Pressemelding 3. november 2010 Omfattende vedlikehold - solide resultater Statoils kvartalsberetning og regnskap for 3. kvartal 2010 Statoils driftsresultat for tredje kvartal 2010 var på 28,2 milliarder kroner, sammenlignet med 28,3 milliarder kroner i tredje kvartal 2009. Kvartalsresultatet ble positivt påvirket av en 14 % økning i væskepriser og en 8 % økning i gasspriser sammenlignet med tredje kvartal i fjor. I tillegg hadde vi en nedgang i egenproduksjonen på 17 %, på linje med ledelsens forventninger. Produksjonsnedgangen skyldtes i hovedsak omfattende vedlikeholdsaktiviteter som påvirket både olje- og gassproduksjonen. Resultatet i tredje kvartal 2010 var på 13,8 milliarder kroner sammenlignet med 6,6 milliarder kroner i samme periode i fjor. Resultatet avspeiler høyere priser både for olje og gass, høyere netto finansinntekter, lavere skatteprosent og redusert tap på nedskrivninger, delvis motvirket av lavere salgsvolumer og reduserte gevinster på derivater. driftsresultat i tredje kvartal 2010 var på 26,7 milliarder kroner, en nedgang på 14 % fra i fjor. driftsresultat etter skatt var på 8,5 milliarder kroner i tredje kvartal, en nedgang på 8 % fra i fjor. driftsresultat etter skatt ekskluderer netto finansposter og skattevirkningene av netto finansposter, og utgjorde en effektiv skatteprosent på 68 % sammenlignet med 70 % i tredje kvartal 2009. - Omfattende planlagte vedlikeholdsaktiviteter gjennom hele tredje kvartal har påvirket både olje- og gassproduksjonen vår betydelig. Våre resultater og vår kontantstrøm er fortsatt solide, noe som bekrefter at vi har finansiell fleksibilitet til å underbygge fortsatt utvikling av porteføljen vår. I en periode med høye vedlikeholds- og modifikasjonsaktiviteter både til havs og ved våre gassprosesseringsanlegg, er vi glade for å kunne vise til en positiv utvikling for HMSresultatene også i dette kvartalet, sier Statoils konsernsjef Helge Lund. Vi besluttet nylig å midlertidig redusere produksjonen på to av våre felt i Nordsjøen (Gullfaks Sør og Kvitebjørn) for å sikre tilstrekkelig reservoartrykk for sikker boring av ytterligere brønner. Reduksjonen vil bidra til økte volumer og høyere verdiskapning fra disse feltene i fremtiden. Basert på denne beslutningen, i tillegg til at det er kortsiktige kapasitetsbegrensninger på Kollsnes, er vår produksjonsguiding for året ned til 1,900 millioner foe per dag fra det tidligere forventede nivået på 1,925-1,975 millioner foe per dag. Vår portefølje med nye feltutbygginger går som planlagt mot 2012, men med begrenset forventet produksjonsvekst i 2011. IFRS resultatregnskap år Året (i millarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Driftsresultat 28,2 28,3-0% 94,4 88,1 7 % 121,6 driftsresultat 26,7 31,1-14% 102,0 96,3 6 % 130,7 Periodens resultat 13,8 6,6 >100% 28,0 10,6 >100% 17,7 Resultat per aksje (basert på periodens resultat) 4,34 2,33 87 % 8,97 3,50 >100% 5,75 Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 455 400 14 % 450 347 30 % 364 Gasspris (NOK/sm3) 1,74 1,61 8 % 1,65 2,02-18% 1,90 Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 1 552 1 874-17% 1 868 1 930-3% 1 962 Viktige hendelser siden re kvartal 2010: Egenproduksjonen viste en nedgang på 17 % fra tredje kvartal 2009 til 1,552 millioner foe per dag. For de første ni månedene av året var egenproduksjonen 1,868 millioner foe per dag, en nedgang på 3 % sammenlignet med fjoråret. Operasjonelle data år Året 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Gjennomsnittsprisene for væske og gass målt i norske kroner steg med henholdsvis 14 % og 8 % sammenlignet med tredje kvartal i fjor. Den 22. juli godkjente Stortinget planen for utbygging og drift (PUD) av Marulk-feltet. Gjennomsnittlig Den 1. august pris på startet væsker produksjonen (USD per fat) fra Morvin 73,8 i samsvar med 65,5 planen. 13 % 73,9 53,5 38 % 58,0 Den 23. september kunngjorde Statoil at selskapet hadde kjøpt 20,67 % av Nautical Petroleums el i Mariner-feltet i Storbritannia. Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 6,17 6,11 1 % 6,09 6,49-6 % 6,28 Den 10. oktober kunngjorde Statoil at selskapet hadde inngått avtaler med Enduring Resources og Talisman om kjøp av 67.000 acres (netto) i Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 455 400 14 % 450 347 30 % 364 skiferområdet Eagle Ford i sørvestlig del av Texas i USA, noe som øker Statoils utvinnbare ressurser med omkring 550 millioner foe. Gasspris (NOK/sm3) 1,74 1,61 8 % 1,65 2,02-18 % 1,90 Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 4,2 3,8 11 % 5,3 4,7 13 % 4,3 Pressemelding 1 Sum bokført produksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 868 1 060-18 % 971 1 065-9 % 1 066
Den 21. oktober ble planen for utbygging og drift (PUD) av Valemon oversendt til norske myndigheter. Den 22. oktober 2010 ble datterselskapet Statoil Fuel & Retail ASA notert på Oslo Børs. GJENNOMGANG AV DRIFTEN IFRS resultatregnskap år Året (i millarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Driftsresultat Statoils samlede bokførte produksjon av væske og 28,2 gass i tredje kvartal 28,3 2010 var 1,379-0% millioner foe 94,4 per dag, sammenlignet 88,1 med 1,712 7 % millioner foe 121,6 per dag i tredje driftsresultat kvartal 2009. Samlet egenproduksjon 26,7 var 1,552 millioner 31,1 foe per dag -14% i tredje kvartal 102,0 2010 sammenlignet 96,3 med 1,874 millioner 6 % foe per 130,7 dag i Periodens tredje kvartal resultat 2009. 13,8 6,6 >100% 28,0 10,6 >100% 17,7 Resultat per aksje (basert på periodens resultat) 4,34 2,33 87 % 8,97 3,50 >100% 5,75 Gjennomsnittlig Nedgangen i samlet pris egenproduksjon på væsker (NOK på per 17 fat) % skyldtes 455 hovedsakelig 400 omfattende vedlikeholdsaktiviteter 14 % 450 på flere olje- 347 og gassfelt, samt 30 % på gasstransport- 364 systemene fra norsk sokkel (Kårstø Kollsnes). Naturlig produksjonsfall på modne felt ble bare delvis ble motvirket av ny produksjonskapasitet. Lavere Gasspris (NOK/sm3) 1,74 1,61 8 % 1,65 2,02-18% 1,90 produksjon fra Ormen Lange-feltet på grunn av restriksjoner i produksjonstillatelsen, og midlertidige forhold knyttet til riggkapasiteten på Gullfaksfeltet, Sum egenproduksjon av væsker og gass samt en omfordeling av volumer mellom re og tredje kvartal 2010, bidro til en lavere egenproduksjon i tredje kvartal. (1000 fat o.e. / dag) 1 552 1 874-17% 1 868 1 930-3% 1 962 Bokført produksjon gikk ned med 19 %, sterkt påvirket av ovennevnte fall i egenproduksjonen og av relativt høyere negative effekter av Produksjonsdelingsavtalene (PSA-effekter) i tredje kvartal 2010. Gjennomsnittlig negativ PSA-effekt var 173 tusen foe per dag i tredje kvartal 2010, sammenlignet med 163 tusen foe per dag i tredje kvartal i fjor. Økningen skyldtes hovedsakelig endringer i myndighetenes overskuddsel i felt i Angola. Operasjonelle data år Året 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 73,8 65,5 13 % 73,9 53,5 38 % 58,0 Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 6,17 6,11 1 % 6,09 6,49-6 % 6,28 Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 455 400 14 % 450 347 30 % 364 Gasspris (NOK/sm3) 1,74 1,61 8 % 1,65 2,02-18 % 1,90 Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 4,2 3,8 11 % 5,3 4,7 13 % 4,3 Sum bokført produksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 868 1 060-18 % 971 1 065-9 % 1 066 Sum bokført gassproduksjon (1 000 fat o.e./d) 511 651-22 % 714 726-2 % 740 Sum bokført produksjon (1 000 fat o.e. / dag) 1 379 1 712-19 % 1 684 1 791-6 % 1 806 Sum egenproduksjon av gass (mboe per dag) 533 665-20 % 741 744 0 % 760 Sum egenproduksjon av væsker (mboe per dag) 1 019 1 209-16 % 1 127 1 187-5 % 1 202 Sum egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e. / dag) 1 552 1 874-17 % 1 868 1 930-3 % 1 962 Sum løfting av væsker (1 000 fat o.e./dag) 872 1 006-13 % 963 1 035-7 % 1 045 Sum løfting gass (1 000 fat o.e./d) 511 650-21 % 714 726-2 % 740 Sum løfting (1 000 fat o.e. / dag) 1 383 1 656-16 % 1 677 1 760-5 % 1 785 Produksjonskostnad bokførte volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 42,1 37,7 12 % 42,1 37,7 12 % 38,4 Produksjonskostnad egne volumer (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 37,9 34,9 9 % 37,9 34,9 9 % 35,3 Produksjonskostnad egne volumer eksklusive restrukturerings- og gassinjeksjonskostnader (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 36,9 35,3 5 % 36,9 35,3 5 % 35,3 Samlet løfting av væske og gass var 1,383 millioner foe per dag i tredje kvartal 2010, en nedgang på 16 % fra 1,656 millioner foe per dag i tredje kvartal 2009. Nedgangen skyldes lavere bokført produksjon, delvis motvirket av økt overløft sammenlignet med tredje kvartal i fjor. I tredje kvartal 2010 var det et overløft på 18 tusen foe per dag, sammenlignet med et underløft på 42 tusen foe per dag i tredje kvartal 2009. Pressemelding 2
Raffineringsmarginen (FCC) var USD 4,2 per fat i tredje kvartal 2010, en økning på 11 % sammenlignet med tredje kvartal 2009. Statoils raffinerier har i dag en lavere margin enn et FCC-raffineri på grunn av at de har en annen raffinerikonfigurasjon. Produksjonskostnaden per foe bokført produksjon var 42,1 kroner for de siste 12 månedene fram til 30. september 2010, sammenlignet med 37,7 kroner for tilsvarende periode i 2009. Basert på egenproduserte volumer var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 37,9 kroner og 34,9 kroner. e produksjonskostnader per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 30. september 2010 var 36,9 kroner. Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2009 var 35,3 kroner. Justeringer av produksjonskostnadene omfatter omstillingskostnader og re kostnader knyttet til fusjonen regnskapsført i fjerde kvartal 2007 og delvis reversert i fjerde kvartal 2008 og 2009, samt gassinjeksjonskostnader. Økningen i e produksjonsenhetskostnader skyldes hovedsakelig lavere egenproduksjon, samt valutaeffekter som følge av svekket norsk krone mot US dollar i den siste 12- månedsperioden sammenlignet med tilsvarende 12-månedsperiode i 2009. I tredje kvartal 2010 ble til sammen ni letebrønner fullført før 30. september 2010, fire på norsk sokkel og fem internasjonalt. Det ble bekreftet funn i fem brønner i perioden, hvorav to ble gjort utenfor norsk sokkel. Av viktige hendelser i perioden kan nevnes godkjenning av planen for utbygging og drift (PUD) av Marulk-feltet (22. juli), oppstart av Morvin i henhold til plan (1. august), kjøp av 20,67 % el i Mariner-feltet i Storbritannia (23. september), avtale med Enduring Resources LLC og Talisman Energy Inc om kjøp av eler i skiferformasjonen Eagle Ford i USA (10. oktober), godkjenning av utbyggingen av Jack- og St. Malo-feltene i Mexicogolfen (21. oktober) og notering av datterselskapet Statoil Fuel & Retail ASA på Oslo Børs i oktober. Første ni måneder Samlet bokført produksjon av væske og gass i de første ni månedene av 2010 var 1,684 millioner foe per dag, en nedgang på 6 % fra 1,791 millioner foe per dag i tilsvarende periode i 2009. Samlet egenproduksjon i de første ni månedene av 2010 var 1,868 millioner foe per dag, en nedgang på 3 % fra 1,930 millioner foe per dag i tilsvarende periode i fjor. Nedgangen i samlet egenproduksjon i de første ni månedene av 2010 sammenlignet med tilsvarende periode i 2009 skyldtes hovedsakelig høyere vedlikeholdsvirksomhet og avtagende produskjon fra modne felt. Nedgangen i egenproduksjon ble delvis motvirket av at Tyrihans og Morvin på norsk sokkel startet produksjon, samt at produksjonen fra eksisterende felt økte. Gjennomsnittlig negativ PSA-effekt på bokført produksjon var 184 tusen foe per dag i de første ni månedene av 2010, sammenlignet med 139 tusen foe per dag i de første ni månedene av 2009. Økningen skyldtes endringer i overskuddseler for felt i Angola. Samlet løfting av olje og gass var 1,677 millioner foe per dag i de første ni månedene av 2010, sammenlignet med 1,760 millioner foe per dag i tilsvarende periode i 2009. Nedgangen på 5 % skyldes lavere bokført produksjon som beskrevet ovenfor. I de første ni månedene av 2010 var det et overløft på 6 tusen foe per dag. I tilsvarende periode i 2009 var det et underløft på 16 tusen foe per dag. Raffineringsmarginen (FCC) var 5,3 USD per fat i de første ni månedene av 2010, en økning på 13 % fra samme periode i 2009. Statoils raffinerier har i dag en lavere margin enn et FCC-raffineri på grunn av at de har en annen raffinerikonfigurasjon. I de første ni månedene av 2010 fullførte Statoil 27 letebrønner, 13 på norsk sokkel og 14 internasjonalt. Det ble bekreftet funn i 16 brønner i perioden, 11 på norsk sokkel og fem internasjonalt. Pressemelding 3
GJENNOMGANG AV RESULTATENE Driftsresultat Resultat per aksje Periodens resultat 100 10 30 90 80 8 25 NOK milliarder 70 60 50 40 30 NOK 6 4 NOK milliarder 20 15 10 20 10 0 3kv 09 3kv 10 år 09 år 10 2 0 3kv 09 3kv 10 år 09 år 10 5 0 3kv 09 3kv 10 år 09 år 10 Driftsresultatet i tredje kvartal 2010 var på 28,2 milliarder kroner, stort sett uendret fra i fjor. Inntektene ble betydelig påvirket av reduserte salgsvolumer både for væske og gass, og ble bare delvis motvirket av høyere væske- og gasspriser. Varekostnader består i all hovedsak av væskevolumer som Statoil kjøper av SDØE, samt fra tredjepart, og viser en økning på 13 % sammenlignet med tredje kvartal 2009. Økningen skyldes hovedsakelig høyere væskepriser målt i norske kroner. Driftskostnadene gikk ned med 4 % til 12,8 milliarder kroner og salgs- og administrasjonskostnadene økte med 0,5 milliarder kroner til 2,8 milliarder kroner. De var begge sterkt påvirket av en reversering av avsetninger i tidligere perioder. IFRS resultatregnskap år Året (i milliarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Driftsinntekter Salgsinntekter 125,8 122,4 3 % 383,7 339,7 13 % 462,3 Resultatel fra tilknyttede selskaper 0,5 0,6-12 % 1,2 1,2-2 % 1,8 Andre inntekter 1,1 0,0 >100 % 1,5 0,1 >100 % 1,4 Sum driftsinntekter 127,4 123,1 4 % 386,4 341,1 13 % 465,4 Driftskostnader Varekostnad 67,4 59,6 13 % 189,7 150,4 26 % 205,9 Andre driftskostnader 12,8 13,3-4 % 44,1 41,2 7 % 56,9 Salgs- og administrasjonskostnader 2,8 2,3 22 % 9,7 8,1 20 % 10,3 Avskrivninger, amortisering og nedskrivninger 12,6 17,6-28 % 38,0 41,6-8 % 54,1 Letekostnader 3,6 2,1 75 % 10,4 11,8-11 % 16,7 Sum driftskostnader -99,2-94,8-5 % -291,9-253,0-15 % -343,8 Driftsresultat 28,2 28,3-0 % 94,4 88,1 7 % 121,6 Netto finansposter 7,0 3,2 >100 % 4,6-5,5 >-100 % -6,7 Skattekostnad -21,5-24,9 14 % -71,0-72,0 1 % -97,2 Periodens resultat 13,8 6,6 >100 % 28,0 10,6 >100 % 17,7 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 driftsresultat. driftsresultat er et "non-gaap" begrep som supplerer måletall fra Statoils IFRS-regnskap, og som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på Statoils underliggende prestasjoner i perioden og gjør det lettere å vurdere driftsmessige utviklingstendenser mellom periodene. driftsresultat år Året (i milliarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Sum dritsinntekter - 124,6 120,9 3 % 385,5 341,4 13 % Pressemelding 465,7 4 Varekostnader - 67,2 59,4 13 % 189,9 151,9 25 % 208,1
Other income 1.1 0.0 >100 % 1.5 0.1 >100 % 1.4 Total Total revenues revenues other other income income 127.4 127.4 123.1 123.1 4 % 386.4 386.4 341.1 341.1 13 13 % 465.4 465.4 OPERATING OPERATING EXPENSES EXPENSES Purchase Purchase [net [net of of inventory inventory variation] variation] 67.4 67.4 59.6 59.6 13 13 % 189.7 189.7 150.4 150.4 26 26 % 205.9 205.9 Operating Operating 12.8 12.8 13.3 13.3 (4 (4 44.1 44.1 41.2 41.2 7 % 56.9 56.9 Selling, Selling, general general administrative administrative 2.8 2.8 2.3 2.3 22 22 % 9.7 9.7 8.1 8.1 20 20 % 10.3 10.3 Depreciation, Depreciation, amortisation amortisation net net impairment impairment losses losses 12.6 12.6 17.6 17.6 (28 (28 38.0 38.0 41.6 41.6 (8 (8 54.1 54.1 I tredje kvartal 2010 var driftsresultatet negativt påvirket av endringer i netto nedskrivninger (1,6 milliarder kroner) og lagervirkninger (0,2 milliarder Exploration Exploration kroner), mens 3.6 2.1 75 10.4 11.8 (11 16.7 høyere virkelig verdi på derivater (0,5 3.6 milliarder kroner), 2.1 overløft (0,5 75 milliarder % kroner), 10.4 gevinst på salg 11.8 av eiendeler (11 (0,8 milliarder kroner) 16.7 og re avsetninger (1,2 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet positivt. for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,3 milliarder Total Total kroner), operating operating var driftsresultat på 26,7 milliarder (99.2) (99.2) kroner i tredje (94.8) (94.8) kvartal 2010. Dette (5 (5 er er en nedgang (291.9) (291.9) på 14 % (253.0) (253.0) sammenlignet med (15 (15 fjoråret. (343.8) (343.8) Net Net I tredje operating operating kvartal income income 2009 var driftsresultatet negativt 28.2 28.2 påvirket av endringer 28.3 28.3 i netto nedskrivninger 0 % (5,294.4 milliarder kroner), 88.1 88.1 underløft (0,8 milliarder 7 % kroner) 121.6 121.6 og lagervirkninger (0,2 milliarder kroner), mens høyere virkelig verdi på derivater (3,0 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet. for disse Net elementene financial og items virkningene av elimineringer (0,4 milliarder 7.0 kroner), 3.2 var >100 driftsresultat på 31,14.6 milliarder kroner (5.5) i tredje kvartal >(100) 2009. Net financial items 7.0 3.2 >100 % 4.6 (5.5) >(100) % (6.7) (6.7) Nedgangen i driftsresultat skyldtes hovedsakelig reduksjonen i solgte volumer på grunn av redusert produksjon både av væske og gass. Høyere Income Income tax væske- tax (21.5) og gasspriser kompenserte bare delvis for (21.5) (24.9) denne nedgangen, (24.9) 14 som hovedsakelig 14 % (71.0) skyldes høy (71.0) (72.0) vedlikeholdsaktivitet, (72.0) avtagende produksjon 1 % (97.2) fra modne (97.2) felt og restriksjoner knyttet til produksjonstillatelser. e avskrivninger, amortisering og nedskrivninger ble redusert med 13 %, noe som hovedsakelig Net Net skyldtes income income lavere produksjon. e leteutgifter økte 13.8 13.8 med 1,5 milliarder 6.6 6.6 kroner >100 >100 sammenlignet % med 28.0 28.0 samme periode i 10.6 10.6 fjor, hovedsakelig >100 >100 på % grunn av dyrere 17.7 17.7 brønner, kostnadsføring av balanseførte letekostnader i tidligere perioder og lavere balanseføring av borekostnader. I tredje kvartal 2010 var e driftsutgifter 14,2 milliarder kroner, en økning på 4 % sammenlignet med samme periode i fjor. e salgs- og administrasjonskostnader var på 2,2 milliarder kroner, en reduksjon på 0,2 milliarder kroner fra i fjor. driftsresultat Hittil år Året driftsresultat år Året (i milliarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 (i milliarder kroner) 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Sum Sum dritsinntekter dritsinntekter - 124,6 124,6 120,9 120,9 3 % 385,5 385,5 341,4 341,4 13 13 % 465,7 465,7 Varekostnader Varekostnader - 67,2 67,2 59,4 59,4 13 13 % 189,9 189,9 151,9 151,9 25 25 % 208,1 208,1 Andre Andre driftskostnader driftskostnader - 14,2 14,2 13,6 13,6 4 % 42,7 42,7 43,1 43,1-1 -1 % 58,5 58,5 Salgs- Salgsog og administrasjonskostnader administrasjonskostnader - 2,2 2,2 2,4 2,4-7 -7 % 7,5 7,5 8,0 8,0-7 -7 % 10,1 10,1 Avskrivninger, Avskrivninger, amortiseringer amortiseringer og og nedkskrivninger nedkskrivninger - 10,7 10,7 12,4 12,4-13 -13 % 33,2 33,2 34,5 34,5-4 -4 % 47,0 47,0 Letekostnader Letekostnader - juster juster 3,6 3,6 2,1 2,1 75 75 % 10,2 10,2 7,7 7,7 34 34 % 11,3 11,3 driftsresultat driftsresultat 26,7 26,7 31,1 31,1-14 -14 % 102,0 102,0 96,3 96,3 6 % 130,7 130,7 Finansielle data Hittil år Året Finansielle data år Året 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 2010 2009 Endring 2010 2009 Endring 2009 Vektet Vektet gjennomsnittlig gjennomsnittlig antall antall utestående utestående aksjer aksjer 3 182 182 526 526 140 140 3 183 183 568 568 449 449 3 182 182 802 802 756 756 3 184 184 196 196 695 695 3 183 183 873 873 643 643 Resultat Resultat per per aksje aksje (kr (kr pr pr aksje) aksje) 4,34 4,34 2,33 2,33 87 87 % 8,97 8,97 3,50 3,50 >100 >100 % 5,75 5,75 Minoritetsaksjonærer Minoritetsaksjonærer 0,0 0,0 0,8 0,8-100 -100 % 0,6 0,6 0,5 0,5 13 13 % 0,6 0,6 Kontantstrøm Kontantstrøm fra fra operasjonelle operasjonelle aktiviteter aktiviteter (mrd. (mrd. kroner) kroner) 19,5 19,5 22,5 22,5-13 -13 % 67,4 67,4 61,2 61,2 10 10 % 73,0 73,0 Investeringer Investeringer brutto brutto (mrd. (mrd. kroner) kroner) 18,9 18,9 25,0 25,0-24 -24 % 58,7 58,7 64,2 64,2-9 -9 % 85,0 85,0 Gjeldsgrad Gjeldsgrad 27,7 27,7 % 27,1 27,1 % 27,7 27,7 % 27,1 27,1 % 27,3 27,3 % Netto finansposter viste en gevinst på 7,0 milliarder kroner i tredje kvartal 2010, sammenlignet med en gevinst på 3,2 milliarder kroner i tredje kvartal 2009. Gevinsten i tredje kvartal 2010 skyldtes hovedsakelig en valutagevinst på 4,0 milliarder kroner, kombinert med en økning i virkelig verdi av renteswapper knyttet til rentestyring av eksterne lån på 2,8 milliarder kroner. Tilsvarende var gevinsten i tredje kvartal 2009 hovedsakelig et resultat av en valutagevinst på 2,0 milliarder kroner, kombinert med en økning i virkelig verdi av renteswapper knyttet til rentestyring av eksterne lån på 1,7 milliarder kroner. Økningen av virkelig verdi av renteswapper skyldtes en nedgang i rentesatsen på amerikanske dollar i tredje kvartal 2010. Netto valutagevinst var hovedsakelig knyttet til valutaswapper brukt til likviditetsstyring, grunnet en nedgang i valutakursen mellom amerikanske dollar og norske kroner i tredje kvartal 2010. for disse faktorene, valutaeffektene på finansinntekten og nedskrivning av eiendeler, utgjør netto finansposter før skatt et tap på rundt 0,1 milliarder kroner for perioden. I tredje kvartal 2009 utgjorde netto finansposter eksklusiv valuta- og rentederivater før skatt, til sammenligning et tap på 0,3 milliarder kroner. Pressemelding 5
Netto Netto Netto Netto finansposter i tredje kvartal 2010 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter omregning Netto kostnader før Netto skatt skatteeffekt etter Netto skatt Netto finansposter i tredje kvartal 2010 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter omregning kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 1,4 4,0 1,6 7,0-2,0 5,0 Netto finansposter iflg IFRS 1,4 4,0 1,6 7,0-2,0 5,0 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3-4,0-4,3 Effekt Rentederivater av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3-4,0-2,8-2,8-4,3 Sum Rentederivater justeringer -0,3-4,0-2,8-7,1-2,8 2,0-5,1 Sum justeringer -0,3-4,0-2,8-7,1 2,0-5,1 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 1,1 0,0-1,2-0,1 0,0 0,1 Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 1,1 0,0 1,2-0,1 0,0 0,1 Valutakurser 30. september 2010 31. desember 2009 30. september 2009 Valutakurser Netto 30. september 2010 Netto 31. desember 2009 30. september Netto 2009 Netto finansposter i tredje kvartal 2010 Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter USDNOK 5,84 5,78 5,78 (i milliarder kroner) inntekter omregning kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt EURNOK USDNOK 7,97 5,84 8,32 5,78 8,46 5,78 Netto EURNOK finansposter iflg IFRS 1,4 4,0 1,6 7,97 7,0 8,32-2,0 8,46 5,0 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3-4,0-4,3 Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i tredje kvartal 2010 Inntekter Inntekter Rentederivater Skattekostnaden i regnskapet i tredje kvartal 2010 var 21,5 milliarder kroner, tilsvarende før en skatt effektiv -2,8 skattesats Skatt på -2,8 60,9 %, Skatteprosent sammenlignet med etter skatt Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i tredje kvartal 2010 Inntekter Inntekter Sum 24,9 justeringer milliarder kroner i tredje kvartal 2009, tilsvarende en effektiv -0,3 skattesats på 78,9-4,0%. Forskjellen før skatt -2,8 i effektiv skattesatser Skatt -7,1 mellom periodene Skatteprosent 2,0 forklares etter -5,1 skatt hovedsakelig driftsresultat med en høy skattesats i tredje kvartal 2009, grunnet betydelig høyere skattbare 26,7 inntekter enn konsernets -18,1 regnskapsmessige 68 % resultater i 8,5 selskaper som er gjenst for beskatning i annen valuta enn den funksjonelle valutaen. Den høye effektive skattesatsen i tredje kvartal 2009 skyldtes også Netto Justeringer finansposter driftsresultat eksklusiv valutaomregning og rentederivater 1,1 0,0 26,7 1,6-1,2-18,1 0,2-0,1-10 68 % 0,0-1,7 0,1 negativt driftsresultat og tap på nedskrivninger i enheter som har en lavere skattesats enn den gjennomsnittlige skattesatsen. Nedgangen i effektiv 8,5 Driftsresultat Justeringer 28,2-18,0 64 10,2 skattesats i tredje kvartal 2010 er også et resultat av relativt lavere inntekter fra norsk sokkel -1,6 som har en høyere -0,2 skattesats enn den -10 gjennomsnittlige % -1,7 Driftsresultat skattesatsen. Dette ble delvis motvirket av valutaeffekten beskrevet ovenfor. 28,2-18,0 64 % 10,2 Netto Valutakurser finansposter 7,0 30. september -3,5 2010 31. desember 502009 % 30. september 2009 3,5 Netto I tredje finansposter kvartal 2010 var resultat før skatt på 35,3 milliarder kroner, mens skattbar inntekt var 7,0 anslått til å være -3,5 6,6 milliarder kroner 50 % høyere. Den anslåtte 3,5 Totalt USDNOK forskjellen på 6,6 milliarder kroner oppsto i selskaper som er gjenst for beskatning i annen 35,3 valuta enn den funksjonelle -21,5 5,84 valutaen. 61 5,78 Skatteeffekten % på 13,8 5,78 den Totalt EURNOK anslåtte forskjellen bidro til en skattesats på 60,9 %. Ledelsen mener at denne skattesatsen ikke gjenspeiler den 35,3-21,5 7,97 underliggende skatteeksponeringen. 61 8,32 % 13,8 8,46 driftsresultat etter skatt er et alternativt måletall som gir en indikasjon på Statoils skatteeksponering på den underliggende driften i perioden, og det gir derfor et bedre grunnlag for sammenligning mellom periodene. driftsresultat etter skatt per segment driftsresultat etter skatt per segment 2010 2009 Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent i tredje kvartal 2010 Inntekter Inntekter 2010 før skatt Skatt Skatteprosent 2009 etter skatt Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat (i milliarder driftsresultat kroner) driftsresultat driftsresultat 26,7 etter skatt driftsresultat -18,1 driftsresultat 68 % etter skatt 8,5 U&P Justeringer Norge 21,7 15,9 1,6 5,8 0,225,2-1018,6 % -1,7 6,6 Internasjonal U&P Driftsresultat Norge U&P 21,7 2,5 15,9 1,0 28,2 1,5 5,8-18,025,2 2,8 6418,6 1,4 % 10,2 1,4 6,6 Naturgass Internasjonal U&P 2,1 2,5 1,4 1,0 0,7 1,5 3,3 2,8 1,8 1,4 1,5 1,4 Foredling Naturgass Netto finansposter og Markedsføring 0,9 2,1 0,1 1,4 7,0 0,8 0,7-3,5 0,1 3,3 50 0,0 % 1,8 0,1 1,5 3,5 Annet Foredling og Markedsføring -0,5 0,9-0,2 0,1-0,3 0,8-0,3 0,1 0,0 0,0-0,3 0,1 Annet Totalt -0,5-0,2 35,3-0,3-21,5-0,3 61 % 0,0 13,8-0,3 Konsern 26,7 18,1 8,5 31,1 21,8 9,2 Konsern 26,7 18,1 8,5 31,1 21,8 9,2 driftsresultat etter skatt etter per skatt segment i tredje kvartal 2010 var 8,5 milliarder kroner, en nedgang på 8 % fra 9,2 milliarder kroner i tredje kvartal 2009. Netto Den e finansposter skattesatsen hittil i år 2010 var på henholdsvis 68 % og 70 % i tredje kvartal 2010 Netto 2010 og 2009. Netto 2009 Netto Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i Netto milliarder finansposter kroner) hittil i år 2010 inntekter omregning Netto kostnader før Netto skatt skatteeffekt etter Netto skatt Resultatet var 13,8 milliarder kroner i tredje kvartal 2010, sammenlignet Rente- med Skatt på 6,6 valuta- milliarder driftsresultat kroner Rente- året før. Økningen finansposter skyldes Skatt hovedsakelig på Estimert høyere driftsresultat finansposter netto (i milliarder kroner) driftsresultat inntekter driftsresultat omregning etter kostnader skatt driftsresultat før skatt driftsresultat skatteeffekt etter skatt finansinntekter og en lavere effektiv skattesats. Netto driftsresultat var stort sett uendret på grunn av at økningen i driftsresultat som følge av høyere Netto finansposter iflg IFRS 2,7-1,8 3,7 4,6 0,2 4,8 væske- og gasspriser, lavere avskrivninger og amortisering og lavere nedskrivninger på grunn av lavere produksjonsvolumer, bare delvis ble motvirket av U&P Effekt Netto nedgang Norge av finansposter i produksjonsvolumer, valutaomregning iflg IFRS lavere gevinst på derivater, høyere 21,7 priser (inklusiv derivater) -0,3 2,7 på kjøpte 15,9-1,8 volumer og høyere 5,8 1,8 3,7 letekostnader 25,2 som 1,5 4,6 følge av høyere 18,6 0,2 boreaktivitet 6,6 4,8 og Internasjonal høyere kostnadsføring Rentederivater U&P av tidligere balanseførte letekostnader. 2,5 1,0-6,9 1,5-6,9 2,8 1,4 1,4 Naturgass Effekt Sum justeringer av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3 2,1 1,4 1,8-6,9 0,7-5,4 3,3 1,5 0,3 1,8-5,1 1,5 Avkastningen per aksje basert på periodens resultat var 4,34 kroner i tredje kvartal 2010, sammenlignet med 2,33 kroner i tredje kvartal 2009. Foredling Rentederivater og Markedsføring 0,9 0,1-6,9 0,8-6,9 0,1 0,0 0,1 Annet Netto Sum justeringer finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater -0,5-0,3 2,4-0,2 0,0 1,8-3,2-0,3-6,9-0,8-0,3-5,4 0,5 0,0 0,3-0,3-5,1 Konsern Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 26,7 2,4 18,1 0,0 8,5 3,2 31,1-0,8 21,8 0,5 Pressemelding -0,3 9,2 6
driftsresultat 26,7-18,1 68 % 8,5 Justeringer -1,6-0,2-10 % -1,7 Driftsresultat 28,2-18,0 64 % 10,2 Netto finansposter 7,0-3,5 50 % 3,5 Totalt 35,3-21,5 61 % 13,8 driftsresultat etter skatt per segment 2010 2009 Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt U&P Norge 21,7 15,9 5,8 25,2 18,6 6,6 Internasjonal U&P 2,5 1,0 1,5 2,8 1,4 1,4 Naturgass 2,1 1,4 0,7 3,3 1,8 1,5 Foredling og Markedsføring 0,9 0,1 0,8 0,1 0,0 0,1 Annet -0,5-0,2-0,3-0,3 0,0-0,3 Konsern 26,7 18,1 8,5 31,1 21,8 9,2 Første ni måneder Netto finansposter hittil i år 2010 Netto Netto Netto Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter omregning kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Driftsresultatet for de ni første månedene av 2010 var 94,4 milliarder kroner, sammenlignet med 88,1 milliarder kroner året før. Økningen skyldtes hovedsakelig høyere væskepriser, noe som bare delvis ble motvirket av lavere gasspriser, lavere salgsvolumer av væsker, tap på derivater og avsetning for en Netto tapskontrakt. finansposter iflg IFRS 2,7-1,8 3,7 4,6 0,2 4,8 Effekt Varekostnaden av valutaomregning økte med 26 (inklusiv %, hovedsakelig derivater) som følge av høyere -0,3 priser på væsker 1,8 målt i norske kroner. Driftskostnadene 1,5 økte med 2,9 milliarder kroner, og salgs- og administrasjonskostnadene økte med 1,6 milliarder kroner, og var i stor grad påvirket av en avsetning knyttet til en tapskontrakt i re kvartal Rentederivater -6,9-6,9 2010. Avskrivninger, amortisering og nedskrivninger gikk ned med 8 % i de ni første månedene av 2010 sammenlignet med samme periode i fjor, Sum justeringer -0,3 1,8-6,9-5,4 0,3-5,1 hovedsakelig som følge av lavere egenproduksjon. Letekostnadene ble redusert med 11 % sammenlignet med de ni første månedene av 2009, hovedsakelig grunnet lavere boreaktivitet. Netto finansposter eksklusiv valutaomregning og rentederivater 2,4 0,0 3,2-0,8 0,5-0,3 I de ni første månedene av 2010 hadde endring i netto nedskrivninger (4,7 milliarder kroner), lavere virkelig verdi på derivater (0,7 milliarder kroner) og re avsetninger (3,9 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet, mens overløft (0,3 milliarder kroner), lagervirkninger (0,2 milliarder kroner) og gevinst på salg av eiendeler (1,1 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet. for disse elementene og virkningene av elimineringer (0,1 milliarder kroner), var driftsresultat på 102,0 milliarder kroner i de ni første månedene av 2010. I de ni første månedene av 2009 hadde både endringer i netto nedskrivninger (10,9 milliarder kroner) og underløft (1,3 milliarder kroner) en negativ påvirkning på driftsresultatet, mens høyere virkelig verdi på derivater (2,4 milliarder kroner), lagervirkninger (1,5 milliarder kroner), re avsetninger (1,4 milliarder kroner) og gevinst på salg av eiendeler (0,5 milliarder kroner) påvirket driftsresultatet positivt. for disse elementene og virkningene av konserninterne elimineringer (1,8 milliarder kroner), var driftsresultat på 96,3 milliarder kroner i de ni først månedene av 2009. Økningen i driftsresultat på 6 % fra de ni første månedene av 2009 til de ni første månedene av 2010 skyldtes hovedsakelig høyere væskepriser, som bare ble delvis motvirket av lavere gasspriser og lavere salgsvolumer av væsker. e letekostnader økte med 34 % grunnet dyrere brønner og økt kostnadsføring av tidligere balanseførte leteutgifter. e avskrivninger, amortisering og netto tap på nedskrivninger gikk ned med 4 %, hovedsakelig som følge av lavere produksjonsvolumer. e driftsutgifter var på 42,7 milliarder kroner i de ni første månedene av 2010, en liten nedgang fra samme periode i fjor. e salgs- og administrasjonskostnader var på 7,5 milliarder kroner i de ni første månedene av 2010, en reduksjon på 0,5 milliarder kroner sammenlignet med fjoråret. Netto finansposter viste en gevinst på 4,6 milliarder kroner i de ni første månedene av 2010, sammenlignet med et tap på 5,5 milliarder kroner i de ni første månedene av 2009. Gevinsten i de ni første månedene av 2010 skyldtes hovedsakelig en økning i virkelig verdi av renteswapper knyttet til rentestyring av eksterne lån på 6,7 milliarder kroner, noe som delvis ble motvirket av et valutatap på 1,8 milliarder kroner. Tapet i de ni første månedene av 2009 skyldtes hovedsakelig et tap på renteswapper knyttet til rentestyring på 4,2 milliarder kroner, kombinert med tap på nedskrivning av investering i Pernis-raffineriet på 1,1 milliarder kroner. Økningen av virkelig verdi av renteswapper skyldtes en nedgang i rentesatsen på amerikanske dollar i de ni første månedene fram til 30. september 2010. Netto valutatap var hovedsakelig knyttet til valutaswapper brukt til likviditetsstyring, grunnet en økning i valutakursen mellom amerikanske dollar og norske kroner i de ni første månedene av 2010. for disse faktorene, valutaeffektene på finansinntekten og nedskrivning av verdier, utgjorde netto finansposter før skatt et tap på rundt 0,8 milliarder kroner for perioden. I de ni første månedene av 2009 utgjorde e netto finansposter et tap på 0,1 milliarder kroner. Skattekostnaden i regnskapet i de ni første månedene av 2010 var 71,0 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 71,7 %, sammenlignet med 72,0 milliarder kroner i de ni første månedene av 2009, tilsvarende en skattesats på 87,1 %. Nedgangen i skattesats skyldtes hovedsakelig en høy skattesats i de ni første månedene av 2009, som følge av høyere skattbare inntekter enn konsernets regnskapsmessige resultater i selskaper som er gjenst for beskatning i annen valuta enn den funksjonelle valutaen. Nedgangen i skattesats skyldtes også relativt lavere inntekter fra norsk sokkel i de ni første månedene av 2010 sammenlignet med de ni første månedene av 2009. Pressemelding 7
U&P Norge 21,7 15,9 5,8 25,2 18,6 6,6 Internasjonal U&P 2,5 1,0 1,5 2,8 1,4 1,4 Naturgass 2,1 1,4 0,7 3,3 1,8 1,5 Foredling og Markedsføring 0,9 0,1 0,8 0,1 0,0 0,1 Annet -0,5-0,2-0,3-0,3 0,0-0,3 Konsern 26,7 18,1 8,5 31,1 21,8 9,2 Netto finansposter hittil i år 2010 Netto Netto Netto Rente- valuta- Rente- finansposter Estimert finansposter (i milliarder kroner) inntekter omregning kostnader før skatt skatteeffekt etter skatt Netto finansposter iflg IFRS 2,7-1,8 3,7 4,6 0,2 4,8 Effekt av valutaomregning (inklusiv derivater) -0,3 1,8 1,5 Rentederivater -6,9-6,9 Sum Composition justeringer of tax expense effective tax rate in the first nine months of 2010-0,3 1,8 Before tax -6,9 Tax -5,4 Tax rate 0,3 After -5,1 tax Netto Adjusted finansposter earnings eksklusiv valutaomregning og rentederivater 2,4 0,0 102.0-3,2-70.8-0,8 69 % 0,5 31.2-0,3 Adjustments 7.6-1.0 14 % 6.5 Net operating income 94.4-69.7 74 % 24.7 Financial Sammensetning items av skattekostnad og skatteprosent hittil i ar 2010 Inntekter 4.6-1.3 28 % Inntekter 3.3 før skatt Skatt Skatteprosent etter skatt Total 99.0-71.0 72 % 28.0 driftsresultat 102,0-70,8 69 % 31,2 Justeringer Sammensetning av skattekostnad og skatteprosent hittil i ar 2010-7,6 Inntekter 1,0 14 % 6,5 Inntekter Driftsresultat før 94,4 skatt -69,7 Skatt Skatteprosent 74 % etter 24,7 skatt Netto finansposter driftsresultat 102,0 4,6-70,8-1,3 28 69 % 31,2 3,3 Justeringer 7,6-1,0 14 % 6,5 Totalt Driftsresultat 99,0 94,4-71,0-69,7 72 74 % 28,0 24,7 Netto finansposter 4,6-1,3 28 % 3,3 driftsresultat etter skatt etter per skatt segment omfatter ikke effektene av netto finansposter og skatt på netto finansposter. I de Hittil ni i første år månedene av 2010 var Totalt 2010 99,0-71,0 722009 % 28,0 driftsresultat etter skatt på 31,2 milliarder kroner, en økning fra 28,6 milliarder kroner i samme periode året før. Skattesatsen på driftsresultat var på henholdsvis 69 % og 70 % i de ni første månedene av 2010 og 2009. Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat etter skatt per segment år U&P Norge 79,9 2010 59,0 20,9 75,6 2009 55,7 19,9 Internasjonal U&P 9,8 4,4 5,3 5,8 2,5 3,3 Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat Naturgass (i milliarder kroner) driftsresultat 10,0 driftsresultat 7,1 etter skatt 2,9 driftsresultat 12,5 driftsresultat 8,8 etter skatt 3,7 Foredling og Markedsføring 2,6 0,6 2,0 3,1 1,4 1,7 Annet U&P Norge 79,9-0,2 59,0-0,3 20,9 0,1 75,6-0,7 55,7-0,7 19,9 0,0 Internasjonal U&P 9,8 4,4 5,3 5,8 2,5 3,3 Konsern Naturgass 102,0 10,0 70,8 7,1 31,2 2,9 12,5 96,3 67,7 8,8 28,6 3,7 Foredling og Markedsføring 2,6 0,6 2,0 3,1 1,4 1,7 Annet -0,2-0,3 0,1-0,7-0,7 0,0 Third quarter First nine months Full year HSE Konsern 102,0 2010 70,8 2009 31,2 2010 96,3 2009 67,7 2009 28,6 Total recordable injury frequency 4.2 4.1 4.1 4.3 4.1 Serious incident frequency 1.4 1.6 1.3 2.0 1.9 Økningen i resultatet i de ni første månedene av 2010 skyldtes først og fremst Third et høyere quarter driftsresultat grunnet høyere First inntekter nine months fra salg av væsker, Full høyere year HSE Accidental oil spills (number) 2010 102 2009 102 299 2010 306 2009 2009 435 finansinntekter og en lavere effektiv skattesats. Accidental oil spills (cubic metres) 21 98 33 147 170 Total Avkastningen recordable per injury aksje frequency var 8,97 kroner i de ni først månedene av 2010, 4.2 sammenlignet med 4.1 3,50 kroner i de ni 4.1 første månedene av 4.32009. 4.1 Serious incident frequency 1.4 1.6 1.3 år 2.0 Året 1.9 HMS indikatorer 2010 2009 2010 2009 2009 Accidental Kontantstrøm oil spills fra driften (number) beløp seg til 67,4 milliarder kroner i de ni første 102 månedene av 2010, 102 mens kontantstrøm 299 fra underliggende 306 drift var på 132,2 435 Accidental milliarder kroner. oil spills Betalte (cubic skatter metres) beløp seg til 57,1 milliarder kroner og betaling 21 av utbytte til 98 19,1 milliarder kroner. 33 147 170 Personskadefrekvens 4,2 4,1 4,1 4,3 4,1 Alvorlige Kontantstrøm hendelsesfrekvens til investeringsaktivitetene var på 54,1 milliarder kroner i de 1,4 ni første månedene 1,6 av 2010. 1,3 2,0 1,9 år Året Antall HMS indikatorer utilsiktede oljeutslipp 102 2010 102 2009 299 2010 306 2009 2009 435 Volum fra utilsiktede oljeutslipp (sm3) 21 98 33 147 170 Personskadefrekvens 4,2 4,1 4,1 4,3 4,1 Alvorlige hendelsesfrekvens 1,4 1,6 1,3 2,0 1,9 Antall utilsiktede oljeutslipp 102 102 299 306 435 Volum fra utilsiktede oljeutslipp (sm3) 21 98 33 147 170 Pressemelding 8
UTSIKTER FOR ÅRET Statoils reviderte prognoser for egenproduksjon i 2010 er 1,900 millioner foe per dag. Prognosene for 2012 opprettholdes i intervallet 2,060 til 2,160 millioner foe per dag. Kommersielle vurderinger knyttet til gassalgsaktiviteter, driftsregularitet, tidspunktet for når ny kapasitet settes i produksjon og gassalg, utgjør de største risikofaktorene for produksjonsanslagene. Planlagte revisjonsstanser forventes å ha en negativ påvirkning på egenproduksjonen i fjerde kvartal 2010 på om lag 15 tusen foe per dag. I alt forventes revisjonsstansene å ha en negativ påvirkning på rundt 50 tusen foe per dag for hele 2010. Disse effektene er kun knyttet til produksjon av væsker. I tillegg er også gassproduksjonen i 2010 blitt negativt påvirket av de planlagte revisjonsstansene. Organiske investeringer for 2010, eksklusive oppkjøp og leiefinansiering, ventes å ligge på rundt 13 milliarder amerikanske dollar. Statoils reviderte anslag for produksjonskostnaden per enhet for egenproduksjonen i 2010 er på 36-37 kroner per foe, noe som gjenspeiler de reviderte produksjonsprognosene. Selskapet vil fortsette utviklingen av den store portefølje av leteeler og forventer en leteaktivitet i 2010 som ligger på rundt 2,3 milliarder amerikanske dollar. Ovennevnte informasjon om framtidige forhold er basert på nåværende oppfatninger om framtidige hendelser, og er i sin natur gjenst for betydelig risiko og usikkerhet, ettersom de gjelder begivenheter og avhenger av forhold som ligger fram i tid. RISIKOER ESTIMERT EFFEKT PÅ RESULTATENE FOR 2010 (milliarder kroner) 7 20 3 6 15 21 Analysen er basert på aktuell oljepris og USDNOK valutakurs samt estimerte gasspriser og viser 12 måneders effekten av endringer i parametere. Oljepris: + USD 10/fat Gasspris: + NOK 0,50/sm3 Valutakurs: USDNOK +0,50 (Effekt på resultatet eksklusiv finansposter) Effekt på nettoresultatet Effekt på driftsresultat Risikofaktorer Driftsresultatene 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), kontraktspriser 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 2009 og i Annual Report on Form 20-F 2009. Økonomisk risikostyring Statoil har etablerte retningslinjer for å påta seg akseptabel risiko når det gjelder helspartnere og økonomiske motparter og bruken 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. Hittil har vi bare opplevd ubetydelige tap på grunn av motpartsrisiko. Vår eksponering mot økonomiske motparter anses fremdeles å ha en akseptabel risikoprofil. 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 et attraktivt nivå. 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 sertifikater med minimum A kredittvurdering, samt i banker med minimum A kredittvurdering. I samsvar med våre interne retningslinjer for kredittvurdering vurderer vi våre helspartneres og økonomiske motparters kredittvurdering årlig, og vurderer motparter som anses å ha høy risiko enda hyppigere. Intern kredittvurdering reflekterer våre vurderinger av motpartenes kredittrisiko. Pressemelding 9
Totalt 99,0-71,0 72 % 28,0 driftsresultat etter skatt per segment år HELSE, MILJØ OG SIKKERHET (HMS) Foredling og Markedsføring 2,6 0,6 2,0 3,1 1,4 1,7 Den samlede personskadefrekvensen var 4,2 i tredje kvartal 2010, sammenlignet med 4,1 i tredje kvartal 2009. Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned Annet fra 1,6 i tredje kvartal 2009 til 1,4 i tredje kvartal 2010. -0,2-0,3 0,1-0,7-0,7 0,0 Konsern Volumet av oljeutslipp gikk ned fra 98 kubikkmeter i tredje kvartal 102,0 2009 til 21 kubikkmeter 70,8 i tredje 31,2 kvartal 2010. Antall 96,3 utilsiktede 67,7 oljeutslipp i tredje 28,6 kvartal 2010 var på samme nivå som i tredje kvartal 2009. Første ni måneder 2010 2009 Skatt på driftsresultat Skatt på driftsresultat (i milliarder kroner) driftsresultat driftsresultat etter skatt driftsresultat driftsresultat etter skatt U&P Norge 79,9 59,0 20,9 75,6 55,7 19,9 Internasjonal U&P 9,8 4,4 5,3 5,8 2,5 3,3 Naturgass 10,0 7,1 2,9 12,5 8,8 3,7 Third quarter First nine months Full year HSE 2010 2009 2010 2009 2009 Den samlede personskadefrekvensen var 4,1 i de ni første månedene av 2010, sammenlignet med 4,3 i de ni første månedene av 2009. Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned fra 2,0 i de ni første månedene av 2009 til 1,3 i de ni første månedene av 2010. Total recordable injury frequency 4.2 4.1 4.1 4.3 4.1 Serious Volumet incident av oljeutslipp frequency gikk ned fra 147 kubikkmeter i de ni første månedene 1.4 av 2009 til 33 1.6 kubikkmeter i de ni 1.3 først månedene av 2.0 2010. Antall utilsiktede 1.9 Accidental oljeutslipp i oil de spills ni første (number) månedene av 2010 var på samme nivå som i de 102 ni første månedene 102 av 2009. 299 306 435 Accidental oil spills (cubic metres) 21 98 33 147 170 år Året HMS indikatorer 2010 2009 2010 2009 2009 Personskadefrekvens 4,2 4,1 4,1 4,3 4,1 Alvorlige hendelsesfrekvens 1,4 1,6 1,3 2,0 1,9 Antall utilsiktede oljeutslipp 102 102 299 306 435 Volum fra utilsiktede oljeutslipp (sm3) 21 98 33 147 170 Kontaktpersoner: Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør IR, +47 957 83 911 (mobil) Morten Sven Johannessen, direktør, US IR, + 1 203 570 2524 (mobile) Presse Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør, +47 977 55 622(mobil) Pressemelding 10