Pressemelding 11. februar 2010 Fortsatt solide leveranser i urolige markeder Statoils strategioppdatering, kvartalsberetning og regnskap for 4. kvartal 2009 og foreløpig årsregnskap for 2009 Statoil presenterer i dag resultatet for fjerde kvartal og konsernets strategioppdatering. Statoils driftsresultat for fjerde kvartal 2009 var på 33,5 milliarder kroner, sammenlignet med 37,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. I 2009 var driftsresultatet på 121,6 milliarder kroner, sammenlignet med 198,8 milliarder kroner i 2008. Statoils vekststrategi ligger fast. - Statoil fortsetter å levere solide økonomiske og driftsmessige resultater i et krevende marked. Aktivitetsnivået er høyt og produksjonen vokser i samsvar med planene våre, sier Statoils konsernsjef Helge Lund. Resultater for fjerde kvartal og året 2009 Driftsresultatet i fjerde kvartal var på 33,5 milliarder kroner, mot 37,8 milliarder kroner i samme kvartal i fjor, og var hovedsakelig påvirket av et fall i gjennomsnittsprisen på naturgass på 48 % og en nedgang i raffineringsmarginene på 55 %. Dette ble bare delvis motvirket av en 17 % økning i gjennomsnittsprisen på væsker målt i norske kroner og en vekst i løftede olje- og gassvolumer på 4 %. Justert driftsresultat i fjerde kvartal 2009 var på 34,4 milliarder kroner, sammenlignet med 43,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. Resultatet i fjerde kvartal 2009 var på 7,1 milliarder kroner, sammenlignet med 2,0 milliarder kroner i 2008. Resultatet avspeiler høyere oljepriser og økt løfting, lavere tap på netto finansposter og lavere skatteprosenter sammenlignet med 2008, noe som delvis ble motvirket av lavere gasspriser og raffineringsmarginer. Resultatet for 2009 var på 17,7 milliarder kroner, sammenlignet med 43,3 milliarder kroner i 2008 Justert driftsresultat etter skatt var på 9,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009. Justert driftsresultat etter skatt ekskluderer skattevirkningene av netto finansposter og utgjorde en effektiv skatteprosent på 72 % i fjerde kvartal 2009. Justert driftsresultat etter skatt var på 38,3 milliarder kroner i 2009, og den effektive justerte skatteprosenten var 71 %. Styret foreslår et utbytte på 6,00 kroner per aksje for 2009. Statoils egenproduksjon i 2009 var 1,962 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag, en økning på 2 % fra i fjor. I 2009 var egenproduksjonen utenfor Norge for første gang over 500 tusen foe per dag og den fortsetter å vokse. - Reserveerstatningsraten på 73 % for 2009 er i bedring, og med basis i vår vekstportefølje og våre gode resultater innen leting, er jeg overbevist om at vi fremover vil forbedre denne raten. Statoil har en portefølje av høy kvalitet som ikke er sanksjonert ennå, men som vil bidra til fortsatt attraktiv avkastning for våre aksjeeiere, sier Lund. Strategioppdatering - Under siste del av 2009 viste den global økonomien tegn til bedring. Vi ser imidlertid fremdeles en nedsiderisiko og usikkerhet i de globale markedene, sier Lund. I 2010 anslår Statoil en egenproduksjon på mellom 1,925-1,975 millioner foe per dag. Dette intervallet gjenspeiler den usikkerheten som fremdeles knytter seg til etterspørselen etter gass og vår verdiorienterte gassvirksomhet. Flere nye prosjekter vil etter planen komme i drift i 2010, med oppstart planlagt mot slutten av året. Både Morvin, Gjøa, Vega/Vega Sør og Leismer Demo er planlagt satt i drift i fjerde kvartal. Produksjonskapasiteten for olje og gass forventes derfor å bli betydelig høyere mot slutten av året sammenlignet med produksjonsprognosen for året som helhet. Konsernsjefen bekrefter at strategien som definerer Statoil som et teknologidrevet oppstrømsselskap, står fast. "Vi er posisjonert for å opprettholde produksjonsveksten frem mot 2012 tross dagens svake gassmarkeder. Statoil har i tillegg prosjekter og ressurspotensiale som kan underbygge lønnsom vekst også etter 2012," sier Lund. NORSK Pressemelding 1
I 2012 anslår Statoil en egenproduksjon på mellom 2,1-2,2 millioner foe per dag. Det er usikkerhet knyttet til produksjonen for 2012 hovedsakelig på grunn av det svake gassmarkedet. Statoil opprettholder imidlertid sitt positive syn på at gass vil være konkurransedyktig på lang sikt. Målsettingen er å maksimere verdien av gassporteføljen fremfor volumene som produseres et gitt år. "Statoil vil fremover ta steg mot økt industrialisering og standardisering på norsk sokkel med det formål å redusere kostnader og ledetid og dermed omgjøre ressurser til reserver på mest mulig effektiv måte hva angår tid og kostnader. Vår ambisjon er å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel i de neste ti årene, sier Lund. Omkring 80 % av synergieffektene fra Hydro-fusjonen er realisert og resten vil bli gjennomført i 2010. I tillegg har programmet for reduksjon av administrasjonskostnader ført til et utgiftsnivå i dag som er omkring 15 % lavere enn gjennomsnittet i 2008. Betydelige kostnadsreduksjoner har sikret Statoil en høyst konkurransedyktig posisjon i forhold til produksjonskostnader per fat. Styret har besluttet å gjøre justeringer i selskapets utbyttepolitikk som har til formål å skape et mer forutsigbart utbyttenivå i framtiden. Det er Statoils ambisjon å øke årlig utbyttebetaling, målt i norske kroner per aksje, i takt med den langsiktige underliggende inntjeningen. Styret vil vurdere forhold som forventet kontantstrøm, investeringsplaner, finansieringsbehov og nødvendig finansiell fleksibilitet ved fastsettelse av årlig utbyttenivå. I tillegg til å betale kontantutbytte, vil Statoil også vurdere tilbakekjøp av aksjer som et middel for å øke aksjonærenes totalavkastning. Den direkte koblingen til det meget volatile IFRS-resultatet er fjernet og fokus blir på å øke det årlige kontantutbyttet per aksje på linje med langsiktige underliggende resultater. Den nye utbyttepolitikken medfører ikke noen endring i det langsiktige utbyttenivået, herunder mulig tilbakekjøp av aksjer, sammenlignet med tidligere politikk. Styret understreker dermed betydningen av å opprettholde et attraktivt utbyttenivå også i framtiden. Statoil kunngjør også følgende prognoser for 2010: Investeringer - 13 milliarder USD Produksjonskostnad per enhet - 35-36 kroner per foe Letevirksomhet - 2,3 milliarder USD og omlag 50 brønner Året 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Driftsresultat (i mrd. NOK) 33,5 37,8-11% 121,6 198,8-39% Justert driftsresultat (i mrd. NOK) 34,4 43,4-21% 130,7 203,3-36% Periodens resultat (i mrd. NOK) 7,1 2,0 247 % 17,7 43,3-59% Resultat per aksje (i NOK, basert på periodens resultat) 2,25 0,63 256 % 5,75 13,58-58% Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 405 346 17 % 364 513-29% Gjennomsnittlig gasspris (NOK/sm3) 1,57 2,99-48% 1,90 2,40-21% Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 2 057 2 023 2 % 1 962 1 925 2 % Viktige hendelser siden tredje kvartal: Operasjonelle Egenproduksjonen data steg med 2 % fra fjerde kvartal 2008 til 2,057 millioner Fjerde foe kvartal per dag. Egenproduksjonen for hele 2009 økte Året med 2 % til 1,962 millioner foe per dag. 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Bokført produksjon var 1,852 millioner foe per dag, mer eller mindre uendret fra fjerde kvartal i fjor. Gjennomsnittlig Gjennomsnittlige pris på væsker væskepriser (USD målt per fat) i norske kroner steg med 71,3 17 %, gassprisene 51,0 falt med 4840 % % og raffineringsmarginene 58,0 i USD 91,0 hadde en nedgang -36 % på Gjennomsnittlig 55 % fra fjerde valutakurs kvartal (NOK/USD) i fjor. 5,68 6,78-16 % 6,28 5,63 12 % Gjennomsnittlig Reserveerstatningsraten pris på væsker (NOK for 2009 per fat) er 73 %, en oppgang fra 405 34 % i 2008. Den 346 gjennomsnittlige 17 % treårige erstatningsraten 364 er 64 513 %. -29 % Den 25. januar undertegnet konsernsjef Helge Lund kontrakten med Lukoil og irakiske myndigheter angående West Qurna 2- feltet, der Statoil får Gasspris (NOK/sm3) 1,57 2,99-48 % 1,90 2,40-21 % en 18,75 % - andel. Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 3,4 7,6-55 % 4,3 8,3-48 % Den 31. januar kunngjorde Statoil en byttehandel med ConocoPhillips som omfattet lisenser i Mexicogolfen og Tsjuktsjerhavet i Alaska. Sum bokført Den 3. produksjon februar 2010 av væsker kunngjorde (1 000 Statoil fat o.e./dag) at selskapet vurderer 1 068 en ny eierstruktur 1 095 innenfor energi- -2 % og detaljhandelsvirksomheten. 1 066 1 055 1 % Sum bokført gass-produksjon (1 000 fat o.e./d) 784 762 3 % 740 696 6 % Sum bokført produksjon væsker og gass (1 000 fat o.e. / dag) 1 852 1 857 0 % 1 806 1 751 3 % Sum egenproduksjon av gass (mboe per dag) 810 793 2 % 760 725 5 % Sum egenproduksjon av væsker (mboe per dag) 1 247 1 230 1 % 1 202 1 200 0 % Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 2 057 2 023 2 % 1 962 1 925 2 % Sum løfting av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 074 1 021 5 % 1 045 1 019 3 % Sum løfting gass (1 000 fat o.e./d) 784 763 3 % 740 696 6 % Sum løfting (1 000 fat o.e. / dag) 1 858 1 783 4 % 1 785 1 714 4 % Produksjonskostnad bokførte volumer NORSK Pressemelding 2 (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 38,4 38,1 1 % 38,4 38,1 1 %
GJENNOMGANG AV DRIFTEN Året 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Statoils samlede bokførte produksjon av væske og gass i fjerde kvartal 2009 var 1,852 millioner foe per dag, nesten det samme som i fjerde kvartal 2008, Driftsresultat da egenproduksjonen (i mrd. NOK) var 1,857 millioner foe per dag. Samlet egenproduksjon 33,5 [9] 37,8 var 2,057 millioner -11% foe per dag 121,6 i fjerde kvartal 2009, 198,8 sammenlignet -39% med Justert 2,023 millioner driftsresultat foe per (i mrd. dag NOK) i fjerde kvartal 2008. 34,4 43,4-21% 130,7 203,3-36% Periodens resultat (i mrd. NOK) 7,1 2,0 247 % 17,7 43,3-59% Økningen i samlet egenproduksjon på 2 % skyldtes hovedsakelig at nye felt har kommet i drift, samt økt produksjon fra eksisterende felt, noe som bare Resultat per aksje (i NOK, basert på periodens resultat) 2,25 0,63 256 % 5,75 13,58-58% delvis ble motvirket av avtagende produksjon fra modne felt, vedlikeholdsaktivitet og ulike driftsmessige forhold. Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 405 346 17 % 364 512,6-29% Gjennomsnittlig effekt gasspris av (NOK/sm3) produksjonsdelingsavtaler (PSA) var 205 1,57 tusen foe per dag 2,99 i fjerde kvartal -48% 2009, mot 166 1,90 tusen foe per dag 2,40 i fjerde kvartal -21% Sum 2008. egenproduksjon Den relativt høye av væsker PSA-effekten og gass i fjerde (1000 kvartal fat o.e. 2009 / dag) var 2 på 057 grunn av relativt 2 023 høy egenproduksjon 2 % og endring 1 962 i fordeling av 1 inntekter 925 for en del 2 av % våre felt i Angola, samt en del korrigeringer fra tidligere kvartal. Totalt for 2009 var tallet 156 tusen foe, som er på linje med tidligere anslag. Operasjonelle data Året 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 71,3 51,0 40 % 58,0 91,0-36 % Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 5,68 6,78-16 % 6,28 5,63 12 % Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 405 346 17 % 364 513-29 % Gasspris (NOK/sm3) 1,57 2,99-48 % 1,90 2,40-21 % Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 3,4 7,6-55 % 4,3 8,3-48 % Sum bokført produksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 068 1 095-2 % 1 066 1 055 1 % Sum bokført gass-produksjon (1 000 fat o.e./d) 784 762 3 % 740 696 6 % Sum bokført produksjon væsker og gass (1 000 fat o.e. / dag) 1 852 1 857 0 % 1 806 1 751 3 % Sum egenproduksjon av gass (mboe per dag) 810 793 2 % 760 725 5 % Sum egenproduksjon av væsker (mboe per dag) 1 247 1 230 1 % 1 202 1 200 0 % Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 2 057 2 023 2 % 1 962 1 925 2 % Sum løfting av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 074 1 021 5 % 1 045 1 019 3 % Sum løfting gass (1 000 fat o.e./d) 784 763 3 % 740 696 6 % Sum løfting (1 000 fat o.e. / dag) 1 858 1 783 4 % 1 785 1 714 4 % Produksjonskostnad bokførte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 38,4 38,1 1 % 38,4 38,1 1 % Produksjonskostnad egenproduserte volumer (NOK/fat o.e. siste 12 mnd) 35,3 34,6 2 % 35,3 34,6 2 % Produksjonskostnad egenproduserte volumer eksklusiv restrukturerings- og gassinjeksjonskostnader (NOK per fat o.e., siste 12 mnd) 35,3 33,3 6 % 35,3 33,3 6 % Samlet løfting av væske og gass var 1,858 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2009, en økning på 4 % fra 1,783 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2008. I fjerde kvartal 2009 var det et overløft på 16 tusen foe per dag [5], sammenlignet med et underløft på 57 tusen foe per dag i fjerde kvartal 2008. Raffineringsmarginen (FCC) var 3,4 USD per fat i fjerde kvartal 2009, en nedgang på 55 % sammenlignet med samme periode i fjor. Målt i norske kroner, gikk raffineringsmarginen ned med 63 %. Produksjonskostnaden per foe bokført produksjon var 38,4 kroner for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2009, sammenlignet med 38,1 kroner for tilsvarende periode i 2008 [8]. Basert på egenproduserte [9] volumer, var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 35,3 og 34,6 kroner. Juster for reversering av gassinjeksjonskostnader og omstillingskostnader knyttet til fusjonen regnskapsført i fjerde kvartal 2007, var produksjonskostnaden per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2009 på 35,3 kroner. Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2008 var 33,3 kroner. Økningen skyldes hovedsakelig verdidrevet utsettelse av gassvolumer i 2009 sammenlignet med 2008, valutaeffektene av en styrket amerikansk dollar mot norske kroner de siste 12 månedene sammenlignet med tilsvarende periode i 2008, og delvis relativt høyere kostnader per fat når nye felt kommer i drift. NORSK Pressemelding 3
I fjerde kvartal 2009 ble til sammen 16 letebrønner fullført før 31. desember 2009, åtte på norsk sokkel og åtte internasjonalt. Det ble bekreftet funn i sju brønner i perioden, hvorav to ble gjort utenfor norsk sokkel. I fjerde kvartal 2009 startet Statoil opp produksjonen fra den tredje og siste plattformen i South Pars fase 6, 7 og 8 i Iran. Året 2009 Samlet bokført produksjon av væsker og gass i 2009 var 1,806 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,751millioner foe per dag i 2008. Samlet egenproduksjon var 1,962 millioner foe per dag 2009, sammenlignet med 1,925 millioner foe per dag 2008. Økningen i egenproduksjon på 2 % i 2009 sammenlignet 2008 skyldtes hovedsakelig at nye felt har kommet i drift og økning av produksjonen fra eksisterende felt, noe som delvis ble motvirket av avtagende produksjon fra modne felt, ulike driftsmessige forhold og vedlikeholdsaktiviteter. I 2009 startet Statoil opp produksjon fra Yttergryta (januar), Alve (mars), Tyrihans (juli) og Tune Sør (juli) på norsk sokkel og mottatt første olje og gass fra Tahiti (mai) og Thunder Hawk (juli) i Mexicogolfen, fra South Pars fase 6, 7 og 8 (oktober) i Iran, og fra Gimboa testproduksjon i Angola. Bokført produksjon økte med 3 % av samme årsaker som angitt ovenfor og på grunn av mindre negativ effekt av produksjonsdelingsavtaler (PSA-effekt). Gjennomsnittlig PSA-effekt var 156 tusen foe per dag i 2009, sammenlignet med 174 tusen foe per dag i 2008. Samlet løfting av væske og gass i 2009 var 1,785 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,714 millioner foe per dag i 2008. Det var et underløft i 2009 på 7 tusen foe per dag [5], sammenlignet med et underløft på 21 tusen foe per dag i 2008. Raffineringsmarginen (FCC) var 4,3 USD per fat i 2009, en nedgang på 48 % fra 2008. Målt i norske kroner representerer dette en nedgang på 33 % sammenlignet med fjoråret. I 2009 fullførte Statoil 70 letebrønner, 41 på norsk sokkel og 29 internasjonalt. Det ble bekreftet funn i 40 brønner i 2009, 33 på norsk sokkel og syv internasjonalt. Dersom også ubekreftede funn inkluderes i antall funn, var funnraten 70 % i 2009. Påviste reserver ved utgangen av 2009 var 5.408 millioner foe, sammenlignet med 5.584 millioner foe ved utgangen av 2008, en nedgang på 176 millioner foe. Som følge av revisjoner, forlengelser og nye funn, økte påviste reserver med 481 millioner foe i 2009. Tilsvarende økning i 2008 var på 230 millioner foe og skyldtes også revisjoner, forlengelser og nye funn. Reserveerstatningsraten var 73 % i 2009, sammenlignet med 34 % i 2008, mens den gjennomsnittlige treårige erstatningsraten, inkludert effektene av salg og kjøp, var 64 % ved utgangen av 2009, sammenlignet med 60 % ved utgangen av 2008. Reserveerstatningsraten reflekterer det høye produksjonsnivået og det faktum at det tar tid å modne frem de siste oppkjøpene og et betydelig antall nye funn tilstrekkelig til å kunne reklassifisere fra sannsynlige reserver til påviste reserver. GJENNOMGANG AV RESULTATENE Driftsresultat Resultat per aksje Periodens resultat 200 14 45 NOK milliarder 160 120 80 40 NOK 12 10 8 6 4 2 NOK milliarder 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 4kv 08 4kv 09 HIÅ 08 HIÅ 09 0 4kv 08 4kv 09 HIÅ 08 HIÅ 09 4kv 08 4kv 09 HIÅ 08 HIÅ 09 Driftsresultatet i fjerde kvartal 2009 var 33,5 milliarder kroner, sammenlignet med 37,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere priser på naturgass og reduserte raffineringsmarginer og ble bare i liten grad motvirket av økte volumer fra produksjon og høyere væskepriser. NORSK Pressemelding 4
Driftsresultatet omfatter visse poster som ledelsen anser for ikke å være representative for Statoils underliggende drift. Ved å justere for disse forholdene har ledelsen kommet fram til justert driftsresultat. Justert driftsresultat er et "non-gaap" begrep som supplerer måletall fra Statoils IFRS-regnskap og som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på Statoils underliggende prestasjoner i perioden og som gjør det lettere å vurdere driftsmessige utviklingstendenser mellom periodene. Følgende forhold påvirket driftsresultatet negativt i fjerde kvartal 2009: endringer i nedskrivninger (1,3 milliarder kroner), andre avsetninger (0,1 milliard kroner) og lavere virkelig verdi på derivater (0,2 milliarder kroner), mens overløft (0,1 milliard kroner), lagervirkninger (0,6 milliarder kroner) og reversering av omstillingskostnader knyttet til norsk sokkel (0,3 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,3 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 34,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009. Følgende forhold påvirket driftsresultatet negativt i fjerde kvartal 2008: derivater (2,1 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (1,3 milliarder kroner), underløft (1,3 milliarder), lagervirkninger (3,6 milliarder kroner), tap på salg av eiendeler (0,8 milliarder) og andre avsetninger (0,3 milliarder kroner). Reversering av avsetninger for omstillingskostnader (1,6 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet i fjerde kvartal 2008. Justert for disse elementene og virkningen av elimineringer (2,2 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 43,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. Nedgangen på 21 % i justert driftsresultat fra fjerde kvartal 2008 til fjerde kvartal 2009 skyldtes hovedsakelig lavere naturgasspriser og raffineringsmarginer, og ble bare delvis motvirket av økte salgsvolumer for væske og gass, høyere væskepriser og nedgang i både justerte driftsutgifter og justerte salgs- og administrasjonskostnader på henholdsvis 12 % og 29 %. IFRS resultatregnskap Året (i millarder kroner) 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Driftsinntekter Salgsinntekter 122,6 149,8-18 % 462,3 652,0-29 % Resultatandel fra tilknyttede selskaper 0,6 0,6-11 % 1,8 1,3 39 % Andre inntekter 1,2 0,3 372 % 1,4 2,8-51 % Sum driftsinntekter 124,4 150,7-17 % 465,4 656,0-29 % Driftskostnader Varekostnad 55,5 75,8-27 % 205,9 329,2-37 % Andre driftskostnader 15,7 16,2-3 % 56,9 59,3-4 % Salgs- og administrasjonskostnader 2,2 3,3-33 % 10,3 11,0-6 % Avskrivninger, amortisering og nedskrivninger 12,5 13,8-9 % 54,1 43,0 26 % Letekostnader 4,9 3,9 27 % 16,7 14,7 14 % Sum driftskostnader -90,8-113,0 20 % -343,8-457,2 25 % Driftsresultat 33,5 37,8-11 % 121,6 198,8-39 % Netto finansposter -1,3-12,1 89 % -6,7-18,4 63 % Skattekostnad -25,2-23,7 6 % -97,2-137,2-29 % Periodens resultat 7,1 2,0 247 % 17,7 43,3-59 % Justert driftsresultat Året (i millarder kroner) 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Sum dritsinntekter - justert 124,3 152,3-18 % 465,7 652,5-29 % Varekostnader - justert 56,2 72,1-22 % 208,1 326,3-36 % Andre driftskostnader - justert 15,4 17,6-12 % 58,5 59,7-2 % Salgs- og administrasjonskostnader - justert 2,1 3,0-29 % 10,1 10,5-3 % Avskrivninger, amortiseringer og nedkskrivninger - justert 12,5 12,5 0 % 47,0 40,5 16 % Letekostnader - justert 3,6 3,8-4 % 11,3 12,2-7 % NORSK Pressemelding 5 Justert driftsresultat [11] 34,4 43,4-21 % 130,7 203,3-36 %
Netto finansposter -1,3-12,1 89 % -6,7-18,4 63 % Netto finansposter -1,3-12,1 89 % -6,7-18,4 63 % Skattekostnad -25,2-23,7 6 % -97,2-137,2-29 % Skattekostnad -25,2-23,7 6 % -97,2-137,2-29 % Periodens resultat 7,1 2,0 247 % 17,7 43,3-59 % Periodens resultat 7,1 2,0 247 % 17,7 43,3-59 % Justert driftsresultat Året Justert (i millarder driftsresultat kroner) 2009 Fjerde 2008 kvartal Endring 2009 2008 Året Endring (i millarder kroner) 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Sum dritsinntekter - justert 124,3 152,3-18 % 465,7 652,5-29 % Sum dritsinntekter - justert 124,3 152,3-18 % 465,7 652,5-29 % Varekostnader - justert 56,2 72,1-22 % 208,1 326,3-36 % Varekostnader - justert Andre driftskostnader - justert 56,2 15,4 72,1 17,6-22 -12 % 208,1 58,5 326,3 59,7-36 -2 % Andre driftskostnader - justert Salgs- og administrasjonskostnader - justert 15,4 2,1 17,6 3,0-12 -29 % 58,5 10,1 59,7 10,5-2 -3 % Salgs- og administrasjonskostnader - justert Avskrivninger, amortiseringer og nedkskrivninger - justert 2,1 12,5 3,0 12,5-29 0 % 10,1 47,0 10,5 40,5-3 16 % Avskrivninger, amortiseringer og nedkskrivninger - justert Letekostnader - justert 12,5 3,6 12,5 3,8 0-4 % 47,0 11,3 40,5 12,2 16-7 % Letekostnader - justert 3,6 3,8-4 % 11,3 12,2-7 % Justert driftsresultat 34,4 43,4-21 % 130,7 203,3-36 % Justert driftsresultat 34,4 43,4-21 % 130,7 203,3-36 % Finansielle data Året Finansielle data 2009 2008 Endring 2009 Året2008 Endring 2009 2008 Endring 2009 2008 Endring Vektet gjennomsnittlig antall utestående aksjer 3 182 914 686 3 185 220 293 3 183 873 643 3 185 953 538 Vektet gjennomsnittlig antall utestående aksjer Resultat per aksje (basert på periodens resultat) 3 182 914 686 2,25 3 185 220 293 0,63 256 % 3 183 873 643 5,75 3 185 953 538 13,58-58 % Resultat per aksje (basert på periodens resultat) Minoritetsaksjonærer (mrd kroner) 2,25 0,1 0,63 0,0 256 442 % 5,75 0,6 13,58 0,0-58 12060 % Minoritetsaksjonærer (mrd kroner) Justert avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd) 0,1 14,3 % 0,0 24,0 % 442-40 % 0,6 14,3 % 0,0 24,0 % 12060-40 % Justert avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd) Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (mrd kroner) 14,3 % 11,8 24,0 % 19,3-40 -39 % 14,3 % 73,0 24,0 % 102,5-40 -29 % Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (mrd kroner) Investeringer brutto (mrd kroner) 11,8 20,8 19,3 47,6-39 -56 % 73,0 85,0 102,5 95,4-29 -11 % Investeringer brutto (mrd kroner) Gjeldsgrad 20,8 27,3 % 47,6 17,5 % -56 % 85,0 27,3 % 95,4 17,5 % -11 % Gjeldsgrad 27,3 % 17,5 % 27,3 % 17,5 % Netto finansposter utgjorde et tap på 1,3 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009, sammenlignet med et tap på 12,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. Tapet i fjerde kvartal 2009 skyldtes hovedsakelig en nedgang i virkelig verdi av renteswapper på 2,4 milliarder kroner, som ble delvis motvirket av en netto valutagevinst på 1,7 milliarder kroner. Nedgangen i virkelig verdi av renteswapper skyldtes en økning i rentesatsen på amerikanske dollar i fjerde kvartal 2009. Netto valutagevinster var hovedsakelig knyttet til en konsernintern balanse mellom morselskapet og et datterselskap med en annen funksjonell valuta. Justert for disse faktorene og valutaeffektene på finansinntekten og nedskrivning av verdier, ville netto finansposter før skatt utgjøre et tap på om lag 0,2 kroner for perioden. Netto finans- Rente- Netto Rente- Netto finans- Estimert poster Netto finansposter i fjerde kvartal 2009 (i mrd kroner) inntekter valutaomreging kostnader poster før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 0,8 1,7-3,8-1,3 0,3-1,0 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,1-1,7-1,6 Rentederivater 2,4 2,4 Nedskrivning av investeringen i Pernis 0,3 0,3 Sum justeringer 0,1-1,7 2,7 1,1-0,2 0,9 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 0,9-1,1-0,2 0,1-0,1 Valutakurser 31. desember 2009 31. september 2009 31. desember 2008 USDNOK 5,78 5,78 7,00 EURNOK 8,32 8,46 9,87 NORSK Pressemelding 6 Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i fjerde kvartal 2009 Innterkter før skatt Skatt Skatteprosent Inntekter etter skatt
Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,1-1,7-1,6 Rentederivater 2,4 2,4 Nedskrivning av investeringen i Pernis 0,3 0,3 Sum justeringer 0,1-1,7 2,7 1,1-0,2 0,9 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 0,9-1,1-0,2 0,1-0,1 Valutakurser 31. desember 2009 31. september 2009 31. desember 2008 Netto finans- Rente- Netto Rente- Netto finans- Estimert inntekter Netto finansposter i fjerde kvartal 2009 (i mrd kroner) USDNOK inntekter valutaomreging kostnader inntekter før skatt 5,78 skatteeffekt 5,78 etter skatt 7,00 EURNOK 8,32 8,46 Netto finans- 9,87 Netto finansposter iflg IFRS Rente- 0,8 Netto 1,7 Rente- -3,8 Netto finans- -1,3 Estimert 0,3 inntekter -1,0 Netto finansposter i fjerde kvartal 2009 (i mrd kroner) inntekter valutaomreging kostnader inntekter før skatt skatteeffekt etter skatt Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,1-1,7-1,6 Netto Skattekostnaden finansposter i regnskapet iflg IFRS i fjerde kvartal 2009 var 25,2 milliarder 0,8 kroner, tilsvarende 1,7 en skattesats -3,8 på 78,1 %, -1,3 sammenlignet med 0,323,7 milliarder -1,0 Rentederivater 2,4 2,4 Sammensetning kroner i fjerde av kvartal skattekostnad 2008, og tilsvarende skatteprosent en i fjerde skattesats kvartal 2009 på 92,1 %. Tap på netto finansposter Innterkter før skatt er fradragsberettiget Skatt med en lavere Skatteprosent skatteprosent Inntekter enn etter den skatt Nedskrivning gjennomsnittlige av investeringen skatteprosenten. i Pernis Siden tapet på netto finansposter var betydelig mindre i fjerde kvartal 0,3 2009 enn i fjerde 0,3 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,1-1,7-1,6 kvartal 2008, vil dette også ha Sum Justert en mindre justeringer driftsresultat negativ effekt på skatteprosenten. I tillegg gikk skatteprosenten 0,1 ned grunnet -1,7 en betydelig 34,4 2,7 utsatt skattekostnad -24,7 1,1 i fjerde kvartal 72-0,2 % 2008, som 0,9 Rentederivater 2,4 2,4 9,7 Justeringer skyldtes valutaeffekter i selskaper som er gjenstand for beskatning i annen valuta enn den funksjonelle 0,9 valutaen. Dette 0,7 ble delvis -76 motvirket % av relativt Nedskrivning av investeringen i Pernis 0,3 0,3 1,5 Netto høyere inntekter fra norsk sokkel som har en høyere skatteprosent enn den gjennomsnittlige skatteprosenten. Driftsresultat finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 0,9 33,5-1,1-25,3-0,2 76 % 0,1-0,1 Sum justeringer 0,1-1,7 2,7 1,1-0,2 0,9 8,2 I fjerde kvartal 2009 var resultat før skatt på 32,3 milliarder kroner, mens skattbar inntekt var anslått til å være 0,6 milliarder kroner høyere. Den estimerte Netto forskjellen finansposter på 0,6 milliarder eksklusiv : kroner valutaomregning oppsto i selskaper og rentederivater som endret sin 0,9 funksjonelle valuta med virkning -1,1 fra 1. januar 2009. -0,2 0,1-0,1 Valutakurser 31 desember 2009 31 September 2009 31 desember 2008 Skatt på NOK 0.6 mrd kroner i skattbar finansinntekt -0,2-0,2 Valuta- Innføringen og rentederivater av USD som funksjonell valuta i morselskapet fra og med 2009 har ført til reduserte -1,1 valutaeffekter på 0,2 netto finansposter. 25 % Ettersom betalbar -0,9 Finansposter USDNOK skatt upåvirket eksl valuta- av denne og endringen, rentederivater oversteg skattbar inntekt konsernets regnskapsmessige -0,2 resultater før skatt 5,78 0,1 med om lag 0,625 5,78 milliarder % kroner i fjerde 7,00-0,1 EURNOK kvartal 2009, noe som bidro til en effektiv skattesats på 78,1 %. Ledelsen mener at denne skattesatsen ikke er 8,32 representativ for den 8,46 reelle underliggende 9,87 Valutakurser 31 desember 2009 31 September 2009 31 desember 2008 skatteeksponeringen. Justert driftsresultat etter skatt er et alternativt måletall som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på Statoils skatteeksponering ut Totalt 32,3-25,2 78 % 7,1 fra underliggende drift i perioden. USDNOK 5,78 5,78 7,00 EURNOK 8,32 8,46 9,87 Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i fjerde kvartal 2009 Innterkter før skatt Skatt Skatteprosent Inntekter etter skatt Justert driftsresultat etter skatt per segment 34,4 Fjerde -24,7 kvartal 72 % 9,7 Justeringer 2009 0,9 0,7-762008 % 1,5 Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i fjerde kvartal 2009 Innterkter før skatt Skatt Skatteprosent Inntekter etter skatt Driftsresultat Skatt på 33,5 Justert -25,3 76 Skatt % på Justert 8,2 Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat Justert (i millarder driftsresultat kroner) driftsresultat driftsresultat 34,4 etter skatt driftsresultat -24,7 driftsresultat 72 % etter skatt 9,7 Netto finansposter : Justeringer 0,9 0,7-76 % 1,5 Skatt på NOK 0.6 mrd kroner i skattbar finansinntekt -0,2-0,2 U&P Driftsresultat Norge 27,0 20,2 33,5 6,8-25,3 35,2 7626,2 % 8,9 8,2 Valuta- og rentederivater -1,1 0,2 25 % -0,9 Internasjonal U&P 3,4 1,6 1,8 0,3 1,9-1,6 Finansposter eksl valuta- og rentederivater -0,2 0,1 25 % -0,1 Naturgass Netto finansposter 4,0 3,1 0,9 4,8 2,2 2,6 Foredling Skatt på NOK og Markedsføring 0.6 mrd kroner i skattbar finansinntekt 0,4-0,2 0,6-0,2 4,2 1,7-0,2 2,5 Totalt 32,3-25,2 78 7,1 Annet Valuta- og rentederivater -0,4 0,0-1,1-0,4 0,2-1,1 25-0,2 % -0,8-0,9 Finansposter eksl valuta- og rentederivater -0,2 0,1 25 % -0,1 Konsern 34,4 24,7 9,7 43,4 31,7 11,7 Resultat Justert driftsresultat etter skatt i fjerde kvartal 2009 var 9,7 milliarder kroner, en nedgang 32,3 fra 11,7 milliarder -25,2 kroner i fjerde kvartal 78 % 2008. Nedgangen 7,1 skyldtes hovedsakelig lavere priser på naturgass, og var bare i liten grad motvirket av høyere væskepriser og økte inntekter fra høyere salgsvolumer. En Juster driftsresultat etter skatt per segment lavere effektiv skatteprosent på justert driftsresultat i fjerde kvartal 2009 hadde også en reduserende effekt sammenlignet med fjerde kvartal 2008. 2009 2008 Skatteprosentene på justert driftsresultat var på henholdsvis 72 % og 73 % i fjerde kvartal av 2009 og 2008. Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat Juster (i millarder driftsresultat kroner) etter skatt per segment driftsresultat driftsresultat etter skatt Fjerde driftsresultat kvartal driftsresultat etter skatt 2009 2008 U&P Norge 27,0 Skatt 20,2 på Justert 6,8 35,2 Skatt 26,2 på Justert 8,9 Internasjonal U&P Justert 3,4 justert 1,6 driftsresultat 1,8 Justert 0,3 justert 1,9 driftsresultat -1,6 (i millarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Naturgass 4,0 3,1 0,9 4,8 2,2 2,6 Foredling og Markedsføring 0,4-0,2 0,6 4,2 1,7 2,5 U&P Norge 27,0 20,2 6,8 35,2 26,2 8,9 Annet -0,4 0,0-0,4-1,1-0,2-0,8 Internasjonal U&P 3,4 1,6 1,8 0,3 1,9-1,6 Naturgass 4,0 3,1 0,9 4,8 2,2 2,6 Konsern 34,4 24,7 9,7 43,4 31,7 11,7 Foredling og Markedsføring 0,4-0,2 0,6 4,2 1,7 2,5 Annet -0,4 0,0-0,4-1,1-0,2-0,8 Konsern 34,4 24,7 9,7 43,4 31,7 11,7 NORSK Pressemelding 7
Resultatet var 7,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009, sammenlignet med 2,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008. Økningen skyldes hovedsakelig et redusert tap på netto finansposter, en lavere effektiv skatteprosent og høyere væskepriser, noe som delvis ble motvirket av nedgangen i driftsresultatet, hovedsakelig som følge av lavere priser på naturgass. Avkastningen per aksje basert på periodens resultat var 2,25 kroner i fjerde kvartal 2009, sammenlignet med 0,63 kroner per aksje i fjerde kvartal 2008. Året 2009 Driftsresultatet for året 2009 var 121,6 milliarder kroner, sammenlignet med 198,8 milliarder kroner i 2008. Nedgangen skyldes hovedsakelig lavere oljeog gasspriser og økte avskrivnings- og nedskrivningskostnader, noe som delvis ble motvirket av inntekter fra høyere salgsvolumer. For året 2009 hadde både endringer i nedskrivninger (12,2 milliarder kroner) og underløft (1,2 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet, mens høyere virkelig verdi på derivater (2,2 milliarder kroner), lagervirkninger (2,1 milliarder kroner), andre avsetninger (1,3 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (0,5 milliarder kroner) og reversering av omstillingskostnader (0,3 milliarder kroner) hadde en positiv effekt på driftsresultatet. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (2,1 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 130,7 milliarder kroner i 2009. For året 2008 hadde endringer i nedskrivninger (4,8 milliarder kroner), lagervirkninger (2,8 milliarder kroner), underløft (2,4 milliarder kroner) og andre avsetninger (2,3 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet. Høyere virkelig verdi på derivater (2,4 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (1,4 milliarder kroner) og reversering av avsetninger til omstillingskostnader (1,6 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet. Justert for disse elementene og virkningene av elimineringer (3,4 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 203,3 milliarder kroner i 2008. Nedgangen i justert driftsresultat på 36 % fra 2008 til 2009 skyldtes hovedsakelig det betydelige fallet i både væske- og gasspriser, noe som bare delvis ble motvirket av høyere salgsvolumer. En økning i justerte avskrivnings- og nedskrivningskostnader som følge av høyere produksjonsvolumer hadde også en negativ påvirkning, mens både lavere justerte letekostnader og lavere justerte driftsutgifter bidro positivt til det justerte driftsresultatet. Netto finansposter utgjorde et tap på 6,7 milliarder kroner i 2009, sammenlignet med et tap på 18,4 milliarder kroner i 2008. Tapet i 2009 skyldtes hovedsakelig en nedgang i verdien av renteswapper på 6,8 milliarder kroner, kombinert med nedskrivninger på 1,4 milliarder kroner knyttet til en investering i raffineriselskapet Pernis, noe som ble delvis motvirket av netto valutagevinster på 2,0 milliarder kroner. Tap som følge av nedgang i virkelig verdi av renteswapper skyldes en økning i rentesatsen på amerikanske dollar i løpet av 2009. Netto valutagevinst omfatter en økning i virkelig verdi av renteswapper knyttet til styring av likviditet og valutarisiko og skyldes en svekkelse på 17,5 % av amerikanske dollar mot norske kroner i 2009. Justert for disse faktorene og for valutaeffekter på finansinntektene, ville netto finansposter før skatt beløpe seg til et tap på om lag 0,3 kroner i perioden. Netto finans- Rente- Netto Rente- Netto finans- Estimert poster Netto finansposter i 2009 (i mrd kroner) inntekter valutaomreging kostnader poster før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 3,7 2,0-12,5-6,8-4,8-11,6 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,5-2,0-1,5 Rentederivater 6,6 6,6 Nedskrivning av investeringen i Pernis 1,4 1,4 Sum justeringer 0,5-2,0 8,0 6,5 5,1 11,6 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 4,2-4,5-0,3 0,3 Skattekostnaden i regnskapet var på 97,2 milliarder kroner i 2009, tilsvarende en skattesats på 84,6 %, sammenlignet med 137,2 milliarder kroner i Juster 2008, driftsresultat tilsvarende etter en skattesats per segment på 76,0 %. Økningen i skatteprosenten skyldtes i hovedsak betydelige skattbare valutagevinster, Året noe som ikke påvirker resultatregnskapet for selskaper som har amerikanske dollar som funksjonell valuta. 2009 For 2009 er skattbar inntekt knyttet til disse valutagevinstene 2008 anslått til å være 25,0 milliarder kroner høyere enn resultat før skatt, noe som øker skatteprosenten. I tillegg ble skatteprosenten økt som følge av relativt høyere Skatt på Justert Skatt på Justert inntekt fra norsk sokkel som har en høyere skatteprosent enn gjennomsnittlig Justert skatteprosent justert og driftsresultat nedskrivninger som Justert har en lavere skatteprosent justert enn driftsresultat (i millarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt gjennomsnittlig skattesats. U&P I 2009 Norge var justert driftsresultat etter skatt på 38,3 milliarder kroner, 102,6 en nedgang 75,9 på 33 % fra 57,5 26,7 milliarder kroner 168,0 i tilsvarende 126,0 periode i fjor. 42,0 Internasjonal Nedgangen skyldtes U&P hovedsakelig lavere priser på både væsker og gass, 9,2 noe som bare 4,1 i liten grad ble 5,1 motvirket av høyere 16,1 inntekter fra 9,6 høyere salgsvolumer. 6,5 Naturgass En lavere effektiv skatteprosent på justert driftsresultat i 2009 hadde 16,5 også en motvirkende 11,9 effekt sammenlignet 4,6 med 11,9 2008. Skattesatsen 7,4 på justert 4,5 Foredling driftsresultat og Markedsføring var på henholdsvis 71 % og 72 % i 2009 og 2008. 3,6 1,3 2,3 8,3 3,0 5,3 NORSK Pressemelding 8 Annet -1,1-0,7-0,4-1,0-0,2-0,8
Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) 0,5-2,0-1,5 Rentederivater 6,6 6,6 Nedskrivning av investeringen i Pernis 1,4 1,4 Sum justeringer 0,5-2,0 8,0 6,5 5,1 11,6 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 4,2-4,5-0,3 0,3 Juster driftsresultat etter skatt per segment Året 2009 2008 Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i millarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt U&P Norge 102,6 75,9 26,7 168,0 126,0 42,0 Internasjonal U&P 9,2 4,1 5,1 16,1 9,6 6,5 Naturgass 16,5 11,9 4,6 11,9 7,4 4,5 Foredling og Markedsføring 3,6 1,3 2,3 8,3 3,0 5,3 Annet -1,1-0,7-0,4-1,0-0,2-0,8 Konsern 130,7 92,4 38,3 203,3 145,8 57,5 Resultatet var 17,7 milliarder kroner i 2009, sammenlignet med 43,3 milliarder kroner i 2008. Nedgangen på 59 % skyldes hovedsakelig lavere Året HMS 2009 2008 2009 2008 driftsresultat grunnet lavere inntekter fra salg av væsker og gass og en høyere effektiv skatteprosent, noe som bare delvis ble motvirket av et lavere tap på netto finansposter. Personskadefrekvens 3,6 4,6 4,1 5,4 Alvorlig Avkastningen hendelsesfrekvens per aksje basert på periodens resultat var 5,75 kroner i 2009, sammenlignet med 1,7 13,58 kroner i 1,9 2008. 1,9 2,2 Antall uttilsiktede oljeutslipp 129 100 435 401 Volum Kontantstrøm fra uttilsiktede fra driften oljeutslipp beløp seg (Sm3) til 73,0 milliarder kroner i 2009. Justert for endringer i kontantstrømmen 23 grunnet 24 endringer i arbeidskapital 170 (7,0 342 milliarder kroner) og andre langsiktige poster knyttet til driftsaktiviteter (3,7 milliarder kroner), var kontantstrømmen fra underliggende aktiviteter, med fradrag for skattebetalinger, på 81,5 milliarder kroner. Kontantstrøm til investeringsaktivitetene beløp seg til 75,4 milliarder kroner i 2009, sammenlignet med 85,8 milliarder kroner i 2008. Nedgangen på 10,5 milliarder kroner skyldes hovedsakelig kontantstrømmen i 2008 benyttet til oppkjøp av den gjenværende andelen på 50 % i Peregrino. Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) [1] var 10,4 % for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2009, og 21,0 % for tilsvarende periode året før. Basert på justert resultat etter skatt og gjennomsnittlig sysselsatt kapital var justert ROACE på henholdsvis 14,3 % og 24,7 % for de to periodene. Nedgangen skyldtes hovedsakelig en reduksjon i justert resultat etter skatt på 32 %, og i mindre grad en økning på 15 % i gjennomsnittlig sysselsatt kapital. Statoils styre foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 6,00 kroner per aksje i 2009. I 2008 var utbytte betalt av Statoil 7,25 kroner per aksje, hvorav ordinært utbytte var 4,40 kroner per aksje og ekstraordinært utbytte var 2,85 kroner per aksje. UTSIKTER FOR ÅRET Statoils prognoser for egenproduksjon er i intervallet 1,925 til 1,975 millioner foe per dag i 2010 og i intervallet 2,1 og 2,2 millioner foe per dag i 2012 [13 ]. Forventede volumer omfatter ikke eventuelle Opec-kutt. Kommersielle vurderinger knyttet til gassalgsaktiviteter, driftsregularitet, tidspunktet for når ny kapasitet settes i produksjon og gassalg utgjør de største risikofaktorene for produksjonsanslagene. Det anslås at planlagte revisjonsstanser i 2010 vil ha en negativ påvirkning på egenproduksjonen på om lag 50 tusen foe per dag for hele året og rundt 20 tusen foe per dag i første kvartal av 2010. Organiske investeringer for 2010, eksklusive oppkjøp og leiefinansiering, ventes å ligge på rundt 13 milliarder amerikanske dollar. Produksjonskostnaden per enhet for egenproduksjonen ventes å være på 35-36 kroner per foe, noe som er på samme nivå som i 2009. Selskapet vil fortsette utviklingen av sin store portefølje av leteandeler og forventer en leteaktivitet i 2010 som ligger på rundt 2,3 milliarder amerikanske dollar. Vi forventer at råvareprisene vil fortsette å være ustabile. Raffineringsmarginene har vist en nedgang i over ett år, og vi forventer at de vil ligge på et lavt nivå, i hvert fall på kort sikt. Ovennevnte informasjon om framtidige forhold er basert på nåværende oppfatninger om framtidige hendelser, og er i sin natur gjenstand for betydelig risiko og usikkerhet ettersom de gjelder begivenheter og avhenger av forhold som ligger fram i tid. NORSK Pressemelding 9
RISIKOER ESTIMERT EFFEKT PÅ RESULTATENE FOR 2010 (milliarder kroner) 15 4 6 17 21 Analysen er basert på aktuell oljepris og USDNOK valutakurs samt estimerte gasspriser og viser 12 måneders effekten av endringer i parametere. Gasspris: + NOK 0,49/sm3 Valutakurs: USDNOK +0,60 (Effekt på resultatet eksklusiv finansposter) Oljepris: + USD 21,2/fat 47 Effekt på nettoresultatet Effekt på driftsresultat Risikofaktorer Driftsresultatene avhenger i stor grad av en rekke faktorer. Størst betydning har de faktorene som påvirker prisen vi får i norske kroner for produktene vi selger. Slike faktorer omfatter spesielt prisnivået for væsker og naturgass, utviklingen i valutakursene, våre produksjonsvolumer av væsker og naturgass, som igjen avhenger av våre egne volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler og tilgjengelige petroleumsreserver, vår egen samt våre partneres ekspertise og samarbeid i forbindelse med utvinning av olje og naturgass fra disse reservene og endringer i vår portefølje av eiendeler grunnet overtakelser og avhendelser. Illustrasjonen viser hvordan visse endringer i råoljeprisene (en erstatning for væskeprisene), kontraktpriser på naturgass og valutakursen mellom amerikanske dollar og norske kroner, dersom de opprettholdes gjennom et helt år, kan påvirke våre driftsresultater i 2010. Endringer i vareprisene, valutakurser og rentesatser kan føre til inntekter eller utgifter i perioden i tillegg til endringer i den virkelige verdien av balanseførte derivater. Illustrasjonen er ikke ment å gi en fullstendig oversikt over risikoforhold som har, eller kan ha, en vesentlig påvirkning på kontantstrømmen og driftsresultatet. En mer detaljert og fullstendig presentasjon av risikoforhold som Statoil er eksponert for finnes i Statoils årsrapport for 2008. Økonomisk risikostyring Statoil har etablerte retningslinjer for å påta seg akseptabel risiko når det gjelder handelspartnere og økonomiske motparter ved bruk av derivater og markedsaktiviteter generelt. Statoil har hittil bare hatt en begrenset eksponering overfor virkemidler og motparter som er mer påvirket av den økonomiske krisen. Urolighetene i finansmarkedene har ikke ført til endringer i vår risikostyringspolitikk, men vi har strammet inn vår praksis vedrørende kredittrisiko og likviditetsstyring. Hittil har vi bare opplevd ubetydelige tap på grunn av motpartsrisiko. Vår eksponering mot økonomiske motparter anses fremdeles å ha en akseptabel risikoprofil, men det antas at risikoen kan øke dersom den økonomiske krisen forverres. Resultatene som følge av at nasjonale og internasjonale tiltak iverksatt av flere land og nasjonale banker, kan i noen grad motvirke dette. Markedene for kort- og langsiktig finansiering anses nå å fungere greit for lånere med Statoils kredittverdighet og generelle egenskaper. Det råder imidlertid en viss usikkerhet under dagens forhold. Finansieringskostnadene for kortsiktige papirer er generelt på et historisk lavt nivå. Langsiktige finansieringskostnader er på attraktive absolutte nivåer. Rentesatsene økte i løpet av 2009, men "credit spread"-elementet for utstedere er betydelig redusert og nærmer seg nivåene som var før finanskrisen. Når det gjelder likviditetsstyringen, vil vårt fokus være å finne den rette balansen mellom risiko og avkastning. De fleste midler er i dag plassert kortsiktig i hovedsakelig sertifikater med minimum A kredittvurdering, eller i banker med minimum A kredittvurdering. I samsvar med vår interne retningslinjer for kredittvurdering revurderer vi våre handelspartneres og økonomiske motparters kredittvurdering årlig, og vurderer motparter som vi anser har høy risiko enda hyppigere. Intern kredittvurdering reflekterer våre vurderinger av motpartenes kredittrisiko og tilsvarer vurderingskategorier som brukes av kjente kredittvurderingsbyråer, som Standard & Poor's og Moody's. HELSE, MILJØ OG SIKKERHET (HMS) Den samlede personskadefrekvensen var 3,6 i fjerde kvartal 2009, sammenlignet med 4,6 i fjerde kvartal 2008. Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned fra 1,9 i fjerde kvartal 2008 til 1,7 i fjerde kvartal 2009. Det var én dødsulykke i fjerde kvartal 2009. En kontraktør omkom under arbeid på Leismerprosjektet i Canada. Antall utilsiktede oljeutslipp i fjerde kvartal 2009 økte sammenlignet med fjerde kvartal 2008, men volumet gikk ned fra 24 kubikkmeter i fjerde kvartal 2008 til 23 kubikkmeter i fjerde kvartal 2009. Året 2009 Den samlede personskadefrekvensen gikk ned fra 5,4 for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2008 til 4,1 for tilsvarende periode i 2009. Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned fra 2,2 for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2008 til 1,9 for tilsvarende periode i 2009. Det var seks dødsfall i de siste 12 månedene fram til 31. desember 2009, herunder tre personer ansatt i Statoil som var ombord i Air France flight 447 som forsvant over atlanterhavet. NORSK Pressemelding 10
Skatt på Justert Skatt på Justert Justert justert driftsresultat Justert justert driftsresultat (i millarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt U&P Norge 102,6 75,9 26,7 168,0 126,0 42,0 Internasjonal U&P 9,2 4,1 5,1 16,1 9,6 6,5 Naturgass 16,5 11,9 4,6 11,9 7,4 4,5 Foredling og Markedsføring 3,6 1,3 2,3 8,3 3,0 5,3 Annet -1,1-0,7-0,4-1,0-0,2-0,8 Konsern Antall utilsiktede oljeutslipp i de siste 12 månedene fram til 31. 130,7 desember 2009 økte 92,4 sammenlignet 38,3 med tilsvarende 203,3 periode i 2008, 145,8 men volumet gikk 57,5 ned fra 342 kubikkmeter i 2008 til 170 kubikkmeter i 2009. Året HMS 2009 2008 2009 2008 Personskadefrekvens 3,6 4,6 4,1 5,4 Alvorlig hendelsesfrekvens 1,7 1,9 1,9 2,2 Antall uttilsiktede oljeutslipp 129 100 435 401 Volum fra uttilsiktede oljeutslipp (Sm3) 23 24 170 342 Kontaktpersoner: Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, +47 90 64 91 44 (mobil) Geir Bjørnstad, direktør, US IR, +1 203 978 6950 Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, +47 480 80 212 (mobil) Kai Nielsen, informasjonssjef, +44 (0) 78 2432 6893 (mobil) NORSK Pressemelding 11