), Utvikling og produksjon Nord-Amerika (DPNA), Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI), Markedsføring, prosessering og fornybar energi (MPR) og Andre. Fuel & Retail segmentet (FR) ble solgt 19. juni 2012.

Utvikling og produksjon-segmentene, som er organisert basert på en regional modell med geografiske klynger eller enheter, er ansvarlig for den kommersielle utviklingen av olje- og gassporteføljen innenfor sine respektive geografiske områder; DPN på norsk sokkel, DPNA i Nord-Amerika bestående av offshore og onshore aktiviteter i USA og Canada, og DPI verdensomspennende utenom Nord-Amerika og Norge.

Leteaktiviteter forvaltes av en egen forretningsenhet som har et globalt ansvar på tvers av konsernet for leting etter og vurdering av nye ressurser. Leteaktiviteter er allokert til og presentert i de respektive Utvikling og produksjon-segmentene.

MPR-segmentet er ansvarlig for markedsføring og handel av olje og gass (råolje, kondensat, våtgass (NGL), naturgass, flytende naturgass (LNG) og oljeprodukter), elektrisitet og utslippsrettigheter, i tillegg til transport, prosessering og foredling av produktene ovenfor, drift av raffinerier, terminaler, prosesseringsanlegg, kraftverk og vindparker, samt andre aktiviteter innen fornybar energi.

Statoil rapporterer sin virksomhet gjennom rapporteringssegmenter som tilsvarer driftssegmentene, bortsett fra driftssegmentene DPI og DPNA som er slått sammen til ett rapporteringssegment; Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI). Sammenslåingen til ett rapporteringssegment er foretatt på grunnlag av likheter innenfor økonomiske karakteristika, produkter, tjenester og produksjonsprosesser, samt kundesammensetning og distribusjonsmetoder.

"Andre" omfatter aktiviteter innenfor Global strategi og forretningsutvikling, Teknologi, prosjekter og boring og Konsernstaber og -tjenester.

I andre kvartal 2012, avviklet Statoil FR-segmentet ved salg av Statoil ASAs eierandel på 54 prosent i Statoil Fuel & Retail ASA (SFR). Statoil har inntektsført en gevinst på 5,8 milliarder kroner fra transaksjonen. I segmentrapporteringen har denne gevinsten blitt presentert i FR-segmentet som Andre inntekter. FR-segmentet solgte drivstoff og relaterte produkter hovedsakelig til personkunder og sluttbrukere.

"Elimineringer" inkluderer elimineringer av internt salg og tilhørende urealisert fortjeneste, hovedsakelig fra salg av olje og oljeprodukter. Salg mellom segmenter beregnes basert på estimerte markedspriser.

Nedenfor presenteres segmentdata for årene 2013, 2012 og 2011. Grunnlaget for segmentenes inntjening er Resultat før finansposter og skattekostnad. I tabellene under er utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle poster ikke allokert til segmentene. I tillegg er tilganger knyttet til endringer i estimat for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser ikke med i linjen Tilgang varige driftsmidler, immaterielle eiendeler og tilknyttede selskaper.

	Utvikling og	Utvikling og produksjon	Markedsføring, prosessering og
(i milliarder kroner)	produksjon Norge	internasjonalt	fornybar energi	Andre	Fuel & Retail	Elimineringer	Sum
For regnskapsåret 2013
Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter)	9,4	16,5	610,3	1,0	-	-	637,2
Salg mellom segmenter	192,7	65,4	1,0	0,1	-	-259,1	0,0
Resultatandel fra tilknyttede selskaper	0,1	0,0	0,1	0,0	-	-	0,1
Sum inntekter	202,2	81,9	611,4	1,0	-	-259,1	637,4
Resultat før finansposter og skattekostnad	137,1	16,4	2,6	-1,1	-	0,4	155,5
Vesentlige poster uten kontanteffekt
ført mot segmentets resultat
- Avskrivning og amortiseringer	31,6	29,8	2,7	1,2	-	-	65,4
- Avsetninger	0,8	4,6	4,1	0,0	-	-	9,5
- Årets nedskrivning	0,6	2,1	4,3	0,0	-	-	7,0
- Råvarebaserte derivater	5,6	0,0	-0,1	0,0	-	-	5,5
- Nedskrivning av undersøkelseskostnader
balanseført i tidligere år	0,3	2,8	0,0	0,0	-	-	3,1
Investeringer i tilknyttede selskaper	0,2	4,8	2,3	0,2	-	-	7,4
Segmentets øvrige anleggsmidler	247,6	286,5	39,3	5,6	-	-	578,9
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene							60,5
Totale anleggsmidler							646,8
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og tilknyttede selskaper	57,3	52,9	5,9	1,3	-	-	117,4

	Utvikling og	Utvikling og produksjon	Markedsføring, prosessering og
(i milliarder kroner)	produksjon Norge	internasjonalt	fornybar energi	Andre	Fuel & Retail	Elimineringer	Sum
For regnskapsåret 2012
Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter)	7,7	24,3	646,8	1,3	40,2	-	720,3
Salg mellom segmenter	213,0	54,5	22,2	0,0	1,5	-291,2	0,0
Resultatandel fra tilknyttede selskaper	0,1	1,2	0,4	0,0	0,0	-	1,7
Sum inntekter	220,8	80,0	669,4	1,3	41,7	-291,2	722,0
Resultat før finansposter og skattekostnad	161,7	21,5	15,5	2,6	6,9	-1,6	206,6
Vesentlige poster uten kontanteffekt
ført mot segmentets resultat
- Avskrivning og amortiseringer	29,2	26,2	2,4	0,9	0,6	-	59,3
- Årets nedskrivning	0,6	0,0	0,6	0,0	0,0	-	1,2
- Råvarebaserte derivater	1,4	0,0	1,8	0,0	0,0	-	3,2
- Nedskrivning av undersøkelseskostnader
balanseført i tidligere år	0,8	2,3	0,0	0,0	0,0	-	3,1
Investeringer i tilknyttede selskaper	0,2	4,8	3,2	0,1	-	-	8,3
Segmentets øvrige anleggsmidler	235,4	248,3	38,5	4,5	-	-	526,7
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene							66,4
Totale anleggsmidler							601,4
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og tilknyttede selskaper	48,6	54,6	6,2	3,0	0,9	-	113,3

(i milliarder kroner)	Utvikling og produksjon Norge	Utvikling og produksjon internasjonalt	Markedsføring, prosessering og fornybar energi	Andre	Fuel & Retail	Elimineringer	Sum
For regnskapsåret 2011
Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter)	7,9	25,0	564,1	1,0	70,8	-	668,8
Salg mellom segmenter	204,2	44,3	45,7	0,0	2,9	-297,1	0,0
Resultatandel fra tilknyttede selskaper	0,1	0,9	0,2	0,1	0,0	-	1,3
Sum inntekter	212,2	70,2	610,0	1,1	73,7	-297,1	670,1
Resultat før finansposter og skattekostnad	152,7	32,8	24,8	-0,3	1,9	-0,1	211,8
Vesentlige poster uten kontanteffekt
ført mot segmentets resultat
- Avskrivning og amortiseringer	29,5	15,9	2,8	0,8	1,2	-	50,2
- Årets nedskrivning	0,0	-2,1	3,3	0,0	0,0	-	1,2
- Råvarebaserte derivater	-5,6	0,0	-3,6	0,0	0,0	-	-9,2
- Nedskrivning av undersøkelseskostnader
balanseført i tidligere år	1,0	0,5	0,0	0,0	0,0	-	1,5
Investeringer i tilknyttede selskaper	0,2	5,5	2,7	0,8	-	-	9,2
Segmentets øvrige anleggsmidler	211,6	239,4	34,5	4,0	10,8	-	500,3
Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene							61,0
Totale anleggsmidler							570,5
Tilgang varige driftsmidler, immaterielle
eiendeler og tilknyttede selskaper	41,4	84,4	4,6	1,7	1,5	-	133,6

Med virkning fra og med fjerde kvartal 2013, blir oppstrømsinntekter fra USA i DPI-segmentet regnskapsført eksklusive produksjonsavgifter (royalty). Denne endringen vil ikke påvirke Resultat før finansposter og skattekostnad. Historisk informasjon er blitt justert lik den nåværende presentasjonen.

I 2013 regnskapsførte Statoil nedskrivninger på 4,3 milliarder kroner knyttet til eiendeler i MPR-segmentet. Grunnlaget for nedskrivningene er estimater på verdi i bruk utarbeidet på bakgrunn av reduserte forventninger til raffineringsmarginer. Nedskrivningene er presentert som Årets nedskrivning.

I 2011 regnskapsførte Statoil nedskrivninger på 3,8 milliarder kroner knyttet til eiendeler i MPR-segmentet. Grunnlaget for nedskrivningene var estimater på verdi i bruk utarbeidet på bakgrunn av reduserte forventninger til raffineringsmarginer. Nedskrivningene er presentert som Årets nedskrivning.

I 2011 reverserte Statoil nedskrivninger på 2,6 milliarder kroner i DPI-segmentet relatert til eiendeler i Mexicogulfen. Grunnlaget for nedskrivningene var reduserte estimater på verdi i bruk på bakgrunn av endringer i kostnadsanslag og markedsmessige forhold.

Se note 4 Oppkjøp og nedsalg for informasjon vedrørende gevinster og tap fra transaksjoner som påvirker segmentenes resultat.

Se note 20 Avsetninger for informasjon vedrørende avsetninger som påvirker DPN- og MPR-segmentet.

Se note 23 Andre forpliktelser for informasjon vedrørende forpliktelser som har påvirket DPI-segmentet.

Geografisk inndeling

Statoil har aktivitet i 33 land. Ved geografisk inndeling av eksternt salg, basert på landet hvor det juridiske selskapet som står for salget er hjemmehørende, henføres 76 prosent til norske selskaper og 15 prosent til selskaper i USA.

Anleggsmidler henført til geografiske områder

(i milliarder kroner)	2013	31. desember 2012	2011
Norge	269,6	258,7	249,2
USA	159,2	134,6	112,6
Angola	45,9	42,5	43,6
Brasil	24,5	23,2	26,0
Canada	19,9	17,2	17,3
Aserbadsjan	19,0	16,7	17,8
Storbritannia	13,6	11,1	8,9
Algerie	9,0	8,7	9,6
Andre områder	25,6	22,3	24,5
Sum anleggsmidler*	586,3	535,0	509,5

*Eksklusive utsatt skattefordel, pensjonsmidler og langsiktige finansielle eiendeler.

Inntekter fordelt på produkt

	For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012	2011
Olje	321,5	367,2	315,0
Raffinerte produkter	118,9	140,9	128,8
Gass	113,2	118,5	98,9
NGL	64,5	65,7	62,3
Annet	1,3	12,0	40,4
Sum inntekter	619,4	704,3	645,4

4 Oppkjøp og nedsalg

2013

Salg av eierinteresser i lete- og produksjonslisenser på norsk kontinentalsokkel til Wintershall

I juli 2013 ble en salgstransaksjon med Wintershall, inngått i oktober 2012, for visse eierinteresser i lisenser på den norske kontinentalsokkel lukket. Statoil inntektsførte en gevinst på 6,4 milliarder kroner. Gevinsten har blitt presentert som Andre inntekter i konsernregnskapet. I segmentrapporteringen har gevinsten blitt presentert i Utvikling og produksjon Norge (DPN) segmentet som Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter). Transaksjonen var unntatt fra skatteplikt etter vilkårene i det norske regelverket for petroleumsskatt. Vederlaget fra salget var 4,7 milliarder kroner.

Salg av eierinteresser i lete- og produksjonslisenser på norsk kontinentalsokkel og britisk kontinentalsokkel til OMV

I oktober 2013 ble en salgstransaksjon med OMV, inngått i august 2013, om å selge visse eierinteresser i lisenser på den norske kontinentalsokkel og den britiske kontinentalsokkel lukket. Statoil inntektsførte en gevinst på 10,1 milliarder kroner. Gevinsten har blitt presentert som Andre inntekter i konsernregnskapet. I segmentrapporteringen har gevinsten blitt presentert i DPN segmentet og i Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI) segmentet som Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter) med henholdsvis 6,6 milliarder kroner og 3,5 milliarder kroner. Den delen av transaksjonen som dekket eiendelene på den norske kontinentalsokkelen var unntatt fra skatteplikt etter vilkårene i det norske regelverket for petroleumsskatt. Vederlaget fra salget var 15,9 milliarder kroner.

Avtale om å selge eierinteresser i Shah Deniz og Sør-Kaukasus-rørledningen med SOCAR og BP

I desember 2013 inngikk Statoil en avtale med SOCAR og BP om å selge en andel på 10 prosent i Shah Deniz og Sør-Kaukasus-rørledningen ved å redusere sin nåværende eierinteresse på 25,5 prosent til 15,5 prosent. SOCAR og BP vil betale et kontantvederlag på 8,8 milliarder kroner (1,45 milliarder amerikanske dollar). Transaksjonen vil bli regnskapsført i Markedsføring, prosessering og fornybar energi segmentet (MPR) og i DPI segmentet på transaksjonstidspunktet, som er ventet i første halvår 2014. Statoil forventer å inntektsføre en gevinst fra transaksjonen i størrelsesorden 5,5 til 7,0 milliarder kroner. Den estimerte gevinsten vil bli justert for aktiviteten mellom 1. januar 2014 og transaksjonstidspunktet.

2012

Salg av eierinteresser i lete- og produksjonslisenser på norsk kontinentalsokkel

I april 2012 lukket Statoil en avtale med Centrica, inngått i november 2011, om å selge eierinteresser i visse lisenser på norsk kontinentalsokkel for et samlet vederlag på 8,6 milliarder kroner. Vederlaget bestod av et kontantvederlag på 7,1 milliarder kroner og et betinget element knyttet til produksjon over en fire års periode, begrenset oppad til 0,6 milliarder kroner. Segmentet DPN bokførte en gevinst på 7,5 milliarder kroner i andre kvartal 2012, presentert som Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter). Netto bokførte verdier på eiendeler overtatt av Centrica var 2,0 milliarder kroner. Transaksjonen var unntatt fra skatteplikt etter vilkårene i det norske regelverket for petroleumsskatt og gevinsten inkluderer en realisasjon av tilhørende balanseført utsatt skattefordel på 0,9 milliarder kroner.

Salg av aksjer i Statoil Fuel & Retail ASA

Den 19. juni 2012 solgte Statoil ASAs eierandel på 54 prosent i Statoil Fuel & Retail ASA (SFR) til Alimentation Couche-Tard for et kontantvederlag på 8,3 milliarder kroner. SFR ble fullt ut konsolidert inn i Statoils konsernregnskap frem til denne transaksjonen, med en ikke-kontrollerende eierinteresse på 46 prosent. Statoil inntektsførte en gevinst på 5,8 milliarder kroner fra transaksjonen i konsernregnskapet, presentert som Andre inntekter. Gevinsten var untatt fra skatteplikt og er presentert i Fuel and Retail-segmentet. Netto eiendeler fraregnet ved salget var 7,5 milliarder kroner.

Kjøp av mineralrettigheter i skiferformasjonen Marcellus i USA

I desember 2012 lukket Statoil en avtale om å kjøpe lisenser for mineralrettigheter som dekker et område på 70 000 acres (283 kvadratkilometer) i skiferområdet Marcellus i den nordøstlige delen av USA. Statoil ble operatør for lisensene og har en 100 prosent eierinteresse i lisensene. Transaksjonen ble regnskapsført i segmentet DPI som kjøp av eiendeler, med et samlet vederlag på 3,3 milliarder kroner (0,6 milliarder amerikanske dollar).

2011

Kjøp av "Brigham Exploration Company"

Den 17. oktober 2011 inngikk Statoil en avtale med Brigham Exploration Company (Brigham) om å erverve alle Brighams aksjer gjennom et oppkjøpstilbud med kontantvederlag. Brigham var et selvstendig selskap som drev med utforskning, utvikling og produksjon og var børsnotert på NASDAQ i USA før oppkjøpet. Selskapet utforsket, utviklet og produserte innenlandsk landbasert råolje- og naturgassreserver i USA. Brighams aktivitet innen leting og utvikling var rettet mot Williston Basin området, med hovedfokus på områdene Bakken & Three Forks i nord Dakota og Montana.

Statoil oppnådde kontroll over Brigham den 1. desember 2011, som representerer datoen for anskaffelse og dato for verdsettelse av overtatte eiendeler og gjeld. Ved utgangen av 2011 hadde Statoil overtatt eierskap til alle aksjene i Brigham. Det totale vederlaget for overtatt virksomhet var 26 milliarder kroner. Kjøpet ble bokført etter overtakelsesmetoden, hvor overtatte eiendeler og gjeld ble verdsatt til virkelig verdi på overtakelsestidspunktet. Kjøpet ble regnskapsført i segmentet DPI. Virkelig verdi av netto identifiserbare eiendeler i Brigham var 19,1 milliarder, bestående av totale eiendeler på 34,3 milliarder kroner og totale forpliktelser på 15,2 milliarder kroner. I tillegg ble goodwill fra transaksjonen innregnet med 6,9 milliarder kroner. Goodwillbeløpet ble allokert til Statoils landbaserte operasjoner i USA basert på forventede synergieffekter og andre fordeler for konsernet fra Brighams eiendeler og aktiviteter. Goodwillbeløpet var ikke skattemessig fradragsberettiget. Konsernregnskapet for 2011 inkluderte resultatet fra Brigham for en måned regnet fra transaksjonsdatoen.

Kjøp av offshore utforskningsrettigheter utenfor Angola

Den 20. desember 2011 fikk Statoil tildelt operatørskap med en 55 prosent eierandel på blokk 38 og 39, og partnerskap med 20 prosent eierandel i blokk 22, 25 og 40 i Kwansa bassenget utenfor Angola. Flere joint venture ble satt opp gjennom etablering av produksjonsdelingsavtaler (Production sharing agreement, PSA), hvor det nasjonale oljeselskapet i Angola, Sonangol, deltok i alle fem blokkene med en båret eierandel på 30 prosent under utforskningsfasen. Ved inngåelse av PSA avtalene, pådro Statoil seg framtidige forpliktelser på 8,4 milliarder kroner (1,4 milliarder amerikanske dollar), som inkluderte signaturbonuser og minimum arbeidsforpliktelser for alle blokkene. Per 31. desember 2011 var 5,2 milliarder kroner balanseført i segmentet DPI og presentert som Immaterielle eiendeler.

Salg av eierandel i Gassled, Norge

Den 5. juni 2011 inngikk Statoil en avtale med Solveig Gas Norway AS om å selge 24,1 prosent eierandel i Gassled joint venture (Gassled). Statoil satt igjen med en eierandel på 5 prosent i Gassled etter salgstidspunktet den 30. desember 2011. Solveig Gas Norway AS betalte 13,9 milliarder kroner i kontantvederlag i januar 2012 for 24,1 prosent eierandel i Gassled. Transaksjonen var i hovedsak unntatt fra skatteplikt etter unntaksreglene i norsk lov om petroleumsskatt. En liten del av transaksjonen var imidlertid underlagt ordinær selskapsskatt. For denne transaksjonen regnskapsførte Statoil en gevinst før skatt på 8,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, som også inkluderte en inntektsføring av tidligere avsatt utsatt skatt knyttet til den del av transaksjonen som var unntatt skatteplikt. Transaksjonen ble regnskapsført i segmentet MPR og presentert som Eksternt salg (inkluderer Andre inntekter).

5 Finansiell risikostyring

Generell informasjon relevant for finansiell risiko

Statoil konsernets forretningsaktiviteter eksponerer naturligvis konsernet for risiko. Konsernets tilnærming til risikostyring omfatter identifisering, evaluering og styring av risiko i alle våre aktiviteter ved bruk av en ovenfra og ned tilnærming. Statoil utnytter korrelasjoner mellom alle de viktigste markedsrisikoene, som pris på olje og naturgass, raffinerte produktpriser, valuta og renter, for å kalkulere samlet markedsrisiko og tar dermed hensyn til de naturlige sikringene som er innbakt i konsernets portefølje. Å enkelt legge sammen de ulike markedsrisikoene, uten å ta hensyn til disse korrelasjonene, ville ha medført en overestimering av total markedsrisiko. Denne tilnærmingen gir konsernet mulighet til å redusere antallet sikringstransaksjoner og dermed redusere transaksjonskostnader og unngå sub-optimalisering.

Et viktig element i risikostyringen er bruk av sentraliserte handelsfullmakter. Alle viktige strategiske transaksjoner krever å bli koordinert gjennom konsernets konsernrisikokomité. Fullmakter delegert til handelsorganisasjoner innen råolje, raffinerte produkter, naturgass og elektrisitet er relativt små sammenlignet med den totale markedsrisikoen til konsernet.

Konsernets konsernrisikokomité, som ledes av konserndirektør for økonomi og finans (CFO), og inkluderer representanter fra hovedforretningsområdene, er ansvarlig for å definere, utvikle og evaluere retningslinjer for håndtering av risiko. CFO er, i samarbeid med konsernrisikokomiteen, også ansvarlig for å overvåke og utvikle konsernets overordnede risikostyring og å foreslå passende risikoutjevnende tiltak på konsernnivå. Komiteen møtes minimum seks ganger i året og mottar jevnlig risikoinformasjon relevant for konsernet.

Finansiell risiko

Konsernets aktiviteter eksponerer konsernet for følgende finansiell risiko:

• Markedsrisiko (inkludert råvareprisrisiko, valutarisiko og renterisiko)
• Likviditetsrisiko
• Kredittrisiko

Markedsrisiko

Konsernet opererer i verdensmarkedene for råolje, raffinerte produkter, naturgass og elektrisitet, og er eksponert for markedsrisikoer knyttet til endringer i prisene på hydrokarboner, valutakurser, rentesatser, og elektrisitetspriser som kan påvirke inntekter og kostnader ved drift, investeringer og finansiering. Risikoene styres i hovedsak på kortsiktig basis, med fokus på hvordan konsernet best kan oppnå optimal risikojustert avkastning innenfor gitte fullmakter. Langsiktige eksponeringer som normalt har seks måneders eller lengre tidshorisont styres på konsernnivå, mens kortsiktige eksponeringer generelt styres på segment nivå, eller lavere nivå basert på mandater godkjent av konsernrisikokomiteen.

I forbindelse med salg av konsernets råvarer har konsernet etablert retningslinjer for å inngå derivatkontrakter med formål å styre råvareprisrisiko, valutakursrisiko og renterisiko. Både finansielle instrumenter og råvarebaserte derivatkontrakter benyttes for å styre risikoen knyttet til inntekter, finansposter og nåverdi av fremtidige kontantstrømmer.

For mer informasjon om sensitivitetsanalyse av markedsrisiko, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Råvareprisrisiko

Råvareprisrisikoen representerer konsernets mest betydelige kortsiktige markedsrisiko. For å styre den kortsiktige råvareprisrisikoen blir det inngått råvarebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures, opsjoner, ikke-børsnoterte (over-the-counter - OTC) terminkontrakter, og ulike typer bytteavtaler knyttet til råolje, petroleumsprodukter, naturgass og elektrisitet.

Derivater knyttet til råolje og øvrige petroleumsprodukter handles hovedsakelig på InterContinental Exchange (ICE) i London, New York Mercantile Exchange (NYMEX), i det ikke-børsnoterte (OTC) Brent-markedet og i markeder for bytteavtaler knyttet til råolje og raffinerte produkter. Derivater knyttet til naturgass og elektrisitet er hovedsakelig OTC fysiske terminkontrakter og opsjoner, NASDAQ OMX Oslo terminkontrakter, samt NYMEX og ICE futures.

Løpetiden for råolje- og raffinerte oljeproduktderivater er vanligvis under ett år og for naturgass- og elektrisitetsderivater er løpetiden vanligvis ca. tre år eller kortere. For mer informasjon om konsernets råvarebaserte finansielle derivater, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Valutarisiko

Konsernets driftsresultater og kontantstrømmer er påvirket av valutasvingninger, og den viktigste valuta er NOK mot USD. Konsernet styrer valutarisiko fra driften med USD som funksjonell valuta. Valutarisiko styres på konsernnivå i samsvar med etablerte retningslinjer og mandater.

Konsernets kontantstrømmer fra olje- og gass salg, driftsutgifter og investeringer er hovedsaklig i USD, mens skatt og utbytte er i NOK. Konsernets valutastyring er hovedsakelig knyttet til å sikre skatt- og utbyttebetalinger i NOK. Dette betyr at konsernet regelmessig kjøper betydelige NOK beløp ved bruk av konvensjonelle derivatinstrumenter med levering på et fremtidig tidspunkt.

Renterisiko

Obligasjonslånene er vanligvis utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR og GBP). Obligasjonslånene kan endres til flytende USD rente ved å benytte rente- og valutaswapper. Konsernet styrer renterisiko på obligasjonsgjeld basert på risiko- og kostnadshensyn fra et helhetlig risikostyringsperspektiv. Dette betyr at andel på fast / flytende renteeksponering kan variere over tid. I løpet av 2013 vedtok Statoil en høyere andel av fastrente eksponering på sin obligasjonsgjeld. For mer detaljert informasjon om konsernets langsiktige gjeldsportefølje se note 18 Finansiell gjeld

Likviditetsrisiko

Likviditetsrisiko er at konsernet ikke er i stand til å gjøre opp sine finansielle forpliktelser når de forfaller. Formålet med likviditetsstyring er å sikre at konsernet til enhver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for å dekke sine finansielle forpliktelser.

Konsernet styrer likviditet og finansiering på konsernnivå, som sikrer tilstrekkelig likviditet til å dekke operasjonelle krav. Konsernet har høy fokus og oppmerksomhet på kreditt- og likviditetsrisiko. For å sikre nødvendig finansiell fleksibilitet, som inkluderer å gjøre opp konsernets finansielle forpliktelser, opprettholder konsernet en konservativ likviditetsstyring. For å identifisere fremtidige langsiktige finansieringsbehov, utarbeider konsernet treårs prognoser for likviditetsutvikling minst månedlig. I løpet av 2013 ble konsernets samlede likviditet ytterligere styrket.

Konsernets største utbetalinger er den årlige utbyttebetalingen og seks årlige betalinger av norsk petroleumsskatt. Hvis den månedlige prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler én måned etter skatt- og utbyttebetaling er under definerte minimumsnivå, skal opptak av langsiktig finansiering vurderes.

Kortsiktige finansieringsbehov blir vanligvis dekket via US Commercial Paper Programme (CP), 4 milliarder amerikanske dollar som er dekket av en rullerende kredittfasilitet på 3 milliarder amerikanske dollar, støttet av Statoils 20 kjernebanker, med forfall i 2017. Kredittfasiliteten er ubrukt og gir sikker tilgang til finansiering, understøttet av beste mulige kortsiktige rating.

For langsiktig finansiering bruker konsernet alle de største fundingmarkeder (USA, Europa og Japan). Konsernets policy er å ha en jevn forfallsstruktur på obligasjonsgjelden, der nedbetaling ikke overstiger fem prosent av sysselsatt kapital de nærmeste fem år. Konsernets langsiktige gjeld har en gjennomsnittlig løpetid på cirka ti år.

For mer informasjon om konsernets langsiktige gjeld, se note 18 Finansiell gjeld.

Tabellen nedenfor viser en forfallsanalyse av konsernets finansielle forpliktelser basert på udiskonterte kontraktsmessige kontantstrømmer.

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Mindre enn 1 år	103,6	102,8
1-2 år	30,5	28,6
3-4 år	41,7	21,0
5-10 år	71,0	44,9
Etter 10 år	94,4	55,0
Totalt spesifisert	341,2	252,3

Kredittrisiko

Kredittrisiko er risikoen for at konsernets kunder eller motparter kan påføre konsernet finansielle tap ved ikke å overholde sine forpliktelser. Kredittrisiko oppstår gjennom kreditteksponering knyttet til kundefordringer samt fra finansielle investeringer, finansielle derivatinstrumenter og innskudd i finansinstitusjoner.

Sentrale elementer i konsernets styring av kredittrisiko er:

• En global kredittrisikopolitikk
• Kredittmandater
• En intern prosess for kredittevaluering
• Risikoavlastningsinstrumenter
• En kontinuerlig overvåkning og styring av kreditteksponering

Før transaksjoner inngås med nye motparter, krever konsernets kredittpolitikk at motpartene er formelt identifisert og godkjent. I tillegg fastsettes det intern kredittrating og kredittgrense for alle salgs-, handels- og finansielle motparter. Alle etablerte motparter revurderes minimum årlig og eksponering overvåkes kontinuerlig. Kredittevalueringen er basert på kvantitative og kvalitative analyser av finansiell og annen relevant informasjon. I tillegg vurderer konsernet betalingshistorikk, motpartens størrelse og diversifisering, samt bransjerisiko knyttet til motparten. Den interne risikoklassifiseringen reflekterer konsernets vurdering av motpartens kredittrisiko. Grenser for kreditteksponering fastsettes på bakgrunn av kredittevalueringen kombinert med andre faktorer, som forventede karakteristika ved transaksjonen og bransjen. Kredittmandatene definerer akseptabel kredittrisiko, og er besluttet av selskapets ledelse. Kredittmandatene blir regelmessig vurdert med hensyn til endrede markedsforhold.

Konsernet bruker flere instrumenter for å avlaste og kontrollere kredittrisiko, både per motpart og på porteføljenivå. Hovedinstrumentene inkluderer bankog morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositumer. For bankgarantier godtas kun internasjonale banker med "investment grade" kredittrating som motparter.

Konsernet har forhåndsdefinerte grenser for porteføljens gjennomsnittlige rating samt for maksimal kreditteksponering for den enkelte motpart. Porteføljen overvåkes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres daglig i forhold til etablert kredittgrense. Den totale kredittporteføljen til konsernet er geografisk diversifisert på en rekke motparter innen olje og energisektoren, i tillegg til større olje- og gassbrukere samt finansielle motparter. Størstedelen av konsernets eksponering er med selskaper med "investment grade" rating.

Tabellen nedenfor viser konsernets finansielle eiendeler som ikke er forfalt eller forringet, verdsatt etter virkelig verdi og fordelt i henhold til motpartens kredittrating. Kun instrumenter som ikke er handlet på børs er inkludert i kortsiktige og langsiktige finansielle derivater.

(i milliarder kroner)	Langsiktige finansielle fordringer	Kundefordringer og andre fordringer	Langsiktige finansielle derivater	Kortsiktige finansielle derivater
31. desember 2013
«Investment grade», med rating A eller høyere	0,9	17,2	12,5	1,2
Annen «Investment grade»	0,8	45,8	9,3	1,6
Lavere enn «Investment grade» eller ikke klassifisert	2,8	12,6	0,3	0,1
Sum finansielle eiendeler	4,5	75,5	22,1	2,9
31. desember 2012
«Investment grade», med rating A eller høyere	0,9	16,4	17,9	1,6
Annen «Investment grade»	0,2	26,0	15,3	1,9
Lavere enn «Investment grade» eller ikke klassifisert	1,4	21,3	0,0	0,1
Sum finansielle eiendeler	2,5	63,7	33,2	3,6

Per 31. desember 2013 er 7,4 milliarder kroner kalt inn som sikkerhetsstillelse for å redusere deler av konsernets kreditteksponering. Per 31. desember 2012 var 12,4 milliarder kroner kalt inn som sikkerhetsstillelse. Sikkerhetsstillelsen er kontanter mottatt som sikkerhet for å redusere kreditteksponering i tilknytning til positive virkelige verdier fra renteswapper, rente valutaswapper og valutaswapper. Kontanter er innkrevde som sikkerhet i samsvar med hovedavtaler med ulike motparter når den positive virkelige verdien for de ulike swapene er over en avtalt grense.

I henhold til vilkår i ulike nettoppgjørsordninger for finansielle derivater er det per 31. desember 2013 presentert finansielle forpliktelser for 2,0 milliarder kroner som ikke oppfyller kriteriene for motregning. Per 31. desember 2012 var 2,5 milliarder kroner ikke utlignet. Mottatt sikkerhetstillelse og ikke utlignet beløp under nettooppgjørsavtaler reduserer kredit eksponeringen for finansielle derivater presentert i tabell ovenfor som ved en eventuell misligholdssituasjon for motparten kan kreves til nettooppgjør.

6 Godtgjørelse

(i milliarder kroner, unntatt gjennomsnittlig antall årsverk)	2013	For regnskapsåret 2012	2011
Lønnskostnader	23,5	22,7	21,1
Pensjonskostnader	4,6	-0,6	3,8
Arbeidsgiveravgift	3,4	3,3	3,3
Andre lønnskostnader og sosiale kostnader	2,5	2,8	2,5
Sum lønnsrelaterte kostnader	34,0	28,2	30,7
Gjennomsnittlig antall årsverk	23 115	26 728	29 378

Lønnsrelaterte kostnader er akkumulert i kostnadspooler og delvis viderebelastet partnerne i Statoil-opererte lisenser med utgangspunkt i påløpte timer.

Den negative pensjonskostnaden i 2012 er i hovedsak forårsaket av innregning av gevinst som følge av Statoils avvikling av gavepensjonsordningen som en del av tidligpensjonsordningen; for ytterlige informasjon se note 19 Pensjoner.

Godtgjørelse til medlemmer av styret og konsernledelsen

Godtgjørelse til medlemmer av styret og konsernledelsen i løpet av året utgjør:

(i millioner kroner)	2013	For regnskapsåret 2012 2011
Kortsiktige ytelser	77,7	81,1	59,4
Pensjonsytelser	12,1	13,6	12,0
Andre langsiktige ytelser	0,1	0,1	0,1
Aksjebasert avlønning	1,2	1,3	1,0
Sum	91,1	96,1	72,5

Per 31. desember 2013, 2012 og 2011 er det ikke gitt lån til medlemmer av styret og konsernledelsen.

Aksjebasert avlønning

Statoils aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til å kjøpe aksjer i Statoil gjennom månedlige lønnstrekk. Dersom aksjene beholdes i to hele kalenderår med sammenhengende ansettelse i Statoil, vil de ansatte bli tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kjøpt.

Beregnet kostnad for Statoil relatert til 2013, 2012 og 2011 programmene, inkludert tilskudd og arbeidsgiveravgift, utgjør henholdsvis 0,6, 0,5 og 0,5 milliarder kroner. Beregnet kostnad for Statoil for 2014 programmet (avtaler inngått i 2013) utgjør 0,6 milliarder kroner. Gjenstående beløp per 31. desember 2013 som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode utgjør 1,2 milliarder kroner.

7 Andre kostnader

Godtgjørelse til revisor

	For regnskapsåret
(i millioner kroner, ekskl. mva)	2013	2012	2011
Revisjonshonorar	38	44	63
Revisjonsrelaterte tjenester	8	9	7
Skattehonorar	0	2	0
Andre tjenester	0	2	3
			73
Total	46	57

I tillegg til tallene i tabellen over er det betalt revisjonshonorar og revisjonsrelatert honorar knyttet til Statoil-opererte lisenser på 6 millioner kroner, 7 millioner kroner og 9 millioner kroner for årene 2013, 2012 og 2011.

Utgifter til forskning og utvikling

Utgifter til forskning og utvikling utgjorde henholdsvis 3,2 milliarder, 2,8 milliarder og 2,2 milliarder kroner i 2013, 2012 og 2011. Utgiftene er delvis finansiert av partnerne på Statoil-opererte lisenser. Statoils andel av utgiftene har blitt kostnadsført i resultatregnskapet.

8 Finansposter

(i milliarder kroner)	2013	For regnskapsåret 2012	2011
Agioeffekter finansielle derivater	-4,1	2,1	1,6
Andre agioeffekter	-4,5	-1,3	-2,2
Netto gevinst/-tap på utenlandsk valuta	-8,6	0,8	-0,6
Mottatt utbytte	0,1	0,1	0,1
Verdipapirgevinst/-tap finansielle investeringer	1,9	0,6	-0,4
Renteinntekter verdipapirer	0,6	0,6	0,5
Renteinntekter langsiktige finansielle eiendeler	0,1	0,1	0,1
Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter	0,9	0,4	1,9
Renteinntekter og andre finansielle poster	3,6	1,8	2,2
Rentekostnader langsiktige obligasjoner, banklån og netto renter på tilknyttede derivater	-1,5	-2,5	-2,2
Rentekostnader finansielle leieavtaler	-0,2	-0,5	-0,6
Balanseførte renter	1,1	1,2	0,9
Rentekostnader fjerningsforpliktelse	-3,2	-3,0	-2,8
Gevinst/-tap finansielle derivater	-7,4	3,0	6,9
Rentekostnader kortsiktige finansielle forpliktelser og andre finanskostnader	-0,8	-0,7	-1,8
Renter og andre finansieringskostnader	-12,0	-2,5	0,4
Netto finansposter	-17,0	0,1	2,0

Statoils største finansposter relaterer seg til eiendeler og gjeld kategorisert som holdt for omsetning samt amortisert kost. For mer informasjon om kategorisering av finansielle instrumenter, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

Linjen Rentekostnader langsiktige obligasjoner, banklån og netto renter på tilknyttede derivater, inneholder hovedsakelig rentekostnader fra kategorien finansielle forpliktelser til amortisert kost på 5,4 milliarder kroner for 2013, 5,0 milliarder for 2012 og 4,7 milliarder for 2011, delvis motvirket av netto renter på tilknyttede derivater inkludert i kategorien holdt for omsetning på 3,9 milliarder, 2,5 milliarder og 2,5 milliarder kroner for henholdsvis 2013, 2012 og 2011.

Linjen Gevinst/-tap finansielle derivater inkluderer hovedsakelig virkelig verdi tap på 7,6 milliarder kroner i 2013, gevinst på 2,9 milliarder i 2012 og gevinst på 6,8 milliarder kroner i 2011 fra kategorien holdt for omsetning.

I tillegg er netto tap på utenlandsk valuta på 4,9 milliarder kroner i 2013, gevinst på 4,2 milliarder kroner i 2012 og gevinst på 3,3 milliarder i 2011 fra kategorien holdt for omsetning inkludert i linjen Agioeffekter finansielle derivater.

Nedskrivninger på 0,4 milliarder kroner i 2013, 2,1 millarder i 2012 og 0,5 milliarder i 2011 knytter seg til en investering klassifisert som tilgjengelig for salg og er inkludert i linjen Renteinntekter kortsiktige finansielle eiendeler og andre finansinntekter.

9 Skatter

Spesifikasjon av skattekostnad

	For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012	2011
Årets betalbare skatt	111,6	138,1	131,5
Korreksjon av tidligere års skatter	1,3	-0,5	0,2
Betalbar skatt	112,9	137,6	131,7
Årets endring i midlertidige forskjeller	-13,4	0,3	7,0
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel	0,0	-3,0	-3,1
Endring i skattelovgivning	0,1	2,3	0,0
Korreksjon av tidligere års skatter	-0,4	0,0	-0,2
Utsatt skatt	-13,7	-0,4	3,7
Total skattekostnad	99,2	137,2	135,4

Avstemming mellom nominell skattesats og effektiv skattesats

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012	2011
Resultat før skattekostnad	138,4	206,7	213,8
Beregnet skatt etter nominell sats*	42,4	62,9	64,0
Beregnet norsk særskatt**	71,7	87,4	84,9
Skatteeffekt av friinntektsfradrag**	-5,2	-5,3	-5,1
Skatteeffekt av permanente forskjeller	-16,1	-6,3	-5,7
Innregning av tidligere ikke innregnet utsatt skattefordel	0,0	-3,0	-3,1
Endring av ikke innregnet utsatt skattefordel	3,9	0,3	-0,3
Endring i skattelovgivning	0,1	2,3	0,0
Korreksjon av tidligere års skatter	0,9	-0,5	0,0
Annet	1,5	-0,6	0,7
Total skattekostnad	99,2	137,2	135,4
Effektiv skattesats	71,7 %	66,4 %	63,3 %

* Vektet gjennomsnitt av nominelle skattesatser var 30,7 prosent i 2013, 30,4 prosent i 2012 og 29,9 prosent i 2011. Økningen fra 2012 til 2013 skyldes hovedsakelig en endring i den geografiske inntektsfordelingen, med en høyere andel av inntekt i 2013 fra jurisdiksjoner med relativt høyere nominell skattesats. Økningen fra 2011 til 2012 skyldes tilsvarende endringer.

** Ved beregning av 50 prosent særskatt (51 prosent fra 2014) på resultat fra norsk kontinentalsokkel gis det en friinntekt på 7,5 prosent per år for investeringer gjort før 5. mai 2013. For investeringer etter 5. mai 2013 er raten 5,5 prosent per år. Overgangsregler gjelder for investeringer som er dekket av blant annet planer for utbygging og drift (PUDer) eller planer for anlegg og drift (PADer) innsendt til Olje- og Energidepartementet før 5. mai 2013. Friinntekten beregnes basert på investeringer i offshore produksjonsinstallasjoner. Friinntekten kommer til fradrag i skattepliktig inntekt i fire år, fra og med året investeringen blir foretatt. Ikke benyttet friinntekt har ubegrenset fremføringsadgang. Per 31. desember 2013 utgjør ikke regnskapsført friinntekt 19,2 milliarder kroner. Tilsvarende tall for 2012 var 17,5 milliarder kroner.

Spesifikasjon av utsatt skattefordel og utsatt skatt

	Fremførbare skattemessige	Varige	Immaterielle	Fjernings-
(i milliarder kroner)	underskudd	driftsmidler	eiendeler	forpliktelser	Pensjoner	Derivater	Annet	Totalt
Utsatt skatt 31. desember 2013
Utsatt skattefordel	15,5	11,8	0,0	63,8	6,4	0,0	12,2	109,7
Utsatt skatt	0,0	-129,3	-26,8	0,0	0,0	-11,3	-5,1	-172,5
Netto fordel/(forpliktelse)
31. desember 2013	15,5	-117,5	-26,8	63,8	6,4	-11,3	7,1	-62,8
Utsatt skatt 31. desember 2012
Utsatt skattefordel	10,7	7,7	0,0	63,4	5,6	0,0	9,6	97,0
Utsatt skatt	0,0	-127,5	-20,9	0,0	0,0	-18,1	-7,8	-174,3
Netto fordel/(forpliktelse)
31. desember 2012	10,7	-119,8	-20,9	63,4	5,6	-18,1	1,8	-77,3
Årets endring i netto utsatt skatt var:
(i milliarder kroner)						2013	2012	2011
Netto utsatt skatt 1. januar						77,3	76,8	76,2
Innregnet i resultatoppstillingen						-13,7	-0,4	3,7
Utvidet resultat (OCI)						-1,5	1,7	-2,0
Omregningsdifferanser og annet						0,7	-0,8	-1,1

Netto utsatt skatt 31. desember 62,8 77,3 76,8

Utsatt skattefordel og utsatt skatt motregnes når de relaterer seg til det samme skattesystemet og det foreligger juridisk grunnlag for motregning. Etter motregning av utsatt skattefordel og utsatt skatt per skattesystem, presenteres disse slik i balansen:

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Utsatt skattefordel	8,2	3,9
Utsatt skatt	71,0	81,2

Utsatt skattefordel er regnskapsført basert på forventning om tilstrekkelig skattemessig resultat gjennom reversering av skattbare midlertidige differanser eller fremtidig skattemessig inntekt. Per 31. desember 2013 er netto utsatt skattefordel på 8,2 milliarder kroner hovedsakelig regnskapsført i Norge og Angola. Utsatt skattefordel ved årsslutt 2012 på 3,9 milliarder kroner var i hovedsak regnskapsført i USA og Angola. I 2013 er utsatt skattefordel i USA motregnet mot utsatt skatt.

Ikke innregnet utsatt skattefordel

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Skattereduserende midlertidige forskjeller	0,6	1,0
Fremførbare skattemessige underskudd	11,0	7,8

Rundt 27 prosent av fremførbare skattemessige underskudd som det ikke er innregnet utsatt skattefordel på i balansen, har ubegrenset fremføringsadgang. Majoriteten av de resterende ikke innregnede skattemessige underskudd utløper i perioden etter 2023. Ikke innregnet utsatt skattefordel knyttet til de skattereduserende midlertidige forskjellene utløper ikke under eksisterende skatteregler. Utsatt skattefordel er ikke innregnet for disse skatteposisjonene da det ikke finnes sterke nok holdepunkter for å underbygge at fremtidige skattemessige resultater vil medføre at fordelen vil kunne benyttes.

10 Resultat per aksje

Vektet gjennomsnittlig antall ordinære utestående aksjer gir grunnlaget for å beregne ordinært og utvannet resultat per aksje som er vist i konsernregnskapet.

(antall aksjer i millioner)	2013	31. desember 2012	2011
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære utestående aksjer	3 180,7	3 181,5	3 182,1
Vektet gjennomsnittlig antall ordinære utestående aksjer, utvannet	3 188,9	3 190,2	3 190,0

11 Varige driftsmidler

(i milliarder kroner)	Maskiner, inventar og transportmidler, inkludert skip	Produksjons anlegg olje og gass	Produksjons- anlegg på land	Bygninger og tomter	Anlegg under utbygging	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2012	18,4	816,4	56,6	7,4	99,0	997,8
Tilgang og overføringer	1,6	77,0	3,0	0,8	36,7	119,0
Avgang til anskaffelseskost	-0,5	-43,7	-1,1	-0,1	-6,0	-51,4
Omregningsdifferanser	1,6	20,3	1,6	0,4	5,8	29,7
Anskaffelseskost 31. desember 2013	21,1	869,9	60,2	8,4	135,5	1 095,1
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2012	-12,7	-501,2	-39,9	-2,9	-2,0	-558,7
Årets avskrivning	-1,3	-61,6	-2,1	-0,3	0,0	-65,3
Årets nedskrivning	-0,9	-1,1	-2,7	-0,5	-2,0	-7,2
Årets reversering av nedskrivning	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2	0,2
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang	0,5	33,5	0,3	0,0	0,3	34,6
Omregningsdifferanser	-1,1	-9,7	-0,5	-0,1	0,2	-11,3
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2013	-15,5	-540,1	-44,9	-3,8	-3,3	-607,7
Bokført verdi 31. desember 2013	5,6	329,8	15,2	4,6	132,2	487,4
Estimert levetid (år)	3 - 20	*	15 - 20	20 - 33

(i milliarder kroner)	Maskiner, inventar og transportmidler, inkludert skip	Produksjons anlegg olje og gass	Produksjons- anlegg på land	Bygninger og tomter	Anlegg under utbygging	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2011	23,2	750,5	53,6	16,9	97,7	941,9
Tilgang og overføringer	1,3	100,0	7,8	1,5	6,7	117,3
Avgang til anskaffelseskost	-4,8	-19,1	-3,8	-10,7	-1,5	-39,9
Omregningsdifferanser	-1,3	-15,0	-1,0	-0,3	-3,9	-21,5
Anskaffelseskost 31. desember 2012	18,4	816,4	56,6	7,4	99,0	997,8
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2011	-15,5	-469,1	-40,7	-7,2	-1,8	-534,3
Årets avskrivning	-1,4	-55,1	-1,9	-0,5	-0,2	-59,1
Årets nedskrivning	0,0	-0,7	-0,6	0,0	0,0	-1,3
Årets reversering av nedskrivning	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Akkumulerte av- og nedskrivninger på årets avgang	3,4	16,7	2,8	4,7	0,0	27,6
Omregningsdifferanser	0,8	7,0	0,5	0,1	0,0	8,4
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2012	-12,7	-501,2	-39,9	-2,9	-2,0	-558,7
Bokført verdi 31. desember 2012	5,7	315,2	16,7	4,5	97,0	439,1
Estimert levetid (år)	3 - 20	*	15 - 20	20 - 33

* Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper vedrørende avskrivninger etter produksjonsenhetsmetoden.

I 2013 førte en redeterminering av Ormen Lange feltet til at Statoils eierandel ble redusert med 3,57 prosent til 25,35 prosent. Effekten på Varige driftsmidler av denne redetermineringen er inkludert i linjen Tilgang og overføringer.

Overføring av eiendeler til Varige driftsmidler fra Immaterielle eiendeler utgjorde 7,0 milliarder kroner både i 2013 og 2012.

Ved vurdering av behov for nedskrivning av bokført verdi av en eiendel med potensielt verdifall, blir eiendelens balanseførte verdi sett opp mot eiendelens gjenvinnbare verdi. Eiendelens gjenvinnbare verdi er det høyeste av virkelig verdi fratrukket salgskostnader og eiendelens bruksverdi. Reell diskonteringsrente ved beregning av eiendelens bruksverdi er 6,5 prosent etter skatt, og er utledet fra Statoils vektede kapitalkostnad. En avledet før skatt diskonteringsrente vil normalt ligge i intervallet 8 til 12 prosent, avhengig av eiendelsspesifikke forskjeller, slik som skattemessig behandling og varighet og profil på kontantstrømmene. For enkelte eiendeler vil en før skatt diskonteringsrente kunne ligge utenfor dette intervallet, hovedsakelig på grunn av spesielle skatteforhold (f.eks. permanente forskjeller) som påvirker forholdet mellom kontantstrømmer før og etter skatt. Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for ytterligere informasjon on nedskrivning av varige driftsmidler. Se også note 3 Segmentinformasjon for mer informasjon om nedskrivninger.

Statoils ukonvensjonelle aktiviteter i USA og Canada består av kontantgenererende enheter (KGEer) med en total bokført verdi (Varige driftsmidler og Immaterielle eiendeler) på ca 120 milliarder kroner (inkludert goodwill på 7 milliarder kroner) som er sensitive for endringer i olje og naturgass priser. En reduksjon i den langsiktige pris antakelsen fra dagens nivå vil føre til en full nedskrivning av goodwill og også til en viss nedskrivning av balanseførte verdier for de individuelle KGEene. Se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for ytterligere informasjon om hvordan Statoil fastsetter gjenvinnbare verdier.

12 Immaterielle eiendeler

		Anskaffelseskost -		Andre
(i milliarder kroner)	Balanseførte undersøkelsesutgifter	olje og gass leterettigheter	Goodwill	immaterielle eiendeler	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2012	18,6	57,3	9,7	2,7	88,3
Tilganger	6,3	2,0	0,0	0,3	8,7
Avgang til anskaffelseskost	-1,1	-0,5	0,0	0,0	-1,6
Overføringer	-2,9	-4,0	0,0	-0,1	-7,0
Kostnadsføring av tidligere balanseførte undersøkelsesutgifter	-1,9	-1,2	0,0	0,0	-3,1
Omregningsdifferanse	1,2	4,9	0,7	0,2	6,9
Anskaffelseskost 31. desember 2013	20,3	58,6	10,5	3,1	92,4
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2012			0,0	-0,7	-0,7
Årets av- og nedskrivninger			0,0	-0,1	-0,1
Omregningsdifferanse			0,0	-0,1	-0,1
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2013			0,0	-0,9	-0,9
Bokført verdi 31. desember 2013	20,3	58,6	10,5	2,2	91,5

		Anskaffelseskost -		Andre
	Balanseførte	olje og gass		immaterielle
(i milliarder kroner)	undersøkelsesutgifter	leterettigheter	Goodwill	eiendeler	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2011	19,7	59,9	11,4	3,1	94,1
Tilganger	5,6	6,4	0,0	0,6	12,6
Avgang til anskaffelseskost	-0,5	-0,1	-1,2	-0,8	-2,6
Overføringer	-2,6	-4,4	0,1	-0,1	-7,0
Kostnadsføring av tidligere balanseførte undersøkelsesutgifter	-2,7	-0,4	0,0	0,0	-3,1
Omregningsdifferanse	-0,9	-4,1	-0,6	-0,1	-5,7
Anskaffelseskost 31. desember 2012	18,6	57,3	9,7	2,7	88,3
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2011			-0,4	-1,0	-1,4
Årets av- og nedskrivninger			0,0	-0,1	-0,1
Akkumulerte av- og nedskrivninger årets avgang			0,4	0,4	0,8
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2012			0,0	-0,7	-0,7
Bokført verdi 31. desember 2012	18,6	57,3	9,7	2,0	87,6

Immaterielle eiendeler har enten begrenset eller udefinert levetid. Immaterielle eiendeler med begrenset levetid avskrives over estimert levetid, som er 10- 20 år.

Netto nedskrivningskostnad og reversering av tidligere nedskrivninger fremkommer som Undersøkelseskostnader og Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger på bakgrunn av eiendelens natur som henholdsvis balanseførte undersøkelsesutgifter og andre immaterielle eiendeler. Tap ved nedskrivning er basert på estimater av eiendelens bruksverdi på bakgrunn av endringer i gjenværende reserver, kostnadsanslag, og markedsmessige forhold. Se note 11 Varige driftsmidler for ytterligere informasjon om grunnlag for nedskrivningsvurderinger.

Tabellen under viser aldrende aktiverte utforskningskostnader.

(i milliarder kroner)	Aktiverte kostnader
Mindre enn 1 år	7,3
1-5 år	11,6
5-9 år	1,4
Sum	20,3

Tabellen under viser spesifikasjon av årets undersøkelseskostnader.

	For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012	2011
Undersøkelsesutgifter	21,8	20,9	18,8
Utgiftsførte undersøkelsesutgifter aktivert tidligere år	3,1	3,1	1,5
Aktiverte undersøkelsesutgifter	-6,9	-5,9	-6,5
Undersøkelseskostnader	18,0	18,1	13,8

13 Finansielle eiendeler og langsiktige forskuddsbetalinger

Langsiktige finansielle investeringer

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Obligasjoner	10,0	8,9
Børsnoterte aksjer	5,6	4,9
Unoterte aksjer	0,9	1,2
Finansielle investeringer	16,4	15,0

Obligasjoner og Børsnoterte aksjer knytter seg til investeringsporteføljer i konsernets forsikringsselskap, som er regnskapsført i henhold til virkelig verdi opsjon.

Langsiktige forskuddsbetalinger og finansielle fordringer

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Rentebærende fordringer	4,5	2,5
Forskuddsbetalinger og andre ikke rentebærende fordringer	4,1	2,4
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	8,5	4,9

Rentebærende fordringer knytter seg hovedsakelig til lån til ansatte, samt prosjektfinansiering av underleverandører.

Kortsiktige finansielle investeringer

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Obligasjoner og tidsinnskudd	6,0	1,0
Sertifikater	33,2	13,9
Finansielle investeringer	39,2	14,9

Per 31. desember 2013 inkluderer kortsiktige Finansielle investeringer på 5,3 milliarder kroner knyttet til investeringsporteføljer i konsernets forsikringsselskap som er regnskapsført i henhold til virkelig verdi opsjon. Tilsvarende var regnskapsført balanse per 31. desember 2012 på 5,4 milliarder kroner.

For informasjon om finansielle instrumenter per kategori, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

14 Varelager

	31. desember
2013	2012
	13,7
7,4	9,8
7,0	1,8
	25,3
	15,2 29,6

«Andre» består i hovedsak av reservedeler, inkludert bore og brønnutstyr.

15 Kundefordringer og andre fordringer

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Kundefordringer	64,9	55,3
Finansielle fordringer	2,4	1,0
Fordringer felleskontrollerte eiendeler	7,8	6,9
Fordringer egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter	0,4	0,5
Sum finansielle kundefordringer og andre fordringer	75,6	63,7
Ikke finansielle kundefordringer og andre fordringer	6,2	10,3
Kundefordringer og andre fordringer	81,8	74,0

For mer informasjon vedrørende Statoils kreditteksponering på finansielle eiendeler se note 5 Finansiell risikostyring. For informasjon om valutasensitivitet se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko.

16 Betalingsmidler

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Bankinnskudd	8,5	7,3
Tidsinnskudd	37,1	21,4
Pengemarkedsfond	6,1	2,8
Sertifikater	31,4	31,4
Bundne midler, inklusiv margininnskudd	2,3	2,3
Betalingsmidler	85,3	65,2

Bundne midler per 31. desember 2013 og per 31. desember 2012 inkluderer margininnskudd på 1,9 milliarder kroner, relatert til pålagt sikkerhet knyttet til handelsaktiviteter på børser der konsernet deltar. Betingelser og vilkår relatert til margininnskudd er fastsatt av den enkelte børs.

17 Egenkapital

Per 31. desember 2013 og 2012 består Statoils aksjekapital på 7 971 617 757,50 kroner av 3 188 647 103 aksjer pålydende 2,50 kroner.

Statoil ASA har én aksjeklasse og alle aksjer har stemmerett. Aksjeeiere har rett på å motta det til en hver tid foreslåtte utbytte og har en stemmerett per aksje ved selskapets generalforsamling.

Foreslått og betalt utbytte per aksje var 6,75 kroner for Statoil ASA i 2013, 6,50 kroner i 2012 og 6,25 kroner i 2011. Styret foreslår for generalforsamlingen i mai 2014 et utbytte for 2013 på 7,00 kroner per aksje, tilsvarende en total utbytteutbetaling på 22,3 milliarder kroner. Foreslått utbytte er ikke innregnet som en forpliktelse i konsernregnskapet.

Egenkapital som kan utdeles per 31. desember 2013 er basert på egenkapitalen i morselskapet. Per 31. desember 2013 utgjør total egenkapital i morselskapet 321,3 milliarder kroner hvorav 112,2 milliarder kroner er bundet egenkapital. Per 31.12.2012 utgjorde total egenkapital i morselskapet 280,6 milliarder kroner hvorav 105,5 milliarder kroner var bundet egenkapital. Bundet egenkapital for 2013 er presentert i henhold til aksjeloven effektiv fra 1. juli 2013.

I løpet av 2013 har Statoil ervervet 3 937 641 egne aksjer for 0,5 milliarder kroner. I 2012 ervervet Statoil 3 278 561 egne aksjer for 0,5 milliarder kroner. Per 31. desember 2013 har Statoil 9 734 733 egne aksjer som alle er relatert til konsernets aksjespareprogram. I 2012 var beholdningen av egne aksjer 8 675 317.

18 Finansiell gjeld

Kapitalstyring

Statoils retningslinjer for kapitalstyring er å beholde en sterk finansiell posisjon og sikre tilstrekkelig finansiell fleksibilitet. Netto justert gjeld over sysselsatt kapital er et av flere viktige nøkkeltall i vurderingen av Statoils finansielle robusthet. Netto justert gjeld (ND) er definert som selskapets kortsiktige og langsiktige finansielle forpliktelser minus kontantbeholdning og kortsiktige finansielle plasseringer, justert for innkalt margin og for likviditetsposisjoner fra konsernets forsikringsselskap (en økning på henholdsvis 7,1 milliarder kroner i 2013 og 7,3 milliarder kroner i 2012). I tillegg kommer justeringer knyttet til avsetningsinstruksen mellom Statoil og SDØE (en reduksjon på 1,3 milliarder kroner i 2013 og 1,2 milliarder kroner i 2012) og justeringer tilknyttet prosjektfinansiering (en reduksjon på 0,2 milliarder kroner i 2013 og 0,3 milliarder kroner i 2012). CE er definert som selskapets totale egenkapital (inkludert minoritetsinteresser) og ND.

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Netto justert rentebærende gjeld (ND)	63,7	45,1
Sysselsatt kapital (CE)	419,7	365,0
Netto gjeld på sysselsatt kapital (ND/CE)	15,2 %	12,4 %

Langsiktig finansiell gjeld

Finansiell gjeld til amortisert kost

		Vektet gjennomsnittlig rentesats i %		Balanse i milliarder kroner per 31. desember		Virkelig verdi i milliarder kroner per 31. desember
	2013	2012	2013	2012	2013	2012
Obligasjonslån
Amerikanske dollar (USD)	3,76	4,52	117,4	69,9	118,4	80,2
Euro (EUR)	4,02	4,99	33,6	18,4	37,7	22,8
Britiske pund (GBP)	6,08	6,71	13,8	9,2	17,7	13,8
Norske kroner (NOK)	4,18	-	3,0	-	3,1	-
Sum			167,8	97,5	176,8	116,8
Usikrede lån
Amerikanske dollar (USD)	-	0,47	-	2,4	-	2,5
Japanske yen (JPY)	4,30	4,30	0,6	0,7	0,8	0,7
Euro (EUR)	3,35	-	1,3	-	1,3	-
Sikrede banklån
Amerikanske dollar (USD)	4,52	4,33	0,2	0,4	0,2	0,4
Norske kroner (NOK)	3,20	3,57	0,2	0,1	0,2	0,1
Finansielle leieavtaler			5,0	5,6	5,0	5,6
Sum			7,3	9,2	7,5	9,3
Sum finansiell gjeld			175,0	106,7	184,3	126,1
Fratrukket kortsiktig andel			9,6	5,7	9,6	5,9
Langsiktig finansiell gjeld			165,5	101,0	174,7	120,2

Av obligasjonslånene er 117,4 milliarder kroner utstedt i USD og 37,9 milliarder kroner er konvertert til USD. To lån på 12,5 milliarder kroner som er utstedt i EUR er ikke konvertert. Tabellen reflekterer ikke den økonomiske effekten av valutabytteavtaler for forskjellige valutaer til USD. Se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko for ytterligere informasjon.

Vektet gjennomsnittlig rentesats er beregnet for lån per valuta per 31. desember, og reflekterer ikke valutabytteavtaler.

Virkelig verdi beregnes ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer basert på markedsrenter fra eksterne kilder. Metoden som er benyttet er en neddiskonteringsmodell hvor terminrentene er utledet fra LIBOR og EURIBOR rentekurver, og vil variere basert på forfallstidspunkt for den langsiktige finansielle forpliktelsen som er gjenstand for måling av virkelig verdi. Beregnet kredittpremie baserer seg på priser fra eksterne finansinstitusjoner.

I all vesentlighet inneholder obligasjonslån og usikrede banklån bestemmelser som begrenser pantsettelse av eiendeler for å sikre fremtidige låneopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og långivere samtidig gis en tilsvarende status.

Konsernets sikrede banklån i amerikanske dollar er sikret ved pant i aksjer i et datterselskap med bokført verdi på 1,8 milliarder kroner, samt konsernets andel av inntekter fra et prosjekt. De sikrede banklånene i norske kroner er sikret i tomter og fast eiendom med totalt bokført verdi på 0,4 milliarder kroner. I 2013 utstedte Statoil følgende obligasjoner:

Utstedelsesdato	Beløp	Rentesats	Forfallsdato
15. mai 2013	0,75 milliarder USD	1,15 %	mai 2018
15. mai 2013	0,50 milliarder USD	flytende	mai 2018
15. mai 2013	0,90 milliarder USD	2,65 %	januar 2024
15. mai 2013	0,85 milliarder USD	3,95 %	mai 2043
27. august 2013	0,30 milliarder USD	flytende	august 2020
10. september 2013	0,85 milliarder EUR	2,00 %	september 2020
10. september 2013	0,65 milliarder EUR	2,88 %	september 2025
10. september 2013	0,35 milliarder GBP	4,25 %	april 2041
16. september 2013	2,00 milliarder NOK	4,13 %	september 2025
16. september 2013	1,00 milliarder NOK	4,27 %	september 2033
8. november 2013	0,75 milliarder USD	1,95 %	november 2018
8. november 2013	0,75 milliarder USD	flytende	november 2018
8. november 2013	0,75 milliarder USD	2,90 %	november 2020
8. november 2013	1,00 milliarder USD	3,70 %	mars 2024
8. november 2013	0,75 milliarder USD	4,80 %	november 2043
12. desember 2013	0,15 milliarder EUR	3,35 %	desember 2033

Av konsernets alle utestående usikrede obligasjonslån, avtaler til 43 obligasjonslån inneholder bestemmelser som gir konsernet rett til å tilbakekjøpe gjelden til pålydende, eller til en forhåndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer i norsk skattelovgivning. Netto etter tilbakekjøp utgjør lånene 166,0 milliarder kroner til vekslingskurs per 31. desember 2013.

Mer informasjon om rullerende kredittfasilitet, forfallsprofil for udiskontert kontantstrøm og renterisiko er gitt i note 5 Finansiell risikostyring.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
År 2 og 3	18,2	19,1
År 4 og 5	30,1	10,8
Etter 5 år	117,1	71,1
Sum tilbakebetaling	165,5	101,0
Vektet gjennomsnittlig tilbakebetalingstid (år)	10	9
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	4,06	4,74

Mer informasjon vedrørende finansielle leieforpliktelser er gitt i note 22 Leieavtaler.

Kortsiktig finansiell gjeld

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Innkalt margin	7,4	12,4
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen 1 år	9,6	5,7
Annet inklusiv kassekreditt	0,1	0,3
Kortsiktig finansiell gjeld	17,1	18,4
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	2,12	1,02

Innkalt margin er kontanter mottatt for å sikre en andel av konsernets kreditteksponering.

19 Pensjoner

De norske selskapene i konsernet er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter Lov om obligatorisk tjenestepensjon, og Statoils pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne lov.

De vesentligste norske pensjonsordningene administreres av Statoil Pensjon. Statoil Pensjon er en selveiende stiftelse som omfatter ansatte i Statoil's norske selskaper. Formålet til Statoil Pensjon er å yte alders- og uførepensjoner til medlemmer og etterlattepensjon til ektefelle, registrert partner, samboer og barn. Statoil Pensjons midler holdes adskilt fra foretakets og konsernforetakenes midler. Statoil Pensjon står under tilsyn av Finanstilsynet og har konsesjon til å drive virksomhet som pensjonskasse.

Statoil ASA og en rekke av sine datterselskaper har ytelsesbaserte pensjonsordninger, som dekker en vesentlig del av sine ansatte.

I Norge gir den norske folketrygden pensjonsutbetalinger til alle pensjonerte norske statsborgere. Slike utbetalinger beregnes ut fra referanser til et grunnbeløp (G) som årlig godkjennes av det norske Stortinget. Statoils pensjonsytelser er generelt basert på minimum 30 års tjenestetid med opptil 66 prosent av sluttlønn nivå, inkludert en antatt offentlig støtte som skal gis fra den norske folketrygden.

Som en følge av norske, nasjonale avtaler, er Statoil medlem av både den forrige Avtale Festede Førtidspensjonsavtalen (AFP) og den nye AFP-ordningen gjeldende fra 1. januar 2011. Statoil vil betale premie for begge AFP-ordningene frem til 31. desember 2015. Etter denne datoen vil premier bare være til den nye AFP-ordningen. Premien i den nye ordningen beregnes på basis av de ansattes inntekter mellom 1 og 7,1 G. Premien må betales for alle ansatte frem til fylte 62 år. Pensjonsutbetaling fra administrator av den nye AFP-ordningen er livsvarig. Statoil har vurdert at forpliktelsen til denne flerforetaksytelsesordningen kan estimeres med tilstrekkelig pålitelighet for regnskapsføring. Følgelig har selskapet innregnet sin forholdsmessige estimerte andel av AFP-ordningen som en ytelsesplan som er inkludert i pensjonsforpliktelser for ytelsesplaner.

Hovedendringen for Statoil, etter implementering av endringene i IAS19 Ytelser til ansatte, er at forventet avkastning skal settes lik diskonteringsrenten og er derfor ikke lenger reflektert i pensjonsforutsetningene. For mer informasjon, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

Nåverdien av bruttoforpliktelsen, årets pensjonsopptjening og kostnad ved tidligere perioders pensjonsopptjening er beregnet basert på en lineær opptjeningsmodell. Forventningene til gjennomsnittlig lønnsøkning, pensjonsregulering og regulering av folketrygdens grunnbeløp er underbygget med gjeldende avtaler, historiske observasjoner, forventninger til fremtidige pensjonsforutsetninger og forholdet mellom disse forutsetninger. Diskonteringsrenten per 31. desember 2013 for ytelsesbaserte ordninger i Norge er basert på en 7-årig OMF-rente (obligasjon med fortrinnsrett) ekstrapolert til en 22,2-års rente som tilsvarer varigheten av forfallstid for opptjente rettigheter.

Arbeidsgiveravgift er beregnet på grunnlag av pensjonsplanenes netto finansiering og inkluderes i brutto pensjonsforpliktelse.

Statoil har mer enn én ytelsesplan. Noteinformasjon er gitt samlet for alle planer, da planene ikke har vesentlige risikoforskjeller. Planer utenfor Norge er uvesentlige og er derfor ikke opplyst om særskilt.

Enkelte Statoil-selskaper har tilskuddsordninger. Det årlige innskuddet innregnes som pensjonskostnad i Resultatregnskapet for perioden.

Netto pensjonskostnader

(i milliarder kroner)	2013	For regnskapsåret 2012	2011
Nåverdi av årets opptjening	4,0	3,8	3,6
Rentekostand på pensjonsforpliktelsen	2,5	2,2	2,7
Renteinntekt på pensjonsmidler	-2,1	-2,5	-2,9
Tap (gevinst) ved avkortning og oppgjør	0,0	-4,3	0,0
Amortisering av aktuarmessig gevinst eller tap relatert til sluttvederlag	0,0	0,0	0,1
Netto pensjonskostnader på ytelsesplaner	4,4	-0,8	3,5
Tilskuddsplaner	0,2	0,2	0,2
Flerforetaksplaner (forrige AFP avtale)	0,0	0,0	0,1
Sum netto pensjonskostnader	4,6	-0,6	3,8

Pensjonskostnader inkluderer tilhørende arbeidsgiveravgift og deler av kostnadene er viderebelastet partnere på Statoil-opererte lisenser.

I 2012 ble en gevinst på 4,3 milliarder kroner innregnet i konsernresultatregnskapet som følge av Statoils beslutning om å avvikle selskapets gavepensjon som en del av tidligpensjonsordningen for ansatte født etter 1953, inkludert 0,5 milliarder kroner som er knyttet til Statoil Fuel and Retail ASAs redesign av ytelsesbaserte pensjonsordninger.

(i milliarder kroner)	2013	2012
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	68,7	75,0
Nåverdi av årets opptjening	4,0	3,8
Rentekostnad på pensjonforpliktelsen	2,5	2,2
Aktuarmessige (gevinster) tap - Demografiske forutsetninger	5,8	0,0
Aktuarmessige (gevinster) tap - Økonomiske forutsetninger	4,8	-6,8
Aktuarmessige (gevinster) tap - Erfaring	-1,1	3,4
Utbetalte ytelser fra ordningene	-2,0	-1,8
Tap (gevinst) ved avkorting og oppgjør	0,0	-4,7
Tilgang og avgang	0,0	-2,4
Omregningsdifferanse valuta	0,1	0,0
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	82,8	68,7
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	57,5	51,9
Renteinntekt på pensjonsmidler	2,1	2,5
Avkastning på pensjonsmidler (minus renteinntekter)	4,0	1,9
Innbetalt av selskapet (inkludert arbeidsgiveravgift)	3,1	4,2
Utbetalt ytelser fra ordningene	-1,1	-0,7
Tap (gevinst) ved avkorting og oppgjør	0,0	-0,1
Tilgang og avgang	0,0	-2,2
Omregningsdifferanse valuta	0,2	0,0
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	65,8	57,5
Netto ytelsesbaserte pensjonsforpliktelser 31. desember	17,0	11,2
Spesifikasjon:
Eiendel innregnet som langsiktig pensjonsmidler (fondert ordning)	5,3	9,4
Forpliktelse innregnet som langsiktig pensjonsforpliktelser (ufondert ordning)	22,3	20,6
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger	82,8	68,7
Sikrede pensjonsplaner	60,6	48,1
Usikrede pensjonsplaner	22,3	20,6
Faktisk avkastning på pensjonsmidler	6,1	4,4
Tabell over for Brutto pensjonsforpliktelse og Pensjonsmidler inneholder ikke valutaeffekter for Statoil ASA.

Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i egenkapitalen

(i milliarder kroner)	2013	For regnskapsåret 2012	2011
Årets netto aktuarmessige tap (gevinster)	5,5	-5,3	7,4
Årets aktuarmessige tap (gevinster) for valutaeffekt på netto pensjonsforpliktelse og omregningsdifferanse	0,4	-0,2	0,0
Innregnet i Konsolidert oppstilling over innregnede inntekter og kostnader	-5,9	5,5	-7,4
Akkumulert aktuarmessige tap (gevinster) innregnet som Inntekter og kostnader ført mot egenkapitalen etter skatt	15,4	11,6	16,3

Netto aktuarmessige tap for 2013 er i hovedsak knyttet til en oppdatert vurdering av de demografiske forutsetningene som skal brukes for pensjonsforpliktelser i Norge.

I tabellen over relaterer Årets aktuarmessige tap (gevinster) - valutaeffekt på netto pensjonsforpliktelse og omregningsdifferanse seg til omregning av netto pensjonsforpliktelse i Statoil ASA i norske kroner til funksjonell valuta amerikanske dollar og omregning fra funksjonell valuta amerikanske dollar til norske kroner som presentasjonsvaluta for konsernet.

Aktuarmessige forutsetninger

		Økonomiske forutsetninger for resultatelementer i %		Økonomiske forutsetninger ved årets utgang for balanseelementer i %
		For regnskapsåret		For regnskapsåret
	2013	2012	2013	2012
Diskonteringsrente	3,75	3,25	4,00	3,75
Forventet lønnsvekst	3,25	3,00	3,50	3,25
Forventet vekst i løpende pensjoner	1,75	2,00	2,50	1,75
Forventet regulering av folketrygdens Grunnbeløp	3,00	2,75	3,25	3,00
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen			22,2	21,9

Forutsetningene presentert over gjelder konsernselskaper i Norge som er medlem av Statoils pensjonskasse. Andre datterselskaper har også ytelsesplaner, men disse utgjør uvesentlige beløp for konsernet.

Forventet sannsynlighet for frivillig avgang per 31. desember 2013 var på henholdsvis 2,5 prosent, 3,0 prosent, 1,5 prosent, 0,5 prosent og 0,1 prosent i kategoriene ansatte under 30 år, 30 til 39 år, 40 til 49 år, 50 til 59 år og 60 til 67 år. Forventet sannsynlighet for frivillig avgang per 31. desember 2012 var på henholdsvis 2,5 prosent, 2,0 prosent, 1,0 prosent, 0,5 prosent og 0,1 prosent i kategoriene ansatte under 30 år, 30 til 39 år, 40 til 49 år, 50 til 59 år og 60 til 67 år.

Som en følge av økt forventet levealder i Norge har Finanstilsynet utarbeidet nye dødelighetstabeller (K 2013) i kollektiv pensjonsforsikring. Statoil har vurdert at anvendelse av nye dødelighetstabeller representerer det beste estimatet for kalkulering av pensjonsforpliktelsen for planer i Norge. Implementeringen av nye tabeller har resultert i en økning i brutto pensjonsforpliktelse på 7,4 milliarder kroner. Tidligere ble dødelighetstabellen K 2005 inkludert minimumskravene fra Finanstilsynet brukt som beste estimat på dødelighet.

Statoil har i 2013 implementert nye uføretabeller for planer i Norge. Analyser foretatt i 2013 indikerer at faktisk uførlighet for Statoil i Norge er lavere en forventet uførhet reflektert i tidligere tabell. De nye uføretabellene er utviklet av aktuar og representerer det beste estimatet for kalkulering av pensjonsforpliktelsen for planer i Norge. Implementeringen av disse uføretabellene har resultert i en reduksjon i brutto pensjonsforpliktelse på 1,6 milliarder kroner. Tidligere uførhetstabell, KU, var utviklet av forsikringsselskapet Storebrand.

Sensitivitetsanalyse

Tabellen nedenfor viser estimater for effektene av endringer i vesentlige forutsetninger som inngår i beregning av ytelsesplanene. Estimatene er basert på relevante forhold per 31. desember 2013. Faktiske tall kan avvike vesentlig fra disse estimatene.

						Forventet regulering av		Forventet vekst
(i milliarder kroner)	Diskonteringsrente 0,50 %	-0,50 %	0,50 %	Forventet lønnsvekst -0,50 %	0,50 %	folketrygdens grunnbeløp -0,50 %	0,50 %	i løpende pensjoner -0,50 %
Endring i:
Pensjonsforpliktelse
31. desember 2013	-7,7	8,6	4,0	-4,0	-0,7	0,8	4,8	-4,8
Nåverdi av årets opptjening for 2014	-0,6	0,7	0,4	-0,4	-0,1	0,1	0,3	-0,3

Sensitiviteten i de finansielle resultatene til hver av de vesentlige forutsetningene er estimert basert på antagelsen om at alle andre faktorer ville forbli uendret. Den estimerte økonomiske effekten vil avvike fra faktiske tall da regnskapet også vil gjenspeile sammenhengen mellom disse forutsetningene.

Pensjonsmidler

Pensjonsmidlene knyttet til de ytelsesbaserte planene ble målt til virkelig verdi per 31. desember 2013 og 2012. Statoil Pensjon investerer både i finansielle eiendeler og i eiendom.

Eiendommer eiet av Statoil Pensjon utgjør 3,1 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 2,1 milliarder kroner per 31. desember 2012. Disse blir leid ut til selskap i konsernet.

Tabellen nedenfor viser vekting av porteføljen for finansporteføljen godkjent av styret i Statoil Pensjon for 2013. Porteføljevektingen i løpet av ett år vil avhenge av risikokapasitet.

		Pensjonsmidler på ulike investeringsklasser		Forventet porteføljevekt*
(i %)	2013	2012
Egenkapitalinstrumenter	39,6	38,8	40,0	(+/-5)
Obligasjoner	37,6	41,5	45,0	(+/-5)
Sertifikater	17,2	15,0	15,0	(+/-15)
Eiendom	5,1	3,9
Andre eiendeler	0,5	0,8
Sum	100,0	100,0	100,0

* Intervallet i parentesene angir rammene for Statoil Kapitalforvaltning ASAs (forvalters) taktiske avvik i prosentpoeng.

I 2013 hadde 100 prosent av egenkapitalinstrumentene, 84 prosent av obligasjonene, 96 prosent av sertifikatene noterte priser i et aktivt marked (Nivå 1). I 2012 hadde 100 prosent av egenkapitalinstrumentene, 34 prosent av obligasjonene og 90 prosent av sertifikatene noterte priser i et aktivt marked. Statoil har ingen egenkapitalinstrumenter, obligasjoner eller sertifikater som er klassifisert i Nivå 3. Eiendom er klassifisert i Nivå 3. For definisjon på de ulike nivåene, se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivietsanalyse av markedsrisiko.

Ingen innbetaling til Statoil Pensjon er forventet i 2014.

20 Avsetninger

(i milliarder kroner)	Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser	Andre avsetninger	Total
Langsiktig andel 31. desember 2012	89,0	6,5	95,5
Kortsiktig andel 31. desember 2012 rapportert som leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	1,3	7,1	8,4
Avsetninger 31. desember 2012	90,3	13,6	103,9
Nye eller økte avsetninger	19,8	12,1	32,0
Reversert ubrukt andel	-1,2	0,0	-1,1
Beløp belastet mot avsetninger	-1,2	-0,9	-2,0
Effekt av endring i diskonteringsfaktor	-16,2	-0,1	-16,3
Avgang ved salg	-5,0	-0,3	-5,3
Rentekostnad på forpliktelser	3,2	0,0	3,2
Reklassifiseringer	0,0	-0,1	-0,1
Omregningsdifferanser	1,7	1,3	3,0
Avsetninger 31. desember 2013	91,6	25,6	117,2
Kortsiktig andel 31. desember 2013 rapportert som leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	2,1	13,3	15,4
Langsiktig andel 31. desember 2013	89,5	12,3	101,7

Forventet oppgjørstidspunkt

(i milliarder kroner)	Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser	Andre avsetninger	Total
2014 - 2018	10,2	21,2	31,4
2019 - 2023	9,3	0,2	9,5
2024 - 2028	19,6	0,1	19,7
2029 - 2033	20,4	0,2	20,6
Deretter	32,1	3,9	36,0
Avsetninger 31.desember 2013	91,6	25,6	117,2

Økningen i nedstengnings- og fjerningsforpliktelser er hovedsakelig knyttet til økning i forventet plugge- og fjerningskostnad, økning i antall borede brønner i løpet av året, økt inflasjon og endring i forventet fjerningsår.

Forventet oppgjørstidspunkt relatert til nedstengnings- og fjerningsforpliktelsene avhenger av på hvilket tidspunkt produksjonen opphører på de ulike anleggene.

I første kvartal av 2013 inngikk Statoil en avtale om tidlig terminering av USA-baserte kapasitetskontrakter vedrørende terminalprosessering. Utviklingen i det amerikanske gassmarkedet har vært ugunstig og Statoils forventning om ingen fremtidig utnyttelse av kapasitetskontraktene for den gjenværende kontraktstid, har vært vedvarende over en periode. Kombinasjonen av disse faktorene førte til bokføring av en tapskontrakt pålydende 4,9 milliarder kroner inkludert i Resultat før finansposter og skattekostnad i konsernets resultatregnskap. 4,1 milliarder kroner av avsetningen ble bokført innenfor segmentet Markedsføring, prosessering og fornybar energi (MPR) og 0,8 milliarder kroner i segmentet Utvikling og produksjon Norge (DPN). Per 31 desember 2013 er 3,0 milliarder kroner av tapskontrakten bokført innenfor Avsetninger i konsernbalansen, og kortsiktig andel på 1,3 milliarder kroner innenfor Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld. Det ble ikke bokført utsatt skattefordel relatert til avsetningen i MPR. Som et resultat av bokføringen av tapskontrakten, er det nå gjort avsetninger i konsernbalansen for alle forpliktelser relatert til kapasitetskontrakter for terminalprossessering i USA, tidligere inkludert i Andre forpliktelser i Statoils årsrapport.

Kategorien andre avsetninger er hovedsakelig relatert til avsetninger for forventede utbetalinger på uløste krav. Oppgjørstidspunktet og beløp for disse avsetningene er usikre og avhengige av ulike faktorer som er utenfor ledelsens kontroll.

Se også kommentarer vedrørende avsetninger i note 23 Andre forpliktelser.

For ytterligere informasjon vedrørende anvendte metoder og påkrevde estimater, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Leverandørgjeld	28,3	25,9
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	19,0	17,1
Forpliktelser felleskontrollerte eiendeler	22,4	19,8
Leverandørgjeld egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter	9,5	9,4
Sum finansiell leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	79,2	72,2
Kortsiktig andel av avsetninger og annen kortsiktig gjeld	16,4	9,6
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	95,6	81,8

I Kortsiktig andel av avsetninger og annen kortsiktig gjeld inngår enkelte avsetninger som er ytterligere omtalt i note 20 Avsetninger og note 23 Andre forpliktelser. For informasjon om valutasensitivitet se note 25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko. Ytterligere informasjon vedrørende leverandørgjeld egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter se note 24 Nærstående parter.

22 Leieavtaler

Statoil leier diverse eiendeler, i hovedsak borerigger, skip og kontorbygninger.

I 2013 utgjorde netto leiekostnad 17,4 milliarder kroner (17,6 milliarder kroner i 2012 og 13,7 milliarder kroner i 2011) hvorav minsteleie utgjorde 21,2 milliarder kroner (20,0 milliarder kroner i 2012 og 16,0 milliarder kroner i 2011) og innbetalinger fra fremleie utgjorde 3,8 milliarder kroner (2,4 milliarder kroner i både 2012 og 2011). Det er ikke kostnadsført vesentlige beløp knyttet til betingede leiekostnader i 2013, 2012, eller 2011.

Tabellen under viser minsteleie under uoppsigelige leieavtaler per 31. desember 2013.

Operasjonelle leieavtaler
Sum Fremleie	Netto
26,4 -3,7	22,7
22,7 -2,0	20,7
16,6 -1,7	14,8
9,6 -0,8	8,8
7,8 -0,7	7,1
29,0	26,7
	100,8
	-2,3 112,1 -11,3

Statoil hadde per 31. desember 2013 operasjonelle leieavtaler for borerigger. Gjenværende kontraktsperiode for de vesentlige kontraktene varierer fra tre måneder til åtte år. Enkelte av kontraktene inneholder opsjoner på forlengelse. Leieavtaler for rigger er i de fleste tilfeller basert på faste dagrater. Noen av riggene har blitt fremleiet for hele eller deler av leieperioden hovedsakelig til Statoil-opererte lisenser på den norske kontinentalsokkelen. Disse leieavtalene er vist brutto under operasjonelle leieavtaler i tabellen over.

Statoil har en langsiktig kontrakt med Teekay relatert til offshore lasting og transport i Nordsjøen. Kontrakten dekker gjenværende levetid for gjeldende produserende felt og inkluderte ved årsslutt 2013 fire bøyelastere. Kontraktens nominelle verdi var cirka 4,6 milliarder kroner ved utgangen av 2013 og den er inkludert i kategorien Skip i tabellen ovenfor.

Kategorien Andre leieavtaler inkluderer fremtidige minsteleie på 4,6 milliarder kroner for leie av to kontorbygninger i Bergen eid av Statoil Pensjon, hvorav én er under bygging. Disse operasjonelle leieforpliktelsene til en nærstående part løper til år 2034 og 3,6 milliarder kroner har forfall etter 2018.

Statoil hadde forpliktelser relatert til finansielle leieavtaler på 5,0 milliarder kroner per 31. desember 2013. Nominell minsteleie knyttet til disse finansielle leieavtalene beløp seg til 7,3 milliarder kroner. Varige driftsmidler inkluderer 4,9 milliarder kroner for eiendeler relatert til finansielle leieavtaler som var balanseført ved årsslutt (4,4 milliarder kroner i 2012), også presentert hovedsaklig innen Maskiner, inventar og transportmidler, inkludert skip i note 11 Varige driftsmidler.

23 Andre forpliktelser

Kontraktsmessige forpliktelser

Konsernet har kontraktsmessige forpliktelser på 70,2 milliarder kroner per 31. desember 2013. Disse kontraktsmessige forpliktelsene reflekterer konsernets andel og består i hovedsak av konstruksjon og kjøp av varige driftsmidler.

I forbindelse med tildeling av konsesjoner for leting og utvinning av olje og gass kan deltakerne måtte forplikte seg til å bore et visst antall brønner. Ved utløpet av 2013 er konsernet forpliktet til å delta i 61 brønner, med en gjennomsnittlig eierandel på cirka 38 prosent. Konsernets andel av estimerte kostnader knyttet til disse brønnene utgjør omlag 13,7 milliarder kroner. Brønner som konsernet i tillegg kan bli forpliktet til å delta i boringen av, avhengig av fremtidige funn på visse lisenser, er ikke inkludert i disse tallene.

Andre langsiktige forpliktelser

Konsernet har inngått forskjellige langsiktige avtaler om rørledningstransport i tillegg til andre former for transportkapasitet, samt terminal-, prosesserings-, lagrings-, entry/exit ("inngang og avgang") kapasitet. Konsernet har også inngått forpliktelser knyttet til spesifikke avtaler vedrørende kjøp av råvarer. Disse avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medfører også en plikt til å betale for den avtalte tjeneste eller råvare, uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer med en varighet opp mot 30 år.

Take-or-pay ("bruk eller betal") kontrakter for kjøp av råvarer er bare inkludert i tabellene nedenfor hvis den kontraktuelt avtalte prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppnåelige markedspriser for råvaren på leveransetidspunktet.

Konsernets forpliktelser overfor tilknyttede selskaper som bokføres etter egenkapitalmetoden er vist brutto i tabellen. For enkelte eiendeler som rørledninger der konsernet reflekterer sin del av eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader (kapasitetskostnader) linje for linje i regnskapet, viser tabellen Statoils netto forpliktelse (brutto forpliktelse fratrukket beløp tilsvarende Statoils eierandel).

Nominelle andre langsiktige minimumsforpliktelser per 31. desember 2013:

(i milliarder kroner)	Totalt
2014	12,6
2015	12,4
2016	11,8
2017	12,3
2018	11,9
Deretter	170,6
Sum	231,6

I forbindelse med endelig investeringsbeslutning i desember 2013, for trinn 2 utbygging av gassfeltet Shah Deniz i Aserbajdsjan, har det BP-opererte konsortiet inngått langsiktige avtaler om rørledningstransport. Statoils 25.5 prosent andel av nominelle minimumsforpliktelser var 81.1 milliarder kroner (13.3 milliarder amerikanske dollar) per 31. desember 2013. Salget av Statoils eierandeler i Shah Deniz, som ble kunngjort i desember 2013 og reduserer eierandelen fra 25.5 prosent til 15.5 prosent, vil redusere forpliktelsen med 31.8 milliarder kroner (5.2 milliarder amerikanske dollar).

Andre forpliktelser

Flere av Statoils langsiktige gassalgsavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler. Enkelte kontraktsmotparter har krevd voldgift i forbindelse med prisrevisjoner. Eksponeringen for Statoil er ved utgangen av året estimert til et beløp tilsvarende ca. 6,9 milliarder kroner knyttet til gassleveranser før årsslutt 2013. I konsernregnskapet til Statoil er det avsatt for disse kontraktsmessige gasspris-tvistene i samsvar med beste estimat. Avsetningen er bokført som en salgsinntektsreduksjon i konsernresultatregnskapet.

Angolas finansdepartement har på bakgrunn av årlige bokettersyn knyttet til konsernets deltakelse i blokk 4, blokk 15, blokk 17 og blokk 31 på angolansk sokkel utlignet økt profit oil og skatter for virksomhet i årene 2002 til og med 2010. Konsernet bestrider disse ettersynsrapportene og forfølger sakene i tråd med de relevante angolanske juridiske og administrative prosedyrer. På basis av ettersynsrapportene og fortsatt aktivitet på de tre blokkene i perioden til og med 2013 er konsernets eksponering ved utløpet av 2013 estimert til ca. 0,9 milliarder amerikanske dollar (5,5 milliarder kroner), hvorav den vesentligste del er knyttet til profit oil-elementer. Konsernet har gjort avsetning for ettersynene i samsvar med beste estimat i konsernresultatregnskapet, hovedsakelig reflektert som salgsinntektsreduksjon, men også med enkelte beløp bokført under henholdsvis rentekostnader og skattekostnader.

Det foreligger en tvist mellom Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) og partnerne i trakt to av det unitiserte Agbami-feltet (Oil Mining Lease (OML) 128) knyttet til fortolkning av betingelsene i produksjonsdelingsavtalen ("PSC") for OML 128. Tvisten omfatter allokeringen av kostolje, skatteolje og profit oil mellom NNPC og de andre OML 128-partnerne. NNPC hevder at partnerne samlet fra år 2009 til og med 2013 har løftet for store volumer som må refunderes til NNPC for å overholde PSC-betingelsene, og dermed har NNPC økt sin løfting av olje. Partnerne bestrider NNPCs syn. Det er igangsatt voldgift i tråd med formkravene i PCS. NNPC og nigerianske skattemyndigheter bestrider imidertid lovligheten av voldgiftsprosessen hva gjelder avgjørelse av skatterelaterte tvister, og forfølger dette synet gjennom det nigerianske rettssystemet. Ved utgangen av 2013 er eksponeringen for Statoil hovedsakelig knyttet til kostolje- og profit oil-volumer, og er estimert til en størrelse tilsvarende 0,3 milliarder amerikanske dollar (1,7 milliarder kroner). Konsernet har avsatt for kravene i samsvar med beste estimat, regnskapsført som salgsinntektsreduksjon i konsernresultatregnskapet.

Statoil er part i en prosess knyttet til redeterminering for OML 128 i Nigeria, der utfallet er usikkert. Deler av grunnlaget for redetermineringen er bestridt av Statoil, og en voldgiftsprosess er initiert i fjerde kvartal 2013. Eksponeringen for konsernet er estimert til 0,7 milliarder amerikanske dollar (4,3 milliarder kroner). Konsernet har avsatt for beste estimat av utfallet for redetermineringsprosessen. Avsetningen er inkludert i Avsetninger i balansen per 31. desember 2013.

Statoil er gjennom sin ordinære virksomhet involvert i rettssaker, og det finnes for tiden flere andre uavklarte tvister. Det endelige omfanget av konsernets forpliktelser eller eiendeler knyttet til slike tvister og krav lar seg ikke beregne på dette tidspunkt. Statoil har gjort avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte forhold basert på selskapets beste estimater. Det antas at verken konsernets økonomiske stilling, driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av rettssakene og tvistene.

Statoil forfølger de ovenfornevnte tvistene aktivt med de kontraktsmessige og juridiske virkemidler som foreligger i hver sak, men endelige utfall av sakene og tidspunkt for eventuelle relaterte kontantstrømmer kan på nåværende tidspunkt ikke avgjøres med tilstrekkelig pålitelighet.

Når det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav vises det til note 20 Avsetninger.

24 Nærstående parter

Transaksjoner med den norske stat

Den norske stat er hovedaksjonær i Statoil og eier betydelige eierandeler i andre selskaper. Per 31. desember 2013 hadde den norske stat en eierandel i Statoil på 67 prosent (Folketrygdfondets andel i Statoil på 3,4 prosent er holdt utenfor). Eierskapsstrukturen medfører at Statoil deltar i transaksjoner med flere parter som er under en felles eierskapsstruktur og derfor tilfredsstiller definisjonen av nærstående parter. Alle transaksjoner er vurdert å være i henhold til normal armlengdes prinsipp.

Samlet kjøp av olje og våtgass fra staten beløp seg til 92,5 milliarder kroner, 96,6 milliarder kroner og 95,5 milliarder kroner i henholdsvis 2013, 2012 og 2011. Kjøp av naturgass fra staten vedrørende Tjeldbergodden metanolfabrikk beløp seg til 0,5 milliarder kroner i 2013 og 0,4 milliarder kroner i 2012 og 2011. En vesentlig del av beløpet som er inkludert i linjen Leverandørgjeld egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter i note 21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld, vedrører skyldig beløp til staten knyttet til disse kjøpene.

Andre transaksjoner

I forbindelse med den ordinære virksomheten som omfatter rørledningstransport, lagring av gass og prosessering av petroleumsprodukter har Statoil transaksjoner med enkelte selskaper der man også har eierinteresser. Slike transaksjoner gjennomføres basert på armlengdes prinsipp, og er inkludert i de relevante regnskapslinjene i konsernresultatregnskapet.

For mer informasjon vedrørende leieavtaler med nærstående parter se note 22 Leieavtaler.

Godtgjørelse til ledende ansatte (medlemmer av styret og konsernledelsen) i løpet av året er presentert i note 6 Godtgjørelse og i note 5 Lønnskostnader i selskapsregnskapet til Statoil ASA.

25 Finansielle instrumenter: virkelig verdimåling og sensitivitetsanalyse av markedsrisiko

Finansielle instrumenter

Tabellen nedenfor presenterer Statoils klasser av finansielle instrumenter og tilhørende bokført verdi per IAS 39 Finansielle instrumenter - innregning og måling, kategori. Alle de finansielle instrumentenes bokførte verdier er målt til virkelig verdi, eller deres bokførte verdi er tilnærmet lik virkelig verdi, med unntak av langsiktige finansielle forpliktelser. Se note 18 Finansiell gjeld for informasjon om virkelig verdi på langsiktige finansielle forpliktelser.

Se også note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper for ytterligere informasjon angående måling av virkelig verdi.

			Tilgjengelig for salg	Virkelig verdi over resultatet
(i milliarder kr)	Note	Lån og fordringer		Holdt for omsetning	Virkelig verdi- opsjon	Ikke finansielle eiendeler	Sum balanseført verdi
31. desember 2013
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater		0,0	0,0	22,1	0,0	0,0	22,1
Langsiktige finansielle investeringer	13	0,0	0,9	0,0	15,6	0,0	16,4
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	4,5	0,0	0,0	0,0	4,1	8,5
Kortsiktige kundefordringer og andre fordringer	15	75,5	0,0	0,0	0,0	6,2	81,8
Kortsiktige finansielle derivater		0,0	0,0	2,9	0,0	0,0	2,9
Kortsiktige finansielle investeringer	13	0,0	0,0	33,9	5,3	0,0	39,2
Betalingsmidler	16	47,9	0,0	37,4	0,0	0,0	85,3
Sum		127,9	0,9	96,3	20,9	10,3	256,2

					Virkelig verdi over resultatet
(i milliarder kr)	Note	Lån og fordringer	Tilgjengelig for salg	Holdt for omsetning	Virkelig verdi- opsjon	Ikke finansielle eiendeler	Sum balanseført verdi
31. desember 2012
Eiendeler
Langsiktige finansielle derivater		0,0	0,0	33,2	0,0	0,0	33,2
Langsiktige finansielle investeringer	13	0,0	1,2	0,0	13,8	0,0	15,0
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer	13	2,5	0,0	0,0	0,0	2,4	4,9
Kortsiktige kundefordringer og andre fordringer	15	63,7	0,0	0,0	0,0	10,3	74,0
Kortsiktige finansielle derivater		0,0	0,0	3,6	0,0	0,0	3,6
Kortsiktige finansielle investeringer	13	0,0	0,0	9,5	5,4	0,0	14,9
Betalingsmidler	16	31,0	0,0	34,2	0,0	0,0	65,2
Sum		97,2	1,2	80,5	19,2	12,7	210,8

(i milliarder kr)	Note	Amortisert kost	Virkelig verdi over resultatet	Ikke finansielle forpliktelser	Sum balanseført verdi
31. desember 2013
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	18	165,5	0,0	0,0	165,5
Langsiktige finansielle derivater		0,0	2,2	0,0	2,2
Kortsiktig leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	79,2	0,0	16,4	95,6
Kortsiktig finansiell gjeld	18	17,1	0,0	0,0	17,1
Kortsiktige finansielle derivater		0,0	1,5	0,0	1,5
Sum		261,8	3,7	16,4	281,9

		Amortisert	Virkelig verdi over	Ikke finansielle	Sum balanseført
(i milliarder kr)	Note	kost	resultatet	forpliktelser	verdi
31. desember 2012
Forpliktelser
Langsiktig finansiell gjeld	18	101,0	0,0	0,0	101,0
Langsiktige finansielle derivater		0,0	2,7	0,0	2,7
Kortsiktig leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	72,2	0,0	9,6	81,8
Kortsiktig finansiell gjeld	18	18,4	0,0	0,0	18,4
Kortsiktige finansielle derivater		0,0	1,1	0,0	1,1
Sum		191,6	3,8	9,6	205,0

Virkelig verdi hierarki

Den etterfølgende tabellen oppsummerer hver klasse av finansielle instrumenter innregnet i balansen til virkelig verdi fordelt på Statoils grunnlag for måling av virkelig verdi.

(i milliarder kroner)	Langsiktige finansielle investeringer	Langsiktige finansielle derivater - eiendeler	Kortsiktige finansielle investeringer	Kortsiktige finansielle derivater - eiendeler	Betalingsmidler	Langsiktige finansielle derivater - forpliktelser	Kortsiktige finansielle derivater - forpliktelser	Sum virkelig verdi
31. desember 2013
Nivå 1	14,2	0,0	4,9	0,0	0,0	0,0	0,0	19,1
Nivå 2	1,4	10,1	34,3	1,6	37,4	-2,2	-1,5	81,1
Nivå 3	0,9	12,0	0,0	1,3	0,0	0,0	0,0	14,2
Sum virkelig verdi	16,4	22,1	39,2	2,9	37,4	-2,2	-1,5	114,4
31. desember 2012
Nivå 1	8,1	0,0	4,7	0,0	0,0	0,0	0,0	12,8
Nivå 2	5,7	16,6	10,2	2,2	34,2	-2,7	-1,1	65,1
Nivå 3	1,2	16,6	0,0	1,4	0,0	0,0	0,0	19,2
Sum virkelig verdi	15,0	33,2	14,9	3,6	34,2	-2,7	-1,1	97,1

Nivå 1, virkelig verdi basert på noterte priser i et aktivt marked for identiske eiendeler eller forpliktelser, inkluderer finansielle instrumenter aktivt handlet, og der verdien innregnet i konsernets balanse er fastsatt basert på observerbare priser på identiske instrumenter. For konsernet vil denne kategorien i de fleste tilfellene kun være relevant for børsnoterte egenkapitalinstrumenter og statsobligasjoner.

Nivå 2, virkelig verdi basert på andre data enn de noterte prisene som inngår i Nivå 1, men som er fra observerbare markedstransaksjoner, inkluderer Statoils ikke-standardiserte kontrakter der virkelig verdi er fastsatt basert på prisinput fra observerbare markedstransaksjoner. Dette vil typisk være når konsernet bruker terminpriser på råolje, naturgass, renter og valutakurser som input i konsernets verdsettelsesmodeller for å fastsette virkelig verdi på sine finansielle derivater.

Nivå 3, virkelig verdi basert på ikke-observerbare data, inkluderer finansielle instrumenter der virkelig verdi er fastsatt basert på input og forutsetninger som ikke er fra observerbare markedstransaksjoner. De virkelige verdiene presentert i denne kategorien er hovedsakelig basert på interne forutsetninger. De interne forutsetningene er kun brukt i fravær av kvoterte priser fra et aktivt marked eller andre observerbare priskilder for de finansielle instrumentene som verdsettes.

Den virkelige verdien for enkelte "earn-out" avtaler og innebygde derivater er fastsatt ved bruk av verdsettelsesmodeller med prisinput fra observerbare markedstransaksjoner i tillegg til interne genererte prisforutsetninger og volumprofiler. Diskonteringsrenten som er brukt i verdsettelsen er en risikofri rente basert på den aktuelle valutaen og tidshorisonten til den underliggende kontantstrømmen. Kontantstrømmen er justert for en kredittpremie for å reflektere enten Statoils kredittpremie (dersom det er gjeld) eller en estimert motparts premie (dersom det er eiendel). I tillegg kan en risikopremie for risikoelementer som det ikke er justert for i kontantstrømmen inkluderes når dette er aktuelt. De virkelig verdiene for disse finansielle derivatene er i sin helhet blitt klassifisert i kategori tre innenfor Kortsiktige og Langsiktige finansielle derivater - eiendeler i tabellen over. En annen alternativ forutsetning innenfor et rimelig mulighetsområde som kunne vært brukt ved beregning av virkelig verdi på disse kontraktene er å ekstrapolere siste observerte terminpris. Ved en ekstrapolering av terminprisen med inflasjon ville virkelig verdi av kontraktene reduseres med cirka 0,5 milliarder kroner ved utgangen av 2013 og reduseres med 1,6 milliarder kroner ved utgangen av 2012. En slik endring i virkelig verdi ville blitt innregnet i konsernresultatregnskapet.

En avstemming av endringer i virkelig verdi i løpet av 2013 og 2012 for alle finansielle eiendeler klassifisert i det tredje nivået i hierarkiet er presentert i den etterfølgende tabellen.

	Langsiktige finansielle	Langsiktige finansielle derivater -	Kortsiktige finansielle derivater -
(i milliarder kroner)	investeringer	eiendeler	eiendeler	Total
For regnskapsåret 2013
Inngående balanse	1,2	16,6	1,4	19,2
Total gevinst og tap
- i resultatregnskapet	-0,4	-5,4	1,3	-4,5
- i totalresultat	0,0	0,0	0,0	0,0
Kjøp	0,3	0,0	0,0	0,3
Salg	0,0	0,7	0,0	0,7
Oppgjør	-0,3	0,0	-1,4	-1,7
Omregningsdifferanser	0,1	0,0	0,0	0,1
Utgående balanse	0,9	12,0	1,3	14,2
For regnskapsåret 2012
Inngående balanse	2,7	17,7	1,5	21,9
Total gevinst og tap
- i resultatregnskapet	-2,0	-1,2	1,4	-1,8
- i totalresultat	0,0	0,0	0,0	0,0
Kjøp	0,5	0,1	0,0	0,6
Oppgjør	0,0	0,0	-1,5	-1,5
Overføring til nivå 3	0,2	0,0	0,0	0,2
Omregningsdifferanser	-0,2	0,0	0,0	-0,2
Utgående balanse	1,2	16,6	1,4	19,2

Eiendelene og forpliktelsene på Nivå 3 har i løpet av 2013 hatt en netto reduksjon i virkelig verdi på 5,0 milliarder kroner. Av de 4,5 milliarder kronene som er innregnet i konsernresultatregnskapet i 2013 er 4,1 milliarder kroner relatert til endringer i virkelig verdi av visse "earn-out" avtaler. I tilknytning til de samme "earn-out" avtaler er 1,4 milliarder kroner inkludert i åpningsbalansen for 2013 fullt realisert siden de underliggende volumene har blitt levert i løpet av 2013 og beløpet er presentert som oppgjort i tabellen over.

I all vesentlighet relaterer alle gevinster og tap innregnet i konsernresultatregnskapet i løpet av 2013 seg til eiendeler som er eid ved utgangen av 2013.

Markedsrisiko-sensitiviteter

Råvareprisrisiko

Tabellen nedenfor inneholder virkelig verdi og sensitiviteter for råvareprisrisiko på Statoils råvarebaserte derivatkontrakter. Se note 5 Finansiell risikostyring for ytterligere informasjon knyttet til type råvarerisikoer og hvordan konsernet styrer disse risikoene.

Hovedsalig alle eiendeler og forpliktelser til virkelig verdi er knyttet til derivater handlet utenom børs, inkludert innebygde derivater som har blitt skilt ut og innregnet til virkelig verdi i balansen.

Sensitiviteter knyttet til prisrisiko er ved utgangen av 2013 og 2012 er beregnet ved å forutsette et rimelig mulighetsområde for endringer på 40 prosent i råolje, raffinerte produkter, elektrisitetspriser og naturgass.

Endringer i virkelig verdi innregnes i konsernresultatregnskapet siden ingen av de finansielle instrumentene i tabellen under er en del av et sikringsforhold.

(i milliarder kroner) -40% sensitivitet	40% sensitivitet
31. desember 2013
Råolje og raffinerte produkter netto gevinst (tap) -6,6	6,6
Naturgass og elektrisitet netto gevinst (tap) -0,2	0,2
31. desember 2012
Råolje og raffinerte produkter netto gevinst (tap) -7,9	7,9
Naturgass og elektrisitet netto gevinst (tap) 1,1	-1,0

Valutarisiko

Valutarisiko utgjør vesentlig finansiell risiko for Statoil. I henhold til godkjente strategier og mandater styres samlet eksponering på porteføljenivå på regelmessig basis. Se note 5 Finansiell risikostyring for ytterligere informasjon knyttet til valutarisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

De etterfølgende valutarisikosensitiviteten ved utgangen av 2013 og 2012 har blitt beregnet ved å forutsette mulighetsområde for endringer på 9 prosent for de valutakursene konsernet har eksponering mot. En økning av valutakursen med 9 prosent betyr at den underliggende transaksjonsvalutaen har styrket seg. Det estimerte gevinst og tap som følge av en endring i valutakursene vil påvirke konsernresultatregnskapet.

(i milliarder kroner) - 9% sensitivitet		9% sensitivitet
31. desember 2013
USD netto gevinst (tap)	8,7	-8,7
NOK netto gevinst (tap)	-8,0	8,0
31. desember 2012
USD netto gevinst (tap)	8,4	-8,4
NOK netto gevinst (tap)	-7,7	7,7

Renterisiko

Renterisiko utgjør vesentlig finansiell risiko for Statoil. I henhold til godkjente strategier og mandater styres samlet eksponering på porteføljenivå på regelmessig basis. Se note 5 Finansiell risikostyring for ytterligere informasjon knyttet til renterisiko og hvordan konsernet styrer risikoene.

For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring på 1,0 prosentpoeng for 2013. Ved utgangen av 2012 var en endring på 0,7 prosentpoeng vurdert som rimelig mulighetsområde for endringer. De estimerte gevinstene fra en rentenedgang og de estimerte tapene fra en renteøkning, som vil påvirke konsernresultatregnskapet, er presentert i den etterfølgende tabellen.

(i milliarder kroner)	Gevinst scenario	Tap scenario
31. desember 2013
Renterisiko (1,0 prosentpoeng sensitivitet)	6,1	-6,1
31. desember 2012
Renterisiko (0,7 prosentpoeng sensitivitet)	4,2	-4,2

26 Tilleggsopplysninger om produksjonsvirksomheten for olje og gass (urevidert)

I samsvar med Financial Accounting Standards Board (FASB) Accounting Standards Codification "Extractive Activities - Oil and Gas" (Topic 932), gir Statoil enkelte tilleggsopplysninger om lete- og produksjonsvirksomheten for olje og gass. Selv om disse opplysningene er utarbeidet med rimelig forsiktighet og lagt frem i god tro, understrekes det at noen av opplysningene nødvendigvis vil være unøyaktige og vil være tilnærmede størrelser fordi slike opplysninger blir utarbeidet ut fra en subjektiv vurdering. Derfor vil ikke disse opplysningene nødvendigvis representere selskapets nåværende økonomiske stilling eller de resultater selskapet forventer å skape i fremtiden.

For ytterligere informasjon angående prinsipper for estimering av reserver, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper - Viktige områder for skjønnsanvendelse og kilder til usikkerhet i estimater - Sikre olje- og gassreserver.

Det har ikke vært noen nye hendelser siden 31. desember 2013 som vil medføre en vesentlig endring i estimerte sikre reserver eller andre tall rapportert per denne dato.

De kjente effektene av avtalen om salg av 10 prosent av Statoil's 25,5 prosent andel i Shah Deniz feltet i Azerbaijan, avtalen om deling mellom Statoil og PTTEP av selskapenes respektive andeler i oljesandprosjektet KKD i Canada og nedgang i Statoils eierandel på Snorre feltet i Norge som følge av redterminering, vil bli tatt inn i regnskapet i 2014. Netto effekten av disse avtalene vil redusere de sikre reservene ved årsslutt 2014 med omtrent 125 millioner fat oljeekvivalenter.

På grunn av avrunding, vil sum og delsum ikke være lik total i enkelte tabeller.

Olje- og gassreserver

Statoils olje- og gassreserver er estimert av selskapets fagpersoner i henhold til bransjestandarder og de krav som stilles av U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), Rule 4-10 of Regulation S-X. Reserveestimater er å betrakte som utsagn om fremtidige hendelser.

Fastsettelse av disse reservene er del av en kontinuerlig prosess og er gjenstand for endringer etter hvert som ytterligere informasjon blir tilgjengelig. Estimatet over mengden av sikre reserver er unøyaktig og vil endre seg over tid etter hvert som ny informasjon blir tilgjengelig. Dessuten er ytterligere forventede reserver og betingede ressurser som kan bli sikre reserver i fremtiden, ikke tatt med i beregningene.

Statoil har sikre reserver under forskjellige former for kontraktuelle avtaler, inkludert produksjonsdelingsavtaler (Production Sharing Agreements, PSA-er) og "buy-back" avtaler hvor Statoils del av reservene kan variere basert på produkt priser eller andre faktorer. Reserver fra avtaler, slik som PSA-er, er basert på det volumet som Statoil har tilgang til for kostnadsdekning ("cost oil") og inntjening ("profit oil"), begrenset av tilgjengelig markedstilgang. Per 31. desember 2013 var 14 prosent av totale sikre reserver relatert til denne type avtaler (18 prosent av olje og NGL og 11 prosent av gass). Dette samsvarer med henholdsvis 9 prosent og 10 prosent av totale sikre reserver for 2012 og 2011. Netto olje- og gassproduksjon fra felter med denne type avtaler var i 2013 på 93 millioner fat oljeekvivalenter (89 millioner fat oljeekvivalenter i 2012 og 75 millioner fat oljeekvivalenter i 2011). Statoil deltar i denne type avtaler i Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Libya, Nigeria og Russland.

Statoil bokfører som sikre reserver en mengde tilsvarende våre skatteforpliktelser under forhandlede fiskale regimer (PSA-er) hvor skatten betales på vegne av Statoil. Reservene inkluderer ikke produksjonsavgift som betales med petroleum eller mengder som forbrukes i produksjon.

Rule 4-10 of Regulation S-X krever at reserver vurderes basert på eksisterende økonomiske betingelser, inkludert 12 måneders gjennomsnittlige priser forut for slutten av perioden det rapporteres for, med mindre priser er definert gjennom kontraktuelle avtaler. Oljereservene ved årsslutt 2013 er fastsatt med basis i en 12 måneders gjennomsnittlig Brent blend ekvivalent pris på 108,02 dollar/fat. Nedgangen i oljepris fra 2012 da gjennomsnittlig Brent blend pris var 111,13 dollar/fat er minimal og har dermed ikke hatt signifikant effekt på de sikre reservene. Gassreservene ved årsslutt 2013 er fastsatt basert på oppnådde gasspriser gjennom 2013 tilsvarende en volumvektet gjennomsnittlig pris på 2,13 NOK/Sm³. Den sammenlignbare volum vektede gjennomsnittlige gassprisen brukt til fastsetting av gassreserver ved årsslutt 2012 var 2,3 NOK/Sm3. Gasspriser utenfor Norge er i 2013 økt, noe som har ført til en liten reduksjon i gassreserver. Disse endringene er inkludert i kategorien revisjon i tabellene nedenfor.

Fra norsk sokkel (NCS) er Statoil, på vegne av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), ansvarlig for å administrere, transportere og selge den norske stats olje og gass. Disse reservene blir solgt sammen med Statoils egne reserver. Som en del av denne ordningen leverer Statoil gass til kunder under ulike typer salgskontrakter på vegne av SDØE. Forpliktelsene blir oppfylt basert på en feltleveringsplan som optimaliserer verdien av den samlede olje- og gassporteføljen til Statoil og SDØE.

Statoil og SDØE mottar inntekt fra den samlede gassporteføljen basert på respektiv andel av forsyningsvolumene. For salg av SDØEs gass, både til Statoil og til tredjeparter, er betalingen til SDØE basert på oppnådde priser, "net back formula" beregnet pris eller markedsverdi. Statens olje og NGL blir i sin helhet ervervet av Statoil. Prisen for råolje er basert på markedsreflekterte priser. Prisen for NGL er enten basert på oppnådde priser, markedsverdi eller markedsreflekterte priser.

Avsetningsinstruksen, som beskrevet over, kan endres eller tilbakekalles av generalforsamlingen i Statoil ASA. På grunn av denne usikkerheten og at statens egne estimater av sikre reserver ikke er tilgjengelige for Statoil er det ikke mulig å beregne hvor store mengder Statoil samlet vil kjøpe i henhold til avsetningsinstruksen fra felt hvor selskapet deltar i virksomheten.

Topic 932 krever presentasjon av reserver samt andre gitte tilleggsopplysninger fordelt på geografisk område, definert som land eller kontinent inneholdende 15 prosent eller mer av totale sikre reserver. Norge inneholder 70 prosent av totale sikre reserver per 31. desember 2013 og ingen andre land inneholder reserver opp mot 15 prosent av totale sikre reserver. Følgelig har konsernet fastslått at den mest meningsfylte presentasjonen av geografisk område er å inkludere Norge og kontinentene Eurasia (uten Norge), Afrika og Amerika.

Følgende tabeller viser estimerte sikre olje- og gassreserver per 31. desember fra 2010 til 2013 og tilhørende endringer.

	Konsoliderte selskaper					Egenkapital- konsolidert	Sum
	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Delsum	Amerika	Sum
Netto sikre olje- og NGL reserver i millioner fat oljeekvivalenter
31. desember 2010	1 241	170	313	299	2 023	101	2 124
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	295	-42	46	11	310	-1	309
Utvidelser og funn	71	-	-	60	132	-	132
Kjøp av petroleumsreserver	14	-	-	106	120	-	120
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-66	-66	-	-66
Produksjon	-252	-15	-46	-26	-338	-5	-343
31. desember 2011	1 369	114	313	385	2 181	95	2 276
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	150	12	42	21	225	-8	217
Utvidelser og funn	100	85	-	81	266	-	266
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	1	1	-	1
Salg av petroleumsreserver	-17	-	-	-1	-17	-	-17
Produksjon	-231	-17	-56	-46	-349	-5	-353
31. desember 2012	1 372	193	299	441	2 306	82	2 389
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	158	16	40	22	235	-16	219
Utvidelser og funn	19	47	8	44	119	-	119
Kjøp av petroleumsreserver	13	-	-	-	13	-	13
Salg av petroleumsreserver	-61	-15	-	-2	-77	-	-77
Produksjon	-216	-15	-59	-50	-341	-4	-345
31. desember 2013	1 286	227	288	455	2 255	63	2 318

Statoils sikre bitumen reserver i Amerika utgjør mindre enn to prosent av våre sikre reserver og er inkludert som olje i tabellen over.

			Konsoliderte selskaper			Egenkapital- konsolidert	Sum
	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Delsum	Amerika	Sum
Netto sikre gassreserver i milliarder standard kubikkfot
31. desember 2010	16 343	634	521	466	17 965	-	17 965
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	383	22	-50	4	359	-	359
Utvidelser og funn	111	-	-	451	563	-	563
Kjøp av petroleumsreserver	138	-	-	90	227	-	227
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-	-	-	-
Produksjon	-1 287	-48	-40	-59	-1 434	-	-1 434
31. desember 2011	15 689	608	431	952	17 681	-	17 681
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	824	29	-49	-39	766	-	766
Utvidelser og funn	279	-	-	352	630	-	630
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	18	18	-	18
Salg av petroleumsreserver	-305	-	-	-14	-319	-	-319
Produksjon	-1 483	-62	-41	-161	-1 748	-	-1 748
31. desember 2012	15 003	575	341	1 107	17 027	-	17 027
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	391	187	27	382	987	-	987
Utvidelser og funn	920	1 236	-	112	2 268	-	2 268
Kjøp av petroleumsreserver	5	-	-	-	5	-	5
Salg av petroleumsreserver	-295	-3	-	-2	-300	-	-300
Produksjon	-1 264	-72	-40	-196	-1 571	-	-1 571
31. desember 2013	14 761	1 923	328	1 404	18 416	-	18 416

Effekten av redusert eierandel i Shah Deniz er ikke inkludert i tabellen ovenfor, men vil bli inkludert i 2014 etter at transaksjonen er godkjent.

	Konsoliderte selskaper					Egenkapital- konsolidert	Sum
	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Delsum	Amerika	Sum
Netto sikre olje-, NGL- og gassreserver i millioner fat oljeekvivalenter
31. desember 2010	4 153	283	406	382	5 224	101	5 325
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	364	-38	37	12	374	-1	373
Utvidelser og funn	91	-	-	141	232	-	232
Kjøp av petroleumsreserver	38	-	-	122	161	-	161
Salg av petroleumsreserver	-	-	-	-66	-66	-	-66
Produksjon	-481	-23	-53	-36	-593	-5	-598
31. desember 2011	4 165	222	390	555	5 331	95	5 426
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	297	17	33	14	361	-8	353
Utvidelser og funn	150	85	-	144	378	-	378
Kjøp av petroleumsreserver	-	-	-	4	4	-	4
Salg av petroleumsreserver	-71	-	-	-4	-74	-	-74
Produksjon	-495	-28	-63	-74	-660	-5	-665
31. desember 2012	4 046	296	360	639	5 340	82	5 422
Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning	227	49	44	90	411	-16	395
Utvidelser og funn	183	268	8	64	523	-	523
Kjøp av petroleumsreserver	14	-	-	-	14	-	14
Salg av petroleumsreserver	-113	-15	-	-2	-131	-	-131
Produksjon	-441	-28	-66	-85	-621	-4	-625
31. desember 2013	3 916	569	346	705	5 537	63	5 600

Statoils sikre bitumen reserver i Amerika utgjør mindre enn to prosent av våre sikre reserver og er inkludert som olje i tabellen over. Effekten av redusert eierandel i Shah Deniz er ikke inkludert i tabellen ovenfor, men vil bli inkludert i 2014 etter at transaksjonen er godkjent.

	Egenkapital- Konsoliderte selskaper konsolidert					Sum
	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Delsum	Amerika	Sum
Netto sikre olje- og NGL reserver i millioner fat oljeekvivalenter
31. desember 2010
Utbygde	950	99	192	82	1 322	35	1 356
Ikke utbygde	291	71	121	218	701	66	767
31. desember 2011
Utbygde	919	102	219	103	1 344	37	1 381
Ikke utbygde	450	11	93	282	837	58	895
31. desember 2012
Utbygde	842	79	232	191	1 344	38	1 383
Ikke utbygde	530	114	67	250	962	44	1 006
31. desember 2013
Utbygde	834	63	206	246	1 350	32	1 382
Ikke utbygde	451	164	81	209	906	30	936
Netto sikre gass reserver i milliarder standard kubikkfot
31. desember 2010
Utbygde	13 721	421	221	336	14 698	-	14 698
Ikke utbygde	2 622	214	300	130	3 267	-	3 267
31. desember 2011
Utbygde	12 661	371	293	404	13 730	-	13 730
Ikke utbygde	3 027	237	138	548	3 951	-	3 951
31. desember 2012
Utbygde	12 073	343	226	567	13 210	-	13 210
Ikke utbygde	2 931	232	115	540	3 817	-	3 817
31. desember 2013
Utbygde	11 580	467	209	817	13 073	-	13 073
Ikke utbygde	3 181	1 455	120	586	5 343	-	5 343
Netto sikre olje-, NGL- og gassreserver i millioner fat oljeekvivalenter
31. desember 2010
Utbygde	3 394	174	231	142	3 941	35	3 975
Ikke utbygde	758	109	175	241	1 283	66	1 350
31. desember 2011
Utbygde	3 175	168	272	175	3 790	37	3 827
Ikke utbygde	990	54	118	380	1 541	58	1 599
31. desember 2012
Utbygde	2 994	140	272	292	3 698	38	3 737
Ikke utbygde	1 052	155	88	347	1 642	44	1 686
31. desember 2013
Utbygde	2 898	146	244	392	3 679	32	3 711
Ikke utbygde	1 018	423	103	314	1 858	30	1 888

Omregningsfaktorene som er benyttet er 1 standard kubikkmeter = 35,3 standard kubikkfot, 1 standard kubikkmeter oljeekvivalent = 6,29 fat oljeekvivalenter og 1 000 standard kubikkmeter gass = 1 standard kubikkmeter oljeekvivalent.

Balanseførte utgifter knyttet til produksjonsvirksomheten for olje og naturgass

Konsoliderte selskaper

(i milliarder kroner)	2013	31. desember 2012	2011
Undersøkelsesutgifter, leterettigheter og lignende	83,8	76,0	79,9
Utbyggingsutgifter, brønner, anlegg og annet utstyr, inkludert fjerningseiendeler	984,1	896,7	827,5
Sum balanseførte utgifter	1 067,9	972,7	907,4
Akkumulerte av- og nedskrivninger	-543,7	-498,2	-466,3
Netto balanseførte utgifter	524,2	474,5	441,1

Netto balanseførte utgifter fra egenkapitalkonsoliderte selskaper utgjorde 5,9 milliarder kroner per 31. desember 2013, 4,9 milliarder kroner per 31. desember 2012 og 5,6 milliarder kroner per 31. desember 2011. Beløpene er basert på balanseførte utgifter innenfor uppstrømssegmentene i konsernet, i tråd med beskrivelsen nedenfor for resultat av produksjonsaktiviteten for olje og gass.

Utgifter påløpt ved kjøp av olje og gassressurser, undersøkelses- og utbyggingsvirksomhet

I tabellen nedenfor inngår både utgifter som er balanseført og kostnader innregnet i resultatoppstillingen i 2013, 2012 og 2011.

Konsoliderte selskaper

(i milliarder kroner)	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Sum
For regnskapsåret 2013
Undersøkelsesutgifter	7,9	3,8	2,7	7,4	21,8
Utbyggingsutgifter	51,8	8,5	11,6	26,4	98,3
Kjøp av utbyggingsrettigheter	2,2	0,0	0,0	0,0	2,2
Kjøp av leterettigheter	0,0	0,4	0,0	1,8	2,2
Sum	61,9	12,7	14,3	35,6	124,5
For regnskapsåret 2012
Undersøkelsesutgifter	5,2	4,1	3,8	7,8	20,9
Utbyggingsutgifter	45,7	3,2	12,2	28,7	89,8
Kjøp av utbyggingsrettigheter	0,0	0,0	0,0	0,3	0,3
Kjøp av leterettigheter	0,0	0,4	0,0	6,0	6,4
Sum	50,9	7,7	16,0	42,8	117,4
For regnskapsåret 2011
Undersøkelsesutgifter	6,6	2,5	1,7	8,0	18,8
Utbyggingsutgifter	36,9	2,8	11,1	19,4	70,2
Kjøp av utbyggingsrettigheter	1,7	0,0	0,0	7,6	9,3
Kjøp av leterettigheter	0,1	0,3	5,1	26,2	31,7
Sum	45,3	5,6	17,9	61,2	130,0

Utgifter påløpt ved utbyggingsaktiviteter i egenkapitalkonsoliderte selskaper utgjorde 0,4 milliarder kroner i 2013 og 2012, og 0,3 milliarder kroner i 2011.

Resultat av produksjonsvirksomheten for olje og gass

I henhold til Topic 932 gjenspeiler driftsinntektene og kostnadene i tabellen nedenfor bare de som er knyttet til Statoils produksjonsvirksomhet for olje og gass.

Resultat av produksjonsvirksomheten for olje og gass omfatter de to oppstrøms rapporteringssegmentene Utvikling og produksjon Norge og Utvikling og produksjon internasjonalt slik disse er presentert i note 3 Segmentinformasjon. Beløpene i "øvrige"-linjene knytter seg til gevinster og tap fra råvarebaserte derivater, transport og prossesskostnader innenfor oppstrømssegmentene, oppstrømsrelatert forretningsutvikling og administrasjon, samt gevinster og tap fra salg av eierinteresser i olje- og gassaktivitet.

Inntektsskatt er beregnet ut fra vedtatte skattesatser og kun hensyntatt friinntekt og skattekreditter. Renter og andre elementer ikke hensyntatt i tabellene nedenfor er ikke trukket fra.

Konsoliderte selskaper

(i milliarder kroner)	Norge	Eurasia uten Norge	Afrika	Amerika	Sum
For regnskapsåret 2013
Salg	0,3	4,0	3,9	4,1	12,3
Internt salg	192,5	7,4	30,9	27,1	257,9
Andre inntekter	9,3	3,9	0,2	0,4	13,8
Sum driftsinntekter	202,1	15,3	35,0	31,6	284,0
Undersøkelseskostnader	-5,5	-3,4	-1,6	-7,5	-18,0
Produksjonskostnader	-22,3	-1,5	-3,9	-4,3	-32,0
Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger	-32,2	-2,4	-13,3	-16,2	-64,1
Andre kostnader	-5,1	-1,6	-0,5	-9,3	-16,5
Sum driftskostnader	-65,1	-8,9	-19,3	-37,3	-130,6
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	137,0	6,4	15,7	-5,7	153,4
Skattekostnad	-90,9	-2,0	-8,1	-1,0	-102,0
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	46,1	4,4	7,6	-6,7	51,4
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper	0,1	0,3	0,0	(0,3)	0,1
For regnskapsåret 2012
Salg	0,2	6,1	10,3	5,2	21,8
Internt salg	212,6	6,8	27,3	20,5	267,2
Andre inntekter	7,9	1,3	0,2	1,0	10,4
Sum driftsinntekter	220,7	14,2	37,8	26,7	299,4
Undersøkelseskostnader	-3,5	-3,6	-3,4	-7,6	-18,1
Produksjonskostnader	-22,2	-1,1	-3,5	-3,9	-30,7
Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger	-29,8	-3,0	-10,7	-12,5	-56,0
Andre kostnader	-3,6	-1,9	-0,5	-6,8	-12,8
Sum driftskostnader	-59,1	-9,6	-18,1	-30,8	-117,6
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	161,6	4,6	19,7	-4,1	181,8
Skattekostnad	-115,7	-2,0	-10,8	3,1	-125,4
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	45,9	2,6	8,9	-1,0	56,4
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper	0,1	0,5	0,0	0,8	1,4

		Eurasia
(i milliarder kroner)	Norge	uten Norge	Afrika	Amerika	Sum
For regnskapsåret 2011
Salg	0,6	5,1	4,9	0,8	11,4
Internt salg	203,6	6,1	23,1	15,1	247,9
Andre inntekter	7,9	0,4	0,0	13,8	22,1
Sum driftsinntekter	212,1	11,6	28,0	29,7	281,4
Undersøkelseskostnader	-5,1	-2,5	-2,0	-4,2	-13,8
Produksjonskostnader	-20,4	-1,3	-3,0	-2,9	-27,6
Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger	-29,7	-2,8	-6,5	-4,5	-43,4
Andre kostnader	-4,3	-2,4	-0,5	-4,8	-12,0
Sum driftskostnader	-59,5	-9,0	-12,0	-16,4	-96,9
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass før skatt	152,6	2,6	16,0	13,3	184,5
Skattekostnad	-112,6	-3,4	-9,8	2,3	-123,5
Resultat av produksjonsvirksomhet olje og gass	40,0	-0,8	6,2	15,6	61,0
Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper	0,1	0,5	0,0	0,4	1,0

Beregnet nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm knyttet til sikre olje- og gassreserver

Tabellen nedenfor viser beregnet nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm knyttet til sikre reserver. Analysen er utarbeidet i henhold til Topic 932, og benytter gjennomsnittlige priser som definert av SEC, kostnader ved årets slutt, lovbestemt skatte- og avgiftsnivå ved årets slutt, og en diskonteringsfaktor på 10 prosent på beregnede sikre reserver ved årets slutt. Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm er et utsagn om fremtidige hendelser.

Fremtidige prisendringer er kun hensyntatt i den grad det forelå kontrakter som regulerte dette ved utgangen av hvert rapporteringsår. Fremtidige utbyggings- og produksjonskostnader inkluderer de fremtidige kostnadene som er nødvendige for å utvikle og produsere beregnede sikre reserver ved årets slutt basert på kostnadsindekser ved årets slutt, og antatt at de økonomiske forhold ved årets slutt vil vedvare. Ved beregning av fremtidig netto kontantstrøm før skatt er nedstengnings- og fjerningskostnader inkludert. Fremtidig inntektsskatt beregnes ved å anvende de gjeldende lovbestemte skattesatsene ved årets slutt. Disse satsene gjenspeiler tillatte fradrag og skattekreditter og anvendes på beregnet fremtidig netto kontantstrøm før skatt, minus skattegrunnlaget for tilknyttede eiendeler. Diskontert fremtidig netto kontantstrøm beregnes ved å benytte en diskonteringssats på 10 prosent per år. Nåverdiberegningen krever årlige anslag for når fremtidige kostnader forventes å oppstå og når de sikre reservene forventes å bli produsert. Det er gjort forutsetninger med hensyn til tidspunktet for og størrelsen av fremtidige utbyggings- og produksjonskostnader og inntekter fra produksjon av sikre reserver i samsvar med kravene i Topic 932. Informasjonen gitt gjenspeiler ikke ledelsens estimat eller Statoils forventede fremtidige kontantstrømmer eller verdi av selskapets sikre reserver og må derfor ikke sees på som en sikker indikasjon på Statoils fremtidige kontantstrøm eller verdien av konsernets sikre reserver.

		Eurasia
(i milliarder kroner)	Norge	uten Norge	Afrika	Amerika	Sum
Per 31. desember 2013
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	1 700,2	273,7	205,2	257,5	2 436,6
Fremtidige utbyggingskostnader	-200,0	-80,8	-16,0	-38,9	-335,7
Fremtidige produksjonskostnader	-471,3	-125,4	-54,8	-104,3	-755,8
Fremtidig inntektsskatt	-740,9	-12,2	-50,0	-24,0	-827,1
Fremtidig netto kontantstrøm	288,0	55,3	84,4	90,3	518,0
10% årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	-120,8	-39,7	-27,6	-41,3	-229,4
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	167,2	15,6	56,8	49,0	288,6
Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	-	-	4,8	4,8
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert
investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper	167,2	15,6	56,8	53,8	293,4
Per 31. desember 2012
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	1 812,8	138,6	203,4	228,5	2 383,3
Fremtidige utbyggingskostnader	-196,1	-39,6	-16,2	-41,2	-293,1
Fremtidige produksjonskostnader	-499,1	-39,8	-55,4	-90,9	-685,2
Fremtidig inntektsskatt	-862,7	-15,0	-48,9	-25,1	-951,7
Fremtidig netto kontantstrøm	254,9	44,2	82,9	71,3	453,3
10% årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	-113,2	-25,0	-27,6	-34,7	-200,5
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	141,7	19,2	55,3	36,6	252,8
Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	-	-	1,0	1,0
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert
investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper	141,7	19,2	55,3	37,6	253,8
Per 31. desember 2011
Konsoliderte selskaper
Fremtidige netto innbetalinger	1 781,7	102,7	227,0	245,6	2 357,0
Fremtidige utbyggingskostnader	-156,5	-17,0	-23,3	-39,2	-236,0
Fremtidige produksjonskostnader	-484,6	-23,8	-51,3	-84,3	-644,0
Fremtidig inntektsskatt	-851,8	-18,2	-51,8	-36,8	-958,6
Fremtidig netto kontantstrøm	288,8	43,7	100,6	85,3	518,4
10% årlig diskontering av fremtidige kontantstrømmer	-120,0	-19,5	-38,6	-38,2	-216,3
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	168,8	24,2	62,0	47,1	302,1
Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm	-	-	-	2,5	2,5
Total nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm inkludert
investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper	168,8	24,2	62,0	49,6	304,6

Endringen i nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm fra sikre reserver

(i milliarder kroner)	2013	2012	2011
Konsoliderte selskaper
Nåverdi av framtidig netto kontantstrøm per 1. januar	252,8	302,1	202,4
Netto endring i priser og i produksjonskostnader knyttet til fremtidig produksjon	-24,0	9,6	324,2
Endringer i beregnede fremtidige utbyggingskostnader	-54,9	-63,7	-51,7
Salg av olje og gass produsert i perioden, fratrukket produksjonskostnader	-243,2	-275,1	-243,0
Netto endring på grunn av utvidelser, funn og forbedret utvinning	10,6	11,1	30,6
Netto endring på grunn av kjøp og salg av reserver	-33,9	-13,4	-1,9
Netto endring på grunn av revisjon av beregnede mengder	126,5	114,3	110,8
Utbyggingskostnader påløpt i perioden	95,1	88,7	69,6
Diskonteringseffekt	81,5	84,4	56,4
Netto endringer i inntektsskatt	78,2	-5,2	-195,3
Sum endringer i nåverdi i løpet av året	35,9	-49,3	99,7
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember	288,7	252,8	302,1
Egenkapitalkonsoliderte selskaper
Standardised measure at end of year	4,7	1,0	2,5
Nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm per 31. desember inkludert
investeringer i egenkapitalkonsoliderte selskaper	293,4	253,8	304,6

I tabellen over representerer hver endringskategori kildene til endring i nåverdi av fremtidig netto kontantstrøm fra sikre reserver på diskontert basis, hvor endringsposten "Diskonteringseffekt" representerer økningen i netto diskontert verdi av sikre olje og gass reserver som følge av at de fremtidige kontantstrømmene nå er ett år nærmere i tid.

27 Hendelser etter balansedagens utløp

Den 10. mars 2014, etter en regulær kontroll av Statoils konsernregnskap for 2012, konkluderte Finanstilsynet med at de hadde identifisert tre feil knyttet til fortolkning og anvendelse av IFRS-prinsippene for identifisering av kontantgenererende enheter (KGEer) og nedskrivningsvurderinger. Feilene er knyttet til de følgende tre forhold:

• 1. Anvendelse av pålitelighetsintervall for bruksverdi-estimater ved testing for nedskrivning av ikke-finansielle eiendeler, som etter Finanstilsynets syn ikke er i samsvar med IFRS;
• 1. KGE-identifikasjon for ukonvensjonelle landbaserte eiendeler, særlig for skiferområdet Marcellus, som etter Finanstilsynets syn burde bli delt i mer enn en KGE for nedskrivningstesting; og
• 1. Redefinering av KGEen som inneholder Cove Point kapasitetskontraktene og etablering av en separat tapsavsetning, som etter Finanstilsynets syn burde vært gjort i en finansiell periode før første kvartal 2013 da Statoil foretok full tapsavsetning for disse "take or pay" kontraktene.

For forholdene beskrevet under 1 og 2 over har Statoil akseptert Finanstilsynets fortolkninger og har anvendt slike fortolkninger i ferdigstillelsen av konsernregnskapet for regnskapsåret som utløper 31. desember 2013. Konsernets note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper reflekterer konsernets reviderte prinsippanvendelse for disse to forholdene. Statoil har ikke omarbeidet tidligere perioders konsernregnskap for hverken 2011 eller 2012 da virkningen av disse to forhold er vurdert som uvesentlig i henhold til både IAS 8 og relevant regelverk fra U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). Det blir dermed heller ingen påfølgende virkning av dette for konsernregnskapet i 2013.

For forholdet beskrevet under punkt 3 over aksepterer ikke Statoil Finanstilsynets konklusjon. Statoil er pålagt av Finanstilsynet til å "Endre sin fremtidige regnskapspraksis for redeterminering av KGEer som inneholder tapskontrakter. Korrigere den beskrevne feilen ved å etablere en separat tapsbringende kontrakts-avsetning for Cove Point kapasitetskontrakten i en finansiell periode før første kvartal 2013. Rettelsen skal presenteres i neste periodiske finansielle rapportering. Informasjon om forholdet skal gis i noter til regnskapet." I henhold til vanlig saksbehandling for slike saker etter norsk regelverk har Statoil klaget pålegget inn for Finansdepartementet og er innvilget oppsettende virkning med å utføre Finanstilsynets pålegg i påvente av endelig resultat av klagen.

Aksept av Finanstilsynets pålegg ville innebære innregning av en avsetning for tapsbringende kontrakt i Resultat før finansposter og skattekostnad i en tidligere regnskapsperiode enn første kvartal 2013. Da det er foretatt full avsetning for kontraktene i første kvartal 2013 ville Statoils egenkapital per 31. desember 2013 ikke bli påvirket. Det faktiske avsetningsbeløpet i en tidligere periode ville avhenge av hvilken periode avsetningen ville bli bokført i.

Finanstilsynets pålegg spesifiserer ikke hvilken periode før første kvartal 2013 som ville være relevant for innregning av tapsavsetningen. Hvis en separat avsetning for tapsbringende kontrakt skulle innregnes i en periode før første kvartal 2013, er det Statoils forståelse at andre kvartal 2011 ville være det mest relevante. På denne bakgrunn viser de følgende tabellene den potensielle regnskapseffekten av Finanstilsynets Cove Point-relaterte pålegg på Konsernresultatregnskapet og på Aksjonærers egenkapital for regnskapsårene 2011, 2012 og 2013.

(i milliarder kroner)	Tidligere rapportert 2011	Cove Point avsetning	Hvis omarbeidet 2011
Andre kostnader	-59,7	-7,2	-66,9
Salgs- og administrasjonskostnader	-13,2	0,6	-12,6
Resultat før finansposter og skattekostnad	211,8	-6,6	205,2
Resultat før skattekostnad	213,8	-6,6	207,2
Skattekostnad	-135,4	0,7	-134,7
Årets resultat	78,4	-5,9	72,5
Aksjonærers egenkapital	278,9	-5,9	273,0
(i milliarder kroner)	Tidligere rapportert 2012	Cove Point avsetning	Hvis omarbeidet 2012
Andre kostnader	-61,2	1,1	-60,1
Salgs- og administrasjonskostnader	-11,1	-0,1	-11,2
Resultat før finansposter og skattekostnad	206,6	1,0	207,6
Resultat før skattekostnad	206,7	1,0	207,7
Skattekostnad	-137,2	-0,1	-137,3
Årets resultat	69,5	0,9	70,4
Aksjonærers egenkapital	319,2	-5,0	314,2
(i milliarder kroner)	Tidligere rapportert 2013	Cove Point avsetning	Hvis omarbeidet 2013
Andre kostnader	-75,0	6,1	-68,9
Salgs- og administrasjonskostnader	-9,2	-0,5	-9,7
Resultat før finansposter og skattekostnad	155,5	5,6	161,1
Resultat før skattekostnad	138,4	5,6	144,0
Skattekostnad	-99,2	-0,6	-99,8
Årets resultat	39,2	5,0	44,2

Aksjonærers egenkapital 355,5 -0,0 355,5

Bytteavtale for Kai Kos Dehseh oljesandprosjekt

I januar 2014 inngikk Statoil og selskapets partner PTTEP en avtale om bytte av de to partenes respektive eierinteresser i oljesandprosjektet Kai Kos Dehseh i Alberta, Canada. Statoil vil betale et kontantmellomlegg på 0,2 milliarder amerikanske dollar i tillegg til en arbeidskapitaljustering fra den avtalte effektive dato, 1. januar 2013. Statoil fortsetter som operatør og 100 prosent eier av utviklingsprosjektene Leismer og Corner, mens PTTEP blir 100 prosent eier av områdene Thornbury, Hangingstone og South Leismer. Avtalen forutsetter vanlig myndighetsgodkjennelse i Canada. Transaksjonen vil bli innregnet i segmentet Utvikling og produksjon internasjonalt på transaksjonstidspunktet, som forventes å bli i tredje kvartal 2014.

Selskapsregnskap for Statoil ASA

RESULTATREGNSKAP STATOIL ASA - GRS

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012
Salgsinntekter	4	416,6	480,4
Resultatandel fra datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	12	49,6	63,6
Andre inntekter	12	0,0	4,0
Sum driftsinntekter		466,2	548,0
Varekostnad		-403,8	-466,8
Andre kostnader		-9,5	-8,5
Salgs- og administrasjonskostnader		-3,0	-3,4
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	11	-1,0	-0,8
Undersøkelseskostnader		-1,0	-0,9
Resultat før finansposter og skattekostnad		47,9	67,6
Netto finansposter	9	-14,7	6,9
Resultat før skattekostnad		33,2	74,5
Skattekostnad	10	6,2	-4,5
Årets resultat		39,4	70,0

På grunn av avrunding, vil sum og delsum ikke være lik total i enkelte tabeller.

BALANSE STATOIL ASA - GRS

			31 desember
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012
EIENDELER
Varige driftsmidler	11	5,3	5,3
Immaterielle eiendeler		0,2	0,0
Investeringer i datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	12	389,9	328,5
Utsatt skattefordel	10	7,1	1,0
Pensjonsmidler	19	5,2	9,4
Forskuddsbetalinger og finansielle fordringer		4,9	1,7
Finansielle fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	13	69,4	69,1
Sum anleggsmidler		481,9	415,0
Varelager	14	16,7	14,7
Kundefordringer og andre fordringer	15	48,5	42,8
Fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	13	19,0	43,1
Finansielle derivater		0,1	1,0
Finansielle investeringer	13	33,9	9,6
Betalingsmidler	16	77,0	57,4
Sum omløpsmidler		195,2	168,6
Sum eiendeler		677,1	583,6

BALANSE STATOIL ASA - GRS

			31 desember
(i milliarder kroner)	Note	2013	2012
EGENKAPITAL OG GJELD
Aksjekapital		8,0	8,0
Annen innskutt egenkapital		17,3	17,3
Fond for vurderingsforskjeller		104,3	79,2
Annen egenkapital		191,8	176,1
Sum egenkapital	17	321,3	280,6
Finansiell gjeld	18	162,6	98,4
Gjeld til datterselskap		0,1	0,1
Pensjonsforpliktelser	19	22,2	20,4
Avsetninger	20	2,0	1,3
Finansielle derivater		0,6	0,5
Sum langsiktig gjeld		187,5	120,7
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	21	37,9	31,0
Betalbar skatt		0,1	0,7
Finansiell gjeld	18	16,8	17,8
Skyldig utbytte	17	22,3	21,5
Gjeld til datterselskap	13	90,7	110,8
Finansielle derivater		0,6	0,5
Sum kortsiktig gjeld		168,3	182,3
Sum gjeld		355,8	303,0
Sum egenkapital og gjeld		677,1	583,6

KONTANTSTRØMSOPPSTILLING

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Resultat før skattekostnad	33,2	74,5
Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger	1,0	0,8
(Gevinst) tap på valutatransaksjoner	16,9	-1,9
(Gevinst) tap ved salg av anleggsmidler og andre poster	14,4	12,9
(Økning) reduksjon i langsiktige poster knyttet til operasjonelle aktiviteter	0,3	-5,3
(Økning) reduksjon i netto kortsiktige finansielle derivater	-0,4	0,2
Mottatte renter	4,3	4,0
Betalte renter	-3,3	-3,5
Betalte skatter	0,0	-0,2
Justering for arbeidskapital elementer
(Økning) reduksjon i varelager	-1,9	-1,5
(Økning) reduksjon i kundefordringer og andre fordringer	-7,7	13,1
Økning (reduksjon) i leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	6,7	-11,0
Økning (reduksjon) i kundefordringer/leverandørgjeld til/fra datterselskap	-0,6	1,1
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter	62,9	83,0
Investeringer i varige driftsmidler	-0,7	-1,1
(Økning) reduksjon i finansielle investeringer	-23,3	-10,6
Endring i utlån og andre langsiktige poster	-62,9	-75,4
Salg av eiendeler og tilbakebetaling av kapitalinnskudd	41,4	19,1
Kontantstrøm fra (benyttet til) investeringsaktiviteter	-45,5	-67,9
Ny langsiktig rentebærende gjeld	62,6	11,6
Nedbetaling langsiktig gjeld	-5,5	-3,5
Betalt utbytte	-21,5	-20,7
Netto lån, kassekreditt og annet	-7,0	2,0
Økning (reduksjon) i finansielle kundefordringer/leverandørgjeld til/fra datterselskap	-29,2	11,4
Kontantstrøm fra (benyttet til) finansieringsaktiviteter	-0,6	0,9
Netto økning (reduksjon) i betalingsmidler	16,8	16,0
Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler	2,7	-1,3
Betalingsmidler ved årets begynnelse	57,4	42,7
Betalingsmidler ved årets utgang	77,0	57,4

Økning (reduksjon) i finansielle kundefordringer/leverandørgjeld til/fra datterselskap inkluderer innskudd i konsernets internbank.

Noter til selskapsregnskapet for Statoil ASA

1 Selskapet og grunnlag for presentasjonen

Statoil ASA, opprinnelig Den Norske Stats Oljeselskap AS, ble stiftet i 1972 og er registrert og hjemmehørende i Norge.

Selskapet har forretningsadresse Forusbeen 50, 4035 Stavanger, Norge.

Statoil ASAs virksomhet består i hovedsak av undersøkelse etter og utvinning, transport, foredling og markedsføring av petroleum, avledede produkter og andre energiformer. Virksomheten drives hovedsakelig gjennom eie av, deltakelse i eller samarbeid med andre selskaper. Alle Statoil konsernets lisensandeler på norsk sokkel eies av Statoil ASAs 100% eide datterselskap Statoil Petroleum AS.

Statoil ASA er notert på Oslo Børs (Norge) og New York Stock Exchange (USA).

Statoil ASAs funksjonelle valuta er amerikanske dollar (USD), basert på en vurdering av selskapets primære økonomiske miljø og relaterte kontantstrømmer, mens presentasjonsvalutaen er norske kroner (NOK). Vekslingskurs anvendt ved årsslutt 2013 og 2012 var henholdsvis 6,08 og 5,57.

2 Vesentlige regnskapsprinsipper

Årsregnskapet til Statoil ASA ("selskapet") er avlagt i samsvar med Regnskapsloven av 1998 og god regnskapsskikk (NGAAP).

Grunnlag for utarbeidelse av årsregnskapet

Årsregnskapet legger til grunn prinsippene for historisk kost regnskap, med enkelte unntak som er beskrevet nedenfor. Regnskapsprinsippene er anvendt konsistent for alle perioder som presenteres i dette årsregnskapet.

Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metoden.

Datterselskap, tilknyttede foretak og felleskontrollerte selskap

Aksjer og andeler i datterselskap, tilknyttede foretak (selskaper hvor Statoil ASA ikke har kontroll, eller felles kontroll, men har mulighet til å utøve betydelig innflytelse over operasjonelle og finansielle prinsipper; normalt ved eierandeler mellom 20 og 50 prosent) og felleskontrollerte selskap blir regnskapsført etter egenkapitalmetoden. Egenkapitalmetoden anvendes på grunnlag av de respektive enheters regnskapsmessige rapportering utarbeidet i henhold til Statoil konsernets NGAAP-prinsipper. Goodwill som inngår i balansen til datterselskaper og tilknyttede selskaper avskrives lineært over ti år og avskrivningskostnaden er inkludert i Resultatregnskapet i Resultatandel fra datterselskaper og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper.

Statoil konsernet som operatør for felleskontrollerte eiendeler

Indirekte kostnader som personalkostnader pådratt av selskapet, blir akkumulert i kostnadspooler. Slike kostnader blir delvis allokert til Statoil Petroleum AS, til andre konsernselskaper, og til lisenser der Statoil Petroleum AS eller andre konsernselskaper er operatør, med utgangspunkt i påløpte timer. Kostnader allokert på denne måten reduserer kostnadene i selskapets Resultatregnskap.

Overføringer av eiendeler og gjeldsposter mellom Statoil ASA og datterselskap

Overføringer av eiendeler og gjeldsposter mellom Statoil ASA og selskaper som direkte eller indirekte er kontrollert av Statoil ASA, regnskapsføres med kontinuitet på bokført verdi av eiendelene og gjeldspostene som overføres.

Omregning av utenlandsk valuta

Selskapets transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til amerikanske dollar ved å benytte kursen på transaksjonsdagen. Eiendeler og gjeld som er pengeposter omregnes til amerikanske dollar ved å benytte valutakurser på balansedagen. Omregningsdifferanser som oppstår inngår i Resultatregnskapet. Poster som ikke er pengeposter og som måles basert på historisk kost i utenlandsk valuta, omregnes ved å bruke kursen på transaksjonstidspunktet.

Presentasjonsvaluta

For årsregnskapsformål omregnes Resultatregnskapet og Balansen fra funksjonell valuta til presentasjonsvaluta, norske kroner. Selskapets eiendeler og gjeld og netto-eiendeler og gjeld i egenkapitalkonsoliderte selskaper som har funksjonell valuta forskjellig fra norske kroner, omregnes til norske kroner ved å bruke kursen på balansedagen. Selskapets inntekter og kostnader og netto inntekt fra egenkapitalkonsoliderte selskaper omregnes ved å bruke kursen på transaksjonstidspunktet.

Prinsipper for inntektsføring

Inntekter knyttet til salg og transport av råolje, petroleumsprodukter og kjemiske produkter samt andre varer regnskapsføres når eiendomsretten og risikoen overføres til kunden, normalt på varenes leveringstidspunkt basert på de kontraktsfestede vilkårene i avtalen. Fysiske råvaresalg og -kjøp som ikke gjøres opp på nettobasis blir inkludert brutto i regnskapslinjene Salgsinntekter og Varekostnad i Resultatregnskapet. Handel med råvarebaserte finansielle instrumenter regnskapsføres netto, og marginen inkluderes i Salgsinntekter.

Transaksjoner med den norske stat og med Statoil Petroleum AS

Selskapet markedsfører og selger den norske stats og Statoil Petroleum AS' andel av olje- og gassproduksjonen fra den norske kontinentalsokkelen. Den norske stats deltakelse i petroleumsvirksomhet er organisert gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Kjøp og salg av SDØEs og Statoil Petroleum AS' oljeproduksjon er klassifisert som Varekostnad og Salgsinntekter. Statoil selger, i eget navn, men for den norske stats og Statoil Petroleum AS' regning og risiko, den norske stats og Statoil Petroleum AS' produksjon av naturgass. Dette salget, og relaterte utgifter refundert fra den norske stat og Statoil Petroleum AS, er regnskapsført netto i Statoil ASAs regnskap.

Ytelser til ansatte

Ytelser til lønn, bonus, trygdeavgifter, ferie og sykefravær med lønn kostnadsføres i den perioden den ansatte har utført tjenester for selskapet gjennom sitt arbeid. Regnskapsprinsipp for pensjoner og aksjebasert avlønning beskrives nedenfor.

Aksjebasert avlønning

Statoil har et bonusaksjeprogram for ansatte. Kostnaden ved aksjebaserte transaksjoner med ansatte som gjøres opp i egenkapital (bonusaksjetildeling) måles med utgangspunkt i virkelig verdi på dato for tildeling og innregnes som en kostnad over gjennomsnittlig innvinningsperiode som er 2,5 år. De tildelte aksjene regnskapsføres som en lønnskostnad og som en egenkapitaltransaksjon (inkludert i annen egenkapital).

Forskning og utvikling

Utgifter til forskning og utvikling som forventes å generere fremtidige økonomiske fordeler vurderes for balanseføring som immaterielle eiendeler i henhold til kravene i gjeldende NGAAP. Alle andre forsknings- og utviklingsutgifter kostnadsføres når de påløper. I etterfølgende perioder rapporteres balanseførte utviklingskostnader til anskaffelseskost med fradrag for akkumulerte av- og nedskrivninger.

Skattekostnad

Skattekostnad i Resultatregnskapet består av summen av betalbar skatt og utsatt skatt. Skattekostnad innregnes i Resultatregnskapet bortsett fra skatteeffekten knyttet til poster som er ført direkte mot egenkapitalen. For slike poster innregnes også skatteeffekten direkte i egenkapitalen.

Betalbar skatt er beløpet som skal betales basert på skattepliktig inntekt i regnskapsperioden, inklusive justeringer av betalbar skatt for tidligere år. Usikre skatteposisjoner og mulige skattekrav vurderes individuelt. Forventede fremtidige utbetalinger (knyttet til potensielle skattekrav, inkludert straffeskatt) inngår med beste estimat i betalbar skatt og/eller utsatt skatt. Fremtidig forventet tilbakebetaling av allerede innbetalt skatt (knyttet til omstridte skattekrav) reduserer betalbar skatt og/eller utsatt skatt kun når slik gjenvinning anses som sikker. Renteinntekter og rentekostnader relatert til skattesaker estimeres og regnskapsføres i den perioden de er opptjent eller påløpt, og inngår i Netto finansposter i Resultatregnskapet.

Utsatte skattefordeler og utsatt skattegjeld beregnes på skattereduserende og skatteøkende midlertidige forskjeller mellom balanseførte verdier og tilhørende skattemessige verdier, med enkelte unntak for førstegangsinnregning. Utsatt skatt er beregnet med utgangspunkt i forventet betaling eller gjenvinning av skatteøkende og skattereduserende midlertidige forskjeller. I beregningen benyttes de på balansedagen vedtatte eller i praksis vedtatte skattesatser.

Utsatte skattefordeler balanseføres kun i den utstrekning det er sannsynlig at selskapet vil ha fremtidig skattepliktig inntekt slik at fordelen kan utnyttes. For å balanseføre utsatt skattefordel basert på forventning om fremtidige skattepliktige inntekter kreves derfor en høy grad av sikkerhet. Faktorer som underbygger fremtidig utnyttelse kan være eksisterende kontrakter, observerbare markedspriser i aktive markeder, forventet volatilitet i handelsmarginer og liknende forhold.

Varige driftsmidler

Varige driftsmidler regnskapsføres til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Opprinnelig anskaffelseskost inkluderer kjøpesum eller byggekostnad, eventuelle utgifter nødvendig for å sette eiendelen i drift, estimat på utgifter til å demontere og fjerne eiendelen, og eventuelle låneutgifter henført til eiendeler som kvalifiserer for slik balanseføring.

Utgifter ved større vedlikeholdsprogrammer og reparasjoner omfatter utgifter til erstatning av eiendeler eller deler av eiendeler samt utgifter ved inspeksjoner og ettersyn. Utgiftene blir balanseført i de tilfellene en eiendel eller en del av en eiendel erstattes og det er sannsynlig at fremtidige økonomiske fordeler vil tilflyte selskapet. Utgifter ved inspeksjon og ettersyn i tilknytning til større vedlikeholdsprogram som planlegges og gjennomføres med mer enn ett års jevnlig mellomrom, balanseføres og avskrives over perioden frem til neste planlagte inspeksjon og vedlikeholdsarbeid. Alle andre utgifter til vedlikehold resultatføres i den perioden de påløper.

Avskrivning beregnes på grunnlag av eiendelenes forventede økonomiske levetid, normalt på lineært grunnlag. Komponenter av varige driftsmidler med en kostpris som er betydelig i forhold til den totale eiendelen avskrives separat.

Forventet økonomisk levetid for varige driftsmidler gjennomgås årlig og endringer i forventet levetid blir regnskapsført prospektivt. Et varig driftsmiddel blir fraregnet dersom det avhendes eller når ingen framtidige økonomiske fordeler forventes ved bruk av eiendelen. Gevinst eller tap ved fraregning (beregnet som forskjellen mellom netto salgssum og balanseført verdi av eiendelen) inkluderes i Andre inntekter eller Andre kostnader i den perioden eiendelen fraregnes.

Leieavtaler

Leieavtaler som i all vesentlighet overfører risiko og avkastning forbundet med eierskap til Statoil, regnskapsføres som finansielle leieavtaler under Varige driftsmidler med motpost under Finansiell gjeld. Balanseførte leide eiendeler avskrives over den korteste av estimert økonomisk levetid og leieperiode ved bruk av avskrivningsmetoder som beskrevet for varige driftsmidler ovenfor, avhengig av det leide driftsmiddelets art. Alle andre leieavtaler klassifiseres som operasjonelle leieavtaler og utgiftene innregnes i relevant driftskostnadsrelaterter lineært over leieperioden, eller basert på et annet systematisk grunnlag dersom dette gir et mer representativt bilde av de økonomiske fordelene knyttet til leieavtalen.

Statoil skiller mellom leieavtaler og kapasitetskontrakter. Leieavtaler gir rett til å bruke en bestemt eiendel for en periode, og kapasitetskontrakter gir selskapet rettigheter til, og plikt til å betale for, tilgang til en viss volumkapasitet knyttet til transport, lager, osv. Slike kapasitetskontrakter som ikke vedrører særskilte enkelteiendeler, eller som ikke omfatter det alt vesentlige av kapasiteten til en ikke-delbar rettighet knyttet til en særskilt eiendel, vurderes av selskapet å ikke kvalifisere som leieavtaler for regnskapsformål. Kapasitetsvederlag regnskapsføres som Andre kostnader i perioden der kontraktsfestet kapasitet er tilgjengelig for selskapet.

Finansielle eiendeler

Finansielle eiendeler i form av lån og fordringer bokføres til amortisert kost med anvendelse av effektiv rente-metoden. Finansielle eiendeler i handelsporteføljen klassifisert som kortsiktige finansielle investeringer er bokført til virkelig verdi med tap og gevinster inkludert i Resultatregnskapet.

Kundefordringer regnskapsføres til opprinnelig fakturert beløp med fradrag for avsetning for tap, som regnskapsføres når det foreligger objektive indikasjoner på at selskapet ikke vil motta oppgjør i samsvar med opprinnelige betingelser.

Finansielle eiendeler klassifiseres som kortsiktige dersom gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen eller de er holdt for omsetning.

Varelager

Varelager vurderes til det laveste av kostpris og netto realisasjonsverdi. Kostpris beregnes etter først-inn først-ut prinsippet og inkluderer direkte anskaffelseskostnader, frakt og tilvirkningskostnader.

Finansielle instrumenter og råvarederivater

Følgende regnskapsprinsipper benyttes for de viktigste finansielle instrumentene og råvarederivatene:

• Valutabytteavtaler balanseføres til markedsverdi, og endring i markedsverdi resultatføres.
• Rentebytteavtaler verdsettes etter laveste verdis prinsipp.
• Råvarederivater som handles over børs balanseføres til markedsverdi, og endring i markedsverdi resultatføres. Øvrige råvarederivater verdsettes etter laveste verdis prinsipp.

Betalingsmidler

Betalingsmidler omfatter kontanter, innskudd i banker og tilsvarende institusjoner, og kortsiktige særlig likvide investeringer som kan konverteres til fastsatte kontantbeløp, er eksponert for uvesentlig risiko for endringer i virkelig verdi, og som har løpetid på tre måneder eller kortere på anskaffelsestidspunktet.

Nedskrivning av varige driftsmidler

Eiendeler eller grupper av eiendeler testes for nedskrivning dersom det er indikasjoner på at den balanseførte verdien overstiger gjenvinnbart beløp. Eiendeler grupperes basert på det nivået hvor det er mulig å identifisere inngående kontantstrømmer som er uavhengig av kontantstrømmer fra andre grupper av eiendeler.

Ved vurderingen av om et varig driftsmiddel må nedskrives, sammenlignes driftsmiddelets bokførte verdi med gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp viser seg ofte å være selskapets estimerte bruksverdi, som beregnes ved bruk av diskonterte kontantstrømmer. Når nedskrivningsvurderinger gjennomføres basert på bruksverdi, risikojusteres de fremtidige forventede kontantstrømmer i forhold til det aktuelle driftsmiddel og neddiskonteres ved bruk av reell diskonteringsrente etter skatt, basert på selskapets gjennomsnittlige kapitalkostnad (WACC) etter skatt.

Dersom vurderingen tilsier at eiendelens verdi er forringet, blir eiendelen nedskrevet til gjenvinnbart beløp, som er det høyeste av eiendelens virkelige verdi fratrukket salgskostnader og eiendelens bruksverdi. Nedskrivning reverseres i den grad betingelsene for nedskrivning ikke lenger er til stede.

Finansielle forpliktelser

Rentebærende obligasjonslån, banklån og annen gjeld som klassifiseres som finansielle forpliktelser, regnskapsføres til opptrekkskurs ved førstegangsinnregning og måles deretter i henhold til effektiv rentemetoden. Utstedelseskostnader og eventuell rabatt eller overkurs på oppgjør blir hensyntatt ved beregning av amortisert kost. Gevinster og tap som oppstår som følge av tilbakekjøp, oppgjør eller kansellering av forpliktelser innregnes under henholdsvis Renteinntekter og andre finansielle poster og Renter og andre finansieringskostnader i Netto Finansposter. Finansielle forpliktelser klassifiseres som kortsiktige dersom gjenværende løpetid er mindre enn 12 måneder fra balansedagen, eller hvis de er finansielle instrumenter holdt for omsetning.

Skyldig utbytte

Årets utbytte er vist som Skyldig utbytte under Kortsiktig gjeld. Skyldig utbytte krever godkjenning fra Generalforsamlingen før utbetaling.

Pensjonsforpliktelser

Statoil ASA har pensjonsplaner for de ansatte som gir den ansatte rett til et nærmere definert beløp fra pensjonstidspunktet. Beløp ansatte vil motta er avhengig av mange faktorer, herunder opptjeningstid, pensjonsår og fremtidig lønnsøkning. Selskapet anvender IAS 19 Ytelser til ansatte.

Selskapets forholdsmessige andel av flerforetaks ytelsesplaner innregnes som forpliktelse i balansen i den grad tilstrekkelig informasjon er tilgjengelig og forpliktelsen kan estimeres pålitelig.

Selskapets netto pensjonsforpliktelse knyttet til ytelsesplaner beregnes separat for hver plan ved å estimere det fremtidige beløpet som den ansatte har opptjent basert på ytelse i inneværende og tidligere perioder. Dette beløpet diskonteres for å beregne nåverdien av forpliktelsen, og virkelig verdi av eventuelle pensjonsmidler trekkes fra. Diskonteringsrenten som benyttes fastsettes med henvisning til markedsrenten på balansedagen og reflekterer tilnærmet løpetid for selskapets forpliktelser. Diskonteringsrenten er basert på norske obligasjoner med fortrinnsrett for hoveddelen av pensjonsforpliktelsene. Kostnadene ved pensjonsplanene utgiftsføres over perioden der ansatte utfører tjenester og opparbeider rett til å motta ytelser. Beregningene blir utført av en ekstern aktuar.

Netto renteelement for ytelsesplaner beregnes ved å anvende fastsatt diskonteringsrente på netto ytelsesbasert pensjonsforpliktelse (eiendel). Rentekostnads-elementet bestemmes ved å anvende diskonteringsrenten på forpliktelsens nåverdi i begynnelsen av perioden, og hensynta alle vesentlige endringer i pensjonsforpliktelsen i løpet av året. Renteinntekten på pensjonsmidlene bestemmes ved å anvende diskonteringsrenten på nåverdi av midlene ved periodens begynnelse, justert for endringer i den virkelige verdien av pensjonsmidlene som følge av faktiske bidrag innbetalt til ordningen og faktiske ytelser utbetalt fra ordningen. Netto renteelementet innregnes i resultatregnskapet som en del av netto pensjonskostnad i Resultat før finansposter og skattekostnad. Forskjellen mellom netto renteinntekt og faktisk avkastning innregnes direkte mot egenkapitalen.

Kostnader ved tidligere perioders pensjonsopptjening innregnes ved planendringer (etablering eller tilbakekalling av, eller endringer i, en ytelsesplan) eller når avkorting (vesentlig reduksjon av antallet ansatte som av enheten er inkludert i ordningens medlemskap) finner sted, eller når relaterte omstruktureringskostnader eller sluttvederlag blir innregnet. Forpliktelsen og de tilhørende pensjonsmidlene blir målt på nytt basert på oppdaterte aktuarmessige forutsetninger, og den beregnede gevinsten eller tapet innregnes i Resultatregnskapet.

Aktuarmessige gevinster og tap innregnes i Konsolidert oppstilling over innregnede inntekter og kostnader i den perioden gevinsten eller tapet oppstår. Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til sluttvederlagsavsetning innregnes i konsernresultatregnskapet i perioden de oppstår. Da morselskapet Statoil ASAs funksjonelle valuta er USD vil den vesentligste del av konsernets pensjonsforpliktelser være betalbar i utenlandsk valuta (dvs. NOK). Aktuarmessige gevinster og tap knyttet til morselskapets pensjonsforpliktelser inkluderer følgelig effekten av valutaomregning.

Tilskudd til pensjonsplaner som er tilskuddsplaner kostnadsføres etter hvert som tilskuddsbeløpene opptjenes av de ansatte.

Avsetninger

Forpliktelser regnskapsføres dersom en tidligere hendelse innebærer at selskapet har en juridisk forpliktelse eller på annet grunnlag antas å ha en forpliktelse som med sannsynlighet vil medføre fremtidig utbetalinger, forutsatt at forpliktelsen kan estimeres pålitelig. Hvis tidsverdien er vesentlig, beregnes avsetningen som den neddiskonterte verdien av de forventede fremtidige kontantstrømmene. Diskonteringsrenten er en før skatt rente som reflekterer eksisterende markedsvurderinger og tar hensyn til spesifikke risikoforhold knyttet til forpliktelsen der dette er relevant.

Tapsbringende kontrakter

Selskapet regnskapsfører som avsetning kontraktsfestede forpliktelser knyttet til kontrakter definert som tapsbringende. Kontrakter vurderes som tapsbringende dersom de uunngåelige utgiftene i henhold til kontrakten overstiger de økonomiske fordelene som forventes mottatt i tilknytning til samme kontrakt. En kontrakt som utgjør en integrert del av driften til en kontantgenererende enhet med eiendeler tilordnet den aktuelle kontrakten, og hvor de økonomiske fordelene ikke pålitelig kan skilles fra andre deler av den kontantgenererende enheten, inngår i nedskrivningsvurderingene for den aktuelle kontantgenererende enheten.

Bruk av estimater

Utarbeidelse av regnskap forutsetter at selskapet benytter estimater og forutsetninger som påvirker Resultatregnskapet og verdsettelsen av eiendeler, gjeld og noteopplyste latente forpliktelser på balansedatoen. Faktiske resultater kan avvike fra estimatene.

Selskapets virksomhet og det høye antallet land hvor virksomheten drives, innebærer at selskapet er utsatt for endringer i økonomiske, regulatoriske og politiske forhold. Selskapet tror ikke at det i den nærmeste framtid er spesielt sårbart eller risikoutsatt som følge av konsentrasjon av aktivitetene.

3 Finansiell risikostyring og derivater

Finansiell risiko

Statoil ASAs aktiviteter eksponerer konsernet for finansiell risiko som:

• Markedsrisiko (inkludert råvareprisrisiko, valutarisiko og renterisiko)
• Kredittrisiko
• Likviditetsrisiko

Markedsrisiko

Statoil ASA opererer i verdensmarkedene for råolje, raffinerte produkter, naturgass og elektrisitet, og er eksponert for markedsrisikoer knyttet til endringer i prisene på hydrokarboner, valutakurser, rentesatser og elektrisitetspriser som kan påvirke inntekter og kostnader ved drift, investeringer og finansiering.

I forbindelse med salg av selskapets råvarer har Statoil ASA etablert retningslinjer for å inngå derivatkontrakter for å styre råvareprisrisiko, valutakursrisiko og renterisiko. Selskapet benytter både finansielle og råvarebaserte derivater for å styre risikoene knyttet til inntekter og nåverdien på fremtidige kontantstrømmer.

Råvareprisrisiko

Råvareprisrisikoen er Statoil ASAs mest betydelige kortsiktige markedsrisiko. For å styre den kortsiktige råvareprisrisikoen inngår Statoil ASA råvarebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures, opsjoner, ikke-børsnoterte (over-the-counter - OTC) terminkontrakter, og ulike typer bytteavtaler knyttet til råoljeog petroleumsprodukter, naturgass og elektrisitet.

Derivater knyttet til råolje og øvrige petroleumsprodukter handles hovedsakelig på InterContinental Exchange (ICE) i London, New York Mercantile Exchange (NYMEX), i det ikke-børsnoterte (OTC) Brent-markedet og i markeder for bytteavtaler knyttet til råolje og raffinerte produkter. Derivater knyttet til naturgass og elektrisitet er hovedsakelig OTC fysiske terminkontrakter og opsjoner, NASDAQ OMX Oslo (tidligere Nordpool) terminkontrakter, samt NYMEX og ICE futures.

Løpetiden for råolje- og raffinerte oljeproduktderivater er vanligvis under ett år og for naturgass- og elektrisitetsderivater er løpetiden vanligvis tre år eller kortere.

Valutarisiko

Statoil ASAs driftsresultater og kontantstrømmer er påvirket av valutasvingninger, og den viktigste valuta er NOK mot USD. Valutarisiko styres på selskapsnivå i samsvar med etablerte retningslinjer og mandater.

Statoil ASAs kontantstrømmer fra olje- og gass salg, driftsutgifter og investeringer er hovedsakelig i amerikanske dollar, mens skatt og utbytte er i norske kroner. Statoil ASAs valutastyring er hovedsakelig knyttet til å sikre skatt- og utbyttebetalinger i norske kroner. Dette betyr at selskapet regelmessig kjøper betydelige NOK beløp ved bruk av konvensjonelle derivatinstrumenter med levering på et fremtidig tidspunkt.

Den etterfølgende valutarisikosensitiviteten er ved utgangen av 2013 beregnet ved å forutsette en 9 prosent endring i valutakursen mellom NOK og USD. Ved utgangen av 2012 ble en endring på 9 prosent forutsatt som sannsynlig endring. En økning av valutakursen med 9 prosent betyr at den underliggende transaksjonsvalutaen har styrket seg.

(i milliarder kroner)	Gevinst scenario	Tap scenario
31. desember 2013
Norske kroner (9% sensitivitet)	10,4	-10,4
31. desember 2012
Norske kroner (9% sensitivitet)	13,5	-13,5

Renterisiko

Obligasjonslånene er vanligvis utstedt med fast rente i ulike lokale valutaer (blant annet USD, EUR og GBP). Obligasjonslånene kan endres til flytende USD rente ved å benytte rente- og valutaswapper. Statoil ASA styrer renterisiko på obligasjonsgjeld basert på risiko- og kostnadshensyn fra et helhetlig risikostyring perspektiv. Dette betyr at andel på fast/flytende renteeksponering kan variere over tid. I løpet av 2013 vedtok Statoil ASA en høyere andel av fastrente eksponering på sin obligasjonsgjeld. For mer detaljert informasjon om konsernets langsiktige gjeldsportefølje se note 18 Finansiell gjeld

For sensitiviteten knyttet til renterisiko er det forutsatt en endring på 1,0 prosentpoeng i beregningen for 2013. For 2012 ble det forutsatt en endring på 0,7 prosentpoeng som sannsynlig endring. En rentenedgang vil resultere i en gevinst mens renteøkning resulterer i et tap. Inkludert i rentesensitiviteten er endringer i virkelig verdi av rentederivater som for tiden er innregnet til virkelig verdi i Balansen siden virkelig verdi er lavere enn kostprisen ved utgangen av 2013 og 2012. Når rentene går ned vil virkelig verdi av disse instrumentene bli høyere enn kostprisen og derfor vil ikke hele endringen i virkelig verdi som følge av en rentenedgang bli innregnet i Resultatregnskapet. De estimerte gevinster og tap er presentert i følgende tabell.

(i milliarder kroner)	Gevinst scenario	Tap scenario
31. desember 2013
Renterisiko (1,0 prosentpoeng sensitivitet)	0,1	-0,1
31. desember 2012
Renterisiko (0,7 prosentpoeng sensitivitet)	0,2	-0,2

Likviditetsrisiko

Likviditetsrisiko er at Statoil ASA ikke er i stand til å gjøre opp sine finansielle forpliktelser når de forfaller. Formålet med likviditets- og kortsiktig gjeldsstyring er å sikre at Statoil ASA til en hver tid har tilstrekkelige midler tilgjengelig for å dekke sine finansielle forpliktelser.

Statoil ASA styrer likviditet og finansiering på selskapsnivå, som sikrer tilstrekkelig likviditet til å dekke operasjonelle krav. Statoil ASA har høy fokus og oppmerksomhet på kreditt- og likviditetsrisiko. For å sikre nødvendig finansiell fleksibilitet, som inkluderer å gjøre opp Statoil ASAs finansielle forpliktelser, opprettholder Statoil ASA en konservativ likviditetsstyring. For å identifisere fremtidige langsiktige finansieringsbehov, utarbeider Statoil ASA tre års prognoser for likviditetsutvikling minst en gang i måneden. I løpet av 2013 ble Statoil ASAs samlede likviditet ytterligere styrket.

De største utbetalinger er den årlige utbyttebetalingen og årlige skattebetalinger. Hvis den månedlige prognosen for likviditetsutvikling viser at likvide eiendeler én måned etter skatt- og utbyttebetaling er under definerte minimumsnivå, skal opptak av langsiktig finansiering vurderes.

For informasjon om Statoil ASAs langsiktige finansielle forpliktelser, se note 18 Finansiell gjeld.

Den vesentligste delen av Statoil ASAs finansielle gjeld relatert til finansielle derivater, både børshandlede og ikke-børshandlede råvarebaserte derivater samt finansielle derivater, unntatt noen rentederivater klassifisert som langsiktige i Balansen, har forfall innenfor ett år basert på den underliggende leveringsperioden for kontraktene som er inkludert i porteføljen. Rentederivater klassifisert som langsiktige i Balansen har forfall fra 2016 til 2043.

Kredittrisiko

Kredittrisiko er risikoen for at Statoil ASAs kunder eller motparter i finansielle instrumenter vil påføre selskapet finansielt tap ved ikke å oppfylle sine forpliktelser. Kredittrisiko oppstår gjennom kreditteksponering knyttet til kundefordringer samt fra finansielle investeringer, finansielle derivatinstrumenter og innskudd hos finansielle institusjoner.

Sentrale elementer i selskapets styring av kredittrisiko er:

• En global kredittpolitikk
• Kredittmandater
• En intern prosess for kredittevaluering
• Risikoavlastningsinstrumenter
• En kontinuerlig overvåking og styring av kreditteksponering

Før transaksjoner inngås med nye motparter, krever selskapets kredittpolitikk at motpartene er formelt identifisert og godkjent. I tillegg fastsettes en intern kredittrating og kredittgrense for alle salgs-, handels- og finansielle motparter. Alle etablerte motparter revurderes minimum årlig og eksponering overvåkes kontinuerlig. Kredittevalueringen er basert på kvantitative og kvalitative analyser av finansiell og annen relevant informasjon. I tillegg vurderer Statoil ASA betalingshistorikk, motpartens størrelse og diversifisering, samt bransjerisiko knyttet til motparten. Den interne risikoklassifiseringen reflekterer Statoil ASAs vurdering av motpartens kredittrisiko. Grenser for kreditteksponering fastsettes på bakgrunn av kredittevalueringen kombinert med andre faktorer, som forventede karakteristika ved transaksjonen og bransjen. Kredittmandatene definerer akseptabel kredittrisiko, og er besluttet av selskapets ledelse. Kredittmandatene blir regelmessig vurdert med hensyn til endrede markedsforhold.

Statoil ASA bruker flere instrumenter for å avlaste og kontrollere kredittrisiko, både per motpart og på porteføljenivå. Hovedinstrumentene som benyttes er ulike typer bank- og morselskapsgarantier, forskuddsbetalinger og depositumer. For bankgarantier godtas kun garantier fra internasjonale banker med "investment grade" kredittrating.

Statoil ASA har forhåndsdefinerte grenser for porteføljens gjennomsnittlige rating, samt for maksimal kreditteksponering for den enkelte motpart. Porteføljen overvåkes regelmessig, og den enkelte motparts eksponering kontrolleres daglig i forhold til etablert kredittgrense. Den totale kredittporteføljen til Statoil ASA er geografisk diversifisert på en rekke motparter innen olje og energisektoren, i tillegg til større olje- og gassbrukere samt finansielle motparter. Størstedelen av selskapets eksponering er med selskaper med "investment grade" rating.

Måling av virkelig verdi for finansielle derivater

Statoil ASA måler finansielle derivater til virkelig verdi når instrumentet er del av en handelsportefølje og er handlet på en autorisert børs. Dette kan typisk være terminkontrakter handlet på den nordiske elektrisitetsbørsen NASDAQ OMX Oslo (tidligere Nordpool). Andre finansielle derivater er innregnet i Balansen til det laveste av kostpris og virkelig verdi. Endringer i bokført verdi av finansielle derivater er innregnet i Resultatregnskapet innenfor Salgsinntekt eller innenfor Netto finansposter. Statoil ASAs portefølje av finansielle derivater består av råvarebaserte derivater, samt rente- og valutaderivater.

Den etterfølgende tabellen viser estimert virkelig verdi og netto bokført verdi av Statoil ASAs finansielle derivater unntatt for rentederivater og valuta rentederivater der tabellen kun inneholder virkelig verdi justeringen mens påløpte renter er presentert innenfor kortsiktig Finansiell gjeld og valuta revalueringen er presentert innenfor langsiktig Finansiell gjeld.

(i milliarder kroner)	Virkelig verdi eiendeler	Virkelig verdi forpliktelser	Netto virkelig verdi
31. desember 2013
Valutainstrumenter	0,1	-0,5	-0,4
Renteinstrumenter	0,0	-0,6	-0,6
Råolje og raffinerte produkter	0,0	0,0	0,0
Naturgass og elektrisitet	0,1	-0,1	-0,1
Sum	0,1	-1,2	-1,1
31. desember 2012
Valutainstrumenter	0,6	0,0	0,6
Renteinstrumenter	0,0	-0,5	-0,5
Råolje og raffinerte produkter	0,2	-0,2	0,0
Naturgass og elektrisitet	0,2	-0,3	-0,1
Sum	1,0	-1,0	0,0

I tillegg til disse balanseførte virkelige verdiene fra finansielle derivater har Statoil ASA inngått rente- og valutabytteavtaler hvor de virkelige verdiene ved utgangen av 2013 og 2012 var høyere enn kost, og virkelig verdi justeringene er derfor ikke balanseført. Per 31. desember 2013 var de virkelige verdi justeringene som ikke er balanseført 7,0 milliarder kroner. Ved utgangen av 2012 var de virkelige verdi justeringene som ikke var bokført 13,6 milliarder kroner.

Ved fastsettelse av virkelig verdi av finansielle derivater bruker Statoil ASA priser notert i et aktivt marked så langt det lar seg gjøre. Når slike priser ikke er tilgjengelige bruker selskapet input som er observerbare enten direkte eller indirekte i markedet som basis for verdsettingsmetoder som diskontert kontantstrømanalyser eller prismodeller. Finansielle instrumenter innregnet i Statoil ASAs balanse måles til virkelig verdi ved bruk av verdsettelsesteknikker. En slik måling vil typisk være når Statoil ASA bruker terminpriser på råolje, naturgass, renter og valutakurser som input i selskapets verdsettelsesmodeller for å fastsette virkelig verdi på sine finansielle derivater.

4 Salgsinntekter

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Eksterne salgsinntekter	371,2	400,6
Inntekter fra konsernselskaper	45,3	79,8
Salgsinntekter	416,6	480,4

5 Lønnskostnader

Statoil ASA lønnskostnader 2013

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner, unntatt gjennomsnittlig antall årsverk)	2013	2012
Lønnskostnader	19,8	18,5
Pensjonskostnader	4,4	-0,4
Arbeidsgiveravgift	3,0	2,9
Andre lønnskostnader	2,1	2,3
Sum	29,3	23,3
Gjennomsnittlig antall årsverk	20 328	19 645

Den negative pensjonskostnaden i 2012 er i hovedsak forårsaket av innregning av gevinst som følge av Statoils avvikling av gavepensjonsordningen som en del av tidligpensjonsordningen, for ytterligere informasjon se note 19 Pensjoner.

Ytelser til styret i 2013

Medlemmer av styret 2013 (i tusen kroner)	Ytelser til styret	Revisjons- utvalget	Kompensasjons- utvalget	HSEE utvalget	Ytelser totalt
Svein Rennemo	682		77		759
Grace Reksten Skaugen	435		112		547
Roy Franklin*	274	61		42	377
Jakob Stausholm	348	193			541
Bjørn Tore Godal	348		77	87	512
Lady Barbara Singer Judge*	274	61			335
Lill Heidi Bakkerud	348			69	417
Morten Svaan*	169	61			230
Einar Arne Iversen*	169				169
Børge Brende**	273			44	317
Maria Johanna Oudeman	491	129			620
Catherine Jeanne Hughes***	238	58			296
James Joseph Mulva***	238			37	275
Stig Lægreid***	178			37	215
Ingrid Elisabeth Di Valerio***	178	59			237
Totalt	4 643	622	266	316	5 847

* Medlem til og med 30. juni 2013

** Medlem til og med 15. oktober 2013

*** Medlem fra 1. juli 2013

Ytelser til ledende ansatte i 2013 (i tusen kroner)

	Fast godtgjørelse
Medlemmer av konsernledelsen	Fast lønn 1)	LTI 2)	Bonus	Skattepliktige naturalytelser	Skattbar lønn	Ikke skattepliktige naturalytelser	Estimert pensjons- kostnad 3)	Nåverdi av pensjons forpliktelse 4)
Lund Helge	7 596	2 112	3 409	669	13 786	503	4 476	46 369
Reitan Torgrim	3 114	689	1 019	133	4 955		627	16 257
Sjøblom Tove Stuhr 5)	194			16	210	16	684	18 870
Bacher Lars Christian	2 937	671	634	366	4 608	427	711	15 425
Dodson Timothy	3 432	750	1 297	139	5 618	318	972	24 792
Øvrum Margareth	3 750	840	1 251	194	6 035	108	1 103	43 166
Michelsen Øystein	3 522	838	1 041	334	5 735	191	834	35 993
Sætre Eldar	3 524	836	1 038	367	5 765		1 003	42 360
Maloney William	3 985	2 451	2 733	786	9 955	159	627
Knight John	5 172	2 426	2 426	754	10 778		1 034

1) I fastlønn inngår foruten grunnlønn også feriepenger og andre administrativt fastsatte godtgjørelser.

2) I langtidsinsentivordning (LTI ordning) ligger en forpliktelse til å investere nettobeløpet i Statoil aksjer. Deltakerne er videre forpliktet til å beholde aksjene i en periode på tre år. LTI-elementet oppgis i tildelingsåret.

Medlemmer av konsernledelsen ansatt i utenlandske datterselskap har en LTI ordning som avviker fra modellen som benyttes i morselskapet. Et nettobeløp tilsvarende årlig bonus benyttes for kjøp av Statoil aksjer.

3) Pensjonskostnad er estimert basert på aktuarmessige forutsetninger og pensjonsgivende inntekt per 31. desember 2013, som er innregnet i Resultatregnskapet i 2013. Arbeidsgiveravgift er ikke inkludert.

Medlemmer av konsernledelsen ansatt i utenlandske datterselskap har en innskuddsbasert pensjonsordning.

4) Økningen i pensjonsforpliktelsen skyldes i hovedsak endringer i den underliggende mortalitetsforutsetningen.

5) Tove Stuhr Sjøblom gikk ut av Statoils konsernledelse 1. februar 2013.

Ytelser til ledende ansatte i 2012 (i tusen kroner)

	Fast godtgjørelse
Medlemmer av konsernledelsen	Fast lønn	LTI	Bonus	Skattepliktige naturalytelser	Skattbar lønn	Ikke skattepliktige naturalytelser	Estimert pensjons- kostnad	Nåverdi av pensjons forpliktelse
Lund Helge	7 224	2 050	3 307	681	13 262	537	4 950	37 515
Reitan Torgrim	2 721	640	1 102	113	4 576	0	666	10 965
Sjøblom Tove Stuhr	2 472	582	723	317	4 094	269	646	14 020
Mellbye Peter	2 575	583	958	243	4 359	0	1 057	41 485
Bacher Lars Christian 1)	935	65	0	81	1 081	203	552	10 424
Dodson Timothy	3 151	706	1 215	135	5 207	386	1 081	16 982
Øvrum Margareth	3 570	810	1 205	199	5 784	195	1 127	34 192
Michelsen Øystein	3 372	812	1 009	379	5 572	277	875	26 309
Sætre Eldar	3 417	810	1 005	395	5 627	0	1 046	32 532
Maloney William	3 851	2 353	2 353	710	9 267	139	602	0
Knight John	4 983	3 269	3 269	754	12 275	0	997	0

1) Lars Christian Bacher ble medlem av Statoils konsernledelse 1. september 2012.

Erklæring om lederlønn og andre ansettelsesbetingelser for Statoils konsernledelse

I henhold til Allmennaksjeloven § 6-16 a, vil styret legge frem følgende erklæring vedrørende belønning av Statoils konsernledelse på den ordinære generalforsamlingen i 2014:

1. Belønningspolitikk og belønningskonsept for regnskapsåret 2013

1.1 Belønningspolitikk og prinsipper

Selskapets etablerte belønningsprinsipper og konsepter vil i all hovedsak bli videreført i regnskapsåret 2014. Som beskrevet i avsnitt 1.2 nedenfor forventes den pågående evalueringen av endringer i selskapets generelle pensjonsordning sluttført og konkludert i 2014.

Belønningskonseptet er en integrert del av vårt verdibaserte rammeverk for prestasjonsstyring og skal:

• reflektere vår globale konkurransedyktige markedsstrategi og lokale markedsforhold
• styrke interessefellesskapet mellom selskapets ansatte og dets eiere
• være i samsvar med lovgivning, god eierstyring og selskapsledelse
• være rettferdig, transparent og ikke-diskriminerende
• belønne og anerkjenne leveranse og atferd likt
• differensiere basert på ansvar og prestasjoner
• belønne både kort- og langsiktige bidrag og resultater.

1.2 Belønningskonseptet for konsernledelsen

Statoils belønningskonsept for konsernledelsen består av følgende hovedelementer:

• Fastlønn (grunnlønn og langtidsinsentiv LTI)
• Variabel lønn
• Andre ytelser (i første rekke pensjon, forsikring og aksjespareprogram)

Fastlønn består av grunnlønn og en langtidsinsentivordning. Statoil vil videreføre den etablerte langtidsinsentivordningen for et begrenset antall toppledere og personell i faglige nøkkelstillinger. Ordningen er utformet som et fastlønnselement med en forpliktelse til investering i Statoil aksjer. Formålet med LTI ordningen er å styrke interessefellesskapet med våre aksjonærer og å bidra til å beholde våre toppledere og ansatte i faglige nøkkelstillinger. Medlemmer av konsernledelsen deltar i ordningen.

Det eneste variable lønnselementet som benyttes for morselskapets øverste ledelse er en bonusordning med et maksimalt potensiale på 50 prosent av fastlønn (i henhold til Retningslinjer for ansettelsesvilkår for ledere i statlige foretak og selskaper). Selskapets system for variabel lønn vil bli videreført i 2014.

Blant øvrige ytelser av betydning til selskapets øverste ledelse inngår den generelle pensjonsordningen, selskapets forsikringsordninger og aksjespareprogram. Arbeidet med evaluering av endringer i den generelle pensjonsordningen i morselskapet forventes sluttført og konkludert i 2014. Denne evalueringen innbefatter en vurdering av spørsmålet om å erstatte den nåværende ytelsesbaserte ordningen med en innskuddsbasert ordning. Dette omfatter også pensjonsopptjening for pensjonsgrunnlag utover 12 ganger grunnbeløpet i folketrygden (G).

En revidert pensjonsordning for nye medlemmer av konsernledelsen i tråd med Retningslinjer for ansettelsesvilkår for ledere i statlige foretak og selskaper, vil bli utviklet og implementert når endringene i den generelle pensjonsordningen er fastlagt.

Det er gjort avvik fra de generelle prinsippene som skisseres nedenfor for to av medlemmene i konsernledelsen. Disse avvikene ble implementert 1. januar 2011 og er også beskrevet i erklæringer om lederlønn og andre ansettelsesbetingelser for Statoils konsernledelse i foregående år. Avvikene er dokumentert i avsnitt 3.1 nedenfor.

Ytterligere detaljer om de viktigste elementene i Statoils belønningskonsept for den øverste ledelsen er beskrevet i oversikten nedenfor.

	Hovedelementer - Statoils lederlønnskonsept
Belønnings element	Målsetning	Belønningsnivå	Prestasjonskriterier
Grunnlønn	Tiltrekke og beholde høyt presterende med arbeidere gjennom å tilby konkurranse dyktige men ikke markedsledende betingelser.	Grunnlønnen skal være konkurransedyktig i markedene selskapet opererer i og skal reflektere den enkeltes ansvar og prestasjoner.	Prestasjonsvurderingen er basert på oppnåelse av forhåndsdefinerte mål, se "Variabel lønn" nedenfor. Grunnlønnen er normalt gjenstand for årlig vurdering.
Langtids insentiv (LTI)	Styrke interesse-felles skapet mellom selska pets øverste ledere og våre aksjeeiere samt beholde ansatte i nøk kel- stillinger.	Langtidsinsentivordningen er et fastlønnselement som blir beregnet i prosent av deltakernes grunnlønn. LTI utgjør 20 - 30 prosent avhengig av deltakerens stilling. Selskapet kjøper aksjer tilsvarende netto årssum på vegne av deltakeren. Aksjene er bundet i tre år, og frigjøres så for deltakerens disponering.	I Statoil ASA er LTI et fastlønnselement. Deltakelse i langtidsinsentivprogrammet og størrelsen på det årlige LTI elementet reflekterer nivå og tyngde for stillingen og er ikke direkte knyttet til stillings innehavers prestasjoner.
Variabel lønn	Motivere og belønne deltakere for oppnå else av leveranse- og atferdsmål.	Konsernsjefen er berettiget en årlig bonus mellom 0 og 50prosent av fastlønn. Målbonus[1] er 25 prosent. På tilsvarende måte har konserndirektørene en årlig bonus med utbetaling mellom 0 og 40 prosent av fastlønn. Målbonus er 20 prosent.	Oppnåelse av årlige leveransemål (leveranse og atferd) innrettet mot å skape langvarig og bærekraf tig verdi for aksjonærene. Prestasjonsvurderingen er basert på balansert måltavle med mål innenfor områdene Mennesker og organisasjon, Helse, sik kerhet og miljø, Drift, Marked og Finans. I tillegg inngår oppnåelse av individuelle atferdsmål i vurderingen. I prestasjonskontrakten til konsernsjef og konserndirektør for økonomi og finans er ett av flere mål relatert til selskapets relative samlede avkastning til eierne (Total Shareholder Return; TSR). Størrelsen på den årlige variable lønnen besluttes etter en samlet prestasjonsvurdering av resultater i forhold til forskjellige mål inkludert, men ikke begrenset til, selskapets relative TSR.
Pensjons og forsikrings ordninger[2]	Tilby konkurranse dyktige betingelser.	Statoil ASAs nåværende pensjonsordning er en ytel sesbasert ordning med pensjonsnivå på 66 prosent av pensjonsgivende inntekt forutsatt 30 års opptjenings tid. Det tas ved beregningen hensyn til antatt pensjon fra Folketrygden. For å få full alderspensjon fra dagens ytelsesbaserte tjenestepensjonsordning må man være medlem i pensjonsordningen fram til pensjonsalder.	I/A
Aksjespare program	Styrke interesse fellesskapet mellom ansatte og aksjeeiere og belønne verdiskap ning over tid.	Aksjer kan kjøpes til markedspris for inntil 5 prosent av deltakers grunnlønn.	En bonusaksje per kjøpt aksje tildeles dersom aksjene er beholdt i minst to år og deltakeren fortsatt er ansatt i selskapet.

[1] Målbonus reflekterer fullt tilfredsstillende oppnåelse av mål

[2] Som beskrevet i avsnitt 1.2 ovenfor er selskapets generelle pensjonsordning gjenstand for evaluering

1.3 Pensjons- og forsikringsordninger

Pensjonsordningene for medlemmer av konsernledelsen, inkludert konsernsjef, er supplerende individuelle avtaler til selskapets alminnelige pensjonsordning.

Konsernsjef har, på gitte vilkår i henhold til sin pensjonsavtale av 7. mars 2004, rett til en pensjon på 66 prosent av pensjonsgivende inntekt. Opptjeningstiden er 15 år og pensjonsalder er 62 år.

To av konserndirektørene har pensjonsvilkår i henhold til en tidligere standardordning som ble innført i oktober 2006. Disse er på gitte vilkår berettiget til en pensjon på 66 prosent av pensjonsgivende inntekt ved en pensjonsalder på 62 år. Ved beregning av medlemstid i Statoils pensjonsordning har de rett til et halvt år ekstra medlemstid for hvert år den enkelte har tjenestegjort som konserndirektør.

I tillegg hadde tre av Statoils konserndirektører i 2013 separate avtaler om pensjonsalder ved 65 år og et førtidspensjonsnivå på 66 prosent av pensjonsgivende inntekt.

De individuelle pensjonsvilkårene for konserndirektører som er beskrevet ovenfor er et resultat av forpliktelser i henhold til tidligere inngåtte avtaler.

I henhold til styrets beslutning av 7. februar 2012 er selskapets standard pensjonsordninger for konserndirektører som representerer avvik fra Statoil ASAs alminnelige pensjonsordning avviklet og vil ikke gjelde for nye utnevnelser til konsernledelsen.

Pensjonsopptjening for pensjonsgivende inntekt utover 12G er ført i resultatregnskapet og er ikke innbetalt til en egen juridisk enhet.

I tillegg til pensjonsvilkårene som er beskrevet ovenfor, vil konserndirektørene ansatt i morselskapet ha ytelser i henhold til Statoils alminnelige pensjonsordning, herunder pensjon fra 67 år som en ytelsesordning, i samsvar med regelverket for pensjonsordningen. Medlemmene av konsernledelsen er omfattet av de generelle forsikringsordningene som gjelder i Statoil.

Konserndirektører som er ansatt utenfor morselskapet hadde i 2013 innskuddsbaserte ordninger med henholdsvis 16 og 20 prosent av grunnlønn i bidrag i henhold til rammeverket som er etablert i det lokale selskapet de er ansatt i. Pensjonsinnskuddet ble innbetalt til en egen juridisk enhet.

1.4 Sluttvederlagsordninger

Dersom konsernsjefen sies opp av selskapet, har han rett til et sluttvederlag tilsvarende 24 måneders grunnlønn regnet fra oppsigelsesperiodens utløp. Tilsvarende gjelder dersom partene er enige om at arbeidsforholdet bør opphøre og konsernsjefen sier opp i henhold til skriftlig avtale med styret. Disse vilkårene gjelder i henhold til konsernsjefens kontrakt av 7. mars 2004.

Konserndirektørene har rett til sluttvederlag tilsvarende seks månedslønner, gjeldende fra utløpet av oppsigelsestiden på seks måneder, dersom de anmodes av selskapet om å fratre sine stillinger. Tilsvarende sluttvederlag skal også betales dersom partene er enige om at arbeidsforholdet skal opphøre og konserndirektøren leverer sin oppsigelse etter skriftlig avtale med selskapet. Annen inntekt ervervet av konserndirektøren i sluttvederlagsperioden medfører en forholdsmessig reduksjon. Dette gjelder inntekter fra alle arbeidsforhold eller fra næringsvirksomhet som vedkommende er aktiv eier av.

Retten til sluttvederlag forutsetter at konsernsjef eller konserndirektøren ikke gjør seg skyldig i grovt mislighold eller grov forsømmelse av sin arbeidsplikt, illojalitet eller annet brudd på tjenesteplikter.

Ensidig oppsigelse initiert av konsernsjef/konserndirektør gir normalt ikke rett til sluttvederlag.

1.5 Andre ytelser

Statoil har et aksjespareprogram som er tilgjengelig for alle ansatte, inkludert medlemmene av konsernledelsen. Aksjespareprogrammet gir ansatte mulighet til å kjøpe aksjer i markedet for et beløp på inntil fem prosent av årlig brutto grunnlønn. Dersom aksjene beholdes i to hele kalenderår og deltakeren opprettholder sitt ansettelsesforhold i selskapet, tilstås bonusaksjer tilsvarende deltakernes aksjesparing. Aksjene som benyttes i programmet kjøpes av Statoil i markedet i henhold til fullmakt fra generalforsamlingen.

Medlemmer av konsernledelsen har i tillegg naturalytelser som fri bil og fri elektronisk kommunikasjon

2. Prestasjonsevaluering og resultater som grunnlag for variabel lønn for 2013

Regulering av individuell lønn og utbetaling av variabel lønn foretas med utgangspunkt i prestasjonsevalueringer og måloppnåelse registrert i selskapets prestasjonsstyringssystem.

Prestasjonsmålene evalueres i to dimensjoner; leveranse og atferd. Atferdsmålene tar utgangspunkt i Statoils verdigrunnlag og ledelsesprinsipper og omhandler den type adferd som forventes og kreves i arbeidet med å oppnå leveransemålene. Forretningsmessige leveransemål defineres i selskapets prestasjonsstyringssystem «Ambisjon til handling» som omfatter strategiske mål, KPIer og aksjoner for hvert av de fem perspektivene: Mennesker og Organisasjon, HMS, Drift, Finans og Marked. Det er generell praksis i Statoil for å sette ambisiøse mål for å inspirere og motivere til sterk innsats.

De viktigste strategiske målene og KPIene for 2013 var som beskrevet i oversikten nedenfor. Hvert perspektiv er understøttet av omfattende planer og aksjoner.

Strategiske mål		Resultatvurdering for 2013
Mennesker og Organisasjon	Strategiske mål og aksjoner omfat ter global kompetanse og kapasitet, læring, innovasjon, forenkling og kostnadsbevissthet.	Deltakelse i prestasjonsledelsesprosessen People@Statoil[3] er fortsatt høy, 94%. Den målte kvaliteten i prosessen og resultatene innenfor kompetanseutvikling er stabile.
HMS	Strategiske mål og aksjoner omfat ter industrielt lederskap innen sik kerhet og karbon-effektivitet.	Den positive trenden fortsatte for frekvens på alvorlige hendelser, som nå er på sitt laveste nivå noensinne. Der var ingen brønn-hendelser, men for mange olje- og gass lekkasjer. Granskingen etter terrorangrepet mot In Amenas avdekket forbedringsbehov, spesielt innen sikringsledelse og -prosesser. Forbedringstiltak er under implementering.
Drift	Strategiske mål og aksjoner omfat ter stabil og kostnadseffektiv drift, verdi-drevet teknologiutvikling og vår rolle som industriell arkitekt på norsk kontinentalsokkel.	Produksjon var som forventet, korrigert for verdiskapende salg i produserende lisenser. Produksjonskostnad per enhet var innenfor målsettingen om første kvartil målt mot en referanse gruppe i industrien. Tiltak for å redusere ikke-planlagt produksjonstap fortsatte.
Marked	Strategiske mål og aksjoner omfatter tillit fra interessehavere, verdikjede-optimalisering og en ressursstrategi fokusert på leting.	I 2013 leverte Statoil de beste leteresultatene i industrien innen konvensjonelle ressurser. Selskapet fant 1.25 milliarder fat oljeekvivalenter. Reserveerstatningsraten (RRR) var på 128 %. Organisk RRR var 147 %, den høyeste siden 1999. Resultatene fra nedstrøms-virksomheten endte lavere enn i 2012, i hovedsak på grunn av lavere marginer for gass og fra raffinering.
Finans	Strategiske mål og aksjoner omfat ter avkastning til aksjonærene, finansiell robusthet og kostnadsef fektivitet.	RoACE var i andre kvartil målt mot en referansegruppe i industrien, men TSR var i fjerde kvartil målt mot den samme referansegruppen.

Styrets vurdering av konsernsjefens prestasjoner I sin vurdering av konsernsjefens prestasjoner og dermed hans lønnsjustering og utbetaling av variabel lønn for 2013, har styret lagt vekt på forbedringene innen HMS, en solid leveranse på produksjon, en svært sterk reserveerstatningsrate og fremragende leteresultater. Imidlertid var TSR lavere enn målsettingen for 2013 og dette er vektlagt ved styrets vurdering av prestasjonene. Granskingen etter terrorangrepet mot In Amenas avdekket et forbedringsbehov, spesielt innen sikringsledelse og - prosesser. Konsernsjefen og hans team har imidlertid demonstrert en fremragende evne til å håndtere den vanskelige situasjonen, synliggjort gjennom selskapets respons under og etter denne tragiske hendelsen. Styret er tilfreds med identifisering og igangsettelse av forbedringstiltakene.

[3] People@Statoil er selskapets prosess for medarbeiderutvikling og -disponering, resultatvurdering og belønning.

Prestasjonsvurderingen konkluderes basert på en samlet helhetsvurdering hvor nyervervet informasjon også vektlegges. De konkrete KPI målene vurderes blant annet opp mot indikatorenes strategiske bidrag, bærekraft i løsningene samt endrede forutsetninger av vesentlig betydning.

Denne balanserte tilnærmingen med et bredt sett av mål innen både leveranse- og atferdsdimensjonen, samt en helhetlig prestasjonsevaluering, anses i betydelig grad å redusere risikoen for at belønningspolitikken stimulerer til overdreven risikotaking eller at den på annen måte har uheldige konsekvenser.

3. Gjennomføring av belønningspolitikken og prinsippene i 2013

3.1 Avvik fra Lederlønnserklæringen 2013

To medlemmer av konsernledelsen har ordninger for variable lønn som avviker fra det som er beskrevet i avsnitt 3.2 ovenfor. Disse er ansatt i henholdsvis Statoil Gulf Services LLC i Houston og Statoil Global Employment Company Ltd. i London. Disse ordningene innbefatter et rammeverk for variabel lønn på 75-100 prosent av grunnlønn for hver av ordningene (variabel årslønn og langtidsinsentiv). Langtidsinsentivet er prestasjonsbasert. Kontraktene inneholder også avtale om sluttvederlag tilsvarende 12 måneders grunnlønn.

Styrets generelle vurdering er at det utvidede rammeverket som ble innført med virkning fra 1. januar 2011 for disse ledernes variable lønnsordninger er i tråd med markedet, men ikke markedsledende for stillinger på dette nivået i de respektive markedene.

3.2 Utvikling i faktisk belønning

I den siste femårsperioden har den gjennomsnittlige rammen for årlig lønnsregulering i morselskapet vært 3,25 prosent. I den samme femårsperioden har konsernsjefens gjennomsnittlige årlige lønnsregulering vært 2,75 prosent. Konsernsjefens grunnlønn ble regulert med 2,5 prosent med virkning fra 1. januar 2014. Variabel lønn for 2013 var 35 prosent av fastlønn. Grunnlønnsjustering og variabel lønn gjenspeiler styrets samlede vurdering av konsernsjefens prestasjoner som beskrevet i avsnitt 2 ovenfor. Gjennomsnittlig variabel lønn i den siste femårsperioden har vært 31 prosent. Dette gjennomsnittet er påvirket av at det maksimale potensialet for konsernsjefens variable lønn i 2009 ble halvert som følge av finanskrisen.

3.3 Endringer i konsernledelsen i 2013

Som følge av en endring i organisasjonsstrukturen besluttet i 2012 ble stillingen som konserndirektør for konsernstaber og -tjenester avviklet med virkning fra 1. februar 2013. Tove Stuhr Sjøblom gikk over til rollen som Senior Vice President, Sub-Saharan Africa i Utvikling og Produksjon Internasjonalt.

4. Beslutningsprosessen

Beslutningsprosessen for etablering eller endring av belønningspolitikk og konsepter, og beslutninger om lønn og annen godtgjørelse til konsernledelsen følger bestemmelsene i Allmennaksjeloven §§ 5-6 og 6-16 a) samt styrets instruks. Styrets instruks er tilgjengelig på www.statoil.com/styret.

Styret har utpekt et eget kompensasjons- og lederutviklingsutvalg. Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget er et saksforberedende organ for styret. Utvalgets hovedoppgave er å bistå styret i dets arbeid med lønns- og arbeidsvilkår for Statoils konsernsjef, og hovedprinsipper og strategi for belønning og lederutvikling av selskapets øverste ledere. Styret fastsetter konsernsjefens lønn og øvrige ansettelsesvilkår.

Kompensasjons- og lederutviklingsutvalget er ansvarlig kun overfor styret i Statoil ASA for utførelse av sine oppgaver. Styret eller det enkelte styremedlems ansvar endres ikke som følge av utvalgets arbeid.

For videre detaljer om rolle og ansvar for kompensasjons- og lederutviklingsutvalget, se utvalgets instruks på www.statoil.com/kompensasjonsutvalget.

En fullstendig erklæring om lederlønn og andre ansettelsesbetingelser for Statoils konsernledelse er tilgjengelig på www.statoil.com.

6 Aksjespareprogram

Statoils aksjespareprogram gir de ansatte muligheten til å kjøpe aksjer i Statoil gjennom månedlige lønnstrekk og tilskudd fra Statoil ASA. Dersom aksjene beholdes i to hele kalenderår med sammenhengende ansettelse i Statoil, vil de ansatte bli tildelt en bonusaksje for hver aksje de har kjøpt.

Beregnet kostnad for Statoil relatert til 2013 og 2012 programmene, inkludert tilskudd og arbeidsgiveravgift, utgjør 0,5 milliarder kroner for hvert av årene. Beregnet kostnad for 2014 programmet (avtaler inngått i 2013) utgjør 0,5 milliarder kroner. Gjenstående beløp per 31. desember 2013 som skal kostnadsføres over programmenes resterende opptjeningsperiode utgjør 1,1 milliarder kroner.

7 Godtgjørelse til revisor

		For regnskapsåret
(i millioner kroner, ekskl. mva)	2013	2012
Revisjonshonorar	9	14
Revisjonsrelaterte tjenester	1	1
Andre tjenester	0	1
Sum	10	16

Det er ikke påløpt honorar for skattetjenester.

8 Forsknings- og utviklingsutgifter

Utgifter til forskning og utvikling utgjorde henholdsvis 0,1 og 0,2 milliarder kroner i 2013 og 2012.

9 Finansposter

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Agioeffekter finansielle derivater	-4,1	2,1
Andre agioeffekter	-12,6	4,0
Netto gevinst/tap på utenlandsk valuta	-16,7	6,1
Renteinntekter fra selskap i samme konsern	3,0	2,7
Renteinntekter og andre finansinntekter	1,2	1,2
Renteinntekter og andre finansielle poster	4,3	3,9
Rentekostnader til selskap i samme konsern	-0,4	-1,0
Rentekostnader langsiktig finansiell gjeld	-1,6	-2,6
Rentekostnader kortsiktige finansiell gjeld og andre finansieringskostnader	-0,3	0,5
Renter og andre finansieringskostnader	-2,3	-3,1
Netto finansposter	-14,7	6,9

10 Skatter

Årets skattekostnad fremkommer som følger:

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Betalbar skatt	0,5	-0,3
Endring utsatt skatt	5,7	-4,2
Årets skattekostnad	6,2	-4,5

Avstemming av årets skattekostnad

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Resultat før skattekostnad	33,2	74,5
Beregnet skatt etter nominell skattesats 28%	-9,3	-20,9
Skatteeffekt knyttet til:
Permanente differanser knyttet til USD som funksjonell valuta	0,4	-1,7
Permanente differanser relatert til utbytte	17,9	22,1
Andre permanente differanser	-3,4	-4,4
Inntektsskatt tidligere år	0,4	-0,3
Annet	0,2	0,7
Sum skattekostnad	6,2	-4,5
Effektiv skattesats	-18,7 %	6,1 %

Spesifikasjon av utsatt skatt

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Utsatte skattefordeler knyttet til
Varelager	0,0	0,1
Fremførbart skattemessig underskudd	0,1	0,0
Pensjoner	4,4	3,5
Langsiktige avsetninger	1,6	1,6
Derivater og langsiktige lån	0,4	0,1
Annet	1,0	0,2
Sum utsatt skattefordel	7,5	5,5
Utsatt skattegjeld knyttet til
Varige driftsmidler	0,2	0,2
Derivater og langsiktige lån	0,2	3,7
Annet	0,0	0,6
Sum utsatt skattegjeld	0,4	4,5
Netto utsatt skatte fordel/(gjeld)	7,1	1,0

Per 31. desember 2013 har Statoil ASA 7,1 milliarder kroner i netto utsatte skattefordeler. Det er sannsynlig at tilstrekkelig skattepliktig overskudd vil bli generert, slik at de utsatte skattefordelene kan benyttes.

Utsatt skatt i balansen fremkommer som følger:

(i milliarder kroner)	2013	2012
Utsatt skatte fordel/(gjeld) per 1. januar	1,0	6,6
Endring årets resultat	5,7	-4,2
Annet	0,4	-1,4
Utsatt skatte fordel/(gjeld) per 31. desember	7,1	1,0

11 Varige driftsmidler

(i milliarder kroner)	Maskiner, inventar og transportmidler	Bygninger og tomter	Skip	Annet	Sum
Anskaffelseskost 31. desember 2012	2,8	1,9	3,7	1,0	9,4
Tilgang og overføringer	0,3	0,3	0,0	-0,1	0,5
Avgang til anskaffelseskost	-0,4	0,0	0,0	0,0	-0,4
Omregningsdifferanser	0,3	0,2	0,3	0,1	0,9
Anskaffelseskost 31. desember 2013	2,9	2,4	4,0	1,0	10,3
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2012	-1,7	-0,4	-1,2	-0,8	-4,1
Årets avskrivninger	-0,5	-0,1	-0,2	0,0	-0,9
Årets nedskrivninger	0,0	-0,1	0,0	-0,1	-0,1
Av- og nedskrivninger på årets avgang	0,4	0,0	0,0	0,0	0,4
Omregningsdifferanser	-0,2	0,0	-0,1	-0,1	-0,4
Akkumulerte av- og nedskrivninger 31. desember 2013	-2,0	-0,6	-1,5	-0,9	-5,1
Bokført verdi 31. desember 2013	0,9	1,8	2,5	0,1	5,3
Estimert levetid (år)	3 - 10	20 - 33	20 - 25

12 Investeringer i datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap

(i milliarder kroner)	2013	2012
Investeringer 1. januar	328,5	294,5
Resultatandel fra datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap	49,6	63,6
Endring innbetalt egenkapital	62,0	66,7
Pensjonsrelatert justering	-0,1	0,3
Utbetalinger fra selskapene	-36,6	-73,9
Omregningsdifferanse	27,8	-18,4
Salg	-41,4	-4,3
Investeringer 31. desember	389,9	328,5

Den utgående balansen i investeringer er 389,9 milliarder kroner der 389,2 milliarder kroner består av investeringer i datterselskap og 0,7 milliarder kroner består av investeringer i andre egenkapitalkonsoliderte selskap. I 2012 var investeringer i datterselskap 328,2 milliarder kroner og investering i andre egenkapitalkonsoliderte selskap 0,3 milliarder kroner.

Amortisering av goodwill beløper seg til 1,0 milliarder kroner i 2013 og i 2012.

Utbetalinger fra selskapene i 2013 besto hovedsakelig av utbytte fra konsernforetakene på 33,4 milliarder kroner og mottatt konsernbidrag fra Statoil Petroleum AS på 3,2 milliarder kroner. I 2012 besto mottatt konsernbidrag fra Statoil Petroleum AS på 31,0 milliarder kroner.

Den 1. januar 2013 solgte Statoil ASA sine aksjer i Statoil North America, Inc. til Statoil Investment Americas AS, et datterselskap av Statoil Petroleum AS, mot et kontantvederlag på 41,4 milliarder kroner.

Den 19. juni 2012 solgte Statoil ASA sin 54 prosent eierandel i Statoil Fuel & Retail ASA (SFR) til Alimentation Couche-Tard for et kontantvederlag på 8,3 milliarder kroner. Investeringer i datterselskap ble redusert med 4,3 milliarder kroner. Statoil ASA inntektsførte en gevinst på 4,0 milliarder kroner fra transaksjonen, presentert som Andre inntekter i resultatoppstillingen. Gevinsten var unntatt skatteplikt.

Aksjer og andel i enkelte datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap i prosent

Navn	%	Land	Navn	%	Land
Statholding AS	100	Norge	Statoil Nigeria Deep Water AS	100	Norge
Statoil Angola Block 15 AS	100	Norge	Statoil Nigeria Outer Shelf AS	100	Norge
Statoil Angola Block 15/06 Award AS	100	Norge	Statoil Norsk LNG AS	100	Norge
Statoil Angola Block 17 AS	100	Norge	Statoil North Africa Gas AS	100	Norge
Statoil Angola Block 31 AS	100	Norge	Statoil North Africa Oil AS	100	Norge
Statoil Angola Block 38 AS	100	Norge	Statoil Orient AG	100	Sveits
Statoil Angola Block 39 AS	100	Norge	Statoil OTS AB	100	Sverige
Statoil Angola Block 40 AS	100	Norge	Statoil Petroleum AS	100	Norge
Statoil Apsheron AS	100	Norge	Statoil Shah Deniz AS	100	Norge
Statoil Azerbaijan AS	100	Norge	Statoil Sincor AS	100	Norge
Statoil BTC Finance AS	100	Norge	Statoil SP Gas AS	100	Norge
Statoil Coordination Centre NV	100	Belgia	Statoil Tanzania AS	100	Norge
Statoil Danmark AS	100	Danmark	Statoil Technology Invest AS	100	Norge
Statoil Deutschland GmbH	100	Tyskland	Statoil UK Ltd	100	Storbritannia
Statoil do Brasil Ltda	100	Brasil	Statoil Venezuela AS	100	Norge
Statoil Exploration Ireland Ltd.	100	Irland	Statoil Venture AS	100	Norge
Statoil Forsikring AS	100	Norge	Statoil Metanol ANS	82	Norge
Statoil Færøyene AS	100	Norge	Mongstad Refining DA	79	Norge
Statoil Hassi Mouina AS	100	Norge	Mongstad Terminal DA	65	Norge
Statoil Indonesia Karama AS	100	Norge	Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA	51	Norge
Statoil New Energy AS	100	Norge	Naturkraft AS	50	Norge
Statoil Nigeria AS	100	Norge	Vestprosess DA	34	Norge

13 Finansielle eiendeler og gjeld

Langsiktige fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Rentebærende fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	66,4	65,5
Ikke rentebærende fordringer datterselskap	3,0	3,6
Finansielle fordringer og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper	69,4	69,1

Rentebærende fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap per 31. desember 2013 forfaller til betaling mer enn 5 år etter regnskapsårets slutt, med unntak av 16,2 milliarder kroner som forfaller innen de neste fem årene. Ikke rentebærende fordringer datterselskap er knyttet til pensjon med henholdsvis 2,0 og 2,7 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 2012, se note 19 Pensjoner.

Kortsiktige fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper

Kortsiktige Fordringer datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap inkluderer konsernbidrag fra Statoil Petroluem AS med 4 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 31 milliarder kroner per 31. desember 2012.

Kortsiktige finansielle investeringer

	31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Tidsinnskudd	4,5	0,4
Sertifikater	29,5	9,2
Finansielle investeringer	33,9	9,6

Kortsiktige Finansielle investeringer per 31. desember 2013 og 2012 anses å inngå i selskapets handelsportefølje, og balanseføres til virkelig verdi. Endring i markedsverdi resultatføres. Kostpris for kortsiktige finansielle investeringer var 34,1 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 9,4 milliarder kroner per 31. desember 2012.

Kortsiktig gjeld til datterselskap

Kortsiktig Gjeld til datterselskap inkluderer gjeld til Statoil Petroleum AS med 27,6 milliarder kroner og gjeld knyttet til konsernets internbank med 56,7 milliarder kroner per 31. desember 2013. Tilsvarende beløp var 25,7 milliarder kroner og 79,3 milliarder kroner per 31. desember 2012.

14 Varelager

	31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Råolje	8,8	8,7
Petroleumsprodukter	5,1	4,5
Andre	2,8	1,5
Sum	16,7	14,7

15 Kundefordringer og andre fordringer

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Kundefordringer	46,1	38,4
Andre fordringer	2,4	4,4
Kundefordringer og andre fordringer	48,5	42,8

16 Betalingsmidler

	31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Bankinnskudd	1,7	1,2
Tidsinnskudd	37,1	21,4
Pengemarkedsfond	6,1	2,7
Sertifikater	31,2	31,2
Margininnskudd	0,9	0,9
Betalingsmidler	77,0	57,4

Margininnskudd på 0,9 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 31. desember 2012 er relatert til pålagt sikkerhet knyttet til handelsaktiviteter på børser der selskapet deltar. Betingelser og vilkår relatert til margininnskudd er fastsatt av den enkelte børs.

17 Egenkapital og aksjonærer

Endring i egenkapital

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Egenkapital 1. januar	280,6	244,2
Årets resultat	39,4	70,0
Aktuarmessige gevinster (tap) på pensjonsordninger for ansatte	-4,4	4,3
Omregningsdifferanser	28,3	-16,3
Årets ordinære utbytte	-22,3	-21,5
Verdi av aksjespareprogrammet	-0,2	0,1
Kjøp egne aksjer	-0,1	-0,2
Egenkapital 31. desember	321,3	280,6

Akkumulert omregningsdifferanse økte egenkapitalen pr. 31. desember 2013 med 18,2 milliarder kroner. Pr. 31. desember 2012 medførte akkumulerte omregningsdifferanser en reduksjon i egenkapitalen på 10,1 milliarder kroner.

Aksjekapital

	Antall aksjer	Pålydende i kroner	Aksjekapital i kroner
Registrerte og utstedte aksjer	3 188 647 103	2,50	7 971 617 757,50
Herav egne aksjer	9 734 733	2,50	24 336 832,50
Sum utestående aksjer	3 178 912 370	2,50	7 947 280 925,00

Det eksisterer kun en aksjeklasse og alle aksjene har lik stemmerett.

I 2013 ble 3 937 641 egne aksjer kjøpt for 0,5 milliarder kroner. I 2012 ble 3 278 561 egne aksjer kjøpt for 0,5 milliarder kroner. Per 31. desember 2013 hadde Statoil 9 734 733 egne aksjer og per 31. desember 2012, 8 675 317 egne aksjer som alle vedrører Statoils aksjespareprogram.

Styret har fullmakt til på vegne av selskapet å erverve egne aksjer i markedet. Fullmakten kan benyttes til å erverve egne aksjer med en samlet pålydende verdi på inntil 27,5 millioner kroner. Slike aksjer ervervet i henhold til fullmakten kan kun benyttes til salg og overdragelse til ansatte i Statoil konsernet som ledd i konsernets aksjespareprogram godkjent av styret. Laveste og høyeste beløp som kan betales per aksje er henholdsvis 50 og 500 kroner. Fullmakten gjelder til neste ordinære generalforsamling.

67,00
3,50
3,40
2,28
0,69
0,58
0,52
0,50
0,50
0,50
0,49
0,43
0,43
0,37
0,35
0,34
0,30
0,29
0,28
0,26

* Klientkontoer eller lignende

Medlemmer av styret, konsernledelsen og bedriftsforsamlingen eide følgende antall aksjer per 31. desember 2013:

Styremedlemmer		Konsernledelsen
Svein Rennemo	10 000	Helge Lund	61 151
Grace Reksten Skaugen	400	Torgrim Reitan	20 301
Bjørn Tore Godal	0	Margareth Øvrum	32 327
Jakob Stausholm	32 600	Eldar Sætre	25 960
Maria Johanna Oudeman	0	Øystein Michelsen*	24 075
James Mulva	0	Lars Christian Bacher	18 208
Catherine Hughes	0	Tim Dodson	19 843
Lill-Heidi Bakkerud	330	William Maloney**	31 136
Ingrid Elisabeth di Valerio	1 778	John Knight	57 949
Stig Lægreid	1 519
		Bedriftsforsamlingens medlemmer samlet	15 740

* Øystein Michelsen var medlem av konsernledelsen til og med 31. desember 2013.

**American Depository Receipts (ADR)

18 Finansiell gjeld

Langsiktig finansiell gjeld

		31.desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Obligasjonslån	168,5	98,1
Usikrede lån	0,5	2,9
Finansielle leieavtaler	2,9	2,8
Sum finansiell gjeld	172,0	103,8
Fratrukket kortsiktig andel	9,3	5,4
Langsiktig finansiell gjeld	162,6	98,4
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	3,89	4,66

Statoil ASA benytter valutabytteavtaler for å styre valutarisikoen på sin langsiktige rentebærende gjeld. Effekten av langsiktige valutabytteavtaler er reflektert i ovenstående tabell. For mer informasjon om styring av renterisiko, se note 3 Finansiell risikostyring og derivater.

I 2013 utstedte Statoil ASA følgende obligasjoner:

Utstedelsesdato	Beløp	Rentesats	Forfallsdato
15. mai 2013	0,75 milliarder USD	1,15 %	mai 2018
15. mai 2013	0,50 milliarder USD	flytende	mai 2018
15. mai 2013	0,90 milliarder USD	2,65 %	januar 2024
15. mai 2013	0,85 milliarder USD	3,95 %	mai 2043
27. august 2013	0,30 milliarder USD	flytende	august 2020
10. september 2013	0,85 milliarder EUR	2,00 %	september 2020
10. september 2013	0,65 milliarder EUR	2,88 %	september 2025
10. september 2013	0,35 milliarder GBP	4,25 %	april 2041
16. september 2013	2,00 milliarder NOK	4,13 %	september 2025
16. september 2013	1,00 milliarder NOK	4,27 %	september 2033
8. november 2013	0,75 milliarder USD	1,95 %	november 2018
8. november 2013	0,75 milliarder USD	flytende	november 2018
8. november 2013	0,75 milliarder USD	2,90 %	november 2020
8. november 2013	1,00 milliarder USD	3,70 %	mars 2024
8. november 2013	0,75 milliarder USD	4,80 %	november 2043
12. desember 2013	0,15 milliarder EUR	3,35 %	desember 2033

I all vesentlighet inneholder obligasjonslån og usikrede banklån bestemmelser som begrenser pantsettelse av eiendeler for å sikre fremtidige låneopptak, med mindre eksisterende obligasjonsinnehavere og långivere samtidig gis en tilsvarende status.

Av alle selskapets utestående usikrede obligasjonslån, inneholder 43 av obligasjonslånsavtalene bestemmelser som gir Statoil rett til å tilbakekjøpe gjelden til pålydende, eller til en forhåndsavtalt kurs, hvis det blir foretatt endringer i norsk skattelovgivning. Netto etter tilbakekjøp utgjør lånene 166,0 milliarder kroner til vekslingskurs per 31. desember 2013.

Statoil ASA har inngått avtale med 20 kjernebanker for en bindende langsiktig løpende kreditt på 3,0 milliarder amerikanske dollar. Ingen del av kreditten var benyttet per 31. desember 2013 og 31. desember 2012.

Tilbakebetalingsprofil for langsiktig finansiell gjeld

(i milliarder kroner)
2015	12,1
2016	6,7
2017	7,8
2018	22,1
Deretter	113,9
Sum	162,6

Mer informasjon om finansielle leiekontrakter er gitt i note 22 Leieavtaler.

Kortsiktig finansiell gjeld

		31.desember
(I milliarder kroner)	2013	2012
Innkalt margin	7,4	12,4
Langsiktig finansiell gjeld med forfall innen et år	9,3	5,4
Kortsiktig finansiell gjeld	16,8	17,8
Vektet gjennomsnittlig rentesats (%)	2,09	1,01

Innkalt margin er kontanter mottatt for å sikre en andel av Statoil ASAs kreditteksponering.

19 Pensjoner

Statoil ASA (heretter kalt Statoil) er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter Lov om obligatorisk tjenestepensjon, og Statoils pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne lov.

Statoils pensjonsordninger administreres av Statoil Pensjon. Statoil Pensjon er en selveiende stiftelse som omfatter ansatte i Statoil. Formålet til Statoil Pensjon er å yte alders- og uførepensjoner til medlemmer og etterlattepensjon til ektefelle, registrert partner, samboer og barn. Statoil Pensjons midler holdes adskilt fra foretakets midler. Statoil Pensjon står under tilsyn av Finanstilsynet og har konsesjon til å drive virksomhet som pensjonskasse.

Statoil ASA har ytelsesbaserte pensjonsordninger, som dekker alle sine ansatte.

Den norske folketrygden gir pensjonsutbetalinger til alle pensjonerte norske statsborgere. Slike utbetalinger beregnes ut fra referanser til et grunnbeløp (G) som årlig godkjennes av det norske Stortinget. Statoils pensjonsytelser er generelt basert på minimum 30 års tjenestetid med opptil 66 prosent av sluttlønn nivå, inkludert en antatt offentlig støtte som skal gis fra den norske folketrygden.

Som en følge av norske, nasjonale avtaler, er Statoil medlem av både den forrige Avtale Festede Førtidspensjonsavtalen (AFP) og den nye AFP-ordningen gjeldende fra 1. januar 2011. Statoil vil betale premie for begge AFP-ordningene frem til 31. desember 2015. Etter denne datoen vil premier bare være til den nye AFP-ordningen. Premien i den nye ordningen beregnes på basis av de ansattes inntekter mellom 1 og 7,1 G. Premien må betales for alle ansatte frem til fylte 62 år. Pensjonsutbetaling fra administrator av den nye AFP-ordningen er livsvarig. Statoil har vurdert at forpliktelsen til denne flerforetaks ytelsesordning kan estimeres med tilstrekkelig pålitelighet for regnskapsføring. Følgelig har selskapet innregnet sin forholdsmessige estimerte andel av AFPordningen som en ytelsesplan som er inkludert i pensjonsforpliktelser for ytelsesplaner.

Hovedendringen for Statoil, etter implementering av endringene i IAS19 Ytelser til ansatte, er at forventet avkastning skal settes lik diskonteringsrenten og er derfor ikke lenger reflektert i pensjonsforutsetningene. For mer informasjon, se note 2 Vesentlige regnskapsprinsipper.

Nåverdien av bruttoforpliktelsen, årets pensjonsopptjening og kostnad ved tidligere perioders pensjonsopptjening er beregnet basert på en lineær opptjeningsmodell. Forventningene til gjennomsnittlig lønnsøkning, pensjonsregulering og regulering av folketrygdens grunnbeløp er underbygget med gjeldende avtaler, historiske observasjoner, forventninger til fremtidige pensjonsforutsetninger og forholdet mellom disse forutsetninger. Diskonteringsrenten per 31. desember 2013 for ytelsesbaserte ordninger er basert på en 7-årig OMF-rente (obligasjon med fortrinnsrett) ekstrapolert til en 22,2-års rente som tilsvarer varigheten av forfallstid for opptjente rettigheter.

Arbeidsgiveravgift er beregnet på grunnlag av pensjonsplanenes netto finansiering og inkluderes i brutto pensjonsforpliktelse.

Statoil har mer enn én ytelsesplan. Noteinformasjon er gitt samlet for alle planer, da planene ikke har vesentlige risikoforskjeller.

Netto pensjonskostnader

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Nåverdi av årets opptjening	3,9	3,7
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	2,4	2,2
Renteinntekt på pensjonsmidler	-2,1	-2,4
Tap (gevinst) ved avkortning og oppgjør	0,0	-3,9
Netto pensjonskostnader på ytelsesplaner	4,4	-0,4
Sum netto pensjonskostnader	4,4	-0,4

Pensjonskostnader inkluderer tilhørende arbeidsgiveravgift og deler av kostnadene er viderebelastet partnere på Statoil-opererte lisenser.

I 2012 ble en gevinst på 3,9 milliarder kroner innregnet i Resultatregnskapet som følge av Statoils beslutning om å avvikle selskapets gavepensjon som en del av tidligpensjonsordningen for ansatte født etter 1953.

(i milliarder kroner)	2013	2012
Brutto pensjonsforpliktelse 1. januar	64,5	67,3
Nåverdi av årets opptjening	3,9	3,7
Rentekostnad på pensjonsforpliktelsen	2,4	2,2
Aktuarmessige (gevinster) tap - Demografiske forutsetninger	5,8	0,0
Aktuarmessige (gevinster) tap - Økonomiske forutsetninger	4,7	-7,0
Aktuarmessige (gevinster) tap - Erfaring	-1,1	3,4
Utbetalte ytelser fra ordningen	-1,9	-1,9
Tap (gevinst) ved avkorting og oppgjør	0,0	-4,1
Endring i fordring på datterselskap vedrørende sluttvederlag	0,7	0,9
Brutto pensjonsforpliktelse 31. desember	79,0	64,5
Virkelig verdi av pensjonsmidler 1. januar	56,2	48,7
Renteinntekter på pensjonsmidler	2,1	2,4
Avkastning på pensjonsmidler (minus renteinntekter)	3,9	1,7
Innbetalt av selskapet (inkludert arbeidsgiveravgift)	2,9	4,1
Utbetalte ytelser fra ordningene	-1,1	-0,7
Virkelig verdi av pensjonsmidler 31. desember	64,0	56,2
Over-/(underfinansiering) 31. desember	-15,0	-8,3
Spesifikasjon:
Eiendeler innregnet som langsiktige pensjonsmidler (fondert ordning)	5,2	9,4
Eiendeler innregnet som langsiktig fordring fra datterselskap*	2,0	2,7
Forpliktelser innregnet som langsiktige pensjonsmidler (ufondert ordning)	-22,2	-20,4
Den ytelsesbaserte pensjonsforpliktelsen kan fordeles som følger:	79,0	64,5
Sikrede pensjonsplaner	58,8	46,7
Usikrede pensjonsplaner	20,2	17,8
Faktisk avkastning på pensjonsmidlene	6,0	4,1

*Eiendel innregnet som langsiktig fordring fra datterselskap vedrører fordring knyttet til sluttvederlag.

Tabell over for Brutto pensjonsforpliktelse og Pensjonsmidler inneholder ikke valutaeffekter.

Aktuarmessige tap og gevinster innregnet i egenkapitalen

		For regnskapsåret
(i milliarder kroner)	2013	2012
Årets netto aktuarmessige tap (gevinster)	5,5	-5,3
Årets aktuarmessige tap (gevinster) for valutaeffekt på netto pensjonsforpliktelse og omregningsdifferense	0,3	-0,2
Innregnet i egenkapitalen i løpet av året	-5,8	5,5
Akkumulert aktuarmessige tap (gevinster) innregnet som andre endringer i egenkapitalen etter skatt	14,9	11,1

Netto aktuarmessige tap for 2013 er i hovedsak knyttet til en oppdatert vurdering av de demografiske forutsetningene.

I tabellen over relaterer Årets aktuarmessige tap (gevinster) - valutaeffekt på netto pensjonsforpliktelse og omregningsdifferanse seg til omregning av netto pensjonsforpliktelse i Statoil ASA i norske kroner til funksjonell valuta amerikanske dollar og omregning fra funksjonell valuta amerikanske dollar til norske kroner som presentasjonsvaluta.

Aktuarmessige forutsetninger

		Økonomiske forutsetninger ved årets utgang for resultatelementer i %		Økonomiske forutsetninger ved årets utgang for balanseelementer i %
	2013	2012	2013	2012
Diskonteringsrente	3,75	3,25	4,00	3,75
Forventet lønnsvekst	3,25	3,00	3,50	3,25
Forventet vekst i løpende pensjoner	1,75	2,00	2,50	1,75
Forventet regulering av folketrygdens Grunnbeløp	3,00	2,75	3,25	3,00
Vektet gjennomsnittlig durasjon for pensjonsforpliktelsen			22,2	21,9

Forventet sannsynlighet for frivillig avgang per 31. desember 2013 var på henholdsvis 2,5 prosent, 3,0 prosent, 1,5 prosent, 0,5 prosent og 0,1 prosent i kategoriene ansatte under 30 år, 30 til 39 år, 40 til 49 år, 50 til 59 år og 60 til 67 år. Forventet sannsynlighet for frivillig avgang per 31. desember 2012 var på henholdsvis 2,5 prosent, 2,0 prosent, 1,0 prosent, 0,5 prosent og 0,1 prosent i kategoriene ansatte under 30 år, 30 til 39 år, 40 til 49 år, 50 til 59 år og 60 til 67 år.

Som en følge av økt forventet levealder i Norge har Finanstilsynet utarbeidet nye dødelighetstabeller (K 2013) i kollektiv pensjonsforsikring. Statoil har vurdert at anvendelse av nye dødelighetstabeller representerer det beste estimatet for kalkulering av pensjonsforpliktelsen. Implementeringen av nye tabeller har resultert i en økning i brutto pensjonsforpliktelse på 7,4 milliarder kroner. Tidligere ble dødelighetstabellen K 2005 inkludert minimumskravene fra Finanstilsynet brukt som beste estimat på dødelighet.

Statoil har i 2013 implementert nye uføretabeller. Analyser foretatt i 2013 indikerer at faktisk uførlighet for Statoil i Norge er lavere en forventet uførhet reflektert i tidligere tabell. De nye uføretabellene er utviklet av aktuar og representerer det beste estimatet for kalkulering av pensjonsforpliktelsen. Implementeringen av disse uføretabellene har resultert i en reduksjon i brutto pensjonsforpliktelse på 1,6 milliarder kroner. Tidligere uførhetstabell, KU, var utviklet av forsikringsselskapet Storebrand.

Sensitivitetsanalyse

Tabellen nedenfor viser estimater for effektene av endringer i vesentlige forutsetninger som inngår i beregning av ytelsesplanene. Estimatene er basert på relevante forhold per 31. desember 2013. Faktiske tall kan avvike vesentlig fra disse estimatene.

	Diskonteringsrente			Forventet lønnsvekst	Forventet regulering av folketrygdens grunnbeløp		Forventet vekst i løpende pensjoner
(i milliarder kroner)	0,50 %	-0,50 %	0,50 %	-0,50 %	0,50 %	-0,50 %	0,50 %	-0,50 %
Endring i:
Pensjonsforpliktelse
31. desember 2013	-7,7	8,6	4,0	-4,0	-0,7	0,8	4,8	-4,8
Nåverdi av årets opptjening for 2014	-0,6	0,7	0,4	-0,4	-0,1	0,1	0,3	-0,3

Sensitiviteten i de finansielle resultatene til hver av de vesentlige forutsetningene er estimert basert på antagelsen om at alle andre faktorer ville forbli uendret. Den estimerte økonomiske effekten vil avvike fra faktiske tall da regnskapet også vil gjenspeile sammenhengen mellom disse forutsetningene.

Pensjonsmidler

Pensjonsmidlene knyttet til de ytelsesbaserte planene ble målt til virkelig verdi per 31. desember 2013 og 2012. Statoil Pensjon investerer både i finansielle eiendeler og i eiendom.

Eiendommer eiet av Statoil Pensjon utgjør 3,1 milliarder kroner per 31. desember 2013 og 2,1 milliarder kroner per 31. desember 2012. Disse blir leid ut til selskap i konsernet.

Tabellen nedenfor viser vekting av porteføljen for finansporteføljen godkjent av styret i Statoil Pensjon for 2013. Porteføljevektingen i løpet av ett år vil avhenge av risikokapasitet.

		Pensjonsmidler på ulike investeringsklasser		Forventet porteføljevekt *
(i %)	2013	2012
Egenkapitalinstrumenter	39,6	38,8	40,0	(+/-5)
Obligasjoner	37,6	41,5	45,0	(+/-5)
Sertifikater	17,2	15,0	15,0	(+/-15)
Eiendom	5,1	3,9
Andre eiendeler	0,5	0,8
Sum	100,0	100,0	100,0

* Intervallet i parentesene angir rammene for Statoil Kapitalforvaltning ASAs (forvalters) taktiske avvik i prosentpoeng.

Ingen innbetaling til Statoil Pensjon er forventet i 2014.

20 Avsetninger

(i milliarder kroner)	Avsetninger
Langsiktig andel 31. desember 2012	1,3
Kortsiktig andel 31. desember 2012 rapportert som leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	1,3
Avsetninger 31. desember 2012	2,6
Nye eller økte avsetninger	3,5
Beløp belastet mot avsetninger	-0,1
Omregningsdifferanser	0,3
Avsetninger 31. desember 2013	6,3
Kortsiktig andel 31. desember 2013 rapportert som leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	4,3
Langsiktig andel 31. desember 2013	2,0

21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Leverandørgjeld	16,4	13,4
Andre forpliktelser og påløpte kostnader	12,0	8,6
Leverandørgjeld egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter	9,5	9,0
Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld	37,9	31,0

22 Leieavtaler

Statoil ASA leier diverse eiendeler, i hovedsak skip og kontorbygg.

I 2013 utgjorde netto leiekostnad 1,9 milliarder kroner (2,2 milliarder kroner i 2012) hvorav minsteleie utgjorde 2,4 milliarder kroner (2,3 milliarder kroner i 2012). Det er ikke påløpt vesentlige beløp knyttet til betingede leiekostnader eller fremleie i noen av årene.

Tabellen under viser minsteleie under uoppsigelige leieavtaler per 31. desember 2013. Beløp knyttet til finansielle leieavtaler omfatter fremtidige betalinger for minsteleie for balanseførte eiendeler ved utgangen av 2013.

			Finansielle leieavtaler
(i milliarder kroner)	Operasjonelle leieavtaler	Operasjonelle fremleieavtaler	Minsteleie	Diskonterings- element	Nåverdi av minsteleie
2014	2,4	-0,2	0,3		0,3
2015	1,9	-0,2	0,3		0,3
2016	1,8	-0,2	0,3		0,3
2017	1,5	-0,2	0,3	-0,1	0,3
2018	1,4	-0,2	0,3	-0,1	0,3
Deretter	9,4	-1,1	2,2	-0,7	1,5
Sum fremtidig minsteleie	18,4	-1,9	3,8	-0,9	2,9

Statoil ASA har en langsiktig kontrakt med Teekay relatert til offshore lasting og transport i Nordsjøen. Kontrakten dekker gjenværende levetid for gjeldende produserende felt og inkluderer ved årsslutt 2013 fire bøyelastere. Kontraktens nominelle verdi var cirka 4,6 milliarder kroner ved utgangen av 2013 og den anses som en operasjonell leieavtale.

Operasjonelle leieavtaler i tabellen over inkluderer fremtidig minimumsleie på 4,6 milliarder kroner knyttet til leie av to bygninger i Bergen, som eies av Statoil Pensjon, hvorav én er under bygging. Disse operasjonelle leieforpliktelsene, til en nærstående part, løper til 2034. 3,6 milliarder kroner av beløpet forfaller etter 2018.

Statoil ASA har inngått leieavtaler for tre LNG-skip på vegne av Statoil ASA og Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Statoil ASA bokfører disse avtalene som finansielle leieavtaler i balansen for den samlede Statoil- og SDØE-andelen, og fører deretter SDØEs andel av leien som operasjonell framleie. De finansielle leieavtalene reflekterer en fast leieperiode på 20 år fra 2006. I tillegg har Statoil opsjon på å utvide leieperioden i to perioder, hver på fem år.

Varige driftsmidler inkluderer følgende beløp for leieavtaler som er balanseført per 31. desember 2013 og 2012:

		31. desember
(i milliarder kroner)	2013	2012
Skip	4,0	3,7
Akkumulerte avskrivninger	-1,5	-1,2
Sum balanseført verdi	2,5	2,5

23 Andre forpliktelser

Kontraktsmessige forpliktelser

Statoil ASA har kontraktsmessige forpliktelser på 6,6 milliarder kroner per 31. desember 2013. Disse kontraktsmessige forpliktelsene reflekterer Statoil ASAs andel og består av finansieringsforpliktelser knyttet til undersøkelsesaktiviteter.

Andre langsiktige forpliktelser

Statoil ASA har inngått forskjellige langsiktige avtaler om rørledningstransport i tillegg til andre former for transportkapasitet, samt terminal-, prosesserings-, lagrings-, entry/exit ("inngang og avgang") kapasitet. Selskapet har også inngått forpliktelser knyttet til spesifikke avtaler vedrørende kjøp av råvarer. Disse avtalene gir rett til kapasitet, eller spesifikke volumer, men medfører også en plikt til å betale for den avtalte tjeneste eller råvare, uavhengig av faktisk bruk. Kontraktenes lengde varierer med en varighet opp mot 30 år.

Take-or-pay ("bruk eller betal") kontrakter for kjøp av råvarer er bare inkludert i tabellen nedenfor hvis den kontraktuelt avtalte prisingen er av en art som kan eller vil avvike fra oppnåelige markedspriser for råvaren på leveransetidspunktet.

Statoil ASAs forpliktelser overfor tilknyttede selskaper som bokføres etter egenkapitalmetoden er vist brutto i tabellen. For enkelte eiendeler som rørledninger der selskapet reflekterer sin del av eiendeler, forpliktelser, inntekter og kostnader (kapasitetskostnader) linje for linje i regnskapet, viser tabellen Statoil ASAs netto forpliktelse (brutto forpliktelse fratrukket beløp tilsvarende Statoil ASAa eierandel).

Nominelle minimumsforpliktelser per 31. desember 2013:

(i milliarder kroner)
2014	9,8
2015	9,9
2016	9,5
2017	9,6
2018	9,1
Deretter	56,4
Sum	104,3

Garantier

Selskapet har avgitt morselskapsgaranti til dekning av forpliktelser i datterselskaper med aktivitet i Algerie, Angola, Aserbajdsjan, Brasil, Canada, Færøyene, India, Irland, Libya, Mosambik, Nederland, Nigeria, Norge, Sverige, Storbritannia, Tyskland, USA og Venezuela. Selskapet har også avgitt kontragarantier i forbindelse med bankgarantier til datterselskaper i Angola, Belgia, Brasil, Canada, Grønland, Indonesia, Mosambik, Nederland, Norge, Storbritannia og USA.

Andre forpliktelser

Statoil ASA deltar i enkelte selskaper med delt ansvar ("DA'er") der eierne har ubegrenset ansvar for sin del av enhetens eventuelle forpliktelser, og deltar også i enkelte ansvarlige selskaper (ANS'er) der eierne i tillegg har solidaransvar. For ytterligere informasjon vises det til Note 12 Investeringer i datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskap.

Flere av Statoil ASAs langsiktige gassalgsavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler. Enkelte kontraktsmotparter har krevd voldgift i forbindelse med prisrevisjoner. Eksponeringen for Statoil ASA er ved utgangen av året estimert til et beløp tilsvarende ca. 6,9 milliarder kroner knyttet til gassleveranser før årsslutt 2013. I regnskapet til Statoil ASA er det avsatt for disse kontraktsmessige gasspris-tvistene i samsvar med beste estimat. Avsetningen er bokført som en salgsinntektsreduksjon i Resultatregnskapet.

Statoil ASA er gjennom sin ordinære virksomhet involvert i rettssaker, og det finnes for tiden flere andre uavklarte tvister. Det endelige omfanget av selskapets forpliktelser eller eiendeler knyttet til slike tvister og krav lar seg ikke beregne på dette tidspunkt. Statoil ASA har gjort 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 rettssakene og tvistene.

Når det gjelder informasjon om avsetninger knyttet til tvister og krav vises det til note 20 Avsetninger.

24 Nærstående parter

Den norske stat er hovedaksjonær i Statoil ASA og eier betydelige eierandeler i andre selskaper. Eierskapsstrukturen medfører at Statoil ASA deltar i transaksjoner med flere parter som er under en felles eierskapsstruktur og derfor tilfredsstiller definisjonen av nærstående parter. Alle transaksjoner er vurdert å være i henhold til normale «armlengde» prinsipper.

Transaksjoner med den norske stat

Samlet kjøp av olje og våtgass fra den norske stat beløp seg til 92,5 milliarder kroner og 96,6 milliarder kroner i henholdsvis 2013 og 2012. Kjøp av naturgass fra den norske stat vedrørende Tjeldbergodden metanolfabrikk beløp seg til 0,5 milliarder kroner i 2013 og 0,4 milliarder kroner i 2012.

En vesentlig del av beløpet inkludert i linjen Leverandørgjeld egenkapitalkonsoliderte selskaper og andre nærstående parter i note 21 Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld, er skyldig beløp til den norske stat for disse kjøpene.

Transaksjoner med internt eide selskaper

Inntektstransaksjoner med nærstående parter er presentert i note 4 Salgsinntekter. Totale inntekter fra konsernselskaper beløp seg til 45,3 milliarder kroner i 2013 og 79,8 milliarder kroner i 2012. Den største delen av inntekter fra konsernselskaper kan henføres til salg av råolje og salg av raffinerte produkter til Statoil Refining Danmark AS og Statoil Marketing and Trading Inc.

Statoil ASA kjøper volumer fra ens datterselskap og selger volumene til markedet. Totalt varekjøp fra datterselskap beløp seg til 174,9 milliarder kroner i 2013 og 185,7 milliarder kroner i 2012.

I forbindelse med den ordinære virksomheten har Statoil ASA i tillegg transaksjoner med enkelte konsernselskaper der man har eierinteresser. Statoil ASAs totale varekjøp fra konsernselskap beløp seg til 3,6 milliarder kroner i 2013 og 4,5 milliarder kroner i 2012.

En stor del av salget i Statoil Petroleum AS relatert til rørtransport og tredjepartsgass er basert på oppnådde priser i Statoil ASA. All risiko knyttet til nevnte salg bæres av Statoil Petroleum AS og inntektene blir av den grunn ikke reflektert i resultatregnskapet til Statoil ASA.

Kostnader pådratt av selskapet, slik som personalkostnader, blir akkumulert i kostnadspooler. Slike kostnader blir delvis allokert på grunnlag av påløpte timer til Statoil Petroleum AS, til andre konsernselskaper, og til lisenser der Statoil Petroleum AS eller andre konsernselskaper er operatør. Kostnader allokert på denne måten blir ikke reflektert i resultatregnskapet til Statoil ASA. Kostnader allokert til konsernselskap beløp seg til 40,3 milliarder kroner i 2013 og 36,9 milliarder kroner i 2012. Den største delen av viderefaktureringen er relatert til Statoil Petroleum AS.

Kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld fra datterselskap og andre egenkapitalkonsoliderte selskaper er inkludert i note 13 Finansielle eiendeler og gjeld.

25 Hendelser etter balansedagens utløp

Den 10. mars 2014, etter et ordinært tilsyn av Statoil's konsernregnskap for 2012, konkluderte Finanstilsynet med at de hadde identifisert tre feil knyttet til fortolkning og anvendelse av IFRS-prinsippene for identifisering av kontantgenererende enheter (KGEer) og nedskrivningsvurderinger. For ytterligere informasjon, se note 27 Hendelser etter balansedagens utløp i Statoils konsernregnskap for 2013.

Stavanger, 14. mars 2014

I styret for statoil asa leder

Grace RE KSTEN Skaugen Bjørn Tore Godal lill-heidi ^bakkerud Nestleder

^James ^Mulva Catherine Hughes Stig ^Lægreid

^Maria johanna oudeman JAKOB STAUSHOLM Ingrid Elisabeth di ^Valerio

svein rennemo

Revisjonsberetning

Til generalforsamlingen i Statoil ASA

REVISORS BERETNING

Uttalelse om årsregnskapet

Vi har revidert årsregnskapet for Statoil ASA, som består av selskapsregnskap og konsernregnskap. Selskapsregnskapet består av balanse per 31. desember 2013, resultatregnskap og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen, og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger. Konsernregnskapet består av balanse per 31. desember 2013, resultatregnskap og oppstilling over totalresultat, oppstilling over endringer i egenkapitalen og kontantstrømoppstilling for regnskapsåret avsluttet per denne datoen, og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger.

Styrets og daglig leders ansvar for årsregnskapet

Styret og daglig leder er ansvarlig for å utarbeide årsregnskapet og for at det gir et rettvisende bilde i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk i Norge for selskapsregnskapet og i samsvar med International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU for konsernregnskapet, og for slik intern kontroll som styret og daglig leder finner nødvendig for å muliggjøre utarbeidelsen av et årsregnskap som ikke inneholder vesentlig feilinformasjon, verken som følge av misligheter eller feil.

Revisors oppgaver og plikter

Vår oppgave er å gi uttrykk for en mening om dette årsregnskapet på bakgrunn av vår revisjon. Vi har gjennomført revisjonen i samsvar med lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge, herunder International Standards on Auditing. Revisjonsstandardene krever at vi etterlever etiske krav og planlegger og gjennomfører revisjonen for å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet ikke inneholder vesentlig feilinformasjon.

En revisjon innebærer utførelse av handlinger for å innhente revisjonsbevis for beløpene og opplysningene i årsregnskapet. De valgte handlingene avhenger av revisors skjønn, herunder vurderingen av risikoene for at årsregnskapet inneholder vesentlig feilinformasjon, enten det skyldes misligheter eller feil. Ved en slik risikovurdering tar revisor hensyn til den interne kontrollen som er relevant for selskapets utarbeidelse av et årsregnskap som gir et rettvisende bilde. Formålet er å utforme revisjonshandlinger som er hensiktsmessige etter omstendighetene, men ikke for å gi uttrykk for en mening om effektiviteten av selskapets interne kontroll. En revisjon omfatter også en vurdering av om de anvendte regnskapsprinsippene er hensiktsmessige og om regnskapsestimatene utarbeidet av ledelsen er rimelige, samt en vurdering av den samlede presentasjonen av årsregnskapet.

Etter vår oppfatning er innhentet revisjonsbevis tilstrekkelig og hensiktsmessig som grunnlag for vår konklusjon.

Konklusjon om selskapsregnskapet

Etter vår mening er morselskapets årsregnskap avgitt i samsvar med lov og forskrifter og gir et rettvisende bilde av den finansielle stillingen til Statoil ASA per 31. desember 2013 og av selskapets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret som ble avsluttet per denne datoen i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk i Norge.

Konklusjon om konsernregnskapet

Etter vår mening er konsernregnskapet avgitt i samsvar med lov og forskrifter og gir et rettvisende bilde av den finansielle stillingen til konsernet Statoil ASA per 31. desember 2013 og av konsernets resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret som ble avsluttet per denne datoen i samsvar med International Financial Reporting Standards som fastsatt av EU.

Uttalelse om øvrige forhold

Konklusjon om årsberetningen og redegjørelsene om foretaksstyring og samfunnsansvar

Basert på vår revisjon av årsregnskapet som beskrevet ovenfor, mener vi at opplysningene i årsberetningen og i redegjørelsene om foretaksstyring og samfunnsansvar om årsregnskapet, forutsetningen om fortsatt drift og forslaget til anvendelse av overskuddet er konsistente med årsregnskapet og er i samsvar med lov og forskrifter.

Konklusjon om registrering og dokumentasjon

Basert på vår revisjon av årsregnskapet som beskrevet ovenfor, og kontrollhandlinger vi har funnet nødvendig i henhold til internasjonal standard for attestasjonsoppdrag (ISAE) 3000 «Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon», mener vi at ledelsen har oppfylt sin plikt til å sørge for ordentlig og oversiktlig registrering og dokumentasjon av selskapets regnskapsopplysninger i samsvar med lov og god bokføringsskikk i Norge.

Stavanger, 14. mars 2014 KPMG AS

Arne Frogner Egbert Eeftink Statsautorisert revisor1

1Utpekt av KPMG AS som ansvarlig revisor etter Lov om revisjon og revisorer § 2-2

Innstilling fra bedriftsforsamlingen

Vedtak:

I møte 20. mars 2014 har bedriftsforsamlingen behandlet årsregnskapet for 2013 for Statoil ASA og Statoilkonsernet, samt styrets forslag til disponering av overskuddet.

Bedriftsforsamlingen gir sin tilslutning til styrets forslag til årsregnskap og disponering av overskuddet.

Oslo, 20. mars 2014

Olaug Svarva Bedriftsforsamlingens leder

Bedriftsforsamlingen

Olaug Svarva, Idar Kreutzer, Karin Aslaksen, Greger Mannsverk, Steinar Olsen, Ingvald Strømmen, Rune Bjerke, Tore Ulstein, Thor Oscar Bolstad, Barbro Hætta, Siri Kalvig, Eldfrid Irene Hognestad, Steinar Kåre Dale, Per Martin Labråthen, Anne K. S. Horneland, Jan-Eirik Feste og Hilde Møllerstad.

STATOIL ASA POSTBOKS 8500 4035 STAVANGER NORGE TELEFON: 51 99 00 00

www.statoil.com