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