RESULTAT FOR ANDRE KVARTAL 2013

Transkript

1 Pressemelding 25. juli 2013 RESULTAT FOR ANDRE KVARTAL 2013 Statoils driftsresultat for andre kvartal 2013 var 34,3 milliarder kroner. Justert driftsresultat var 38,0 milliarder kroner. - Statoil leverte et driftsmessig solid kvartal. Vi produserte som planlagt og leverte en rekordhøy produksjon fra vår internasjonale portefølje. Vi er i rute og opprettholder prognosene for 2013, sier Statoils konsernsjef Helge Lund. - Våre finansielle resultater ble påvirket av lavere priser for væsker og gass, samt svake trading-resultater. Vi har fremdeles god kostnadskontroll og leverte solid inntjening, særlig fra vår internasjonale portefølje, sier Lund. Statoil økte produksjonen på flere felt i andre kvartal. Vi har fortsatt et høyt aktivitetsnivå i prosjekter på norsk sokkel, der det pågår store feltutbygginger, blant annet på Gudrun, Valemon og Åsgard havbunnskompresjon. - Aktivitetsnivået for nye feltutbygginger er høyt. Vi gjennomfører prosjektene våre i henhold til plan, sier Lund. Statoils letevirksomhet fortsetter å gi resultater, med fem funn i andre kvartal. Selskapet har sikret tilgang til attraktive leteområder i Norge, Russland, Aserbajdsjan, Tanzania og Australia, og slik styrket grunnlaget for lønnsom langsiktig vekst. Resultater for andre kvartal 2013 Statoils driftsresultat var 34,3 milliarder kroner, sammenlignet med 62,0 milliarder kroner i andre kvartal Justert driftsresultat var 38,0 milliarder kroner, sammenlignet med 45,8 milliarder kroner i andre kvartal Justert driftsresultat etter skatt var 11,3 milliarder kroner, sammenlignet med 11,5 milliarder kroner i andre kvartal Resultatet var 4,3 milliarder kroner, sammenlignet med 26,6 milliarder kroner i andre kvartal Andre kvartal Første halvår Året endring endring 2012 Driftsresultat (mrd kr) 34,3 62,0-45 % 72,3 119,9-40 % 206,6 Justert driftsresultat (mrd kr) 38,0 45,8-17 % 80,4 104,9-23 % 193,2 Justert driftsresultat etter skatt (mrd kr) 11,3 11,5-1 % 23,3 28,2-18 % 55,1 Periodens resultat (mrd kr) 4,3 26,6-84 % 10,8 41,9-74 % 69,5 Ordinært resultat per aksje (kr pr aksje) 1,38 8,30-83 % 3,40 13,05-74 % 21,66 Gj.sntl. pris på væsker (kr per fat) % % 602 Gj.sntl. fakturert gasspris (kr/sm3) 1,98 2,23-11 % 1,99 2,24-11 % 2,19 Egenproduksjon av væsker og gass (1 000 foe/dag) % % Alvorlig hendelsesfrekvens 0,9 0,9 0,8 1,0 1,0 Pressemelding 2. kvartal

2 Viktige hendelser siden første kvartal 2013 Styrket Statoils ledende posisjon på norsk sokkel med prosjektgjennomføring i henhold til plan, inkludert Gudrun, Åsgard havbunnskompresjon, Valemon og Aasta Hansteen. Lisenspartnernes anskaffelse av to kategori J-rigger på Gullfaks og Oseberg vil øke utvinningen og forlenge feltenes levetid. Johan Castberg-prosjektet ble utsatt for ny gjennomgang og vurdering, etter oppdaterte prosjektestimater og i påvente av avklaringer i de fiskale rammebetingelsene. Sikret tilgang til attraktive arealer i Barentshavet, Brasil, Tanzania, Russland, Det kaspiske hav, og Australia. Oljefunn utenfor kysten av Newfoundland i Canada og i Grane-området på norsk sokkel. Viktig avgrensning gjennomført for Johan Sverdrup, hvor reservoarets utstrekning og egenskaper ble bekreftet. Trappet opp virksomheten innen ukonvensjonelle ressurser ved å overta operatøransvaret for alle aktiviteter i østlig del av Eagle Ford-området i Texas. Statoil er nå operatør for alle våre landbaserte satsingsområder i USA (Bakken, Marcellus og Eagle Ford). Ytterligere posisjonering i kjerneområder offshore; sanksjonering av Julia- og Heidelberg-feltutbyggingene i Mexicogolfen. Verdiskapning gjennom en fremtredende gassposisjon: Shah Deniz-konsortiet kunngjorde at de har valgt den transadriatiske rørledning (TAP) for gassleveranser fra Shah Deniz fase 2-prosjektet. Pressemelding 2. kvartal

3 GJENNOMGANG AV DRIFTEN Vi opprettholdt en stabil egenproduksjon i andre kvartal med rekordhøy internasjonal produksjon. Oppstart og opptrapping av produksjonen på flere felt motvirket forventet naturlig nedgang og lavere gassleveranser fra norsk sokkel. Aktivitetsnivået var høyt med prosjektgjennomføring i henhold til plan. Andre kvartal Første halvår Året Operasjonelle data endring endring 2012 Priser Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 93,9 99,4-5 % 98,5 105,5-7 % 103,5 Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 5,83 5,90-1 % 5,72 5,84-2 % 5,82 Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) % % 602 Gjennomsnittlig forventet gasspris (NOK/sm3) 1,98 2,23-11 % 1,99 2,24-11 % 2,19 Referanseraffineringsmargin (USD per fat) 5,1 6,1-17 % 5,0 4,5 10 % 5,7 Produksjon (1 000 foe/dag) Bokført produksjon av væsker % % 966 Bokført gassproduksjon % % 839 Sum bokført produksjon % % Egenproduksjon av væsker % % Egenproduksjon av gass % % 867 Sum egenproduksjon av væsker og gass % % Produksjonsenhetskostnad (NOK per foe siste 12 mnd) Produksjonsenhetskostnad bokførte volumer % % 47 Produksjonsenhetskostnad egenproduserte volumer % % 42 Resultatene nedenfor er knyttet til utvikling i henholdsvis andre kvartal 2013, sammenlignet med andre kvartal 2012, og utvikling i første halvdel av 2013, sammenlignet med første halvdel av Andre kvartal 2013 Samlet egenproduksjon av væske og gass gikk svakt ned med 1 % til 1,967 millioner foe per dag i andre kvartal. Nedgangen skyldtes forventet naturlig nedgang på modne felt, driftsavbrudd på noen felt og reduserte gassleveranser fra norsk sokkel. Produksjonsopptrapping på flere felt og produksjonsoppstart på nye felt motvirket delvis reduksjonen. Samlet bokført produksjon av væsker og gass gikk også svakt ned med 1 % til 1,768 millioner foe per dag, påvirket av ovennevnte nedgang i egenproduksjonen. Den gjennomsnittlige effekten fra produksjonsdelingsavtaler (PSA-effekt) på bokført produksjon var 182 tusen foe per dag, sammenlignet med 194 tusen foe per dag i andre kvartal I tillegg hadde en mindre justering av "tax oil barrels" fra tidligere perioder en negativ innvirkning på bokført produksjon i andre kvartal Produksjonskostnaden per foe bokført produksjon var 49 kroner for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2013, sammenlignet med 47 kroner for tilsvarende periode i Basert på egenproduserte volumer, var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 46 og 43 kroner. Økningen på 9 % skyldtes hovedsakelig lavere egenproduksjon. Leteutgiftene (inkludert balanseførte leteutgifter) var 5,1 milliarder kroner, på samme nivå som i andre kvartal Redusert boreaktivitet i den internasjonale virksomheten og boring av mer kostbare brønner i andre kvartal i fjor, ble motvirket av høyere borevirksomhet på norsk sokkel i andre kvartal Pressemelding 2. kvartal

4 Letekostnader Andre kvartal Første halvår Året (i milliarder kroner) endring endring 2012 Periodens leteutgifter (aktivitet) 5,1 5,1 1 % 10,2 11,1-8 % 20,9 Kostnadsført av tidligere balanseførte leteutgifter 0,1 0,6-80 % 0,1 0,9-85 % 2,7 Balanseført andel av periodens leteaktivitet -1,5-0,6 >100 % -3,5-3,9-12 % -5,9 Nedskrivninger / Reverserte nedskrivninger 0,3 0,2 58 % 0,3 0,2 46 % 0,4 Letekostnader iflg IFRS 4,1 5,2-21 % 7,1 8,3-14 % 18,1 Statoil fullførte 12 letebrønner før 30. juni 2013, syv på norsk sokkel og fem internasjonalt. Det ble bekreftet funn i til sammen fem brønner i andre kvartal, fire på norsk sokkel og en internasjonalt. Første halvdel av 2013 Samlet egenproduksjon av væsker og gass gikk ned med 5 % til 1,983 millioner foe per dag i første halvdel av Dette skyldtes hovedsakelig forventet naturlig nedgang på modne felt, ikke-planlagte nedstengninger på noen felt, reduserte gassleveranser fra norsk sokkel, og lavere eierandel i Kvitebjørn-feltet. Samlet bokført produksjon av væsker og gass var 1,786 millioner foe per dag i første halvdel av 2013, en nedgang på 5 % sammenlignet med første halvdel av 2012, påvirket av ovennevnte nedgang i egenproduksjonen. PSA-effekten var 188 tusen foe per dag, sammenlignet med 208 tusen foe per dag i første halvdel av Reduksjonen skyldes hovedsakelig produksjonsvekst på felt med lavere PSA-effekt og produksjonsnedgang på felt med høyere PSAeffekt. Leteutgiftene (inkludert balanseførte leteutgifter) gikk ned med 8 % til 10,2 milliarder kroner i første halvdel av Boreaktiviteten var på samme nivå som i første halvdel av 2012, men det ble boret mindre kostbare brønner. I første halvdel av 2013 fullførte Statoil 24 letebrønner, 13 på norsk sokkel og 11 internasjonalt. Det ble bekreftet funn i 12 brønner i perioden, åtte på norsk sokkel og fire internasjonalt. Pressemelding 2. kvartal

5 GJENNOMGANG AV RESULTATENE Resultatene for andre kvartal var påvirket av lavere priser for væsker og gass og svakere trading-resultater. Avskrivningene varierer vanligvis med produksjonen, men opptrapping og oppstart av produksjon fører til høyere avskrivningskostnad per enhet. Rekordhøy internasjonal produksjon bidro til sterk inntjening fra den internasjonale virksomheten. Resultatregnskap Andre kvartal Første halvår Året (i milliarder kroner) endring endring 2012 Sum driftsinntekter 148,3 200,7-26 % 310,0 396,1-22 % 723,4 Varekostnad -72,5-100,6-28 % -153,1-199,3-23 % -363,1 Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader -21,1-17,4 21 % -46,4-38,6 20 % -75,1 Avskrivninger, amortiseringer og netto nedskrivninger -16,4-15,5 6 % -31,1-30,1 4 % -60,5 Letekostnader -4,1-5,2-21 % -7,1-8,3-14 % -18,1 Driftsresultat 34,3 62,0-45 % 72,3 119,9-40 % 206,6 Netto finansposter -6,9-2,5 >100 % -12,6-3,0 >100 % 0,1 Resultat før skatt 27,4 59,5-54 % 59,7 116,9-49 % 206,7 Skattekostnad -23,1-32,9-30 % -48,9-75,0-35 % -137,2 Periodens resultat 4,3 26,6-84 % 10,8 41,9-74 % 69,5 Resultatene nedenfor er knyttet til utviklingen i henholdsvis andre kvartal 2013 sammenlignet med andre kvartal 2012, og første halvdel av 2013 sammenlignet med første halvdel av Andre kvartal 2013 Driftsresultatet var 34,3 milliarder kroner i andre kvartal, en nedgang på 45 % sammenlignet med andre kvartal En nedgang på 7 % i den gjennomsnittlige væskeprisen og en nedgang på 11 % i den gjennomsnittlige fakturerte gassprisen, begge målt i norske kroner, påvirket driftsresultatet i andre kvartal. Gevinst ved salg av eiendeler og en reversering av en avsetning knyttet til tidligpensjonsordningen, som begge ble bokført i andre kvartal 2012, bidro også til nedgangen. Justert driftsresultat er et «non-gaap» begrep som supplerer måletall fra Statoils IFRS-regnskap, og som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på Statoils underliggende prestasjoner i perioden, og gjør det lettere å vurdere driftsmessige utviklingstendenser mellom periodene. Se kapitlet "Use and reconciliation of non-gaap financial measures" i selskapets fullstendige kvartalsrapport for flere detaljer om justert driftsresultat og avstemt driftsresultat. Pressemelding 2. kvartal

6 Justert driftsresultat Andre kvartal Første halvår Året (i milliarder kroner) endring endring 2012 Sum driftsinntekter - justert 150,8 186,6-19 % 311,7 384,0-19 % 713,6 Varekostnader - justert -71,9-99,7-28 % -152,6-198,8-23 % -363,2 Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader - justert -20,5-21,1-3 % -40,4-42,5-5 % -79,6 Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger - justert -16,4-14,8 11 % -31,1-29,3 6 % -59,3 Letekostnader - justert -4,1-5,3-24 % -7,1-8,4-15 % -18,3 Justert driftsresultat 38,0 45,8-17 % 80,4 104,9-23 % 193,2 I andre kvartal 2013 var driftsresultatet negativt påvirket av lagervirkninger (0,6 milliarder kroner), lavere virkelig verdi på derivater (0,8 milliarder kroner), endringer i overløft-/underløftposisjoner (0,5 milliarder kroner) og andre justeringer (0,7 milliarder kroner). Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (1,2 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 38,0 milliarder kroner i andre kvartal 2013, noe som er en nedgang på 17 % sammenlignet med samme periode i I andre kvartal 2012 var driftsresultatet negativt påvirket av lagereffekter (0,9 milliarder kroner), nedskrivninger (0,7 milliarder kroner), lavere virkelig verdi på derivater (0,2 milliarder kroner) og andre avsetninger/justeringer (0,1 milliarder kroner), mens gevinst ved salg av eiendeler (13,5 milliarder kroner), hovedsakelig knyttet til salg av Statoil Fuel and Retail ASA og salg av andeler på norsk sokkel til Centrica, reversering av en avsetning knyttet til den avsluttede delen av tidligpensjonsordningen (3,8 milliarder kroner), og endringer i overløft-/underløftposisjoner (0,1 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet positivt. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,8 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 45,8 milliarder kroner i andre kvartal Nedgangen i justert driftsresultat på 17 % skyldtes hovedsakelig lavere priser for både væsker og gass, og lavere inntjening fra markedsførings- og handelsvirksomheten. Justerte samlede driftsinntekter gikk ned med 19 %, hovedsakelig på grunn av lavere priser for både væsker og gass, målt i norske kroner. Bortfallet i inntekter som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Justerte varekostnader, som i all hovedsak består av væskevolumer som Statoil kjøper av SDØE og av tredjepart, gikk ned med 28 %, hovedsakelig som følge av lavere priser for væsker og gass, målt i norske kroner. Bortfallet i varekostnader som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Justerte driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader gikk ned med 3 % til 20,5 milliarder kroner, og var påvirket av bortfallet i kostnader på 1,8 milliarder kroner som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal Høyere driftskostnader knyttet til oppstart og opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, motvirket delvis nedgangen. Justerte avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger økte med 11 % til 16,4 milliarder kroner, hovedsakelig på grunn av høyere avskrivning som følge av opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, høyere investeringer på store, produserende felt, og produksjonsstart på nye felt med høyere avskrivning. Økningen ble delvis motvirket av økte reserveanslag og lavere produksjon som følge av produksjonsnedgangen på modne felt. Justerte letekostnader gikk ned med 24 % til 4,1 milliarder kroner, hovedsakelig på grunn av at en høyere andel av leteutgiftene ble balanseført i perioden som følge av drivverdige funn. I tillegg ble en lavere andel av leteutgiftene som var balanseført i tidligere perioder, kostnadsført i dette kvartalet. Netto finansposter viste et tap på 6,9 milliarder kroner i andre kvartal 2013, sammenlignet med et tap på 2,5 milliarder kroner i andre kvartal Endringen skyldtes hovedsakelig negative valutaeffekter fra posisjoner i norske kroner knyttet til valuta- og likviditetsstyring, i tillegg til tap på finansielle instrumenter knyttet til langsiktig gjeld. 28. juni 31. desember 29. juni Valutakurser USDNOK 6,03 5,57 5,98 EURNOK 7,89 7,34 7,53 Pressemelding 2. kvartal

7 Justert for postene i tabellen nedenfor, viste netto justerte finansposter før skatt et tap på 0,2 milliarder kroner i andre kvartal Rente- Renteinntekter og Netto Tap/gevinst kostnader og Netto Netto finansposter i andre kvartal 2013 andre valuta- finansielle andre finansposter (i milliarder kroner) finansposter tap/gevinst instrumenter finanskostnader før skatt Finansposter iflg IFRS 0,7-3,3-3,6-0,7-6,9 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3 3,3 3,1 Rentederivater 3,6 3,6 Sum justeringer -0,3 3,3 3,6 0,0 6,7 Finansposter eksklusiv valutatap/-gevinst og rentederivater 0,5 0,0 0,0-0,7-0,2 Skattekostnaden i resultatregnskapet i andre kvartal 2013 var på 23,1 milliarder kroner, tilsvarende en effektiv skattesats på 84,2 %, sammenlignet med 55,3 % i andre kvartal Økningen i skattesats skyldtes hovedsakelig høy kapitalgevinst i andre kvartal 2012 med en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen, og tap på finansposter i andre kvartal 2013 med en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen. Ledelsen gir et alternativt måletall for skatt som ekskluderer poster som ikke er direkte knyttet til den underliggende driften. Justert driftsresultat etter skatt, som ikke omfatter netto finansposter og skatt på netto finansposter, er et alternativt måletall som indikerer Statoils skatteeksponering på den underliggende driften i perioden, og ledelsen mener at dette gir et bedre grunnlag for sammenligning mellom periodene. Se kapitlet "Use and reconciliation of non-gaap financial measures - reconciliation of adjusted earnings after tax to net income" i selskapets fullstendige kvartalsrapport. Justert driftsresultat etter skatt og den effektive skattesatsen på justert driftsresultat, er vist i tabellen nedenfor. Justert driftsresultat etter skatt per segment Andre kvartal Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Utvikling og produksjon Norge 31,5-23,2 8,3 39,0-29,3 9,7 Utvikling og produksjon Internasjonalt 5,9-2,8 3,2 3,3-2,1 1,2 Markedsføring, prosessering og fornybar energi 0,8-0,8 0,1 3,9-3,0 0,9 Fuel & Retail ,3 0,0 0,3 Annet -0,3 0,0-0,3-0,8 0,1-0,6 Konsern 38,0-26,7 11,3 45,8-34,4 11,5 Effektiv skattesats på justert driftsresultat 70,3 % 75,1 % Justert driftsresultat etter skatt var på 11,3 milliarder kroner, tilsvarende en effektiv skattesats på justert driftsresultat på 70,3 %, sammenlignet med en effektiv skattesats på justert driftsresultat på 75,1 % i andre kvartal Nedgangen i skattesats skyldtes hovedsakelig relativt lavere justert driftsresultat fra norsk sokkel i andre kvartal Inntekter fra norsk sokkel er gjenstand for en skattesats som er høyere enn den gjennomsnittlige skattesatsen. Nedgangen i skattesats på justert driftsresultat skyldtes også en høy skattesats på justert driftsresultat fra Utvikling og produksjon internasjonalt i andre kvartal 2012, hovedsakelig som følge av relativt høyere justert driftsresultat fra høyskatteregimer. Pressemelding 2. kvartal

8 Første halvår 2013 I første halvdel av 2013 var driftsresultatet på 72,3 milliarder kroner, en nedgang på 40 % sammenlignet med første halvdel av Reduserte priser og lavere produksjon, for både væsker og gass, var hovedårsaken til nedgangen sammenlignet med første halvdel av Gevinst ved salg av eiendeler bokført i andre kvartal 2012, bidro også til nedgangen. Driftsresultatet var negativt påvirket av en avsetning for en tapskontrakt og andre justeringer (6,3 milliarder kroner), lavere virkelig verdi på derivater (2,4 milliarder kroner), lagervirkninger (0,4 milliarder kroner) og endringer i overløft-/underløftposisjoner (0,1 milliarder kroner). Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (1,0 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 80,4 milliarder kroner i første halvdel av 2013, en nedgang på 23 % sammenlignet med samme periode i I første halvdel av 2012 ble driftsresultatet negativt påvirket av lavere virkelig verdi på derivater (2,0 milliarder kroner), lagervirkninger (0,5 milliarder kroner) og nedskrivninger (0,7 milliarder kroner), mens gevinst ved salg av eiendeler (13,5 milliarder kroner), reversering av avsetninger knyttet til den avsluttede delen av tidligpensjonsordningen (4,3 milliarder kroner) og endringer i overløft-/underløftposisjoner (0,2 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,3 milliarder kroner) var justert driftsresultat på 104,9 milliarder kroner i første halvdel av Nedgangen i justert driftsresultat på 23 % skyldtes hovedsakelig lavere produksjonsvolumer, lavere priser for både væsker og gass og lavere driftsresultat fra markedsførings- og handelsvirksomheten vår. Justerte samlede driftsinntekter gikk ned med 19 %, hovedsakelig på grunn av lavere volumer og lavere priser for både væsker og gass. Internasjonalt utgjorde gassvolumer en større andel av produksjonen, noe som førte til lavere netto realiserte gasspriser. Bortfallet i inntekter som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Justerte varekostnader, som i all hovedsak består av væskevolumer som Statoil kjøper av SDØE og av tredjepart, gikk ned med 23 %, hovedsakelig på grunn av lavere priser for væsker og gass. Bortfallet i varekostnader som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal 2012, bidro til nedgangen. Justerte salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader gikk ned med 5 %, og var påvirket av bortfallet av kostnader på 3,5 milliarder kroner som følge av at segmentet Fuel and Retail ble solgt i andre kvartal Innkjøpskostnader re-klassifisert til driftskostnader i første kvartal 2013 og høyere driftskostnader knyttet til oppstart og opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, motvirket delvis nedgangen. Justerte avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger økte med 6 %, hovedsakelig som følge av høyere avskrivning fra opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, høyere investeringer på produserende felt og produksjonsstart på nye felt med høyere avskriving. Økningen ble delvis motvirket av nedgangen i avskrivninger som følge av lavere produksjonsvolumer og økte reserveanslag. Justerte letekostnader gikk ned med 15 %, hovedsakelig som følge av lavere borekostnader, noe som ble motvirket av at en lavere andel av leteutgiftene ble balanseført i perioden som følge av ikke-drivverdige brønner. I tillegg ble en lavere andel av leteutgiftene som var balanseført i tidligere perioder, kostnadsført første halvdel av Netto finansposter utgjorde et tap på 12,6 milliarder kroner i første halvdel av 2013, sammenlignet med et tap på 3,0 milliarder kroner i samme periode i Endringen skyldtes hovedsakelig negative valutaeffekter fra posisjoner i norske kroner knyttet til valuta- og likviditetsstyring, i tillegg til tap på finansielle instrumenter knyttet til langsiktig gjeld. Justert for postene i tabellen nedenfor, var netto justerte finansposter før skatt lik null i første halvdel av Rente- Renteinntekter og Netto Tap/gevinst kostnader og Netto Netto finansposter i først halvår 2013 andre valuta- finansielle andre finansposter (i milliarder kroner) finansposter tap/gevinst instrumenter finanskostnader før skatt Finansposter iflg IFRS 1,9-7,4-5,6-1,5-12,6 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,4 7,4 6,9 Rentederivater 5,6 5,6 Sum justeringer -0,4 7,4 5,6 0,0 12,6 Finansposter eksklusiv valutatap/-gevinst og rentederivater 1,5 0,0 0,0-1,5 0,0 Pressemelding 2. kvartal

9 Skattekostnaden i resultatregnskapet var på 48,9 milliarder kroner i første halvdel av 2013, tilsvarende en effektiv skattesats på 81,9 %, sammenlignet med 64,1 % i første halvdel av Økningen skyldtes hovedsakelig høye kapitalgevinster i andre kvartal 2012 med en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen, og avsetning for en tapskontrakt i første halvdel av 2013, hvor det i forhold til MPRs andel av avsetningen ikke inntektsføres noen skattefordel. Økningen i skattesats skyldtes også tap på finansposter i første halvdel av 2013, med en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen. Justert driftsresultat etter skatt og den effektive skattesatsen på justert driftsresultat, er vist i tabellen nedenfor. Justert driftsresultat etter skatt per segment Første halvår Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Utvikling og produksjon Norge 66,5-48,6 17,9 86,1-65,0 21,2 Utvikling og produksjon Internasjonalt 10,9-6,2 4,7 10,2-4,7 5,5 Markedsføring, prosessering og fornybar energi 3,5-2,6 0,9 8,5-6,6 1,9 Fuel & Retail 0,0 0,0 0,0 0,6-0,2 0,5 Annet -0,4 0,1-0,3-0,6-0,3-0,9 Konsern 80,4-57,2 23,3 104,9-76,7 28,2 Effektiv skattesats på justert driftsresultat 71,1 % 73,1 % Justert driftsresultat etter skatt var på 23,3 milliarder kroner, tilsvarende en effektiv skattesats på justert driftsresultat på 71,1 %, sammenlignet med en effektiv skattesats på justert driftsresultat på 73,1 % i første halvdel av Nedgangen i skattesats skyldtes hovedsakelig relativt lavere justert driftsresultat på norsk sokkel i andre kvartal Inntekter fra norsk sokkel er gjenstand for en skattesats som er høyere enn den gjennomsnittlige skattesatsen. FRAMTIDSUTSIKTER Organiske investeringer for 2013 (eksklusiv oppkjøp og finansielle leieavtaler), anslås til omlag 19 milliarder USD. Statoil vil fortsette utviklingen av den store porteføljen av leteandeler og forventer å ferdigstille omkring 50 brønner i Samlet aktivitetsnivå for letevirksomheten vil ligge på rundt 3,5 milliarder USD, eksklusiv signaturbonuser. Vår ambisjon er at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øvre kvartil blant sammenlignbare selskaper. Statoil har en ambisjon om å oppnå en egenproduksjon på mer enn 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i Det ventes at veksten vil komme fra nye prosjekter i perioden fra 2014 til 2016, og gi en vekstrate (CAGR) på 2-3 % for perioden fra 2012 til En ny bølge av prosjekter ventes å komme i produksjon fra 2016 til 2020, og føre til en økende vekstrate (CAGR) på 3-4 %. Veksten fram mot 2020 vil ikke være lineær, og egenproduksjonen i 2013 forventes å bli lavere enn i Som tidligere kommunisert, er det flere forhold som vil ha innvirkning på produksjonen i Fullføring av transaksjonen med Wintershall vil redusere produksjonen med rundt 40 tusen foe per dag og redetermineringsprosessen i Ormen Lange Unit forventes å ha en negativ innvirkning på produksjonen for andre halvdel av 2013 på omkring 40 tusen foe per dag. Veksten i produksjon av landbasert gass i USA ventes å bli rundt 25 tusen foe lavere per dag enn tidligere anslått. I tråd med verdioptimaliseringstrategien har Statoil produsert noe høyere gassvolumer til det europeiske markedet i 2012 enn det som tidligere er anslått. Dette reduserer estimert gassproduksjon i 2013 med omkring 15 tusen foe per dag. Den midlertidig reduserte kapasiteten på Troll begrenser fleksibiliteten i gassuttaket. I tillegg påvirkes produksjonen av den reduserte kapasiteten på In Amenas i Algerie. Planlagte vedlikehold forventes å ha en negativ påvirkning på produksjonen på rundt 110 tusen foe per dag i tredje kvartal 2013, hvorav størstedelen er planlagt på norsk sokkel og omkring halvparten er væsker. Til sammen er det ventet at vedlikeholdet vil ha en negativ innvirkning på egenproduksjonen på rundt 45 tusen foe per dag for året 2013 som helhet, hvorav det meste er væsker. Pressemelding 2. kvartal

10 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. Se kapitlet "Forward-Looking Statements" i selskapets fullstendige kvartalsrapport. FINANSIELL RISIKO Finansielle risikofaktorer Estimert effekt på resultatene 2013 (milliarder NOK) Oljepris: + USD 10/fat 8 19 Driftsresultatene påvirkes av en rekke faktorer. Størst betydning har de faktorene som påvirker prisen vi oppnår for volumene vi selger. Spesielt omfatter dette prisen på væsker og naturgass, valutakurser, produksjonsvolumer av væsker og naturgass. Disse avhenger igjen av egne volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler og tilgjengelige petroleumsreserver, samt vår egen og våre partneres ekspertise og samarbeid i forbindelse med utvinning av olje og naturgass fra disse reservene, i tillegg til endringer i vår portefølje av eiendeler som følge av overtakelser og avhendelser. Gasspris: + NOK 0,50/scm Valutakurs: USDNOK +0, Illustrasjonen viser hvordan visse endringer i råoljeprisene (en erstatning for væskeprisene), kontraktspriser på naturgass og valutakursen mellom amerikanske dollar og norske kroner, dersom de opprettholdes gjennom et helt år, kan påvirke våre driftsresultater. Endringer i vareprisene og valutakurser og rentesatser kan føre til inntekter eller utgifter i perioden, i tillegg til endringer i den virkelige verdien av balanseførte derivater. Effekt på nettoresultatet Effekt på driftsresultatet Sensitivitetsanalysen viser 12 måneders effekten av endringer i parametere. Endringen i parametere har ikke samme sannsynlighet. Illustrasjonen er ikke ment å gi en fullstendig oversikt over risikoforhold som har, eller kan ha, en vesentlig påvirkning på kontantstrømmen og driftsresultatet. En mer detaljert og fullstendig presentasjon av risikoforhold som Statoil er eksponert for finnes i Statoils årsrapport for 2012 og i Annual Report on Form 20-F Finansiell risikostyring Gjennom bruk av derivater og generelle markedsaktiviteter har Statoil etablerte retningslinjer for styring av risiko i forhold til handelspartnere og finansielle motparter. Statoils finansielle motpartsrisiko anses å ha en akseptabel risikoprofil. Markedene for kort- og langsiktig finansiering anses for tiden å fungere godt for låntagere med Statoils egenskaper og kredittverdighet. Når det gjelder likviditetsstyringen, vil fokuset være på å finne den rette balansen mellom risiko og avkastning. Mesteparten av selskapets midler er på det nåværende tidspunkt plassert kortsiktig i finansielle instrumenter med en kredittvurdering på minimum A-rating. I samsvar med våre interne retningslinjer for kredittvurdering vurderer vi våre motparters kredittrisiko jevnlig, med særlig fokus på motparter som anses å ha høy risiko. Vi vurderer vår generelle kredittrisiko til å være tilfredsstillende. Pressemelding 2. kvartal

11 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET (HMS) Andre kvartal 2013 Den samlede personskadefrekvensen var 4,0 i andre kvartal 2013, sammenlignet med 3,5 i andre kvartal Frekvensen for alvorlige hendelser var 0,9 i andre kvartal 2013, det samme som i andre kvartal Det var ingen dødsulykker i andre kvartal Volumet av utilsiktede oljeutslipp gikk ned fra 37 kubikkmeter i andre kvartal 2012 til 31 kubikkmeter i andre kvartal Antall utilsiktede oljeutslipp gikk ned fra 128 i andre kvartal 2012 til 60 i andre kvartal Statoil Fuel & Retail er inkludert i tallgrunnlaget til og med andre kvartal 2012, men ble solgt på slutten av andre kvartal Når Statoil Fuel & Retail holdes utenfor, var antall utilsiktede oljeutslipp stabilt fra sammenlignet med andre kvartal Første halvår 2013 Den samlede personskadefrekvensen var 4,2 i første halvdel av 2013, sammenlignet med 3,9 i første halvdel av Frekvensen for alvorlige hendelser var 0,8 i første halvdel av 2013, sammenlignet med 1,0 i første halvdel av Etter det fatale terroristangrepet mot gassproduksjonsanlegget In Amenas i Algerie i januar, har styret opprettet en granskningsgruppe for å klarlegge og evaluere fakta knyttet til angrepet. Granskningsgruppen skal etter planen levere sin sluttrapport i september Volumet av utilsiktede oljeutslipp gikk opp fra 43 kubikkmeter i første halvdel av 2012 til 57 kubikkmeter i første halvdel av Antall utilsiktede oljeutslipp gikk ned fra 215 i første halvdel av 2012 til 112 i første halvdel av Når Statoil Fuel & Retail holdes utenfor tallgrunnlaget fra første halvdel av 2012, var antall utilsiktede oljeutslipp stabilt sammenlignet med første halvdel av Andre kvartal Første halvår Året HMS - indikatorer Personskadefrekvens 4,0 3,5 4,2 3,9 3,8 Alvorlig hendelsesfrekvens 0,9 0,9 0,8 1,0 1,0 Antall utilsiktede oljeutslipp Volum fra utilsiktede oljeutslipp (Sm3) Kontaktpersoner: Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør IR, (mobil) Morten Sven Johannessen, direktør, US IR, (mobil) Presse Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør, (mobil) Pressemelding 2. kvartal