Årsrapport for Petroleum Geo-Services ASA

Transkript

1 Årsrapport for 2002 Petroleum Geo-Services ASA

2 Årsberetning for 2002 Konsernets virksomhet: PGS konsernets virksomhet består av to virksomhetsområder; (1) geofysiske tjenester som inkluderer seismisk datainnsamling og prosessering, reservoar karakterisering, overvåking og konsulenttjenester og (2) olje/gass produksjonstjenester som inkluderer flytende produksjon, lagrings- og losseoperasjoner (FPSO) var et svært utfordrende og vanskelig år for PGS og selskapets aksjonærer og kreditorer. Aksjekursen falt ned mot en krone og deler av de noterte gjeldsbevisene ble priset i området 30% av pålydende etter nedgraderinger mot laveste nivå av kredittvurderingsselskapene. Samtidig markerte 2002 et vendepunkt for PGS med igangsettelse av restrukturering av konsernet både driftsmessig og finansielt. Konsernets problemer har hovedsakelig sin bakgrunn i betydelige feilinvesteringer i årene , samt en betydelig overkapasitet innen marinseismikk med markedspriser som ikke understøtter investeringene i flåten. De viktigste feilinvesteringene har for øvrig vært Ramform Banff, Atlantis og overinvesteringer i multiklient databibliotek. Disse investeringene har i hovedsak vært finansiert med opptak av gjeldsbevis i det amerikanske lånemarkedet og syndikerte banklån. Kontantstrømmer fra disse investeringene har vært betydelig lavere enn forventet, og har medført at verdien på PGS sine aktiva er vurdert lavere enn gjelden. I november 2001 signerte konsernet en avtale om sammenslåing med Veritas DGC Inc., men mottok den 30. juli 2002 en tilbakekallingsordre fra styret i Veritas DCG og avtalen ble kansellert. Konsernet resultatførte i 2002 USD 4,6 millioner i kostnader relatert til den planlagte fusjonen samt USD 7,5 millioner i mottatt kanselleringshonorar fra Veritas DGC. Gjennom årets første åtte måneder ble en betydelig del av administrasjonens ressurser brukt på planlegging og forberedelser til den foreslåtte fusjonen. På høsten 2002 ble styret endret. Jens Ulltveit-Moe ble ny styreformann. Ny CEO og CFO ble henholdsvis Svein Rennemo og Knut Øversjøen. Virksomheten ble refokusert mot en intensiv finansiell restrukturering og arbeidet med operasjonell reorganisering ble startet. Hovedfokus var kortsiktige forbedringstiltak for økt kontantstrøm, samt intensiverte salgsprosesser for virksomheter utenfor hovedområdene marinseismikk og flytende oljeproduksjon. PGS-konsernets resultater i 2002 understreker samtidig at viktige deler av fundamentet for overlevelse og lønnsomhet er på plass: For det første, resultatene innen helse, miljø og sikkerhet, samt regularitet for operasjonene er fremragende i forhold til oljeindustrien og fremragende i forhold til tidligere år. Eneste unntak var brannen og det påfølgende verftsoppholdet for Ramform Valiant, dog uten personell skader. For det andre, var det betydelig fremgang i å redusere risiko-eksponeringen innenfor marinseismikk. Investeringer i multiklient databibliotek ble redusert og kravene til forhåndsfinansiering av nye multiklient prosjekter økte. Med suksess ble det også skiftet fokus innen marinseismiske aktiviteter fra multiklient markedet til kontraktsmarkedet. Dette skiftet tiltok mot utgangen av året, hvor det også ble oppnådd en betydelig økning i salg fra ferdigstilte multiklient prosjekter. For det tredje, ble det tatt nødvendige skritt for å sette realistiske verdier på eiendelene i balansen, basert på oppdaterte fremtidige kontantstrømmer. Dette medførte bl.a. store nedskrivninger av multiklient databiblioteket, Ramform Banff, Atlantis og andre eiendeler. For det fjerde ble det gjennom året iverksatt tiltak for kostnadsreduksjoner og økt effektivitet. Ytterligere kostnadsreduksjoner og forbedringer innen effektivitet, inkludert redusert arbeidskapital, er viktige punkter på dagsordenen. Mot slutten av året startet omfattende forhandlinger med lånegivere relatert til restrukturering av gjeld i Petroleum Geo-Services ASA. Alle kreditor grupper (innehavere av amerikanske gjeldsbevis og internasjonale banker) samt Selskapet er organisert med egne rådgivere, og det er gjennomført både finansiell due dilligence av bedriftens 5 års forretningsplan og en legal gjennomgang av hele strukturen. Det har løpende vært gjennomført samtaler og diskusjoner mellom partene i hele perioden frem til regnskapsfremleggelse.

3 Årsberetning for 2002 Resultatutvikling: I desember 2002 solgte konsernet sitt datterselskap PGS Production Group Limited og inngikk en endelig avtale om salg av datterselskapet Atlantis med regnskapsmessig virkning fra januar Følgelig er de regnskapsmessige resultater, balanseverdier og kontantstrømmer for disse datterselskap presentert som virksomhet under avhendelse for årene 2002, 2001 og 2000, og de regnskapsmessige resultater fra disse aktiviteter beskrevet separat. Totale driftinntekter for 2002 var USD 994,0 millioner, en økning på 12% fra % av driftsinntektene kom fra geofysiske tjenester, mens de resterende 32% kom fra produksjonstjenester, tilsvarende for 2001 var henholdsvis 67% og 33%. Den prosentvise endringen fra 2001 til 2002 er i hovedsak et resultat av økte inntekter fra det seismiske kontraktsmarkedet samt høyere pre-funding av våre multiklient seismiske prosjekter. Driftsresultatet for 2002 var negativt med USD 722,0 millioner en nedgang på USD 936,8 millioner fra Inkludert i dette negative driftsresultatet inngår nedskrivninger av eiendeler og multiklient databiblioteket, enkelte engangskostnader samt goodwill. Det vises til Note 32 i konsernregnskapet for mer utførlig informasjon om disse poster. Driftsinntekter fra våre geofysiske tjenester var USD 671,4 millioner for 2002 en økning på 13% fra Økningen i 2002 skyldes hovedsakelig økte inntekter fra det seismiske kontraktsmarkedet og reflekterer vår styrkede satsning på dette markedet. I 2002 var våre inntekter fra dette markedet USD 50,1 millioner høyere enn i 2001, en økning på 16%. I tillegg økte våre inntekter fra pre-funding av våre multiklient prosjekter med USD 36,0 millioner fra 2001, en økning på 51%. Salget av ferdigstilte multiklient data var USD 162,5 millioner som var 4% lavere enn for Samlet var våre driftsinntekter fra salg av multiklient data USD 269,1 millioner, en økning på 12% fra Driftsresultatene fra våre geofysiske tjenester inkluderer ikke resultater fra multiklient volumsalg som per 31. desember var inngått med kunder, men som ikke kan regnskapsføres i henhold til våre regnskapsprinsipper for inntektsføring. Inntekter fra disse volumsalg beløp seg til USD 19,2 millioner og USD 26,0 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og 31. desember Av økningen i driftinntekter fra våre geofysiske tjenester relaterte USD 61,5 millioner (+14%) seg til vår marin aktivitet og USD 17,9 millioner (+20%) fra vår land aktivitet. Driftsinntekter fra våre produksjonstjenester beløp seg til USD 322,6 millioner for 2002 som var 11% høyere enn for Økningen relaterer seg hovedsakelig til Petrojarl I med USD 42,4 millioner, som kun var i operasjon i siste del av 2001, delvis motvirket av USD 9,9 millioner i inntekter i 2001 som relaterte seg til utleie av skytteltankskip i spotmarkedet. I 2002 var alle fire produksjonsfartøy i full operasjon sammenlignet med 2001 hvor omfattende oppgraderingsarbeid på Petrojarl I, og Ramform Banff ble sluttført, samt en mindre oppgradering av Petrojarl Foinaven ble gjennomført. Etter oppgraderingen som ble sluttført i 1. kvartal 2001 har regulariteten på Ramform Banff ligget på om lag 99%, som dessverre ikke reflekteres i regnskapene. Dette skyldes lavere produksjon på feltet. Driftsinntekter fra Ramform Banff for 2002 ble dermed USD 9,5 millioner (eller 20%) lavere enn for 2001 da fartøyet i 2002 produserte gjennomsnittlig kun 12% av daglig kapasitet som et resultat av en forholdsvis lav oljeproduksjon. PGS vurderer alternativ produksjonsløsning for Banff-feltet, samt alternative oppdrag for Ramform Banff. Med bakgrunn i de svake finansielle resultater fra fartøyet, og foreløpig resultatløse bestrebelser for alternative produksjonsløsninger på Banff-feltet, nedskrev vi i 2002 eiendeler relatert til fartøyet og sub-sea utstyret på Banff-feltet med USD 425,2 millioner. Nedskrivningen var basert på neddiskonterte estimerte kontantstrømmer av Ramform Banff over fartøyets levetid med 8% diskonteringsrente og estimerte driftsinntekter fra Banff-feltet ut Driftsinntekter fra Petrojarl I var USD 42,4 millioner (eller 209%) høyere enn for Fartøyet startet produksjon på Glitne-feltet i 3. kvartal 2001 hvor det også har vært i full beskjeftigelse gjennom hele Driftsinntekter fra Petrojarl Foinaven var USD 133,4 millioner eller 8% høyere enn for 2001, som et resultat av oppgradering av produksjonskapasitet (gjennomført i 2. og 3. kvartal 2001) og oppgradering for Foinaven-feltet (gjennomført i 4. kvartal 2001). I august 2002 kjøpte konsernet 70% av produksjonslisensen (PL) 038 på den norske kontinentalsokkelen i Nordsjøen. Eierandelene ble kjøpt av Statoil, som holdt 28% av eierinteressen i PL 038, og Norsk Hydro som holdt 42% i feltet. Lisenspartner er Petoro AS, som eier de resterende 30%. Som vederlag for 70% eierandel, har konsernet påtatt seg fjernings- og pluggeforpliktelsen i tilknytning til feltene i lisensen, beregnet til USD 32,8 millioner før skatt, samt mulige fremtidige miljøforpliktelser som vil oppstå ved produksjon fra feltene. Det er konsernets FPSO Petrojarl Varg som produserer og har produsert feltet siden desember For å vurdere mulige utbygginger av feltet, inkludert boring av nye side-tracks og utbygging av Varg-Sør, har konsernet 2

4 Årsberetning for 2002 gjennomført seismiske og geologiske undersøkelser av området. Samlede driftsinntekter for Petrojarl Varg/Varg-feltet for 2002 beløp seg til USD 87,3 millioner som var tilnærmet det samme som for 2001 (USD 87,7 millioner). Andre produksjonsrelaterte driftsinntekter i 2002 var USD 1,5 millioner, USD 9,7 millioner lavere enn i Dette er et resultat av at konsernet i 2001 leide ut skytteltankskip i spotmarkedet, mens de respektive produksjonsfartøy var under oppgradering. Vi hadde ingen slik driftsinntekt i Solgte tjenesters kost for 2002 var USD 476,2 millioner en økning på USD 95,2 millioner fra 2001 (25%). Solgte tjenesters kost i prosent av driftsinntekter var 48% for 2002 sammenlignet med 43% i Økningen i solgte tjenesters kost reflekterer både en nedgang av kostnader som ble aktivert som multiklient databibliotek, samt en generell økning i kostnader relatert til økt aktivitet fra 2001 til Kostnader aktivert som multiklient databibliotek ble redusert med USD 28,0 millioner (13%), mens brutto solgte tjenesters kost økte med 67,2 millioner (11%). På segment basis økte solgte tjenesters kost relatert til vårt geofysiske virksomhetsområde med USD 66,5 millioner (24%) fra Økningen var et resultat av reduksjonen i aktivering av kostnader til multiklient databiblioteket, samt en økning i brutto solgte tjenesters kost med USD 38,5 millioner. Nedgangen i aktiverte kostnader gjenspeiler den endrede fokus fra multiklient prosjekter til kontraktsarbeid. Økning i brutto solgte tjenester kost er i hovedsak et resultat av økt aktivitet innenfor landseismikk spesielt. Solgte tjenesters kost relatert til våre produksjonstjenester økte med USD 34,8 millioner (31%) fra 2001, hovedsakelig et resultat av at alle våre produksjonsfartøy var i full operasjon gjennom hele I tillegg reflekterer solgte tjenesters kost en reversering av tidligere avsatt kontraktstap (fra 2000) på Ramform Banff med USD 8,2 millioner i 2002 og USD 16,5 millioner i Netto solgte tjenesters kost relatert til generelle konsernformål ble redusert med USD 6,1 millioner fra 2001 (139%). Slike kostnader blir allokert til virksomhetsområder basert på driftsinntekter i perioden. Avskrivninger og amortiseringer for 2002 var USD 357,5 millioner en økning på USD 32,0 millioner fra 2001, tilsvarende 10%. I prosent av driftsinntekter var avskrivninger og amortiseringer 36% og 37% for henholdsvis 2002 og Amortisering av multiklient databiblioteket økte med USD 17,5 millioner til USD 212,9 millioner, en økning på 9% fra Inkludert i amortisering av multiklient databiblioteket inngår minimumsamortisering med USD 39,8 millioner og USD 39,1 millioner for henholdsvis 2002 og Gjennomsnittlig amortiseringssats for multiklient seismikk var 79% og 82% for henholdsvis 2002 og 2001 (inklusiv minimumsamortisering). Ordinære avskrivninger økte med USD 15,8 millioner (10%), hvorav USD 11,1 millioner (11%) innen geofysiske tjenester og USD 4,7 millioner (8%) innen produksjonstjenester, som er et resultat av økt aktivitet innenfor begge våre virksomhetsområder samt at alle fire produksjonsfartøy var i full beskjeftigelse gjennom hele 2002 sammenlignet med I 2002 aktiverte vi avskrivninger som del av vårt multiklient databibliotek med USD 31,5 millioner, tilsvarende beløp i 2001 var USD 30,2 millioner. Forsknings- og teknologikostnader ble redusert med USD 1,0 millioner til USD 2,8 millioner i 2002 (26%). Markedsførings- og administrasjonskostnader ble redusert med USD 10,3 millioner til USD 56,2 millioner (15%). Markedsførings- og administrasjonskostnader utgjorde 6% og 8% av driftsinntekter for henholdsvis 2002 og Reduksjonen i kost er et resultat av gjennomførte kostnadskutt samt en flatere og slankere organisasjon. I nedskrivninger og andre poster for 2002 inngår; USD 268,4 millioner i nedskrivning av multiklient databiblioteket. USD 425,2 millioner i nedskrivning av Ramform Banff og sub-sea utstyr relatert til Banff-feltet. USD 48,0 millioner i nedskrivning av eiendeler relatert til våre geofysiske tjenester (marin, land og data prosessering). USD 14,7 millioner i nedskrivning av investeringer i tilknyttede selskaper. USD 43,4 millioner i nedskrivning av goodwill. USD 2,9 millioner i netto gevinst relatert til den kansellerte fusjonen med Veritas DGC Inc., USD 3,6 millioner i kostnader relatert til restrukturering/refinansiering av gjeld. USD 22,9 millioner i ansattes sluttpakker og andre engangskostnader. Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster var USD 101,3 millioner for 2002 en nedgang fra 2001 på 6%. Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster i prosent av driftsinntekter var 10% i 2002 en nedgang på 2% 3

5 Årsberetning for 2002 fra Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster fra våre geofysiske tjenester var USD 0,8 millioner for 2002, en nedgang på USD 5,5 millioner (88%) fra Dette er et resultat av lavere markedspriser i industrien generelt basert på overkapasitet i markedet, samt økt aktivitet innenfor landseismikk som historisk sett gir en lavere driftsmargin enn marinseismikk. Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster fra våre produksjonstjenester var USD 100,5 millioner for 2002, en nedgang på USD 1,5 millioner (1%) fra Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster i prosent av driftsinntekter gikk ned fra 35% i 2001 til 31% i Selv om alle våre fire produksjonsfartøy var i full operasjon gjennom hele 2002, sammenlignet med 2001 hvor enkelte av fartøyene var under oppgradering i enkelte perioder, gjenspeiles driftsresultatet og driftsmarginen av nedgangen i oljeproduksjon fra Banff-feltet. I tillegg påvirkes driftsresultatet for 2001 av en reversering på USD 16,5 millioner av tidligere avsatt kontaktstap relatert til Ramform Banff, sammenlignet med 2002 hvor en slik reversering av kontraktstap var på USD 8,2 millioner. Driftsresultatet for 2001 påvirkes også av inntekter fra skytteltankere som ble leid ut på spotmarkedet, mens de respektive produksjonsfartøy var under oppgradering. Netto rentekostnader for 2002 var USD 7,7 millioner (5%) høyere enn i 2001, som reflekterer nedgangen i balanseføring av renter med USD 14,2 millioner (72%) fra 2001, som er resultat av redusert balanseføring av multiklient data i 2002 og balanseføring av renter i 2001 relatert til oppgradering av produksjonsfartøy. Denne nedgangen i balanseføring av renter ble delvis oppveid av en reduksjon i brutto rentekostnader på 5%. Andre finansinntekter (-kostnader) for 2002 på USD 39, 3 millioner inkluderer en gevinst på skatteutligningskontrakter med USD 54,1 millioner, sammenlignet med 2001 hvor slike skatteutligningskontrakter utgjorde et tap på USD 18,0 millioner. Konsernet terminerte i 2002 alle utestående skatteutligningskontrakter. Skattekostnad (-inntekt) på ordinært resultat for 2002 på USD 205,3 millioner består av: En skattekostnad på USD 3,0 millioner fra ordinær virksomhet. En skatteinntekt på USD 119,1 millioner relatert til nedskrivninger og andre poster. En skattekostnad på USD 106,2 millioner relatert til skatteutligningskontrakter og valutakursendringer. En skattekostnad på USD 215,2 millioner relatert til nedskrivning av utsatt skatt på ordinær virksomhet. I resultat etter skatt fra virksomhet under avhendelse/solgt, inngår nedskrivning av investeringer i Atlantis med USD 190,1 millioner (før skatt) og USD 26,8 millioner (før skatt) relatert til salget av Production Group Limited. Disponering av årets resultat i morselskapet: Petroleum Geo-Services ASA genererte et underskudd på kroner i Styrets forslag til inndekning av årets underskudd er som følger: Kroner Tilført fra overkursfond Tilført fra annen egenkapital Sum Per 31. desember 2002 var det ingen fri egenkapital i Petroleum Geo-Services ASA. Investeringer/kapitalbehov: Konsernets kapitalbehov knytter seg til investeringer i varige driftsmidler, investeringer i olje-og gass eiendeler, investeringer i multiklient databibliotek, betjening av gjeld, leasing- og leieforpliktelser, betaling av preferred securities samt behov for arbeidskapital. Tidligere år har våre investeringer vært knyttet til vekst i våre to virksomhetsområder i tillegg til vedlikeholdsinvesteringer. I 2002 var våre investeringer i varige driftsmidler hovedsakelig vedlikeholdsinvesteringer og investeringer i Varg feltet, PL 038, i Nordsjøen. I 2002 investerte konsernet USD 60,9 millioner i varige driftsmidler samt olje og gass eiendeler (inkluderer ikke virksomhet under avhendelse), av dette relaterer USD 41,8 millioner seg til geofysiske tjenester, USD 10,9 millioner relatert til produksjonsfartøy og USD 8,2 millioner til Varg feltet. I tillegg investerte vi USD 190,4 millioner i multiklient databiblioteket og USD 77,2 millioner i virksomhet under avhendelse. Generelt er en vesentlig del av våre investeringer i varige driftsmidler og multiklient databibliotek basert på 4

6 Årsberetning for 2002 rådende markedsforhold og fremtidsutsikter. I tilknytning til opptak av en kortsiktig bankkredittfasilitet i 2002 på USD 250,0 millioner forplikter konsernet seg til å begrense investeringer i anleggsmidler, inkludert investeringer i virksomhet under avhendelse, til maksimum USD 280,0 millioner i perioden 1. juli 2002 frem til endelig forfall. For perioden 1. juli 2002 til 31. desember 2002 beløp slike investeringer seg til USD 128,8 millioner, hvorav USD 70,3 millioner i multiklient databibliotek, USD 20,7 millioner i varige driftsmidler/olje og gass eiendeler og USD 37,8 millioner i virksomhet under avhendelse. For 2003 vil våre investeringer knytte seg til vedlikeholdsinvesteringer innenfor våre geofysiske tjenester, investeringer i Varg feltet og investeringer i multiklient databibliotek, totalt om lag USD 196 millioner. Per 31. desember 2002 var konsernets samlete utestående gjeld, leaser og preferred securities obligations, med kontraktsfestet kontantforpliktelser som følger: Betalingsforfall per år Kontraktsfestet kontantforpliktelser: (i USD millioner) Totalt og deretter Gjeldsforpliktelser (a) 2.255,7 941,3 12,2 13, ,2 Finansielle leasingforpliktelser (b) 101,7 20,0 18,0 28,5 35,2 Operasjonelle leasingforpliktelser 252,8 87,1 59,1 34,2 72,4 Guaranteed preferred beneficial interest in junior subordinated debt securities 143, ,8 Preferanse aksjer (c) 64,0 64, Sum kontraktsfestet kontantforpliktelser 2.818, ,4 89,3 75, ,6 (a) Inkluderer en kortsiktig bankkredittfasilitet på USD 250,0 millioner som forfaller i juni 2003, en fullt opptrukket rullerende bankkredittfasilitet på USD 430,0 millioner med forfall i september 2003 og USD 250,0 millioner i usikrete gjeldsbevis som forfaller i november Gjeldsforpliktelsen inkluderer ikke gjeld relatert til virksomhet under avhendelse med USD 15,8 millioner. (b) Viser totale kontraktsfestete finansielle leasinger. (c) Basert på en innløsningsrate tilsvarende 100% av virkelige driftsinntekter fra lisensieringen av underliggende verdipapiriserte multiklient data. Finansiering og likviditet: Den 11. desember 2002 solgte konsernet hele sin eierandel i PGS Production Group Limited (tidligere Atlantic Power Group Limited) til Petrofac Limited for USD 20,2 millioner i kontantoppgjør på salgsdato og kan motta ytterligere USD 15,0 millioner, betinget visse hendelser ut år Konsernet kostnadsførte et tap på USD 26,8 millioner ved salget av datterselskapet. Konsernet har per 31. desember 2002 anslagsvis USD 1,1 milliarder i gjeld og andre kontraktsmessige kontantforpliktelser som forfaller i 2003, hvorav USD 930 millioner er bankkredittfasiliteter og gjeldsbevis i morselskapet Petroleum Geo-Services ASA. Alle kredittfasiliteter er fullt opptrukket. Basert på konsernets gjeldende forretningsplan og prognoser, overskrider konsernets kontraktsmessige kontantforpliktelser for de nærmeste 12 måneder vår tilgang på kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter og kontantbeholdning. Konsernet er derfor avhenging av å få restrukturert eller refinansiert, inkludert å få utsettelse på forfall, for disse forpliktelser for å kunne fortsette driften. Konsernet søker å få gjennomført en slik restrukturering/refinansiering og benytter eksterne rådgivere til å bistå i dette arbeid. I tillegg har konsernets banker dannet en styringskomité samt at en betydelig andel av eiere av gjeldsbevis har dannet en særskilt komité gjennom et advokatfirma, for å delta i forhandlinger og evalueringer i forbindelse med konsernets anstrengelser for å få gjennomført en slik restrukturering/refinansiering. I forbindelse med disse forhandlinger og evalueringer har konsernet samtykket i å betale visse honorarer og løpende utgifter som påløper bankene og obligasjonseierne, inklusive honorar og utgifter for finansiell, regnskapsmessig og juridisk rådgivning. Selv om konsernet tror det er mulig å gjennomføre den nødvendige restrukturering/refinansiering, kan vi ikke garantere at vi vil lykkes i en slik restrukturering/refinansiering av konsernets finansielle forpliktelser. Hvis konsernet, bankene og obligasjonseierne ikke klarer å gjennomføre en slik restrukturering/refinansiering i rett tid, kan konsernet blant annet bli tvunget til å ta de nødvendige skritt for å søke beskyttelse fra sine kreditorer. I tillegg er det mulig at en restrukturering/refinansieringsavtale som eventuelt blir gjennomført også må ha rettens godkjennelse. 5

7 Årsberetning for 2002 Som følge av likviditetsproblemene er konsernets kredittverdighet blitt betydelig nedgradert, første gang i juli Med bakgrunn i dette, samt uteblivelse av en avtale om en omfattende restrukturering/refinansiering av konsernets kontraktsmessige kontantforpliktelser som beskrevet ovenfor, er konsernets evne til å innhente ny kapital begrenset. I tillegg, som en følge av nedgraderingene, har konsernet blitt pålagt å øke den kvartalsvise innløsningsraten på våre preferanse aksjer relatert til verdipapirisering (securitization) av vår beholding av multiklient data, med virkning fra begynnelsen av 3. kvartal Gjeldende innløsningsrate er et beløp tilsvarende 100% av virkelige driftsinntekter fra lisensieringen av verdipapiriserte multiklient data. Konsernet kan også bli pålagt å gi opp til GBP 35,7 millioner i sikkerhet (om lag USD 57,0 millioner) under enkelte UK leasing kontrakter. Imidlertid, basert på forhandlinger med utleier, antar konsernet at en slik sikkerhet ikke vil bli påkrevd. Per 31. desember 2002 var konsernet à jour med alle betalingsforpliktelser relatert til gjeld. Imidlertid hadde konsernet brudd på enkelte finansielle betingelser og andre avtaler knyttet til enkelte gjeldsforpliktelser og leieavtaler og søkte om kravsfrafall for disse avtalebrudd. Konsernet er under kontinuerlig forhandlinger med de enkelte motparter i slik henseende. PGS kan ikke garantere at slike kravsfrafall blir oppnådd, med det resultat at motparten i disse avtaler dermed vil søke å tvinge frem sine krav. Motpartene i disse avtaler kan erklære at forpliktelsene ikke er overholdt og kreve oppgjør for alle utestående beløp under disse avtaler. I et slikt tilfelle vil ikke konsernet ha tilstrekkelige midler til å innfri de relaterte forpliktelser, som igjen kan medføre at konsernet vil søke beskyttelse fra sine kreditorer under gjeldende rett. I mars 2002 opptok konsernet en kortsiktig bankkredittfasilitet på USD 250,0 millioner, som ble endret i mai Netto provenyet fra denne kredittfasilitet ble brukt til å innfri det usikrede gjeldsbeviset på USD 225,0 millioner som forfalt i mars 2002, samt for generelle konsernformål. Kredittfasiliteten forfaller i juni 2003 og har en LIBOR basert rente pluss margin på 4,5%, dvs. en gradvis økning fra 0,65% ved opprinnelig opptrekk. Vektet gjennomsnittsrente for 2002 var 5,1% med en vektet gjennomsnittsrente på utestående balanse per 31. desember 2002 på 5,9%. Konsernet forplikter seg iht. avtalen, å begrense investeringer i anleggsmidler, inkludert investeringer i virksomhet under avhendelse og investeringer i multiklient biblioteket til maksimum USD 280,0 millioner for perioden 1. juli 2002 frem til endelig forfall. For perioden 1. juli 2002 til 31. desember 2002 beløp slike investeringer seg til USD 128,8 millioner. Konsernet er i forhandlinger om en restrukturering av denne kredittfasiliteten. I 2002 trakk konsernet totalt USD 230,0 millioner under den rullerende bankkredittfasiliteten på USD 430,0 millioner til en gjennomsnittlig rente på 2,3%. Gjennomsnittlig - og maksimum opptrekk var på henholdsvis USD 400,8 millioner og USD 430,0 millioner. Gjennomsnittlig rente per 31. desember 2002 på utestående balanse var 1,9%. Per 31. desember 2002 var denne fasiliteten fullt opptrukket. Per 31. desember 2002 var det utestående aksjer (inkludert ADR s) pålydende 5 kroner i Petroleum Geo-Services ASA. Selskapets aksjer omsettes på Oslo Børs under symbolet PGS. Aksjer/ADR s eid av aksjonærer med adresse i USA omfattet (omlag 49%), mens aksjonærer med adresse i Norge eide totalt aksjer (omlag 40%). Tilsvarende som PGS i 3. kvartal 2002 nedskrev eiendeler relatert til våre to virksomhetsområder, ble det gjort nedskrivninger i Petroleum Geo-Services ASA relatert til aksjer i datterselskap (3,7 milliarder kroner) og ansvarlige lån - og langsiktige konsernlån til våre datterselskap (5,0 milliarder kroner). Dette medførte at egenkapitalen i Petroleum Geo-Services ASA per 31. desember 2002 er negativ med 220,7 millioner kroner. Aksjekapitalen er dermed tapt. Helse, miljø og sikkerhet: Geofysiske aktiviteter til havs og på land, samt oljeproduksjon til havs innebærer flere sentrale miljøutfordringer. PGS er sterkt fokusert på å forebygge og redusere negative miljømessige konsekvenser av våre virksomheter på verdensbasis. Stadig forbedringer forutsetter en strukturert tilnærming til de miljøproblemene som virksomheten medfører. PGS har derfor valgt å implementere miljøstyring på nivå med ISO (internasjonal standard for miljøstyring) på to av våre produksjonsskip og to tankskip. Tilpasning til standarden er også igangsatt for ytterligere ett produksjonsskip. Det samme gjelder PGS Marine Geophysical. Samtlige fartøy og tilhørende organisasjoner har gjenomført ISM-sertifisering (International Management Code for the Safe Operation of Ships and for Pollution Prevention) PGS hadde totalt 16 skadetilfeller med tapt arbeidstid, fordelt på 13 i Geophysical, og 3 i Production. Det var en gjennomgående forbedring i Helse Miljø og Sikkerhetsstatistikk med en fraværskalafrekvens på 0,66 (timer per 6

8 Årsberetning for 2002 million arbeidstimer) for 2002 mot en frekvens på 1,64 i Miljø og sikkerhetsresultater er gode relativt til det normale for bransjen. PGS er inne i en prosess med omfattende kostnadskutt. Kuttene vil ikke tillates å gå på bekostning av helse, miljø og sikkerhet. Arbeidet med stadig å søke forbedringer på dette området fortsetter. Organisasjon: Per 31. desember 2002 var det omlag heltidsansatte i konsernet, hvorav 85% var ansatt innenfor våre geofysiske tjenester, 14% innenfor produksjonstjenester og 1% i konsernrelaterte funksjoner. Tilsvarende fordeling per 31. desember 2001 var 48% for begge virksomhetsområder samt 4% som ytet tjenester på tvers av virksomhetsområdene. Det har i 2002 ikke oppstått vesentlige driftsstans relatert til fagforeningsforhold. Foruten ansettelse av ny konsernsjef og CFO er konsernets øverste ledelse reorganisert, og en flatere organisasjonsstruktur er implementert. Forretningsområdene marinseismikk, dataprosessering, landseismikk, FPSO og oljeselskapet Pertra rapporterer nå direkte til konsernsjefen. I tillegg er det opprettet en egen stab for fellesfunksjoner (Global Services) som omfatter regnskap, IT, reservoar konsulentene og øvrige fellestjenester. Konsernstaben er styrket med en nyopprettet strategi- og planavdeling. Konsernets hovedkontor ligger i Oslo hvor PGS holder til i leide lokaler. I tillegg leies kontorlokaler i andre byer i Norge og i USA, samt i Angola, Australia, Brasil, De Forente Arabiske Emirater, Egypt, England, Kina, Russland, Singapore, Skottland, Venezuela. Implementering av ny regnskapsstandard: I 2003 implementerte konsernet den nye standarden NRS (F) nedskrivning av anleggsmidler, hvor anleggsmidler skal nedskrives til virkelig verdi (gjenvinnbart beløp) Vurderingen skal gjennomføres for hver enkelt eiendel klassifisert som anleggsmiddel og med separat kontantstrøm, og verdisettingen skal baseres på det høyeste av netto salgsverdi og bruksverdi, basert på nåverdi av neddiskonterte fremtidige kontantstrømmer. Effekten av en implementering per 31. desember 2002 ville ha vært en ytterligere nedskrivning av varige driftsmidler og multiklient databibliotek med henholdsvis om lag USD 130 millioner og USD 65 millioner. Konsernets Ramform fartøy og øvrige seismikkskip vurderes som to separate vurderingsenheter. Databiblioteket vurderes per prosjekt eller område innen Mexicogulfen. Hendelser etter balansedagen: Som et resultat av lav prising av PGS aksjen (ADR s) på New York Stock Exchange (NYSE) over tid møtte ikke PGS lenger kravet til å være notert på NYSE. PGS ble derfor tatt av NYSE 26. februar Aksjen handles nå i USA i det såkalte OTC markedet og på pink sheets. PGS aksjen på Oslo Børs handler som normalt. Den bokførte egenkapital på balansedagen er negativ, og aksjekapitalen må dermed vurderes som tapt. Petroleum Geo-Services ASA er i forhandlinger med sine kreditorer om en plan for en samlet refinansiering av konsernet og konvertering av gjeld til egenkapital. Disse forhandlingene forventes avsluttet i løpet av Resultatet forventes å bli at den bokførte egenkapitalen etter en gjeldskonvertering vil være tilfredsstillende. For nærmere detaljer om disse forhandlingene vises til redegjørelsen beskrevet ovenfor, og da særlig under avsnittet finansiering og likviditet. Som en del av konsernets program for kostnadskutt ble det i mai kunngjort en reduksjon i antall ansatte på om lag 250 personer. Denne foreslåtte reduksjon i ansatte vil hovedsakelig bli gjennomført på konsernets forretningskontorer i Houston, London og Oslo. Det forventes at kostnader relatert til gjennomføringen av disse reduksjoner påløper i 2. og 3. kvartal 2003, og vil da bli kostnadsført under nedskrivninger og andre poster. I 1. kvartal 2003 gjennomførte vi salget av vårt Atlantis datterselskap til Sinochem. Kontantvederlaget var USD 55,4 millioner, hvorav USD 10,6 millioner var refusjon for midler konsernet hadde tilført Atlantis på vegne av Sinochem i 2003 frem til endelig kontantoppgjør av salget den 20. februar Konsernet kostnadsførte et ytterligere tap på USD 3,4 millioner (etter skatt) i 1. kvartal Betinget visse hendelser kan konsernet motta ytterligere USD 50 millioner i vederlag for dette salget. PGS ASA har en løpende dialog med norske og engelske skattemyndigheter vedrørende et potensielt skattekrav for manglende innbetaling av arbeidsgiveravgift, trygdeavgift og pensjon for sjømenn fra EU-land ansatt på NIS registrerte skip for PGS via PGS Isle of Man. Det er ikke avsatt for dette forholdet i regnskapet. 7

9 Årsberetning for 2002 PGS har for 2003 forsterket sin posisjon i kontraktsmarkedet for marinseismikk, og har ytterligere redusert sin eksponering mot multiklient investeringer. Den seismiske flåten er fullt beskjeftiget. Alle produksjonsfartøyene er på løpende kontrakter, og regulariteten er på nivå med fjoråret. Pertra har gjennomført en suksessfull A-15 brønn, og høye oljepriser kombinert med høyere volumer enn tilsvarende for fjoråret har gitt et løft i både inntekter og inntjening for I tillegg forventes det å se resultater av nedbemanninger og øvrige kostnadskutt mot slutten av Styret mener at Selskapet vil lykkes i restruktureringen/refinansieringen, og regnskapet er avlagt under forutsetning om fortsatt drift, jamfør regnskapsloven 3-3. Dersom Selskapet ikke lykkes i disse forhandlingene vil det måtte påregnes betydelige tap. Ved en eventuell avvikling / tvangsrealisasjon vil verdiene av eiendelene kunne være betydelig lavere enn de regnskapsførte verdier. I tillegg vil ekstra kostnader og latente forpliktelser kunne medføre betydelige tap Lysaker, 10. juni 2003 Jens Ulltveit-Moe Styrets formann Geir Aune Thorleif Enger Jens Gerhard Heiberg Marianne Johnsen Reidar Michaelsen Rolf Erik Rolfsen Svein Rennemo Administrerende direktør 8

10 Petroleum Geo-Services ASA konsern Resultatregnskap (I tusen USD, unntatt aksje informasjon) Note Driftsinntekter Solgte tjenesters kost Avskrivninger og amortiseringer Forsknings- og teknologikostnader Markedsførings- og administrasjonskostnader Nedskrivninger og andre poster ( ) Driftskostnader Driftsresultat 4 ( ) ( ) Andel resultat i tilknyttede selskaper 5 (1 691) (544) Netto rentekostnader 6 ( ) ( ) ( ) Andre finansinntekter (-kostnader) (22 305) (32 860) Resultat før skatt ( ) ( ) Skattekostnad (-inntekt) på ordinært resultat ( ) Ordinært resultat ( ) ( ) Resultat etter skatt fra virksomhet under avhendelse/solgt 3 ( ) (9 810) (1 570) Resultat før akkumulert effekt av regnskapsendringer ( ) ( ) Akkumulert effekt av regnskapsendringer, etter skatt - - (6 555) Årets resultat ( ) ( ) Ordinært resultat per aksje før regnskapsendringer 9 (12,05) 0,11 (1,97) Akkumulert effekt av regnskapsendringer, etter skatt - - (0,07) Ordinært resultat per aksje 9 (12,05) 0,11 (2,04) Utvannet resultat per aksje før regnskapsendringer 9 (12,05) 0,11 (1,97) Akkumulert effekt av regnskapsendringer, etter skatt - - (0,07) Utvannet resultat per aksje 9 (12,05) 0,11 (2,04) Utestående ordinære aksjer Utestående utvannede aksjer Lysaker, 31. mars 2003 Jens Ulltveit-Moe Styrets formann Geir Aune Thorleif Enger Jens Gerhard Heiberg Marianne Johnsen Reidar Michaelsen Rolf Erik Rolfsen Svein Rennemo Administrerende direktør 1

11 Petroleum Geo-Services ASA konsern Balanse Per 31. desember (I tusen USD) Note EIENDELER Anleggsmidler: Immaterielle eiendeler: Andre immaterielle eiendeler Utsatt skattefordel Goodwill Sum immaterielle eiendeler Varige driftsmidler 14, Beholdning av multiklient databibiliotek Finansielle anleggsmidler: Investeringer i tilknyttede selskaper Andre finansielle anleggsmidler 17, Sum finansielle anleggsmidler Sum anleggsmidler Omløpsmidler: Olje & gass eiendeler Fordringer Eiendeler i virksomhet under avhendelse Andre omløpsmidler Bankinnskudd, kontanter og lignende Sum omløpsmidler Sum eiendeler EGENKAPITAL OG GJELD Egenkapital: Innskutt egenkapital: Aksjekapital ( aksjer à 5,- kroner) Annen innbetalt kapital Sum innskutt egenkapital Annen egenkapital ( ) Sum egenkapital (31 546) "Guaranteed preferred beneficial interest in PGS junior subordinated debt securities" Preferanse aksjer relatert til verdipapirisering av multiklient data Gjeld: Avsetning for langsiktige forpliktelser: Utsatt skatt Andre avsetninger for forpliktelser Sum avsetning for forpliktelser Annen langsiktig gjeld: Langsiktige finansielle leasingforpliktelser Langsiktige lån Sum annen langsiktig gjeld Kortsiktig gjeld: Kortsiktig gjeld, kortsiktig del av langsiktige lån og - finansielle leasingforpliktelser 10, Gjeld og andre forpliktelser for virksomhet under avhendelse Leverandørgjeld Påløpte kostnader Betalbar skatt Sum kortsiktig gjeld Sum egenkapital og gjeld

12 Petroleum Geo-Services ASA konsern Kontantstrømoppstilling (I tusen USD) Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Årets resultat ( ) ( ) Korreksjoner ved avstemming av årets resultat mot kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Avskrivninger og amortiseringer kostnadsført Nedskrivninger og tap ved salg av datterselskap (97 027) Kontantstrømmer relatert til virksomhet under avhendelse (3 295) (1 650) Avsetning for utsatt skatt ( ) Endring i kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld (28 376) (74 721) (72 636) Netto tap ved avgang varige driftsmidler Øvrige poster Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter: Investeringer i multiklient databibliotek ( ) ( ) ( ) Investeringer i varige driftsmidler/olje og gass eiendeler (60 894) ( ) (69 897) Investeringer i virksomhet under avhendelse (77 229) (54 329) (45 320) Salg av datterselskap og -egenkapitalinvesteringer Øvrige poster (9 030) (19 485) (12 086) Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter ( ) ( ) ( ) Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter: Opptak av langsiktig gjeld Netto tilgang preferanse aksjer Netto tilgang ny egenkapital, inkludert utøvelse av aksjeopsjoner Nedbetaling av langsiktig gjeld ( ) (11 414) (15 447) Nedbetaling av preferanse aksjer (98 983) (77 280) - Netto økning (nedgang) i kortsiktig gjeld (5 667) (34 409) Nedbetaling av finansielle leaser (15 496) (7 806) (7 775) Netto kontantstrømmer skatteutligningskontrakter (64 575) (8 068) Annet Netto kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter (3 293) Virkning av valutakursendringer på kontanter og kontantekvivalenter 537 (93) (221) Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter (37 601) Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt

13 Petroleum Geo-Services ASA konsern Endringer i egenkapitalen Akkumulert Aksjekapital valutakurs Annen (I tusen USD, unntatt antall aksjer) Antall Beløp Overkurs endringer egenkapital Totalt Egenkapital per 31. desember Årets resultat ( ) ( ) Utøvelse aksjeopsjoner ansatte Omregningsdifferanser (14 350) 421 (13 929) Egenkapital per 31. desember (11 071) Årets resultat Aksjeemisjon Utøvelse aksjeopsjoner ansatte Korreksjon Awilco fusjon Omregningsdifferanser (2 762) 371 (2 391) Egenkapital per 31. desember (13 833) Årets resultat - - ( ) - ( ) ( ) Utdeling av utbytte til minoritet (1 076) (1 076) Omregningsdifferanser Egenkapital per 31. desember (6 638) (96 715) (31 546) 4

14 Noter til konsernregnskapet Note 1 - Generell informasjon om selskapet Konsernet Petroleum Geo-Services ASA med datterselskap utfører geofysiske tjenester og produksjonstjenester. Det henvises til Note 4, virksomhetsområder og geografiske markeder, for mer utførlig informasjon om konsernets tjenester. Selskapet er et norsk allmennaksjeselskap. Konsernregnskapet er utarbeidet i henhold til regnskapsloven og god regnskapsskikk i Norge og er presentert i US Dollar (USD). Dette er begrunnet i at finansielle transaksjoner knyttet til konsernets virksomhet hovedsakelig er nominert i USD. Regnskapsprinsipp for konsernregnskapet er omtalt i Note 2, regnskapsprinsipper. I desember 2002 solgte konsernet datterselskapet PGS Production Group Limited, se Note 3 for mer utfyllende kommentarer, og inngikk en endelige avtale om salg av datterselskapet Atlantis med regnskapsmessig virkning fra januar Følgelig er de regnskapsmessige resultater, balanseverdier og kontantstrømmer for disse datterselskap presenteret som virksomhet under avhendelse for årene 2002, 2001 og Regnskapene har blitt utarbeidet på grunnlag av regnskapsprinsipper som forutsetter realisering av eiendeler samt oppgjør av forpliktelser som del av ordinær virksomhet. Presenterte verdier og forpliktelser er dermed ikke ment å vise virkelige verdier av eiendeler og oppgjør av alle forpliktelser, og reflekterer ikke de justeringer som eventuelt måtte gjøres på våre balanseførte verdier, resultatposter og presentasjon i balansen som ville bli påkrevet hvis ikke forutsetning for videre drift var basis for regnskapspresentasjonen. Konsernet har økonomiske- og likviditetsproblemer som reiser tvil om konsernets evne til videre drift. Konsernet har per 31. desember 2002 om lag USD 1,1 milliarder i gjeld og andre kontraktsmessige kontantforpliktelser som forfaller i 2003, hvorav USD 930 millioner er bankkredittfasiliteter og gjeldsbevis i morselskapet Petroleum Geo-Services ASA. Alle kredittfasiliteter er fullt opptrukket. Basert på konsernets gjeldende forretningsplan og prognoser, overstiger konsernets kontraktsmessige kontantforpliktelser for de nærmeste 12 måneder vår tilgang på kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter og kontantbeholdning. Konsernet er derfor avhenging av å få restrukturert eller refinansiert, inkludert få utsettelse av forfallstidspunkt, for disse forpliktelser for å kunne fortsette driften. Konsernet søker å få gjennomført en slik restrukturering/refinansiering og har leid inn eksterne rådgivere til å bistå i dette arbeid. I tillegg har konsernets banker dannet en styringskomité samt at en betydelig andel av eiere av gjeldsbevis har dannet en særskilt komité gjennom et advokatfirma, for å delta i forhandlinger og evalueringer i forbindelse med konsernets anstrengelser for å få gjennomført en slik restrukturering/refinansiering. I forbindelse med disse forhandlinger og evalueringer har konsernet samtykket i å betale visse honorarer og løpende utgifter som påløper bankene og gjelsbeviseierne, inklusive honorar og utgifter for finansiell, regnskapsmessig og juridisk rådgivning. Selv om konsernet tror det er mulig å gjennomføre den nødvendige restrukturering/refinansiering, kan vi ikke garantere at vi vil lykkes i en slik restrukturering/refinansiering av konsernets finansielle forpliktelser. Hvis konsernet, bankene og gjeldsbeviseierne ikke klarer å gjennomføre en slik restrukturering/refinansiering i rett tid, kan konsernet blant annet bli tvunget til å ta de nødvendige skritt for å søke beskyttelse fra sine kreditorer. I tillegg er det mulig at en restrukturering/refinansieringsavtale som eventuelt blir gjennomført også må ha rettens godkjennelse. Som følge av likviditetsproblemene er konsernets kredittverdighet blitt betydelig nedgradert, første gang i juli Med bakgrunn i dette samt uteblivelse av en avtale om en omfattende restrukturering/refinansiering av konsernets kontraktsmessige kontantforpliktelser, som beskrevet ovenfor, er konsernets evne til å innhente ny kapital begrenset. I tillegg, som en følge av nedgraderingene, har konsernet blitt pålagt å øke den kvartalsvise innløsningsraten på våre preferanse aksjer relatert til verdipapirisering (securitization) av vår beholding av multiklient data, med virkning fra begynnelsen av 3. kvartal Gjeldende innløsningsrate er et beløp tilsvarende 100% av virkelige driftsinntekter fra lisensieringen av verdipapiriserte multiklient data (Note 24). Konsernet kan også bli pålagt å 5

15 gi opp til GBP 35,7 millioner (om lag USD 57,0 millioner) i sikkerhet under visse UK leases (Note 33). Imidlertid, basert på forhandlinger med utleier, antar konsernet at en slik sikkerhet ikke vil bli påkrevd. Per 31. desember 2002 var konsernet à jour med alle pålagte betalingsforpliktelser relatert til gjeld. Imidlertid hadde konsernet brudd på enkelte finansielle betingelser og andre avtaler knyttet til enkelte gjeldsforpliktelser og leieavtaler og søkte om kravsfrafall ( waiver ) for disse avtalebrudd. Konsernet er under kontinuerlig forhandlinger med de enkelte motparter i slik henseende, men vi kan ikke garantere at slike kravsfrafall blir oppnådd med det resultat at motparten i disse avtaler dermed vil søke å tvinge frem deres krav. Blant kravene kan motpartene i disse avtaler erklære at forpliktelsene ikke er overholdt og kreve oppgjør for alle utestående beløp. I et slikt tilfelle vil ikke konsernet ha tilstrekkelige midler til å innfri de relaterte forpliktelser, som igjen kan medføre at konsernet vil søke beskyttelse fra sine kreditorer under gjeldende rett. Vår balansepresentasjon reflekterer ikke de justeringer som vil være nødvendig hvis motparten til disse gjeldsforpliktelser og leieavtaler erklærer at forpliktelsene ikke er overholdt, med umiddelbart forfall av alle utestående beløp under disse avtaler. Selv om konsernet var à jour med alle pålagte betalingsforpliktelser relatert til gjeld ved årsslutt 2002, har konsernet benyttet henstandsperioden for enkelte av gjeldsbevisene for utsettelse med betaling av renter for opptil 30 dager (note 25). Per 31. desember 2002 har konsernet i tillegg benyttet sin opsjon til å utsette kvartalsvis rentebetaling relatert til trust preferred securities (Note 24). Som del av våre bestrebelser med restrukturering/refinansiering har vi til hensikt å benytte de tillatte kontraktsmessige utsettelser relatert til våre forskjellige gjelds og preferred securities som gir oss rett til å utsette renteterminbetalinger, da disse henstander gir oss kortsiktig finansiell fleksibilitet. Per 31. desember 2002 var konsernets samlede utestående gjeld, leaser og preferred securities obligations, med kontraktsfestet kontantforpliktelser som følger: Betalingsforfall per år Kontraktsfestet kontantforpliktelser: (i USD millioner) Totalt og deretter Gjeldsforpliktelser (Note 25) (a) 2.255,7 941,3 12,2 13, ,2 Finansielle leasingforpliktelser (Note 10) (b) 101,7 20,0 18,0 28,5 35,2 Operasjonelle leasingforpliktelser (Note 10) 252,8 87,1 59,1 34,2 72,4 Guaranteed preferred beneficial interest in junior subordinated debt securities (Note 24) 143, ,8 Preferanse aksjer (Note 24) (c) 64,0 64, Sum kontraktsfestet kontantforpliktelser 2.818, ,4 89,3 75, ,6 (a) Inkluderer en kortsiktig bankkredittfasilitet på USD 250,0 millioner som forfaller i juni 2003, en fullt opptrukket rullerende bankkredittfasilitet på USD 430,0 millioner med forfall i september 2003 og USD 250,0 millioner i usikrete gjeldsbevis som forfaller i november Gjeldsforpliktelsen inkluderer ikke gjeld relatert til virksomhet under avhendelse med USD 15,8 millioner. (b) Viser totale kontraktsfestete finansielle leaser. (c) Basert på en innløsningsrate tilsvarende 100% av virkelige driftsinntekter fra lisensieringen av underliggende verdipapiriserte multiklient data. Hendelser etter balansedagen: Som del av konsernets kostnadskutt program på USD 75 millioner har konsernet kunngjort en reduksjon i antall ansatte på om lag 250 personer. Denne foreslåtte reduksjon i ansatte vil hovedsakelig bli gjennomført på konsernets forretningskontorer i Houston, London og Oslo. Vi forventer at kostnader relatert til gjennomføringen av disse reduksjoner påløper i 2. og 3. kvartal 2003, og vil da bli kostnadsført under nedskrivninger og andre poster. Note 2 - Regnskapsprinsipper Konsernregnskapet: Konsernregnskapet omfatter morselskapet Petroleum Geo-Services ASA (Selskapet), majoritetseide datterselskap og selskap der konsernet har bestemmende eierinteresser (konsernet). I de tilfellene hvor 6

16 datterselskapene ikke er heleid, er minoritetsinteresser trukket ut av resultatregnskapet og balansen. Datterselskapene konsolideres fra det tidspunkt konsernet oppnår bestemmende innflytelse i selskapene. Aksjene i datterselskapene er eliminert etter oppkjøpsmetoden. Dette innebærer at anskaffelseskost for aksjene henføres til datterselskapenes eiendeler og gjeld som tas inn i konsernregnskapet til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet. Anskaffelseskost ut over hva som kan henføres til identifiserbare eiendeler og gjeld er balanseført som goodwill. Investeringer i tilknyttede selskap (aksjeselskap og joint ventures) hvor konsernet samlet eier 20 prosent eller mer og hvor eierinteressen gir grunnlag for betydelig innflytelse, men ikke av kontrollerende art, er regnskapsført etter egenkapitalmetoden. Egenkapitalmetoden innebærer at konsernets andel av årets resultat etter skatt i det tilknyttede selskapet er tatt inn på en egen linje i resultatregnskapet, mens andel av selskapets egenkapital justert for merverdier og mindreverdier er klassifisert som anleggsmiddel i balansen. Andre investeringer er oppført til kostpris. Alle vesentlige transaksjoner og mellomværende mellom selskapene i konsernet er eliminert i konsernregnskapet. Det har ikke vært større transaksjoner mellom konsernet og selskaper ervervet, før tidspunkt for ervervelse. Datterselskap som konsolideres benytter samme regnskapsprinsipp som konsernet. Prinsipp for omregning av fremmed valuta og datterselskap i annen valuta: Konsernets aktiviteter er verdensomspennende, men det vesentlige av transaksjonene er i US Dollar, og konsernet benytter derfor USD som rapporteringsvaluta. Både Selskapet samt en rekke norske og utenlandske datterselskap benytter USD som funksjonell valuta. Selskap som benytter USD som funksjonell valuta omregnes som følger: Ikke monetære eiendeler, aksjekapital og annen innbetalt kapital omregnes etter historisk transaksjonskurs, mens inntekter og kostnader omregnes etter gjennomsnittskurser for perioden, med unntak av avskrivninger og amortiseringer, som omregnes etter historisk transaksjonskurs. Øvrige balanseposter omregnes til kursen på balansedagen. Netto urealiserte kursgevinster (- tap) føres i resultatregnskapet, med unntak av kursgevinster (-tap) på langsiktige konsernmellomværende, som føres direkte mot egenkapitalen. Regnskapene til selskap som benytter den lokale valutaen som funksjonell valuta omregnes som følger: Eiendeler og gjeld omregnes etter balansedagens kurs, aksjekapital og annen innbetalt kapital omregnes etter historisk transaksjonskurs, mens inntekter og kostnader omregnes etter gjennomsnittskurser for perioden. Omregningsdifferanser føres direkte mot egenkapitalen. Valutakursen mellom norske kroner og USD per 31. desember 2002 og 2001 var henholdsvis 7,02 og 9,09. Konsernet resultatførte et netto valutatap på USD 9,0 millioner i 2002 og USD 2,0 millioner i 2001 og en netto valutagevinst på USD 2,9 millioner i Beløpene omfatter ikke valutaeffekter relatert til virksomhet under avhendelse som er presentert separat i regnskapet. Beløpene ekskluderer også effekten av skatteutligningskontrakter (Note 26). Bankinnskudd, kontanter og lignende: Bankinnskudd, kontanter og lignende er presentert til tilnærmet virkelig verdi, og inkluderer garanterte depositum og likvide plasseringer i gjeldspapirer med en løpetid på under tre måneder. UK leaser: Konsernet har periodisk inngått leasingkontrakter i Storbritannia (UK) ( UK Leases ) relatert til enkelte seismiske fartøy og flytende produksjonsfartøy og/eller utstyr (Note 33). Generelt er betingelsene i disse UK leasene slik at konsernet overdrar aktiva til en finansinstitusjon i UK og leier tilbake under en langsiktig leiekontrakt. Etter utløp av leasingkontraktene vil konsernet kunne sikre seg driftsmidlene til en lav nominell verdi. Med bakgrunn i kontraktenes beskaffenhet, er eiendelene balanseført som varige driftsmidler i regnskapet. Betydelige deler av salgssummen blir benyttet til å innbetale à konto beløp for å sikre konsernets nåverdi av fremtidige leiebetalinger for eiendelene. À konto innbetalingene blir overført til større internasjonale banker ( betalingsbanker ) som da påtar seg konsernets forpliktelse til oppgjør av de periodiske betalingsforfall i henhold til de langsiktige leieavtaler. Basert på betalingsbankenes overtagelse av de periodiske betalingsforpliktelsene, frigir utleier konsernet fra forpliktelsen som skyldner på lovmessig basis og konsernet balansefører derfor ingen finansiell leasingforpliktelse relatert til UK leases. UK leases gir finansinstitusjonen anledning til å avskrive aktivaene for skatteformål i Storbritannia. Under UK leases har konsernet påtatt seg ansvar for enkelte fremtidige endringer som kan redusere finansinstitusjonenes forventede gevinster etter skatt på disse transaksjonene. Slike endringer inkluderer mulige skattelovsendringer i UK, endring i fortolkninger (inkludert fortolkninger relatert til avskrivnings satser) eller renteendringer. 7

17 Konsernets regnskapsprinsipp er å behandle forskjellen mellom salgsprovenyet og den forhåndsbetalte leie som en utsatt gevinst. Slike utsatte gevinster blir inntektsført når konsernet har klarlagt at sannsynligheten for at de ovennevnte omtalte ansvarsforhold kan bli gjort gjeldende er minimal. Operasjonell - og finansiell leasing: Konsernet har betydelige operasjonelle leasingavtaler innenfor begge virksomhetsområder samt at vi i mindre grad benytter finansielle leasinger for seismiske fartøy og - utstyr (Note 10). Finansiell leasing er leieavtaler som overfører det vesentligste av økonomisk risiko og kontroll fra utleier til konsernet, uten at eiendomsretten overføres. Konsernet balansefører finansielle leieavtaler til anskaffelseskost tilsvarende som om eiendelen var blitt kjøpt. Tilsvarende blir den totale leasing forpliktelse, inklusive nåverdi av renter, balanseført som gjeld. Eiendelen avskrives over forventet levetid. Den finansielle leasingforpliktelse reduseres i takt med den avtalte nedbetalingsplan. Pensjoner: Pensjonsordninger som er ytelsesplaner, vurderes til nåverdien av de fremtidige pensjonsytelser som regnskapsmessig anses opptjent på balansedagen. Pensjonsmidler vurderes til virkelig verdi. Netto pensjonsforpliktelser på underfinansierte ordninger er balanseført som andre avsetninger for forpliktelser (langsiktig), mens netto pensjonsmidler på overfinansierte ordninger er balanseført som andre finansielle anleggsmidler dersom det er sannsynlig at overfinansieringen kan benyttes. Endring i pensjonsforpliktelser som skyldes endringer i pensjonsordninger, fordeles over antatt gjennomsnittlig gjenværende opptjeningstid. Tilskudd til konsernets pensjonstilskuddsordninger blir løpende kostnadsført. Periodens netto pensjonskostnad klassifiseres som lønn og sosiale utgifter, og inngår i resultatregnskapet under solgte tjenesters kost og markedsførings- og administrasjonskostnader. Regnskapsestimater: Utarbeidelse av regnskapet i henhold til god regnskapsskikk forutsetter at ledelsen benytter estimater og forutsetninger som påvirker de enkelte balanseverdier og resultatregnskapet, samtidig som eventuelle betingede fordeler eller forpliktelser hensyntas. Slike estimater og forutsetninger kan ha vesentlig innvirkning på de presenterte inntekter og kostnader for enkelte perioder. Konsernet gjennomgår viktige estimater, forutsetninger og vurderinger minimum en gang i året. I mange tilfeller vil det endelige resultat av disse estimater, forutsetninger og vurderinger ikke fremkomme før flere år etter ferdigstillelse av regnskapene. Virkelige verdier kan avvike betydelig fra estimatene med bakgrunn i de generelle økonomiske forutsetninger, lover og reguleringer, endringer i fremtidige operasjonsplaner samt i den iboende usikkerhet det er i estimater. Fordringer og kredittrisiko: Konsernet har fordringer på ulike selskaper i olje- og gassindustrien verden over. Fordringenes verdi kan påvirkes av økonomiske endringer og av andre eksterne forhold. Kundefordringer (både kortsiktig og langsiktig) per 31. desember 2002 og 2001 var i hovedsak fordringer på multinasjonale integrerte og uavhengige olje og gasselskaper, inklusive selskaper som helt eller delvis er eid av fremmede stater. Konsernet styrer sin eksponering for tap på kundefordringer gjennom fortløpende kredittvurdering av sine kunder og har som et resultat av dette tatt høyde for eventuelle tap ved avsetning for usikre fordringer. Ledelsen er av den oppfatning at konsernet ikke er eksponert for en samlet kredittrisiko som kan ha vesentlig påvirkning på konsernets posisjon eller driftsresultat. Usikre forpliktelser: Usikre forpliktelser blir regnskapsført dersom det er mer enn 50% sannsynlighet for at de kommer til oppgjør. Beste estimat benyttes ved beregning av oppgjørsverdi. Beholdning av multiklient databibliotek: Beholdning av multiklient databibliotek omfatter seismiske undersøkelser som kan lisensieres på multiklient basis til en eller flere kunder. Alle direkte- og indirekte kostnader (inklusive aktiverbare renter) i forbindelse med datainnsamling, prosessering og ferdigstillelse av seismiske prosjekter blir balanseført. Netto balanseført verdi av multiklient databiblioteket er verdsatt til det laveste av prosjekt kostnader med fradrag av akkumulerte amortiseringer eller virkelig verdi. 8

18 Konsernet regnskapsfører sine investeringer i multiklient databiblioteket tilsvarende slik vi fører varige driftsmidler og måten vi analyserer den løpende drift, hvor hver bestanddel av multiklient undersøkelsene blir regnskapsført og beholdningen blir evaluert prosjekt for prosjekt, bortsett fra prosjektene i Mexicogulfen. Med bakgrunn i tettheten mellom olje og gas feltene samt fremtidsutsiktene i Mexicogulfen, blir multiklient data regnskapsført og evaluert per område innen Mexicogulfen og per år for ferdigstillelse. Amortisering blir i alminnelighet beregnet som totale påløpte inntekter i perioden i prosent av estimerte totale fremtidige inntekter. Ved fastsettelse av amortiseringssatsene for multiklient databiblioteket, baserer ledelsen seg på forventede fremtidige inntekter og markedsutviklingen så vel som historiske erfaringer. Disse forventninger baserer seg på geografisk lokalisering, salgspotensiale, politisk risiko, lisensperiode og den generelle økonomiske situasjonen. Med bakgrunn i den iboende usikkerhet knyttet til estimerte fremtidige inntekter og markedsutviklingen, er det rimelig sannsynlig at amortiseringssatsene kan variere betydelig fra en periode til en annen. Konsernets prosedyre for beregning av estimerte inntekter starter med input fra de lokale driftsenheter, som blir vurdert og godkjent av konsernledelsen. Endringer i fremtidige inntektsestimater godkjennes av konsernledelsen med regnskapsmessig virkning fra påfølgende kvartal. I de tilfelle hvor inntektsestimatene, eventuelt forutsetningene lagt til grunn for disse estimater, viser seg å være høyere enn virkelige inntekter, vil konsernets fremtidige driftsresultater vise lavere driftsmargin med bakgrunn i økt amortisering av multiklient biblioteket i etterfølgende år. I tillegg kan multiklient databiblioteket også bli gjenstand for minimumsamortisering og/eller nedskrivning. Estimatene for totale forventede inntekter over multiklient databibliotekets levetid er høyst subjektive, omfatter utvidete perioder, og er avhengig av flere faktorer utenfor konsernets kontroll (inkluderer blant annet; generelle økonomiske betingelser, fremtidsutsikter innen spesifikke geografiske områder samt politiske/offentlige reguleringer). Konsernets lokale driftsenheter estimerer, minimum hvert år, den totale forventede inntekt for hver komponent av multiklient databiblioteket innen deres region, som beskrevet ovenfor. Selv om det er konsernets generelle prinsipp å amortisere multiklient data basert på inntekter påløpt i prosent av estimerte totale inntekter, er konsernets prinsipp for minimumsamortisering en vesentlig del av amortiseringsprinsippet. I henhold til dette prinsipp krever konsernet at balanseført verdi av hver enhet i multiklient databiblioteket blir redusert til en spesifikk prosent ved årsslutt, basert på alder av enheten i forhold til år for ferdigstillelse. Dette kravet er uavhengig av fremtidige inntektsestimater for hver enhet av databiblioteket. Den spesifikke prosentandelen beregner maksimum balanseført verdi for hver enhet av multiklient databiblioteket, beregnet i prosent av opprinnelig kostpris per enhet. En eventuell minimumsamortisering blir da beregnet ved å sammenligne resterende balanseført verdi i forhold til maksimum tillatt balanseført verdi for hver enhet av databiblioteket. De prosentsatser som konsernet benytter i beregning av maksimum balanseført verdi av de enkelte enheter i multiklient databiblioteket, er som følger: Maksimum balanseført verdi per år for ferdigstillelse År fra ferdigstillelse Marine enheter (eksklusiv Brasil) Marine enheter (Brasil) Land enheter År 1 100% 100% 100% År 2 70% 92% 60% År 3 55% 76% 40% År 4 40% 50% 20% År 5 30% 43% 0% År 6 20% 34% År 7 10% 20% År 8 0% 0% Konsernet kontrollerer sine krav til minimumsamortisering hvert kvartal, og kostnadsfører minimumsamortisering i et gitt kvartal ved å benytte inntektsestimater for resten av året som grunnlag for å beregne maksimum balanseført verdi for hver enhet av multiklient databiblioteket. For årene 2002, 2001 og 2000 kostnadsførte konsernet minimumsamortiseringer på henholdsvis USD 39,8 millioner, USD 39,1 millioner og USD 2,2 millioner. Forsknings- og utviklingskostnader: Forsknings- og utviklingskostnader kostnadsføres fortløpende. 9

19 Varige driftsmidler: Varige driftsmidler er regnskapsført til kostpris med fradrag for ordinære avskrivninger og eventuelle nedskrivninger. Avskrivningene foretas lineært (med unntak av ett flytende produksjonsfartøy som avskrives basert på produksjon) over driftsmidlenes beregnede levetid, hensyntatt driftsmidlenes eventuelle antatte restverdi. Følgende avskrivningsperioder er benyttet: Antall år Seismiske fartøy, FPSO fartøy- og utstyr Seismisk- og dataprosesseringsutstyr 3-10 Utbedringer innleide seismiske fartøy 1-30 Bygninger, inklusive utbedringer leide bygg 1-30 Inventar, kontormaskiner etc. 3-5 Større investerings- og utbedringskostnader blir balanseført. Ikke kapitaliserbare planlagte større vedlikeholdsarbeider blir balanseført og kostnadsført over påfølgende perioder, vanligvis mellom 12 og 18 måneder. Mindre utskiftninger, vedlikehold og reparasjoner blir kostnadsført løpende. Konsernet balansefører rentekostnader ved betydelige prosjekter som krever en viss tid å fullføre. Ved avgang av driftsmidler blir den historiske kostpris samt tilhørende akkumulerte avskrivninger trukket ut av regnskapet, og tap eller gevinst blir kostnads-/inntektsført som en del av driften. Olje og gass eiendeler: Konsernet benytter fullkostmetoden for regnskapsføring av sine olje og gass eiendeler, hvor alle kostnader relatert til ervervelse, undersøkelser og utvikling av olje og gass reservene blir aktivert. Slike kostnader inkluderer boring og utrustning av påviste brønner, kostnader ved tørre hull, leiekostnader, kapitaliserte renter og øvrige kostnader relatert til lete- og utbyggingsaktiviteter. Generelle omkostninger inklusive lønn og sosiale utgifter for ansatte direkte involvert i ervervelse, undersøkelser og/eller utvikling av olje og gass eiendeler samt øvrige direkte relaterte kostnader blir aktivert som en del av eiendelen. Konsernet regnskapsfører slike kostnader i adskilte driftsenheter per felt. Aktiverte kostnader blir avskrevet basert på produksjon, per felt, hvor man benytter virkelig produksjon over estimerte påviste produksjonsreserver. Eiendeler som fremdeles er i utviklingsfasen er ikke medtatt i avskrivningsgrunnlaget. Slike kostnader blir medtatt i avskrivningsgrunnlaget i det øyeblikk brønner er ferdigstilt, eventuelt at ledelsen fastslår at kostnadene er forringet. Fremtidige utbyggingskostnader, fjernings- og pluggekostnader samt tilbakeleveringskostnader, netto for estimerte restverdier, blir tillagt avskrivningsgrunnlaget. Konsernet begrenser, per felt, kostnader for påviste olje og gass eiendeler, netto for akkumulerte avskrivninger og amortiseringer, til de fremtidige netto kontantstrømmer fra olje og gass reservene. Man benytter hovedsakelig markedspriser ved periodeslutt over produksjonens levetid, neddiskontert med 10%, netto etter skatt. Hvis de aktiverte kostnadene for produktive olje og gass eiendeler overskrider dette beløp, blir overskytende kostnadsført i perioden og regnskapsført som en del av avskrivninger og amortiseringer. Påviste olje og gass reserver er estimerte kvantum av naturgass, råolje, kondensater, og flytende naturgass som geologiske og tekniske data beviser med rimelig grad kan produseres i fremtiden fra kjente reservoarer under eksisterende økonomiske og operasjonelle betingelser. Reservoarer blir betegnet som påviste hvis de kan produseres økonomisk, dette basert på virkelig produksjon eller endelige bergartsformasjonstester. Konsernet understreker at volumet av reservene kun er estimater, og dermed gjenstand for endringer. Estimatene er beregnet med basis i alle tilgjengelige geologiske og reservoar data, samt data fra virkelig produksjon. Disse estimater, beregnet av konsernets ingeniører, blir gjennomgått og justert, opp eller ned, avhengig av ytterligere informasjon om reservene. Justeringer er nødvendig med bakgrunn i endring i forutsetninger basert på blant annet, reservoarets produktivitet, priser, økonomiske forutsetninger og offentlige reguleringer. For eksempel vil nedgang i priser medføre endringer i produktive reserver, dette med bakgrunn i økonomiske betingelser. Konsernets olje og gass eiendeler per 31. desember 2002 er i hovedsak eid av våre datterselskap i Atlantis gruppen, og er dermed klassifisert som eiendeler i virksomhet under avhendelse (Note 3). Resterende olje og 10

20 gass eiendeler relaterer seg til vårt datterselskap Pertra AS 70% eierandel i Varg feltet i Nordsjøen, produksjonslisens (PL) 038, som konsernet kjøpte i august Med bakgrunn i eiendelens kortsiktige levetid er den klassifisert som omløpsmidler i balansen, og omfatter; produsert men ikke levert olje (kortsiktig), boring av ny produksjonsbrønn (kortsiktig siden produksjon vil bli avsluttet i 2003), seismiske undersøkelser og fjernings- og pluggeforpliktelsen som konsernet overtok i forbindelse med kjøpet. Produsert, men ikke levert olje er regnskapsført til tilvirkningskost. Se Note 18 for mer utførlig detaljer om denne eiendelen. Goodwill: Goodwill er anskaffelseskost ut over virkelig verdi av identifiserbare eiendeler og gjeld ervervet ved kjøp av virksomhet, og er vurdert til kost med fradrag for akkumulert amortisering og eventuelle nedskrivninger. Goodwill avskrives lineært over antatt økonomisk levetid, basert på individuell vurdering. Med bakgrunn i de rådende markedsforhold ble balanseført verdi av Goodwill, per 30. september 2002, nedskrevet med USD 43,4 millioner, se Note 13 for mer utførlig forklaring. Andre immaterielle eiendeler: Andre immaterielle eiendeler omfatter patenter, royalties, lisenser og direkte kostnader knyttet til software produktutvikling. Disse aktiverte kostnader er regnskapsført til kostpris med fradrag for akkumulerte avskrivninger. Avskrivning baseres på antatt levetid, men med en maksimum levetid på 10 år. Andre finansielle anleggsmidler: Andre finansielle anleggsmidler omfatter aktiverte kostnader relatert til opptak av langsiktige lån og andre langsiktige fordringer. Aktiverte lånekostnader relatert til langsiktig gjeld med ett samlet forfall, blir kostnadsført lineært frem til forfall, mens aktiverte lånekostnader relatert til lån med flere avdrag blir kostnadsført i takt med avdragene. Slike kostnader inngår som en del av netto rentekostnader i resultatregnskapet. Andre langsiktige fordringer omfatter kundefordringer med forventet innbetaling ut over 12 måneder samt netto pensjonsmidler på overfinansierte pensjonsordninger. Nedskrivning av eiendeler: Konsernets ledelse vurderer regnskapsført verdi av varige driftsmidler, goodwill og andre langsiktige eiendeler, med hensyn på forringelse når hendelser eller endringer i omstendigheter indikerer varige verdifall. Evalueringen er basert på sammenligning av eiendelenes virkelige verdi, som i hovedsak er basert på beregnede udiskonterte kontantstrømmer forbundet med eiendelen og eiendelenes regnskapsførte verdi. Eventuell nedskrivning blir regnskapsført som forskjellen mellom eiendelenes regnskapsførte verdi og virkelig verdi. Som beskrevet i Note 32 har det i den siste tre års perioden oppstått hendelser og forhold som har påvirket verdien av selskapets eiendeler. Tap på kontrakter: Konsernet evaluerer fortløpende sine inntektsgenererende kontrakter for å fastlegge om kostnadene for å fullføre kontraktene overskrider inntektene. Et eventuelt forventet kontraktstap blir omgående kostnadsført. I de tilfelle hvor konsernet forbigående oppnår fortjenester i løpet av kontraktsperioden, blir slike fortjenester balanseført og nettet mot fremtid tap på samme kontrakt. Finansielle instrument: Regnskapsmessig behandling av finansielle instrumenter følger intensjonen bak inngåelsen av avtalene. Ved inngåelsen defineres avtalen enten som sikringsforretning eller handelsforretning. Periodisk benytter konsernet seg av slike instrumenter i forbindelse med håndtering av konsernets valuta eksponering, men de blir ikke benyttet for spekulative formål. De ulike typer finansielle instrumenter som benyttes for sikring av valutarisiko vurderes som separate porteføljer. I de avtaler som regnskapsmessig blir behandlet som sikringsforretninger, blir inntektene og kostnadene periodisert og klassifisert på tilsvarende måte som de underliggende balanseposter. Per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 hadde konsernet ingen terminkontrakter klassifisert som sikringsforretninger. Finansielle instrumenter i utenlandsk valuta som for regnskapsformål ikke kvalifiserer for sikring, verdsettes til markedsverdi, hvor fortjeneste og tap blir fortløpende resultatført. Prinsipper om inntektsføring: Konsernet har valgt å benytte US Securities and Exchange Commission s Staff Accounting Bulletin (SAB) No. 101 Revenue Recognition in Financial Statements som prinsipp for inntektsføring. N GAAP vurderes å være i samsvar med SAB-101 for de prinsipper som benyttes. Virkningen trådte i kraft fra 1. januar

21 1. Geofysiske tjenester: (a) Salg av multiklient data: Salg etter ferdigstillelse av de enkelte prosjekter (latesales) - Konsernet tildeler lisenser til kunder som gir kunden tilgang til spesielt definerte deler av konsernets multiklient databibliotek, men kun til ferdigstilte multiklient data. Kundens lisensbetaling er fast. Konsernet regnskapsfører inntekter fra latesales på det tidspunkt kunden har undertegnet en lisensavtale, og kunden har tilgang til den spesifikke delen av databiblioteket, samt at fordringen ansees som rimelig sikker. Avtaler om volumsalg Konsernet inngår avtaler med kunder hvor kunden gis tilgang til et spesifisert antall blokker av multiklient databiblioteket, innen et begrenset geografisk område, og gir kunden tilgang til de spesifiserte blokker over en gitt tidsperiode. Selv om lisensbetaling er fast og kalkulerbar i alle henseende, varierer betalingsbetingelsene for de enkelte volumsalg fra en samlet forskuddsbetaling på tidspunkt for avtalens inngåelse, via forskuddsbetalinger over flere år til lisensbetaling for hver blokk som blir valgt. Konsernet regnskapsfører inntekter fra avtaler om volumsalg basert på prosentvis andel av den samlede totale avtale. Dette skjer forløpende etter hvert som kunden lisensierer de enkelte blokker, og kunden har tilgang til den spesifiserte delen av databiblioteket, samt at fordringen ansees som rimelig sikker. Salg før ferdigstillelse av de enkelte prosjekter (pre-funding) - Konsernet skaffer seg fra tid til annen likvider fra et begrenset antall kunder i forkant av oppstart av enkelte prosjekter. Som gjenytelse for denne pre-funding gis kunden anledning til å påvirke prosjektspesifikasjonene, gis aksess til dataene etter hvert som de innsamles samt til redusert pris på dataene. Konsernet regnskapsfører inntekter fra pre-funding basert på ferdigstillelsesgrad. Konsernet vurderer fremdriften per balansedato og inntektsfører pre-funding fortløpende basert på prosjektets ferdigstillelsesgrad i forhold til endelig ferdigstillelse under forutsetning om signert kontrakt. (b) Bindende kontrakter/kontraktssalg: Konsernet utfører seismiske undersøkelser for enkeltstående kunder, hvor de seismiske data er kundens eksklusive eiendel. Omfanget og betingelsene for slike eksklusive salg varierer betraktelig. Konsernet inntektsfører kontraktssalg etter hvert som data blir innsamlet. (c) Øvrige geofysiske tjenester: Inntekter fra konsernets øvrige geofysiske tjenester inntektsføres fortløpende etter hvert som tjenestene blir utført og kan faktureres. 2. Produksjonstjenester: Tariffbaserte inntekter fra produksjonstjenester inntektsføres i henhold til produksjon, mens inntekter basert på dagrate inntektsføres fortløpende. Inntekter fra konsernets eierandel i produksjonslisenser blir inntektsført ved levering ( lifting ). Administrasjonshonorar fra produksjonstjenester blir løpende inntektsført. Prestasjonsbaserte tilleggshonorar blir inntektsført når man har objektive bevis på at prestasjonskriteriene er oppnådd. Skatter: Konsernet kostnadsfører både betalbare skatter og endringer i utsatt skatt, som skyldes midlertidige forskjeller mellom regnskaps- og skattemessige verdier på eiendeler og gjeld, basert på dagens skattesatser og lovgivning. Det ikke avsatt for norsk inntektsskatt påløpt på tilbakeholdt overskudd på utenlandske operasjoner som allerede er eller er ment å skulle reinvesteres. Nedvurdering av utsatt skattefordel er gjennomført når ledelsen fastslår at det er mest sannsynlig at en fremtidig skattefordel ikke er realiserbar. Ved oppkjøp regnskapsføres merverdier brutto inklusiv avsetning for utsatt skatt, mens goodwill regnskapsføres netto uten avsetning for utsatt skatt. Utsatt skatt ved oppkjøp er vurdert til nåverdi. For datterselskap som omfattes av spesielle norske skatteregler for rederivirksomhet blir utsatt skatt vurdert til nåverdi. Utsatt skatt av tilbakeholdte ubeskattede resultater regnskapsføres dersom disse antas å komme til beskatning i overskuelig fremtid. Vurderingen baseres på forhold som utbyttepolitikk, intensjon om fortsatt 12

22 rederivirksomhet, fri egenkapital for øvrig i konsernet og flåtens markedsverdi. Tonnasjeskatt regnskapsføres som andre driftskostnader. Kontantstrømoppstilling: Konsernet benytter den indirekte metode i presentasjonen av konsernets kontantstrømmer hvor kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter er inkorporert som del av kontantstrømoppstillingen, og hvor kontantstrømmene er fordelt på; operasjonelle aktiviteter, investeringsaktiviteter og finansieringsaktiviteter. For å gi en best mulig avstemming mot vårt konsernregnskap utarbeidet etter god regnskapsskikk i USA (US GAAP) har konsernet valgt å benytte Årets Resultat som utgangspunkt for presentasjon av kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter. Implementering av ny regnskapsstandard: I 2003 implementerte konsernet den nye standarden NRS (F) nedskrivning av anleggsmidler, hvor anleggsmidler skal nedskrives til virkelig verdi (gjenvinnbart beløp) Vurderingen skal gjennomføres for hver enkelt eiendel klassifisert som anleggsmiddel og med separat kontantstrøm, og verdisettingen skal baseres på det høyeste av netto salgsverdi og bruksverdi, basert på nåverdi av neddiskonterte fremtidige kontantstrømmer. Effekten av en implementering per 31. desember 2002 ville ha vært en ytterligere nedskrivning av varige driftsmidler og multiklient databibliotek med henholdsvis om lag USD 130 millioner og USD 65 millioner. Konsernets Ramform fartøy og øvrige seismikkskip vurderes som to separate vurderingsenheter. Databiblioteket vurderes per prosjekt eller område innen Mexicogulfen. Note 3 - Kjøp og salg av virksomheter Den 26. november 2001 signerte konsernet en endelig avtale om sammenslåing med Veritas DGC Inc., men mottok den 30. juli 2002 en tilbakekallingsordre fra styret i Veritas DCG og avtalen ble kansellert. Konsernet resultatførte i 2002 USD 4,6 millioner i kostnader relatert til den planlagte fusjonen samt USD 7,5 millioner i kanselleringshonorar fra Veritas DGC. Beløpene er resultatført under nedskrivninger og andre poster (Note 32). Den 22. januar 2002 inngikk konsernet en avtale med China National Chemicals Import & Export Corporation (Sinochem), om salget av datterselskapet Atlantis. I 2002 nedskrev konsernet investeringer i Atlantis med USD 190,1 millioner inklusive estimert kostnader ved salg. De regnskapsmessige resultater, balanseverdier og kontantstrømmer er presentert som virksomhet under avhendelse for årene 2002, 2001 og Driftsinntekter fra Atlantis aktiviteter var USD 23,5 millioner, USD 0,6 millioner og USD 0,3 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Ordinært resultat før skatt og nedskrivninger var henholdsvis en gevinst på USD 9,2 millioner i 2002 og et tap på (USD 4,0) millioner og (USD 2,3) millioner for årene 2001 og Brutto rentekostnader var USD 8,3 millioner, USD 9,3 millioner og USD 8,9 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og 2000, mens netto skattekostnader(-inntekter) var USD 3,8 millioner, USD 6,4 millioner og (USD 2,5) millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Konsernets investeringer i Atlantis gruppen for årene 2002, 2001 og 2002 var på henholdsvis USD 77,1 millioner, USD 54,1 millioner og USD 45,1 millioner. Disse investeringene inkluderte balanseførte renter med USD 9,7 millioner, USD 6,7 millioner og USD 6,8 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Se hendelser etter balansedagen nedenfor. Den 11. desember 2002 solgte konsernet hele sin eierandel i PGS Production Group Limited (tidligere Atlantic Power Group Limited) til Petrofac Limited for USD 20,2 millioner i kontantoppgjør på salgsdato og kan motta ytterligere USD 15,0 millioner, betinget visse hendelser ut år Konsernet kostnadsførte et tap på USD 26,8 millioner ved salget av datterselskapet. De regnskapsmessige resultater, balanseverdier og kontantstrømmer er presentert som virksomhet under avhendelse for årene 2002, 2001 og Driftsinntekter fra Production Services var USD 181,3 millioner, USD 167,0 millioner og USD 155,8 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Ordinært resultat før skatt var en gevinst på USD 4,1 millioner og USD 0,6 millioner for 2002 og 2001 et tap på (USD 2,3) millioner i Brutto rentekostnader(-inntekter) var USD 0,0 millioner, (USD 0,2) millioner og (USD 1,4) millioner for henholdsvis 2002, 2001 og 2000, mens netto skattekostnader(-inntekter) var USD 0,2 millioner, USD 0,0 millioner og (USD 0,4) millioner for henholdsvis 2002, 2001 og

23 Eiendeler, gjeld og andre forpliktelser for Atlantis og Production Services var som følger: Per 31. desember (I tusen USD) Atlantis Production Services Atlantis Production Services Utsatt skattefordel Goodwill Varige driftsmidler Investeringer i tilknyttede selskaper Olje og gass eiendeler Fordringer Andre omløpsmidler Bankinnskudd, kontanter og lignende Utsatt skatt (5.072) --- Andre avsetninger for forpliktelser (1.194) Kortsiktig gjeld (15.800) --- (20.500) (728) Leverandørgjeld (451) --- (3.678) (5.607) Påløpte kostnader (3.729) --- (5.543) (12.914) Betalbar skatt (23) (473) I august 2002 kjøpte konsernet 70% av produksjonslisensen (PL) 038 på den norske kontinentalsokkelen i Nordsjøen. Eierandelene ble kjøpt av Statoil, som holdt 28% av eierinteressen i PL 038, og Norsk Hydro som holdt 42% i feltet. Konsernets samarbeidspartner er den norske stat via Petoro AS, som eier de resterende 30%. Som vederlag for den 70% eierandelen har konsernet påtatt seg fjernings- og pluggeforpliktelsen i tilknytning til feltene i lisensen, estimert til totalt USD 32,8 millioner før skatt, samt mulige fremtidige miljøforpliktelser som vil oppstå ved produksjon fra feltene. Det er konsernets FPSO Petrojarl Varg som produserer og har produsert feltet siden desember I juli 2001 kjøpte Petroleum Geo-Services ASA 100% av aksjene i Diamond Geophysical Services Company (Diamond), et selskap som spesialiserer seg på tilrettelegging og markedsføring av 3D multiklient seismiske undersøkelser. Vederlaget bestod av USD 1,0 millioner i kontanter, omlag USD 9,1 millioner i form av aksjer i Petroleum Geo-Services ASA, samt at konsernet overtok omlag USD 1,4 millioner av Diamond s eiendeler og USD 1,0 millioner i gjeld. Transaksjonen ble regnskapsført etter oppkjøpsmetoden, hvor eiendeler og gjeld som ble kjøpt, ble regnskapsført til virkelig verdi, inkludert USD 9,7 millioner i goodwill. Basert på rådende markedsforhold ble, per 30. september 2002, resterende regnskapsført verdi av denne goodwill nedskrevet i sin helhet (Note 12). I perioden fra 1994 og frem til oppkjøpet var Diamond konsernets eneste megler for en betydelig del av vårt multiklient databibliotek fra Mexicogulfen, og konsernet betalte salgskommisjoner og en månedlig godtgjørelse til selskapet. I mars 2001 solgte konsernet sin globale Petrobank datalagringsvirksomhet, inkludert software, til Landmark Graphics Corporation, et datterselskap av Halliburton Company, for USD 165,7 millioner i kontanter (brutto salgsinntekter på USD 175,0 millioner minus USD 9,3 millioner i arbeidskapital justeringer). Konsernet regnskapsførte en salgsgevinst på USD 138,6 millioner, eksklusive skatt på USD 40,4 millioner, som ble regnskapsført under nedskrivninger og andre poster i resultatregnskapet. Konsernets resultater for årene 2001 (frem til salgsdato) og 2000 inkluderte overskudd/(underskudd) før skatt med henholdsvis USD (3,7) millioner og USD 0,9 millioner, relatert til datalagringsvirksomheten. Den finansielle stillingen for datalagringsvirksomheten var ikke vesentlig for konsernets finansielle stilling for noen av de presenterte årene. I desember 2000 solgte konsernet hele sin eierandel (5,4 millioner aksjer) i Spinnaker Exploration Company for USD 150,5 millioner. Per 31. desember 2000 var USD 70,0 millioner av salgsvederlaget benyttet til delvis nedbetaling av den rullerende bankkredittfasiliteten. En gevinst på USD 54,7 millioner før skatt fra denne transaksjonen er regnskapsført som andel resultat i tilknyttede selskaper. Hendelser etter balansedagen: I 1. kvartal 2003 solgte konsernet sitt Atlantis datterselskap til Sinochem. Kontantvederlaget var USD 55,4 millioner, hvorav USD 10,6 millioner var refusjon for midler konsernet hadde tilført Atlantis på vegne av Sinochem i 2003 frem til endelig kontantoppgjør av salget den 20. februar Konsernet kostnadsførte et ytterligere tap på USD 3,4 millioner, etter skatt, i 1. kvartal Betinget visse hendelser kan konsernet motta ytterligere USD 50 millioner i vederlag for dette salget. 14

24 Note 4 - Virksomhetsområder og geografiske markeder Konsernets tjenester tilbys gjennom flere management grupper med adskilt administrasjon som sammenfattes i to virksomhetsområder; geofysiske tjenester og produksjonstjenester, basert på produkt/tjeneste. Konsernet mener at de enkelte management grupper innenfor hvert virksomhetsområde er strategisk og/eller operasjonelt innbyrdes beslektet, og tilbyr de samme tjenester til den samme kundegruppe. Konsernets ledelse evaluerer regelmessig de operasjonelle resultater for de to virksomhetsområdene relatert til vurdering av ressursfordeling og prestasjon. Geofysiske tjenester består hovedsakelig av innsamling, prosessering og markedsføring av 3D, 4D og multikomponent marin- og landseismikk, og tilbyr 4D og multikomponent reservoar tolkning, karakterisering og overvåkingstjenester. Produksjonsvirksomheten eier og opererer flytende produksjonsskip (FPSO er) for oljeog gass selskaper. Markedet for konsernets produksjonstjenester er hovedsakelig UK og Norge, mens tjenestene fra vårt geofysiske virksomhetsområde betjener et verdensomspennende marked. Kunder for begge virksomhetsområdene er hovedsakelig store multinasjonale, uavhengige og nasjonale eller statseide oljeselskaper. Regnskapsprinsippene for virksomhetsområdene er i overensstemmelse med prinsippene beskrevet i Note 2. Konsernets konsern-administrasjonskostnader er fordelt på hvert virksomhetsområde basert på prosentvis andel av driftsinntektene. Informasjon vedrørende virksomhet under avhendelse blir presentert på egen linje. Salg mellom segmentene er priset til tilnærmet markedspriser. Kostnader knyttet til restrukturering/refinansiering kan ikke direkte relateres til konsernets virksomhetsområder og er derfor klassifisert som ikke segment-relatert i tabellen nedenfor. Informasjon om virksomhetsområder er som følger: Geofysiske tjenester Produksjonstjenester Ikke segmentrelatert Eliminering internet salg (I tusen USD) Totalt Driftsinntekter, eksterne kunder: Driftsinntekter, inkl. internt salg: (3.588) (1.546) (11.183) Avskrivninger og amortiseringer: Øvrige driftskostnader: (a) Nedskrivninger og andre poster: ( ) ( ) Driftsresultat: 2002 ( ) ( ) (3.616) --- ( ) ( ) ( ) Rentekostnader, netto: (b) Resultat etter skatt fra virksomhet under avhendelse/solgt: ( ) ( ) (9.810) (9.810) (1.570) (1.570) Investeringer etter egenkapitalmetoden:

25 Geofysiske tjenester Produksjonstjenester Ikke segmentrelatert Eliminering internet salg (I tusen USD) Totalt Eiendeler i virksomhet under avhendelse: Eiendeler, eksklusiv virksomhet under avhendelse: Tilgang investeringer: Investeringer i virksomhet under avhendelse: (a) Øvrige driftskostnader omfatter; solgte tjenesters kost, forsknings-/teknologikostnader og markedsførings-/ administrasjonskostnader. (b) Rentekostnader, netto, inkluderer ikke renter/dividende relatert til Preferred Securities (Note 24) med henholdsvis USD 21,6 millioner, USD 20,9 millioner og USD 14, 8 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Ettersom konsernet tilbyr tjenester til olje- og gass industrien på global basis, er en betydelig del av konsernets eiendeler mobile, og lokalisering av de enkelte varige driftsmidler ved periodens slutt (som vist i tabellen nedenfor, sammen med multiklient databiblioteket og olje- og gas eiendelene, eksklusiv eiendeler i virksomhet under avhendelse), er ikke nødvendigvis sammenfallende med eiendelenes inntjening i perioden. Geografisk fordeling av resultatelementer som vist i tabellen nedenfor er basert på geografisk område for utførelse. Beholdning av multiklient seismiske data og multiklient inntekter er vist i område for geografisk tilhørighet. Informasjon om geografiske markeder er som følger: Nord/Syd Amerika UK Norge Asia/ Stillehavet Midtøsten /Andre Eliminer. (a) (I tusen USD) Afrika Konsolidert Driftsinntekter, eksterne kunder: Driftsinntekter, geografisk mråde: (6.453) (6.073) (40.266) Driftsresultat: 2002 ( ) ( ) (45.777) (45.435) (21.638) --- ( ) 2001 (10.290) (4.037) ( ) (1.243) (39.020) (8.241) (13.862) --- ( ) Identifiserbare eiendeler: (b) Ordinære avskrivninger og amortiseringer: Investeringer i varige driftsmidler/olje og gass eiendeler: (a) Kommersielt salg av produkter og tjenester mellom geografiske markeder i konsernet. (b) Identifiserbare eiendeler omfatter; varige driftsmidler beholdning av multiklient databibliotek og olje- og gass eiendeler. 16

26 Eksportsalg fra Norge til eksterne kunder for årene 2002, 2001 og 2000 utgjorde mindre enn 10% av brutto driftsinntekter for de enkelte år. For årene 2002, 2001 og 2000 utgjorde salg til konsernets to største kunder henholdsvis 15% og 11% for 2002, 14% og 11% for 2001 og 16% og 11% for 2000, av konsernets totale driftsinntekter. Begge kunder benyttet seg av tjenester fra begge våre to virksomhetsområder. Note 5 - Tilknyttede selskaper Andel resultat i tilknyttede selskaper, regnskapsført etter egenkapitalmetoden: (I tusen USD) Aksjeselskap og selskaper med begrenset ansvar: Geo Explorer AS (524) Calibre Seismic Company (37) (31) (13) Spinnaker Exploration Company (a) FW Oil Exploration LLC (677) (958) --- Ikdam Production SA (165) Triumph Petroleum (288) (179) --- Woodlands DPTS (UK) Ltd (4) Ansvarlige selskaper Sum (a) (1.691) (544) (a) Andel resultat i Spinnaker Exploration Company for år 2000 inkluderer en gevinst på USD 54,7 millioner relatert til salg av 5,4 millioner aksjer i selskapet (Note 3). Andel resultat i tilknyttede selskaper inkluderer ikke nedskrivninger av enkelte egenkapitalinvesteringer, men inngår som nedskrivninger og andre poster i resultatregnskapet. Årets nedskrivninger fordelt på egenkapitalinvestering er vist i tabellen nedenfor. Investeringer i og forskudd til tilknyttede selskaper etter egenkapitalmetoden er som følger: Balanseførtverdi per Andel Innbet./ Egenkap. Ned- Balanseførtverdi per Andel 31. desember resultat (utbytte) transaksj. skrivning 31. desember (I tusen USD) (b) % Aksjeselskap og selskaper med begrenset ansvar: Geo Explorer AS (524) (332) (2) ,0% Calibre Seismic Company (37) (490) (2.205) ,0% FW Oil Exploration LLC (677) (6.695) ,0% Triumph Petroleum 724 (288) (3.549) ,6% Ikdam Production, SA (165) (4.500) ,0% Walter Hervig AS ,0% Andre ,0% Ansvarlige selskaper ,0% Sum (1.691) (14.744) (b) Inkluderer omregningsdifferanser. Note 6 - Netto rentekostnader Netto rentekostnader består av: (I tusen USD) Renteinntekter Rentekostnader ( ) ( ) ( ) Netto rentekostnader før finanskostnader knyttet til securities ( ( ) ( ) Finanskostnader knyttet til trust preferred securities (Note 24) (14.974) (14.935) (14.817) Finanskostnader knyttet til preferanse aksjer (Note 24) (6.634) (6.000) --- Sum ( ) ( ) ( ) 17

27 Note 7 - Andre finansinntekter og (-kostnader) Andre finansinntekter (-kostnader) består av: (I tusen USD) Valutagevinster (-tap) (8.971) (1.958) Gevinst på UK leases Resultat av skatteutligningskontrakter (TES) (Note 26) (17.996) (61.357) Annet (5.871) (2.351) (397) Sum (22.305) (32.860) Note 8 - Skatter Skattekostnad (-inntekt): (I tusen USD) Betalbar skatt: Norge Øvrige land Endring i utsatt skatt: Norge (10.389) ( ) Øvrige land (18.153) Sum skattekostnad (-inntekt) ( ) Netto skatteeffekt relatert til virksomhet under avhendelse/solgt (3.945) (6.417) Skattegevinst relatert til akkumulert effekt av regnskapsendringer Skattekostnad (-inntekt) på ordinært resultat ( ) Netto skattekostnad (-inntekt) for 2002, 2001 og 2000 inkluderer nedskrivning av utsatt skattefordel med henholdsvis USD 258,6 millioner, USD 65,9 millioner og USD 3,8 millioner. Konsernet har vurdert behovet for nedskrivning relatert til konsernets utsatte skattefordeler for å reflektere sannsynligheten rundt fremtidige bruk av disse. Konsernet har ikke balanseført netto utsatte skattefordeler med bakgrunn i de senere års akkumulerte tap og betydelig usikkerhet knyttet til fremtidig utnyttelse. Til tross for regnskapsførte nedskrivninger av skattefordeler mener konsernet å ha en skatteplanleggings strategi som kan medføre utnyttelse av skattefordelene i fremtiden. I den utstrekning konsernet fortsetter å generere skattefordeler, vil disse tilsvarende bli nedskrevet så lenge usikkerheten fortsatt er til stede. Netto skattekostnad (-inntekt) for 2002 og 2001 inkluderer avsetning relatert til uavklarte skattesaker med henholdsvis USD 16,2 millioner og USD 14,4 millioner. Ved anvendelse av den norske skattesatsen, avviker årets skattekostnad (-inntekt) fra regnskapsførte tall som et resultat av følgende (inkludert virksomhet under avhendelse/solgt): (I tusen USD) Resultat før skatt: Norge ( ) (39.199) ( ) Øvrige land ( ) (3.937) Sum ( ) ( ) Skattesats i Norge 28% 28% 28% Skatt i henhold til den norske skattesatsen ( ) (95.588) Spesifikasjon av endring i skattekostnaden (-inntekten): Høyere (lavere) skatt i utenlandske selskaper (40.695) (11.733) Endring av ligning tidligere år (696) (1.177) Urealisert agio tap (permanent forskjell) (700) (33.147) Permanente forskjeller inkludert goodwill Ikke balanseført utsatt skattefordel Annet (2.333) Skattekostnad (-inntekt) ( ) 18

28 Avsetningen for utsatt skatt er effekten av midlertidige forskjeller mellom regnskapsmessig og skattemessig verdi av konsernets eiendeler og gjeld. Utsatt skatt er beregnet på bakgrunn av midlertidige forskjeller knyttet til: Per 31. desember (I tusen USD) Anleggsmidler og langsiktige eiendeler (67.526) Fremførbart underskudd ( ) ( ) Utsatt gevinstbeskatning Fordringer og varelager (20.384) (16.974) Skattekreditter (3.665) (3.657) Kostnader fradragsberettiget ved betaling (43.862) (14.159) Andre midlertidige forskjeller (2.689) Sum før avsetning verdivurdering av utsatt skatt ( ) ( ) Ikke balanseført utsatt skattefordel Sum ( ) Utsatt skatt (skattefordel) norske selskaper ( ) Utsatt skatt (skattefordel) utenlandske selskaper Sum netto utsatt skatt (skattefordel) (a) ( ) Netto utsatt skatt i balansen er presentert som: Per 31. desember (I tusen USD) Utsatt skattefordel (75.439) ( ) Utsatt skatt Sum netto utsatt skatt (skattefordel) (a) (21.868) ( ) (a) Inkludert i utsatt skattefordel og utsatt skatt per 31. desember 2001 inngår henholdsvis USD 9,0 millioner og USD 5,1 millioner relatert til Atlantis, hvis aktiviteter er klassifisert som virksomhet under avhendelse. Det var ingen slik utsatt skatteeffekt per 31. desember Fremførbare underskudd i Norge på USD 490,3 millioner utløper til forskjellige datoer fra og med 2003 til og med Fremførbart underskudd i UK, Singapore og Australia på totalt USD 327,4 millioner kan fremføres i det uendelige. Fremførbart underskudd i USA på USD 21,6 millioner og USD 10,2 millioner utløper i henholdsvis 2019 og Ubenyttet fradrag for betalt minimumsskatt i USA på USD 4,0 millioner kan fremføres i det uendelige. Note 9 - Resultat per aksje Det er ingen forskjell mellom ordinært resultat per aksje og utvannet resultat per aksje for 2002 og 2000, da man med bakgrunn i konsernets tap for disse årene benyttet veid gjennomsnittlig antall utestående aksjer i perioden for beregning av både ordinært og utvannet resultat per aksje. Forskjellen mellom konsernets ordinære resultat per aksje og utvannet resultat per aksje for 2001 avstemmes som følger: Årets Resultat Tidsveiet gjennomsnittlig Beløp per aksje For 2001 i USD antall aksjer i USD Ordinært resultat per aksje ,11 Potensielle ordinære aksjer opsjoner Utvannet resultat per aksje ,11 Enkelte opsjoner som ville ha medført innvanning er utelatt i beregningen av potensielle ordinære aksjer. Note 10 - Forpliktelser Leasing-/leieavtaler: Konsernet har operasjonelle leasingforpliktelser som løper tilulike datoer frem til år Konsernet har også finansielle leasingforpliktelser for seismiske fartøy og utstyr som løper til ulike datoer ut år Fremtidige 19

29 minimums-, bindende operasjonelle - og finansielle leieforpliktelser, med varighet over ett år, er per 31. desember 2002 som følger: Operasjonelle leieforpliktelser Finansielle Leasingforpliktelser (I tusen USD) Deretter Sum Beregnet renteelement (7.229) Netto nåverdi Kortsiktig andel (18.444) Langsiktig andel av finansiell leasing To FPSO skytteltankskip er utleid til tredje part, hvor inntekten fra dette er ført som reduksjon av fremtidige minimums-, bindende operasjonelle leieforpliktelser med USD 12,0 millioner for Fremtidige minimums-, bindende operasjonelle leieforpliktelser relaterer seg til konsernets virksomhet på følgende måte: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 Marin seismikk Skytteltankskip for FPSO Dataprosesseringsutstyr Bygninger Inventar, kontormaskiner etc Sum Operasjonelle leiekostnader for årene 2002, 2001 og 2000 var henholdsvis USD 112,9 millioner, USD 123,1 millioner og USD 137,7 millioner. Beløpene inkluderer også leieavtaler på under ett år. Leiekostnadene for 2002 og 2001 er blitt redusert med henholdsvis USD 21,7 millioner og USD 13,8 millioner som relaterer seg til utleie av to innleide FPSO skytteltankskip til en tredje part. Annet: Konsernet har betingede forpliktelser i forbindelse med rettstvister, krav og forpliktelser i forbindelse med ordinær virksomhet Ledelsen mener at det er lite sannsynlig at utfallet av tvister, relatert til vår ordinære virksomhet, vil ha noen vesentlig innvirkning på konsernets balanseverdier, resultater og kontantstrøm. Konsernet har også en pågående dialog med de norske skattemyndigheter i forbindelse med et mulig skattekrav relatert til konsernets ansatte i et datterselskap på Isle of Man. Saken dreier seg om arbeidsgiveravgift og innbetaling av sjømannspensjon for EU borgere ansatt om bord på fartøy registrert i Norge (NIS). Vi har ikke regnskapsført noen avsetning for dette mulige skattekrav idet kravets omfang er usikkert. Som nevnt i Note 1 har konsernet brudd på enkelte finansielle betingelser og andre avtaler knyttet til enkelte leie- og leasing avtaler og har søkt om kravsfrafall ( waiver ) for disse avtalebrudd. Konsernet er under kontinuerlig forhandlinger med de enkelte motparter i slik henseende, men vi kan ikke garantere at slike kravsfrafall blir oppnådd med det resultat at motparten i disse avtaler dermed vil søke å tvinge frem deres krav. Blant kravene kan motpartene i disse avtaler erklære at forpliktelsene ikke er overholdt og kreve oppgjør for alle utestående beløp under disse avtaler. Vår balanse per 31. desember 2002 samt tabellen for fremtidige forpliktelser vist ovenfor, reflekterer ikke de justeringer som ville være nødvendig hvis motparten til disse forpliktelser erklærer at forpliktelsene ikke er overholdt, med umiddelbart forfall av alle utestående beløp under disse avtaler. 20

30 Note 11 - Tap på kontrakt Per 31. desember 2001 og 31. desember 2000 hadde konsernet en avsetning for tap på kontrakt, relatert til Ramform Banff s kontrakt på Banff feltet i Nordsjøen, på henholdsvis USD 8,2 millioner og USD 24,6 millioner. Avsetningen per 31. desember 2001 ble i sin helhet reversert mot kontraktstap i Det var ingen slik avsetning per 31. desember Note 12 - Andre immaterielle eiendeler Andre immaterielle eiendeler består av: Per 31. desember (I tusen USD) Patenter og royalties Lisenser Software produkter Sum Note 13 - Goodwill Regnskapsført verdi av goodwill knytter seg til følgende virksomhetskjøp: Oppkjøps- Avskrives Per 31. desember (I tusen USD) år over ERC Tigress år Acadian Geophysical Services, Inc år Diamond Geophysical Services Company år Andre mindre oppkjøp 10 år Sum I 3. kvartal 2002 gjennomførte konsernet en nedskrivningsvurdering i samsvar med NRS (HU), nedskrivning av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler. Dette resulterte i en nedskrivning av all goodwill, med unntak av goodwill relatert til virksomhet under avhendelse, på USD 43,4 millioner. Goodwill relatert til oppkjøp av Acadian og Diamond ble avskrevet lineært over 40 år da ledelsen anslo disse som strategiske investeringer med en forventet inntjening over tilsvarende periode. Tilsvarende gjaldt også for ERC Tigress samt de øvrige mindre oppkjøp, men her har ledelsen satt en forventet inntjeningsperiode på 10 år. Konsernet kostnadsførte amortisering på goodwill i 2002, 2001 og 2000 med henholdsvis USD 1,4 millioner, USD 1,5 millioner og USD 1,3 millioner. Beløpene inkluderer ikke amortisering av goodwill relatert til virksomhet under avhendelse. 21

31 Note 14 - Varige driftsmidler (inklusive finansielle leaser) Anskaffelseskost: Avskrivning over Anskaffelseskost per Tilgang Avgang Nedskrivninger Andre endringer Anskaffelseskost per (I tusen USD) antall år (a) (b) Seismiske fartøy: - egne utbedringer leide fartøy (5.399) Seismisk utstyr: - egne (493) (19.766) (917) finansielle leasinger (2.232) (193) Flytende produksjonsskip og utstyr: - egne ( ) Inventar, kontorutstyr etc.: - egne (2.652) (22) finansielle leasinger (117) Bygninger / annet: - egne (290) --- (7.205) utbedringer leide lokaler (34) Sum (5.818) ( ) Akkumulerte avskrivninger: Akkumulerte avskrivninger per Akkumulerte avskrivninger per Avskrivning over Avskrivninger Avgang Nedskrivninger Andre endringer (I tusen USD) antall år (a) (b) Seismiske fartøy: - egne utbedringer leide fartøy (5.405) Seismisk utstyr: - egne (8.346) finansielle leasinger Flytende produksjonsskip og utstyr: - egne (25) Inventar, kontorutstyr etc.: - egne (987) (9) finansielle leasinger (121) --- (148) Bygninger / annet: - egne (266) utbedringer leide lokaler (27) Sum (a) Samlet nedskivning av varige driftsmidler beløp seg til USD 473,2 millioner hvorav USD 425,2 millioner relaterte seg til Ramform Banff, USD 26,0 millioner i utstyr for landseismikk, USD 20,8 millioner i utstyr for marin seismikk og USD 1,2 millioner i utstyr for dataprosessering. (b) Andre omfatter reklassifiseringer samt valutakurs differanser. 22

32 Regnskapsført verdi av varige driftsmidler er som følger: Per 31. desember (I tusen USD) Anskaffelseskost: Seismiske fartøy Seismisk- og dataprosesseringsutstyr Flytende produksjonsskip og utstyr Inventar, kontorutstyr etc Bygninger, inkl. utbedringer lokaler Sum anskaffelseskost Akkumulerte avskrivninger ( ) ( ) Sum For årene 2002 og 2001 ble henholdsvis USD 31,5 millioner og USD 30,2 millioner aktivert som multiklient databibliotek, og netto resultatførte avskrivninger for 2002, 2001 og 2000 var henholdsvis USD 133,0 millioner, USD 119,7 millioner og USD 104,6 millioner. Rentekostnader balanseført som del av varige driftsmidler var USD 3,9 millioner og USD 5,4 millioner for henholdsvis 2001 og 2000, mens det i 2002 var ingen slik balanseføring av renter. Netto regnskapsførte verdier av varige driftsmidler per 31. desember 2002, gjenspeiler de betydelige nedskrivninger som ble regnskapsført i 3. kvartal Som omtalt i årsberetningen nedskrev vi totalt USD 425,2 millioner i eiendeler relatert til Ramform Banff og subsea ustyret på Banff-feltet. Dette som et resultat av våre foreløpige negative forsøk med alternative produksjonsløsninger på Banff-feltet og de svake finansielle resultater fra den pågående produksjonen. Nedskrivningen var basert på neddiskonterte kontantstrømmer av Ramform Banff over fartøyets levetid med 8% diskonteringsrente og estimerte driftsinntekter fra Banff-feltet ut I tillegg nedskrev vi eiendeler relatert til våre geofysiske tjenester (marin, land og data prosessering) for totalt USD 48,0 millioner. Disse nedskrivninger var basert på de rådende markedsforhold og de forvente fremtidige kontantstrømmer fra disse eiendeler. For 2000 regnskapsførte vi nedskrivninger av varige driftsmidler med USD 83,7 millioner, mens det var ingen slike nedskrivninger i Implementering av ny regnskapsstandard: I 2003 implementerte konsernet den nye standarden NRS (F) nedskrivning av anleggsmidler, hvor anleggsmidler skal nedskrives til virkelig verdi (gjenvinnbart beløp). Vurderingen skal gjennomføres for hver enkelt eiendel klassifisert som anleggsmiddel og med separat kontantstrøm, og verdisettingen skal baseres på det høyeste av netto salgsverdi og bruksverdi, basert på nåverdi av neddiskonterte fremtidige kontantstrømmer. Effekten av en implementering per 31. desember 2002 ville ha vært en ytterligere nedskrivning av varige driftsmidler med om lag USD 130 millioner. Note 15 - Investeringer og avgang av varige driftsmidler Investeringer og salg av varige driftsmidler for de siste fem årene var som følger: (I tusen USD) Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Driftsm. u/bygging Seismiske fartøy Seismisk utstyr Flytende prod.skip Inventar etc Bygninger / annet Sum Eiendeler under avhendelse/solgt Sum Konsernet resultatførte tap ved avgang av eiendeler på USD 7,6 millioner, USD 0,3 millioner og USD 0,2 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og 2000, som relaterer seg til eiendeler som ikke lenger har bruksverdi for konsernet. 23

33 Note 16 - Beholdning av multiklient databibliotek Beholdningen av multiklient databibliotek, netto etter akkumulerte amortiseringer og nedskrivinger, består av: Per 31.desember (I tusen USD) Multiklient seismikk, ferdigstilte undersøkelser Multiklient seismikk, prosjekter / enheter i arbeid Sum Multiklient databiblioteket presentert per ferdigstillelsesår: Netto balanseført verdi Per 31. desember (I tusen USD) Ferdigstilte prosjekter / enheter: Ferdigstilt i løpet av 1997 og tidligere år Ferdigstilt i løpet av Ferdigstilt i løpet av Ferdigstilt i løpet av Ferdigstilt i løpet av Ferdigstilt i løpet av Ferdigstilte prosjekter / enheter Prosjekter/enheter i arbeid Multiklient databibliotek Basert på rådende markedsforhold og fremtidige estimerte kontantstrømmer for de enkelte multiklient prosjekter, nedskrev vi vårt multiklient databibliotek med USD 268,4 millioner i I 2001 og 2000 var slike nedskrivninger henholdsvis USD 13,2 millioner og USD 166,5 millioner. Amortisering var USD 212,9 millioner, USD 195,4 millioner og USD 142,6 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Amortiseringskostnaden for 2002, 2001 og 2000 inkluderte henholdsvis USD 39,8 millioner, USD 39,1 millioner og USD 2,2 millioner relatert til konsernets krav til minimumsamortisering (Note 2). Ved anvendelse av konsernets krav til minimumsamortisering for de enkelte prosjekter/enheter som inngår i multiklient databiblioteket, blir de fremtidige årlige minimumsamortiseringer som følger: Minimum fremtidige (I tusen USD) amortiseringer I løpet av I løpet av I løpet av I løpet av I løpet av I løpet av I løpet av I løpet av Fremtidig estimert amortisering Ovennevnte minimumsamortiseringer er beregnet som om det ikke vil bli ytterligere salg av disse prosjekter/enheter. Konsernet mener at det er svært liten sannsynlighet for at disse eksakte minimumsamortiseringer blir regnskapsført, da amortisering av multiklient salg fra ordinær virksomhet forventes å redusere balanseført verdi av multiklient databiblioteket betraktelig. Da kravet om minimumsamortisering knytter seg til multiklient databiblioteket på prosjekt/enhets basis og ikke for hele porteføljen under ett, kan konsernet komme til å regnskapsføre minimumsamortisering i enkelte år selv om den samlede amortisering for året overskrider kravet om minimumsamortisering. Rentekostnader aktivert i forbindelse med innsamling og prosessering av multiklient data var USD 5,6 millioner, USD 15,9 millioner og USD 21,7 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og

34 Implementering av ny regnskapsstandard: 1. januar 2003 implementerte konsernet den nye standarden NRS (F) nedskrivning av anleggsmidler, hvor anleggsmidler skal nedskrives til virkelig verdi (gjenvinnbart beløp). Vurderingen skal gjennomføres for hver enkelt eiendel klassifisert som anleggsmiddel og med separat kontantstrøm, og verdisettingen skal baseres på det høyeste av netto salgsverdi og bruksverdi, basert på nåverdi av neddiskonterte fremtidige kontantstrømmer. Effekten av en implementering per 31. desember 2002 ville ha vært en ytterligere nedskrivning av vårt multiklient databibliotek med om lag USD 65 millioner. Note 17 - Andre finansielle anleggsmidler Andre finansielle anleggsmidler består av: Per 31. desember (I tusen USD) Kostnader ved opptak av langsiktige lån Andre langsiktige fordringer Sum Note 18 - Olje og gass eiendeler Konsernets olje og gass eiendeler består av våre investeringer i vår 70% eierandel i Varg-feltet, PL 038, i Nordsjøen. Som beskrevet i Note 2 regnskapsprinsipper klassifiseres denne eiendelen som omløpsmidler basert på eiendelens kortsiktige verdier. Balanseført verdi per 31. desember 2002 fremkommer som følger: (I tusen USD) Olje og gass eiendeler ved oppstart i august Boring av ny brønn og seismiske undersøkelser Produsert, men ikke levert olje (a) Amortisering i 2002 (5.381) Sum (a) Produsert, men ikke levert olje er regnskapsført til tilvirkningskost. Note 19 - Fordringer Konsernet har regnskapsført avsetning for tap på fordringer på USD 3,9 millioner og USD 3,6 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og Konsernet har USD 47,8 millioner og USD 78,1 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 i ikke utfakturerte fordringer. Disse fordringer relaterer seg til inntekter som har blitt inntektsført, men ennå ikke utfakturert i henhold til gjeldende megler- eller kundeavtaler. Av disse ikke utfakturerte fordringer var USD 6,6 millioner og USD 11,1 millioner klassifisert som langsiktige per henholdsvis 31. desember 2002 og Disse beløp inkluderer ikke fordringer relatert til virksomhet under avhendelse, som er presentert separat. Note 20 - Andre omløpsmidler og påløpte kostnader I andre omløpsmidler per 31. desember 2002 og 2001 inngår forskuddsbetalte driftskostnader på henholdsvis USD 22,5 millioner og USD 26,9 millioner, eksklusiv poster relatert til virksomhet under avhendelse som er presentert separat. Påløpte kostnader per 31. desember 2002 inkluderer USD 44,6 millioner i avsatte renter, USD 30,6 millioner i forskudd fra kunder og utsatte inntekter. Inkluderte i renteavsetningen inngår USD 22,6 millioner relatert til utsatte renter på to gjeldsbevis med opprinnelig forfall den 30. desember 2002, hvor konsernet utøvde henstandsperioden på en måned og de ble betalt den 30. januar Renteavsetningen inkluderer også en avsetning på USD 3,5 millioner relatert til trust preferred securities hvor vi har utøvd vår opsjon for kvartalsvis utsettelse av renter (Note 24). 25

35 Påløpte kostnader per 31. desember 2001 inkluderer USD 44,6 millioner i avsetning for virkelig verdi av skatteutligningskontrakter (Note 26) og USD 29,4 millioner forskudd fra kunder/utsatte inntekter Note 21 - Bankinnskudd, kontanter og lignende I konsernets bankinnskudd per 31. desember 2002 og 2001 inngår midler på sperret skattetrekkskonti med henholdsvis USD 3,7 millioner og USD 3,5 millioner. I tillegg inngår forskjellige sperrete innskudd med begrenset disposisjonsrett inklusive sperrete midler relatert til verdipapirisering av multiklient databiblioteket med USD 16,4 millioner og USD 4,5 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og Note 22 - Antall aksjer og aksjeeiere Petroleum Geo-Services ASA hadde per 31. desember 2002 en aksjekapital på kroner fordelt på fullt innbetalte ordinære aksjer pålydende 5 kroner. Alle aksjer har lik stemmerett og rett til utbytte. Selskapets egenkapital kan kun benyttes etter godkjennelse av aksjonærer, men mulighetene for utdeling av utbytte begrenses av enkelte låneklausuler. De 20 største aksjonærene i Petroleum Geo-Services ASA per 31. desember 2002 var: Antall aksjer Eierandel i % Citibank N.A., holder av American Depositary Receipts (ADR) (a) ,5 Umoe Invest AS (b) ,1 Citibank ,6 Compagnie Generale ,0 Odin Forvaltning Torkel Alendal ,4 TS Industri Invest AS ,0 SG Securities (London) Danske Bank A/S, Danmark BSDT ABN Amro Euroclear Bank S.A Bear Stearns Securities State Street Bank & Trust Co Reidar Michaelsen Nordea Bank Danmark Danske Bank A/S, Luxemburg Societe Generale SIS Segaintersettle Henry Stødle Arne Øfsthus Øvrige aksjonærer Sum ,0 (a) Med bakgrunn i eksisterende forvaltningsavtaler (vedrørende eiere av ADR ), vil ikke ovennevnte aksjonærliste vise korrekt eierstruktur. (b) Inkluderer ADR s. 26

36 Aksjer eller ADR eiet eller kontrollert av medlemmer av styret, konsernsjef og konsernledelse, og deres nærstående per 31. desember 2002.: Antall aksjer Eierandel i % Styret: Jens Ulltveit-Moe, styrets formann ,1 Reidar Michaelsen ,4 Jens Gerhard Heiberg ,0 Geir Aune Thorleif Enger Marianne Johnsen Rolf Erik Rolfsen Administrerende direktør og konsernledelse: Svein Rennemo, administrerende direktør Kaare Gisvold ,1 Sverre Strandenes ,0 Anthony Ross Mackewn ,0 Sam R. Morrow ,0 Knut Øversjøen Andreas J. Enger, ansatt januar Vår revisor Ernst & Young AS eide ingen aksjer i Selskapet per 31. desember Note 23 - Aksjeopsjoner Konsernet har per 31. desember 2002 aksjeopsjonsavtaler for ansatte nøkkelpersonell og styremedlemmer i konsernet. Per 31. desember 2002 var det ingen aksjer tilgjengelig for utdeling. Totalt var opsjoner for henholdsvis og aksjer tildelt per 31. desember 2002 hvorav noen er allerede utøvd eller på annen måte ikke utestående per 31. desember I henhold til disse avtalene tilsvarer opsjonsprisen markedspris for aksjen på tildelingsdato. Opptjeningsperioden (perioden fra tildeling til første dag for tillatt utøvelse) varierer fra tre år til tre og ett halvt år, betinget av at opsjonsinnehaver fremdeles er ansatt i konsernet ved opptjeningsperiodens utløp. Generelt må aksjeopsjoner utøves innen to år etter endt opptjeningsperiode, men for tildelinger fra og med juni 2000 er opptjeningsperioden stort sett tre år. Enkelte aksjeopsjoner kan kun utøves på en bestemt dato. Opsjonsprisen for tildelte og utestående opsjoner per 31. desember 2002 under begge opsjonsplanene varierer fra 160,- kroner til 230,- kroner for opsjoner og fra 103,- kroner til 150,- kroner for opsjoner, med veiet gjennomsnittlige opsjonspriser på henholdsvis 180,- kroner og 134,- kroner for de respektive kategorier. Utestående opsjoner har gjennomsnittlig gjenværende kontraktsmessig levetid på henholdsvis 32 måneder og 29 måneder, relatert til kategoriene beskrevet ovenfor. Ved endring i kontrollen over konsernet vil tildelinger gjort i henhold til planene kunne utøves umiddelbart. Slike endringer kan oppstå som følge av vesentlig endringer i styret, tilegnelse av en vesentlig prosentandel av utestående aksjer, visse fusjoner og salg av alle eller store deler av konsernets eiendeler. 27

37 Nedenfor presenteres en oversikt over konsernets aksjeopsjonsavtaler per henholdsvis 31. desember 2002, 2001 og 2000, med justeringer for de respektive år. Per 31. desember Vektet Vektet gjennomsnittlig gjennomsnittlig opsjonspris Opsjoner opsjonspris Opsjoner Vektet gjennomsnittlig opsjonspris (Per tusen aksjer) Opsjoner Utestående opsjoner ved årets begynnelse 8.635,4 142 kr ,8 135 kr ,2 127 kr. Tildelte 0, ,0 103 kr ,0 143 kr. Utøvde 0,0 --- (98,0) 75 kr. (738,4) 90 kr. Opphevde (3.661,9) 151 kr. (2.077,4) 108 kr. (188,0) 140 kr. Utestående per årsslutt 4.973, kr ,4 142 kr ,8 135 kr. Gjennomsnittlig markedsverdi på opsjoner tildelt i året kr. 69 kr. Per 31. desember 2002 kunne utestående opsjoner utøves til en vektet gjennomsnittlig opsjonspris på 117 kroner. Antall utestående opsjoner som kunne utøves per 31. desember 2001 og 2000 var henholdsvis opsjoner til en vektet gjennomsnittlig opsjonspris på 143 kroner og opsjoner til en vektet gjennomsnittlig opsjonspris på 136 kroner. Note 24 - Preferred Securities Guaranteed preferred beneficial interest in junior subordinated debt Securities : I juni 1999 inngikk konsernet en transaksjon med PGS Trust I Trust, et nyopprettet datterselskap, hvor Trust utstedte aksjer på USD 4,4 millioner til et datterselskap av konsernet, trust preferred securities på USD 143,8 millioner eksternt, og hvor netto provenyet på USD 148,2 millioner ble brukt til å kjøpe junior subordinated debt securities fra konsernet. Konsernet benyttet netto provenyet på USD 138,9 millioner til innfrielse av utestående bankkredittfasiliteter. Trust preferred securities består av verdipapirer som hver har en innløsningspris på USD 25, og forfaller 30. juni Trust preferred securities har en udelt sikkerhet i eiendelene til Trust, men har ingen stemmerett. Trust preferred securities bærer en kvartalsvis rente på 9,625%. Konsernets junior sub-ordinated debt securities har en tilsvarende kvartalsrente på 9,625%, og forfaller 30. juni Konsernet kan utsette rentebetalinger for disse fasiliteter for opptil 20 kvartaler i strekk, forutsatt ingen mislighold, hensyntatt forfallsdato og visse andre transaksjoner i løpet av enhver utsettelsesperiode. I et slikt tilfelle hvor konsernet utsetter sine rentebetalinger på sin junior debt security, vil Trust tilsvarende holde tilbake renter på obligasjonene. Ved renteforfall den 31. desember 2002 valgte konsernet å benytte seg av muligheten til å utsette rentebetalinger med USD 3,5 millioner, som igjen resulterte i at Trust tilbakeholdt renter på obligasjonene. Som en del av våre bestrebelser med restrukturering/refinansiering har vi til hensikt å benytte de kontraktsmessige tillatte utsettelser med renteterminbetalinger relatert til våre preferred securities, da disse henstander gir oss kortsiktig finansiell fleksibilitet. Konsernet kan innfri Junior debt securities ved tilbakekjøp, helt eller delvis, til enhver tid etter juni Før juni 2004 kan innfrielse skje ved visse endringer av skatte- eller selskapslov. Ved en eventuell innfrielse før forfall må Trust benytte tilsvarende beløp til å innfri trust preferred securities og aksjer (pro-rata). Konsernet har garantert på underordnet basis, for innfrielse av trust preferred securities i den grad Trust har likvider tilgjengelig for slike betalinger. Innehavere av trust preferred security kan saksøke konsernet direkte i den grad Trust ikke har tilgjengelig likvider, eller gjøre andre krav på konsernet. Sett under ett har konsernet garantert fullt ut for Trust sine forpliktelser når det gjelder trust preferred securities. Trust er 100% eid av et amerikansk datterselskap av Selskapet og inngår dermed som en del av konsernregnskapet. Trust opptrer kun som et finansierings datterselskap, og har ingen andre aktiviteter enn å utstede og administrere trust preferred securities. Eneste eiendel er junior debt securities utstedt av konsernet på USD 148,2 millioner per 31. desember 2002 og Trust preferred security utestående beløp per 31. desember 2002 på USD 142,3 millioner reflekterer utstedelseskostnader. Utestående beløp vil stige til 28

38 USD 143,8 millioner til den dato hvor konsernet kan innløse dem første gang. Renter på trust preferred securities for 2002, 2001 og 2000 var om lag USD 15 millioner per år (Note 6), og er kostnadsført som netto rentekostnader. Preferanse aksjer (Mandatorily Redeemable Cumulative Preferred Subsidiary Securities): I april 2001 inngikk konsernet en avtale om verdipapirisering (securitization) av en andel av konsernets marin multiklient databibliotek. I overensstemmelse med denne transaksjonen solgte konsernet denne andelen av sitt multiklient databibliotek til et datterselskap på Jersey, særskilt tilrettelagt for dette formål, for et netto vederlag på USD 234,3 millioner samt en eierandel på 100% i dette datterselskapet. Vårt Jersey datterselskap finansierte beløpet på USD 234,3 millioner ved utstedelse av USD 240,0 millioner i preferanse aksjer (mandatorily redeemable preferred securities) til en ekstern investor. Konsernet benyttet netto vederlaget til hovedsakelig å nedbetale utestående gjeld under den rullerende bankkredittfasilitet. Preferanse aksjene utstedt av det særskilt tilrettelagte datterselskapet er gjenstand for innløsning i takt med salget av de verdipapiriserte multiklient data, og bærer en flytende rente basert på kommersielle rater pluss en margin på anslagsvis 0,60%. Utbytte akkumuleres og utbetales kvartalsvis. I 2002 og 2001 innfridde vi preferanse aksjer med henholdsvis USD 99,0 millioner og USD 77,3 millioner og kostnadsførte henholdsvis USD 6,6 millioner og USD 6,0 millioner i minoritets renteutgifter (Note 6). Preferanse aksjene kan innfris på et hvert tidsrom for et beløp tilsvarende det til enhver tid utestående beløp for preferanse aksjer, akkumulerte utbytter og relaterte kostnader. Disse preferanse aksjene vil bli innfridd og utbytte tilbakebetalt, utelukkende av vederlag fra fremtidige salg av de verdipapiriserte multiklient data. Konsernet har også muligheten, under visse henseende, til å kjøpe tilbake deler av dette multiklient databibliotek. I enkelte særskilte tilfelle har eiere av preferanse aksjene rett til å kreve full og omgående tilbakebetaling av utestående. Under visse omstendigheter som konsernet anser som svært lite sannsynlig, har eiere av preferanse aksjene rett til å kreve stemmerett i datterselskapet. Konsernet har allikevel måter å unngå slik endring i kontroll, som blant annet innløsning av preferanse aksjene, og kjøpsopsjoner på både preferanse aksjene og dataene. Preferanse aksjene gir ikke eieren rett til deltagelse i noen vesentlig grad. Siden konsernet eier alle allmennaksjene i Jersey selskapet, blir Jersey selskapet konsolidert i konsernregnskapet. Preferanse aksjene blir vist til minimum innfrielsesbeløp fratrukket kostnader som knytter seg til utstedelsen. Med bakgrunn i Standard & Poor s og Moody s kredittrangering på henholdsvis C og Ca for konsernets usikrede gjeldsbevis, har konsernet blitt pålagt å øke den kvartalsvise innløsningsraten med virkning fra 3. kvartal Gjeldende innløsningsrate er et beløp tilsvarende 100 % av virkelige driftsinntekter fra lisensieringen av de verdipapiriserte multiklient data. Konsernet forventer å innfri alle utestående andeler av preferanse aksjene i løpet av Hendelser etter balansedagen: Tilsvarende som konsernet den 31. desember 2002 valgte å utsette den kvartalsvis rentebetalingen på Junior debt securities, ble også renteforfall per 31. mars 2003 på disse securities utsatt. Dette resulterte i at Trust tilbakeholdt renter på obligasjonene for samme periode. Per 31. mars 2003 er utestående renter på denne gjeld USD 7,1 millioner. Konsernet har som beskrevet ovenfor, til hensikt å utsette slike kvartalsvise rentebetalinger, noe som igjen vil medføre tilbakeholdelse av renter på obligasjonene for tilsvarende perioder. 29

39 Note 25 - Gjeld Langsiktige lån: Langsiktige lån består av: Gjennomsnittlig rente ved årsslutt Per 31. desember 2002 Gjennomsnittlig rente ved årsslutt Per 31. desember 2001 (I tusen USD) Banklån / obligasjoner: Pantesikrede lån 8,3% ,3 % Usikrede lån 7,1% ,7 % Andre lån: Pantesikrede lån 3,9% ,5 % 97 Usikrede ,0 % Kortsiktig del ( ) ( ) Sum Opptrekk langsiktig kredittfasilitet Sum Konsernet benyttet per 31. desember 2002 henstandsperioden (opptil 30 dager) for betaling av renter på to gjeldsbevis pålydende USD 200,0 millioner (forfaller i 2008) og USD 450,0 millioner (forfaller i 2028), totalt USD 22,6 millioner. Rentene ble betalt den 30. januar 2003, dvs. innen lovlig henstandsperiode iht. til avtalen, og det oppstod dermed ingen brudd på våre rentebetalingsforpliktelser. Som del av konsernets bestrebelser med restrukturering/refinansiering har vi til hensikt å benytte de kontraktsmessige tillatte utsettelser relatert til våre forskjellige gjeldsavtaler, da de gir oss kortsiktig finansiell fleksibilitet. I januar 2003 benyttet vi oss også av vår opsjon til å utsette rentebetaling i en 30 dagers periode, relatert til vårt gjeldsbevis pålydende USD 200,0 millioner (forfaller i 2029) med renteforfall den 15. januar Denne utsatte renten ble betalt i februar 2003, dvs. innen lovlig henstandsperiode iht. avtalen. Konsernet utstedte i mars 2000 usikret gjeldsbevis på USD 225,0 millioner til en flytende rente på 0,65% over 3 måneders LIBOR. Renten justeres og betales kvartalsvis. Netto provenyet fra lånet ble hovedsakelig brukt til å nedbetale utestående rullerende bankkredittfasiliteter. Gjeldsbeviset forfalt i mars 2002 og ble tilbakebetalt med provenyet fra en USD 250,0 millioner kredittfasilitet utstedt i mars Se Rullerende bankkredittfasiliteter beskrevet nedenfor. Konsernet inngikk i juli 1999 en usikret brofinansiering på USD 350,0 millioner for å finansiere kjøpet av produksjonsfartøyet Petrojarl Varg. Konsernet utstedte deretter usikrede gjeldsbevis på USD 200,0 millioner, med netto proveny på USD 195,7 millioner. Provenyet fra dette lånet, sammen med provenyet fra emisjonen i 1999, ble brukt til å nedbetale brofinansiering på USD 350 millioner, samt annen utestående rullerende bankkredittfasilitet. Gjeldsbeviset har nominell rentesats på 8,2%, halvårlig rentebetaling og forfall i juli Gjeldsbeviset kan innfris ved tilbakekjøp, helt eller delvis, til enhver tid etter konsernets valg, men med en premie for tidlig innfrielse. Konsernet utstedte i november 1998 usikret gjeldsbevis på USD 250,0 millioner til en nominell rentesats på 6,3%, halvårlig rentebetaling og forfall i november Gjeldsbeviset kan innfris ved tilbakekjøp, helt eller delvis, til enhver tid etter konsernets valg, men med en premie for tidlig innfrielse. Provenyet fra dette lånet ble brukt til innfrielse av utestående rullerende bankkredittfasiliteter. I april 1998 utstedte konsernet usikrede gjeldsbevis på USD 450,0 millioner og USD 200,0 millioner. Gjeldsbevisene har nominell rentesats på 7,1% og 6,6%, halvårlige rentebetalinger og forfall i henholdsvis mars 2028 og mars Disse gjeldsbevis kan innfris ved tilbakekjøp, helt eller delvis, til enhver tid etter konsernets valg, men med en premie for tidlige innfrielse. Provenyet fra disse to lån ble delvis brukt til innfrielse av gjeld og visse andre forpliktelser som ble overtatt i forbindelse med fusjonen med den flytende produksjonsaktiviteten til Awilco ASA, samt innfrielse av visse utestående rullerende bankkredittfasiliteter. Konsernet kjøpte i april 1997 alle aksjene i et selskap som indirekte eier de seismiske fartøyene Ramform Explorer og Ramform Challenger. Dette selskapet har utestående registrerte pantelån på opprinnelig USD 165,7 millioner med sikkerhet i Ramform Explorer og Ramform Challenger. Pantelånet har en nominell rentesats på 8,3%, halvårlige rentebetalinger og forfaller i juni Lånet tilbakebetales med halvårlige nedbetalinger etter annuitetsprinsippet. Lånet kan tilbakebetales om eier ønsker det på hvilken som helst av de halvårlige 30

40 betalingsdatoer i juni 2006 eller senere, men da kun i sin helhet, men med en premie for tidlig innfrielse. Konsernet utstedte i mars 1997 usikrede gjeldsbevis på totalt USD 360,0 millioner. Gjeldsbeviset har nominell rentesats på 7,5%, halvårlig rentebetaling og forfall i mars Gjeldsbeviset kan innfris ved tilbakekjøp, helt eller delvis, til enhver tid etter konsernets valg, men med en premie for tidlig innfrielse. Provenyet fra dette lånet ble delvis brukt til innfrielse av privat plasserte gjeldsbevis pålydende USD 125,0 millioner som skulle nedbetales fra Bankkredittfasiliteter: I september 1998 etablerte konsernet en usikret femårs rullerende bank kredittfasilitet på USD 430,0 millioner hos et internasjonalt bankkonsortium. Fasiliteten forfaller i september 2003 og har LIBOR basert rente pluss margin på enten 0,35% eller 0,40%, avhengig av gjeldsnivået til konsernet, og bærer kvartalsvise gebyrer på 0,18% for ubenyttede midler. Denne fasiliteten har en vesentlig ugunstig endringsklausul vedrørende konsernets finansielle stilling og for andre lånebetingelser som er vanlige for slike fasiliteter. Som beskrevet i Note 1 er konsernet i forhandlinger om en restrukturering av denne bankkredittfasiliteten. I mars 2002 opptok konsernet en kortsiktig bankkredittfasilitet på USD 250,0 millioner, som ble endret i mai Netto provenyet fra denne kredittfasilitet ble brukt til å innfri det usikrede gjeldsbeviset på USD 225,0 millioner som forfalt i mars 2002, samt for generelle konsernformål. Kredittfasiliteten forfaller i juni 2003 og har en LIBOR basert rente pluss margin på 4,5%, dvs. en gradvis økning fra 0,65% ved opprinnelig opptrekk. Vektet gjennomsnittsrente for 2002 var 5,1% med en vektet gjennomsnittsrente på utestående balanse per 31. desember 2002 på 5,9%. Konsernet forplikter seg, iht. avtalen, å begrense investeringer i anleggsmidler, inkludert investeringer i virksomhet under avhendelse og investeringer i multiklient biblioteket til maksimum USD 280,0 millioner for perioden 1. juli 2002 frem til endelig forfall. For perioden 1. juli 2002 til 31. desember 2002 beløp slike investeringer seg til USD 128,8 millioner. Konsernet er i forhandlinger om en restrukturering av denne kredittfasiliteten (Note 1). I 2002 trakk konsernet totalt USD 230,0 millioner under den rullerende bankkredittfasiliteten på USD 430,0 millioner til en gjennomsnittlig rente på 2,3%. Gjennomsnittlig - og maksimum opptrekk var på henholdsvis USD 400,8 millioner og USD 430,0 millioner. Gjennomsnittlig rente per 31. desember 2002 på utestående balanse var 1,9%. Per 31. desember 2002 var denne fasiliteten fullt opptrukket. I 2001 trakk konsernet totalt USD 180 millioner under den samme fasiliteten til en gjennomsnittsrente på 3,1%. Gjennomsnittlig - og maksimum opptrekk i 2001 var henholdsvis USD 260,8 millioner og USD 360,0 millioner. Per 31. desember 2001 hadde konsernet tilgjengelig USD 90,0 millioner på denne fasiliteten, med en utestående balanse på USD 340,0 millioner til en vektet rente på 2,7%. I desember 2000 etablerte konsernet en usikret rullerende kredittfasilitet på USD 75,0 millioner med et internasjonalt bank konsortium. Konsernet trakk i 2001 USD 30,0 millioner under denne fasiliteten med et gjennomsnittlig opptrekk på USD 27,5 millioner. Fasiliteten hadde LIBOR basert rente pluss margin fra 0,4% til 0,6% og gjennomsnittlig rente for 2001 var 4,5%. Fasiliteten utløp i desember 2001 og var da i sin helhet tilbakebetalt. Kortsiktig gjeld: Med bakgrunn i behovet for arbeidskapital og finansiell fleksibilitet, benytter konsernet seg av kortsiktige lån i forskjellige internasjonale banker, men hadde ingen slike lån per henholdsvis 31.desember 2002 og Gjennomsnittlig- og maksimalt utestående kortsiktig gjeld for 2002 var henholdsvis USD 8,7 millioner og USD 40,0 millioner, og for 2001 henholdsvis USD 19,2 millioner og USD 40,0 millioner. Vektet gjennomsnittlig rente var 2,7% og 4,4% for henholdsvis 2002 og Forfallsstruktur: Tabellen nedenfor viser forfallsstrukturen for konsernets gjeld, inkludert rullerende bankkredittfasiliteter, men eksklusive utestående under preferred securities, per 31. desember 2002: (I tusen USD) Deretter Sum

41 Låneklausuler: I tillegg til erklæringer fra konsernet som er vanlig i låneforhold, inkluderer enkelte av konsernets låneavtaler og UK leases (Note 33) klausuler med hensyn på å opprettholde et minimumsnivå for enkelte finansielle nøkkeltall, bl.a. rentedekningsgrad og gjeldsgrad. I tillegg legges det visse restriksjoner på bl.a. ny opplåning og opptak av lån i datterselskap, sikkerhetsstillelse av eiendeler, kontant utbytte og transaksjoner med salg/tilbakeleie. Ved utløpet av 2002 oppfyller konsernet alle krav til betalingsforpliktelser, men oppfyller ikke alle krav knyttet til minimumsnivå for finansielle nøkkeltall. Konsernet har søkt om kravsfrafall for disse avtalebrudd. Den 30. desember 2002 benyttet konsernet seg av retten til 30 dagers betalingsutsettelse på renter, relatert til usikrete gjeldsbevis på henholdsvis USD 200,0 millioner med forfall i 2008 og USD 450,0 millioner med forfall i 2028, og rentene ble betalt den 30. januar Pantstillelser: Seismiske fartøy og relatert utstyr med en regnskapsført verdi på USD 106,0 millioner og USD 128,5 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 er stilt som sikkerhet for pantsatt gjeld som beskrevet ovenfor. Garantier: Konsernet har utestående garantier som ikke er reflektert i medfølgende konsoliderte regnskaper knyttet til gjeldsbrev for til sammen USD 9,5 millioner og USD 62,1 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og Hendelser etter balansedagen: Konsernet vil også fremover ha vanskeligheter med å oppfylle alle krav til enkelte finansielle betingelser knyttet til enkelte gjeldskontrakter, og er derfor under kontinuerlig forhandlinger med de enkelte motparter for å prøve og oppnå kravsfrafall for disse avtalebrudd. Vi kan ikke garantere at slike kravsfrafall blir oppnådd med det resultat at motparten i disse avtaler dermed vil søke å tvinge frem deres krav. Blant kravene kan motpartene i disse avtaler erklære at forpliktelsene ikke er overholdt og kreve oppgjør for alle utestående beløp under disse avtaler. I et slikt tilfelle vil ikke konsernet ha tilstrekkelige midler til å innfri de relaterte forpliktelser, som igjen kan medføre at konsernet vil søke beskyttelse fra sine kreditorer under gjeldende rett. I januar 2003 betalte konsernet renter relatert til usikrede gjeldsbevis på USD 200,0 millioner og USD 450,0 millioner, som ble utsatt 31. desember 2002 (se låneklausuler ovenfor). Konsernet benyttet seg også i januar 2003 retten til 30 dagers betalingsutsettelse på renter, knyttet til et usikret gjeldsbevis på USD 200,0 millioner med forfall i Opprinnelig renteforfall var 15. januar 2003, hvor rentene ble betalt i februar Alle utsatte renter ble betalt innen 30 dager etter forfall, dvs. innen lovlig henstandsperiode iht. avtalen, dermed oppstod det ingen brudd på våre rentebetalingsforpliktelser. Som del av konsernets bestrebelser med restrukturering/refinansiering har vi til hensikt å benytte de kontraktsmessige tillatte utsettelser relatert til våre forskjellige gjeldsavtaler, da de gir oss kortsiktig finansiell fleksibilitet. Note 26 - Finansielle instrumenter Nominelle verdier og kreditt eksponering i forbindelse med finansielle instrumenter: Regnskapsmessig behandling av finansielle instrumenter følger intensjonen bak inngåelsen av avtalene. Ved inngåelsen defineres avtalen enten som sikringsforretning eller handelsforretning. Periodisk benytter konsernet seg av slike instrumenter i forbindelse med håndtering av konsernets valuta eksponering, men de blir ikke benyttet for spekulative formål. Nominelle verdier oppsummert nedenfor, reflekterer ikke de virkelige beløp som blir overført mellom partene og representerer derfor ikke en måling av konsernets eksponering. De beløp som endelig utveksles blir beregnet ut fra de nominelle verdier som er vist og ut fra øvrige vilkår knyttet til de respektive instrumenter. Sikringsforretninger, fremmed valuta: Konsernet inngår periodevis terminkontrakter og opsjoner for å sikre seg mot valutarisiko knyttet til visse faste forpliktelser og transaksjoner relatert til varige driftsmidler. Konsernet er mest eksponert for endringer i valutakursen mellom norske kroner og USD, men konsernet hadde ingen utestående valuta terminkontrakter per 31. desember Per 31. desember 2001 hadde konsernet om lag USD 15,0 millioner i valuta terminkontrakter for å sikre kortsiktige transaksjoner i norske kroner og USD. Disse kontrakter hadde en ubetydelig samlet virkelig verdi. I tillegg hadde konsernet per 31. desember 2001 om lag USD 17,2 millioner i 32

42 valuta terminkontrakter for å sikre transaksjoner i USD og Brunei dollar i Disse kontraktene hadde en samlet virkelig verdi på om lag USD 0,9 millioner. I 1998 inngikk konsernet valuta terminkontrakter, benevnt som skatteutligningskontrakter (TES, tax equalization swaps ) relatert til de usikrede gjeldsbevisene på USD 360 millioner og pantelån (Note 25). I 1999 inngikk konsernet ytterligere TES kontrakter relatert til de resterende gjeldsbevis på USD 1,1 milliarder (Note 25) og Trust preferred securities (Note 24). Disse kontraktene sikrer effektivt skatteeffekten knyttet til urealiserte fluktuasjoner i valutakursen mellom norske kroner og USD relatert til konsernets gjeld i USD samt Trust preferred securities, da slike valutakursgevinster og tap er skattbare og fradragsberettigete i Norge. Selv om disse kontrakter er økonomiske sikringer, kvalifiserer de ikke å bli regnskapsført som sikringsforretninger, og som en konsekvens av dette blir de nødvendige periodiske justeringer for å vise virkelig verdi av disse instrumenter i balansen, fortløpende resultatført. I løpet av 2002 terminerte konsernet alle utestående skatteutligningskontrakter, og mottok USD 21,0 millioner i sluttoppgjør. Avtalenes samlede nominelle verdi per 31. desember 2001 var USD 492,8 millioner. Skatteutligningskontraktene var gjenstand for interim oppgjør mellom konsernet og motparten hver 30. desember. Per 31. desember 2001 var konsernets interim balanse en forpliktelse på USD 11,4 millioner, som ble betalt i 2002, og konsernet regnskapsførte i tillegg ytterligere en forpliktelse på USD 32,5 millioner for å hensynta virkelig verdi på kontraktene. Per 31. desember 2000 var konsernets interim balanse en forpliktelse på USD 65,2 millioner, som ble betalt i I årets resultat for årene 2002, 2001 og 2000 inngår henholdsvis USD 54,1 millioner, USD (18,0) millioner og USD (61,4) millioner i inntekter (kostnader) relatert til regnskapsføring av virkelig verdi på disse kontraktene, samt skatteinntekter (- kostnader) på henholdsvis USD (15,2) millioner, USD 5,0 millioner og USD 17,2 millioner. Virkelig verdi av finansielle instrumenter: Den regnskapsførte verdien av bankinnskudd, kontanter og lignende, fordringer, andre omløpsmidler, leverandørgjeld, påløpte kostnader og annen kortsiktig gjeld er tilnærmet lik deres virkelige verdi som følge av den korte omløpshastigheten på slike finansielle instrumenter. Det er ikke praktisk mulig å beregne verdien på konsernets preferanse aksjer (Note 24), da fremtidige tilbakebetalinger ikke har bestemte forfallsdatoer. Tabellen nedenfor viser regnskapsført verdi og virkelig verdi av konsernets øvrige finansielle instrumenter: Per 31. desember (I tusen USD) Balanseført verdi Virkelig verdi Balanseført verdi Virkelig verdi Gjeld Trust preferred securities Skatteutligningskontrakter Følgende metoder og forutsetninger er lagt til grunn for beregning av virkelig verdi for hver kategori av finansielle instrumenter: Gjeld og Trust preferred securities : Regnskapsført verdi av konsernets rullerende bankkredittfasilitet er tilnærmet den virkelige verdi. Virkelig verdi av konsernets øvrige langsiktige lån og Trust preferred securities er fra meglere av slike finansielle instrumenter. Skatteutligningskontrakter (TES): Virkelig verdi av konsernets skatteutligningskontrakter er beregnet ut fra de periodiske avregninger innhentet fra sikringsforretningens motpart, og per årsslutt de årlige oppgjør. Note 27 - Finansiell markedsrisiko Petroleum Geo-Services ASA finansavdeling er ansvarlig for likviditetsstyring, finansiering og finansiell risiko for morselskapet og datterselskap som konsolideres. Renterisiko: Konsernet er eksponert for renterisiko som følge av pengemarkedsaktiviteter relatert til investeringer og kontantstrømmer. Endring i markedsrente påvirker virkelig verdi av eiendeler og gjeld. Renteinntekter/- kostnader) inklusiv de faktiske rentebetalinger påvirkes av renteendringer. 33

43 Konsernets foretningsmessige aktivitet foregår hovedsakelig i USD, GBP og NOK. Derav følger en eksponering mot disse markedsrenter. Per 31. desember 2002 var stort sett alle konsernets lån denominert i USD og om lag 60% av disse lånene var fastrentelån. Det inngås i liten grad rentesikringsforretninger, men per 31. desember 2002 var ingen slike utestående. Valutarisiko: Konsernet rapporter sine konsoliderte regnskaper i USD og forholder seg også til interne nøkkeltall i denne valuta. Med bakgrunn i dette bør investorer vurdere sin av avkastning i USD. Det regnskapsmessige resultatet påvirkes av endringer i valutakurser etter som resultatene fra datterselskap med en annen funksjonell valuta enn USD blir omregnet til USD basert på periodens gjennomsnittskurs. Det vesentligste av lån samt eiendeler i konsernet er denominert i USD. Konsernets kontantstrømmer er i hovedsak denominert i USD, NOK og GBP. Det er konsernets intensjon å minimere netto kontantstrømseksponeringen i disse valutaer gjennom først og fremst forretningsmessige disposisjoner og dernest gjennom valutasikringsinstrumenter. Det kan fra tid til annen være betydelig valutarisiko tilknyttet endringer mellom USD og henholdsvis NOK og GBP. Konsernet hadde ingen valutasikringsinstrumenter per 31. desember Note 28 - Pensjoner Konsernet har sikret de fleste av sine norske og britiske ansatte med kollektive pensjonsordninger. Ordningene er finansiert gjennom overføringer til forsikringsselskaper, hvor forsikringsselskapene overtar ansvaret for å utbetale pensjonene. Konsernet tilfører pensjonsordningene midler for å møte de gjeldende lovbestemte krav, og ordningene er betegnet som ytelsesplaner. Per 1. januar 2002 inngikk ansatte i disse ytelsesplanene. Disse pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening på basis av forutsetninger om antall opptjeningsår, diskonteringsrente, fremtidig avkastning på pensjonsmidler, fremtidig regulering av lønn, pensjoner og ytelser fra folketrygden og aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang osv. Pensjonsmidlene vurderes til virkelig verdi. Netto pensjonsforpliktelser på underfinansierte ordninger er balanseført som andre avsetninger for forpliktelser (langsiktig), mens netto pensjonsmidler på overfinansierte ordninger er balanseført som andre finansielle anleggsmidler dersom det er sannsynlig at overfinansieringen kan benyttes. Netto pensjonskostnad, som er brutto pensjonskostnad fratrukket estimert avkastning på pensjonsmidlene, inngår i resultatregnskapet under solgte tjenesters kost og markedsførings- og administrasjonskostnader (Note 31). Avstemming av ordningenes samlet estimerte pensjonsforpliktelse og ordningenes virkelige verdi er som følger: Endring i pensjonsforpliktelsen: Per 31. desember (I tusen USD) Estimerte pensjonsforpliktelser ved årets begynnelse Nåverdi av årets pensjonsopptjening Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen Ytelser fra ansatte Endringer Aktuarmessig netto (gevinster) -tap 64 (7.279) Betalte ytelser (2.022) (1.760) Agio (1.178) Estimerte netto pensjonsforpliktelser ved årets slutt

44 Endring i pensjonsordningenes virkelige verdier: Per 31. desember (I tusen USD) Virkelig verdi av pensjonsordningene ved årets begynnelse Avkastning på pensjonsmidlene (2.052) Ytelser fra konsernet Ytelser fra ansatte Endringer (10.262) Betalte ytelser (2.022) (1.760) Agio (856) Virkelig verdi av pensjonsmidler ved årets slutt Pensjonsordninger med akkumulerte pensjonsforpliktelser utover de virkelige verdier hadde en samlet pensjonsforpliktelse på USD 40,7 millioner og USD 24,7 millioner, og samlete verdier på USD 29,0 millioner og USD 22,8 millioner per henholdsvis 31. desember 2002 og Finansieringsstatus for pensjonsordningene er som følger: Per 31. desember (I tusen USD) Finansieringsstatus (24.166) (11.606) Ikke resultatført aktuarmessig tap Ikke resultatført tidligere pensjonsopptjening Ikke resultatført overgangskostnader Ekstra minimum gjeld --- (58) Netto pensjonsforpliktelse (8.761) (9.388) Pensjonsforpliktelsen er beregnet i henhold til "projected unit credit method". Vektet gjennomsnittlig diskonteringsfaktor var 6,0% for årene 2002, 2001 og 2000, og forventet langsiktig avkastning på fondsmidlene var 8,0% for hver av de tre årene. Den forventede årlige økningen i lønnskompensasjoner var 4% for 2002 og 2001 og 5,0% for Periodens netto pensjonskostnader for konsernets kollektive ytelsesplaner er som følger: (I tusen USD) Nåverdi av årets pensjonsopptjening Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen Avkastning på pensjonsmidlene (3.439) (2.591) (2.039) Amortisering av aktuarmessig tap Amortisering av tidligere pensjonsopptjening Amortisering av overgangskostnader Netto pensjonskostnader Ansatte i datterselskap som ikke dekkes av ordningen ovenfor, deltar i pensjonsordninger i samsvar med lokal praksis, sosial lovgivning og skattesystem. Disse anses i sin helhet å være tilskuddsplaner. Konsernet subsidierer en tilskuddsplan i USA hvor alle ansatte der kan delta i denne ordningen etter en viss periodes ansettelse. Planen gir ansatte anledning til å delta med opp til 15% av lønnskompensasjon før skatt, regulert av IRS (Internal Revenue Service) og planens egne begrensninger. Ansattes innbetalinger blir tilsvarende støttet av konsernet med opp til 6% av lønnskompensasjon før skatt, begrenset oppad til USD for Konsernets og de ansattes tilskudd er ugjenkallelige ved innbetaling. Tilskudd fra konsernet til disse ordningene var USD 1,2 millioner per år for 2002, 2001 og 2000, mens innbetalinger fra ansatte beløp seg til henholdsvis USD 3,8 millioner, USD 3,7 millioner og USD 3,8 millioner. Tilskudd fra konsernet og de ansatte relatert til konsernets øvrige pensjonsordninger beløp seg til henholdsvis USD 7,4 millioner og USD 3,0 millioner for 2002, USD 4,9 millioner og USD 2,7 millioner for 2001 og USD 5,0 millioner og USD 2,6 millioner for Note 29 - Transaksjoner med nærstående parter Ved utgangen av 2002, 2001 og 2000 eide konsernet 50% av aksjene i Geo Explorer AS, og leide inn ett fartøy fra selskapet i disse tre årene. Konsernet eide også 50% av aksjene i Walter Hervig AS, og leide inn tre fartøy fra selskapet i 2002, 2001 og Den samlede charterleie for 2002, 2001 og 2000 for disse fartøyene beløp seg til 35

45 henholdsvis USD 8,8 millioner, USD 9,2 millioner og USD 8,5 millioner. Resterende charterleieforpliktelser til disse nærstående parter inngår i konsernets fremtidige leieforpliktelser som fremgår av Note 10. Ved utgangen av 2002, 2001 og 2000 eide konsernet 50% av aksjene i Calibre Seismic Company (CSC), et selskap som konsernet benytter til å markedsføre sine seismiske data. Per 31. desember 2002, 2001 og 2000 var konsernets investering i CSC henholdsvis USD 3,9 millioner, USD 6,7 millioner og USD 11,9 millioner, som relaterer seg til kostnader for seismiske data som konsernet finansierte på vegne av CSC i perioden 1991 til Den 27. september 2002 ble Jens Ulltveit-Moe innvalgt i styret som styrets formann. Per 31. desember 2002 kontrollerte styrets formann aksjer i Petroleum Geo-Services ASA. I forbindelse med den pågående restruktureringen av konsernet har Selskapet innleid konsulent bistand fra Umoe Invest AS med oppstart i 1. kvartal Jens Ulltveit-Moe er også styreformann i Unitor ASA, et selskap som er leverandør av skipsutstyr til PGS konsernet. Det vises for øvrig til Note 31 for godtgjørelser til styret. Den 15. oktober 2002 tiltrådte Knut Øversjøen som ny CFO. Knut Øversjøen er styremedlem i Unitor ASA, et selskap som er leverandør av skipsutstyr til PGS konsernet. Note 30 - Tilleggsinformasjon kontantstrøm Kontantutbetalinger gjennom året: (I tusen USD) Renter, netto for aktiverte renter Minoritetsinteresse på trust preferred securities (Note 24)/verdipapirisering andel av multiklient biblioteket (Note 24) Skatter Konsernet inngikk finansielle leasingavtaler for nye varige driftsmidler i 2002, 2001 og 2000 for henholdsvis USD 57,4 millioner, USD 41,8 millioner og USD 8,5 millioner. Note 31 - Lønn og sosiale utgifter, antall ansatte og godtgjørelser til styret, konsernledelse og revisor Lønn og sosiale kostnader som inngår i solgte tjenesters kost og markedsførings- og administrasjons kostnader (eksklusiv virksomhet under avhendelse/solgt) var som følger: (I tusen USD) Lønn Folketrygdavgift Pensjonskostnader Andre ytelser Sum I tillegg kostnadsførte konsernet lønn- og sosiale utgifter relatert til virksomhet under avhendelse/solgt for USD 129,3 millioner, USD 127,5 millioner og USD 121,3 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og Konsernet hadde gjennomsnittlig antall ansatte i For 2001 og 2000 var tilsvarende antall ansatte henholdsvis og Ytelser til ledelsen: Svein Rennemo tiltrådte som konsernsjef og Reidar Michaelsen gikk av som konsernsjef i Petroleum Geo- Services ASA den 7. november Det ble også gjort andre endringer i konsernledelsen på slutten av året, og den nye konsernledelsen per 31. desember 2002 består av Svein Rennemo (CEO), Knut Øversjøen (CFO), Kaare Gisvold, Anthony Ross Mackewn, Sam R. Morrow og Sverre Strandenes. I tillegg tiltrådte Andreas J. Enger i begynnelsen av januar

46 Samlete utbetalinger til styret i 2002 var USD hvorav USD (tilsvarende kroner) i styrehonorar for 2001 og USD i konsulenthonorar. I tillegg er det avsatt USD til dekning av en utsatt kompensasjonsavtale med et medlem av styret som gikk av den 27. september Godtgjørelsen til styret er eksklusiv utbetalinger til tidligere konsernsjef Reidar Michaelsen som var medlem av styret i hele perioden, men inkluderer godtgjørelser til alle valgte styremedlemmer for deres respektive styreperioder i Fra og med 2003 blir det ikke lenger utbetalt honorar til styremedlemmer utover det faste styrehonoraret. Per 31. desember 2002 eide/kontrollerte styremedlemmer totalt aksjer i Selskapet (se Note 22 for aksjer per styremedlem). Per 31. desember 2002 hadde Reidar Michaelsen, tidligere konsernsjef og medlem av styret, opsjoner i Selskapet til en opsjonspris på 133 kroner, med seneste forfall 1. juli I tillegg har også styremedlem Jens Gerhard Heiberg opsjoner i Selskapet. Hvorav til utøvelsespris 160 kroner med seneste forfall 1. juli 2006 og opsjoner til utøvelsespris 103 kroner med seneste forfall 1. juli Ved tiltredelse den 7. november 2002 var årslønn for konsernsjef Svein Rennemo kroner (om lag USD ). For perioden 7. november til 31. desember 2002 fikk Svein Rennemo utbetalt kroner i lønn (USD ) og øvrige godtgjørelser på kroner (USD 2.976). Svein Rennemo oppebærer ingen pensjonsrettigheter, men mottar en årlig kompensasjon på kroner (om lag USD ). I 2002 ble ingen slik pensjonskompensasjon utbetalt til ham. Svein Rennemo vil kunne oppnå en bonus på opptil 40% av fast lønn. Konsernsjefen har ingen opsjoner eller aksjer i Selskapet. Videre har han en gjensidig oppsigelsestid på 12 måneder, med avkortning for annen inntekt unntatt kapitalinntekt. I oppsigelsestiden har konsernsjefen ikke adgang til å få ansettelse i selskap som direkte eller indirekte konkurrerer med PGS konsernet. Dersom Svein Rennemo misligholder sine forpliktelser kan avtales sies opp uten varsel. Tidligere konsernsjef Reidar Michaelsen mottok i 2002 en årslønn på USD , samt øvrige godtgjørelser på USD , totalt USD hvorav USD relaterer seg til perioden som konsernsjef fra 1. januar 6. november I tillegg ble det innbetalt USD i pensjonspremier i Som sluttoppgjør opprettholder Reidar Michaelsen sin faste årslønn i tillegg til øvrige faste godtgjørelser til fylte 60 år, den 18. august Ved oppnådd pensjonsalder, 60 år, den 18. august 2003 vil hans pensjonsrettigheter bli regulert slik at hans årlig pensjonsutbetaling blir 2,5 millioner kroner (om lag USD ). Selskapet har etter 18. august 2003 ingen ytterligere forpliktelser overfor Reidar Michaelsen. Per 31. desember 2002 eide vår tidligere konsernsjef aksjer i Selskapet samt at han hadde opsjoner til utøvelsespris på 133 kroner med seneste forfall 1. juli Samlet godtgjørelser til øvrige personer som inngikk i konsernledelsen for deres respektive tjenestetid for 2002 var totalt på USD I tillegg ble det kostnadsført pensjonspremier for totalt USD Per 31. desember 2002 eksisterte det ingen bonusavtale for disse personer. Samlet eide/kontrollerte denne gruppen aksjer ved årslutt 2002 (se Note 22 for aksjer per person) i tillegg til totalt opsjoner (se for øvrig separat spesifikasjon nedenfor). Enkelte tidligere ansatte har fremmet krav mot Selskapet som følge av oppsigelser/endringer i ledelsen. Selskapet har ikke avsatt for disse krav som vurderes som urettmessige. Utestående aksjeopsjoner: Per 31. desember 2002 hadde styret, konsernsjef og øvrig konsernledelse utestående aksjeopsjoner som følger (se Note 23 for beskrivelse av opsjonsavtalene): Per 31. desember 2002 Øvrig Utøvelsestidsrom Opsjonspris i kroner Styret Konsernsjef konsernledelse 1. juli juli , juli juli , juli juli , juli juli , juli juli , juli juli , Sum Det var forøvrig ingen tildeling eller utøvelse av aksjeopsjoner i

47 Godtgjørelse til revisor: Tabellen nedenfor viser foreslått revisjonshonorar for 2002, fakturerte honorar for annen finansiell revisjon i 2002 og honorar for andre tjenester i 2002 (beløpene er eksklusiv merverdiavgift): (I tusen USD) 2002 Årsrevisjon av konsernet Annen finansiell revisjon (a) 848 Sum revisjonshonorar Andre tjenester (b) 591 Sum (a) Inkluderer honorar knyttet til bekreftelser, avtalte kontrollhandlinger og andre attestasjonstjenester. (b) Inkluderer honorar for bistand i forbindelse med restrukturering, bankenes due-dilligence og skattebistand. For 2001 var honorar for årsrevisjon av konsernet USD og honorar for annen revisjonsmessig bistand USD , totalt USD Note 32 - Nedskrivninger og andre poster Som et resultat av våre foreløpige negative forsøk med alternative produksjonsløsninger på Banff-feltet og de svake finansielle resultater fra Ramform Banff s pågående operasjon, nedskrev vi i 3. kvartal 2002 eiendeler relatert til Ramform Banff og sub-sea utstyr på Banff-feltet. Nedskrivningen var basert på neddiskonterte kontantstrømmer av Ramform Banff over fartøyets levetid med 8% diskonteringsrente og estimerte driftsinntekter fra Banff-feltet ut I tillegg nedskrev vi eiendeler relatert til våre geofysiske tjenester (marin, land og data prosessering) og multiklient databiblioteket. Disse nedskrivninger var basert på de rådende markedsforhold og de forventede fremtidige kontantstrømmer fra disse eiendeler. Videre nedskrev vi investeringer i tilknyttede selskaper. I 3. kvartal 2002 gjennomførte konsernet også en nedskrivningsvurdering som resulterte i en nedskrivning av goodwill, med unntak av goodwill relatert til virksomhet under avhendelse. Konsernet resultatførte også engangskostnader relatert til restrukturering/refinansiering av konsernet, enkelte sluttpakker og andre engangskostnader samt resultatførte en netto gevinst relatert til den planlagte fusjonen med Veritas DGC Inc. Nedskrivninger og andre poster var som følger: (I tusen USD) Nedskrivning av multiklient databibliotek (Note 16) ( ) (13.155) ( ) Nedskrivning av Ramform Banff (Note 14) ( ) --- (30.000) Nedskrivning andre produksjonsrelaterte eiendeler (20.126) Nedskrivning av varige driftsmidler, geofysiske tjenester (Note 14) (47.988) --- (50.667) Nedskrivning av andre eiendeler (46.254) Nedskrivning av investeringer i tilknyttede selskaper (Note 5) (14.744) Nedskrivning av goodwill (Note 13) (43.368) Salg av datterselskap (Data Management) Netto gevinst, kansellert fusjon med Veritas DGC Inc Kostnader relatert til restrukturering/refinansiering av gjeld (3.616) Restrukturering, ansattes sluttpakker og andre engangskostnader (22.863) (18.901) --- Avsetning for tap på kontrakt (50.536) Sum ( ) ( ) Note 33 - UK leases Konsernet har periodevis benyttet UK leasing relatert til visse seismiske - og FPSO fartøy og/eller utstyr. Under disse kontraktene selger konsernet de relaterte eiendeler til finansinstitusjoner i UK, og leier eiendelene tilbake på langtidskontrakter som gir konsernet muligheten til å kjøpe eiendelene tilbake ved kontraktsutløp, til kun en lav nominell verdi. Med bakgrunn i kontraktenes beskaffenhet, blir eiendelene balanseført som varige driftsmidler. Deler av salgssummen blir benyttet til å forhåndsbetale konsernets fremtidige leieforpliktelser for eiendelene ved at konsernet forskutterer engangsbetalinger til store internasjonale banker som overtar ansvaret for de periodiske betalingsforpliktelsene under disse langtidskontraktene. Basert på betalingsbankenes 38

48 overtagelse av de periodiske betalingsforpliktelsene, frigir utleier konsernet fra forpliktelsen som skyldner på lovmessig basis. De forskutterte engangsbetalingene er basert på estimerte GBP (sterling) LIBOR renter. Hvis virkelig rentesats i leieperioden overstiger de estimerte rentesatser, mottar konsernet rabatt på leie til betalingsbankene. Hvis virkelig rentesats i leieperioden er lavere enn den estimerte rentesatsen, må konsernet foreta en tilleggsinnbetaling. Disse rabatter/tilleggsbetalinger blir fortløpende resultatført som andre finansinntekter/- kostnader. Per 31. desember 2002 var virkelig rentesats mindre enn estimert rentesats, og basert på terminmarkedsrente for GBP (sterling) LIBOR utgjorde nåverdien av slike tilleggsbetalinger GBP 32 millioner (om lag USD 51 millioner). Per 31. desember 2002 og 2001 hadde konsernet henholdsvis USD 913,9 millioner og USD 1,4 milliarder i varige driftsmidler relatert til UK leases. Basert på Standard & Poor s og Moody s kredittrangering på henholdsvis C og Ca for konsernets usikrede gjeldsbevis, er konsernet forpliktet til å fremskaffe opp til GBP 35,7 millioner (om lag USD 57,0 millioner) i underordnet kreditt til en eller flere utleiere under enkelte av UK leasing kontraktene. Imidlertid, basert på forhandlinger med utleier, antar konsernet at en slik sikkerhet ikke vil bli påkrevd. UK lease kontraktene inneholder også kontraktsbestemmelser om enkelte finansielle minimumsverdier. Per 31. desember 2002 hadde konsernet brudd på enkelte av disse finansielle verdier, og har søkt om kravsfrafall for disse bruddene. Note 34 - Sammendrag av de viktigste forskjellene mellom amerikanske regnskapsprinsipper (US GAAP) og god regnskapsskikk i Norge (N GAAP) De konsoliderte finansielle regnskapene er utarbeidet etter god regnskapsskikk i Norge (N GAAP) som på enkelte punkter avviker fra god regnskapsskikk i USA (US GAAP). Som et resultat av at konsernet implementerte Statement of Financial Accounting Standards ( SFAS ) No. 142 Goodwill and Other Intangible Assets, ble Goodwill, med virkning per 1. januar 2002, nedskrevet med USD 185,9 millioner etter US GAAP. Det var ingen slik endring i god regnskapsskikk i Norge, men i 3. kvartal 2002 gjennomførte konsernet en nedskrivningsvurdering i samsvar med NRS (HU) nedskrivning av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler. Dette resulterte i en nedskrivning av all goodwill, med unntak av goodwill relatert til virksomhet under avhendelse, på USD 43,4 millioner etter N GAAP. Per 31. desember 2002 eksisterer dermed ingen forskjeller mellom US GAAP og N GAAP relatert til goodwill. Gjenværende forskjeller refererer seg hovedsakelig til: Foretaksintegrasjon: Fusjon: I regnskapet presentert etter N GAAP er fusjonen med den flytende produksjonsenheten til Awilco ASA (mai 1998) og Nopec A/S (i 1991) ført etter kontinuitetsmetoden. I US GAAP regnskapet er disse fusjonene ført etter oppkjøpsmetoden med fordeling av kostpris på identifiserbare eiendeler og forpliktelser på fusjonstidspunktet. I henhold til kontinuitetsmetoden er resultatene fra de innfusjonerte enheter tatt inn fra og med det tidligst rapporterte året, mens i US GAAP regnskapet er resultater kun konsolidert inn for perioden etter dato for oppkjøp. Videre er fusjonskostnader resultatført direkte i fusjonsåret i samsvar med kontinuitetsmetoden. Oppkjøp: I regnskapet presentert etter N GAAP ble oppkjøpet av Acadian Geophysical Services, Inc. regnskapsført etter oppkjøpsmetoden med fordeling av kostpris på identifiserbare eiendeler og forpliktelser på oppkjøpstidspunktet. I US GAAP regnskapet ble denne sammenslåingen registrert som en fusjon og dermed regnskapsført etter kontinuitetsmetoden. I henhold til oppkjøpsmetoden er resultater kun konsolidert inn for perioden etter oppkjøpstidspunktet, mens i US GAAP regnskapet er resultater tatt inn fra og med det tidligst rapporterte året (kontinuitetsmetoden). 39

49 Andre forskjeller som påvirker resultatet for 2002: På grunn av ulikt tidspunkt for nedskrivning av goodwill etter US GAAP (standard implementert 1. januar 2002) og N GAAP (nedskrivningsvurdert per 30. september 2002) i 2002, oppstod det forskjell i amortisering av goodwill i tillegg til forskjell i nedskrivningsbeløp relatert til forskjellig behandling av foretaksintegrasjon som beskrevet ovenfor. Under N GAAP var amortisering i 2002 USD 0,8 millioner, mens det var ingen amortisering av goodwill etter US GAAP. Note 35 - Avstemming av resultatregnskapet og egenkapitalen fra regnskapet presentert etter god regnskapsskikk i Norge til US Generally Accepted Accounting Principles (US GAAP) Nedenfor følger en oppsummering av korrigeringer til resultatregnskapet og egenkapitalen for årene 2002, 2001 og 2000, som viser avstemmingen mellom de konsoliderte regnskapene utarbeidet etter god regnskapsskikk i Norge og US GAAP. Resultatregnskapet: Urevidert (I tusen USD) Årets resultat i henhold til N GAAP ( ) ( ) Økning (reduksjon) p.g.a.: - Justering for virksomhetssammenslåinger ( ) (7.483) (5.429) - Skatteeffekt av ovennevnte korrigeringer Årets resultat i henhold til US GAAP ( ) ( ) Egenkapitalen: Urevidert Per 31. desember (I tusen USD) Egenkapital i henhold til N GAAP (31.546) Økning (nedgang) p.g.a.: - Justering for virksomhetssammenslåinger Skatte-effekt av ovennevnte korrigeringer (34.808) (35.979) Egenkapital i henhold til US GAAP (24.543) Note 36 - Datterselskap og tilknyttede selskaper Eierandel i datterselskap og tilknyttede selskap per 31. desember 2002 er som følger: Selskap Jurisdiksjon Eier- /stemmeandel PGS Shipping AS Norge 100% Oslo Seismic Services Ltd. Isle of Man 100% PGS Geophysical AS Norge 100% PGS Production AS Norge 100% PGS Reservoir Consultants AS Norge 100% Mulitklient Invest AS Norge 100% Pertra AS Norge 100% Petroleum Geo-Services, Inc. USA 100% Petroleum Geo-Services (UK) Ltd. United Kingdom 100% Seahouse Insurance Ltd. Bermuda 100% PGS Mexicana SA de CV Mexico 100% PGS Rio Bonito Brasil 99% Dalmorneftegeofizika PGS AS Norge 49% Walther Hervig AS Norge 50% Geo Explorer AS Norge 50% Shanghai Tensor CNOOC Geophysical Ltd. United Kingdom 50% Baro Mekaniske Verksted AS Norge 10% 40

50 Selskap Jurisdiksjon Eier- /stemmeandel Calibre Seismic Company USA 50% PGS Capital, Inc. USA 100% Diamond Geophysical Services Company USA 100% PGS Exploration (Nigeria) Ltd. Nigeria 100% PGS Offshore Technology AS Norge 100% PGS Data Processing Middle East SAE Egypt 100% PGS Data Processing Inc. USA 100% PGS Intervention AS Norge 100% PGS Asia Pacific Pte. Ltd. Singapore 100% PGS Australia Pty. Ltd. Australia 100% Atlantis (UK) Ltd. United Kingdom 100% PGS Consulting AS Norge 100% UNACO AB Sverige 100% Hara Skip AS Norge 100% PGS Tensor Geofisica de Venezuela CA Venezuela 100% Atlantic Explorer AS Norge 100% PGS Exploration SDN BHD Malaysia 100% PGS Exploration, Inc. USA 100% PGS Exploration Pty. Ltd. Australia 100% PGS Ocean Bottom Seismic, Inc. USA 100% PGS Exploration (UK) Ltd. United Kingdom 100% PGS Floating Production (UK) Ltd. United Kingdom 100% PGS Pension Trustee Ltd. United Kingdom 100% PGS Tigress (UK) Ltd. United Kingdom 100% PGS Reservoir Consultants (UK) Ltd. United Kingdom 100% Atlantic Explorer Ltd. Isle of Man 50% Oslo Seismic Services Inc. USA 100% Oslo Explorer Plc. Isle of Man 100% Oslo Challenger Plc. Isle of Man 100% PGS Shipping Ltd. Isle of Man 100% PGS Onshore, Inc. USA 100% PGS Americas, Inc. USA 100% Seismic Energy Holding, Inc. USA 100% PGS Caspian AS Norge 100% PGS Multi Client Seismic Ltd. United Kingdom 100% PGS Marine Services Ltd. Isle of Man 100% Golar-Nor Offshore AS Norge 100% Golar-Nor Offshore (UK) Ltd. United Kingdom 100% K/S Petrojarl I AS Norge 98,5% Golar-Nor (UK Ltd. United Kingdom 100% Deep Gulf LLC USA 50,1% PGS Nopec (UK) Ltd. United Kingdom 100% PGS Nominees Ltd. United Kingdom 100% Petrojarl 4 DA Norge 99,25% SOH, Inc. USA 100% PGS Trust I USA 100% PGS Trust II USA 100% PGS Trust III USA 100% PGS Nusantara PT Indonesia 100% Triumph Petroleum USA 37,59% FW Oil Exploration, LLC USA 63% PGS Processing Ltd. Angola 100% Seismic Exploration Ltd. Canada 100% PGS Ikdam Ltd. United Kingdom 100% Sakhalin Petroleum Plc Kypros 100% Ikdam Production, SA Frankrike 40% PGS Investigacào Petrolifera Limitada Brasil 99% Sea Lion Exploration Ltd. Bahamas 100% Aqua Exploration Ltd. Bahamas 40% Note 37 - Miljøforhold Geofysiske aktiviteter til havs og på land, samt oljeproduksjon til havs innebærer flere sentrale miljøutfordringer. I PGS er vi sterkt fokusert på å forebygge og redusere negative miljømessige konsekvenser av 41

51 våre virksomheter på verdensbasis. Stadig forbedringer forutsetter en strukturert tilnærming til de miljøproblemene som virksomheten medfører. Vi har derfor valgt å implementere miljøstyring på nivå med ISO (internasjonal standard for miljøstyring) på to av våre produksjonsfartøy (FPSO) og to skytteltankskip. Tilpasning til standarden er også igangsatt for ytterligere ett produksjonsfartøy, og det samme gjelder for våre geofysiske tjenester, hvor samtlige seismiske fartøy og tilhørende organisasjoner har gjenomført ISMsertifisering (International Management Code for the Safe Operation of Ships and for Pollution Prevention) Miljøresultater produksjonsvirksomheten: I løpet av 2002 registrerte vi et mindre utslipp av olje fra en av våre FPSO er (<45 liter, Petrojarl Foinaven). Hendelsen er forskriftsmessig rapportert til myndighetene (UK). Forøvrig var miljøresultatene til alle FPSOene innenfor gitte utslippstillatelser og lovmessige rammer i året som gikk. Miljøstyringen av FPSOene tilsier at vi skal arbeide for kontinuerlig forbedring i miljøprestasjon. Resultatene for 2002 viser bl.a. at vi har oppnådd å fase ut miljøskadelige produksjonskjemikalier til fordel for mindre skadelige kjemikalier (for eksempel Petrojarl Varg), og å redusere utslipp til luft fra kraftgenerering per enhet olje produsert (Petrojarl Foinaven). VOC utslipp ved lasting av olje til skytteltanker er en betydelig miljøfaktor. Forberedelser for installering av gjenvinningsanlegg for VOC ombord på Petrojarl Varg kom i gang i løpet av Miljøpåvirkningene som følge av skytteltankvirksomheten er av langt mindre størrelsesorden enn for FPSOer, og er i hovedsak knyttet til utslipp til luft fra fremdriftsmaskineri. Siste år har fokus på avfallshåndtering ombord økt, og rutinene og tilrettelegging for sortering har blitt forbedret. Geofysisk virksomhetsområde: Totalt 14 fartøy ble benyttet i våre seismiske streamer aktiviteter til havs og 9 fartøy ble benyttet i våre seismiske havbunnsoperasjoner i Nordsjøen, Mexicogulfen og i den Persiske Gulf. Vi utførte operasjoner for landseismikk i USA, Alaska, Mexico, Ecuador, Kazakhstan, Bangladesh, India og Saudi Arabia. Vi har i 2002 ikke hatt noen utslipp av en størrelse som krever rapportering til de relevante myndigheter. Totalt hadde vi 21,7 millioner arbeidstimer i vår seismiske virksomhet, og totalt 24,3 millioner arbeidstimer i hele konsernet (justert til 24 timers arbeidsdag) Sikkerhet: Vi hadde totalt 16 skadetilfeller med tapt arbeidstid, fordelt på 13 i våre geofysiske tjenester, og 3 i produksjonstjenester. Det var en gjennomgående forbedring i Helse Miljø og Sikkerhetsstatistikk med et rullende LTIF (Lost Time Incident Frequency) gjennomsnitt på 0,66 (basert på en million arbeidstimer eksponering) mot en frekvens på 1,64 i Våre miljø og sikkerhetsstatistikker er godt innenfor normalen for bransjen generelt. Fokus på HMS: På tross av at PGS konsernet er i en prosess med omfattende kostnadskutt, er ledelsen helt klar på at disse kuttene ikke kan tillates å gå på bekostning av helse, miljø og sikkerhet, og vi vil fortsette arbeidet med stadig å søke forbedringer på dette området. 42

52 Petroleum Geo-Services ASA Resultatregnskap (I tusen kroner) Note Driftsinntekter Gevinst salg investering i datterselskap Sum inntekter Solgte tjenesters kost Avskrivninger og amortiseringer Markedsførings- og administrasjonskostnader Nedskrivninger og andre poster Driftskostnader Driftsresultat ( ) (98 582) Netto rentekostnader 2 ( ) ( ) ( ) Nedskrivning aksjer i datterselskap 2, 10 ( ) - - Nedskrivning konsernmellomværende 2 ( ) - - Andre finansinntekter (-kostnader) ( ) ( ) Resultat før skatt ( ) ( ) ( ) Skattekostnad (-inntekt) (70 903) ( ) Årets resultat ( ) ( ) ( ) Lysaker, 31. mars 2003 Jens Ulltveit-Moe Styrets formann Geir Aune Thorleif Enger Jens Gerhard Heiberg Marianne Johnsen Reidar Michaelsen Rolf Erik Rolfsen Svein Rennemo Administrerende direktør 43

53 Petroleum Geo-Services ASA Balanse Per 31. desember (I tusen kroner) Note EIENDELER Anleggsmidler: Immaterielle eiendeler: Andre immaterielle eiendeler Utsatt skattefordel Goodwill Sum immaterielle eiendeler Varige driftsmidler 8, Finansielle anleggsmidler: Aksjer og andeler i datterselskap Konsernfordringer Andre finansielle anleggsmidler Multiklient databibiliotek Sum finansielle anleggsmidler Sum anleggsmidler Omløpsmidler: Fordringer Kortsiktige konsernfordringer Andre omløpsmidler Bankinnskudd, kontanter og lignende Sum omløpsmidler Sum eiendeler EGENKAPITAL OG GJELD Egenkapital: Innskutt egenkapital: Aksjekapital ( aksjer à 5,- kroner) Annen innbetalt kapital Sum innskutt egenkapital Annen egenkapital ( ) Sum egenkapital 14 ( ) Gjeld: Pensjonsforpliktelser Annen langsiktig gjeld: Konserngjeld Langsiktig lån Sum annen langsiktig gjeld Kortsiktig gjeld: Kortsiktig gjeld og kortsiktig del av langsiktige lån Kortsiktig konserngjeld Leverandørgjeld Påløpte kostnader Betalbar skatt Sum kortsiktig gjeld Sum egenkapital og gjeld Garantiforpliktelser 18 44

54 Petroleum Geo-Services ASA Kontantstrømoppstilling (I tusen kroner) Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Årets resultat ( ) ( ) Korreksjoner ved avstemming av årets resultat mot kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Avskrivninger og amortiseringer kostnadsført Gevinst ved salg av datterselskap - ( ) Nedskrivinger investering i datterselskap Nedskrivinger konsernmellomværende Poster klassifisert som investerings/finansieringsaktiviteter ( ) - Avsetning for utsatt skatt (70 903) Urealisert agio langsiktig gjeld ( ) Endring i kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld ( ) Øvrige poster Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter ( ) ( ) Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter: Investeringer i varige driftsmidler (960) (173) Salg av varige driftsmidler Investering i datterselskap og endring i konsernmellomværende Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter: Netto endring bank kredittfasiliteter (93 924) Netto tilgang ny egenkapital, inkludert utøvelse av aksjeopsjoner Nedbetaling av langsiktig gjeld ( ) (24 706) Netto økning (nedgang) i kortsiktig gjeld Netto kontantstrømmer skatteutligningskontrakter ( ) Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter ( ) Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter ( ) Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt

55 Noter PGS ASA for 2002 Noter til årsregnskapet for Petroleum Geo-Services ASA Note 1 - Regnskapsprinsipper Regnskapet med tilhørende noter for Petroleum Geo-Services ASA er utarbeidet i henhold til god regnskapsskikk i Norge og er presentert i norske kroner. Selskapet følger de samme regnskapsprinsipper som beskrevet under Note 2 i konsernregnskapet, men hvor vi i selskapsregnskapet benytter den foreløpige norske regnskapsstandarden for utsatt skatt hvor midlertidige negative og positive forskjeller som kan reverseres, er utlignet (Note 3), samt at urealisert agio på langsiktig konsernmellomværende blir resultatført. Aksjer i datterselskap (Note 10) er balanseføres til kost, hensyntatt eventuelle nedskrivninger. Note 2 - Netto finansinntekter og (-kostnader) Netto rentekostnader består av: (I tusen kroner) Renteinntekter, eksterne Renteinntekter, konsernselskap Rentekostnader, eksterne ( ) ( ) ( ) Rentekostnader, konsernselskap ( ) ( ) ( ) Sum ( ) ( ) ( ) Andre finansinntekter og (-kostnader) består av: (I tusen kroner) Mottatt konsernbidrag Realiserte og urealiserte valutagevinster Realiserte og urealiserte valutatap --- ( ) ( ) Øvrige finansinntekter/-kostnader (22.965) (18.479) Sum ( ) ( ) Selskapets datterselskaper har i 2002 gjennomført omfattende nedskrivninger av eiendeler i sine regnskaper med bakgrunn i nedjusterte forventninger til fremtidig inntjening for det enkelte selskap. Morselskapet har gjennomført tilsvarende nedskrivninger av sine investeringer i datterselskaper, både av aksjer og fordringer. I tilfeller hvor nedskrivningsbehovet knyttet til et datterselskap overstiger bokført verdi av aksjene, er i tillegg hele eller deler av morselskapets fordringer på gjeldende datterselskap nedskrevet. Note 3 - Skatter Avstemming av skattekostnaden og skatt beregnet som nominell skattesats på resultat før skatt: (I tusen kroner) Resultat før skatt ( ) ( ) ( ) Skattesats i Norge 28% 28% 28% Skatt i henhold til den norske skattesatsen ( ) (70.436) ( ) Spesifikasjon av endring i skattekostnaden (-inntekten): Ikke fradragsberettigete kostnader Nedskrivning utsatt skattefordel Annet --- (526) --- Sum skattekostnad (-inntekt) (70.903) ( ) I henhold til den foreløpige regnskapsstandarden om skatt, er skattereduserende og skatteøkende midlertidige forskjeller som reverseres eller kan reverseres i samme periode utlignet. Utsatt skatt er beregnet på grunnlag av de netto midlertidige forskjeller som eksisterer ved utgangen av regnskapsåret. Selskapet har ikke balanseført 46

56 Noter PGS ASA for 2002 netto utsatte skattefordeler på grunn av betydelig usikkerhet knyttet til fremtidige anvendelse. Det er beregnet utsatt skatt av følgende poster: Per 31. desember (I tusen kroner) Midlertidige forskjeller knyttet til: Varige driftsmidler Pensjonsforpliktelser (3.058) (1.997) Valutakontrakt --- ( ) Fordringer på datterselskaper ( ) --- Aksjer i datterselskaper ( ) --- Andre aksjer --- (3.959) Andel i deltakerlignende selskaper ( ) ( ) Fremførbart underskudd --- ( ) Annet (29.872) --- Grunnlag for beregnet utsatt skatt (skattefordel) ( ) ( ) Anvendt skattesats 28% 28% Beregnet utsatt skattefordel ( ) ( ) Nedskrivning av utsatt skattefordel Netto utsatt skattefordel --- ( ) Note 4 - Pensjonsforpliktelser Selskapet har opprettet en kollektiv pensjonsordning for sine norske ansatte som omfatter 26 personer. Ordningen er finansiert gjennom overføringer til forsikringsselskapet, hvor forsikringsselskapet overtar ansvaret for å utbetale pensjoner. Selskapet tilfører pensjonsordningen midler for å møte de gjeldende lovbestemte krav. Netto periodisert pensjonskostnad: (I tusen kroner) Nåverdi av årets pensjonsopptjening Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen Avkastning på pensjonsmidlene (858) (801) (661) Netto amortiseringer Netto pensjonskostnader Beregnet pensjonsforpliktelse: Pensjonsforpliktelsen er beregnet i henhold til underliggende økonomiske realiteter. Nedenfor følger en avstemming av beregnede pensjonsforpliktelser og pensjonsmidler regnskapsført i Selskapets balanse. Per 31. desember (I tusen kroner) Finansieringsstatus (6.630) (5.124) Ikke resultatført aktuarmessig tap Ikke resultatført tidligere pensjonsopptjening Netto pensjonsforpliktelse (1) (3.058) (1.997) (1) Den aktuarmessige pensjonsforpliktelse er presentert brutto i balanse, hvor pensjonspremiefondet per 31. desember 2002 og 2001 på henholdsvis 0,2 millioner kroner og 1,0 millioner kroner inngår i andre langsiktige eiendeler, og hvor den tilsvarende brutto pensjonsforpliktelse er presentert under gjeld med 3,3 millioner kroner og 3,0 millioner kroner per henholdsvis 31. desember 2002 og Økonomiske forutsetninger: Diskonteringsrente 6,5 % 6,5 % 6,5 % Forventet avkastning 7,5 % 7,5 % 7,5 % Forventet lønnsregulering 4,0 % 4,0 % 4,0 % Forventet pensjonsøkning 3,3 % 3,3 % 3,3 % 47

57 Noter PGS ASA for 2002 Note 5 - Leieforpliktelser Selskapet har leieforpliktelser relatert til konsernadministrasjonen som utgår ved ulike datoer frem til år Fremtidige minimums-, bindende forpliktelser med varighet over ett år, er per 31. desember 2002 som følger: (I tusen kroner) Sum minimumsforpliktelse Selskapets leiekostnader for årene 2002, 2001 og 2000 var henholdsvis 36,9 millioner kroner, 43,3 millioner kroner og 42,0 millioner kroner. Note 6 - Andre immaterielle eiendeler Andre immaterielle eiendeler består av lisenser. Balanseført verdi per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 fremkommer som følger: (I tusen kroner) Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar Nedskrivning (3.571) --- Tilgang Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar Nedskrivning (3.571) --- Årets ordinære avskrivninger Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember Netto balanseført verdi Selskapet benytter samme avskrivningssatser som konsernet. Note 7 - Goodwill I tredje kvartal 2002 gjennomførte selskapet en nedskrivningsvurdering i samsvar med NRS (HU), nedskrivning av varige driftsmidler og immaterieller eiendeler. Dette resulterte i en nedskrivning av all goodwill i selskapet. Balanseført verdi per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 fremkommer som følger: (I tusen kroner) Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar Nedskrivning (675) --- Tilgang Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar Nedskrivning (633) --- Årets ordinære avskrivninger Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember Netto balanseført verdi Selskapet benytter samme avskrivningssatser som konsernet. 48

58 Noter PGS ASA for 2002 Note 8 - Varige driftsmidler Varige driftsmidler omfatter inventar og kontorutstyr. Balanseført verdi per henholdsvis 31. desember 2002 og 2001 fremkommer som følger: (I tusen kroner) Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar Tilgang Avgang (18) (354) Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar Årets ordinære avskrivninger Avgang (5) (147) Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember Netto balanseført verdi Inventar og kontorutstyr avskrives over 3 til 5 år. Note 9 - Investeringer og salg av varige driftsmidler Note 10 - Aksjer i datterselskap Aksjer i datterselskap er regnskapsført til kostpris fratrukket eventuelle nedskrivninger: Forretningskontor Antall aksjer Aksjekapital PGS Geophysical AS Oslo Kr % Kr PGS Exploration Ltd. Nigeria USD % USD PGS Consulting AS Oslo 600 Kr % Kr PGS Reservoir Consultants AS Oslo 500 Kr % Kr Petroleum Geo-Services, Inc. Houston USD % USD Petroleum Geo-Services Ltd. London GBP % GBP Seahouse Insurance Ltd. Bermuda USD % USD Multiklient Invest AS Oslo Kr % Kr PGS Intervention AS Oslo 50 Kr % Kr PGS Shipping AS Oslo Kr % Kr 0, PGS Asia Pacific Pte.Ltd. Singapore % PGS Investigacào Petrolifera Limitada Brazil --- BRL % BRL Atlantis Holding Norge AS Oslo 500 Kr % Kr PGS Offshore Technology AS Oslo 500 Kr % Kr PGS Production AS Trondheim Kr % Kr Hara Skip AS Oslo Kr % Kr Unaco AB Västeräs SEK % SEK Oslo Seismic Services Ltd. Isle of Man 1 USD 1 100% USD Pertra AS Trondheim Kr % Kr PGS Australia Pty Ltd. Perth % Sum Eierandel % (a) Pålydende Balanseført verdi i kroner per (I tusen kroner) Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Seismisk utstyr Inventar m.v Fartøy u/bygging Sum (a) Stemmerett tilsvarer eierandel for samtlige selskap. 49

59 Noter PGS ASA for 2002 I mars 2001 solgte Selskapet sitt datterselskap PGS Data Management AS til Landmark Graphics Corporation, et datterselskap av Halliburton Company. Salget inngikk som en del av PGS konsernets avhendelse av sin globale Petrobank datalagringsvirksomhet. Se Note 10 til konsernregnskapet for ytterligere informasjon om salget. Selskapets netto gevinst av dette salget utgjorde 1,0 milliarder kroner. Se note 2 for videre informasjon vedrørende nedskrivning av aksjer i datterselskap. Note 11 - Andre aksjer Med bakgrunn i de siste års utvikling i READ Well Services AS anså Selskapet at investeringen på 4,0 millioner kroner var tapt, og resultatførte dette tapet som en del av solgte tjenesters kost i Tapet på aksjene ble realisert i Note 12 - Andre finansielle eiendeler: Andre finansielle eiendeler omfatter: Per 31. desember (I tusen kroner) Kostnad ved opptak av langsiktige lån (a) Langsiktige fordringer Andre finansielle eiendeler Sum (a) Kostnader ved opptak av langsiktige lån resultatføres lineært over perioden frem til forfall. Slike kostnader inngår som del av eksterne rentekostnader i resultatregnskapet (Note 2). Note 13 - Kontanter, bankinnskudd og lignende Inkludert i Selskapets bankinnskudd per 31. desember 2002 og 2001 var henholdsvis 1,2 millioner kroner og 2,1 millioner kroner plassert på sperret skattetrekkskonto. Note 14 - Egenkapital Endringer i Selskapets egenkapital for 2002 og 2001: Innskutt egenkapital Annen Sum (I kroner unntatt, aksje informasjon) Antall aksjer Aksjekapital Overkursfond egenkapital Egenkapital Egenkapital per 31. desember Aksjeemisjon Utøvelse aksjeopsjoner ansatte Årets resultat ( ) ( ) Egenkapital per 31. desember Aksjeemisjon Utøvelse aksjeopsjoner ansatte Årets resultat ( ) ( ) ( ) Egenkapital per 31. desember ( ) ( ) Petroleum Geo-Services ASA har en aksjeklasse og omfatter per 31. desember 2002 totalt aksjer som alle er fullt innbetalt. Aksjonærenes stemmeandel er lik eierandel. Oversikt over Selskapets største aksjonærer er presentert i Note 22 til konsernregnskapet. I juli 2001 kjøpte Selskapet 100% av aksjene i Diamond Geophysical Services Company (Diamond), et selskap som spesialiserer seg på tilrettelegging og markedsføring av 3D multiklient seismiske undersøkelser. Vederlaget 50

60 Noter PGS ASA for 2002 bestod av USD 1,0 millioner i kontanter, omlag 81,8 millioner kroner i form av aksjer i Selskapet, samt at konsernet overtok omlag USD 1,4 millioner av Diamond s eiendeler og USD 1,0 millioner i gjeld. For ytterligere informasjon om oppkjøpet vises til Note 3 til konsernregnskapet. Note 15 - Langsiktig lån Langsiktig lån består av: Gjennomsnittlig rente ved årsslutt Per 31. desember 2002 Gjennomsnittlig rente ved årsslutt Per 31. desember 2001 (I tusen kroner) Banklån / obligasjoner: Pantesikrede lån ,9 % Usikrede lån 7,14 % ,7 % Trust preferred securities 9,6 % ,6 % Kortsiktig del ( ) ( ) Sum Opptrekk langsiktig kredittfasilitet Sum Selskapet benyttet per 31. desember 2002 henstandsperioden (opptil 30 dager) for betaling av renter på to gjeldsbevis pålydende USD 200,0 millioner (forfaller i 2008) og USD 450,0 millioner (forfaller i 2028), totalt USD 22,6 millioner. Rentene ble betalt den 30. januar 2003, dvs. innen lovlig henstandsperiode iht. til avtalen, og det oppstod dermed ingen brudd på våre rentebetalingsforpliktelser. Som del av selskapets bestrebelser med restrukturering/refinansiering har vi til hensikt å benytte de kontraktsmessige tillatte utsettelser relatert til våre forskjellige gjeldsavtaler, da de gir oss kortsiktig finansiell fleksibilitet. I januar 2003 benyttet vi oss også av vår opsjon til å utsette rentebetaling i en 30 dagers periode, relatert til vårt gjeldsbevis pålydende USD 200,0 millioner (forfaller i 2029) med renteforfall den 15. januar Denne utsatte renten ble betalt i februar 2003, dvs. innen lovlig henstandsperiode iht. avtalen. Selskapet utstedte i mars 2000 usikret gjeldsbevis på USD 225 millioner til en flytende rente på 0,65% over 3 måneders LIBOR. Renten justeres og betales kvartalsvis. Netto provenyet fra lånet ble hovedsakelig brukt til å nedbetale utestående bank kredittfasiliteter. Gjeldsbeviset forfalt i mars 2002 og ble tilbakebetalt med provenyet fra USD 250 millioner kredittfasiliset utstedt i mars Se Rullerende bank kredittfasiliteter beskrevet nedenfor. Tabellen nedenfor viser forfallsstruktur for Selskapets langsiktige lån, inklusiv rullende bank kredittfasiliteter, per 31. desember 2002: (I tusen kroner) Deretter (a) Sum (a) Endelig forfall er i Trust preferred securities : Inkludert i Selskapets langsiktig lån inngår Trust preferred securitites. I juni 1999 inngikk Selskapet en transaksjon med PGS Trust I Trust, et nyopprettet datterselskap, hvor Trust utstedte aksjer på USD 4,4 millioner til et datterselskap, trust preferred securities på USD 143,8 millioner eksternt, og hvor netto provenyet på USD 148,2 millioner ble brukt til å kjøpe junior subordinated debt securities fra Selskapet. 51

61 Noter PGS ASA for 2002 Selskapet benyttet netto provenyet på USD 138,9 millioner til innfrielse av utestående bank kredittfasiliteter. For mer utførlig informasjon henvises til Note 24 til konsernregnskapet. Rullerende bank kredittfasiliteter: I september 1998 etablerte Selskapet en usikret femårs rullerende bank kredittfasilitet på USD 430,0 millioner hos et internasjonalt bankkonsortium. Fasiliteten forfaller i september 2003 og har LIBOR basert rente pluss margin på enten 0,35% eller 0,40%, avhengig av gjeldsnivået til konsernet, og bærer kvartalsvise gebyrer på 0,18% for ubenyttede midler. Denne fasiliteten har en vesentlig ugunstig endringsklausul vedrørende konsernets finansielle stilling og for andre lånebetingelser som er vanlige for slike fasiliteter. Selskapet er i forhandlinger om en restrukturering av denne bankkredittfasiliteten (se Note 1 til konsernregnskapet). I mars 2002 opptok Selskapet en kortsiktig kredittfasilitet på USD 250,0 millioner, som ble endret i mai Netto provenyet fra denne kredittfasilitet ble i hovedsak brukt til å innfri det usikrede gjeldsbeviset på USD 225,0 millioner som forfalt i mars 2002, samt for generelle formål. Kredittfasiliteten forfaller i juni 2003 og har en LIBOR basert rente pluss margin på 4,5%. Denne marginen var 0,65% da kredittffasiliteten ble inngått. Vektet gjennomsnittsrente for 2002 var 5,1% og vektet gjennomsnittsrente på utestående balanse pr. 31. desember 2002 var 5,9%. Selskapet forplikter seg til å begrense investering i anleggsmidler, inkludert utvikling av eiendeler holdt for salg og investeringer i multiklient bibliotek til maksimum av USD 280,0 millioner for perioden 1. juli, 2002 til denne kredittfasiliteten forfaller. Investering i anleggsmidler, inkludert utvikling av eiendeler holdt for salg og investeringer i multiklient bibliotek var for perioden 1. juli 2002 til 31. desember på USD 128,7 millioner. Selskapet er i forhandlinger om en restrukturering av denne kredittfasiliteten (se Note 1 til konsernregnskapet). I 2002 trakk Selskapet totalt USD 230,0 millioner under den rullerende bank kredittfasiliteten på USD 430,0 millioner til en gjennomsnittlig rente på 2,3%. Gjennomsnittlig - og maksimum opptrekk var på henholdsvis USD 400,8 millioner og USD 430,0 millioner. Gjennomsnittlig rente per 31. desember 2002 på utestående balanse var 1,9%. Per 31. desember 2002 hadde Selskapet fullt utnyttet denne fasiliteten. I 2001 trakk Selskapet totalt USD 180,0 millioner under den samme fasiliteten til en gjennomsnittsrente på 3,1%. Gjennomsnittlig - og maksimum opptrekk var henholdsvis USD 260,8 millioner og USD 360,0 millioner. Per 31. desember 2001 hadde Selskapet tilgjengelig USD 90,0 millioner på denne fasiliteten. Utestående balanse var på USD 340,0 til en vektet rente på 2,7%. Langsiktig konserngjeld: Det er ikke avtalt noen plan for tilbakebetaling av langsiktig konserngjeld. Note 16 - Finansielle instrumenter Periodisk benytter Selskapet seg av finansielle instrumenter. Detaljert beskrivelse av disse fremkommer i Note 2 og Note 26 til konsernregnskapet. Note 17 - Lønn og sosiale utgifter, antall ansatte og godtgjørelse til styret, konsernledelse og revisor Lønn og sosiale kostnader som inngår i solgte tjenesters kost og markedsførings- og administrasjons kostnader: (I tusen kroner) Lønn Folketrygdavgift Pensjonskostnader Andre ytelser Sum lønn og sosiale kostnader Selskapet hadde gjennomsnittlig 25 ansatte i For 2001 var tilsvarende antall

62 Noter PGS ASA for 2002 Ytelse til ledelsen: Svein Rennemo tiltrådte som konsernsjef og Reidar Michaelsen gikk av som konsernsjef i Petroleum Geo- Services ASA den 7. november Det ble også gjort andre endringer i konsernledelsen på slutten av året, og den nye konsernledelsen per 31. desember 2002 består av Svein Rennemo (CEO), Knut Øversjøen (CFO), Kaare Gisvold, Anthony Ross Mackewn, Sam R. Morrow og Sverre Strandenes. I tillegg tiltrådte Andreas J. Enger i begynnelsen av januar Samlete utbetalinger til styret i 2002 var kroner i styrehonorar for 2001 og kroner i konsulenthonorar. I tillegg ble det avsatt USD til dekning av en utsatt kompensasjonsavtale med et medlem av styret som gikk av den 27. september Godtgjørelsen til styret er eksklusiv utbetalinger til tidligere konsernsjef Reidar Michaelsen som var medlem av styret i hele perioden, men inkluderer godtgjørelser til alle valgte styremedlemmer for deres respektive styreperioder i Fra og med 2003 blir det ikke lenger utbetalt honorar til styremedlemmer utover det faste styrehonoraret. Per 31. desember 2002 eide/kontrollerte styremedlemmer totalt aksjer i Selskapet (se Note 22 i konsernregnskapet for informasjon om aksjer per styremedlem). Per 31. desember 2002 hadde Reidar Michaelsen, tidligere konsernsjef og medlem av styret, opsjoner i Selskapet til en opsjonspris på 133 kroner, med seneste forfall 1. juli I tillegg har også styremedlem Jens Gerhard Heiberg opsjoner i Selskapet. Hvorav til utøvelsespris 160 kroner med seneste forfall 1. juli 2006 og opsjoner til utøvelsespris 103 kroner med seneste forfall 1. juli Ved tiltredelse den 7. november 2002 var årslønn for konsernsjef Svein Rennemo kroner. For perioden 7. november til 31. desember 2002 fikk Svein Rennemo utbetalt kroner i lønn og øvrige godtgjørelser på kroner. Svein Rennemo oppebærer ingen pensjonsrettigheter, men mottar en årlig kompensasjon på kroner. I 2002 ble ingen slik pensjonskompensasjon utbetalt til ham. Svein Rennemo vil kunne oppnå en bonus på opptil 40% av fast lønn. Konsernsjefen har ingen opsjoner eller aksjer i selskapet. Videre har han en gjensidig oppsigelsestid på 12 måneder, med avkortning for annen inntekt unntatt kapitalinntekt. I oppsigelsestiden har konsernsjefen ikke adgang til å få ansettelse i selskap som direkte eller indirekte konkurrerer med PGS konsernet. Dersom Svein Rennemo misligholder sine forpliktelser kan avtalen sies opp uten varsel. Tidligere konsernsjef Reidar Michaelsen mottok i 2002 en årslønn på kroner, samt øvrige godtgjørelser på kroner, totalt kroner, hvorav kroner relaterer seg til perioden som konsernsjef fra 1. januar 6. november I tillegg ble det innbetalt kroner i pensjonspremier i Som sluttoppgjør opprettholder Reidar Michaelsen sin faste årslønn i tillegg til øvrige faste godtgjørelser til fylte 60 år, den 18. august Ved oppnådd pensjonsalder, 60 år, den 18. august 2003 vil hans pensjonsrettigheter bli regulert slik at hans årlig pensjonsutbetaling blir 2,5 millioner kroner. Selskapet har etter 18. august 2003 ingen ytterligere forpliktelser overfor Reidar Michaelsen. Per 31. desember 2002 eide vår tidligere konsernsjef aksjer i Selskapet samt at han hadde opsjoner til utøvelsespris på 133 kroner med seneste forfall 1. juli Per 31. desember 2002 eksisterte det ingen bonusavtaler for de øvrige personene i konsernledelsen. Informasjon om utestående aksjeopsjoner, samt tildelte - og utøvde aksjeopsjoner i 2002 til styret og konsernsjef, henvises til Note 23 til konsernregnskapet. Revisor - Ernst & Young: Det ble utbetalt følgende godtgjørelser til revisor i 2002 og 2001: (I kroner) Honorar for revisjon av årsregnskap (eks. mva) Honorar for annen finansiell revisjon (eks. mva) Sum revisjonshonorar Honorar andre tjenester (eks. mva) Sum honorar (eks. mva)

63 Noter PGS ASA for 2002 Note 18 - Garantiforpliktelser Petroleum Geo-Services ASA supplerer datterselskap med morselskapsgarantier som normalt avkreves i kontraktsforhold hvor datterselskap er kontraktspart. Disse ansees som ordinære i kontraktsforhold og tilsvarende ordinære i morselskapets virksomhet. Det henvises for øvrig til Note 25 til konsernregnskapet. 54

64