NORECO Første kvartal 2012
Rapport for første kvartal 2012 Norwegian Energy Company ASA
Rapport for første kvartal 2012 Norwegian Energy Company ASA HovedPUNKTER Tildelt åtte nye lisenser i Norge og en i Storbritannia Høy leteaktivitet, to tørre brønner Produserte 2.898 fat oljeekvivalenter (oe) per dag Realisert oljepris 116 dollar per fat Oselvar kom i produksjon i april Huntington-utbyggingen i rute for produksjonsstart i andre halvår 2012 Nøkkeltall 1.kv 12 4.kv 11 3.kv 11 2.kv 11 1.kv 11 4.kv 10 Netto realisert oljepris (USD/fat oljeekvivalenter) 116,0 107,4 110 110,5 103 83,9 EBITDA (millioner kr) (185,2) 11,7 (45,4) 9,9 (132,6) (272,9) Nettoresultater (millioner kr) (150,9) (11,2) (395,2) (157,5) (295,1) (135,4) Sum eiendeler (milliarder kr) 9,7 9,6 11,7 12,2 12,5 12,7 Produksjon (foe/dag) Driftsinntekter (millioner kr) 2 898 3 524 3 428 4 053 3 957 600 500 176,7 193 194,3 227,3 216,1 400 300 200 100 1. kv 11 2. kv 11 3. kv 11 4. kv 11 1. kv 12 1. kv 11 2. kv 11 3. kv 11 4. kv 11 1. kv 12 2
KONSERNETS REGNSKAP -konsernet hadde driftsinntekter på 177 millioner kroner i første kvartal 2012, en nedgang på 18 prosent sammenlignet med første kvartal 2011 for videreført virksomhet. Nedgangen skyldes i all hovedsak lav produksjon i Danmark, som følge av flere vær-relaterte nedstengninger av Siri-plattformen. Produksjonen i kvartalet var 2.898 fat oe per dag, ned fra 3.957 fat oe per dag for tilsvarende periode året før (ekskl. solgte felt). Gjennomsnittlig realisert pris i kvartalet for olje, gass og NGL, justert for resultateffekten av salgsopsjoner som utløp i kvartalet, ble 116 dollar per fat oe, mot 104 dollar per fat oe for første kvartal 2011. Produksjonskostnader ble 73 millioner kroner, opp fra 56 millioner kroner for samme kvartal i fjor for videreført virksomhet, men ned fra 100 millioner kroner i fjerde kvartal 2011. Letekostnader utgjorde 223 millioner kroner, noe som reflekterer to tørre brønner som ble boret i kvartalet, samt forberedelseskostnader knyttet til en tørr brønn som ble gjennomført etter kvartalets slutt. Samlede Lønns- og sosiale kostnader ble 38 millioner kroner. Andre driftskostnader beløp seg til 28 millioner kroner. EBITDA (driftsresultat før renter, skatt, avskrivninger og amortiseringer) i første kvartal 2012 ble negativt med 185 millioner kroner, sammenlignet med et tap på 132 millioner kroner i første kvartal 2011 for videreført virksomhet. Netto finansposter endte på -119 millioner kroner for første kvartal. Skatt utgjorde en inntekt på 206 millioner kroner. Resultat for perioden ble et tap på 151 millioner kroner, sammenlignet med et tap på 371 millioner kroner i første kvartal 2011 for videreført virksomhet. bruker oljesalgsopsjoner aktivt for å beskytte kontantstrømmen mot risiko forbundet med nedgang i oljeprisen. Selskapet har sikret en betydelig andel av forventet produksjonsvolum mot oljepriser under 75 og 70 dollar per fat. Markedsverdien på salgsopsjonene per 31. mars 2012 var 11 millioner kroner og er balanseført under andre kortsiktige fordringer. Ved utgangen av første kvartal hadde en kontantbeholdning på 884 millioner kroner. Tilgjengelig, ubenyttet kreditt under selskapets reservebaserte lånefasilitet utgjorde 72 millioner dollar (410 millioner kroner) ved utgangen av første kvartal. 15. april ble fasiliteten redusert med 29 mil lioner dollar. Denne lånefasiliteten inneholder visse restriksjoner knyttet til interne overføringer i konsernet. Selskapet valgte derfor i april å selge egne obligasjoner for pålydende 200 millioner kroner for å øke likviditetsreservene i morselskapet. overholdt alle krav til nøkkeltall under sine låneavtaler i kvartalet. SELSKAPSSTRUKTUR Siri Holdings Ltd og Altinex ASA er garantister for to av s obligasjonslån (NOR03 og NOR04). Altinex ASA fungerer som holdingselskap for alle s aktiviteter, unntatt Siri Holdings Ltd, og unntatt utforskingsaktiviteten på norsk og britisk sokkel, som eies av henholdsvis Norwegian Energy Company (UK) Ltd og Norwegian Energy Company ASA. Som følge av dette, og med unntak for beskrivelsen av s letevirksomhet og visse forhold knyttet til finansielle inntekter og kostnader (som kun er relevant for Norwegian Energy Company ASA), gjelder beskrivelsen av høydepunkter og risikoelementer substansielt tilsvarende for Altinex ASA. PRODUSERENDE FELT -konsernets olje- og gassproduksjon i første kvartal 2012 var på gjennomsnittlig 2.898 fat oe per dag. Regulariteten i produksjonen ved feltene Nini Øst, Nini og Cecilie var i kvartalet negativt påvirket av at Siri-plattformen var nedstengt i totalt 19 dager grunnet dårlig vær. Produksjonen fra Lulita feltet var stabil i første kvartal, mens Enoch feltet ble nedstengt i slutten av januar i påvente av vedlikeholdsarbeid på en brønnventil. UTBYGGINGER OG FUNN har en andel på 20 prosent i Huntington-feltet på britisk sektor, som for tiden er under utbygging. E.ON Ruhrgas UK er operatør for feltet. Boring av produksjonsbrønnene fortsatte gjennom kvartalet med jackup-riggen Ensco 100 i henhold til planen. Den tredje produksjonsbrønnen ble komplettert og testet med gode resultater i februar, og den første vanninjeksjonsbrønnen ble også komplettert i løpet av kvartalet. Huntington-feltet vil bli produsert via den flytende produksjons- og lagringsenheten (FPSO) Sevan Voyageur, som fortsatt er under ombygging for Huntington-oppdraget ved Nymo-verftet i Norge. Voyageur vil bli leaset under en avtale med Sevan Marine/Teekay. Oppgraderingsarbeidet går framover i henhold til planen, og forventet produksjonsstart på Huntington-feltet er i løpet av andre halvår 2012. Utbyggingen av Oselvar feltet, som ligger i lisens PL274 på norsk sokkel, er nå i sluttfasen og feltet ble satt i produksjon i midten av april. eier 15 prosent av feltet og DONG Energy er operatør. Boring av produksjonsbrønnene fortsatte gjennom kvartalet, og den andre brønnen ble ferdigstilt i februar. Oppkoblingen av undervannsbrønnene ble utført i løpet av kvartalet, og integrasjonen av prosessmodulen for Oselvar på Ula-plattformen ble også ferdigstilt. Det produseres for øyeblikket fra to brønner på feltet og komplettering av den siste brønnen er planlagt i juni. Ferdigstillelse av utbyggingsprosjektet er forventet i løpet av tredje kvartal. På Gita-funnet i Danmark ( 12 prosent) har arbeidet mot en beslutning om videreføring av lisens 9/95 Maja og lisens 9/06 Gita blitt ferdigstilt. På lisens 9/95 Maja har partnerne besluttet å søke om forlengelse av lisensperioden ved å forplikte seg til å bore en utforskingsbrønn på et høytrykks-/ høytemperatur gassprospekt med mål i øvre jura. Denne brønnen forventes boret i 2013/14. På lisens 9/06 Gita har partnerne besluttet å forplikte seg til å kjøpe ny 3D seismikk, integrere den med eksisterende datasett og så oppdatere prospektiviteten i lisensen. 3
UTFORSKING deltok i to utforskingsbrønner i første kvartal. PL414 Kalvklumpen hadde paleocene Hermod sandsteiner og midtjura Brent sandsteiner som mål. Begge målene var tørre. Reservoarkvalitet ble funnet som forventet, og for begge målene er den mest sannsynlige grunnen til at det er tørt mangel på migrasjon inn i fellen. Resultatene fra brønnen vil nå bli brukt til å oppdatere gjenværende prospektivitet i lisensen. Den andre brønnen ble boret i lisens DK 1/11 i Danmark på prospektet Luna med permiske Auk sandsteiner som mål. Brønnen var tørr og reservoarformasjonen kom inn dypere og med dårligere kvalitet enn forventet. Resultatene fra brønnen vil nå bli brukt til å oppdatere den geologiske forståelsen av området. På PL396 startet operasjonene på Eik brønnen i begynnelsen av april og totalt dyp (TD) ble nådd noen uker senere. Primærmålet i midtjura sandsteiner og de to sekundærmål i trias sandsteiner var alle tørre. Geologiske topper og formasjonskvalitet kom inn som forventet, og i primærmålet var det svake spor av hydrokarboner. Hovedrisiko for prospektet var felle-integritet, og dette anses som den mest sannsynlige årsak til at brønnen var tørr. I januar 2012 ble tildelt åtte nye lisenser i forbindelse med Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder (TFO) for 2011 i Norge. Syv av disse lisensene ligger i Nordsjøen, mens en lisens ligger i Norskehavet. er i starten av et veldig aktivt år når det gjelder lisensrunder. Selskapet planlegger å delta i 27. runde i Storbritannia, den årlige norske TFO-runden samt 22. runde i Norge, og forbereder seg også for en mulig 7. runde i Danmark. ORGANISASJON hadde ved utgangen av første kvartal 72 ansatte og 16 konsulenter. Omlag 34 prosent av de ansatte er kvinner, og 10 nasjonaliteter er representert i staben. Selskapet jobber for tiden med å rekruttere 11 nye personer, og har ansatt fire personer i første kvartal. Seks nyansatte vil slutte seg til selskapet i løpet av andre og tredje kvartal. UTSIKTER Utviklingen i de underliggende markedsforholdene for olje- og gassindustrien er fortsatt positiv. Oljeprisen er for tiden på nivåer som stimulerer utforsking og utbygging av olje- og gassfelt, og aktiviteten i annenhåndsmarkedet for lisenser og felt har bedret seg. Det er styrets oppfatning at utsiktene på middels til lang sikt fortsatt er gode. forventer betydelig produksjonsvekst i de nærmeste kvartalene som følge av oppstart av nye felt. Når Huntingtonfeltet kommer i produksjon, hvilket er forventet i løpet av andre halvår 2012, forventes selskapets samlede produksjon å komme opp i omlag 12.000 fat oe per dag. De planlagte reparasjonene av Siri-plattformen er imidlertid forventet å medføre noe redusert produksjonsregularitet for feltene Nini Øst, Nini og Cecilie i de kommende kvartaler. s utforskingsprogram for 2012 omfatter inntil 12 brønner hvorav de tre første er gjennomført. Tidsplanen for hver enkelt brønn vil avhenge av riggsituasjonen samt beslutninger i de enkelte lisenser. FORRETNINGSUTVIKLING Meldingen om et gassfunn i brønnen Zidane-2 i PL435 kan resultere i et tilleggsvederlag til. Selskapets 20 prosent andel av lisensen, som også inneholdt Zidane-1 funnet, ble solgt til OMV for 180 millioner kroner. Avtalen gir rett til ytterligere kompensasjon dersom de PUD-godkjente reservene for Zidane-2 overstiger et visst nivå. De gjenværende kommersielle avtaler (Processing, Operating Services and Gas Sales Agreement og Ula Transport Agreement), som var nødvendige for å kunne produsere fra Oselvarfeltet, ble inngått 16. mars 2012. Tre lisenser har blitt besluttet tilbakelevert i kvartalet PL545, PL434 og PL392, alle i Norge. HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET Hittil i år har gjennomført to egenopererte letebrønner, Eik-brønnen i PL396 i Barentshavet og Luna-brønnen på Dansk sokkel. Letebrønnene ble gjennomført uten alvorlige HMS hendelser. Det har heller ikke vært alvorlige HMS hendelser i kvartalet ellers i selskapet. 4
Konsolidert oppstilling av totalresultatet Alle tall er i NOK 1 000 Note Q1 2012 Q1 2011 2011 Videreført virksomhet Driftsinntekter 1 176 705 216 436 829 438 Andre inntekter 1 - - 1 590 Sum driftsinntekter 1 176 705 216 436 831 028 Produksjonskostnader 2 72 511 56 148 271 434 Lete- og vurderingskostnader 3 222 894 200 246 408 199 Lønnskostnader 4 38 330 55 714 163 396 Andre driftskostnader 4 28 174 36 526 133 258 Sum driftskostnader 361 909 348 633 976 287 Driftsresultat før avskrivninger og nedskrivninger (EBITDA) (185 204) (132 197) (145 258) Avskrivninger 6, 8 52 754 65 381 241 817 Nedskrivninger 6, 7, 8 - - 236 539 Driftsresultat (EBIT) (237 958) (197 577) (623 614) Netto finansposter 5 (119 470) (104 135) (438 196) Ordinært resultat før skattekostnad (357 428) (301 713) (1 061 810) Skattekostnad 206 496 (69 330) 194 109 Resultat for perioden, videreført virksomhet (150 933) (371 043) (867 701) Avviklet virksomhet Resultat fra avviklet virksomhet etter skatt 6-75 932 8 607 Resultat for perioden (150 933) (295 111) (859 094) Resultat for perioden (150 933) (295 111) (859 094) Øvrige resultatelementer: Øvrige endringer (4 574) 803 9 148 Omregningsdifferanser valuta (128 352) (61 978) 165 737 Sum totalt resultat for perioden (283 859) (356 286) (684 208) Resultat per aksje Grunnleggende (0,62) (1,21) (3,52) Fullt utvannet (0,62) (1,21) (3,52) Resultat per aksje - videreført virksomhet Grunnleggende (0,62) (1,53) (3,56) Fullt utvannet (0,62) (1,53) (3,56) 5
Konsolidert oppstilling av finansiell stilling Alle tall er i NOK 1 000 Note 31.03.12 31.12.11 31.03.11 Immaterielle eiendeler Lisenser og aktiverte letekostnader 7 1 964 698 3 536 162 3 985 118 Utsatt skattefordel 634 313 605 596 593 431 Goodwill 7 836 783 871 994 1 504 298 Produksjonsanlegg 8 4 027 155 2 582 545 4 123 187 Tilgode skatt 128 290-194 233 Totale annleggsmidler 7 591 239 7 596 296 10 400 267 Omløpsmidler Kundefordringer 80 733 177 961 190 164 Tilgode skatt 506 056 506 056 721 824 Andre kortsiktige fordringer 9 636 543 682 580 668 979 Bankinnskudd, kontanter, kontantekvivalenter 883 577 688 708 490 086 Sum omløpsmidler 2 106 910 2 055 305 2 071 052 Sum eiendeler 9 698 149 9 651 601 12 471 319 Egenkapital Aksjekapital 755 913 755 913 755 913 Annen egenkapital 1 980 916 2 259 494 2 579 334 Sum egenkapital 2 736 829 3 015 407 3 335 247 Avsetninger for forpliktelser og langsiktig gjeld Utsatt skatt 2 050 360 2 191 290 2 902 268 Fjerningsforpliktelser 299 864 308 480 821 753 Konvertibelt obligasjonslån 10 - - 208 304 Obligasjonslån 10 2 320 613 2 317 825 2 662 026 Annen rentebærende gjeld 10 753 803 292 802 1 313 786 Sum avsetninger for forpliktelser og langsiktig gjeld 5 424 639 5 110 398 7 908 136 Kortsiktig gjeld Annen rentebærende gjeld 10 1 069 053 1 064 325 663 950 Leverandørgjeld 19 852 25 627 33 050 Betalbar skatt 149 172 180 409 83 929 Skyldige offentlige avgifter 2 464 8 934 47 223 Annen kortsiktig gjeld 11 296 139 246 501 399 784 Sum kortsiktig gjeld 1 536 680 1 525 796 1 227 936 Sum gjeld 6 961 320 6 636 194 9 136 072 Sum egenkapital og gjeld 9 698 149 9 651 601 12 471 319 6
Konsolidert oppstilling av kontantstrømmer Alle tall er i NOK 1 000 Q1 2012 Q1 2011 Resultat for perioden (150 933) (295 111) Skattekostnad (206 496) (69 330) (Betalt skatt) / refundert skatt (22 601) (58 482) Avskrivninger og nedskrivninger 52 754 135 858 Nedskrivning av aktiverte letebrønner tidligere år 184 983 172 670 Effekt av valutakursendringer / effekter egenkapital (12 580) (51 398) Netto finansposter 119 470 116 318 Andre poster uten kontanteffekt 1 033 1 500 Endring kundefordringer 97 227 18 291 Endring leverandørgjeld (5 775) (53 010) Endring i andre omløpsmidler og andre gjeldsposter 80 823 47 465 Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 137 906 (35 229) Kontantstrøm fra investeringsaktiviteter Utbetaling ved kjøp av varige driftsmidler (160 908) (239 924) Utbetaling ved kjøp av immaterielle eiendeler (145 403) (28 063) Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter (306 311) (267 988) Kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter Innbetaling av egenkapital - 14 399 Innbetaling ved opptak av langsiktig gjeld 473 401 169 537 Utbetaling ved nedbetaling av kortsiktig gjeld - (153 500) Betalte renter (97 655) (128 897) Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter 375 746 (98 461) Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter 207 341 (401 678) Kontanter og kontantekvivalenter i begynnelsen av året 688 708 892 482 Effekt av valutakursendringer på kontanter og kontantekvivalenter (12 472) (718) Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt 883 577 490 086 7
Konsolidert oppstilling av endring i egenkapitalen Alle tall er i NOK 1 000 31.03.12 31.12.11 31.03.11 Egenkapital per 01.01 3 015 407 3 674 861 3 674 861 Kapitalforhøyelse - 14 399 14 399 Verdi av opsjonsprogram 5 281 10 355 2 273 Øvrige endringer (4 574) 9 148 803 Omregningsdifferanser valuta (128 352) 165 737 (61 978) Årets resultat (150 933) (859 094) (295 111) Egenkapital ultimo perioden 2 736 829 3 015 407 3 335 247 8
Noter Regnskapsprinsipper Grunnlag for utarbeidelse Det konsoliderte regnskapet for første kvartal 2012 sammenstiller morselskapet Norwegian Energy Company ASA (NORECO) og dets datterselskaper. Det foreløpige konsoliderte regnskap er avlagt i henhold til IAS 34 og Den norske Verdipapirhandelloven 5 6. Per dato for autorisering av denne foreløpige rapporten, har IASB utstedt følgende standarder i løpet av 2011: IFRS 10 Consolidated Financial Statements IFRS 11 Joint Arrangements IFRS 12 Disclosures of Interests in other Entities IFRS 13 Fair Value Measurement Amendment to IAS 1 Presentation of Items of Other Comprehensive Income IAS 19R Employee benefits IAS 27R Separate Financial statements IAS 28R Investments in Associates and Joint Ventures Alle nye og endrede standarder ble utstedt i mai og juni 2011, med effektiv dato for s regnskap for 2013. evaluerer på nåværende tidspunkt den potensielle regnskapsmessige innvirkning av standardene. Vi forventer at IFRS 11 Felles foranstaltninger kan påvirke hvordan redegjør for og legger frem noen av våre operasjoner gjennomført i samarbeid med andre. Videre forventer vi at IAS 19R Ansattfordeler vil påvirke hvordan fordeler for avsluttede arbeidsforhold inkludert pensjoner, og bestemmelsesendringer i slike ordninger, er reflektert i vårt regnskap. Det konsoliderte regnskapet inneholder ikke all informasjon påkrevd for årsregnskap og bør av denne grunn bli lest sammen med s Årsrapport 2011. De anvendte regnskapsprinsipper er avlagt i samsvar med International Financial Reporting Standards (IFRS) som godkjent av EU og fortolkninger av International Accounting Standard Board (IASB). Aksjekapital Det har ikke vært endringer i aksjekapital dette kvartalet. Aksjekapitalen per 31.03.2012 er 755,9 millioner kroner. Utforskings og utbyggingskostnader for olje og gass Utforskingskostnader er regnskapført i henhold til Successful effort metoden. Dette betyr at alle utforskings- og vurderingskostnader i forberedelse til drift (kjøp av seismikk, seismiske studier, interne timekostnader, osv.) kostnadsføres. Unntak er kostnader relatert til kjøp av lisenser og boring av utforskingsbrønner. Disse kostandene er midlertidig aktivert i påvente av resultat fra utforskingsboring. Dersom hydrokarboner oppdages og forventes å være økonomisk drivverdig, blir kostnaden aktivert. Dersom en ikke finner hydrokarboner eller funn ikke er økonomisk drivverdig, vil borekostnadene bli kostnadsført. Alle kostnader knyttet til utbygging av produksjonsanlegg er aktivert. Avskrivning og amortisering Produksjonsanlegg avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden. Merverdi allokert til produksjonsmidler som følge av oppkjøp er amortisert i henhold til produksjonsenhetsmetoden. Inntektsskatt Skattekostnad for perioden er beregnet med utgangspunkt i gjeldene skattesats for forventet årlig inntekt. Ordinær inntektsskatt er 25 prosent i Danmark og 28 prosent i Norge og Storbritannia. I tillegg er det i Norge en ekstra petroleumsskatt på 50 prosent relatert til utforsking og produksjon på norsk kontinentalsokkel, og 34 prosent i Storbritannia relatert til utforsking og produksjon på britisk kontinentalsokkel. I Danmark er petroleumsskatten på 70 prosent, men med gjeldende oljeprisnivå vil de danske datterselskapene ikke være i skatteposisjon til å betale den ekstra petroleumsskatten. Utsatt skatt og utsatt skattefordel er basert på differansen mellom regnskapsmessig verdig og skattemessig verdi på eiendeler og gjeld. Goodwill Utsatte skatteforpliktelser Oppkjøp av selskaper er blitt regnskapsført i samsvar med IFRS 3 Business Combinations. Kjøpsprisen er allokert til eiendeler og gjeld med bakgrunn i beregnede markedsverdier på oppkjøpstidspunktet i selskapenes funksjonelle valuta. Skattegrunnlaget på de kjøpte eiendeler og gjeld er ikke påvirket av oppkjøpet. Siden alle oppkjøp er regnskapsført som Business Combinations, gir forskjellen mellom markedsverdi og regnskapsmessig verdi på oppkjøpstidspunktet grunnlag for en utsatt skatt forpliktelse. Motposten til endringen i utsatt skatt forpliktelsen er goodwill. I samsvar med IFRS avskrives ikke Goodwill løpende, men vil løpende være gjenstand for en nedskrivningstest. Hendelser etter balansedagen De foreløpige resultatene for utforskningsbrønnen 7228/1-1 på Eikprospektet er at brønnen ikke inneholder drivverdige forekosmster av hydrokarboner. De kapitaliserte kostnader per 31. mars, 40 millioner kroner, er blitt kostnadsført. 9
1 Driftsinntekter (NOK 1 000) Q1 2012 Q1 2011 Videreført virksomhet Salg av olje 179 111 218 084 Salg av gass og NGL 2 395 1 601 Kostnad oljeprissikring (1) (4 801) (3 249) Totale inntekter videreført virksomhet 176 705 216 436 Totale inntekter avviklet virksomhet - 330 342 Totale inntekter 176 705 546 779 (1) En andel av gruppens salg av olje er sikret mot prisreduksjon ved bruk av opsjoner. Kostnader vedrørende sikring rapporteres som inntektsreduksjon, gevinster rapporteres som inntekt. 2 Produksjonskostnader (NOK 1 000) Q1 2012 Q1 2011 Videreført virksomhet Direkte produksjonskostnader 48 349 31 177 Avgifter, tariffer, royalties 12 208 15 252 Andre kostnader 11 954 9 720 Sum produksjonskostnader videreført virksomhet 72 511 56 148 Sum produksjonskostnader avviklet virksomhet - 97 842 Sum produksjonskostnader 72 511 153 990 3 Lete- og vurderingskostnader (NOK 1 000) Note Q1 2012 Q1 2011 Videreført virksomhet Kjøp av seismikk, analyser og generelle G&G kostnader 29 623 19 934 Kostnadsføring av aktiverte letebrønner tidligere år 52 557 5 588 Kostnadsføring av tørre letebrønner dette år 132 426 167 082 Andre lete- og vurderingskostnader 8 288 7 642 Sum lete- og vurderingskostnader videreført virksomhet 222 894 200 246 Sum lete- og vurderingskostnader avviklet virksomhet - 3 248 Sum lete- og vurderingskostnader 222 894 203 493 Lete-organisasjonens andel av s samlede lønnskostnader og andre driftskostnader utgjør: 4 28 815 30 238 Spesifikasjon av kontantstrøm vedrørende lete- og vurderingsaktiviteter: (NOK 1 000) Q1 2012 Q1 2011 Videreført virksomhet Påløpte lete- og vurderingskostnader aktivert som immateriel eiendel i perioden 12 964 18 247 Påløpte lete- og vurderingskostnader direkte resultatført i perioden 170 338 194 658 Investert beløp i lete- og vurderingsaktiviteret i perioden, videreført virksomhet 183 302 212 905 Avviklet virksomhet Påløpte lete- og vurderingskostnader aktivert som immateriel eiendel i perioden - 9 817 Påløpte lete- og vurderingskostnader direkte resultatført i perioden - 3 248 Investert beløp i lete- og vurderingsaktiviteret i perioden, avviklet virksomhet - 13 064 Investert beløp i lete- og vurderingsaktiviteret i perioden 183 302 225 969 Opptrekk letefinansiering 159 700 169 666 10
4 Lønnskostnader og andre driftskostnader (NOK 1 000) Q1 2012 Q1 2011 Lønnskostnader 38 330 55 714 Andre driftskostnader 28 174 36 526 Sum lønnskostnader og andre driftskostnader 66 504 92 239 Herav utgjør lete-organisasjonen følgende kostnader 28 815 30 238 Kostnadene inkluderer alle direkte lønnskostnader og allokerte administrative kostnader for lete-organisasjonen. 5 Finansinntekter og -kostnader (NOK 1 000) Videreført virksomhet Finansinntekter Q1 2012 Q1 2011 Renteinntekt 4 026 4 139 Annen finansinntekt 6 407 23 128 Sum finansinntekt 10 433 27 267 Finanskostnader Q1 2012 Q1 2011 Rentekostnad obligasjonslån 81 193 80 037 Rentekostnad konvertible lån 2 604 3 278 Rentekostnad annen langsiktig gjeld 5 775 11 450 Rentekostnad exploration lån 6 015 9 374 Aktiverte rentekostnader (11 280) (7 088) Amortisering av opptakskostnader 11 637 10 615 Kalkulatorisk rente fjerningsforpliktelse 6 531 6 402 Rentekostnad kortsiktig gjeld 488 2 199 Andre finanskostnader 26 939 15 136 Sum finanskostnader 129 903 131 402 Netto finansposter videreført virksomhet (119 470) (104 135) Netto finansposter avviklet virksomhet - (12 183) Netto finansposter (119 470) (116 318) 11
6 Avviklet virksomhet I 2011 solgte Norwegian Energy Company () sine andeler i de norske oljefeltene Brage, Hyme, Zidane, Brynhild og Flyndre samt deres andeler i de danske oljefeltene Syd Arne og Siri. Disse lisenser er presentert som opphørt virksomhet. For ytterligere opplysninger henvises til åsrapporten 2011. (NOK 1 000) Resultater fra Avviklet virksomhet Note Q1 2012 Q1 2011 Driftsinntekter 1-330 342 Produksjonskostnader 2-97 842 Lete- og vurderingskostnader 3-3 248 Avskrivninger og nedskrivninger - 70 478 Netto Finansposter 5 - (12 183) Sum kostnader - 183 750 Resultat fra operating activities - 146 592 Skattekostnad - 70 660 Resultat fra driftsaktiviteter etter skatt - 75 932 Gevinnst (tap) ved salg av avviklet virksomhet - - Resultat for perioden - 75 932 Resultat per aksje - 0,31 Resultat per aksje fullt utvannet - 0,31 (NOK 1 000) Kontantstrøm fra avviklet virksomhet Q1 2012 Q1 2011 Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter - 229 253 Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter - - Netto kontantstrøm for perioden - 229 253 7 Immaterielle eiendeler Aktiverte lete- (NOK 1 000) og vurderingskostnader Andre patenter og lisenser Goodwill Total Anskaffelseskost 01.01.12 3 655 190 6 672 1 227 143 4 889 005 Tilgang 145 403 - - 145 403 Tørre brønner (184 983) - - (184 983) Reklassifisert til anlegg under bygging (1 405 562) - - (1 405 562) Omregningsdifferanser (126 322) - (50 132) (176 453) Anskaffelseskost 31.03.12 2 083 726 6 672 1 177 011 3 267 409 Akkumulerte av- og nedskrivninger Akkumulerte av- og nedskrivninger 01.01.12 125 700-355 149 480 849 Årets avskrivning - - - - Omregningsdifferanser - - (14 921) (14 921) Akkumulerte av- og nedskrivninger 31.03.12 125 700-340 229 465 929 Bokført verdi 31.03.12 1 958 026 6 672 836 783 2 801 481 12
8 Varige driftsmidler (NOK 1 000) Anlegg under bygging Produksjonsanlegg Kontorutstyr og inventar Anskaffelseskost 01.01.12 1 338 740 1 607 192 8 216 2 954 148 Tilgang 156 633 4 275-160 908 Overført fra aktiverte lete- og vurderingskostnader 1 405 562 - - 1 405 562 Omregningsdifferanser (8 688) (79 946) 3 116 (85 519) Anskaffelseskost 31.03.12 2 892 246 1 531 521 11 332 4 435 099 Akkumulerte avskrivninger Akkumulerte avskrivninger 01.01.12-363 467 8 136 371 603 Årets avskrivning - 52 754-52 754 Omregningsdifferanser - (19 533) 3 120 (16 413) Akkumulerte avskrivninger 31.03.12-396 688 11 255 407 944 Bokført verdi 31.03.12 2 892 246 1 134 833 76 4 027 155 Total 9 Omløpsmidler (NOK 1 000) 31.03.12 31.03.11 Tilgodehavende operatører vedrørende deltakelse i lisenser 77 773 190 164 Mindreuttak olje/ngl 38 332 88 878 Finansielle instrument 10 904 11 552 Andre fordringer (1) 509 535 378 385 Sum omløpsmidler 636 543 668 979 (1) 337 millioner kroner (59 millioner dollar) - estimert kompensasjon fra nedstenging av feltene i Siri området. Dollar-beløpet er uendret siden 4. kv. 2011. 10 Langsiktig gjeld (NOK 1 000) Langsiktig gjeld Nominell verdi Bokført verdi 31.03.12 Obligasjonslån Norwegian Energy Company ASA (NOR04) 1 179 000 1 167 199 Obligasjonslån Norwegian Energy Company ASA (NOR05) 571 000 564 224 Obligasjonslån Norwegian Energy Company ASA (NOR06) 275 000 270 045 Obligasjonslån Norwegian Energy Company ASA (NOR07 325 000 319 144 Utforskingslån Norwegian Energy Company ASA 159 700 159 700 Reserve-basert lån Altinex Oil Denmark A/S 620 570 594 103 Total langsiktig gjeld 3 130 270 3 074 416 Kortsiktig gjeld Nominell verdi Bokført verdi 31.03.12 Utforskingslån lån Norwegian Energy Company ASA 429 666 423 152 Obligasjonslån Norwegian Energy Company ASA (NOR03) 475 500 473 579 Konvertibelt lån Norwegian Energy Company ASA 173 000 172 321 Total kortsiktig gjeld 1 078 166 1 069 053 13
11 Annen kortsiktig gjeld (NOK 1 000) 31.03.12 31.03.11 Skyldig operatører vedrørende deltagelse i lisenser 160 182 176 436 Meruttak olje/ngl 576 1 226 Skyldige renter lån 62 762 37 170 Annen kortsiktig gjeld 72 619 184 953 Sum annen kortsigtig gjeld 296 139 399 784 12 Segmentrapportering Konsernets virksomhet er i sin helhet knyttet til leting og utvinning av olje, gass og NGL. Konsernets virksomhet vurderes til å ha en homogen risiko og avkastningsprofil før skatt, og utgjør således ett segment. har aktiviteter i Norge, Danmark og Storbritannia. Transaksjoner mellom selskapene i konsernet skjer til ordinære betingelser som ville vært de samme for uavhengige parter. Eiendeler og gjeldsposter gjenspeiler i all hovedsak balansepostene til konsernselskapene i de respektive land. Merverdier er allokert til de enheter som forventes å få fordeler av oppkjøpet. Investeringer i datterselskaper, lån, fordringer og gjeld mellom selskapene inngår i segmenteiendeler og gjeld. Disse elimineres i konsernets konsoliderte oppstilling av finansiell stilling. Geografisk information 31.03.2012 (NOK 1 000) Norge Danmark Storbritannia Annet / elimineringer Konsern Driftsinntekter 2 096 174 609-176 705 Driftsresultat (186 352) (38 481) (13 110) (16) (237 959) Netto finansposter (119 470) Ordinært resultat før skattekostnad (357 429) Skattekostnad 206 496 Resultat for perioden (150 933) Eiendeler 4 170 184 4 245 682 3 298 582 (2 016 300) 9 698 149 Gjeld 4 380 227 2 558 111 2 034 613 (2 011 633) 6 961 319 Investeringsutgifter produksjonsmidler (1 358) 5 633-4 275 Investeringsutgifter anlegg under bygging 99 541-57 092 156 633 Investeringsutgifter lete- og vurderingskostnader 85 551 54 377 5 475 145 403 Avskrivninger 651 52 103-52 754 Stavanger, 23 mai 2012 Styre og Administrerende direktør Norwegian Energy Company ASA Ståle Kyllingstad Styreleder Ole Melberg Nestleder Eimund Nygaard Styremedlem Shona Grant Styremedlem Mona Iren Kolnes Styremedlem Hilde Drønen Styremedlem Arnstein Wigestrand Styremedlem Lotte Kiørboe Styremedlem Bård Arve Lærum Styremedlem 14 Einar Gjelsvik Administrerende direktør
INFORMASJON OM NORECO GRUPPEN Hovedkontor Postadresse P.O. Box 550 Sentrum, 4005 Stavanger Besøksadresse Verksgata 1A, Stavanger Telefon +47 992 83 900 Internett www.noreco.com Organisasjonsnummer Register of Business Enterprises NO 987 989 297 MVA Styret i Ståle Kyllingstad, Styreleder Ole Melberg, Nestleder Eimund Nygaard Shona Grant Mona Iren Kolnes Arnstein Wigestrand Hilde Drønen Lotte Kiørboe Bård Arve Lærum Gruppens Ledelse Einar Gjelsvik Ørjan Gjerde Ellen Sandra Bratland Kjetil Bakken John Bogen Lars Fosvold administrerende direktør finansdirektør direktør for drift og HMS direktør for investorkontakt direktør for forretningsutvikling direktør for leteaktiviteter Finansiell kalender 2012 29 februar Presentasjon av 4. kv 2011, Oslo 02 mai Ordinær generalforsamling, Stavanger 24 mai Presentasjon av 1. kv 2012, Oslo 09 august Presentasjon av 2. kv 2012, Oslo 22 november Presentasjon av 3. kv 2012, Oslo Andre informasjonskilder: Årsrapporter Årsrapporter for Gruppen er tilgjengelige på www.noreco.com Kvartalsvise publikasjoner er og tilleggsinformasjon for investorer og analytikere er tilgjengelig på www.noreco.com. Publikasjonene kan bestilles ved å sende en e-post til av@noreco.com m Nyhetspublikasjoner For å motta meldinger fra, bestill et gratis abonnement ved å sende en e-post til av@noreco.com eller registrer deg på www.noreco.com Investorkontakt Kjetil Bakken, direktør for investorkontakt tlf. +47 91 889 889, kjb@noreco.com Ørjan Gjerde, Finansdirektør tlf. +47 900 35 738, og@noreco.com 15
Norwegian Energy Company ASA Verksgata 1A P.O. Box 550 Sentrum 4003 Stavanger Norway Tel: +47 99 28 39 00 Fax: +47 51 53 33 33 www.noreco.com