Pressemelding 8. februar 2012 Resultat for fjerde kvartal 2011 Resultat for 4. kvartal og foreløpig årsresultat for 2011 Driftsresultatet for fjerde kvartal 2011 var på 60,7 milliarder kroner, en økning på 42 % sammenlignet med 42,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Driftsresultatet for 2011 var på 211,8 milliarder kroner, sammenlignet med 137,3 milliarder kroner i 2010. - Statoil leverte et rekordhøyt økonomisk resultat, forbedret sikkerheten ytterligere og tok viktige strategiske skritt i 2011, sier Statoils konsernsjef Helge Lund. Produksjonen for 2011 var i tråd med forventningene. Statoil fullførte 41 letebrønner i 2011 og 22 av disse er funn. - Vi har oppnådd sterke leteresultater i 2011, og har økt Statoils ressursbase med mer enn 1 milliard fat. Dette er funn med høyt potensiale i en moden oljeprovins som Nordsjøen og i Barentshavet, og bekrefter potensialet til norsk sokkel, sier Lund. Statoil oppnådde en reserveerstatningsrate (RRR) på 1,17 i 2011, hvorav den organiske RRR var på over 1,0. RRR for olje separat var på 1,45 inkludert effektene av salg og oppkjøp. - Vi har i senere år systematisk styrket vår ressursbase. Vår nåværende ressursbase støtter opp under en fortsatt sterk reserveerstatning i årene framover, sier Lund. Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) gikk ned fra 1,4 i fjerde kvartal 2010 til 0,9 i fjerde kvartal 2011. For året som helhet ble SIF redusert fra 1,3 i 2010 til 0,9 i 2011. 1) Egenproduksjon var på 1,975 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 1,945 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2010. Samlet egenproduksjon var 1,850 millioner foe per dag i 2011, sammenlignet med 1,888 millioner foe per dag i 2010. Statoil har i 2011 hatt både sterk kontantstrøm fra driften og betydelige inntekter fra strategiske porteføljejusteringer. Porteføljejusteringer i 2011 omfatter sluttføring av nedsalg i Peregrino-feltet og oljesandprosjektet Kai Kos Dehseh, salg av eierandeler i Gassled, salgsavtale med Centrica vedrørende eierandeler på norsk sokkel, samt oppkjøpet av Brigham Exploration Company. - Gjennom utvikling av Statoils prosjektportefølje og de sterke leteresultatene, har Statoil styrket sin posisjon både på norsk sokkel og internasjonalt, sier Lund. 1) Segmentet Statoil Fuel & Retail ikke medregnet. Resultat for 4. kvartal og året 2011 Driftsresultatet i fjerde kvartal 2011 var på 60,7 milliarder kroner, sammenlignet med 42,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere priser for væsker og gass, og en gevinst ved salg av eierandeler, hovedsakelig i Gassled, på 8,5 milliarder kroner. Lavere salgsvolumer både for væsker og gass, samt økte driftsutgifter motvirket delvis økningen i driftsresultatet. Justert driftsresultat i fjerde kvartal 2011var på 45,9 milliarder kroner, sammenlignet med 40,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Justert driftsresultat etter skatt i fjerde kvartal 2011 var på 14,5 milliarder kroner, en økning fra 11,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Den effektive justerte skattesatsen var på 68,4 % og 73,0 % i henholdsvis fjerde kvartal 2011 og 2010. Resultatet i fjerde kvartal 2011 var på 25,5 milliarder kroner, sammenlignet med 9,7 milliarder kroner i samme periode i 2010. Den betydelige økningen skyldtes hovedsakelig høyere driftsresultat og lavere tap på netto finansposter, noe som delvis ble motvirket av økt skattekostnad. Skatteprosenten for kvartalet var på 57,7 %. Statoil betalte 112,6 milliarder kroner i skatt i 2011, sammenlignet med 92,3 milliarder kroner i 2010. Pressemelding 4. kvartal 2011 1
Styret foreslår et utbytte på 6,50 kroner per aksje for 2011. Til sammenligning var utbyttet på 6,25 kroner per aksje for 2010. Utviklingen er i samsvar med retningslinjene for utbetaling av utbytte. Året 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Driftsresultat (mrd kr) 60,7 42,8 42 % 211,8 137,3 54 % Justert driftsresultat (mrd kr) 45,9 40,8 12 % 179,9 142,8 26 % Periodens resultat (mrd kr) 25,5 9,7 >100 % 78,4 37,6 >100 % Resultat per aksje (kr pr aksje) 8,01 2,99 >100 % 24,76 11,94 >100 % Gjennomsnittlig pris på væsker (kr per fat) 592 499 19 % 592 462 28 % Gjennomsnittlig gasspris (kr/sm3) 2,25 1,84 22 % 2,08 1,72 21 % Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 1 975 1 945 2 % 1 850 1 888-2 % Utsikter for året og strategioppdatering Operasjonelle data Året 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Organiske investeringer for 2012 (eksklusiv oppkjøp og leiefinansiering) anslås til omkring 17 milliarder USD, medregnet kostnader knyttet til våre nye Priser eiendeler fra det nylig gjennomførte oppkjøpet av Brigham Exploration Company. Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 102,8 84,1 22 % 105,6 76,5 38 % Gjennomsnittlig Statoil vil fortsette valutakurs utviklingen (NOK/USD) av den store porteføljen av leteandeler 5,76 og forventer 5,93 å ferdigstille -3 omkring % 40 brønner 5,61 i 2012. Samlet 6,05 aktivitetsnivå for -7 % Gjennomsnittlig letevirksomheten pris vil på tilsvare væsker nivået (NOK i 2011 per fat) på rundt 3 milliarder 592 amerikanske dollar, 499 eksklusiv signaturbonuser. 19 % 592 462 28 % Gjennomsnittlig gasspris (NOK/sm3) 2,25 1,84 22 % 2,08 1,72 21 % Referanseraffineringsmargin Statoil har som ambisjon at produksjonsenhetskostnaden (USD per fat) fortsatt 1,6 skal ligge i øvre 4,2 kvartil blant -61 sammenlignbare % selskaper. 2,3 3,9-41 % Egenproduksjonen for 2012 anslås å vokse med en årlig vekstrate (CAGR) på omkring 3 % i forhold til faktisk egenproduksjon i 2010. Utsatt Produksjon gassproduksjon som følge av verdioptimalisering, kundenes gassuttak, tidspunkt for når ny kapasitet settes i drift, samt driftsregularitet utgjør de viktigste risikoelementene Sum bokført produksjon knyttet av til væsker produksjonsanslagene. (1 000 fat o.e./dag) 989 960 3 % 945 968-2 % Sum bokført gassproduksjon (1 000 fat o.e./dag) 789 809-2 % 706 738-4 % For Sum perioden bokført produksjon etter 2012 (1 har 000 Statoil fat o.e./dag) ambisjon om å oppnå en 1 778 egenproduksjon 1 på 768 over 2,5 millioner 1 % fat oljeekvivalenter 1 650 i 2020. 1 705-3 % Sum egenproduksjon av væsker (mboe per dag) 1 149 1 105 4 % 1 118 1 122 0 % Viktige Sum egenproduksjon hendelser siden av gass tredje (mboe kvartal per 2011 dag) 826 839-2 % 732 766-4 % Sum egenproduksjon av væsker og gass Vellykket forretningsutvikling, understreket av Statoils kjøp av Brigham Exploration Company i desember. Dette posisjonerer Statoil for stegvis (1000 fat o.e./dag) 1 975 1 945 2 % 1 850 1 888-2 % oppbygging som operatør for eiendeler på land i USA. Optimalisering av porteføljen gjennom salg av eierandeler i Gassled, godkjent av Olje- og Energidepartementet (OED), og salg av eierandeler i tre felt Løfting som ledd i videre strømlinjeforming av porteføljen på norsk sokkel gjennom salgsavtalen med Centrica. Sum løfting Internasjonal av væsker vekst, (1 000 ved fat Statoil o.e./dag) ble tildelt operatøransvar 972 for pre-salt-blokkene 985 38 og 39-1 og % en partnerposisjon 910 i blokk 22, 969 25 og 40 i Kwanzaqbassenget -6 % av gass i Angola. (1 000 fat o.e./dag) Sum løfting 789 809-2 % 706 738-4 % Sum løfting Ytterligere av væsker styrking og gass av ressursene (1 000 fat ved o.e./dag) at avgrensningsbrønnen 1 761 Espevær 1 794 økte volumanslagene -2 % i det tidligere 1 616 Aldous-, nå Johan 1 706 Sverdrup-funnet. -5 % Produksjonskostnad Produksjonskostnad bokførte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 48,4 42,8 13 % 48,4 42,8 13 % Produksjonskostnad egenproduserte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 43,1 38,6 12 % 43,1 38,6 12 % Produksjonskostnad egne volumer eksklusive restrukturerings og gassinjeksjonskostnader (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 42,4 37,9 12 % 42,4 37,9 12 % Pressemelding 4. kvartal 2011 2
GJENNOMGANG AV DRIFTEN Året 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Statoils samlede bokførte produksjon av væske og gass i fjerde kvartal 2011 var 1,778 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,768 millioner foe per Driftsresultat dag i fjerde kvartal (mrd 2010. kr) Samlet egenproduksjon var 1,97560,7 millioner foe per 42,8 dag i fjerde kvartal 422011, % sammenlignet 211,8 med 1,945137,3 millioner foe per 54 dag % i Justert fjerde kvartal driftsresultat 2010. (mrd kr) 45,9 40,8 12 % 179,9 142,8 26 % Periodens resultat (mrd kr) 25,5 9,7 >100 % 78,4 37,6 >100 % Økningen i samlet egenproduksjon på 2 % skyldtes hovedsakelig produksjonsoppstart fra feltene Peregrino og Pazflor, produksjonsøkning fra eksisterende Resultat per aksje (kr pr aksje) 8,01 2,99 >100 % 24,76 11,94 >100 % felt, økte eierandeler i flere felt, samt høyere vedlikeholdsaktivitet i fjerde kvartal 2010. Økningen ble delvis motvirket av forventet nedgang fra modne felt, Gjennomsnittlig pris på væsker (kr per fat) 592 499 19 % 592 462 28 % redusert vanninjeksjon på Gullfaks og utsatte gassalg. Gjennomsnittlig gasspris (kr/sm3) 2,25 1,84 22 % 2,08 1,72 21 % Sum Bokført egenproduksjon produksjon, opp av 1 % fra fjerde kvartal 2010, ble påvirket av ovennevnte økning i egenproduksjonen. Gjennomsnittlig negativ effekt av produksjonsdelingsavtalene væsker og gass (1000 fat o.e. (PSA) / dag) var 197 tusen foe per dag 1 975 i fjerde kvartal 2011, 1 945 sammenlignet 2 med % 177 tusen 1 850 foe per dag i fjerde 1 888 kvartal 2010. -2 Den % høyere PSA-effekten i fjerde kvartal 2011 var hovedsakelig et resultat av høyere priser for væsker og gass, som førte til lavere bokført produksjon. Operasjonelle data Året 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Priser Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 102,8 84,1 22 % 105,6 76,5 38 % Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 5,76 5,93-3 % 5,61 6,05-7 % Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 592 499 19 % 592 462 28 % Gjennomsnittlig gasspris (NOK/sm3) 2,25 1,84 22 % 2,08 1,72 21 % Referanseraffineringsmargin (USD per fat) 1,6 4,2-61 % 2,3 3,9-41 % Produksjon Sum bokført produksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 989 960 3 % 945 968-2 % Sum bokført gassproduksjon (1 000 fat o.e./dag) 789 809-2 % 706 738-4 % Sum bokført produksjon (1 000 fat o.e./dag) 1 778 1 768 1 % 1 650 1 705-3 % Sum egenproduksjon av væsker (mboe per dag) 1 149 1 105 4 % 1 118 1 122 0 % Sum egenproduksjon av gass (mboe per dag) 826 839-2 % 732 766-4 % Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e./dag) 1 975 1 945 2 % 1 850 1 888-2 % Løfting Sum løfting av væsker (1 000 fat o.e./dag) 972 985-1 % 910 969-6 % Sum løfting av gass (1 000 fat o.e./dag) 789 809-2 % 706 738-4 % Sum løfting av væsker og gass (1 000 fat o.e./dag) 1 761 1 794-2 % 1 616 1 706-5 % Produksjonskostnad Produksjonskostnad bokførte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 48,4 42,8 13 % 48,4 42,8 13 % Produksjonskostnad egenproduserte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 43,1 38,6 12 % 43,1 38,6 12 % Produksjonskostnad egne volumer eksklusive restrukturerings og gassinjeksjonskostnader (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 42,4 37,9 12 % 42,4 37,9 12 % Samlet løfting av væsker og gass var 1,761 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2011, en nedgang på 2 % fra 1,794 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2010. I fjerde kvartal 2011 var det et underløft på 5 tusen foe per dag, sammenlignet med et overløft på 39 tusen foe per dag i fjerde kvartal 2010. Raffineringsmarginen (referansemarginen) var USD 1,6 per fat i fjerde kvartal 2011, en nedgang på 61 % sammenlignet med fjerde kvartal 2010, da raffineringsmarginen var USD 4,2 per fat. Pressemelding 4. kvartal 2011 3
Produksjonskostnaden per foe bokført produksjon var 48,4 kroner for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2011, sammenlignet med 42,8 kroner for tilsvarende periode i 2010. Basert på egenproduserte volumer var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 43,1 kroner og 38,6 kroner. Justerte produksjonskostnader per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2011 var 42,4. Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2010 var 37,9 kroner. Justering av produksjonskostnadene omfatter omstillingskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen regnskapsført i fjerde kvartal 2007 og delvis reversert i fjerde kvartal 2009 og 2010, samt gassinjeksjonskostnader. Økningen i justerte produksjonskostnader per foe er hovedsakelig knyttet til høyere kostnader for felt som har forberedt produksjonsoppstart og gått over i produksjonsøkningsfasen, noe som har ført til relativt høyere kostnad per foe for nye felt som kommer i drift. Leteutgiftene (inkludert balanseførte leteutgifter) i fjerde kvartal 2011 var 5,5 milliarder kroner, sammenlignet med 5,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Nedgangen på 0,2 milliarder kroner skyldtes hovedsakelig høyere borekostnader i fjerde kvartal 2010 sammenlignet med samme periode i 2011 som følge av at brønnene som ble boret i fjerde kvartal 2010 var dyrere. Nedgangen ble delvis motvirket av at et høyere antall brønner ble boret i fjerde kvartal 2011 enn i samme kvartal i 2010. I fjerde kvartal 2011 ble til sammen ti letebrønner fullført før 31. desember 2011, tre på norsk sokkel og syv internasjonalt. Det ble bekreftet funn i tre brønner, hvorav ett ble gjort på norsk sokkel. I 2011 Samlet bokført produksjon av væsker og gass i 2011 var 1,650 millioner foe per dag, en nedgang på 3 % fra 1,705 millioner foe per dag i 2010. Samlet egenproduksjon var 1,850 millioner foe per dag i 2011, sammenlignet med 1,888 millioner foe per dag i 2010. Nedgangen i samlet egenproduksjon på 2 % i 2011 sammenlignet med i 2010 skyldtes hovedsakelig redusert vanninjeksjon på Gullfaks, utfordringer hovedsakelig knyttet til stigerør, revisjonsstanser og utsatte gassalg. I tillegg bidro forventede reduksjoner som følge av naturlig nedgang på modne felt og utsatt produksjon i Libya til nedgangen. Nedgangen ble delvis motvirket av produksjon fra nyoppstartede felt, produksjonsøkning på eksisterende felt, og økte eierandeler. Bokført produksjon, som viste en nedgang på 3 % i 2011 sammenlignet med tilsvarende periode i 2010, ble påvirket av ovennevnte fall i egenproduksjonen, samt økt PSA-effekt. Gjennomsnittlig PSA-effekt på bokført produksjon var 200 tusen foe per dag i 2011, sammenlignet med 183 tusen foe per dag i 2010. Økningen skyldtes høyere egenproduksjon fra PSA-felt, høyere priser for væsker og gass, som førte til lavere andel bokført produksjon, og endringer i overskuddsandeler for felt i Angola. Samlet løfting av væsker og gass i 2011 var 1,616 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,706 millioner foe per dag i 2010. Nedgangen på 5 % skyldes lavere bokført produksjon. I 2011 var det en underløftposisjon på 20 tusen foe per dag, sammenlignet med et overløft på 14 tusen foe per dag i 2010. Raffineringsmarginene (referansemarginen) var USD 2,3 per fat i 2011, sammenlignet med USD 3,9 per fat i 2010. Leteutgiftene (inkludert balanseførte leteutgifter) i 2011 var 18,8 milliarder kroner, sammenlignet med 16,8 milliarder kroner i samme periode i 2010. Økningen på 2,0 milliarder kroner skyldtes hovedsakelig høyere boreaktivitet ettersom det ble boret flere brønner i 2011 enn i 2010. I 2011 boret Statoil 41 letebrønner, 25 på norsk sokkel og 16 internasjonalt. Det ble bekreftet funn i 22 brønner 17 på norsk sokkel og fem internasjonalt. Påviste reserver ved utgangen av 2011 var 5 426 millioner foe, sammenlignet med 5 325 millioner foe ved utgangen av 2010, en økning på 101 millioner foe. Som følge av revideringer, forlengelser/utvidelser og funn økte påviste reserver med 599 millioner foe i 2011. Tilsvarende økning i 2010 var på 526 millioner foe, også da som følge av revideringer, forlengelser/utvidelser og funn. Samlet økning av påviste reserver, medregnet kjøp og salg, tilsvarte 693 millioner foe i 2011, sammenlignet med 538 millioner foe i 2010. Reserveerstatningsraten (RRR), som måler påviste reserver som tilføyes til reservebasen (medregnet virkningen av kjøp og salg) i forhold til mengden produsert olje og gass, var 117 % i 2011, sammenlignet med 87 % i 2010. Gjennomsnittlig erstatningsrate gjennom tre år, medregnet virkningene av kjøp og salg, var 92 % ved utgangen av 2011, sammenlignet med 64 % i 2010. Økningen i 2011 skyldtes positive revideringer av påviste reserver i flere produserende felt, nylig godkjente prosjekter knyttet til feltutvikling og økt utvinning, flere nye brønner i produksjon i skifergassområdene Marcellus og Eagle Ford, og kjøp av oljeforekomsten Bakken i Nord-Amerika. Pressemelding 4. kvartal 2011 4
GJENNOMGANG AV RESULTATENE Driftsresultat Resultat per aksje Periodens resultat 250 25 80 NOK milliarder 200 150 100 NOK 20 15 10 NOK milliarder 70 60 50 40 30 50 5 20 10 0 4kv 10 4kv 11 Hele året 2010 Hele året 2011 0 4kv 10 4kv 11 Hele året 2010 Hele året 2011 0 4kv 10 4kv 11 Hele året 2010 Hele året 2011 Driftsresultatet i fjerde kvartal 2011 var på 60,7 milliarder kroner, sammenlignet med 42,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Inntektene ble positivt påvirket av høyere priser på både væsker og gass, urealiserte gevinster på derivater og gevinst ved salg av eiendeler. Lavere valutakurs mellom USD/NOK og høyere driftskostnader motvirket delvis økningen. Varekostnader består i all hovedsak av væskevolumer som Statoil kjøper av SDØE samt fra tredjepart, og viser en økning på 22 % sammenlignet med fjerde kvartal 2010, hovedsakelig som følge av høyere væskepriser målt i norske kroner. IFRS resultatregnskap Året (i milliarder kroner) 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Driftsinntekter Salgsinntekter 173,9 143,1 22 % 645,6 527,0 23 % Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper 0,1-0,1 < -100 % 1,3 1,2 8 % Andre inntekter 8,7 0,3 >100 % 23,3 1,8 >100 % Sum driftsinntekter 182,7 143,4 27 % 670,2 529,9 26 % Driftskostnader Varekostnad 82,8 67,7 22 % 319,6 257,4 24 % Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader 20,7 14,9 39 % 73,6 68,8 7 % Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 13,8 12,6 10 % 51,4 50,7 1 % Undersøkelseskostnader 4,8 5,3-10 % 13,8 15,8-12 % Sum driftskostnader -122,0-100,5 21 % -458,4-392,7 17 % Driftsresultat 60,7 42,8 42 % 211,8 137,3 54 % Netto finansposter -0,6-5,0-89 % 2,1-0,4 >100 % Skattekostnad -34,7-28,2 23 % -135,4-99,2 37 % Periodens resultat 25,5 9,7 >100% 78,4 37,6 >100 % Driftsresultatet omfatter visse poster som ledelsen anser for ikke å være representative for Statoils underliggende drift. Ved å justere for disse forholdene har ledelsen kommet fram til justert driftsresultat. Justert driftsresultat er et "non-gaap" begrep som supplerer måletall fra Statoils IFRS-regnskap, og som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på Statoils underliggende prestasjoner i perioden og gjør det lettere å vurdere driftsmessige utviklingstendenser mellom periodene. Justert driftsresultat Året (i milliarder kroner) 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Sum dritsinntekter - justert 169,5 144,6 17 % 640,0 530,2 21 % Pressemelding 4. kvartal 2011 5 Varekostnader - justert 82,9 68,1 22 % 320,3 258,0 24 % Salgs- og administrasjonskostnader
IFRS resultatregnskap Året (i milliarder kroner) 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring I fjerde kvartal 2011 var driftsresultatet positivt påvirket av netto gevinst ved salg av eiendeler (8,5 milliarder kroner), høyere virkelig verdi på derivater (5,1 milliarder kroner), underløft (0,1 milliarder kroner), endringer i netto nedskrivninger (1,0 milliarder kroner) og lagereffekter (0,2 milliarder kroner), mens Driftsinntekter andre justeringer (0,2 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet negativt. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,2 milliarder Salgsinntekter kroner), var justert driftsresultat på 45,9 milliarder kroner 173,9 i fjerde kvartal 2011, 143,1 som er en økning 22 % på 12 % sammenlignet 645,6 med samme 527,0 periode året 23 før. % Resultatandel fra egenkapitalkonsoliderte selskaper 0,1-0,1 < -100 % 1,3 1,2 8 % Andre I fjerde inntekter kvartal 2010 var driftsresultatet negativt påvirket av endringer 8,7 i netto nedskrivninger 0,3 >100 (0,1 % milliarder kroner) 23,3 og lavere virkelig 1,8 verdi på derivater >100 % (2,3 milliarder kroner), mens overløft (1,0 milliarder kroner), lagereffekter (0,4 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (0,2 milliarder kroner) og Sum andre driftsinntekter avsetninger (3,0 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet 182,7 positivt. Justert 143,4 for disse elementene 27 % og virkningene 670,2 av elimineringer 529,9 (0,2 milliarder 26 % kroner), var justert driftsresultat på 40,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Driftskostnader Økningen i justert driftsresultat på 12 % fra fjerde kvartal 2010 til fjerde kvartal 2011 skyldtes i hovedsak høyere priser på både væsker og gass og Varekostnad høyere væskevolumer. Økningen ble delvis motvirket av høyere 82,8 kostnader som 67,7 gjenspeiler det generelt 22 % høyere aktivitetsnivået, 319,6 spesielt 257,4 i Nord-Amerika 24 % der Salgs- Statoil og bygger administrasjonskostnader opp sin virksomhet, og kostnader knyttet til produksjonsavgifter, produksjonsbonuser og avsetninger relatert til omstridt tolkning av PSAavtaler andre i Angola driftskostnader og Nigeria. og Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 20,7 13,8 14,9 12,6 39 % 10 % 73,6 51,4 68,8 50,7 7 % 1 % Undersøkelseskostnader Justerte varekostnader økte med 22 %, noe som hovedsakelig 4,8 skyldtes høyere 5,3 priser på væsker -10 og % gass. 13,8 15,8-12 % Justerte driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader var på 20,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 17,8 milliarder Sum driftskostnader -122,0-100,5 21 % -458,4-392,7 17 % kroner i fjerde kvartal i 2010. Økningen på 15 % skyldtes hovedsakelig høyere aktivitet knyttet til oppstart og opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, høyere driftskostnader ved produksjonsanlegg på grunn av høyere aktivitetsnivå og høyere eierandeler. Estimatendringer knyttet til framtidige Driftsresultat forpliktelser, høyere produksjonsavgifter og produksjonsbonuser, 60,7 samt kostnader 42,8 knyttet til Statoils 42 % kjøp av Brigham 211,8 Exploration Company 137,3 bidro også 54 til % økningen. Lavere transporttariffer og lavere kostnader knyttet til avsetning for fremtidig fjerning av plattformer motvirket delvis økningen. U&P Netto Internasjonalt, finansposter som har har mange felt under utvikling og generelt -0,6 en mindre moden -5,0 portefølje -89 av eiendeler, % har et høyere 2,1 kostnadsnivå -0,4 enn U&P >100 Norge, % hvor en større andel av feltene er i stabil produksjon og dermed har relativt sett lavere driftskostnader. Skattekostnad -34,7-28,2 23 % -135,4-99,2 37 % Justerte avskrivninger, amortisering og nedskrivninger var på 13,9 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, en økning på 11 % sammenlignet med samme periode i 2010. Økningen skyldtes i hovedsak at nye felt med høyere avskrivning kom i produksjon, høyere avskrivninger på grunn av høyere eierandeler og Periodens resultat 25,5 9,7 >100% 78,4 37,6 >100 % høyere avskrivning som følge av økt produksjon og opptrapping av produksjonen på eksisterende felt. Økningen ble delvis motvirket av lavere produksjonsenhetsavskrivninger på noen felt som følge av økte reserveanslag. Justerte letekostnader økte med 0,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med samme periode i 2010. Dette skyldtes i hovedsak at andelen leteutgifter balanseført i tidligere kvartal og kostnadsført i dette kvartalet var høyere sammenlignet med samme periode i 2010. Justert driftsresultat Året (i milliarder kroner) 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Sum dritsinntekter - justert 168,9 144,6 17 % 639,3 530,2 21 % Varekostnader - justert 82,9 68,1 22 % 320,3 258,0 24 % Salgs- og administrasjonskostnader og andre driftskostnader - justert 20,5 17,8 15 % 74,8 68,0 10 % Avskrivninger, amortiseringer og nedkskrivninger - justert 13,9 12,6 11 % 50,2 45,9 9 % Undersøkelseskostnader - justert 5,6 5,2 7 % 14,2 15,5-8 % Justert driftsresultat 45,9 40,8 12 % 179,9 142,8 26 % Pressemelding 4. kvartal 2011 6
Finansielle data Året 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Vektet gjennomsnittlig antall utestående aksjer 3 181 055 840 3 181 898 315 3 182 112 843 3 182 574 787 Resultat per aksje (kr pr aksje) 8,01 2,99 >100 % 24,76 11,94 >100 % Minoritetsaksjonærer (mrd. kroner) -0,5 0,1 < -100 % -0,3-0,4-21 % ROACE justert (siste 12 mnd) 15,3 % 14,5 % 6 % 15,3 % 14,5 % 6 % Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (mrd. kroner) 33,7 13,7 >100 % 111,5 80,8 38 % Investeringer brutto (mrd. kroner) 68,2 25,7 >100 % 133,6 84,4 58 % Gjeldsgrad 21,1 % 25,5 % 21,1 % 25,5 % Netto finansposter viste et tap på 0,6 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med et tap på 5,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Tapet i fjerde kvartal 2011 skyldtes hovedsakelig en nedskrivning av investeringen i Pernis-raffineriet på 0,5 milliarder kroner, som ble motvirket av en økning i virkelig Net financial verdi items av in rentederivater the fourth quarter på of 2011 0,8 milliarder kroner, inkludert Interest i rentekostnadene, Net foreign knyttet til rentestyring Interest av eksterne Net before lån. Renteutgifter Estimated tax på langsiktige Net after obligasjoner, (in NOK billion) banklån og finansiell leasing utgjorde 1,0 milliarder income kroner. Tapet i fjerde exchange kvartal 2010 expense var hovedsakelig tax knyttet til en nedgang effect i virkelig verdi tax av rentederivater på 4,3 milliarder kroner, inkludert i rentekostnadene, knyttet til rentestyring av eksterne lån, som skyldtes en økning i rentesatsen på amerikanske Financial items dollar according i fjerde to kvartal IFRS 2010. Renteutgifter på langsiktige 0.7 obligasjoner, banklån (0.1) og finansiell 1.2 leasing utgjorde (0.6) 0,7 milliarder kroner 0.7 i fjerde kvartal 0.1 Finansielle data Året 2010. 2011 2010 Endring 2011 2010 Endring Foreign exchange (FX) impacts (incl. derivatives) (0.1) 0.1 Renteinntekter og andre finansinntekter i fjerde kvartal 2011 viste en gevinst på 0,7 milliarder kroner sammenlignet med en gevinst på 0,4 milliarder kroner Vektet Interest gjennomsnittlig rate (IR) derivatives antall (0.8) (0.8) for samme periode i 2010. Gevinsten i 2011 var resultatet av gevinst knyttet til finansinvesteringer, som hovedsakelig gjenspeilet en positiv utvikling i aksjemarkedet utestående Impairment aksjer Pernis i fjerde kvartal. Dette ble motvirket 3 181 055 av en 840 negativ 3 181 valutakursutvikling 898 315 på våre pengeplasseringer, 0.5 3 182 112 i 843 tillegg 0.53 til 182 renteinntekter 574 787 på kortsiktige finansielle Resultat per instrumenter. aksje (kr pr aksje) 8,01 2,99 >100 % 24,76 11,94 >100 % Subtotal Minoritetsaksjonærer (mrd. kroner) -0,5 0 0,1 (0.1) < -100 % (0.3) -0,3(0.2) -0,40.9-210.7 % Rentekostnadene ROACE justert (siste i fjerde 12 mnd) kvartal 2011, inkludert urealiserte 15,3 % gevinster på 14,5 rentederivatene, % viste 6 % et nettotap på 15,3 1,2 % milliarder kroner, 14,5 sammenlignet % med 6 % rentekostnadene Kontantstrøm Financial items fra excluding i operasjonelle fjerde kvartal FX and 2010, IR derivatives som viste et nettotap på 5,4 0.7 milliarder kroner. 0.0 Forskjellen mellom (1.5) fjerde kvartal (0.8) 2011 og 2010 skrev 1.6 seg 0.8 hovedsakelig fra urealiserte gevinster på rentederivater som brukes i rentestyringen av eksterne lån, og skyldtes en nedgang i den langsiktige rentesatsen på aktiviteter (mrd. kroner) 33,7 13,7 >100 % 111,5 80,8 38 % amerikanske dollar i fjerde kvartal 2011. Dette førte til en gevinst på 0,8 milliarder kroner, sammenlignet med et tap på 4,3 milliarder kroner i fjerde kvartal Investeringer brutto (mrd. kroner) 68,2 25,7 >100 % 133,6 84,4 58 % 2010 grunnet en økning i den langsiktige rentesatsen på amerikanske dollar. Gjeldsgrad 21,1 % 25,5 % 21,1 % 25,5 % Justert for valutaeffekter og rentederivater, utgjorde justerte, netto finansposter før skatt et tap på rundt 0,8 milliarder kroner for perioden. Tapet var i hovedsak Exchange rates knyttet til rentekostnader i perioden og lave resultater på finansielle investeringer i fjerde 31 kvartal December 2011, noe 30 som September førte til 2011 en negativ 31 December justert 2010 renteinntekt. I fjerde kvartal 2010 utgjorde netto finansposter, justert for valutaeffekter og rentederivater før skatt, et tap på 0,2 milliarder kroner. USDNOK 5.99 5.84 5.86 EURNOK Netto 7.75 Netto 7.89 7.81 Netto Netto finansposter i fjerde kvartal 2011 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter tap/gevinst kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 0,7-0,1 1,2-0,6 0,7 0,1 Composition of tax expense and effective tax rate in the fourth quarter of 2011 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) Before tax -0,1 Tax 0,1 Tax rate After tax Rentederivater -0,8-0,8 Nedskrivning Adjusted earnings Pernis 45.9 0,5 (31.4) 0,5 68 % 14.5 Adjustments 14.8 (4.1) 27 % 10.8 Net Sum operating justeringer income 0,0-0,1 60.7-0,3 (35.4) -0,2 58 % 0,9 25.3 0,7 Financial Netto finansposter items eksklusiv (0.6) 0.8 131 % 0.2 valutatap/-gevinst og rentederivater 0,7 0,0-1,5-0,8 1,6 0,8 Total 60.2 (34.7) 58 % 25.5 Valutakurser 31. desember 2011 30. september 2011 31. desember 2010 USDNOK 5,99 5,84 5,86 EURNOK 7,75 7,89 7,81 Pressemelding 4. kvartal 2011 7
Nedskrivning Pernis 0,5 0,5 Netto Netto Netto Netto finansposter i fjerde kvartal 2011 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i Sum milliarder justeringer kroner) inntekter 0,0 tap/gevinst -0,1 kostnader -0,3 før -0,2 skatt skatteeffekt 0,9 etter skatt 0,7 Netto finansposter eksklusiv iflg IFRS valutatap/-gevinst og rentederivater 0,7 0,7-0,1 0,0 1,2-1,5-0,6-0,8 0,7 1,6 0,1 0,8 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,1 0,1 Rentederivater -0,8-0,8 Nedskrivning Pernis 0,5 0,5 Sum Valutakurser justeringer 0,0-0,1-0,3 31. desember 2011-0,2 30. september 2011 0,931. desember 2010 0,7 Netto USDNOK finansposter eksklusiv 5,99 5,84 5,86 valutatap/-gevinst EURNOK og rentederivater 0,7 0,0-1,5 7,75-0,8 7,89 1,6 7,81 0,8 Skattekostnaden i regnskapet i fjerde kvartal 2011 var 34,7 milliarder kroner, tilsvarende en effektiv skattesats på 57,7 %, sammenlignet med 28,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010, tilsvarende en effektiv skattesats på 74,4 %. Forskjellen i effektiv skattesats mellom periodene forklares hovedsakelig med Valutakurser kapitalgevinst i fjerde kvartal 2011 med en skattesats som er lavere enn den gjennomsnittlige Inntekter 31. skattesatsen, desember 2011 og inntektsføring 30. september Skatte- 2011 av utsatt 31. skattefordel desember Inntekter 2010i fjerde Sammensetning kvartal av 2011 skattekostnad som ikke og skatteprosent er inntektsført i fjerde tidligere. kvartal 2011 Forskjellen i effektiv skattesats mellom før skatt periodene er også Skatt påvirket av avsetninger prosent i fjerde kvartal etter skatt 2010 for betingede skatteforpliktelser i Utvikling og produksjon internasjonalt (UPI), og tap på finansposter i fjerde kvartal 2010 med en skattesats som er lavere USDNOK 5,99 5,84 5,86 enn Justert den driftsresultat gjennomsnittlige skattesatsen. 45,9-31,4 68 % 14,5 EURNOK 7,75 7,89 7,81 Justeringer 14,8-4,1 27 % 10,8 Ledelsen gir et alternativt måletall for skatt som ekskluderer poster som ikke er direkte knyttet til den underliggende driften. Justert driftsresultat etter skatt, Driftsresultat 60,7-35,4 58 % 25,3 som ikke omfatter netto finansposter og skatt på netto finansposter, er et alternativt måletall som indikerer Statoils skatteeksponering på den underliggende driften i perioden, og ledelsen mener at dette gir et bedre grunnlag for sammenligning mellom periodene. Netto finansposter -0,6 0,8 >100 % 0,2 Inntekter Skatte- Inntekter Totalt Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i fjerde kvartal 2011 før 60,2 skatt -34,7 Skatt prosent 58 % etter 25,5 skatt Justert driftsresultat 45,9-31,4 68 % 14,5 Justeringer 14,8-4,1 27 % 10,8 Driftsresultat 60,7-35,4 58 % 25,3 Netto finansposter -0,6 0,8 131 % 0,2 Totalt 60,2-34,7 58 % 25,5 Justert driftsresultat etter skatt i fjerde kvartal 2011 var 14,5 milliarder kroner, en økning fra 11,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010. Den effektive justerte skattesatsen var på 68,4 % og 73,0 % i henholdsvis fjerde kvartal 2011 og 2010. Justert driftsresultat per segment er vist i tabellen nedenfor. Sammensetningen av Statoils rapporteringssegmenter ble endret på bakgrunn av den nye konsernstrukturen som ble innført 1. januar 2011. Se note 3 til kvartalsregnskapet. Justert driftsresultat etter skatt per segment 2011 2010 Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Utvikling og produksjon Norge 38,2 28,9 9,3 32,0 23,7 8,3 Utvikling og produksjon Internasjonalt 1,6-1,7 3,3 4,1 3,0 1,1 Markedsføring, prosessering og fornybar energi 5,5 4,0 1,4 4,3 2,9 1,3 Fuel & Retail 0,3 0,1 0,2 0,4 0,1 0,3 Annet 0,3 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0 Konsern 45,9 31,4 14,5 40,8 29,8 11,0 Netto Netto Netto Netto finansposter i 2011 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter tap/gevinst kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 1,3 0,4 0,4 2,1 1,6 3,6 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,9-0,4 0,5 Rentederivater -6,9-6,9 Nedskrivning Pernis 0,5 0,5 Pressemelding 4. kvartal 2011 8
Periodens resultat var 25,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 9,7 milliarder kroner i 2010. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere driftsresultat, som også inkluderer gevinst ved salg av eiendeler på 8,5 milliarder kroner, samt lavere tap på netto finansposter, som delvis ble motvirket av høyere skattekostnader. Skattesatsen for justert driftsresultat i fjerde kvartal 2011 for segmentet U&P Internasjonalt er påvirket av et beløp på 3,8 milliarder kroner knyttet til regnskapsføring av en utsatt skattefordel i USA som ikke er regnskapsført tidligere. Som ledd i allokeringen av kjøpsprisen (PPA) ved oppkjøpet av Brigham Exploration Company, ble det regnskapsført en utsatt skattegjeld på 8,7 milliarder kroner. Som følge av at denne utsatte skattegjelden ble regnskapsført, kunne utsatte skattefordeler i andre deler av virksomheten i USA som tidligere ikke kunne reflekteres i regnskapet, bokføres i denne perioden. Regnskapsføringen av denne utsatte skattefordelen reduserte skattesatsen for U&P Internasjonalt i fjerde kvartal 2011. Avsetningen per aksje basert på periodens resultat var på 8,01 kroner i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 2,99 kroner per aksje i fjerde kvartal 2010. Året 2011 Driftsresultatet for året 2011 var 211,8 milliarder kroner, sammenlignet med 137,3 milliarder kroner i 2010, en økning på 54 %. Driftsresultatet ble positivt påvirket av høyere priser på både væsker og gass, urealiserte gevinster på derivater og gevinst ved salg av eiendeler hovedsakelig relatert til salg av andeler i Peregrino-feltet og Kai Kos Dehseh-feltet, samt nedsalget i Gassled i 2011. Lavere salgsvolumer for både væsker og gass, høyere driftskostnader og netto nedskrivninger motvirket delvis økningen i driftsresultatet. Varekostnaden økte med 24 % i 2011, hovedsakelig som følge av høyere priser på væsker målt i norske kroner. Avskrivninger, amortisering og nedskrivninger økte med 1 % i 2011, sammenlignet med 2010, hovedsakelig som følge av høyere avskrivningskostnader fra nye felt som kom i produksjon. Letekostnadene gikk ned fra 15,8 milliarder kroner i 2010 til 13,8 milliarder kroner i 2011, hovedsakelig på grunn av høyere balanseførte letekostnader i 2011 som følge av mer vellykkede boreresultater, og at en lavere andel av tidligere balanseførte letekostnader ble kostnadsført denne perioden. Driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader økte med 7 % fra 2010 til 2011, hovedsakelig som følge av oppstart og opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, høyere eierandeler, høyere transport- og prosesseringskostnader og høyere fjerningsestimater. I 2011 hadde endringer i netto nedskrivninger (0,9 milliarder kroner), underløft (2,9 milliarder kroner) og andre justeringer (0,2 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet, mens gevinst ved salg av eiendeler (22,6 milliarder kroner), høyere virkelig verdi på derivater (12,0 milliarder kroner), lagereffekter (0,7 milliarder kroner) og reversering av avsetninger (0,6 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet positivt. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,1 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 179,9 milliarder kroner i 2011. I 2010 hadde endring i netto nedskrivninger (4,8 milliarder kroner), lavere virkelig verdi på derivater (2,9 milliarder kroner) og andre avsetninger (0,9 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet, mens overløft (1,4 milliarder kroner), lagereffekter (0,6 milliarder kroner) og gevinst på salg av eiendeler (1,3 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,1 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 142,8 milliarder kroner i 2010. Økningen i justert driftsresultat på 26 % fra 2010 til 2011 skyldtes hovedsakelig høyere priser på væsker og gass og lavere justerte letekostnader, og ble bare delvis motvirket av lavere salgsvolumer og høyere justerte drifts- og avskrivningskostnader. Justerte driftskostnader og salgs- og administrasjonskostnader økte med 10 % i 2011, sammenlignet med 2010, hovedsakelig som følge av høyere aktivitet knyttet til oppstart og opptrapping av produksjonen på forskjellige felt, høyere transport- og prosesseringskostnader, og høyere eierandeler. Endringer i anslag på fjerning av plattformer, høyere tariffer og produksjonsavgifter og høyere kostnader knyttet til forretningsutvikling, bidro til høyere kostnader. Justerte avskrivninger, amortisering og nedskrivninger økte med 9 % i 2011, sammenlignet med 2010, hovedsakelig som følge av høyere avskrivning fra nye felt og felt som kom i produksjon, i tillegg til påvirkningen på avskrivninger fra endrede anslag på fjerning og permanent nedstenging av plattformer. Økningen ble delvis kompensert av påvirkningen av lavere produksjon og høyere reserveanslag. Justerte letekostnader gikk ned med 8 % i 2011 sammenlignet med 2010, hovedsakelig fordi vellykkede boreresultater førte til at en høyere andel av letekostnadene ble balanseført, og fordi en lavere andel av letekostnadene som var balanseført tidligere ble kostnadsført i 2011 sammenlignet med 2010. Netto finansposter viste en gevinst på 2,1 milliarder kroner i 2011, sammenlignet med et tap på 0,4 milliarder kroner i 2010. Gevinsten i 2011 skyldtes hovedsakelig en gevinst på valutatransaksjoner på 0,4 milliarder kroner, kombinert med en gevinst på rentekostnader og andre finanskostnader på 0,4 milliarder kroner, som skyldtes en økning i virkelig verdi av rentederivater på 6,9 milliarder kroner knyttet til rentestyring av eksterne lån, som ble motvirket av kortsiktige og langsiktige rentekostnader på 4,7 milliarder kroner og tap på finansinvesteringer på 1,3 milliarder kroner. Tapet i 2010 skyldtes hovedsakelig et tap på valutatransaksjoner på 1,8 milliarder kroner, som ble motvirket av en økning i virkelig verdi av rentederivater knyttet til rentestyring av eksterne lån på 2,6 milliarder kroner. Rentekostnader på langsiktige obligasjoner, banklån og finansiell leasing utgjorde 2,4 milliarder kroner i 2010. Rentekostnader i 2011 utgjorde en gevinst på 0,4 milliarder kroner, sammenlignet med et nettotap på 1,7 milliarder kroner i 2010. Gevinsten på rentekostnadene i 2011 skyldtes hovedsakelig en økning i virkelig verdi av rentederivater på 6,9 milliarder kroner knyttet til rentestyring av eksterne lån, og er et resultat av nedgangen i rentesatsen på amerikanske dollar i løpet av 2011. Tapet i 2010 skyldtes hovedsakelig en økning i virkelig verdi av rentederivater på 2,6 milliarder kroner, som ble motvirket av kortsiktige og langsiktige rentekostnader på 2,9 milliarder kroner. Pressemelding 4. kvartal 2011 9
2011 2010 Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Justert driftsresultat etter skatt per segment 2011 2010 Utvikling og produksjon Norge 38,2 28,9 9,3 32,0 23,7 8,3 Skatt på Justert Skatt på Justert Utvikling og produksjon Internasjonalt 1,6-1,7 3,3 4,1 3,0 1,1 Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat Markedsføring, (i milliarder kroner) prosessering og fornybar energi driftsresultat 5,5 driftsresultat 4,0 etter skatt 1,4 driftsresultat 4,3 driftsresultat 2,9 etter skatt 1,3 Fuel & Retail 0,3 0,1 0,2 0,4 0,1 0,3 Annet Utvikling og produksjon Norge 38,2 0,3 28,9 0,1 0,2 9,3 32,0 0,0 23,7 0,0 0,0 8,3 Utvikling Justert for og valutaeffekter produksjon Internasjonalt på finansinntekten og rentesatsen på derivater, 1,6 utgjorde netto -1,7 finansposter 3,3 før skatt et tap 4,1 på rundt 3,8 milliarder 3,0 kroner for 1,1 året. Konsern Markedsføring, Tapet var i hovedsak prosessering knyttet og til verdipapirer fornybar energi grunnet utviklingen i 45,9 aksjemarkedet 5,5 i 31,4 2011, 4,0 og valutaeffekter 14,5 1,4 på våre pengeplasseringer, 40,8 4,3 29,8 2,9 som medførte 11,0 en 1,3 Fuel lavere & justert Retail renteinntekt i 2011. I 2010 utgjorde justerte netto finansposter 0,3 før skatt 0,1 et tap på 1,10,2 milliarder kroner. 0,4 0,1 0,3 Annet 0,3 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0 Netto Netto Netto Netto finansposter i 2011 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter Konsern 45,9 31,4 14,5 40,8 29,8 11,0 (i milliarder kroner) inntekter tap/gevinst kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 1,3 0,4 0,4 2,1 1,6 3,6 Netto Netto Netto Netto finansposter i 2011 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i Effekt milliarder av valutaomregning kroner) (inklusiv derivater) inntekter 0,9 tap/gevinst -0,4 kostnader før skatt 0,5 skatteeffekt etter skatt Rentederivater -6,9-6,9 Netto Nedskrivning finansposter Pernis iflg IFRS 1,3 0,4 0,4 0,5 2,1 0,5 1,6 3,6 Sum Effekt justeringer av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,9-0,4-6,4-5,9 0,5 1,1-4,7 Rentederivater -6,9-6,9 Netto Nedskrivning finansposter Pernis eksklusiv valutatap/-gevinst og rentederivater 2,2 0,0 0,5-6,0 0,5-3,8 2,7-1,1 Sum justeringer 0,9-0,4-6,4-5,9 1,1-4,7 Netto Skattekostnaden finansposter i regnskapet eksklusiv i 2011 var 135,4 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats Inntekter på 63,3 %, sammenlignet med 99,2 Skatte- milliarder kroner Inntekter i 2010, Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i 2011 før skatt Skatt prosent etter skatt valutatap/-gevinst tilsvarende en skattesats og rentederivater på 72,5 %. Forskjellen i effektiv skattesats 2,2 mellom periodene 0,0 skyldes i hovedsak -6,0 kapitalgevinster -3,8 som hadde en 2,7 skattesats som -1,1 var lavere enn den gjennomsnittlige skattesatsen, og at en utsatt skattefordel som ikke tidligere var reflektert i regnskapet, ble bokført i 2011. Justert driftsresultat 179,9-129,2 72 % 50,7 Justeringer 31,9-7,8 25 % 24,0 Inntekter Skatte- Inntekter Driftsresultat Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i 2011 før 211,8 skatt -137,0 Skatt prosent 65 % etter 74,7 skatt Netto Justert finansposter driftsresultat 179,9 2,1-129,2 1,6-80 72 % 50,7 3,7 Justeringer 31,9-7,8 25 % 24,0 Totalt Driftsresultat 213,8 211,8-135,4-137,0 63 65 % 78,4 74,7 Netto finansposter 2,1 1,6-80 % 3,7 Totalt 213,8-135,4 63 % 78,4 Justert driftsresultat etter skatt omfatter ikke effektene av netto finansposter og skatt på netto finansposter. I 2011 var justert driftsresultat etter skatt på 50,7 milliarder kroner, en økning fra 42,0 milliarder kroner i samme periode året før. Skattesatsen på justert driftsresultat var på 71,8 % og 70,6 % i henholdsvis 2011 og 2010. Justert driftsresultat etter skatt per segment Året 2011 2010 Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Utvikling og produksjon Norge 150,4 113,2 37,2 111,9 82,8 29,1 Utvikling og produksjon Internasjonalt 16,8 6,9 9,9 13,9 7,3 6,6 Markedsføring, prosessering og fornybar energi 11,2 9,0 2,1 14,8 10,6 4,2 Fuel & Retail 1,9 0,5 1,3 2,2 0,4 1,8 Annet -0,3-0,4 0,1 0,0-0,3 0,3 Konsern 179,9 129,2 50,7 142,8 100,8 42,0 Fourth quarter For the year ended HSE 2011 2010 2011 2010 Pressemelding 4. kvartal 2011 10 Total recordable injury frequency 3.9 4.4 4.4 4.2 Serious incident frequency 1.1 1.6 1.1 1.4
Resultatet i 2011 var på 78,4 milliarder kroner sammenlignet med 37,6 milliarder kroner i 2010. Den betydelige økningen skyldtes hovedsakelig et høyere driftsresultat som ble positivt påvirket av høyere priser på væsker og gass. Gevinst ved salg av eiendeler, høyere urealiserte gevinster på derivater, gevinst på netto finansposter og en lavere effektiv skattesats bidro også positivt til økningen i resultatet. Lavere salgsvolumer av væsker og gass og høyere driftskostnader motvirket delvis økningen i resultatet sammenlignet med 2010. Avkastningen per aksje basert på periodens resultat var på 24,76 kroner i 2011, sammenlignet med 11,94 kroner per aksje i 2010. Kontantstrømmen var sterk i 2011. Kontantstrøm fra underliggende drift var på 243,8 milliarder kroner i 2011, sammenlignet med 190,9 milliarder kroner i 2010, hovedsakelig som følge av høye priser på væsker og gass. I tillegg bidro gevinst ved salg av andeler i Kai Kos Dehseh-feltet i Canada og Peregrinofeltet i Brasil til den sterke kontantstrømmen i 2011. Økningen ble delvis motvirket av betaling for kjøpet av aksjer i Brigham Exploration Company. Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) var 22,1 % for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2011. I tilsvarende periode i 2010 var avkastningen 12,6 %. Basert på justert resultat etter skatt og gjennomsnittlig sysselsatt kapital, var justert ROACE på henholdsvis 15,3 % og 14,5 % for de to periodene. Statoils styre foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 6,50 kroner per aksje for 2011. For 2010 betalte Statoil et ordinært utbytte på 6,25 kroner per aksje. Pressemelding 4. kvartal 2011 11
UTSIKTER FOR ÅRET Organiske investeringer for 2012 (eksklusive oppkjøp og finansielle leieavtaler), ventes å ligge på rundt 17 milliarder USD, inkludert investeringer knyttet til vår nye eiendel som følge av oppkjøpet av Brigham Exploration Company. Statoil vil fortsette utviklingen av den store porteføljen av leteandeler og forventer å ferdigstille omkring 40 brønner i 2012. Samlet aktivitetsnivå for letevirksomheten vil tilsvare nivået i 2011 på rundt 3 milliarder amerikanske dollar, eksklusiv signaturbonuser. Statoils har som ambisjon at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øverste kvartil blant sammenlignbare selskaper. Planlagte revisjonsstanser forventes å ha en negativ påvirkning på produksjonen på rundt 20 tusen foe per dag i første kvartal 2012, hvorav alle er planlagt utenfor norsk sokkel. Totalt er det anslått at revisjonsstansene vil ha en innvirkning på egenproduksjonen på rundt 50 tusen foe per dag for året 2012, hvorav det meste knytter seg til bortfall av væskeproduksjon. Egenproduksjonen i 2012 anslås å øke med en årlig vekstrate (CAGR) på rundt 3 % i forhold til faktisk egenproduksjon i 2010. Utsatt gassproduksjon på som følge av verdioptimalisering, kundenes gassuttak, tidspunkt for når ny kapasitet settes i drift samt driftsregularitet utgjør de viktigste risikoelementene knyttet til produksjonsanslagene. For perioden etter 2012 har Statoil en ambisjon om å nå en egenproduksjon på mer enn 2,5 millioner fat oljeekvivalenter i 2020. Det ventes at veksten vil komme fra nye prosjekter i perioden fra 2014 til 2016, og gi en vekstrate på 2-3 % (GAGR) for perioden fra 2012 til 2016. En ny bølge av prosjekter ventes å komme i produksjon fra 2016 til 2020, og føre til en økende vekstrate (GAGR) på 3-4 %. Produksjonen i 2013 ventes å ligge på omtrent samme nivå som i 2012. Ovennevnte informasjon om framtidige forhold er basert på nåværende oppfatninger om framtidige hendelser, og er i sin natur gjenstand for betydelig risiko og usikkerhet, ettersom de gjelder begivenheter og avhenger av forhold som ligger fram i tid. RISIKOER ESTIMERT EFFEKT PÅ RESULTATENE FOR 2011 (milliarder kroner) 6 18 6 6 20 21 Analysen er basert på aktuell oljepris og USDNOK valutakurs samt estimerte gasspriser og viser 12 måneders effekten av endringer i parametere. Oljepris: + USD 10/fat Gasspris: + NOK 0,50/sm3 Valutakurs: USDNOK +0,50 (Effekt på resultatet eksklusiv finansposter) Effekt på nettoresultatet Effekt på driftsresultat Risikofaktorer Driftsresultatene påvirkes av en rekke faktorer. Størst betydning har de faktorene som påvirker prisen vi oppnår for volumene vi selger. Spesielt omfatter dette prisen på væsker og naturgass, valutakurser, produksjonsvolumer av væsker og naturgass, som igjen avhenger av egne volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler og tilgjengelige petroleumsreserver, samt vår egen og våre partneres ekspertise og samarbeid i forbindelse med utvinning av olje og naturgass fra disse reservene og endringer i vår portefølje av eiendeler grunnet overtakelser og avhendelser. Illustrasjonen viser hvordan visse endringer i råoljeprisene (en erstatning for væskeprisene), kontraktspriser på naturgass og valutakursen mellom amerikanske dollar og norske kroner, dersom de opprettholdes gjennom et helt år, kan påvirke våre driftsresultater. Endringer i vareprisene, valutakurser og rentesatser kan føre til inntekter eller utgifter i perioden, i tillegg til endringer i den virkelige verdien av balanseførte derivater. Illustrasjonen er ikke ment å gi en fullstendig oversikt over risikoforhold som har, eller kan ha, en vesentlig påvirkning på kontantstrømmen og driftsresultatet. En mer detaljert og fullstendig presentasjon av risikoforhold som Statoil er eksponert for finnes i Statoils årsrapport for 2010 og i Annual Report on Form 20-F 2010. Finansiell risikostyring Gjennom bruk av derivater og markedsaktiviteter generelt, har Statoil etablerte retningslinjer for å påta seg akseptabel risiko når det gjelder handelspartnere og finansielle motparter. Statoils motpartsrisiko anses å ha en akseptabel risikoprofil. Markedene for kort- og langsiktig finansiering anses for tiden å fungere godt for låntagere med Statoils egenskaper og kredittverdighet. Når det gjelder likviditetsstyringen, vil fokuset være på å finne den rette balansen mellom risiko og avkastning. Mesteparten av selskapets midler er på det nåværende tidspunkt plassert kortsiktig i finansielle instrumenter med en kredittvurdering på minimum A-rating. I samsvar med våre interne retningslinjer for kredittvurdering vurderer vi våre handelspartneres og finansielle motparters kredittrisiko jevnlig, og vi fokuserer spesielt på motparter som anses å ha høy risiko. Vi vurderer vår generelle kredittrisiko til å være tilfredsstillende. Pressemelding 4. kvartal 2011 12
Justert driftsresultat etter skatt per segment Året HELSE, MILJØ OG SIKKERHET (HMS) 2011 2010 Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Utvikling og produksjon Norge 150,4 113,2 37,2 111,9 82,8 29,1 Utvikling Den samlede og produksjon personskadefrekvensen Internasjonalt var 3,9 i fjerde kvartal 201116,8 sammenlignet med 6,94,4 i fjerde kvartal 9,9 2010. 13,9 7,3 6,6 Markedsføring, prosessering og fornybar energi 11,2 9,0 2,1 14,8 10,6 4,2 Frekvensen for alvorlige hendelser viste en forbedring fra 1,6 i fjerde kvartal 2010 til 1,1 i fjerde kvartal 2011. Dersom segmentet Fuel & Retail (SFR) Fuel & Retail 1,9 0,5 1,3 2,2 0,4 1,8 holdes utenfor, var SIF på 0,9 i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 1,4 i fjerde kvartal 2010. Annet -0,3-0,4 0,1 0,0-0,3 0,3 Det var ingen dødsulykker i fjerde kvartal 2011. Konsern 179,9 129,2 50,7 142,8 100,8 42,0 Antall oljeutslipp gikk opp i fjerde kvartal 2011 sammenlignet med fjerde kvartal 2010. Oljeutslippsvolumet gikk opp fra 3 kubikkmeter i fjerde kvartal 2010 til 12 kubikkmeter i fjerde kvartal 2011. Året HMS indikatorer 2011 2010 2011 2010 Personskadefrekvens 3,9 4,4 4,4 4,2 Alvorlig hendelsesfrekvens 1,1 1,6 1,1 1,4 Antall utilsiktede oljeutslipp 98 74 376 374 Volum fra utilsiktede oljeutslipp (sm3) 12 3 44 44 Året 2011 Den samlede personskadefrekvensen var 4,4 i 2011, sammenlignet med 4,2 i 2010. Frekvensen for alvorlige hendelser viste en forbedring fra 1,4 i 2010 til 1,1 i 2011. Dersom segmentet Fuel & Retail (SFR) holdes utenfor, var SIF på 0,9 i 2011, sammenlignet med 1,3 i 2010. Det var en dødsulykke i 2011. En ansatt i et leverandørselskap som utførte vedlikeholdsarbeid på en bensinstasjon i Riga (Latvia) ble drept i en trafikkulykke. I tillegg ble en mann som arbeidet for et leverandørselskap meldt savnet fra Visund-plattformen i Nordsjøen den 6. oktober. Omfattende søk både på plattformen, i sjøen og på havbunnen rundt plattformen var dessverre resultatløst. Antall oljeutslipp i 2011 var på om lag samme nivå som i 2010, og oljeutslippsvolumet var på 44 kubikkmeter, det samme som i 2010. Kontaktpersoner: Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør IR, +47 957 83 911 (mobil) Morten Sven Johannessen, direktør, US IR, + 1 203 570 2524 (mobil) Presse Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør, +47 977 55 622 (mobil) Pressemelding 4. kvartal 2011 13