Årsrapport for 2002. Petroleum Geo-Services ASA

Årsrapport for 2002 Petroleum Geo-Services ASA

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). 2002 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 1998-2001, 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.

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 2003. 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 2001. 68% 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 2001. 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 2001. 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 2001. Samlet var våre driftsinntekter fra salg av multiklient data USD 269,1 millioner, en økning på 12% fra 2001. 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 2001. 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 2001. 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 2007. Driftsinntekter fra Petrojarl I var USD 42,4 millioner (eller 209%) høyere enn for 2001. Fartøyet startet produksjon på Glitne-feltet i 3. kvartal 2001 hvor det også har vært i full beskjeftigelse gjennom hele 2002. 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 1998. For å vurdere mulige utbygginger av feltet, inkludert boring av nye side-tracks og utbygging av Varg-Sør, har konsernet 2

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 2001. 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 2002. 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 2001. 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 2002. 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 2001. 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 2002. 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 2001. 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 2001. Amortisering av multiklient databiblioteket økte med USD 17,5 millioner til USD 212,9 millioner, en økning på 9% fra 2001. Inkludert i amortisering av multiklient databiblioteket inngår minimumsamortisering med USD 39,8 millioner og USD 39,1 millioner for henholdsvis 2002 og 2001. 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 2001. 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 2001. 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

Årsberetning for 2002 fra 2001. 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 2001. 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 2001. Driftsresultat før nedskrivninger og andre poster i prosent av driftsinntekter gikk ned fra 35% i 2001 til 31% i 2002. 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 8.162.545.903 kroner i 2002. Styrets forslag til inndekning av årets underskudd er som følger: Kroner Tilført fra overkursfond 6.983.312.020 Tilført fra annen egenkapital 1.179.233.883 Sum 8.162.545.903 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

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 2003 2004 2005 2006 og deretter Gjeldsforpliktelser (a) 2.255,7 941,3 12,2 13,0 1.289,2 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 --- --- --- 143,8 Preferanse aksjer (c) 64,0 64,0 --- --- --- Sum kontraktsfestet kontantforpliktelser 2.818,0 1.112,4 89,3 75,7 1.540,6 (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 2003. 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 2010. 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

Årsberetning for 2002 Som følge av likviditetsproblemene er konsernets kredittverdighet blitt betydelig nedgradert, første gang i juli 2002. 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 2002. 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 2002. 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 103.345.987 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 50.798.544 (omlag 49%), mens aksjonærer med adresse i Norge eide totalt 41.675.036 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 14001 (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

Årsberetning for 2002 million arbeidstimer) for 2002 mot en frekvens på 1,64 i 2001. 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 4.000 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 2003. 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 2003. 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 2003. Konsernet kostnadsførte et ytterligere tap på USD 3,4 millioner (etter skatt) i 1. kvartal 2003. 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

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 2003. I tillegg forventes det å se resultater av nedbemanninger og øvrige kostnadskutt mot slutten av 2003. 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

Petroleum Geo-Services ASA konsern Resultatregnskap (I tusen USD, unntatt aksje informasjon) Note 2002 2001 2000 Driftsinntekter 4 994 019 885 063 757 368 Solgte tjenesters kost 476 212 381 019 296 694 Avskrivninger og amortiseringer 4 357 532 325 544 256 371 Forsknings- og teknologikostnader 2 766 3 752 6 677 Markedsførings- og administrasjonskostnader 56 198 66 505 55 894 Nedskrivninger og andre poster 32 823 332 (106 546) 364 025 Driftskostnader 1 716 040 670 274 979 661 Driftsresultat 4 (722 021) 214 789 (222 293) Andel resultat i tilknyttede selskaper 5 (1 691) (544) 59 841 Netto rentekostnader 6 (148 473) (140 808) (132 498) Andre finansinntekter (-kostnader) 7 39 307 (22 305) (32 860) Resultat før skatt (832 878) 51 132 (327 810) Skattekostnad (-inntekt) på ordinært resultat 8 205 269 30 028 (128 152) Ordinært resultat (1 038 147) 21 104 (199 658) Resultat etter skatt fra virksomhet under avhendelse/solgt 3 (207 545) (9 810) (1 570) Resultat før akkumulert effekt av regnskapsendringer (1 245 692) 11 294 (201 228) Akkumulert effekt av regnskapsendringer, etter skatt - - (6 555) Årets resultat (1 245 692) 11 294 (207 783) 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 103 345 987 102 768 283 102 020 830 Utestående utvannede aksjer 103 345 987 102 788 055 102 020 830 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

Petroleum Geo-Services ASA konsern Balanse Per 31. desember (I tusen USD) Note 2002 2001 EIENDELER Anleggsmidler: Immaterielle eiendeler: Andre immaterielle eiendeler 12 7 555 12 600 Utsatt skattefordel 8 75 439 174 568 Goodwill 13-44 801 Sum immaterielle eiendeler 82 994 231 969 Varige driftsmidler 14, 15 1 689 898 2 233 672 Beholdning av multiklient databibiliotek 16 660 383 918 072 Finansielle anleggsmidler: Investeringer i tilknyttede selskaper 5 12 240 20 713 Andre finansielle anleggsmidler 17, 19 26 366 33 551 Sum finansielle anleggsmidler 38 606 54 264 Sum anleggsmidler 2 471 881 3 437 977 Omløpsmidler: Olje & gass eiendeler 18 17 324 - Fordringer 19 220 895 234 887 Eiendeler i virksomhet under avhendelse 3 65 309 241 097 Andre omløpsmidler 20 74 390 97 921 Bankinnskudd, kontanter og lignende 21 113 031 102 130 Sum omløpsmidler 490 949 676 035 Sum eiendeler 2 962 830 4 114 012 EGENKAPITAL OG GJELD Egenkapital: Innskutt egenkapital: Aksjekapital (103.345.987 aksjer à 5,- kroner) 22 71 807 71 807 Annen innbetalt kapital - 1 044 497 Sum innskutt egenkapital 71 807 1 116 304 Annen egenkapital (103 353) 91 723 Sum egenkapital (31 546) 1 208 027 "Guaranteed preferred beneficial interest in PGS junior subordinated debt securities" 24 142 322 141 000 Preferanse aksjer relatert til verdipapirisering av multiklient data 24 63 954 163 588 Gjeld: Avsetning for langsiktige forpliktelser: Utsatt skatt 8 97 307 37 524 Andre avsetninger for forpliktelser 3 55 305 24 766 Sum avsetning for forpliktelser 152 612 62 290 Annen langsiktig gjeld: Langsiktige finansielle leasingforpliktelser 10 76 075 41 683 Langsiktige lån 25 1 310 325 1 903 571 Sum annen langsiktig gjeld 1 386 400 1 945 254 Kortsiktig gjeld: Kortsiktig gjeld, kortsiktig del av langsiktige lån og - finansielle leasingforpliktelser 10, 25 959 550 246 429 Gjeld og andre forpliktelser for virksomhet under avhendelse 3 19 980 55 732 Leverandørgjeld 54 976 67 574 Påløpte kostnader 20 195 548 207 670 Betalbar skatt 19 034 16 448 Sum kortsiktig gjeld 1 249 088 593 853 Sum egenkapital og gjeld 2 962 830 4 114 012 2

Petroleum Geo-Services ASA konsern Kontantstrømoppstilling (I tusen USD) 2002 2001 2000 Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Årets resultat (1 245 692) 11 294 (207 783) Korreksjoner ved avstemming av årets resultat mot kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Avskrivninger og amortiseringer kostnadsført 357 532 325 544 256 371 Nedskrivninger og tap ved salg av datterselskap 1 039 472 (97 027) 321 070 Kontantstrømmer relatert til virksomhet under avhendelse 5 864 (3 295) (1 650) Avsetning for utsatt skatt 184 577 22 756 (139 303) Endring i kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld (28 376) (74 721) (72 636) Netto tap ved avgang varige driftsmidler 7 561 294 199 Øvrige poster 10 086 23 562 239 Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 331 024 208 407 156 507 Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter: Investeringer i multiklient databibliotek (190 436) (230 166) (264 541) Investeringer i varige driftsmidler/olje og gass eiendeler (60 894) (185 294) (69 897) Investeringer i virksomhet under avhendelse (77 229) (54 329) (45 320) Salg av datterselskap og -egenkapitalinvesteringer 20 222 175 000 150 508 Øvrige poster (9 030) (19 485) (12 086) Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter (317 367) (314 274) (241 336) Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter: Opptak av langsiktig gjeld - - 223 845 Netto tilgang preferanse aksjer - 234 285 - Netto tilgang ny egenkapital, inkludert utøvelse av aksjeopsjoner - 816 7 425 Nedbetaling av langsiktig gjeld (241 826) (11 414) (15 447) Nedbetaling av preferanse aksjer (98 983) (77 280) - Netto økning (nedgang) i kortsiktig gjeld 335 348 (5 667) (34 409) Nedbetaling av finansielle leaser (15 496) (7 806) (7 775) Netto kontantstrømmer skatteutligningskontrakter 9 566 (64 575) (8 068) Annet 8 098 - - Netto kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter (3 293) 68 359 165 571 Virkning av valutakursendringer på kontanter og kontantekvivalenter 537 (93) (221) Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter 10 901 (37 601) 80 521 Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse 102 130 139 731 59 210 Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt 113 031 102 130 139 731 3

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 1999 101 609 587 70 844 1 028 255 3 279 269 297 1 371 675 Årets resultat - - - - (207 783) (207 783) Utøvelse aksjeopsjoner ansatte 738 400 416 7 011 - - 7 427 Omregningsdifferanser - - - (14 350) 421 (13 929) Egenkapital per 31. desember 2000 102 347 987 71 260 1 035 266 (11 071) 61 935 1 157 390 Årets resultat - - - - 11 294 11 294 Aksjeemisjon 900 000 493 8 558-9 051 Utøvelse aksjeopsjoner ansatte 98 000 54 673 - - 727 Korreksjon Awilco fusjon - - - - 31 956 31 956 Omregningsdifferanser - - - (2 762) 371 (2 391) Egenkapital per 31. desember 2001 103 345 987 71 807 1 044 497 (13 833) 105 556 1 208 027 Årets resultat - - (1 044 497) - (201 195) (1 245 692) Utdeling av utbytte til minoritet - - - - (1 076) (1 076) Omregningsdifferanser - - - 7 195-7 195 Egenkapital per 31. desember 2002 103 345 987 71 807 - (6 638) (96 715) (31 546) 4

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 2003. Følgelig er de regnskapsmessige resultater, balanseverdier og kontantstrømmer for disse datterselskap presenteret som virksomhet under avhendelse for årene 2002, 2001 og 2000. 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 2002. 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 2002. 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

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 2003 2004 2005 2006 og deretter Gjeldsforpliktelser (Note 25) (a) 2.255,7 941,3 12,2 13,0 1.289,2 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 --- --- --- 143,8 Preferanse aksjer (Note 24) (c) 64,0 64,0 --- --- --- Sum kontraktsfestet kontantforpliktelser 2.818,0 1.112,4 89,3 75,7 1.540,6 (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 2003. 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

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 2000. 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

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

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

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 20-30 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

gass eiendeler relaterer seg til vårt datterselskap Pertra AS 70% eierandel i Varg feltet i Nordsjøen, produksjonslisens (PL) 038, som konsernet kjøpte i august 2002. 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 2000. 11

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

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 2000. Driftsinntekter fra Atlantis aktiviteter var USD 23,5 millioner, USD 0,6 millioner og USD 0,3 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og 2000. 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 2000. 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 2000. 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 2000. 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 2010. 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 2000. Driftsinntekter fra Production Services var USD 181,3 millioner, USD 167,0 millioner og USD 155,8 millioner for henholdsvis 2002, 2001 og 2000. 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 2000. 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 2000. 13

Eiendeler, gjeld og andre forpliktelser for Atlantis og Production Services var som følger: Per 31. desember 2002 2001 (I tusen USD) Atlantis Production Services Atlantis Production Services Utsatt skattefordel --- --- 9.024 --- Goodwill --- --- --- 29.358 Varige driftsmidler 323 --- 237 670 Investeringer i tilknyttede selskaper --- --- --- 660 Olje og gass eiendeler 56.669 --- 171.041 --- Fordringer 3.489 --- 3 19.287 Andre omløpsmidler 1.913 --- 481 1.557 Bankinnskudd, kontanter og lignende 2.915 --- 3.613 5.166 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 1998. 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 900.000 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 2003. Konsernet kostnadsførte et ytterligere tap på USD 3,4 millioner, etter skatt, i 1. kvartal 2003. Betinget visse hendelser kan konsernet motta ytterligere USD 50 millioner i vederlag for dette salget. 14

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: 2002 671.405 322.614 --- --- 994.019 2001 594.507 290.556 --- --- 885.063 2000 462.604 294.764 --- --- 757.368 Driftsinntekter, inkl. internt salg: 2002 674.993 322.614 --- (3.588) 994.019 2001 596.053 290.556 --- (1.546) 885.063 2000 472.570 295.981 --- (11.183) 757.368 Avskrivninger og amortiseringer: 2002 295.511 62.021 --- --- 357.532 2001 268.231 57.313 --- --- 325.544 2000 209.064 47.307 --- --- 256.371 Øvrige driftskostnader: (a) 2002 375.121 160.055 --- --- 535.176 2001 320.027 131.249 --- --- 451.276 2000 222.991 136.274 --- --- 359.265 Nedskrivninger og andre poster: 2002 390.002 429.714 3.616 --- 823.332 2001 (113.445) 6.899 --- --- (106.546) 2000 288.595 75.430 --- --- 364.025 Driftsresultat: 2002 (389.229) (329.176) (3.616) --- (722.021) 2001 119.694 95.095 --- --- 214.789 2000 (258.047) 35.754 --- --- (222.293) Rentekostnader, netto: (b) 2002 64.106 62.759 --- --- 126.865 2001 54.174 65.699 --- --- 119.873 2000 57.191 60.490 --- --- 117.681 Resultat etter skatt fra virksomhet under avhendelse/solgt: 2002 --- (207.545) --- --- (207.545) 2001 --- (9.810) --- --- (9.810) 2000 --- (1.570) --- --- (1.570) Investeringer etter egenkapitalmetoden: 2002 7.704 4.536 --- --- 12.240 2001 14.590 6.123 --- --- 20.713 15

Geofysiske tjenester Produksjonstjenester Ikke segmentrelatert Eliminering internet salg (I tusen USD) Totalt Eiendeler i virksomhet under avhendelse: 2002 --- 65.309 --- --- 65.309 2001 --- 241.097 --- --- 241.097 Eiendeler, eksklusiv virksomhet under avhendelse: 2002 1.661.647 1.235.874 --- -- 2.897.521 2001 2.147.596 1.725.319 --- -- 3.872.915 Tilgang investeringer: 2002 232.179 19.151 --- --- 251.330 2001 256.280 159.180 --- --- 415.460 2000 285.750 48.688 --- --- 334.438 Investeringer i virksomhet under avhendelse: 2002 --- 77.229 --- --- 77.229 2001 --- 54.329 --- --- 54.329 2000 --- 45.320 --- --- 45.320 (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 2000. 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: 2002 220.633 255.770 224.856 142.170 80.393 70.197 --- 994.019 2001 172.780 221.158 187.721 148.345 75.553 79.506 --- 885.063 2000 144.124 249.739 153.520 115.130 39.029 55.826 --- 757.368 Driftsinntekter, geografisk mråde: 2002 221.233 258.675 227.774 142.200 80.393 70.197 (6.453) 994.019 2001 174.088 223.529 189.898 148.562 75.553 79.506 (6.073) 885.063 2000 150.688 258.421 164.723 117.716 39.029 67.057 (40.266) 757.368 Driftsresultat: 2002 (197.967) (427.844) 16.640 (45.777) (45.435) (21.638) --- (722.021) 2001 (10.290) 56.589 158.269 5.778 8.480 (4.037) --- 214.789 2000 (162.067) (1.243) 2.140 (39.020) (8.241) (13.862) --- (222.293) Identifiserbare eiendeler: (b) 2002 488.378 1.063.549 631.885 104.286 61.514 17.993 --- 2.367.605 2001 628.662 1.597.477 670.266 139.618 103.885 11.836 --- 3.151.744 Ordinære avskrivninger og amortiseringer: 2002 140.562 74.774 66.204 32.735 38.580 4.677 --- 357.532 2001 96.518 102.136 60.069 33.696 29.588 3.537 --- 325.544 2000 77.893 90.599 39.062 27.903 16.266 4.648 --- 256.371 Investeringer i varige driftsmidler/olje og gass eiendeler: 2002 10.390 21.618 28.415 192 --- 279 --- 60.894 2001 5.258 84.418 94.928 208 312 170 --- 185.294 2000 7.111 46.225 16.009 360 155 37 --- 69.897 (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

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) 2002 2001 2000 Aksjeselskap og selskaper med begrenset ansvar: Geo Explorer AS (524) 619 226 Calibre Seismic Company (37) (31) (13) Spinnaker Exploration Company (a) --- --- 59.562 FW Oil Exploration LLC (677) (958) --- Ikdam Production SA (165) --- --- Triumph Petroleum (288) (179) --- Woodlands DPTS (UK) Ltd. --- --- (4) Ansvarlige selskaper --- 5 70 Sum (a) (1.691) (544) 59.841 (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 31.12.02 (I tusen USD) 2001 2002 2002 2002 (b) 2002 2002 % Aksjeselskap og selskaper med begrenset ansvar: Geo Explorer AS 2.112 (524) (332) (2) --- 1.254 50,0% Calibre Seismic Company 6.666 (37) (490) (2.205) --- 3.934 50,0% FW Oil Exploration LLC 4.509 (677) --- 2.863 (6.695) --- 63,0% Triumph Petroleum 724 (288) 199 4.108 (3.549) 1.194 37,6% Ikdam Production, SA 5.399 (165) 3.456 346 (4.500) 4.536 40,0% Walter Hervig AS 1.106 --- --- 1 --- 1.107 50,0% Andre 127 --- --- 5 --- 132 0,0% Ansvarlige selskaper 70 --- --- 13 --- 83 50,0% Sum 20.713 (1.691) 2.833 5.129 (14.744) 12.240 (b) Inkluderer omregningsdifferanser. Note 6 - Netto rentekostnader Netto rentekostnader består av: (I tusen USD) 2002 2001 2000 Renteinntekter 3.955 5.582 5.076 Rentekostnader (130.820) (125.455) (122.757) Netto rentekostnader før finanskostnader knyttet til securities (126.865 (119.873) (117.681) 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 (148.473) (140.808) (132.498) 17

Note 7 - Andre finansinntekter og (-kostnader) Andre finansinntekter (-kostnader) består av: (I tusen USD) 2002 2001 2000 Valutagevinster (-tap) (8.971) (1.958) 2.890 Gevinst på UK leases --- --- 26.004 Resultat av skatteutligningskontrakter (TES) (Note 26) 54.149 (17.996) (61.357) Annet (5.871) (2.351) (397) Sum 39.307 (22.305) (32.860) Note 8 - Skatter Skattekostnad (-inntekt): (I tusen USD) 2002 2001 2000 Betalbar skatt: Norge 2.096 4.179 1.077 Øvrige land 22.541 9.510 4.588 Endring i utsatt skatt: Norge 88.160 (10.389) (121.150) Øvrige land 96.417 33.145 (18.153) Sum skattekostnad (-inntekt) 209.214 36.445 (133.638) Netto skatteeffekt relatert til virksomhet under avhendelse/solgt (3.945) (6.417) 2.907 Skattegevinst relatert til akkumulert effekt av regnskapsendringer --- --- 2.579 Skattekostnad (-inntekt) på ordinært resultat 205.269 30.028 (128.152) 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) 2002 2001 2000 Resultat før skatt: Norge (498.373) (39.199) (337.449) Øvrige land (538.107) 86.938 (3.937) Sum (1.036.480) 47.739 (341.386) Skattesats i Norge 28% 28% 28% Skatt i henhold til den norske skattesatsen (290.214) 13.367 (95.588) Spesifikasjon av endring i skattekostnaden (-inntekten): Høyere (lavere) skatt i utenlandske selskaper 71.136 (40.695) (11.733) Endring av ligning tidligere år 4.245 (696) (1.177) Urealisert agio tap (permanent forskjell) 91.020 (700) (33.147) Permanente forskjeller inkludert goodwill 56.683 1.590 2.010 Ikke balanseført utsatt skattefordel 258.609 65.912 3.792 Annet 17.735 (2.333) 2.205 Skattekostnad (-inntekt) 209.214 36.445 (133.638) 18

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) 2002 2001 Anleggsmidler og langsiktige eiendeler (67.526) 40.429 Fremførbart underskudd (240.433) (215.817) Utsatt gevinstbeskatning 58.745 2.167 Fordringer og varelager (20.384) (16.974) Skattekreditter (3.665) (3.657) Kostnader fradragsberettiget ved betaling (43.862) (14.159) Andre midlertidige forskjeller 10.678 (2.689) Sum før avsetning verdivurdering av utsatt skatt (306.447) (210.700) Ikke balanseført utsatt skattefordel 328.315 69.704 Sum 21.868 (140.996) Utsatt skatt (skattefordel) norske selskaper 7.894 (146.263) Utsatt skatt (skattefordel) utenlandske selskaper 13.974 5.267 Sum netto utsatt skatt (skattefordel) (a) 21.868 (140.996) Netto utsatt skatt i balansen er presentert som: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Utsatt skattefordel (75.439) (183.592) Utsatt skatt 97.307 42.596 Sum netto utsatt skatt (skattefordel) (a) (21.868) (140.996) (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 2002. Fremførbare underskudd i Norge på USD 490,3 millioner utløper til forskjellige datoer fra og med 2003 til og med 2012. 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 2021. 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 11.294 102.768.283 0,11 Potensielle ordinære aksjer opsjoner 19.772 Utvannet resultat per aksje 11.294 102.788.055 0,11 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 2013. Konsernet har også finansielle leasingforpliktelser for seismiske fartøy og utstyr som løper til ulike datoer ut år 2008. Fremtidige 19

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) 2003 87.100 19.996 2004 59.142 17.994 2005 34.249 28.489 2006 19.248 21.600 2007 16.443 6.915 Deretter 36.614 6.754 Sum 252.796 101.748 Beregnet renteelement (7.229) Netto nåverdi 94.519 Kortsiktig andel (18.444) Langsiktig andel av finansiell leasing 76.075 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 2003. Fremtidige minimums-, bindende operasjonelle leieforpliktelser relaterer seg til konsernets virksomhet på følgende måte: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 Marin seismikk 43.188 Skytteltankskip for FPSO 106.218 Dataprosesseringsutstyr 27.625 Bygninger 69.601 Inventar, kontormaskiner etc. 6.164 Sum 252.796 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

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 2002. Det var ingen slik avsetning per 31. desember 2002. Note 12 - Andre immaterielle eiendeler Andre immaterielle eiendeler består av: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Patenter og royalties 26 43 Lisenser 5.857 8.443 Software produkter 1.672 4.114 Sum 7.555 12.600 Note 13 - Goodwill Regnskapsført verdi av goodwill knytter seg til følgende virksomhetskjøp: Oppkjøps- Avskrives Per 31. desember (I tusen USD) år over 2002 2001 ERC Tigress 1994 10 år --- 3.189 Acadian Geophysical Services, Inc. 1998 40 år --- 31.924 Diamond Geophysical Services Company 2001 40 år --- 9.647 Andre mindre oppkjøp 10 år --- 41 Sum --- 44.801 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

Note 14 - Varige driftsmidler (inklusive finansielle leaser) Anskaffelseskost: Avskrivning over Anskaffelseskost per Tilgang Avgang Nedskrivninger Andre endringer Anskaffelseskost per (I tusen USD) antall år 31.12.2001 2002 2002 2002 (a) (b) 31.12.2002 Seismiske fartøy: - egne 20 30 473.435 1.866 --- --- 177 475.478 - utbedringer leide fartøy 1 30 12.670 --- --- --- (5.399) 7.271 Seismisk utstyr: - egne 3 10 473.463 35.630 (493) (19.766) (917) 487.917 - finansielle leasinger 3 10 64.279 57.445 (2.232) (193) 14.192 133.491 Flytende produksjonsskip og utstyr: - egne 20 30 1.827.461 2.061 --- (128.406) 4.635 1.705.751 Inventar, kontorutstyr etc.: - egne 3 5 49.055 4.131 (2.652) (22) 804 51.316 - finansielle leasinger 3 5 3.380 --- (117) --- 250 3.513 Bygninger / annet: - egne 1 30 10.656 7 (290) --- (7.205) 3.168 - utbedringer leide lokaler 1 30 9.701 175 (34) --- 3.084 12.926 Sum 2.924.100 101.315 (5.818) (148.387) 9.621 2.880.831 Akkumulerte avskrivninger: Akkumulerte avskrivninger per Akkumulerte avskrivninger per Avskrivning over Avskrivninger Avgang Nedskrivninger Andre endringer (I tusen USD) antall år 31.12.2001 2002 2002 2002 (a) (b) 31.12.2002 Seismiske fartøy: - egne 20 30 57.802 16.666 1.527 --- 2.200 78.195 - utbedringer leide fartøy 1 30 11.850 118 --- --- (5.405) 6.563 Seismisk utstyr: - egne 3 10 307.217 63.751 7.038 13.205 (8.346) 382.865 - finansielle leasinger 3 10 20.439 21.342 1.049 14.807 10.123 67.760 Flytende produksjonsskip og utstyr: - egne 20 30 250.453 56.292 --- 296.808 (25) 603.528 Inventar, kontorutstyr etc.: - egne 3 5 30.974 5.452 (987) (9) 3.071 38.501 - finansielle leasinger 3 5 3.336 181 (121) --- (148) 3.248 Bygninger / annet: - egne 1 30 994 174 (266) 4 957 1.863 - utbedringer leide lokaler 1 30 7.363 543 (27) --- 531 8.410 Sum 690.428 164.519 8.213 324.815 2.958 1.190.933 (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

Regnskapsført verdi av varige driftsmidler er som følger: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Anskaffelseskost: Seismiske fartøy 482.749 486.105 Seismisk- og dataprosesseringsutstyr 621.408 537.742 Flytende produksjonsskip og utstyr 1.705.751 1.827.461 Inventar, kontorutstyr etc. 54.829 52.435 Bygninger, inkl. utbedringer lokaler 16.094 20.357 Sum anskaffelseskost 2.880.831 2.924.100 Akkumulerte avskrivninger (1.190.933) (690.428) Sum 1.689.898 2.233.672 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 2002. 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 2007. 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 2001. 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: 2002 2001 2000 1999 1998 (I tusen USD) Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Driftsm. u/bygging --- --- 1 --- 48.296 --- 179.072 --- Seismiske fartøy 1.866 --- 1.133 --- 4.026 --- 137.518 --- 101.406 --- Seismisk utstyr 93.075 --- 61.234 --- 17.352 --- 80.504 51 197.312 348 Flytende prod.skip 2.061 --- 121.007 --- 110.253 --- 358.251 --- 37 --- Inventar etc. 4.131 34 5.291 2.458 8.153 --- 16.551 46 36.239 1.895 Bygninger / annet 182 --- 493 113 8.443 --- 486 --- 3.449 430 Sum 101.315 34 189.158 2.571 148.228 --- 641.606 97 517.515 2.673 Eiendeler under avhendelse/solgt 210 317 342 --- 218 --- 1.574 --- 1.990 --- Sum 101.525 351 189.500 2.571 148.446 --- 643.180 97 519.505 2.673 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

Note 16 - Beholdning av multiklient databibliotek Beholdningen av multiklient databibliotek, netto etter akkumulerte amortiseringer og nedskrivinger, består av: Per 31.desember (I tusen USD) 2002 2001 Multiklient seismikk, ferdigstilte undersøkelser 582.663 841.108 Multiklient seismikk, prosjekter / enheter i arbeid 77.720 76.964 Sum 660.383 918.072 Multiklient databiblioteket presentert per ferdigstillelsesår: Netto balanseført verdi Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Ferdigstilte prosjekter / enheter: Ferdigstilt i løpet av 1997 og tidligere år 20.837 48.086 Ferdigstilt i løpet av 1998 34.168 69.730 Ferdigstilt i løpet av 1999 69.642 188.373 Ferdigstilt i løpet av 2000 98.179 234.824 Ferdigstilt i løpet av 2001 267.992 300.095 Ferdigstilt i løpet av 2002 91.845 --- Ferdigstilte prosjekter / enheter 582.663 841.108 Prosjekter/enheter i arbeid 77.720 76.964 Multiklient databibliotek 660.383 918.072 Basert på rådende markedsforhold og fremtidige estimerte kontantstrømmer for de enkelte multiklient prosjekter, nedskrev vi vårt multiklient databibliotek med USD 268,4 millioner i 2002. 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 2000. 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 2003 67.913 I løpet av 2004 112.283 I løpet av 2005 102.278 I løpet av 2006 125.030 I løpet av 2007 108.772 I løpet av 2008 94.853 I løpet av 2009 36.718 I løpet av 2010 12.536 Fremtidig estimert amortisering 660.383 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 2000. 24

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) 2002 2001 Kostnader ved opptak av langsiktige lån 14.818 19.650 Andre langsiktige fordringer 11.548 13.894 Sum 26.366 33.551 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 2002 11.085 Boring av ny brønn og seismiske undersøkelser 8.238 Produsert, men ikke levert olje (a) 3.382 Amortisering i 2002 (5.381) Sum 17.324 (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 2001. 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 2001. 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 2003. 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

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 2001. Note 22 - Antall aksjer og aksjeeiere Petroleum Geo-Services ASA hadde per 31. desember 2002 en aksjekapital på 516.729.935 kroner fordelt på 103.345.987 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) 42.935.181 41,5 Umoe Invest AS (b) 11.438.900 11,1 Citibank 5.768.537 5,6 Compagnie Generale 4.190.000 4,0 Odin Forvaltning 3.976.700 3.9 Torkel Alendal 1.514.500 1,4 TS Industri Invest AS 1.050.000 1,0 SG Securities (London) 727.400 0.7 Danske Bank A/S, Danmark 674.943 0.7 BSDT ABN Amro 533.425 0.5 Euroclear Bank S.A. 505.488 0.5 Bear Stearns Securities 416.356 0.4 State Street Bank & Trust Co. 412.941 0.4 Reidar Michaelsen 380.000 0.4 Nordea Bank Danmark 367.663 0.4 Danske Bank A/S, Luxemburg 343.345 0.3 Societe Generale 322.489 0.3 SIS Segaintersettle 318.488 0.3 Henry Stødle 260.000 0.3 Arne Øfsthus 250.000 0.2 Øvrige aksjonærer 26.959.631 26.1 Sum 103.345.987 100,0 (a) Med bakgrunn i eksisterende forvaltningsavtaler (vedrørende eiere av ADR ), vil ikke ovennevnte aksjonærliste vise korrekt eierstruktur. (b) Inkluderer 293.900 ADR s. 26

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 11.438.900 11,1 Reidar Michaelsen 380.000 0,4 Jens Gerhard Heiberg 60.000 0,0 Geir Aune --- --- Thorleif Enger --- --- Marianne Johnsen --- --- Rolf Erik Rolfsen --- --- Administrerende direktør og konsernledelse: Svein Rennemo, administrerende direktør --- --- Kaare Gisvold 67.000 0,1 Sverre Strandenes 10.000 0,0 Anthony Ross Mackewn 1.500 0,0 Sam R. Morrow 1.000 0,0 Knut Øversjøen --- --- Andreas J. Enger, ansatt januar 2003 --- --- Vår revisor Ernst & Young AS eide ingen aksjer i Selskapet per 31. desember 2002. 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 16.462.404 og 816.800 aksjer tildelt per 31. desember 2002 hvorav noen er allerede utøvd eller på annen måte ikke utestående per 31. desember 2002. 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 140.000 opsjoner og fra 103,- kroner til 150,- kroner for 4.833.474 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

Nedenfor presenteres en oversikt over konsernets aksjeopsjonsavtaler per henholdsvis 31. desember 2002, 2001 og 2000, med justeringer for de respektive år. Per 31. desember 2002 2001 2000 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. 10.690,8 135 kr. 7.691,2 127 kr. Tildelte 0,0 --- 120,0 103 kr. 3.926,0 143 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, 5 135 kr. 8.635,4 142 kr. 10.690,8 135 kr. Gjennomsnittlig markedsverdi på opsjoner tildelt i året --- 44 kr. 69 kr. Per 31. desember 2002 kunne 1.264.474 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 4.611.404 opsjoner til en vektet gjennomsnittlig opsjonspris på 143 kroner og 4.762.000 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 5.750.000 verdipapirer som hver har en innløsningspris på USD 25, og forfaller 30. juni 2039. 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 2039. 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 2004. 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 2001. Trust preferred security utestående beløp per 31. desember 2002 på USD 142,3 millioner reflekterer utstedelseskostnader. Utestående beløp vil stige til 28

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 2002. 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 2003. 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

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% 108.466 8,3 % 119.884 Usikrede lån 7,1% 1.455.729 6,7 % 1.680.088 Andre lån: Pantesikrede lån 3,9% 7.188 7,5 % 97 Usikrede --- --- 13,0 % 726 1.571.383 1.800.795 Kortsiktig del (261.058) (237.224) Sum 1.310.325 1.563.571 Opptrekk langsiktig kredittfasilitet --- 340.000 Sum 1.310.325 1.903.571 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 2003. 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 2002. 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 2029. 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 2003. 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 2008. 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 2011. Lånet tilbakebetales med halvårlige nedbetalinger etter annuitetsprinsippet. Lånet kan tilbakebetales om eier ønsker det på hvilken som helst av de halvårlige 30

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 2007. 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 2001. 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 2002. 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 2001. 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 2001. Forfallsstruktur: Tabellen nedenfor viser forfallsstrukturen for konsernets gjeld, inkludert rullerende bankkredittfasiliteter, men eksklusive utestående under preferred securities, per 31. desember 2002: (I tusen USD) 2003 941.106 2004 12.157 2005 13.028 2006 13.231 2007 371.626 Deretter 900.283 Sum 2.251.431 31

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 2003. 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 2001. 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 2029. Opprinnelig renteforfall var 15. januar 2003, hvor rentene ble betalt i februar 2003. 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 2002. 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

valuta terminkontrakter for å sikre transaksjoner i USD og Brunei dollar i 2002. 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 2001. 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 2002 2001 (I tusen USD) Balanseført verdi Virkelig verdi Balanseført verdi Virkelig verdi Gjeld 2.251.431 1.039.399 2.140.069 1.923.212 Trust preferred securities 142.322 7.648 141.000 136.505 Skatteutligningskontrakter --- --- 43.909 43.909 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

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 2002. 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 1.167 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) 2002 2001 Estimerte pensjonsforpliktelser ved årets begynnelse 46.111 40.304 Nåverdi av årets pensjonsopptjening 8.103 7.818 Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen 3.108 2.693 Ytelser fra ansatte 1.503 1.118 Endringer --- 4.395 Aktuarmessig netto (gevinster) -tap 64 (7.279) Betalte ytelser (2.022) (1.760) Agio 15.443 (1.178) Estimerte netto pensjonsforpliktelser ved årets slutt 72.310 46.111 34

Endring i pensjonsordningenes virkelige verdier: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Virkelig verdi av pensjonsordningene ved årets begynnelse 34.571 29.419 Avkastning på pensjonsmidlene 3.439 (2.052) Ytelser fra konsernet 10.202 6.143 Ytelser fra ansatte 1.503 1.118 Endringer (10.262) 2.559 Betalte ytelser (2.022) (1.760) Agio 10.713 (856) Virkelig verdi av pensjonsmidler ved årets slutt 48.144 34.571 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 2001. Finansieringsstatus for pensjonsordningene er som følger: Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Finansieringsstatus (24.166) (11.606) Ikke resultatført aktuarmessig tap 15.226 2.122 Ikke resultatført tidligere pensjonsopptjening 25 22 Ikke resultatført overgangskostnader 154 132 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 2000. Periodens netto pensjonskostnader for konsernets kollektive ytelsesplaner er som følger: (I tusen USD) 2002 2001 2000 Nåverdi av årets pensjonsopptjening 8.103 7.818 6.641 Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen 3.108 2.693 2.042 Avkastning på pensjonsmidlene (3.439) (2.591) (2.039) Amortisering av aktuarmessig tap 86 26 17 Amortisering av tidligere pensjonsopptjening 2 3 2 Amortisering av overgangskostnader 15 14 14 Netto pensjonskostnader 7.875 7.963 6.677 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 11.000 for 2002. 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 2000. 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 2000. Den samlede charterleie for 2002, 2001 og 2000 for disse fartøyene beløp seg til 35

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 1995. Den 27. september 2002 ble Jens Ulltveit-Moe innvalgt i styret som styrets formann. Per 31. desember 2002 kontrollerte styrets formann 11.438.900 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 2003. 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) 2002 2001 2000 Renter, netto for aktiverte renter 104.664 126.705 120.076 Minoritetsinteresse på trust preferred securities (Note 24)/verdipapirisering andel av multiklient biblioteket (Note 24) 13.566 19.310 13.835 Skatter 15.938 1.257 4.505 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) 2002 2001 2000 Lønn 156.342 150.493 150.441 Folketrygdavgift 17.421 14.181 11.748 Pensjonskostnader 9.775 9.663 9.277 Andre ytelser 62.478 50.919 33.500 Sum 246.016 225.256 204.966 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 2002. Konsernet hadde gjennomsnittlig 4.574 antall ansatte i 2002. For 2001 og 2000 var tilsvarende antall ansatte henholdsvis 4.648 og 3.976. Ytelser til ledelsen: Svein Rennemo tiltrådte som konsernsjef og Reidar Michaelsen gikk av som konsernsjef i Petroleum Geo- Services ASA den 7. november 2002. 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 2003. 36

Samlete utbetalinger til styret i 2002 var USD 252.901 hvorav USD 92.190 (tilsvarende 750.000 kroner) i styrehonorar for 2001 og USD 160.711 i konsulenthonorar. I tillegg er det avsatt USD 75.000 til dekning av en utsatt kompensasjonsavtale med et medlem av styret som gikk av den 27. september 2002. 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 2002. Fra og med 2003 blir det ikke lenger utbetalt honorar til styremedlemmer utover det faste styrehonoraret. Per 31. desember 2002 eide/kontrollerte styremedlemmer totalt 11.878.900 aksjer i Selskapet (se Note 22 for aksjer per styremedlem). Per 31. desember 2002 hadde Reidar Michaelsen, tidligere konsernsjef og medlem av styret, 900.000 opsjoner i Selskapet til en opsjonspris på 133 kroner, med seneste forfall 1. juli 2006. I tillegg har også styremedlem Jens Gerhard Heiberg 40.000 opsjoner i Selskapet. Hvorav 20.000 til utøvelsespris 160 kroner med seneste forfall 1. juli 2006 og 20.000 opsjoner til utøvelsespris 103 kroner med seneste forfall 1. juli 2007. Ved tiltredelse den 7. november 2002 var årslønn for konsernsjef Svein Rennemo 3.250.000 kroner (om lag USD 463.000). For perioden 7. november til 31. desember 2002 fikk Svein Rennemo utbetalt 480.113 kroner i lønn (USD 64.478) og øvrige godtgjørelser på 22.159 kroner (USD 2.976). Svein Rennemo oppebærer ingen pensjonsrettigheter, men mottar en årlig kompensasjon på 250.000 kroner (om lag USD 35.600). 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 950.000, samt øvrige godtgjørelser på USD 157.501, totalt USD 1.107.501 hvorav USD 941.376 relaterer seg til perioden som konsernsjef fra 1. januar 6. november 2002. I tillegg ble det innbetalt USD 3.928.091 i pensjonspremier i 2002. Som sluttoppgjør opprettholder Reidar Michaelsen sin faste årslønn i tillegg til øvrige faste godtgjørelser til fylte 60 år, den 18. august 2003. 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 356.100). Selskapet har etter 18. august 2003 ingen ytterligere forpliktelser overfor Reidar Michaelsen. Per 31. desember 2002 eide vår tidligere konsernsjef 380.000 aksjer i Selskapet samt at han hadde 900.000 opsjoner til utøvelsespris på 133 kroner med seneste forfall 1. juli 2006. Samlet godtgjørelser til øvrige personer som inngikk i konsernledelsen for deres respektive tjenestetid for 2002 var totalt på USD 1.747.406. I tillegg ble det kostnadsført pensjonspremier for totalt USD 254.080. Per 31. desember 2002 eksisterte det ingen bonusavtale for disse personer. Samlet eide/kontrollerte denne gruppen 79.500 aksjer ved årslutt 2002 (se Note 22 for aksjer per person) i tillegg til totalt 472.000 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 2001 1. juli 2003 111,00 --- --- 37.000 1. juli 2002 1. juli 2004 131,50 --- --- 25.000 1. juli 2003 1. juli 2006 133,00 900.000 --- --- 1. juli 2003 1. juli 2006 160,00 20.000 --- --- 1. juli 2003 1. juli 2006 150,00 --- --- 410.000 1. juli 2004 1. juli 2007 103,00 20.000 --- --- Sum 940.000 --- 472.000 Det var forøvrig ingen tildeling eller utøvelse av aksjeopsjoner i 2002. 37

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 1.150 Annen finansiell revisjon (a) 848 Sum revisjonshonorar 1.998 Andre tjenester (b) 591 Sum 2.589 (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 1.100.000 og honorar for annen revisjonsmessig bistand USD 381.350, totalt USD 1.481.350. 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 2007. 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) 2002 2001 2000 Nedskrivning av multiklient databibliotek (Note 16) (268.403) (13.155) (166.442) Nedskrivning av Ramform Banff (Note 14) (425.214) --- (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) --- 138.602 --- Netto gevinst, kansellert fusjon med Veritas DGC Inc. 2.864 --- --- 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 (823.332) 106.546 (364.025) 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

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

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) 2002 2001 2000 Årets resultat i henhold til N GAAP (1.245.692) 11.294 (207.783) Økning (reduksjon) p.g.a.: - Justering for virksomhetssammenslåinger (147.586) (7.483) (5.429) - Skatteeffekt av ovennevnte korrigeringer 1.170 642 1.697 Årets resultat i henhold til US GAAP (1.392.108) 4.453 (211.515) Egenkapitalen: Urevidert Per 31. desember (I tusen USD) 2002 2001 Egenkapital i henhold til N GAAP (31.546) 1.208.027 Økning (nedgang) p.g.a.: - Justering for virksomhetssammenslåinger 41.811 189.399 - Skatte-effekt av ovennevnte korrigeringer (34.808) (35.979) Egenkapital i henhold til US GAAP (24.543) 1.361.447 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

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

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 14001 (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 2002. 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 2001. 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

Petroleum Geo-Services ASA Resultatregnskap (I tusen kroner) Note 2002 2001 2000 Driftsinntekter 386 623 379 624 277 284 Gevinst salg investering i datterselskap 10-1 013 011 - Sum inntekter 386 623 1 392 635 277 284 Solgte tjenesters kost 255 081 226 917 18 083 Avskrivninger og amortiseringer 7 860 9 233 9 684 Markedsførings- og administrasjonskostnader 366 344 426 042 348 099 Nedskrivninger og andre poster 7 42 - - Driftskostnader 629 327 662 192 375 866 Driftsresultat (242 704) 730 443 (98 582) Netto rentekostnader 2 (623 764) (445 167) (169 415) Nedskrivning aksjer i datterselskap 2, 10 (3 743 269) - - Nedskrivning konsernmellomværende 2 (4 989 163) - - Andre finansinntekter (-kostnader) 2 1 749 758 (536 832) (735 040) Resultat før skatt (7 849 142) (251 556) (1 003 037) Skattekostnad (-inntekt) 3 313 404 (70 903) (280 692) Årets resultat (8 162 546) (180 653) (722 345) 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

Petroleum Geo-Services ASA Balanse Per 31. desember (I tusen kroner) Note 2002 2001 EIENDELER Anleggsmidler: Immaterielle eiendeler: Andre immaterielle eiendeler 6 5 530 5 985 Utsatt skattefordel 3-385 614 Goodwill 7-105 Sum immaterielle eiendeler 5 530 391 704 Varige driftsmidler 8, 9 35 094 40 410 Finansielle anleggsmidler: Aksjer og andeler i datterselskap 10 2 395 988 10 735 615 Konsernfordringer 14 309 259 19 254 234 Andre finansielle anleggsmidler 12 103 763 83 714 Multiklient databibiliotek Sum finansielle anleggsmidler 16 809 010 30 073 563 Sum anleggsmidler 16 849 634 30 505 677 Omløpsmidler: Fordringer 33 277 - Kortsiktige konsernfordringer 348 - Andre omløpsmidler 14 842 242 797 Bankinnskudd, kontanter og lignende 13 416 693 217 696 Sum omløpsmidler 465 160 460 493 Sum eiendeler 17 314 794 30 966 170 EGENKAPITAL OG GJELD Egenkapital: Innskutt egenkapital: Aksjekapital (103.345.987 aksjer à 5,- kroner) 516 730 516 730 Annen innbetalt kapital - 6 983 312 Sum innskutt egenkapital 516 730 7 500 042 Annen egenkapital (737 465) 441 769 Sum egenkapital 14 (220 735) 7 941 811 Gjeld: Pensjonsforpliktelser 4 3 284 3 031 Annen langsiktig gjeld: Konserngjeld 15 891 397 2 648 288 Langsiktig lån 15 9 465 010 17 595 687 Sum annen langsiktig gjeld 10 356 407 20 243 975 Kortsiktig gjeld: Kortsiktig gjeld og kortsiktig del av langsiktige lån 15 6 527 591 2 069 402 Kortsiktig konserngjeld 212 033 - Leverandørgjeld 2 699 30 040 Påløpte kostnader 433 515 676 976 Betalbar skatt - 935 Sum kortsiktig gjeld 7 175 838 2 777 353 Sum egenkapital og gjeld 17 314 794 30 966 170 Garantiforpliktelser 18 44

Petroleum Geo-Services ASA Kontantstrømoppstilling (I tusen kroner) 2002 2001 Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Årets resultat (8 162 546) (180 653) Korreksjoner ved avstemming av årets resultat mot kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: Avskrivninger og amortiseringer kostnadsført 7 860 9 233 Gevinst ved salg av datterselskap - (1 013 011) Nedskrivinger investering i datterselskap 3 743 269 - Nedskrivinger konsernmellomværende 4 943 208 - Poster klassifisert som investerings/finansieringsaktiviteter (514 850) - Avsetning for utsatt skatt 385 614 (70 903) Urealisert agio langsiktig gjeld (4 657 399) 443 861 Endring i kortsiktige fordringer og kortsiktig gjeld (142 754) 267 924 Øvrige poster 16 729 30 254 Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (4 380 869) (513 295) Kontantstrømmer fra investeringsaktiviteter: Investeringer i varige driftsmidler (960) (173) Salg av varige driftsmidler 13 187 Investering i datterselskap og endring i konsernmellomværende 3 544 984 663 148 Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter 3 544 037 663 162 Kontantstrømmer fra finansieringsaktiviteter: Netto endring bank kredittfasiliteter 749 254 (93 924) Netto tilgang ny egenkapital, inkludert utøvelse av aksjeopsjoner - 7 321 Nedbetaling av langsiktig gjeld (1 999 103) (24 706) Netto økning (nedgang) i kortsiktig gjeld 2 219 982 - Netto kontantstrømmer skatteutligningskontrakter 65 696 (576 378) Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter 1 035 829 (687 687) Netto endring i kontanter og kontantekvivalenter 198 997 (537 820) Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse 217 696 755 516 Beholdning av kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt 416 693 217 696 45

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) 2002 2001 2000 Renteinntekter, eksterne 5.667 19.809 13.768 Renteinntekter, konsernselskap 768.993 1.103.858 1.861.630 Rentekostnader, eksterne (1.126.387) (1.361.205) (1.445.884) Rentekostnader, konsernselskap (272.037) (207.629) (598.929) Sum (623.764) (445.167) (169.415) Andre finansinntekter og (-kostnader) består av: (I tusen kroner) 2002 2001 2000 Mottatt konsernbidrag 514.850 --- 1.812 Realiserte og urealiserte valutagevinster 770.883 --- --- Realiserte og urealiserte valutatap --- (513.867) (718.373) Øvrige finansinntekter/-kostnader 464.025 (22.965) (18.479) Sum 1.749.758 (536.832) (735.040) 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) 2002 2001 2000 Resultat før skatt (7.849.142) (251.556) (1.003.037) Skattesats i Norge 28% 28% 28% Skatt i henhold til den norske skattesatsen (2.197.760) (70.436) (280.850) Spesifikasjon av endring i skattekostnaden (-inntekten): Ikke fradragsberettigete kostnader 82 59 158 Nedskrivning utsatt skattefordel 2.511.082 --- --- Annet --- (526) --- Sum skattekostnad (-inntekt) 313.404 (70.903) (280.692) 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

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) 2002 2001 Midlertidige forskjeller knyttet til: Varige driftsmidler 23.661 25.200 Pensjonsforpliktelser (3.058) (1.997) Valutakontrakt --- (301.032) Fordringer på datterselskaper (4.943.208) --- Aksjer i datterselskaper (3.743.269) --- Andre aksjer --- (3.959) Andel i deltakerlignende selskaper (272.402) (235.321) Fremførbart underskudd --- (860.085) Annet (29.872) --- Grunnlag for beregnet utsatt skatt (skattefordel) (8.968.148) (1.377.194) Anvendt skattesats 28% 28% Beregnet utsatt skattefordel (2.511.082) (385.614) Nedskrivning av utsatt skattefordel 2.511.082 --- Netto utsatt skattefordel --- (385.614) 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) 2002 2001 2000 Nåverdi av årets pensjonsopptjening 2.061 1.650 1.696 Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen 941 962 732 Avkastning på pensjonsmidlene (858) (801) (661) Netto amortiseringer 11 182 72 Netto pensjonskostnader 2.155 1.993 1.839 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) 2002 2001 Finansieringsstatus (6.630) (5.124) Ikke resultatført aktuarmessig tap 3.522 3.071 Ikke resultatført tidligere pensjonsopptjening 50 56 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 2001. Økonomiske forutsetninger: 2002 2001 2000 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

Noter PGS ASA for 2002 Note 5 - Leieforpliktelser Selskapet har leieforpliktelser relatert til konsernadministrasjonen som utgår ved ulike datoer frem til år 2006. Fremtidige minimums-, bindende forpliktelser med varighet over ett år, er per 31. desember 2002 som følger: (I tusen kroner) 2003 31.871 2004 15.991 2005 3.986 2006 1.993 Sum minimumsforpliktelse 53.841 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) 2002 2001 Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar 11.071 11.071 Nedskrivning (3.571) --- Tilgang --- --- Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember 7.500 11.071 Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar 5.086 4.632 Nedskrivning (3.571) --- Årets ordinære avskrivninger 455 454 Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember 1.970 5.086 Netto balanseført verdi 5.530 5.985 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) 2002 2001 Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar 675 675 Nedskrivning (675) --- Tilgang --- --- Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember --- 675 Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar 570 485 Nedskrivning (633) --- Årets ordinære avskrivninger 63 85 Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember --- 570 Netto balanseført verdi --- 105 Selskapet benytter samme avskrivningssatser som konsernet. 48

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) 2002 2001 Akkumulert anskaffelseskost per 1. januar 60.510 60.691 Tilgang 959 173 Avgang (18) (354) Akkumulert anskaffelseskost per 31. desember 61.451 60.510 Akkumulerte ordinære avskrivninger per 1. januar 20.100 14.154 Årets ordinære avskrivninger 6.262 6.093 Avgang (5) (147) Akkumulerte ordinære avskrivninger per 31. desember 26.357 20.100 Netto balanseført verdi 35.094 40.410 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 440.000 Kr 44.000.000 100% Kr 100 --- PGS Exploration Ltd. Nigeria 2.000.000 USD 2.000.000 100% USD 1 --- PGS Consulting AS Oslo 600 Kr 60.000 100% Kr 100 60.000 PGS Reservoir Consultants AS Oslo 500 Kr 50.000 100% Kr 100 --- Petroleum Geo-Services, Inc. Houston 1.000 USD 1.000 100% USD 1 436.437.017 Petroleum Geo-Services Ltd. London 10.000 GBP 10.000 100% GBP 1 356.926.093 Seahouse Insurance Ltd. Bermuda 120.000 USD 120.000 100% USD 1 8.164.800 Multiklient Invest AS Oslo 100.000 Kr 10.000.000 100% Kr 100 --- PGS Intervention AS Oslo 50 Kr 50.000 100% Kr 1.000 --- PGS Shipping AS Oslo 4.733.975 Kr 189.359 100% Kr 0,04 217.102.231 PGS Asia Pacific Pte.Ltd. Singapore --- --- 700.032.148 100% --- --- 528.137.169 PGS Investigacào Petrolifera Limitada Brazil --- BRL 5.000 99% BRL --- 28.616.944 Atlantis Holding Norge AS Oslo 500 Kr 50.000 100% Kr 100 --- PGS Offshore Technology AS Oslo 500 Kr 50.000 100% Kr 100 50.000 PGS Production AS Trondheim 187.283.310 Kr 187.283.310 100% Kr 1 137.000.000 Hara Skip AS Oslo 1.066.016 Kr 106.601.600 100% Kr 100 628.250.589 Unaco AB Västeräs 5.000 SEK 500.000 100% SEK 100 464.985 Oslo Seismic Services Ltd. Isle of Man 1 USD 1 100% USD 1 33.570.000 Pertra AS Trondheim 1.000 Kr 1.000.000 100% Kr 1.000 --- PGS Australia Pty Ltd. Perth --- --- --- 100% --- --- 21.208.326 Sum 2.395.988.154 Eierandel % (a) Pålydende Balanseført verdi i kroner per 31.12.2002 2002 2001 2000 1999 1998 (I tusen kroner) Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Investeringer Salg Seismisk utstyr --- --- --- --- --- --- --- --- 11.033 --- Inventar m.v 959 18 173 354 23.330 --- 61.486 156.553 112.374 892 Fartøy u/bygging --- --- --- --- --- --- --- --- 11.133 17.107 Sum 959 18 173 354 23.330 --- 61.486 156.553 134.540 17.999 (a) Stemmerett tilsvarer eierandel for samtlige selskap. 49

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 2001. Tapet på aksjene ble realisert i 2002. Note 12 - Andre finansielle eiendeler: Andre finansielle eiendeler omfatter: Per 31. desember (I tusen kroner) 2002 2001 Kostnad ved opptak av langsiktige lån (a) 79.174 80.831 Langsiktige fordringer 24.589 1.804 Andre finansielle eiendeler --- 1.079 Sum 103.763 83.714 (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 2000 102.347.987 511.740 6.899.197 622.422 8.033.359 Aksjeemisjon 900.000 4.500 77.255 --- 81.755 Utøvelse aksjeopsjoner ansatte 98.000 490 6.860 --- 7.350 Årets resultat --- --- --- (180.653) (180.653) Egenkapital per 31. desember 2001 103.345.987 516.730 6.983.312 441.769 7.941.811 Aksjeemisjon --- --- --- --- --- Utøvelse aksjeopsjoner ansatte --- --- --- --- --- Årets resultat --- --- (6.983.312) (1.179.234) (8.162.546) Egenkapital per 31. desember 2002 103.345.987 516.730 --- (737.465) (220.735) Petroleum Geo-Services ASA har en aksjeklasse og omfatter per 31. desember 2002 totalt 103.345.987 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

Noter PGS ASA for 2002 bestod av USD 1,0 millioner i kontanter, omlag 81,8 millioner kroner i form av 900.000 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 --- --- 7,9 % 24.706 Usikrede lån 7,14 % 10.219.657 6,7 % 15.268.960 Trust preferred securities 9,6 % 999.140 9,6 % 1.281.435 11.218.797 16.575.101 Kortsiktig del (1.753.787) (2.069.402) Sum 9.465.010 14.505.699 Opptrekk langsiktig kredittfasilitet --- 3.089.988 Sum 9.465.010 17.595.687 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 2003. 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 2002. 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) 2003 4.772.516 2004 --- 2005 --- 2006 --- 2007 2.518.362 2008 1.401.803 2009 --- Deretter (a) 5.544.845 Sum 14.237.526 (a) Endelig forfall er i 2039. 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

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 2002. 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) 2002 2001 2000 Lønn 67.720 134.583 77.736 Folketrygdavgift 11.228 6.007 7.002 Pensjonskostnader 2.155 2.679 2.626 Andre ytelser 23.372 63.773 34.991 Sum lønn og sosiale kostnader 104.475 207.042 122.355 Selskapet hadde gjennomsnittlig 25 ansatte i 2002. For 2001 var tilsvarende antall 58. 52

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 2002. 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 2003. Samlete utbetalinger til styret i 2002 var 750.000 kroner i styrehonorar for 2001 og 1.325.177 kroner i konsulenthonorar. I tillegg ble det avsatt USD 75.000 til dekning av en utsatt kompensasjonsavtale med et medlem av styret som gikk av den 27. september 2002. 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 2002. Fra og med 2003 blir det ikke lenger utbetalt honorar til styremedlemmer utover det faste styrehonoraret. Per 31. desember 2002 eide/kontrollerte styremedlemmer totalt 11.878.900 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, 900.000 opsjoner i Selskapet til en opsjonspris på 133 kroner, med seneste forfall 1. juli 2006. I tillegg har også styremedlem Jens Gerhard Heiberg 40.000 opsjoner i Selskapet. Hvorav 20.000 til utøvelsespris 160 kroner med seneste forfall 1. juli 2006 og 20.000 opsjoner til utøvelsespris 103 kroner med seneste forfall 1. juli 2007. Ved tiltredelse den 7. november 2002 var årslønn for konsernsjef Svein Rennemo 3.250.000 kroner. For perioden 7. november til 31. desember 2002 fikk Svein Rennemo utbetalt 480.113 kroner i lønn og øvrige godtgjørelser på 22.159 kroner. Svein Rennemo oppebærer ingen pensjonsrettigheter, men mottar en årlig kompensasjon på 250.000 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 7.728.535 kroner, samt øvrige godtgjørelser på 1.281.318 kroner, totalt 9.009.853 kroner, hvorav 7.658.376 kroner relaterer seg til perioden som konsernsjef fra 1. januar 6. november 2002. I tillegg ble det innbetalt 31.956.199 kroner i pensjonspremier i 2002. Som sluttoppgjør opprettholder Reidar Michaelsen sin faste årslønn i tillegg til øvrige faste godtgjørelser til fylte 60 år, den 18. august 2003. 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 380.000 aksjer i Selskapet samt at han hadde 900.000 opsjoner til utøvelsespris på 133 kroner med seneste forfall 1. juli 2006. 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) 2002 2001 Honorar for revisjon av årsregnskap (eks. mva) 950.000 900.000 Honorar for annen finansiell revisjon (eks. mva) 5.055.025 1.991.014 Sum revisjonshonorar 6.005.025 2.891.014 Honorar andre tjenester (eks. mva) 4.078.532 635.385 Sum honorar (eks. mva) 10.083.557 3.526.399 53

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