Oppstilling av totalresultat

RESULTATREGNSKAP
Konsern Morselskap
1. januar - 31. desember (USD 1 000) Note 2016 2015 2016 2015
           
Petroleumsinntekter 1 260 803 1 158 683 1 129 939 1 158 683
Annen inntekt 103 326 63 119 -12 242 63 119
           
Total inntekt 8 1 364 129 1 221 802 1 117 687 1 221 802
           
           
Utforskningskostnader 6 147 453 76 404 138 878 76 404
Produksjonskostnader 226 818 141 000 166 219 141 000
Avskrivninger 14 509 027 480 959 495 876 480 959
Nedskrivninger 14, 15 71 375 430 468 71 375 430 468
Andre driftskostnader 21 993 51 608 24 549 51 608
           
Driftskostnader 976 665 1 180 438 896 897 1 180 438
           
           
Driftsresultat 387 464 41 364 220 800 41 364
           
Renteinntekter 5 795 3 098 5 516 3 098
Annen finansinntekt 42 871 65 385 64 068 65 385
Rentekostnader 82 161 82 774 89 438 82 774
Annen finanskostnad 63 515 140 679 81 101 140 679
           
Netto finansposter 11 -97 011 -154 971 -100 955 -154 971
           
           
Resultat før skattekostnad 290 453 -113 607 119 844 -113 607
           
Skattekostnad (+)/skatteinntekt (-) 12 255 482 199 045 84 874 199 045
           
Årets resultat 34 971 -312 652 34 971 -312 652
           
           
Tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden 236 582 807 202 618 602 236 582 807 202 618 602
Gevinst/tap (-) etter skatt per aksje (i USD) 13 0,15 -1,54 0,15 -1,54

OPPSTILLING AV TOTALRESULTAT
Konsern Morselskap
1. januar - 31. desember (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
           
Årets resultat 34 971 -312 652 34 971 -312 652
           
Poster som ikke skal reklassifiseres over resultatet (etter skatt)        
Omregningsdifferanse -59 - -59 -
Aktuariell gevinst/tap pensjon - 17 - 17
           
Totalresultat som tilfaller egenkapitaleiere i morselskap 34 911 -312 636 34 911 -312 636
           

Oppstilling av finansiell stilling

OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING
Konsern Morselskap
(USD 1 000) Note 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
           
EIENDELER          
Immaterielle eiendeler          
Goodwill 14 1 846 971 767 571 1 846 971 762 159
Aktiverte leteutgifter 14 395 260 289 980 395 260 289 980
Andre immaterielle eiendeler 14 1 332 813 648 030 1 332 813 638 983
           
Varige driftsmidler          
Varige driftsmidler 14 4 441 796 2 979 434 4 441 796 2 979 126
           
Finansielle eiendeler          
Langsiktige fordringer 47 171 3 782 47 171 3 782
Andre langsiktige eiendeler 18 12 894 12 628 1 932 014 230 317
           
Sum anleggsmidler   8 076 905 4 701 425 9 996 025 4 904 347
           
           
Varer          
Varelager 6 69 434 31 533 69 434 31 533
           
Fordringer          
Kundefordringer 16 170 000 85 546 170 000 85 546
Andre kortsiktige fordringer 17 422 932 105 190 422 932 99 221
Andre kortsiktige plasseringer - 2 907 - 2 907
Skattefordring 12 400 638 126 391 139 443 108 393
Kortsiktige derivater 23 - 45 217 - 45 217
           
Betalingsmidler          
Betalingsmidler 19 115 286 90 599 115 286 79 299
           
Sum omløpsmidler   1 178 290 487 384 917 096 452 117
           
SUM EIENDELER   9 255 196 5 188 809 10 913 121 5 356 464
           
OPPSTILLING AV FINANSIELL STILLING
Konsern Morselskap
(USD 1 000) Note 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
           
EGENKAPITAL OG GJELD          
           
Egenkapital          
Aksjekapital 20 54 349 37 530 54 349 37 530
Overkurs   3 150 567 1 029 617 3 150 567 1 029 617
Annen egenkapital   -755 709 -728 121 -755 709 -728 121
           
Sum egenkapital   2 449 207 339 026 2 449 207 339 026
           
           
Avsetning for forpliktelser          
Utsatt skatt 12 1 045 542 1 356 114 1 045 542 1 444 386
Langsiktig fjernings- og nedstengingsforpliktelser 22 2 080 940 412 805 2 080 940 412 805
Andre avsetninger for forpliktelser   218 562 1 638 218 562 1 638
           
Obligasjonslån 21 510 337 503 440 510 337 503 440
Annen rentebærende gjeld 24 2 030 209 2 118 935 2 030 209 2 118 935
Langsiktige derivater 23 35 659 62 012 35 659 62 012
           
Kortsiktig gjeld          
Leverandørgjeld 88 156 51 078 88 156 48 681
Offentlige trekk og avgifter 39 048 9 060 39 048 8 639
Betalbar skatt 12 92 661 - 92 661 -
Kortsiktige derivater 23 5 049 13 506 5 049 13 506
Kortsiktig gjeld mot datterselskap - - - 93 804
Kortsiktig fjernings- og nedstengingsforpliktelser 22 75 981 10 520 75 981 10 520
Annen kortsiktig gjeld 25 583 844 310 675 2 241 770 299 072
           
Sum gjeld   6 805 988 4 849 783 8 463 914 5 017 438
           
           
SUM EGENKAPITAL OG GJELD   9 255 196 5 188 809 10 913 121 5 356 464

Oppstilling av endring i egenkapital

OPPSTILLING AV ENDRING I EGENKAPITAL
      Annen egenkapital    
        Andre inntekter og kostnader (OCI)      
(USD 1 000) Aksjekapital Overkurs Annen innskutt
egenkapital
Aktuariell
gevinst/(tap)
Omregnings
differanser*
Opptjent
egenkapital
Sum annen
egenkapital
Sum
egenkapital
                 
Egenkapital per 31.12.2014 37 530 1 029 617 573 083 -105 -115 491 -872 972 -415 485 651 662
                 
Totalresultat 01.01.2015 - 31.12.2015 - - - 17 - -312 652 -312 636 -312 636
Egenkapital per 31.12.2015 37 530 1 029 617 573 083 -88 -115 491 -1 185 625 -728 121 339 026
                 
Emisjon 16 820 2 120 950 - - - - - 2 137 769
Betalt utbytte - - - - - -62 500 -62 500 -62 500
Totalresultat 01.01.2016 - 31.12.2016 - - - - -59 34 971 34 911 34 911
Egenkapital per 31.12.2016 54 349 3 150 567 573 083 -88 -115 550 -1 213 154 -755 709 2 449 207

* Presentasjonsvaluta har retrospektivt blitt endret til amerikanske dollar (USD) som om USD alltid har vært presentasjonsvalutaen. For hver kategori av egenkapitalen per 1. januar 2013, har de historiske valutakursene blitt benyttet ved omregning til USD. Av den grunn har det oppstått en omregningsdifferanse, siden presentasjonsvalutaen er ulik funksjonell valuta i periodene før endringen av funksjonell valuta til USD som ble gjennomført den 15. oktober 2014. For hver periode som presenteres før endring av funksjonell valuta, benyttes sluttkurs ved omregning av utgående balanse av sum egenkapital.

Oppstilling over kontantstrømmer

OPPSTILLING OVER KONTANTSTRØMMER
    Konsern Morselskap
1. januar - 31. desember (USD 1 000) Note 2016 2015 2016 2015
           
KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER          
Resultat før skattekostnad 290 453 -113 607 119 844 -113 607
Betalte skatter i perioden -1 419 -320 618 -1 419 -320 618
Periodens mottatte skattebetalinger 212 944 87 662 208 036 87 662
Avskrivninger 14 509 027 480 959 495 876 480 959
Nedskrivninger 14, 15 71 375 430 468 71 375 430 468
Kalkulatorisk rente i nåverdiberegning av fjerningsforpliktelser 11, 22 47 977 26 351 33 473 26 351
Rentekostnader 11 160 808 127 620 168 084 127 620
Rentebetalinger -161 634 -124 276 -161 634 -124 276
Verdiendring av derivater til virkelig verdi over resultatet 8, 11 10 408 -793 10 408 -793
Amortisering av rente- og etableringskostnader 11 17 915 17 480 17 915 17 480
Gevinst ved endring av pensjonsordning 8 -115 616 - - -
Amortisering av kontraktsverdi innregnet ved oppkjøpet av Marathonn - -2 878 - -2 878
Kostnadsføring av balanseførte letebrønner 6 51 669 11 682 51 669 11 682
Endring i lager, kundefordringer og leverandørgjeld -317 488 -13 060 -317 488 -13 060
Endring i fjerningsforpliktelser mot resultatet -1 131 -1 569 -3 373 -1 569
Endring i andre kortsiktige tidsavgrensningsposter 120 365 81 048 198 631 91 579
           
NETTO KONTANTSTRØM FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER 895 652 686 467 891 397 696 999
           
KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER          
Utbetaling ved fjerning og nedstenging av oljefelt 22 -12 237 -12 508 -9 995 -12 508
Utbetaling ved investering i varige driftsmidler 14 -935 755 -917 150 -934 410 -917 150
Netto kontantvederlag betalt for og betalingsmidler overdratt fra BP Norge AS 423 990 - -27 507 -
Oppkjøp av Premier Oil Norge AS (netto kontantvederlag av kjøpet) - -125 600 11 300 -136 900
Oppkjøp av Svenska Petroleum Exploration AS - - - -88 000
Utbetaling ved investering i aktiverte leteutgifter og andre immaterielle eiendeler 14 -181 492 -113 051 -180 825 -35 582
Utbytte fra BP Norge AS - - 451 497 -
           
NETTO KONTANTSTRØM FRA INVESTERINGSAKTIVITETER -705 494 -1 168 310 -689 940 -1 190 141
           
KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER          
Nedbetaling av kortsiktig gjeld - -70 938 - -70 938
Nedbetaling av langsiktig gjeld -612 825 -330 000 -612 825 -330 000
Netto-opptak av langsiktig gjeld 512 013 685 620 512 013 685 620
Betalt utbytte -62 500 - -62 500 -
           
NETTO KONTANTSTRØM FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER -163 312 284 683 -163 312 284 683
           
Netto endring i betalingsmidler 26 846 -197 160 38 145 -208 460
           
Beholdning av betalingsmidler ved periodens begynnelse 90 599 296 244 79 299 296 244
Omregningsdifferanser på betalingsmidler ved periodens begynnelse -2 158 -8 485 -2 158 -8 485
           
BEHOLDNING AV BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT 19 115 286 90 599 115 286 79 299
           
SPESIFIKASJON AV BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT          
Bankinnskudd 106 369 86 201 106 369 75 156
Bundne bankinnskudd 8 917 4 398 8 917 4 143
           
SUM BETALINGSMIDLER VED PERIODENS SLUTT 19 115 286 90 599 115 286 79 299

Noter til regnskapet

Generell informasjon

Aker BP ASA («Aker BP eller selskapet») er et oljeselskap involvert i leting, utbygging og produksjon av olje og gass på den norske kontinentalsokkelen.

Selskapet er et allmennaksjeselskap som er registrert og hjemmehørende i Norge. Aksjene er notert på Oslo Børs. Selskapets registrerte forretningsadresse er Oksenøyveien 10, 1366 Lysaker, Norge.

Den 30. september 2016 ervervet selskapet BP Norge AS gjennom en transaksjon bestående av aksjer og kontanter. Etter oppkjøpet eier BP Gruppen 30 prosent av selskapet, mens Aker ASA som tidligere eide 49,99 prosent nå har en eierandel på 40 prosent per 31 Desember 2016. I perioden før 2016 ble selskapet konsolidert inn i regnskapet til Aker ASA, men gitt den reduserte eierandelen som følge av transaksjonen konsolideres selskapet ikke i 2016. I tilknytning til oppkjøpet skiftet selskapet navn fra Det norske oljeselskap ASA til Aker BP ASA med tilhørende endring av ticker på Oslo børs fra DETNOR til AKERBP.

Konsernregnskapet til Aker BP består av morselskapet Aker BP ASA og datterselskapet BP Norge AS som er blitt konsolidert fra oppkjøpsdato 30. september 2016. Den første desember 2016 ble aktiviteten fra BP Norge AS overført til Aker BP ASA. Datterselskapene Det norske oil (tidligere Premier Oil Norge AS) og Det norske exploration AS (tidligere Svenska petroleum AS) ble likvidert i 2016. For mer informasjon om datterselskaper se note 4.

Årsregnskapet ble godkjent av styret 2. mars 2017 og vil bli presentert for godkjenning på generalforsamlingen den 5. april 2017.

Note 1: Sammendrag av IFRS regnskapsprinsipper

1.1 Basis for utarbeidelse av årsregnskap

Selskapets årsregnskap er utarbeidet i overensstemmelse med regnskapsloven og de internasjonale regnskapsstandardene (IFRS) som er vedtatt av EU.

Regnskapet er utarbeidet basert på historisk kost, med unntak av følgende regnskapsposter:

  • finansielle instrumenter til virkelig verdi over resultatet
  • lån, fordringer og andre finansielle forpliktelser som er regnskapsført til amortisert kost.

Regnskapet er utarbeidet etter ensartede regnskapsprinsipper for like transaksjoner og hendelser under ellers like forhold.

Det er foretatt noe mindre endringer i presentasjon av poster i resultatregnskapet siden 2015. Amortisering av fjerningsforpliktelse er nå inkludert i regnskapslinjen annen finanskostnad mens den tidligere ble presentert som del av rentekostnad. I tillegg er presentasjon av pensjon ikke lenger skilt ut på egen linje som følge av overgang fra ytelse- til innskuddsordning.

Alle beløp har blitt avrundet til nærmeste hele tusen dersom ikke annet er angitt. Som et resultat av avrundinger vil ikke nødvendigvis tallene i en eller flere rader eller kolonner i regnskapet og notene summere seg opp til tilhørende totalsum.

1.2 Funksjonell- og presentasjonsvaluta

Funksjonell valuta for Aker BP ASA er amerikanske dollar (USD) og presentasjonsvaluta for konsernet er USD.

1.3 Viktige regnskapsvurderinger, estimater og forutsetninger

Utarbeidelse av finansregnskap i overensstemmelse med IFRS krever at ledelsen foretar vurderinger, beregner estimater og legger til grunn forutsetninger som påvirker anvendelsen av regnskapsprinsipper og regnskapsførte beløp for eiendeler og gjeld. Videre krever IFRS at ledelsen gir opplysninger om betingede eiendeler og gjeld på balansedagen, samt rapporterte inntekter og kostnader i løpet av regnskapsperiodene.

De viktigste vurderingene ledelsen har foretatt når det gjelder anvendelse av regnskapsprinsipper gjelder følgende: Goodwillallokering og metode for nedskrivningstest: I nedskrivningstester allokeres goodwill til de kontantgenererende enheter («KGE»), eller grupper av kontantgenerende enheter, som forventes å oppnå synergier fra virksomhetssammenslutningen som genererte denne. En riktig allokering av goodwill krever at ledelsen gjør vurderinger, og dette kan påvirke etterfølgende nedskrivning i vesentlig grad. Teknisk goodwill er en kategori av goodwill som oppstår som følge av en motpost til utsatt skatt i virksomhetssammenslutninger som beskrevet i punkt 1.8 nedenfor. Det foreligger ingen spesifikk IFRS-veiledning med hensyn til teknisk goodwill, og ledelsen har derfor benyttet den generelle veiledningen vedrørende allokering av goodwill i nedskrivningstestene. Som utgangspunkt vil teknisk goodwill bli allokert til de enkelte KGE ved nedskrivningstester, mens residualgoodwill vil bli allokert på selskapsnivå på tvers av alle KGE-er basert på de spesifikke fakta og omstendigheter rundt virksomhetsoverdragelsen.

Ved nedskrivningstesten for teknisk goodwill har utsatt skatt som er innregnet i tilknytning til kjøpte lisenser redusert netto regnskapsført verdi før nedskrivning. Dette er gjort for å unngå en umiddelbar nedskrivning av all teknisk goodwill. Når initiell innregnet utsatt skatt reduseres, vil mer goodwill være utsatt for nedskrivning. Fremover vil avskrivning av merverdier fra oppkjøpsanalysen medføre redusert utsatt skatteforpliktelse.

Ved salg av lisenser hvor selskapet historisk har innregnet utsatt skatt og goodwill i en virksomhetssammenslutning, har både goodwill og utsatt skatt fra oppkjøpet blitt inkludert i gevinst/tapsberegningen. Ved regnskapsføring av nedskrivning som et resultat av nedskrivningstest på slike lisenser er de samme forutsetninger anvendt for å måle nedskrivningen. Slik unngår man at nedskrivningsbeløpet som innregnes blir oppgrosset med skattebeløpet og med det blir større enn det opprinnelige beløpet etter skatt som ble betalt i virksomhetssammenslutningen.

Regnskapsestimater brukes for å fastsette rapporterte beløp, inkludert muligheten for realisasjon av visse eiendeler, estimere forventet levetid for materielle og immaterielle eiendeler, skattekostnad og annet. Selv om disse estimatene er basert på ledelsens beste skjønn og vurderinger av tidligere og nåværende hendelser og handlinger, kan de faktiske resultater avvike fra estimatene. Estimatene og de underliggende forutsetningene blir jevnlig evaluert. Endringer i estimater blir innregnet når de nye estimatene kan fastsettes med tilstrekkelig grad av sikkerhet. Endringer i regnskapsmessige estimater innregnes i den perioden estimatendringene oppstår. Hovedkildene for usikkerhet ved bruk av estimater for selskapet er relatert til følgende: Påviste og sannsynlige olje- og gassreserver: Estimater på olje- og gassreserver er utarbeidet av interne eksperter i overensstemmelse med industristandarder. Estimatene er basert på Aker BPs egne vurderinger av intern informasjon, samt informasjon fra operatørene. I tillegg er reserver sertifisert av en uavhengig tredjepart. Påviste og sannsynlige olje- og gassreserver omfatter de estimerte mengder råolje, naturgass og kondensater som geologiske og tekniske data med rimelighet anslår å være gjenvinnbare fra kjente reservoarer under eksisterende økonomiske og operasjonelle forhold, per den dato estimatene utarbeides. I estimatene er det lagt til grunn priser ut fra dagens marked, med unntak av allerede kontraktsfestede prisendringer.

Påviste og sannsynlige reserver og produksjonsvolumer benyttes til beregning av avskrivninger av olje- og gassfelt ved bruk av produksjonsenhetsmetoden. Reserveestimater benyttes også under nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler. Endringer i oljepriser og kostnadsestimater kan endre reserveestimater, og dermed tidspunktet for når felt blir ulønnsomme, noe som påvirker tidspunkt for nedstengings- og fjerningsaktivitetene. Endringer i reserveestimater kan også forårsakes av endringer i produksjonsprofil, eller oppstå som følge av ny informasjon om reservoaret. Fremtidige endringer i påviste og sannsynlige olje- og gassreserver kan ha vesentlig innvirkning på avskrivninger, feltets levetid, nedskrivningstesting av lisensrelaterte eiendeler, samt driftsresultat.

Leting – «Succesful efforts»-metoden: Regnskapspraksis i Aker BP er å foreta en midlertidig balanseføring av utgifter relatert til boring av letebrønner, i påvente av en evaluering av potensielle funn av olje- og gassreserver. Disse utgiftene bokføres som aktiverte letekostnader i finansregnskapet. Dersom det ikke blir funnet ressurser, eller hvis ressursene blir vurdert ikke å være teknisk eller kommersielt utvinnbare, blir utgiftene knyttet til letebrønner kostnadsført. Vurderinger av hvorvidt disse utgiftene fortsatt skal balanseføres eller kostnadsføres i perioden kan ha vesentlig betydning for driftsresultatet i perioden.

Anskaffelseskostnader: Utgifter ved erverv av letelisenser blir balanseført og vurdert for nedskrivning hvis det foreligger indikatorer. Se punkt 1.11 og 1.12 for ytterligere detaljer.

Måling av virkelig verdi: Med jevne mellomrom må virkelig verdi av ikke-finansielle eiendeler og forpliktelser fastsettes, for eksempel når selskapet kjøper en virksomhet, skal foreta forholdsmessig allokering av kjøpesum i en eiendelstransaksjon eller når selskapet måler gjenvinnbart beløp for en eiendel eller kontantgenererende enhet til virkelig verdi fratrukket salgskostnader. Virkelig verdi er prisen som vil mottas ved salg av en eiendel eller betaling for å overføre en forpliktelse i en velordnet transaksjon mellom markedsdeltakere på måletidspunktet. Virkelig verdi på en eiendel eller forpliktelse måles ved bruk av de forutsetningene som markedsdeltakere vil legge til grunn ved prissetting av eiendelen eller forpliktelsen under forutsetning av at markedsdeltakerne opptrer i sine økonomisk beste interesser.

En måling av virkelig verdi av en ikke-finansiell eiendel tar hensyn til markedsdeltakernes evne til å generere økonomiske fordeler ved å bruke eiendelen på best mulig måte, eller ved å selge den til en annen markedsdeltaker som vil bruke eiendelen på best mulig måte.

Konsernet benytter verdsettingsmetoder som er tilpasset forholdene og hvor det foreligger tilstrekkelig informasjon for å måle virkelig verdi ved mest mulig bruk av relevante observerbare inndata og minst mulig bruk av ikke-observerbare inndata. Virkelig verdi av oljefelt i produksjon og utvikling baseres normalt på en metode for diskonterte kontantstrømmer, hvor fastsettelse av inndata i modellen krever vurderinger fra ledelsen, som beskrevet i avsnittet under vedrørende nedskrivninger.

Nedskrivning/reversering av nedskrivning: Aker BP har betydelige investeringer i eiendeler med lang levetid. Endringer i forventet fremtidig verdi/kontantstrøm knyttet til individuelle eiendeler kan medføre at bokført verdi på enkelte eiendeler nedskrives til estimert gjenvinnbar verdi. Nedskrivninger, med unntak av nedskrivninger av goodwill, skal reverseres dersom betingelsene for nedskrivning ikke lenger foreligger. Vurdering av hvorvidt en eiendel har verdifall, eller om en nedskrivning skal reverseres, kan være komplisert og bygger på skjønn og forutsetninger. Kompleksiteten er eksempelvis knyttet til estimering av relevante fremtidige kontantstrømmer ved beregning av bruksverdi, fastsettelse av vurderingsenheter og eventuelt fastsettelse av eiendelenes netto salgsverdi.

Nedskrivningsvurderinger krever langsiktige antakelser vedrørende en rekke ofte volatile økonomiske faktorer, blant annet fremtidig markedspris på olje, selskapets langsiktige oljeprisforutsetninger, oljeproduksjon, valutakurser og diskonteringsrenter. For å kunne fastsette disse må også terminpriskurver (olje), produksjonsestimater, kostnadsestimater (capex og opex) og endelig restverdi på eiendeler estimeres. På samme måte kreves det nøye vurderinger når en eiendels netto salgsverdi skal fastsettes, dersom det ikke finnes et observerbart marked som kan gi informasjon om en eiendels netto salgsverdi. Se note 14 «Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler» og note 15 «Nedskrivning av goodwill og andre eiendeler» for detaljer vedrørende nedskrivning.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser: Selskapet har betydelige forpliktelser forbundet med nedstengning og fjerning av offshoreinstallasjoner ved produksjonsperiodens utløp. Forpliktelser relatert til nedstengning og fjerning knyttet til langsiktige eiendeler blir regnskapsført til virkelig verdi på det tidspunkt forpliktelsene pådras. Ved første gangs regnskapsføring av en forpliktelse blir forventet utgift balanseført som produksjonsanlegg og avskrevet over eiendelens økonomiske levetid, fra produksjonsstart. Gjeldende lover og regler, samt teknologisk utvikling, gjør det vanskelig å estimere utgifter knyttet til nedstengnings- og fjerningsaktiviteter, spesielt når disse ligger langt frem i tid. Estimatene inkluderer blant annet kostnader basert på et antatt fjerningskonsept basert på kjent teknologi, anslag på utgiftene til marine operasjoner, leie av tungløftlektere og borerigg. Som et resultat av dette innebærer førstegangs innregning nøye overveielse av forpliktelsen og tilhørende balanseført kostnad relatert til nedstengnings- og fjerningsforpliktelser ført i regnskapet, inkludert påfølgende justering av disse postene. Grunnet usikkerheten beskrevet over, kan det forekomme betydelige justeringer i estimatene for forpliktelsene som kan påvirke fremtidige finansielle resultater. Se note 22 for detaljer vedrørende nedstengings- og fjerningsforpliktelser.

Inntektsskatt: Selskapet kan pådra seg betydelige beløp i betalbar skatt og regnskapsfører også vesentlige endringer i utsatt skatt eller utsatt skattefordel. Disse størrelsene bygger alle på ledelsens tolkning av gjeldende lover, forskrifter og aktuell rettspraksis. Kvaliteten på disse estimatene er i stor grad avhengig av ledelsens evne til å anvende komplekse regelverk, samt identifisere endringer av gjeldende lovverk. Se note 12 for detaljer vedrørende utsatt skatt og betalbar skatt.

1.4 Transaksjoner i utenlandsk valuta

Transaksjoner og balanseposter

Transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til valutakurs på transaksjonstidspunktet. Pengeposter i utenlandsk valuta i oppstilling av finansiell stilling blir omregnet til valutakurs på balansedagen ved periodens slutt. Ikke-monetære poster som måles til historisk kost omregnes til kurs på transaksjonstidspunktet. Ikke-monetære poster i utenlandsk valuta som måles til virkelig verdi omregnes til valutakursene som gjaldt på tidspunktet for beregning av virkelig verdi. Valutagevinster eller -tap resultatføres løpende i regnskapsperioden.

Konsernselskaper

Resultater og oppstilling av finansiell stilling for selskaper som har en annen funksjonell valuta enn presentasjonsvaluta omregnes til presentasjonsvaluta som følger:

  • Eiendeler og forpliktelser for hver oppstilling av finansiell stilling presentert omregnes til kurs på balansedato.
  • Inntekter og kostnader for hver resultatoppstilling presentert omregnes ved bruk av gjennomsnittskurs for perioden. Dersom gjennomsnittskurs ikke er en rimelig tilnærming til den akkumulerte effekten av å benytte faktiske transaksjonskurser, er inntekter og kostnader omregnet ved å benytte kursen på transaksjonsdato.
  • Egenkapitaltransaksjoner er omregnet ved kurs på transaksjonsdato.

Omregningsdifferanser som følge av dette er ført mot andre inntekter og kostnader. Den samme metoden er benyttet for omregning av morselskapets regnskap til USD som presentasjonsvaluta for perioder forut for endring i funksjonell valuta til USD.

1.5 Inntektsføring

Salg av petroleumsprodukter inntektsføres på basis av selskapets ideelle andel av produksjonen i perioden, uavhengig av faktisk salg (rettighetsmetoden).

Dette gjennomføres ved at overløft av petroleum, representert ved en positiv forskjell mellom faktisk salg og ideell andel av produksjon blir regnskapsført som en forpliktelse (utsatt inntekt) og ikke inntektsført. Ved underløft av petroleum oppstår en eiendel og tilhørende inntekt.

Overløft presenteres som kortsiktig gjeld, mens underløft presenteres som kortsiktig fordring. Verdi av over-/underløft settes til estimert salgsverdi fratrukket estimerte salgskostnader. Andre inntekter resultatføres når levering av varer og tjenester har funnet sted og det vesentligste av risiko og kontroll er overført. Gevinster ved salg av eiendeler som beskrevet i punkt 1.9 er inkludert i andre inntekter.

Tariffinntekter fra prosessering av olje og gass er inntektsført i henhold til underliggende avtaler.

Inntekter presenteres eksklusiv skatter og avgifter knyttet til petroleumsprodukter.

Utbytte inntektsføres når aksjonærens rettighet til å motta utbytte er fastsatt av generalforsamlingen.

Renter inntektsføres i henhold til effektiv rentemetode når den er opptjent.

1.6 Andel i felleskontrollerte ordninger

IFRS definerer felleskontrollert ordning som en ordning hvor to eller flere parter har felles kontroll. Felles kontroll er en kontraktsregulert deling av kontroll i en ordning, som bare eksisterer når beslutninger om de relevante aktiviteter (de som i vesentlig grad påvirker avkastningen fra ordningen) krever enstemmighet fra partene som deler kontroll.

Selskapet har eiendeler i lisenser på norsk kontinentalsokkel. I henhold til IFRS 11 Felleskontrollerte ordninger er en felleskontrollert driftsordning en ordning hvor partene som har felles kontroll har rettigheter til eiendelene og svarer for forpliktelsene knyttet til ordningen.

Selskapet regnskapsfører investeringer i felleskontrollerte driftsordninger (olje- og gasslisenser), ved å regnskapsføre sin andel av eiendelenes inntekter, kostnader, eiendeler, gjeld og kontantstrøm under de respektive postene i selskapets finansregnskap.

For de lisensene som ikke vurderes å være en felleskontrollert driftsordning i henhold til definisjonen i IFRS 11 fordi det ikke er felles kontroll, regnskapsfører selskapet sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler, gjeld og kontantstrøm linje for linje i finansregnskapet i henhold til de relevante IFRS-er.

1.7 Klassifisering i oppstilling av finansielle stilling

Omløpsmidler og kortsiktig gjeld inkluderer poster som forfaller til betaling mindre enn ett år etter utgangen av rapporteringsperioden, samt poster som er knyttet til ordinær virksomhet. Neste års avdrag på langsiktig gjeld blir klassifisert som kortsiktig gjeld. Finansielle investeringer i aksjer klassifiseres som omløpsmidler, mens strategiske investeringer og andre eiendeler klassifiseres som anleggsmidler.

1.8 Virksomhetssammenslutning og goodwill

En virksomhetssammenslutning foreligger når en ervervet enkelteiendel eller gruppe av eiendeler utgjør en virksomhet (en samling av aktiviteter eller eiendeler som styres og forvaltes med det formål å gi avkastning til investorene). Virksomheten består av innsatsfaktorer og prosesser som utøves på disse innsatsfaktorene og som har en evne til å skape produkter.

Kjøpt virksomhet innregnes i regnskapet fra overtakelsestidspunktet. Overtakelsestidspunktet defineres som det tidspunkt selskapet oppnår kontroll over de finansielle og driftsmessige forhold. Dette tidspunkt kan avvike fra det tidspunkt eierandeler faktisk overføres. Solgt virksomhet innregnes i regnskapet frem til salgstidspunktet.

Sammenligningstall korrigeres ikke for kjøpt, solgt eller avviklet virksomhet.

Oppkjøpsmetoden benyttes som regnskapsmetode ved kjøp av virksomhet. Anskaffelseskost måles til virkelig verdi av eiendeler benyttet til vederlag, inkludert betingede vederlag, egenkapitalinstrumenter som utstedes og forpliktelser pådratt i forbindelse med overføring av kontroll. Anskaffelseskost måles mot virkelig verdi av de kjøpte eiendeler og forpliktelser. Identifiserbare immaterielle eiendeler innregnes ved oppkjøp dersom de kan utskilles eller oppfyller det kontraktsrettslige kriteriet. Dersom anskaffelseskost ved oppkjøpet overstiger virkelig verdi av netto eiendeler på oppkjøpstidspunktet (når overtaker får kontroll med overdrager), oppstår det goodwill. Dersom virkelig verdi av netto identifiserbare eiendeler overstiger anskaffelseskost på oppkjøpstidspunktet, vil overskytende beløp inntektsføres på overtakelsestidspunktet.

Goodwill allokeres til kontantstrømgenererende enheter eller grupper av kontantstrømgenererende enheter som forventes å ha fordel av synergieffekter av virksomhetssammenslutningen. Allokering av goodwill kan variere avhengig av basis for initiell innregning.

Hoveddelen av selskapets goodwill er relatert til kravet om å regnskapsføre utsatt skatt på forskjellen mellom virkelig verdi og de relaterte skattemessige verdier («teknisk goodwill»). Fastsettelsen av virkelig verdi på lisenser er basert på kontantstrømmer etter skatt. Dette skyldes at slike lisenser kun omsettes i markedet etter skatt basert på vedtak fra Finansdepartementet i tråd med § 10 i petroleumsskatteloven. Kjøper er derfor ikke berettiget til å kreve skattefradrag for den delen av vederlaget som overstiger overtatt skatteposisjon fra selger. Det foretas avsetning for utsatt skatt av differansen mellom anskaffelseskost og overtatt skattemessig avskrivningsbase i henhold til IAS 12 punkt 15 og 24. Motpost til denne utsatte skatten er goodwill, som også kalles «teknisk goodwill», grunnet at opphavet skyldes den utsatte skatten. Teknisk goodwill testes for nedskrivning separat for hver kontantgenererende enhet som har gitt opphav til den tekniske goodwill. En kontantgenererende enhet kan være individuelle oljefelt, eller en gruppe av oljefelt som er knyttet til den samme infrastruktur/produksjonsutstyr.

Estimering av virkelig verdi og goodwill kan justeres i inntil 12 måneder etter overtakelsen dersom nye opplysninger har kommet til om fakta og omstendigheter som forelå på overtakelsestidspunktet og som, dersom disse hadde vært kjent, ville ha påvirket målingen av de beløpene som er innregnet fra og med dette tidspunktet.

Oppkjøpsrelaterte utgifter ut over emisjons- og låneopptaksutgifter kostnadsføres etter hvert som de pådras.

1.9 Kjøp, salg og byte av lisenser

Ved oppkjøp av lisenser som gir rettigheter til leting etter og utvinning av petroleum, vurderes det for hvert oppkjøp om kjøpet skal klassifiseres som virksomhetssammenslutning (se punkt 1.8) eller kjøp av eiendel. Som hovedregel vil kjøp av lisenser som er under utbygging eller er i produksjon bli behandlet som virksomhetssammenslutning. Andre kjøp av lisenser blir som regel behandlet som kjøp av eiendel og beskrevet nedenfor.

Olje- og gassproduserende lisenser

For lisenser i utbyggingsfasen blir anskaffelseskostnaden allokert mellom balanseførte leteutgifter, lisensrettigheter og produksjonsanlegg.

I forbindelse med avtale om kjøp/bytte av andeler blir det mellom partene fastsatt en effektiv dato for overtakelse av netto kontantstrøm (ofte satt til 01.01. i kalenderåret, som også normalt vil være transaksjonsdato for skatteformål). I perioden mellom effektiv dato og gjennomføringsdato vil selger inkludere den kjøpte andelen i selgers regnskap. I henhold til kjøpsavtalen skjer det et oppgjør mot selger av netto kontantstrøm fra eiendelen i perioden fra effektiv dato til gjennomføringsdato (Pro & Contra-oppgjør). Pro & Contra-oppgjøret vil bli justert mot gevinst/tap hos selger og mot eiendelen hos kjøper, idet oppgjøret (etter reduksjon for skatt) anses som en del av vederlaget i transaksjonen. Fra og med gjennomføringsdato inkluderes inntekter og kostnader fra den relevante lisensen i resultatet hos kjøper, som definert i 1.8 over.

Skattemessig vil kjøper medta til beskatning netto kontantstrøm (Pro & Contra) og eventuelle øvrige inntekter og kostnader fra og med effektiv dato.

Det gjøres ikke avsetning for utsatt skatt knyttet til erverv av lisenser som er definert som kjøp av eiendeler.

Farm-in avtaler

Farm-in-avtaler blir vanligvis inngått i letefasen og kjennetegnes ved at selger avstår fra fremtidige økonomiske fordeler, i form av reserver, i bytte mot reduserte fremtidige finansieringsforpliktelser. Et eksempel kan være at en lisensandel overtas mot dekning av selgers andel av utgiftene relatert til boring av en brønn. I letefasen bokfører selskapet normalt farm-in-avtaler basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle.

Bytte (Swaps)

Bytte av eiendeler måles til virkelig verdi av den eiendelen som avstås, med mindre transaksjonen mangler kommersiell substans eller virkelig verdi av verken ervervet eller avhendet eiendel er reelt målbar. I letefasen bokfører selskapet normalt bytter basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle.

1.10 Unitisering

I henhold til norsk lov er en unitisering påkrevd dersom en petroleumsforekomst dekker mer enn én utvinningstillatelse og disse utvinningstillatelsene har ulike rettighetshavergrupper. Det må oppnås enighet om en mest mulig rasjonell samordning av felles utbygging og eierskapsfordeling av petroleumsforekomsten. En unitiseringsavtale må godkjennes av Olje- og energidepartementet.

Selskapet bokfører unitiseringer i letefasen basert på historisk kost, da det ofte er vanskelig å måle virkelig verdi. For unitiseringer som involverer lisenser som ikke er i letefasen, blir det vurdert hvorvidt dette skal anses som en transaksjon med forretningsmessig innhold. I så tilfelle blir unitiseringen bokført til virkelig verdi.

1.11 Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

Generelt

Varige driftsmidler bokføres til historisk kost. Avskrivning av andre eiendeler enn olje- og gassfelt blir fordelt lineært over estimert levetid og justert for nedskrivning og endring i utrangeringsverdi dersom det er aktuelt.

Bokført verdi på varige driftsmidler består av anskaffelseskost fratrukket akkumulerte avskrivninger og nedskrivninger. Påkostninger på leide lokaler aktiveres og avskrives over gjenværende leieperiode hvis innregningskriteriene for en eiendel er oppfylt.

Forventet økonomisk levetid for varige driftsmidler blir vurdert årlig, og i tilfeller hvor disse varierer betydelig fra tidligere estimater, blir avskrivningsperioden endret tilsvarende. Estimatendringen innregnes fremadrettet ved at den resultatføres i perioden da endringen finner sted og i fremtidige perioder dersom endringen påvirker begge.

Utrangeringsverdien av en eiendel er det estimerte beløpet selskapet vil innbringe ved salg av eiendelen etter fradrag for estimerte salgskostnader, hvis eiendelen allerede var av den alder og standard som er forventet på slutten av dens levetid.

Ordinære reparasjons- og vedlikeholdskostnader som påløper knyttet til den daglige driften, blir belastet resultatregnskapet i den perioden de oppstår. Kostnader til vesentlige reparasjoner og vedlikehold er inkludert i eiendelens bokførte verdi.

Gevinst og tap ved salg fastsettes ved å sammenholde salgssum med bokført verdi, og inkluderes henholdsvis i andre driftsinntekter og andre driftskostnader. Eiendeler holdt for salg blir rapportert til det laveste av bokført verdi og virkelig verdi fratrukket salgskostnader.

Driftsmidler knyttet til oljevirksomheten

Lete- og utviklingskostnader knyttet til olje- og gassfelt Balanseførte letekostnader blir klassifisert som immaterielle eiendeler, og blir omklassifisert til materielle eiendeler ved start av utbygging.

For regnskapsformål regnes feltet å gå inn i utbyggingsfasen når det kan påvises tekniske forutsetninger for kommersiell levedyktighet av å utvinne feltet, normalt når konseptvalg foretas. Alle kostnader forbundet med utbygging av kommersielle olje- og/eller gassfelt blir balanseført som materielle eiendeler. Utgifter relatert til driftsforberedelser blir kostnadsført løpende.

Selskapet benytter «successful efforts»-metoden ved regnskapsføring av lete- og utviklingskostnader. Alle letekostnader, inkludert seismiske anskaffelser, seismiske studier, bruk av egen tid, med unntak av kostnader knyttet til erverv av lisenser og boring av letebrønner, blir kostnadsført løpende. Den aktiverte letekostnaden per rapporteringsdato blir kostnadsført i de tilfeller hvor: evalueringen av letebrønnen er avsluttet før årsregnskapet er godkjent, leteboring fortsatt pågår i påfølgende periode etter rapporteringsdatoen, og resultatet av boreoperasjonen er negativt.

Kostnader knyttet til boring av letebrønner blir midlertidig balanseført i påvente av en evaluering av potensielle funn av olje- og gassressurser. Slike utgifter kan stå oppført i balansen i mer enn ett år. Hovedkriteriene er at det enten foreligger fastlagte planer for fremtidig boring i lisensen, eller at en utbyggingsbeslutning forventes å foreligge i nær fremtid. Dersom ingen ressurser blir funnet, eller dersom ressursene anses å ikke være teknisk eller kommersielt utvinnbare, vil kostnader relatert til boringen av letebrønnene bli utgiftsført.

Ervervede lisensrettigheter blir innregnet som immaterielle eiendeler på ervervstidspunktet. Ervervede lisensrettighetene som relaterer seg til felt i letefasen, blir stående som immaterielle eiendeler også når feltene går over i utbyggings- og produksjonsfasen.

Avskrivning av olje- og gassfelt

Balanseførte letekostnader, utgifter knyttet til å bygge, installere eller komplettere infrastruktur i form av plattformer, rørledninger og produksjonsbrønner, samt feltspesifikke transportsystemer for olje og gass, balanseføres som produksjonsanlegg inkludert brønner og avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på påviste og sannsynlige utbygde reserver som ventes utvunnet i konsesjons- eller avtaleperioden. Ervervede eiendeler som benyttes til utvinning og produksjon av petroleumsforekomster, herunder lisensrettigheter, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på påviste og sannsynlige reserver. Reservegrunnlaget som benyttes for avskrivningsformål oppdateres minst én gang i året. Alle endringer i reservene som påvirker avskrivningsberegningen blir reflektert prospektivt.

1.12 Nedskrivning

Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler (inklusiv lisensrettigheter, eksklusiv goodwill) med begrenset levetid blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er høyere enn gjenvinnbart beløp.

Vurderingsenheter ved vurdering av verdifall bestemmes av det laveste nivået hvor det er mulig å identifisere kontantstrømmer som er uavhengige av kontantstrømmene fra andre grupperinger av anleggsmidler. For olje- og gasseiendeler blir dette gjort på felt- eller lisensnivå. For balanseførte leteutgifter testes verdifall for hver brønn. Nedskrivning resultatføres når balanseført verdi av en eiendel eller en kontantgenererende enhet overstiger gjenvinnbart beløp. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens netto salgsverdi og bruksverdi. I vurdering av bruksverdi er forventet fremtidig kontantstrøm diskontert til nåverdi ved å benytte en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer dagens markedsvurderinger på tidsverdien og den spesifikke risikoen på eiendelen. Diskonteringsrenten er avledet fra beregnet gjennomsnittlig kapitalkostnad (vektet gjennomsnittlig kapitalavkastningskrav - WACC).

For produserende lisenser og lisenser i en utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Fremtidige kontantstrømmer blir fastsatt i de ulike lisensene på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Levetiden for feltene for nedskrivningsformål fastsettes til det tidspunkt kontantstrøm fra drift er negativ.

For ervervede letelisenser vil en vurdering bli foretatt i henhold til avsnitt 1.11 over – en vurdering av hvorvidt planer for fremtidige aktiviteter foreligger eller, dersom aktuelt, en evaluering av hvorvidt utbygging vil bli besluttet i nær fremtid.

En tidligere bokført nedskrivning reverseres kun hvis det har oppstått endringer i estimatene brukt ved beregningen av gjenvinnbart beløp, men ikke til et høyere beløp enn om nedskrivningen tidligere ikke hadde blitt bokført. Slike reverseringer blir ført i resultatet. Etter en reversering blir avskrivningsbeløpet justert i fremtidige perioder for å fordele eiendelens reviderte bokførte verdi, fratrukket eventuell restverdi, på et systematisk grunnlag over eiendelens fremtidige økonomiske levetid.

Goodwill

Goodwill testes årlig for verdifall eller oftere hvis hendelser eller endringer i andre forhold indikerer at det har vært et vesentlig verdifall.

Nedskrivning av goodwill gjøres ved å vurdere gjenvinnbar verdi av den kontantstrømgenererende enheten som goodwill er relatert til.

Nedskrivning foretas dersom gjenvinnbart beløp er lavere enn balanseført verdi av feltet/lisensen inklusive tilhørende goodwill og utsatt skatt som beskrevet i pkt. 1.8. Nedskrivning av verdifall på goodwill kan ikke reverseres i senere perioder. Selskapet utfører nedskrivningstest i løpet av fjerde kvartal hvert år.

Ved salg av en lisens hvor selskapet historisk har innregnet utsatt skatt og goodwill i en virksomhetsoverdragelse, vil både goodwill og utsatt skatt fra virksomhetsoverdragelsen inngå i gevinst-/tapsberegningen. Ved nedskrivning av slike lisenser som følge av nedskrivningstester, anvendes tilsvarende forutsetning ved måling av nedskrivningsbeløpet, slik at en unngår skattemessig oppgrossing av nedskrivningsbeløpet. Regnskapsført nedskrivning blir da ikke høyere enn det opprinnelige beløp som ble betalt i virksomhetssammenslutningen.

1.13 Finansielle instrumenter

Selskapet har klassifisert finansielle instrumenter i følgende kategorier av finansielle eiendeler og forpliktelser:

  • Finansielle eiendeler til virkelig verdi over resultatet (hovedsakelig derivater)
  • Utlån og fordringer
  • Finansielle forpliktelser til virkelig verdi over resultatet (derivater)
  • Andre finansielle forpliktelser

Finansielle eiendeler med faste eller bestembare kontantstrømmer som ikke er notert i et aktivt marked er klassifisert som utlån og fordringer.

Andre finansielle forpliktelser omfatter forpliktelser som ikke er holdt for omsetning eller klassifisert som “til virkelig verdi over resultatet”.

For finansielle instrumenter som ikke omsettes i et aktivt marked, blir virkelig verdi fastsatt ved verdsettingsmetoder. Slike metoder kan omfatte bruk av priser i nylig gjennomførte transaksjoner i markedet, referanse til nåværende virkelig verdi på sammenlignbare instrumenter, diskonterte kontantstrømmer eller andre verdsettingsmetoder.

En analyse av virkelig verdi på finansielle instrumenter og nærmere detaljer vedrørende hvordan de er målt er gitt i note 28.

1.14 Nedskrivning av finansielle eiendeler

Finansielle eiendeler vurdert til amortisert kost nedskrives når det ut fra objektive bevis er sannsynlig at instrumentets kontantstrømmer har blitt påvirket i negativ retning av en eller flere begivenheter som har inntrådt etter førstegangs regnskapsføring av instrumentet. I tillegg må begivenheten som medfører tap ha en innvirkning på estimerte fremtidige kontantstrømmer som kan beregnes pålitelig.

Nedskrivningsbeløpet resultatføres. Dersom årsaken til nedskrivningen i en senere periode bortfaller, og bortfallet kan knyttes objektivt til en hendelse som skjer etter at verdifallet er innregnet, reverseres den tidligere nedskrivningen. Reverseringen skal ikke resultere i at den bokførte verdien av den finansielle eiendelen overstiger beløpet for det som amortisert kost ville ha vært, dersom verdifallet ikke var blitt innregnet på tidspunktet da nedskrivningen blir reversert. Reversering av tidligere nedskrivning presenteres på samme linje som den opprinnelige nedskrivningen.

1.15 Forskning og utvikling

Forskning er originale og planlagte undersøkelser som foretas med sikte på å oppnå ny vitenskapelig eller teknisk kunnskap eller forståelse.

Utvikling er anvendelse av forskningsfunn eller annen kunnskap på en plan eller et design for produksjon av nye eller vesentlig forbedrede materialer, innretninger, produkter, prosesser, systemer eller tjenester før kommersiell produksjon eller bruk kommer i gang.

Konsesjonsverket for lisenser på norsk sokkel stimulerer til gjennomføring av forsknings- og utviklingsaktivitet. Selskapet driver kun forskning og utvikling gjennom prosjekter finansiert av deltakerne i lisensene. Det er selskapets egen andel av lisensfinansiert forskning og utvikling som vurderes med hensyn til balanseføring. Utgifter til utvikling som forventes å generere fremtidige økonomiske fordeler blir balanseført når følgende kriterier er oppfylt:

  • Selskapet kan demonstrere at de tekniske forutsetningene er til stede for å fullføre den immaterielle eiendelen med sikte på gjøre den tilgjengelig for bruk eller salg; demoversjon;
  • Selskapet har til hensikt å ferdigstille den immaterielle eiendelen og ta den i bruk eller selge den;
  • Selskapet evner å ta eiendelen i bruk eller selge den;
  • Den immaterielle eiendelen vil generere fremtidige økonomiske fordeler;
  • Selskapet har tilgjengelig tilstrekkelige tekniske, finansielle og andre ressurser til å fullføre utviklingen, ta i bruk eller selge den immaterielle eiendelen, og;
  • Selskapet evner på en pålitelig måte å måle de utgiftene som er henførbare til den immaterielle eiendelen mens den er under utvikling.

Alle andre forsknings- og utviklingsutgifter kostnadsføres når de påløper.

Utgifter som balanseføres inkluderer materialkostnader, direkte lønnskostnader og en andel av direkte henførbare fellesutgifter.

Utviklingskostnader balanseføres til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger.

Balanseførte utviklingskostnader avskrives over eiendelens estimerte levetid.

1.16 Presentasjon av lønns- og administrasjonskostnader

Selskapet presenterer lønns- og driftskostnader basert på funksjonene utbyggings-, drifts- og utforskningsaktiviteter basert på registrerte timer arbeidet. Som grunnlag benyttes brutto lønns- og driftskostnader redusert med allerede fakturerte beløp til opererte lisenser.

1.17 Leieavtaler

Selskapet som leietaker

Leieavtaler hvor selskapet overtar en vesentlige del av risiko og avkastning som er forbundet med eierskap av eiendelen, er finansielle leieavtaler. Ved leieperiodens begynnelse innregnes finansielle leieavtaler til et beløp tilsvarende det laveste av virkelig verdi og minsteleiens nåverdi, fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Ved beregning av leieavtalens nåverdi benyttes den implisitte rentekostnaden i leiekontrakten dersom det er mulig å beregne denne. I motsatt fall benyttes selskapets marginale lånerente. Direkte utgifter knyttet til etablering av leiekontrakten er inkludert i eiendelens kostpris.

Finansielle leieavtaler innregnes som varige driftsmidler i balansen, og har samme avskrivningstid som selskapets øvrige avskrivbare eiendeler. Dersom det ikke foreligger en rimelig sikkerhet for at selskapet vil overta eierskapet ved utløpet av leieperioden, avskrives eiendelen over den korteste av periodene for leieavtalens løpetid og for eiendelens økonomiske levetid.

Operasjonelle leieavtaler

Leieavtaler hvor det vesentligste av risiko og avkastning som er forbundet med eierskap av eiendelen ikke er overført, klassifiseres som operasjonelle leieavtaler. Leiebetalinger klassifiseres som driftskostnad og resultatføres lineært over kontraktsperioden.

1.18 Kundefordringer

Kundefordringer er oppført i balansen til pålydende etter fradrag for avsetning til forventet tap. Avsetning til tap gjøres på grunnlag av individuelle vurderinger av de enkelte fordringene. Kjente tap på krav kostnadsføres løpende.

1.19 Låneutgifter

Låneutgifter som er direkte henførbare til anskaffelse, tilvirkning eller produksjon av en kvalifiserende eiendel skal balanseføres som en del av eiendelens anskaffelseskost. Balanseføring av kapitaliserte lånekostnader skjer kun i utbyggingsfasen. Andre låneutgifter kostnadsføres i den perioden de påløper.

En kvalifiserende eiendel er en eiendel som krever en lang periode for å bli klar for påtenkt bruk eller salg. Kvalifiserende eiendeler er vanligvis knyttet til store utviklings- eller utbyggingsprosjekter.

1.20 Varelager

Reservedeler Reservedeler er vurdert til lavest av kostpris og netto salgsverdi etter FIFO-prinsippet (first-in, first-out). Kostnader inkluderer råmaterialer, frakt og direkte produksjonskostnader i tillegg til deler av indirekte kostnader.

1.21 Betalingsmidler

Kontanter og kontantekvivalenter består av kasse, bankinnskudd, samt andre kortsiktige meget likvide investeringer med opprinnelig forfall på tre måneder eller mindre. Kassekreditt er inkludert som kortsiktige lån i balansen.

1.22 Rentebærende gjeld

Alle lån blir opprinnelig bokført til anskaffelseskost, som er virkelig verdi på mottatt beløp fratrukket utstedelseskostnader tilknyttet lånet.

Etter første gangs regnskapsføring blir rentebærende lån senere målt til amortisert kost med bruk av effektiv rentemetode; alle differanser mellom anskaffelsesbeløp (etter transaksjonskostnader) og innløsningsverdi blir løpende ført i resultatregnskapet frem til forfallstidspunkt.

Amortisert kost blir beregnet ved å ta hensyn til alle utstedelseskostnader samt rabatt eller premie på oppgjørsdato.

1.23 Skatt

Generelt

Betalbar skatt/skatt til gode for inneværende og tidligere perioder måles til beløpet som forventes å mottas fra eller betales til skattemyndighetene.

Skattekostnad består av betalbar skatt og endring i utsatt skatt. Utsatt skatt/skattefordel er beregnet på alle forskjeller mellom regnskapsmessig og skattemessig verdi på eiendeler og gjeld, med unntak av midlertidig forskjell knyttet til erverv av lisenser som er definert som eiendelskjøp.

Balanseført verdi av utsatt skattefordel blir vurdert og redusert i den utstrekning det ikke lenger er sannsynlig at fremtidig inntjening vil kunne gjøre det mulig å utnytte fordelen. Ikke balanseført utsatt skattefordel blir revurdert ved hver balansedag, og balanseføres i den utstrekning det er sannsynlig at fremtidig inntjening eller gjeldende skatteregler vil kunne gjøre det mulig å utnytte fordelen.

Utsatt skatt og skattefordel måles til skattesatsene som er forventet å gjelde på det tidspunkt der skattefordelen blir realisert eller skatteforpliktelsen innfridd, basert på skatterater og skatteregler som er vedtatt eller i det vesentlige er vedtatt på balansedagen.

Betalbar skatt og utsatt skatt er regnskapsført direkte mot egenkapitalen eller i oppstilling av totalresultat i den grad skattepostene relaterer seg direkte til egenkapitaltransaksjoner eller andre deler av totalresultatet.

Utsatt skatt og utsatt skattefordel er vist netto dersom: det eksisterer en lovlig rett til nettoføring; den utsatte skattefordelen og forpliktelsen relaterer seg til samme skattesubjekt; skatten skal betales til skattemyndighetene.

Petroleumsbeskatning

Aker BP er som et utvinningsselskap underlagt spesialbestemmelsene i petroleumsskatteloven. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter på norsk kontinentalsokkel gir grunnlag for ordinær skattesats og særskattesats under petroleumsskatteloven. Skatteraten for ordinær selskapsskatt var 27 prosent fram til 1. januar 2014 da den ble endret til 27 prosent. Skatteraten for særskatt var 51 prosent fram til samme dato, da den ble endret til 53 prosent. Fra 1. Januar 2017 er satsene endret ytterligere til henholdsvis 24 og 54 prosent, som vil påvirke beregningen av utsatt skatt i 2016.

Skattemessige avskrivninger

Rørledninger og produksjonsinnretninger kan avskrives med inntil 16 2/3 prosent årlig, dvs. lineært over seks år. Avskrivningen kan påbegynnes etter hvert som utgiftene blir pådratt. Ved avslutning av produksjonen på et felt kan gjenværende kostpris føres til fradrag i avslutningsåret.

Friinntekt

Friinntekt er et særlig inntektsfradrag i grunnlaget for beregning av særskatt. Friinntekten beregnes på grunnlag av investeringer i rørledninger og produksjonsinnretninger, og kan ses på som et ekstra avskrivningsfradrag i særskattegrunnlaget. Friinntekten utgjorde frem til 5. mai 2013 7,5 prosent pr. år i fire år, til sammen 30 prosent av investeringen. Fra 5. mai er satsen 5,5 prosent pr. år i fire år (5,4 prosent fra 2017), til sammen 22 prosent av investeringen (21,6 prosent fra 2017). For noen av selskapets eldre felter gjelder overgangsreglene som tillater bruk av gammel friinntektsats på 7,5 prosent frem til produksjonsstart. Friinntekten innregnes i det år som den kommer til fradrag i selskapenes selvangivelse og påvirker således periodeskatt på tilsvarende måte som en permanent forskjell.

Finansposter

Gjeldsrenter med tilhørende valutatap/gevinst (netto finanskostnader på rentebærende gjeld) fordeles mellom sokkel- og landjurisdiksjon.

Fradraget på sokkelen beregnes som netto finanskostnader på rentebærende gjeld, multiplisert med 50 prosent av forholdet mellom skattemessig nedskrevet verdi pr. 31. desember i inntektsåret av formuesobjektene tilordnet sokkelen, og gjennomsnittlig rentebærende gjeld gjennom inntektsåret.

Resterende finanskostnader, valutagevinst og tap og alle renteinntektene fordeles til land.

Udekket tap i landjurisdiksjon som er et resultat av fordelingen av netto finanskostnader kan allokeres til sokkel og til fradrag i alminnelig inntekt.

Kun 50 prosent av øvrige tap i landjurisdiksjon tillates ført mot sokkel og til fradrag i alminnelig inntekt.

Leteutgifter

Selskapene kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av pådratte leteutgifter for så vidt disse ikke overstiger årets skattemessige underskudd allokert til sokkelvirksomhet. Fordringen er inkludert i linjen skattefordring i balansen.

Skattemessig underskudd

Særskattepliktige virksomheter kan uten tidsbegrensning kreve fremført underskudd med tillegg av en rente. Tilsvarende fremføringsadgang gjelder også for ubenyttet friinntekt. Skatteposisjonen kan overdras ved realisasjon av samlet virksomhet eller ved fusjon. Alternativt kan skatteverdien kreves utbetalt fra staten dersom selskapets petroleumsvirksomhet opphører. Skattemessig underskudd vil bli reklassifisert fra utsatt skatt til betalbar skatt på tidspunktet petroleumsvirksomheten opphører, eller overføres til et annet selskap.

1.24 Ansatteytelser

Pensjonsordninger

Gevinst og tap på avkortning eller oppgjør av en ytelsesbasert pensjonsordning innregnes i resultatet når avkortningen eller oppgjøret inntreffer. Avviklingen av ytelsesordringen for ansatte i BP Norge AS i 2016 ble innregnet i henhold til dette prinsippet. En innskuddsplan erstattet ytelsesordningen, og selskapet betaler innskudd for fulltidsansatte tilsvarende 7 prosent av lønn opp til 7,1G og 25,1 prosent mellom 7,1 og 12G. Pensjonspremiene kostnadsføres etter hvert som de påløper.

Det er innført en avtalefestet pensjonsordning (AFP) for alle ansatte. Denne ordningen er behandlet som en innskuddsbasert pensjon, og kostnadsføres løpende

1.25 Avsetninger

En avsetning blir regnskapsført når selskapet har en faktisk forpliktelse (juridisk eller selvpålagt) som følge av en tidligere hendelse dersom: det er sannsynlig at økonomiske ytelser vil bli påkrevd for å gjøre opp forpliktelsen og beløpets størrelse kan estimeres pålitelig. Avsetninger vurderes ved slutten av hver periode og justeres for å reflektere beste estimat.

Hvis tidseffekten er vesentlig, diskonteres avsetninger med en diskonteringsrente før skatt som reflekterer markedets prissetning av tidsverdien av penger og risiko spesifikt knyttet til forpliktelsen. Ved diskontering blir bokført verdi av avsetningene økt i hver periode for å reflektere endring i tidspunkt for forfall av forpliktelsen. Denne økningen kostnadsføres som en rentekostnad.

Nedstengnings- og fjerningskostnader: I henhold til konsesjonsvilkårene for de lisenser som selskapet deltar i, kan den norske stat ved produksjonsopphør eller når lisensperioden utløper, pålegge rettighetshaverne å fjerne installasjonene helt eller delvis.

Ved første gangs innregning av en nedstengings- og fjerningsforpliktelse regnskapsfører selskapet nåverdien av fremtidige utgifter til nedstenging og fjerning. En tilsvarende eiendel regnskapsføres som varig driftsmiddel, og avskrives ved bruk av produksjonsenhetsmetoden. Endring i tidsverdi (nåverdi) av forpliktelsen knyttet til nedstengning og fjerning, kostnadsføres som en finanskostnad, og øker balanseført forpliktelse for fremtidige utgifter til nedstenging og fjerning. Endring i beste estimat for utgifter knyttet til nedstengning og fjerning regnskapsføres mot balansen. Diskonteringsrenten som benyttes ved beregning av virkelig verdi av nedstengnings- og fjerningsforpliktelsen er risikofri rente tillagt et kredittrisikoelement.

1.26 Segment

Selskapets virksomhet har siden etableringen i sin helhet foregått innenfor ett og samme segment, definert som undersøkelse og produksjon av petroleum i Norge. Selskapets virksomhet foregår kun på norsk sokkel, og ledelsen følger opp selskapet på dette nivået.

Finansiell informasjon vedrørende geografisk fordeling og store kunder er presentert i note 5.

1.27 Resultat per aksje

Resultat per aksje er beregnet ved å dividere ordinært resultat som tilfaller aksjonærer i morselskapet på veid gjennomsnitt av totalt utestående aksjer. Utstedte aksjer i løpet av året blir vektet i forhold til hvilket tidspunkt de ble utstedt. Utvannet resultat per aksje beregnes som årsresultat dividert på et veid gjennomsnitt av utestående aksjer i løpet av perioden justert for effekten av eventuelle opsjoner

1.28 Betingede forpliktelser og eiendeler

For utenom tilfeller av virksomhetssammenslutninger, er verken betingede forpliktelser eller betingede eiendeler er innregnet i regnskapet.

En betinget forpliktelse er en mulig forpliktelse som oppstår som følge av en tidligere hendelse og hvis eksistens bare vil bli bekreftet ved at det i fremtiden inntreffer eller ikke inntreffer én eller flere usikre hendelser som ikke i sin helhet er innenfor foretakets kontroll; eller en eksisterende forpliktelse som oppstår av tidligere hendelser men som ikke er innregnet fordi det ikke er sannsynlig at en strøm av ressurser som omfatter økonomiske fordeler ut fra foretaket vil kreves for å gjøre opp forpliktelsen eller forpliktelsen kan ikke måles på en pålitelig måte.

Det opplyses i note om betingede forpliktelser, med unntak av betingede forpliktelser hvor sannsynligheten for forpliktelsen er meget lav.

En betinget eiendel er en mulig eiendel som oppstår av tidligere hendelser og hvis eksistens bare vil bli bekreftet ved at det i framtiden inntreffer eller ikke inntreffer en eller flere usikre hendelser som ikke i sin helhet er innenfor foretakets kontroll. Det blir gitt noteinformasjon om slike eiendeler dersom det er sannsynlig at en fordel vil tilfalle selskapet.

1.29 Endringer i regnskapsstandarder og fortolkninger som:

Har trådt i kraft:

Anvendte regnskapsprinsipper er konsistente med prinsippene anvendt i foregående regnskapsperiode, med unntak av følgende endringer i IFRS som har blitt implementert med virkning fra 1. januar 2016 relevant for konsernet.

Utstedt, men har ikke trådt i kraft:

Standardene og fortolkningene som er vedtatt frem til tidspunkt for avleggelse av finansregnskapet, men hvor ikrafttredelsestidspunkt er frem i tid, er oppgitt under. De endringer som er forventet å påvirke konsernet er opplyst om under. Selskapets intensjon er å implementere de relevante endringene på ikrafttredelsestidspunktet, under forutsetning av at EU godkjenner endringene før avleggelse av finansregnskapet.

IFRS 9 Finansielle instrumenter

I juli 2014 publiserte IASB den endelige versjonen av IFRS 9, Finansielle instrumenter, som reflekterer alle faser av IASB sitt prosjekt vedrørende finansielle instrumenter. Standarden erstatter IAS 39 Finansielle – innregning og måling, samt alle tidligere versjoner av IFRS 9.

Standarden innebærer endringer knyttet til klassifisering og måling, sikringsbokføring og nedskrivning. IFRS 9 vil gjelde med virkning for regnskapsår som starter 1. januar 2018 eller senere, med tidligere anvendelse tillat. Foruten for sikringsbokføring er retrospektiv anvendelse påkrevd, men sammenligningstall er ikke obligatorisk. For sikringsbokføring er kravene generelt anvendt prospektivt med noen få unntak. Implementering av IFRS 9 forventes ikke å ha vesentlig effekt på konsernet.

IFRS 15 Inntekter fra kundekontrakter

IFRS 15 ble utstedt i mai 2014 og etablerer en femstegsmodell som gjelder for inntekter fra kundekontrakter. Etter IFRS 15 skal inntekter innregnes til et beløp som gjenspeiler vederlaget selskapet forventer å ha rett til i bytte for varene eller tjenestene overført til en kunde.

Prinsippene i IFRS 15 innebærer en mer strukturert tilnærming til måling og innregning av inntekter. Standarden gjelder for alle selskaper og erstatter alle nåværende inntektsføringskrav i henhold til IFRS. En full eller modifisert retrospektiv anvendelse for regnskapsår som starter 1.

januar 2018 eller senere er påkrevd, med tidliganvendelse tillatt. I 2016 har selskapet gjort foreløpige vurderinger av IFRS 15 og disse vil bli oppdatert med funn fra et pågående og mer omfattende analysearbeid. Videre vurderer selskapet presiseringene gitt av IASB i april 2016 og vil følge opp videre utvikling. Det er usikkert hvorvidt rettighetsmetoden, som anvendes av selskapet i dag, vil være tillatt under IFRS 15.

Selskapet vurderer om metoden fortsatt kan anvendes basert på andre standarder, som eksempelvis IFRS 9. Endelig konklusjon er ikke klar. Selskapet fortsetter å vurdere effekten av IFRS 15 og planlegger å implementere standarden på tidspunktet den blir effektiv (1. januar 2018).

IFRS 16 Leieavtaler

IFRS 16 ble utstedt i januar 2016 og erstatter den gjeldende standarden om leieavtaler IAS 17. Den nye standarden endrer regnskapsføringen av leieavtaler som er behandlet som operasjonelle leieavtaler under gjeldende standard. Den krever at alle leieavtaler, uavhengig av type og med noen få unntak, skal innregnes i leietakers balanse som en eiendel med en tilhørende forpliktelse. Standarden er effektiv fra 1. januar 2019, men har ikke blitt endelig godkjent av EU. Selskapet er i prosess for å vurdere effekten av IFRS 16, men det er ikke gjennomført noe kvantitative beregninger. Effekten kan bli vesentlig og vil avhenge av antallet og størrelsen på leiekontrakter som er regnskapsført som operasjonelle leieavtaler under gjeldende standard.

Note 2: Betydelige transaksjoner og hendelser

Viktige hendelser i 2016

2016 har vært et begivendehetsrikt år for selskapet. Gjennom oppkjøpet av BP Norge AS har selskapet styrket sin posisjon som det ledende uavhengige oljeselskapet på norsk kontinentalsokkel. Selskapet er i rute med integrasjonsprosessen og holder fast ved ambisjonen om å betale kvartalsvise utbytter fra og med fjerde kvartal 2016.

Oljeproduksjon fra det Aker BP opererte feltet Ivar Aasen startet 24. desember 2016. Prosjektet hadde en total kostnadsramme på NOK 27,4 milliarder og det ble ferdigstilt innenfor planlagt tidsramme og budsjett, uten noen alvorlige hendelser.

Note 3: Virksomhetssammenslutning

30. september 2016 fullførte Aker BP oppkjøpet av 100 prosent av aksjene i BP Norge AS. Transaksjonen ble offentliggjort 10. juni 2016 og Aker BP utstedte 135,1 millioner nye aksjer til BP Group som kompensasjon for aksjene i BP Norge AS. Selskapet betalte også et kontantvederlag på USD 251 millioner. Hovedårsaken til oppkjøpet var å skape en sterk industriell plattform med en ressursportefølje i verdensklasse og finansiell styrke til å utnytte det attraktive vekstpotensialet på norsk kontinentalsokkel. Lisensporteføljen til BP Norge AS har begrenset fremtidig investeringsforpliktelser og høy produksjon i nær fremtid som komplementerer oppstart av Ivar Aasen og Johan Sverdrup.

For regnskapsformål samsvarer transaksjonstidspunktet med fullførelsen av oppkjøpet 30. september 2016. Skattemessig overtakelsesdato er 1. januar 2016. Oppkjøpet betraktes som en virksomhetssammenslutning og er bokført etter oppkjøpsmetoden i henhold til IFRS 3. Kjøpsprisallokering (PPA) er benyttet til å allokere kontantvederlaget til virkelig verdi av eiendeler og forpliktelser fra BP Norge AS. Kjøpsprisallokeringen er gjennomført per regnskapsmessig transaksjonstidspunkt 30. september 2016. Aksjevederlaget ble verdsatt basert på sluttkurs fra Oslo Børs (NOK 127) 30. september 2016.

Hver identifiserbar eiendel eller forpliktelse måles til virkelig verdi på oppkjøpstidspunktet, i henhold til retningslinjer i IFRS 13. Standarden definerer virkelig verdi som den pris som ville blitt oppnådd ved salg av en eiendel eller betalt for å overføre en forpliktelse i en velordnet transaksjon mellom markedsdeltagere på måletidspunktet. Denne definisjonen understreker at virkelig verdi representerer en markedsbasert måling, og ikke en foretaksspesifikk måling. I målingen av virkelig verdi, benytter selskapet forutsetninger som arkedsaktører ville brukt når de verdsetter eiendeler og forpliktelser under nåværende markedsbetingelser, herunder forutsetninger om risiko. Overtatte varige driftsmidler er verdsatt etter kostprismetoden (gjenanskaffelseskost), mens immaterielle eiendeler er verdsatt etter resultatmetoden.

Kundefordringer blir regnskapsført til brutto pålydende beløp, siden fordringene er mot store og betalingsdyktige kunder. Historisk har det ikke vært noen nedskrivninger av kundefordringer i BP Norge AS.

Innregnede eiendeler og forpliktelser på overtakelsestidspunktet var som følger

(USD 1 000) 30.09.2016
   
Andre immaterielle eiendeler 759 962
Utsatt skattefordel 941 221
Varige driftsmidler 921 081
Langsiktige fordringer* 41 546
Langsiktig skattefordring 5 860
Varelager 20 860
Kundefordringer 14 053
Andre kortsiktige fordringer 66 618
Kortsiktig skattefordring 4 881
Betalingsmidler 674 543
Sum eiendeler 3 450 626
   
Langsiktig fjernings- og nedstengningsforpliktelser 1 607 683
Andre avsetninger for forpliktelser** 357 307
   
Leverandørgjeld 16 001
Offentlige trekk og avgifter 13 209
Kortsiktig fjernings- og nedstengingsforpliktelser 72 537
Annen kortsiktig gjeld 154 521
Sum gjeld 2 221 257
   
Sum identifiserbare netto eiendeler 1 229 368
Oppkjøpsvederlag 2 388 322
Goodwill som følge av oppkjøpet*** 1 158 954


* Fordringen mot BP Group relaterer seg til visse forpliktelser som dekkes av selger i henhold til aksjekjøpsavtalen.

** Andre avsetninger for forpliktelser består hovedsakelig av negative riggkontraksverdier inngått av BP Norge AS på tidspunkt før oppkjøpet 30. september 2016 til dårligere vilkår enn gjeldende markedsvilkår.

*** Ingen del av goodwill vil være skattemessig fradragsberettiget.

Goodwill på USD 1 159 millioner oppstår på grunn av følgende faktorer:

1. Muligheten til å realisere synergier som oppstår gjennom å kunne forvalte en portefølje med både overtatte og eksisterende felt på den norske kontinentalsokkel (ordinær goodwill).

2. Kravet om å innregne utsatt skatt og utsatt skattefordel på forskjellen mellom allokert virkelig verdi og skattemessige verdier på eiendeler og forpliktelser overtatt ved virksomhetssammenslutning. Målingen av virkelig verdi på lisenser under utbygging og lisenser i produksjon er basert på kontantstrømmer etter skatt, ettersom lisensene bare selges i et etter-skattmarked basert på godkjenning fra Finansdepartementet i henhold til petroleumsskatteloven paragraf 10. I henhold til IAS 12.15 og 12.19 innregnes utsatt skatt på forskjellene mellom allokerte virkelige verdier og gjenværende skattegrunnlag. Motposten til denne utsatte skatten er goodwill. Dermed oppstår goodwill som en teknisk motpost til den utsatte skatteforpliktelsen (teknisk goodwill).

Avstemming av goodwill fra oppkjøpet av BP Norge AS (USD 1 000) 30.09.2016
   
Goodwill relatert til utsatt skatt - teknisk goodwill 944 903
Goodwill relatert til synergier - ordinær goodwill 214 051
Total goodwill fra oppkjøpet av BP Norge AS 1 158 954
Nedskrivninger, se note 15 51 366
Netto goodwill fra oppkjøpet av BP Norge AS per 31. desember 2016 1 107 588


Verdsettelsen ovenfor baserer seg på nåværende tilgjengelig informasjon om virkelige verdier på overtakelsestidspunktet. Dersom ny informasjon blir tilgjengelig innen 12 måneder fra overtakelsestidspunktet, kan selskapet endre vurderingen av virkelig verdi i kjøpsprisallokeringen, i henhold til retningslinjer i IFRS 3.

Dersom overtakelsestidspunktet hadde vært ved årets begynnelse ville årets inntekt i konsernet økt med USD 514 millioner og resultatet vært USD 3 millioner lavere. Oppkjøpet har ingen innvirkning på totalresultatet for 2016.

Morselskap
Den 1. desember 2016 ble alle eiendeler og forpliktelser i BP Norge AS overført til Aker BP. Regnskapsføringen av overføringen var basert på konsernkontinuitet, slik at regnskapsførte verdier ble videreført på konsernnivå i henhold til kjøpsprisallokeringen fra 30. september 2016. Den eneste gjenværende eiendelen i BP Norge AS etter overføringen, foruten en fordring mot Aker BP som oppstod ved overføring av virksomhet i BP Norge, er et fremførbart underskudd per 1. januar 2016. Den utsatte skattefordelen er regnskapsført som en kortsiktig skattefordring i konsernregnskapet og forventes å bli refundert av norske skattemyndigheter.

Ved overføring av aktiviteten som beskrevet over, ble verdien av eiendeler og forpliktelser i BP Norge AS erstattet med aksjeverdien i selskapsregnskapet til Aker BP ASA. Samtidig var regnskapsført verdi av netto eiendeler i BP Norge AS USD 11,3 millioner lavere på tidspunktet for tingsutbyttet enn ved datoen for kjøpssprisallokeringen. Dette beløpet tilsvarer netto resultat i konsernregnskapet i perioden mellom kjøpssprisallokeringstidspunktet og tingsutbyttet, og er bokført som annen finanskostnad i selskapsregnskapet til Aker BP ASA.

Note 4: Datterselskaper

BP Norge AS ble kjøpt opp 30. september 2016 og er konsolidert inn i konsernregnskapet i henhold til beskrivelsen i note 3. I tillegg har selskapet tre datterselskaper som ikke er konsolidert i konsernregnskapet i 2016 på grunn av vesentlighetshensyn:

Det norske oljeselskap AS (100 prosent)

Det norske oljeselskap AS, tidligere Marathon Oil Norge AS, ble kjøpt opp av Aker BP i oktober 2014. All aktivitet ble overført til Aker BP 31. oktober 2014. Eneste gjenværende eiendel i selskapet per årsslutt 2016 er betalingsmidler tilsvarende selskapet aksjekapital på USD 1,0 millioner.

Alvheim AS (65 prosent)

Selskapets forretningsvirksomhet er å være juridisk eier av MST Alvheim, det flytende produksjonsskipet som brukes til å produsere olje og gass fra Alvheimfeltet. Kostnader og inntekter knyttet til betjeningen av MST Alvheim tilfaller partnerne på Alvheimfeltet. På den måten har Alvheim AS kun det formelle eierskapet til produksjonsfasilitetene og den faktiske verdien av produksjonsfasilitetene tilfaller partnerne av Alvheimfeltet. Aker BP eier 65 prosent av Alvheim AS, noe som samsvarer med eierandelen i Alvheimfeltet.

Sandvika Fjellstue AS (100 prosent)

Sandvika Fjellstue AS eier et konferansesenter i Sandvika i Verdal, som brukes av Aker BP. 

All aktivitet i datterselskapet Det norske oil AS (tidligere Premier Oil Norge AS) ble overført til Aker BP 28. februar 2016 og datterselskapet ble deretter likvidert. Aktiviteten i januar og februar har derfor blitt konsolidert inn i konsernregnskapet. All aktivitet i datterselskapet Det norske exploration AS (tidligere Svenska Petroleum Exploration AS) ble overført til Aker BP i 2015 og selskapet ble likvidert i løpet av 2016.

Se note 18 for ytterligere informasjon vedrørende datterselskaper.

Note 5: Segmentinformasjon

Selskapets virksomhet er i sin helhet knyttet til utforskning og produksjon av petroleum i Norge. Selskapets aktiviterer vurderes å ha en homogen risiko- og avkastningsprofil før skatt, og hele virksomheten er geografiske lokalisert i Norge. Selskapet opererer således innenfor ett og samme driftssegment, som samsvarer med den interne rapporteringen til selskapets hovedledelse. Inntektene i 2016 knytter seg i all vesentlighet til fem hovedkunder hvor salget utgjorde henholdsvis USD 441 millioner, USD 276 millioner, USD 272 millioner, USD 157 millioner og USD 107 millioner for konsernet og USD 317 millioner, USD 276 millioner, USD 157 millioner og USD 107 millioner til morselskapet. I 2015 knyttet inntektene seg i all hovedsak til tre kunder hvor salget utgjorde henholdsvis USD 785 millioner, USD 279 millioner og USD 107 millioner (konsern og morselskap).

Note 6: Utforskingskostnader

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av utforskningskostnader (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Seismikk 29 321 12 530 29 304 12 530
Arealavgift 13 291 8 634 13 076 8 634
Kostnadsføring av årets balanseførte letebrønner 41 284 10 390 41 284 10 390
Kostnadsføring av balanseførte letebrønner tidligere år 10 385 1 292 10 385 1 292
Andre utforskningskostnader 53 171 43 559 44 828 43 559
Sum utforskningskostnader 147 453 76 404 138 878 76 404

Konsernet endret klassifiseringen av utforskningskostnader i løpet av 2016. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.

Note 7: Varelager

Varelager består av utstyr til boring av letebrønner og reservedeler til produksjons- og utbyggingslisenser.

Note 8: Inntekter

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av petroleumsinntekter (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Bokførte flytende petroleumsinntekter 1 120 094 1 044 548 1 021 551 1 044 548
Bokførte gassinntekter 128 436 110 909 96 879 110 909
Tariffinntekter 12 274 3 227 11 509 3 227
Sum petroleumsinntekter 1 260 803 1 158 683 1 129 939 1 158 683
         
Spesifikasjon av produserte volumer (fat oljeekvivalenter)
         
Flytende petroleum 23 830 388 19 307 898 21 645 073 19 307 898
Gass 4 512 648 2 593 733 3 343 534 2 593 733
Sum produserte volumer 28 343 036 21 901 630 24 988 607 21 901 630
         
Andre inntekter (USD 1000)
         
Realisert gevinst/tap (-) på oljederivater 30 199 14 962 30 199 14 962
Urealisert gevinst/tap (-) på oljederivater -46 399 45 217 -46 399 45 217
Gevinst på lisenstransaksjon 20 856 20 856
Annen inntekt* 119 506 2 084 3 938 2 084
Sum andre inntekter 103 326 63 119 -12 242 63 119

* Andre inntekter er hovedsakelig relatert til endring i pensjonsordning for ansatte i BP Norge AS. Etter oppkjøpet 30. september 2016 ble pensjonsordningen for BP Norge AS ansatte endret fra kollektiv ytelsesordning til innskuddsordning. Effekten av oppgjøret er at pensjonsforpliktelsen er fraregnet, og pensjonsmidlene er benyttet til å utstede fripoliser til alle ansatte som oppgjør for forpliktelsen. 

Se note 23 og 28 for informasjon om råvarederivater.

Note 9: Kostnader ved og retningslinjer for ytelser til ledende ansatte og styret, samt totale lønnskostnader

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av lønn og lønnsrelaterte ytelser (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Lønnskostnader 142 383 116 519 117 835 116 519
Pensjonskostnader* -79 648 7 904 8 654 7 904
Arbeidsgiveravgift 22 645 16 708 17 739 16 708
Andre personalkostnader 3 541 1 928 2 310 1 928
Sum lønnskostnader 88 920 143 059 146 538 143 059


* Den negative pensjonskostnaden er relatert til endring av pensjonsordning som er beskrevet i note 8.


Konsern Morselskap
Antall sysselsatte årsverk i regnskapsåret 2016 2015 2016 2015
         
Europa 742 479 602 479
Sørøst-Asia 15 29 15 29
Sum 757 508 616 508


Per 31. desember 2016 var antall ansatte i konsernet 1 371. Per 31. desember 2015 var antall ansatte i konsernet 534, hvorav 523 var ansatt i morselskapet og 11 i datterselskapet Det norske oil AS.

Ytelser til ledende ansatte i 2016*
(USD 1 000)
Lønn Bonus 9) Natural
ytelser
Annet Samlet
godtgjørelse
Pensjons
kostnad
Antall akser
totalt
(i 1 000)**
Eierandel
                 
Karl Johnny Hersvik (administrerende direktør) 575 880 2 - 1 457 17 - -
Øyvind Bratsberg (spesialrådgiver) 1) 450 249 2 4 704 17 49 0,0 %
Alexander Krane (finansdirektør) 383 254 8 1 647 17 12 0,0 %
Gro G. Haatvedt (direktør leting) 409 387 2 6 804 72 8 0,0 %
Olav Henriksen (direktør prosjekter) 390 393 2 - 785 72 - -
Geir Solli (direktør drift) 2) 386 229 6 50 670 17 25 0,0 %
Leif G. Hestholm (direktør HMS) 3) 270 76 2 16 364 17 - -
Per Harald Kongelf (direktør forbedring) 4) 125 57 1 120 302 6 - -
Arne Tommy Sigmundstad (direktør boring og brønn) 5) 136 51 1 185 373 7 - -
Ole-Johan Molvig (reservoardirektør) 6) 285 41 2 19 347 17 - -
Jorunn Kvåle (direktør HMS) okt-des 7) 52 8 - 60 - - -
Eldar Larsen (direktør drift) okt-des 8) 84 13 1 1 99 - - -
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2016 3 546 2 637 26 401 6 610 261 94 0,0 %

1) Konstituert direktør boring og brønn frem til 31. juli 2016.
2) Direktør drift frem til 30. november 2016.
3) Direktør HMS frem til 30. november 2016.
4) Startet i selskapet 5. september 2016. Beløp under "annet" inkluderer signeringsbonus.
5) Startet i selskapet 1. august 2016. Beløp under "annet" inkluderer signeringsbonus.
6) Ny posisjon i hovedledelsen fra 1. desember 2016.
7) Lønnsbeløp fra 30. september 2016. Direktør HMS fra 1. desember 2016.
8) Lønnsbeløp fra 30. september 2016. Direktør drift fra 1. desember 2016.
9) Beløp representerer estimert bonus for 2016, ikke faktisk bonusutbetaling. Fra totalbeløpet i denne kolonnen utgjør USD 980 tusen seg til LTIP.

* Alle ytelser til ledende ansatte er utbetalt i NOK og omregnet ved en årlig USD/NOK gjennomsnittskurs på 8 399.
** Antall aksjer ved årsslutt. Aksjene er kjøpt av den enkelte selv og er ikke del av ytelsen til den enkelte.

Ytelser til ledende ansatte i 2015*
(USD 1 000)
Lønn Bonus 4) Natural
ytelser
Annet Samlet
godtgjørelse
Pensjons
kostnad
Antall aksjer
totalt
(i 1 000)**
Eierandel
                 
Karl Johnny Hersvik (administrerende direktør) 537 436 2 0 975 20 - -
Øyvind Bratsberg (konstituert direktør boring og brønn) 447 138 2 4 591 20 49 0,0 %
Alexander Krane (finansdirektør) 366 248 8 1 623 20 12 0,0 %
Gro G. Haatvedt (direktør leting) 390 317 2 8 717 143 8 0,0 %
Gudmund Evju (konstituert direktør teknologi og feltutvikling) 1) 209 27 2 48 287 20 89 0,0 %
Olav Henriksen (direktør prosjekter) 2) 349 322 2 683 1 355 111 - -
Kjetil Kristiansen (direktør HR) 295 93 5 3 396 20 - -
Rolf J. Brøske (direktør kommunikasjon) 195 62 2 4 263 20 3 0,0 %
Geir Solli (direktør drift) 427 173 5 56 661 21 25 0,0 %
Kjetil Ween (direktør boring og brønn) 3) 178 - 2 604 784 15 - -
Elke R. Njaa (direktør utviklingsprosjekter) 316 83 2 27 428 19 - -
Leif G. Hestholm (direktør HMS) 315 82 2 18 417 20 - -
Sum godtgjørelse til ledende ansatte i 2015 4 024 1 982 37 1 455 7 498 449 186 0,0 %

1) Tiltrådte hovedledelsen 12. juni 2015.
2) Tiltrådte 19. januar 2015. Beløp inkludert under "annet" relaterer seg til signeringsbonus.
3) Fratrådte hovedledelsen 12. juni 2015. Beløp inkludert under "annet" relaterer seg til sluttvederlag.
4) Opptjent i 2015, utbetales i 2016.

* Alle ytelser til ledende ansatte er utbetalt i NOK og omregnet ved en årlig USD/NOK gjennomsnittskurs på 8 074.
** Antall aksjer ved årsslutt. Aksjene er kjøpt av den enkelte selv og er ikke del av ytelsen til den enkelte.

Honoraroversikten nedenfor inkluderer ordinært styrehonorar og honorar for deltakelse i styrets underutvalg. Også honorar til valgkomité er inkludert. Honorar til styremedlemmer ansatt i Aker eller BP Group blir betalt til selskapene, ikke til styremedlemmene personlig. Enkelte av styremedlemmene har eierandeler i selskapet. Oversikten nedenfor viser antall aksjer og eierandel i selskapet som er eid både direkte og indirekte via nærstående. Indirekte eie gjennom andre selskaper er inkludert i sin helhet dersom eierandelen er 50 prosent eller mer.

Honorarer i 2016
Navn
Kommentarer Honorar
(USD 1 000)
Antall aksjer
totalt
(i 1000)
Eierandel
         
Øyvind Eriksen Styreleder fra 11. mars 2016. Leder av kompensasjonsutvalget. 89 - -
Anne Marie Cannon Nestleder fra 17. april 2013. Medlem av revisjonsutvalget. 76 6 0,0 %
Gro Kielland Styremedlem fra 20. mars 2014. Medlem av revisjonsutvalget 57 - -
Kjell Inge Røkke 1) Styremedlem fra 17.april 2013. 45 - -
Trond Brandsrud Styremedlem fra 11. mars 2016. Leder av revisjonsutvalget fra 28. april 2016. 45 - -
Emil Brustad-Nilsen Varamedlem fra 11. mars 2016. 4 - -
Terje Solheim Ansattevalgt styremedlem fra 20. mars 2014. Medlem av kompensasjonsutvalget fra 28. april 2016. 24 1 0,0 %
Bjørn Thore Ribesen Ansattevalgt styremedlem fra 11.mars 2016.  15 20 0,0 %
Lone Margrethe Olstad Ansattevalgt styremedlem fra 11.mars 2016.  15 - -
Aage Ertsgaard (1.vara) Ansattevalgt varamedlem fra 11. mars 2016. 2 7 0,0 %
Kristin Gjertsen (2.vara) Ansattevalgt varamedlem fra 11. mars 2016. 2 6 0,0 %
Ifor Sellevoll Roberts (3.vara) Ansattevalgt varamedlem fra 11. mars 2016. 4 8 0,0 %
Bernard Looney Styremedlem fra 30. september 2016.  - - -
Kate Thomson Styremedlem fra 30. september 2016. Medlem av revisjonsutvalget fra 4. oktober 2016. - - -
Arild Støren Frick Leder valgkomité fra 13. april 2015. 4 - -
Finn Haugan Medlem valgkomité.  2 - -
Hilde Myrberg Medlem valgkomité.  2 - -
Medlemmer frem til 11. mars 2016
Kristin Gjertsen Ansattevalgt styremedlem frem til 11.mars 2016.  9 6 0,0 %
Sverre Skogen Styreleder frem til 11. mars 2016. Leder av kompensasjonsutvalget frem til 11. mars 2016. 41 - -
Jørgen C Arentz Rostrup Styremedlem frem til 11. mars 2016. Leder av revisjonsutvalget frem til 11. mars 2016. 37 4 0,0 %
Gudmund Evju Ansattevalgt styremedlem frem til 11.mars 2016.  7 89 0,0 %
Camilla Oftebro Ansattevalgt styremedlem frem til 11.mars 2016.  1 - -
Tormod Førland Ansattevalgt styremedlem frem til 11.mars 2016.  1 36 0,0 %
Kristin Alne Ansattevalgt styremedlem frem til 11.mars 2016.  1 - -
         
Medlemmer frem til 30. september 2016
Kitty Hall (Kat. J. Martin) Styremedlem frem til 11. mars 2016.  45 - -
Kjell Pedersen Styremedlem frem til 30. september 2016. Medlem av kompensasjonsutvalget frem til 30. september 2016. 38 1 0,0 %
Sum honorar 566 185 0,1 %

1) Hr. Røkke og hans kone eier og kontrollerer TRG, som eier 68,2 prosent av Aker ASA, som via et datterselskap eier 40,0 prosent av Aker BP.

Honorarer i 2015
Navn
Kommentarer Honorar
(USD 1 000)
Antall aksjer
totalt
(i 1000)
Eierandel
         
Sverre Skogen Styreleder fra 17. april 2013. Leder av kompensasjonsutvalget. 117 - -
Anne Marie Cannon Nestleder styret fra 17. april 2013. Medlem av revisjonsutvalget. 82 4 0,0 %
Jørgen C. Arentz Rostrup Styremedlem fra 17. april 2013. Leder av revisjonsutvalget. 83 4 0,0 %
Kitty Hall (Kat J. Martin) Styremedlem fra 17. april 2013. 61 - -
Kjell Inge Røkke Styremedlem fra 17. april 2013. 19 - -
Gro Kielland Styremedlem fra 20. mars 2014. Medlem av revisjonsutvalget fra 18. april 2015. 74 - -
Kjell Pedersen Styremedlem fra 18. april 2015. Medlem av kompensasjonsutvalget. 31 - -
Gudmund Evju Ansattevalgt styremedlem fra 20. mars 2014. 26 89 0,0 %
Kristin Gjertsen Ansattevalgt styremedlem fra 20. mars 2014. Medlem av kompensasjonsutvalget. 31 6 0,0 %
Terje Solheim Ansattevalgt styremedlem fra 20. mars 2014. 20 1 0,0 %
Kristin Alne (1. vara) Ansattevalgt varamedlem fra 18. april 2015. 2 - -
Tormod Førland (2. vara) Ansattevalgt varamedlem fra 20. mars 2014. 5 36 0,0 %
Camilla Oftebro (3. vara) Ansattevalgt varamedlem fra 20. mars 2014. 3 - -
Arild Støren Frick Leder valgkomité fra 13. april 2015. 2 - -
Finn Haugan Medlem valgkomité. 4 - -
Hilde Myrberg Medlem valgkomité. 4 - -
Medlemmer før generalforsamlingen i april 2015:
Tom Røtjer Styremedlem fra 19. April 2012. Medlem av komp.utv. Fratrådt 18. april 2015. 25 7 0,0 %
Inge Sundet Ansattevalgt styremedlem fra 8. august 2012 til 18. april 2015. 12 15 0,0 %
Kjetil Kristiansen Leder valgkomité til 13. april 2015. 3 - -
Sum honorar 602 163 0,0 %

Retningslinjer og oppfyllelse av disse i 2016

Lederlønnspolitikken for 2016 fulgte de retningslinjer som var inkludert i årsberetningen for 2015, og som ble fremlagt for rådgivende avstemning på den ordinære generalforsamlingen i april 2016.

Retningslinjer for 2017

Styret har etablert retningslinjer for 2017 for avlønning av administrerende direktør og andre ledende ansatte. Retningslinjene vil bli behandlet på selskapets ordinære generalforsamling i 2017.

Ledende ansatte mottar en grunnlønn og kan delta i de samme generelle ordningene som gjelder for alle ansatte i selskapet vedrørende bonusprogram, pensjonsordninger og andre naturalytelser. Selskapet har en bonusordning for både ledende og andre ansatte. I spesielle tilfeller kan selskapet tilby særlige bonusordninger for å rekruttere personell, inkludert kompensasjon for opptjent bonus hos tidligere arbeidsgiver.

Bonusordringer for ledende ansatte er nærmere beskrevet i eget avsnitt i selskapets årsberetning. Anslått opptjent bonus for 2016 under de ulike bonusordningene, inkludert treårig insentivplan, er inkludert i bonuskolonnen i tabellen over.

Justeringer av grunnlønn til administrerende direktør fastsettes av styret. Justeringer i grunnlønn for øvrige ledende ansatte fastsettes av administrerende direktør innenfor ramme for lønnsoppgjør fastsatt av styret. 

Det er opp til styre å bestemme hvorvidt bonuser skal utbetales basert på tidligere års prestasjoner. Bonus for 2016 vil bli utbetalt i april 2017.

Det er etablert en låneordning for selskapets ansatte som innebærer at alle faste ansatte kan låne opptil 30 prosent av brutto årslønn til skattemessig normrente. Långiver er én utvalgt bank, og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Selskapets samlede kausjon for ansattelån var i 2016 USD 1,3 millioner. Tilsvarende tall for 2015 var USD 1,6 millioner. Selskapet betaler differansen mellom markedsrente og den til enhver tid gjeldende skattemessige normrente. Selskapet tar sikkerhet for kausjonen i form av tilleggsavtale med den ansatte som gir selskapet motregningsrett i feriepenger og lønn i oppsigelsesperiode. Banken administrerer ordningen og krever inn rentebetalinger/avdrag og foretar misligholdsoppfølging. Selskapet betaler en lav årlig administrasjonsavgift for dette arbeidet. Denne ordningen ble avsluttet for nye medlemmer i forbindelse med oppkjøpet av BP Norge AS slik at ingen nye lån har blitt tatt opp siden 1. desember 2016. Eksisterende lån følger allerede inngåtte betalingsplaner og ansatte har ingen mulighet til refinansiering.

Note 10: Revisors godtgjørelse

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Honorar for lovpålagte revisjonstjenester - KPMG 788 568 718 568
Honorar for revisjonsrelaterte tjenester - KPMG 80 294 80 294
Sum godtgjørelse til revisor 868 862 798 862

Note 11: Finansposter

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Renteinntekter 5 795 3 098 5 516 3 098
         
Realisert gevinst på derivater 3 138 2 679 3 138 2 679
Avkastning på finansielle plasseringer - 39 - 39
Verdiendringer derivater 35 991 18 250 35 991 18 250
Valutagevinst 3 742 44 416 24 939 44 416
Sum annen finansinntekt 42 871 65 385 64 068 65 385
         
Rentekostnader 160 808 127 620 168 084 127 620
Kapitaliserte renter utbyggingsprosjekter -96 562 -62 326 -96 562 -62 326
Amortiserte lånekostnader 17 915 17 480 17 915 17 480
Sum rentekostnader 82 161 82 774 89 438 82 774
         
Realisert tap på derivater 7 675 51 584 7 675 51 584
Verdiendringer derivater - 62 739 - 62 739
Kalkulatorisk rente fjerningsforpliktelse 47 977 26 351 33 473 26 351
Annen finanskostnad* 7 864 6 39 953 6
Sum annen finanskostnad 63 515 140 679 81 101 140 679
         
Sum netto finansposter -97 011 -154 971 -100 955 -154 971

* Morselskapstallene inkluderer konsernkontinuitetsjusteringen som beskrevet i note 3 i tillegg til andre justeringer på aksjeverdien til BP Norge AS.

Konsernet endret presentasjon av kalkulatorisk rente fjerningsforpliktelse i 2016. Denne er nå inkludert i regnskapslinjen annen finanskostnad, men ble i tidligere perioder inkludert i rentekostnader. Sammenligningstall er omarbeidet tilsvarende.

Raten (vektet gjennomsnittsrente) som er benyttet for å fastsette andelen av lånekostnad til kapitalisering for 2016 er 6,33 prosent. Tilsvarende tall for 2015 var 6,0 prosent. 

Note 12: Skatt

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av årets skatteinntekt (-) / skattekostnad (+) (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Årets betalbare skatt/leterefusjon -131 488 49 776 -130 663 49 776
Endringer i betalbar skatt knyttet til tidligere år -2 747 -11 580 -1 519 -11 580
Årets skatteinntekt (-) / kostnad (+) -134 235 38 196 -132 182 38 196
         
Endring utsatt skatt knyttet til tidligere perioder 15 100 6 921 5 226 6 921
Endring utsatt skatt 374 617 153 927 211 830 153 927
Utsatt skatteinntekt (-) / kostnad (+) 389 717 160 849 217 055 160 849
Netto skatteinntekt (-) / kostnad (+) 255 482 199 045 84 874 199 045
Effektiv skattesats i % 88% -175 % 71% -175 %


Konsern Morselskap
Spesifikasjon av årets skatteinntekt (-)/kostnad (+) (USD 1 000) Skattesats 2016 2015 2016 2015
           
25 %/27 % selskapsskatt av resultat før skatt 25% 72 613 -30 674 29 961 -30 674
53% / 51% særskatt av resultat før skatt 53% 153 940 -57 940 63 518 -57 940
Skatteeffekt av friinntekt 53% -103 313 -93 513 -99 890 -93 513
Endring i skattesats * -2 888 265 -2 888 265
Permanente forskjeller - nedskrivning av goodwill 78% 62 053 332 631 62 053 332 631
Omregningsdifferanse monetære poster i NOK 78% 2 163 -59 857 -594 -59 857
Omregningsdifferanse monetære poster i USD 78% 55 692 -243 175 51 381 -243 175
Skatteeffekt av finansposter og andre 25% / 27% 53% -21 335 185 202 -19 729 185 202
Revaluering av skatteverdier** 78% 28 901 164 348 -9 730 164 348
Utnyttelse av ervervet fremførbart underskudd*** - -5 524 - -5 524
Andre elementer (andre permanente forskjeller og endringer knyttet til tidligere år) 78% 7 656 7 282 10 791 7 282
Sum årets skatteinntekt(-) / kostnad(+) 255 482 199 045 84 874 199 045

* Skattesatsen for alminnelig selskapsskatt ble endret fra 25 prosent til 24 prosent fra 1. januar 2017. Satsen for særskatt ble samtidig endret fra 53 prosent til 54 prosent.

** Skattebalanser er i NOK og konverteres til USD til periodens sluttkurs. Når NOK svekkes mot USD, øker skatteraten, ettersom det blir mindre gjenværende skattemessige avskrivninger målt i USD.

*** For oppkjøpet av Svenska Petroleum Exploration AS ble ervervet fremførbart underskudd bokført til dets forholdsmessige andel av virkelig verdi. Beløpet USD 5 524 tusen representerer forskjellen mellom virkelig verdi og nominell verdi.

I henhold til lovbestemte krav, skal beregningen av betalbar skatt utarbeides i NOK. Dette kan påvirke skatteraten når funksjonell valuta er forskjellig fra NOK.

Revalueringen av betalbar skatt er presentert som valutagevinst/tap i resultatregnskapet, mens revaluering av skattebalanser knyttet til utsatt skatt presenteres som skattekostnad.


Skatteeffekten av midlertidige forskjeller og fremførbare underskudd Konsern Morselskap
(USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Varige driftsmidler -1 775 189 -1 138 666 -1 775 189 -1 138 666
Balanseførte letekostnader -308 303 -236 191 -308 303 -236 191
Andre immaterielle eiendeler -932 700 -368 911 -932 700 -396 804
Fjernings- og nedstengingsforpliktelser 1 674 332 330 193 1 674 332 330 193
Finansielle instrumenter 9 776 7 637 9 776 7 637
Andre avsetninger 157 183 -18 251 157 183 -18 251
Underskudd til fremføring 24% / 25% 9 542 23 786 9 542 7 696
Underskudd til fremføring 54% / 53% 119 815 44 289 119 815 -
Sum utsatt skatt (-) / utsatt skattefordel (+) -1 045 542 -1 356 114 -1 045 542 -1 444 386

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av endring i utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel(+) (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Utsatt skatt/utsatt skattefordel 1.1 -1 356 114 -1 286 357 -1 444 386 -1 286 357
Endring utsatt skatt -374 617 -153 927 -211 830 -153 927
Reklassifisering av fremførbart underskudd -238 866 - 84 368
Utsatt skatt relatert til oppkjøp* 942 611 91 151 535 893 2 879
Endringer for tidligere perioder -18 555 -6 921 -9 587 -6 921
Utsatt skatt relatert til OCI og egenkapital -1 -59 -1 -59
Sum utsatt skatt (-)/utsatt skattefordel (+) -1 045 542 -1 356 114 -1 045 542 -1 444 386

* Utsatt skattefordel fra BP Norge AS har blitt nettoført mot utsatt skatteforpliktelse i Aker BP da virksomheten i BP Norge AS ble overført til Aker BP i løpet at fjerde kvartal 2016.


Konsern Morselskap
Spesifikasjon av endring i skattefordring (+)/betalbar skatt (-) (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Skattefordring/betalbar skatt 1.1 126 391 -189 098 108 393 -189 098
Årets skatt i resultatregnskapet 131 488 -49 776 130 663 -49 776
Skattefordring/gjeld relatert til oppkjøp 255 873 108 047 -71 071 90 049
Betalt skatt/skatterefusjon -211 525 232 956 -123 102 232 956
Endringer relatert til tidligere år -1 681 11 580 -1 545 11 580
Revaluering av betalbar skatt 7 430 12 682 3 444 12 682
Sum skatt til gode (+)/betalbar skatt (-) 307 977 126 391 46 783 108 393
Skattefordring 400 638 126 391 139 443 108 393
Betalbar skatt -92 661 - -92 661 -

Note 13: Resultat per aksje

Resultat per aksje er beregnet som forholdet mellom årets resultat som tilfaller aksjeeierne i morselskapet som var på USD 35 millioner (USD -312,7 millioner i 2015) og vektet gjennomsnittlig utestående ordinære aksjer gjennom regnskapsåret, som var på 236,6 millioner (202,6 millioner i 2015). Det er ingen opsjoner eller konvertible obligasjoner i selskapet. Dette betyr at det ikke er noen forskjell mellom resultat per aksje og utvannet resultat per aksje.

Konsern
(USD 1 000) 2016 2015
     
Årets resultat som tilfaller innehavere av ordinære aksjer i morselskapet 34 971 -312 652
     
     
Gjennomsnittlig antall ordinære aksjer gjennom året (i tusen) 236 583 202 619
     
     
Resultat per aksje i USD 0.15 -1.54

Note 14: Varige driftsmidler og immaterielle eiendeler

VARIGE DRIFTSMIDLER - KONSERN*
2016 - Konsern (USD 1 000) Anlegg under
utbygging
Produksjons
anlegg inkl.
brønner
Inventar, kontor
maskiner o.l.
Sum
         
Balanseført verdi 31.12.2015 1 493 795 1 470 881 14 758 2 979 434
Anskaffelseskost 31.12.2015 1 505 779 2 514 487 35 506 4 055 772
Oppkjøp av BP Norge AS - 921 081 - 921 081
Tilgang 752 795 177 144 12 603 942 542
Avgang - . 4 001 4 001
Reklassifisering** -1 349 900 1 337 853 12 028 -19
Anskaffelseskost 31.12.2016 908 674 4 950 566 56 137 5 915 377
Akkumulert av- og nedskrivninger 31.12. 2015 11 984 1 043 606 20 748 1 076 338
Avskrivning - 411 400 6 491 417 891
Nedskrivning -10 418 -6 191 - -16 609
Avgang/reklassifisering avskrivninger - -156 -3 882 -4 038
Akkumulert av- og nedskrivninger 31.12.2016 1 566 1 448 659 23 357 1 473 582
Balanseført verdi 31.12.2016 907 108 3 501 908 32 779 4 441 796
2015 - Konsern (USD 1 000) Anlegg under
utbygging
Produksjons
anlegg inkl.
brønner
Inventar, kontor
maskiner o.l.
Sum
         
Anskaffelseskost 31.12.2014 1 324 556 1 856 371 35 684 3 216 612
Tilgang 743 328 77 933 -178 821 084
Reklassifisering -562 106 580 182 - 18 077
Anskaffelseskost 31.12.2015 1 505 779 2 514 487 35 506 4 055 772
Avgang/reklassifisering avskrivninger 31.12.2015 11 984 1 043 606 20 748 1 076 338
Balanseført verdi 31.12.2015 1 493 795 1 470 881 14 758 2 979 434

* Varige driftsmidler er i oversikten ovenfor ikke splittet mellom mor- og konsernselskap fordi sluttbalansen er identisk som følge av overføring av aktivitet fra BP Norge AS til Aker BP ASA som fant sted 1. desember 2016, som beskrevet i note 3.

** Reklassifisering er hovedsakelig relatert til Ivar Aasen som gikk over i produksjonsfasen i fjerde kvartal 2016.

Aktiverte leteutgifter er reklassifisert til "anlegg under utbygging" når feltet går inn i utbyggingsfasen. Dersom utviklingsplaner i ettertid blir vurdert på ny, vil tilhørende kostnader fremdeles være inkludert i “anlegg under utbygging” og blir ikke reklassifisert til “aktiverte leteutgifter”. Felt under utbygging reklassifiseres til "produksjonsanlegg" ved produksjonsstart. Produksjonsanlegg, inklusive brønner, avskrives etter produksjonsenhetsmetoden. Inventar, kontormaskiner o.l. avskrives lineært over levetiden, eks. 3-5 år. Fjernings- og nedstengningskostnad inngår som en del av kostpris på produksjonsanlegg og anlegg under utbygging.

Se note 15 for informasjon vedrørende nedskrivinger.

IMMATERIELLE EIENDELER - KONSERN*
Andre immaterielle eiendeler
2016 - Konsern (USD 1 000) Lisenser o.l. Software Sum Aktiverte
leterbrønner
Goodwill
           
Balanseført verdi 31.12.2015 646 487 1 543 648 030 289 980 767 571
           
Anskaffelseskost 31.12.2015 789 316 9 149 798 465 289 980 1 561 880
Oppkjøp av BP Norge AS 759 962 - 759 962 - 1 158 954
Tilgang* 25 519 -1 383 24 137 157 337 -
Avgang/kostnadsførte tørre brønner - 265 265 51 669 -
Reklassifisering 406 - 406 -388
Anskaffelseskost 31.12.2016 1 575 203 7 501 1 582 705 395 260 2 720 835
Akkumulert av- og nedskrivninger 31.12. 2015 142 829 7 606 150 435 - 794 309
Avskrivning 91 254 -118 91 136 - -
Nedskrivning 8 429 - 8 429 - 79 555
Avgang/reklassifisering avskrivninger 157 -265 -108 - -
Akkumulert av- og nedskrivninger 31.12.2016 242 670 7 223 249 892 - 873 864
           
Balanseført verdi 31.12.2016 1 332 534 279 1 332 813 395 260 1 846 971

Andre immaterielle eiendeler
2015 - Konsern (USD 1 000) Lisenser o.l. Software Sum Aktiverte
leterbrønner
Goodwill
           
Akkumulert av- og nedskrivninger 31.12.2014 712 237 9 064 721 301 291 619 1 556 498
Avskrivning 73 185 85 73 269 32 014 5 412
Avgang/kostnadsførte tørre brønner - - - 11 682 -
Reklassifisering 3 895 - 3 895 -21 971 -
Anskaffelseskost 31.12.2015 789 316 9 149 798 465 289 980 1 561 880
Avgang/reklassifisering avskrivninger 31.12.15 142 829 7 606 150 435 - 794 309
Balanseført verdi 31.12.2015 646 487 1 543 648 030 289 980 767 571

* Immaterielle eiendeler er i oversikten ovenfor ikke splittet mellom mor- og konsernselskap fordi sluttbalansen er identisk som følge av overføring av aktivitet fra BP Norge AS til Aker BP ASA som fant sted 1. desember 2016, som beskrevet i note 3.

Pantsikkerhet for lånet er alle lisenser (produserende og under utvikling), forsikringspoliser, varelager (såkalt "floating charge") samt utestående kundefordringer.

Software avskrives lineært over levetiden (tre år). Lisenser relatert til felt i produksjon avskrives etter produksjonsenhetsmetoden

Konsern Morselskap
Avskrivninger i resultatregnskapet (USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
         
Avskrivning av varige driftsmidler 417 891 405 869 404 740 405 869
Avskrivning av immaterielle eiendeler 91 136 75 090 91 136 75 090
Sum avskrivninger i resultatregnskapet 509 027 480 959 495 876 480 959
         
Nedskrivninger i resultatregnskapet (USD 1 000)
         
Nedskrivning/reversering (-) av varige driftsmidler -16 609 3 092 -16 609 3 092
Nedskrivning/reversering (-) av immaterielle eiendeler 8 429 2 832 8 429 2 832
Nedskrivning av goodwill 79 555 424 544 79 555 424 544
Sum nedskrivninger i resultatregnskapet 71 375 430 468 71 375 430 468

Se note 15 for informasjon angående nedskrivninger.

Note 15: Nedskrivninger

Nedskrivningstester

Nedskrivningstester gjennomføres på individuelle KGE, når nedskrivningsindikatorer identifiseres. Per 31. desember 2016 har det vært en nedgang i langsiktige prisforutsetinger sammenlignet med 31. desember 2015, hvilket anses som en nedskrivningsindikator. To typer nedskrivningstester har blitt gjennomført:

  • Nedskrivningstest for varige driftsmidler og tilhørende immaterielle eiendeler, utenom goodwill
  • Nedskrivningstest for goodwill

Når balanseført verdi av en eiendel eller en KGE overstiger gjenvinnbart beløp, gjennomføres nedskrivning. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av eiendelens virkelige verdi fratrukket kostnader ved å selge, og eiendelens bruksverdi. Nedskrivningstesting av eiendeler og goodwill som ikke kommer fra oppkjøpet av BP Norge AS er basert på bruksverdi, i samsvar med nedskrivningstestene gjort i første til tredje kvartal 2016. For eiendeler og goodwill regnskapsført i forbindelse med oppkjøpet av BP Norge AS er nedskrivningstesten basert på virkelig verdi. I vurdering av både virkelig verdi og bruksverdi benyttes forventede framtidige kontantstrømmer, neddiskontert til netto nåverdi ved bruk av en diskonteringsrente etter skatt som reflekterer markedsbasert tidsverdi av penger, samt risiko spesifikk for eiendelen. Diskonteringsrenten er utledet fra et vektet kapitalavkastningskrav (WACC) for markedsaktører. Framtidige kontantstrømmer projiseres ut fra estimert levetid på feltene. Denne kan overstige fem år. Dersom ikke noe annet er beskrevet, er de samme forutsetningene lagt til grunn for både virkelig verdi og bruksverdi.

For produserende lisenser og lisenser i utbyggingsfase er gjenvinnbart beløp beregnet ved å neddiskontere fremtidige kontantstrømmer etter skatt. Nedenfor følger en oversikt av de sentrale forutsetningene som er benyttet ved nedskrivningstestene per 31. desember 2016.

Olje- og gasspriser

Framtidig prisnivå er en nøkkelforutsetning i analysen, og har vesentlig effekt på netto nåverdi. Forventet prisnivå er basert på ledelsens estimater og observerbare markedsdata. Informasjon om markedsprisene i nær framtid kan innhentes i markedet for fremtidige kontrakter. På lang sikt er informasjon om framtidige priser mindre pålitelige, ettersom det er færre observerbare markedstransaksjoner. I nedskrivningstesten er derfor oljeprisen basert på forwardkurven for perioden fra 2017 til utgangen av 2019. Fra 2020 er prisforutsetningen basert på ledelsens langsiktige prisforutsetninger.

Nominell oljepris basert på forwardkurven i nedskrivningstesten er som følger:

ÅR USD/BOE
   
2017 58,5
2018 58,5
2019 58,0
Fra 2020 (i reelle priser) - virkelig verdi* 65,0
Fra 2020 (i reelle priser) - bruksverdi 75,0

* I henhold til vilkårene i IAS 36, som definert av IFRS 13 definisjon av virkelig verdi, reflekterer langsiktig oljeprisestimat forventningen til en markedsaktør på vurderingstidspunktet gitt gjeldende markedsforhold.

Olje og gass reserver

Framtidige kontantstrømmer blir fastsatt på grunnlag av produksjonsprofilen sett i forhold til antatt påviste og sannsynlige gjenværende reserver. Gjenvinnbart beløp er sensitivt for endringer i reservene. For ytterligere informasjon vedrørende reserver, se note 1 avsnitt 1.3 som omhandler sentrale regnskapsprinsipper, estimater og forutsetninger.

Diskonteringsrente

Diskonteringsrenten er basert på selskapets vektede kapitalavkastningskrav (WACC). Benyttet kapitalstruktur i WACCen er utledet fra kapitalstrukturen i sammenlignbare selskaper og andre markedsaktører med en optimal struktur. Egenkapitalkostnaden er basert på forventet avkastningskrav for selskapets investorer. Gjeldskostnaden er basert på rentebærende gjeld spesifikk for overtatte eiendeler. Betafaktorene evalueres årlig på grunnlag av offisielt tilgjengelige markedsdata om identifiserte sammenlignbare selskaper.

Basert på det ovennevnte er nominell diskonteringsrente etter skatt satt til 7,5 prosent, som er en endring fra 8,5 prosent fra tidligere kvartal i 2016.

Valutakurser

Aker BP sin funksjonelle valuta er USD. I tråd med metodikken som er benyttet på fremtidige oljepriser er forwardperioden for valutakurser fra 2017 til og med 2019. Selskapets langsiktige valutakursforutsetninger benyttes fra 2020 og utover. Dette resulterer i at følgende USD/NOK kurser benyttes i nedskrivningstestene ved årsslutt 2016:

ÅR USD/NOK
   
2017 8.59
2018 8.53
2019 8.46
Fra 2020 7.50

Inflasjon

Den langsiktige inflasjonsraten antas å være 2,5 prosent.

Nedskrivningstest av eiendeler utenom goodwill

Nedskrivningstester for eiendeler unntatt goodwill ble gjennomført før den årlige nedskrivningstesten på goodwill. Hvis disse eiendelene anses å være gjenstand for verdifall, vil eiendelen nedskrives før nedskrivningstesten gjennomføres for goodwill. Bokført verdi av eiendelene er summen av varige driftsmidler og immaterielle eiendeler på verdsettelsesdatoen.

Fra kjøpsprisallokeringen i forbindelse med oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS i 2014 ble enkelte letelisenser tillagt verdi. I løpet av 2016 har selskapet konkludert med å avslutte aktivitetene for noen av disse letelisensene og gjenstående regnskapsmessige verdier ble derfor nedskrevet. Videre ble fjerningsestimatene for flere felt redusert i 2016. Enkelte av disse feltene var tidligere nedskrevet til null, og reduksjonen i fjerningseiendelen fikk dermed en umiddelbar effekt i resultatregnskapet i form av reversert nedskrivning. Effekten av reduserte fjerningsestimater motvirkes av reduserte priser og andre endringer i forutsetninger fra tidligere nedskrivningstester. Nedskrivningen fra 2015 på Gina Krog har blitt reversert i 2016, hovedsakelig som følge av økte priser i forwardperioden.

Nedenfor følger en oversikt over nedskrivningene og bokført verdi på KGE som har vært gjenstand for nedskrivning eller reversert nedskrivning ved årsslutt 2016:

Nedskrivning / reversering (-)
KGE (USD 1 000) Immateriell Varige Gjenvinnbart beløp /
bokført verdi
Gina Krog - -10 418 127 411
KGE-er uten gjenvinnbart beløp 8 429 -6 191 -
Sum 8 429 -16 609 127 411

Nedskrivningstest goodwill

For nedskrivningsformål er goodwill ervervet ved virksomhetssammenslutninger før nedskrivninger ved årsslutt 2016 allokert slik:

Goodwill allokering (USD 1 000)
Gjenværende teknisk goodwill fra oppkjøp av Marathon Oil Norge AS per 1. januar 2016 431 320
Teknisk goodwill fra oppkjøpet av BP Norge AS 944 903
Ordinær goodwill 505 768
Gjenværende teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger 42 399

Teknisk goodwill er allokert til hver enkelt KGE som grunnlag for nedskrivningstester. Ordinær goodwill er allokert til en gruppe KGE-er som inkluderer både ervervede felt og eksisterende Aker BP felt, ettersom dette hovedsakelig relaterer seg til skatte- og organisasjonsmessige synergier og potensialet til å utnytte synergieffekter i en portefølje bestående av både kjøpte og eksisterende felt på norsk kontinentalsokkel. Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger er hovedsakelig allokert til Johan Sverdrup (USD 23 millioner) og Ivar Aasen (USD 8 millioner). Teknisk goodwill fra tidligere virksomhetssammenslutninger allokert til andre lisenser anses ikke vesentlig sett i forhold til samlet bokført verdi på goodwill.

Nedskrivningstest ordinær goodwill

Som nevnt ovenfor, er ordinær goodwill allokert på tvers av alle KGE-er i nedskrivningstesten. Samlet gjenvinnbart beløp overstiger bokført verdi med betydelig margin. Således gjennomføres ingen nedskrivning av ordinær goodwill.

Nedskrivningstest på teknisk goodwill fra oppkjøpet av Marathon Oil Norge AS og BP Norge AS

Bokført verdi av KGE-ene består av bokført verdi av oljefeltene tillagt tilhørende teknisk goodwill. I gjennomført nedskrivningstest, er bokført verdi justert med gjenværende andel av utsatt skatt som goodwill oppsto fra, for å unngå umiddelbar nedskrivning av all teknisk goodwill.

Bokført verdi av KGE-ene med nedskrivning av teknisk goodwill i 2016 er kalkulert som følger:

(USD 1 000)
Balanseført verdi av oljefelt og varige driftsmidler 3 232 433
+ Teknisk goodwill 1 216 550
- Utsatt skatt knyttet til teknisk goodwill -1 860 547
Netto bokført verdi av goodwill før nedskrivninger 2 588 437

Nedskrivningen er forskjellen mellom gjenvinnbart beløp og bokført verdi.

(USD 1 000) Ula/Tambar Valhall/Hod Alvheim*
Netto bokført verdi som spesifisert ovenfor 264 960 1 112 465 1 211 012
Gjenvinnbart beløp (inkludert "tax amortization benefit") 235 551 1 090 508 1 182 823
Nedskrivning 2016 29 409 21 957 28 189

* Alvheim KGE ble nedskrevet i første kvartal 2016 basert på forutsetningene beskrevet i første kvartalsrapport 2016.

Som gjengitt i tabellen overfor, reduserer utsatt skatt (fra overtakelsestidspunktet) netto balanseført verdi før nedskrivninger. Når utsatt skatt fra opprinnelig innregning reduseres, ble mer goodwill eksponert for nedskrivninger. Dette kan medføre fremtidige nedskrivninger selv om andre forutsetninger holdes konstant. I 2016 er hovedårsaken til nedskrivningen reduksjon i langsiktige prisforutsetninger, samt en overordnet oppdatering av andre relevante forutsetninger.

Sensitivitetsanalyse

Tabellen nedenfor viser hvordan nedskrivingen av goodwill allokert til KGE-ene Ula/Tambar, Valhall/Hod og Alvheim ville blitt påvirket av endringer i de forskjellige forutsetningene, forutsatt at øvrige forutsetninger forblir konstante.

Endring i goodwillnedskrivning etter
Forutsetning (USD 1 000) Endring økning i forutsetning reduksjon i forutsetning
Olje- og gasspris +/- 20% -51 366 407 227
Produksjonsprofil (reserver) +/- 5% -51 366 103 151
Diskonteringsrente +/- 1% point 60 010 -25 170
Valutakurs USD/NOK +/- 1.0 NOK -51 366 92 536
Inflasjon +/- 1,0% point -39 489 83 553

Nedskrivningstest i 2015

På samme måte som i 2016, var nedskrivninger i 2015 hovedsakelig relatert til teknisk goodwill fra oppkjøp. Metodikk for nedskrivningstest var lik som i 2016, som beskrevet i denne noten.

Følgende forutsetninger ble lagt til grunn i 2015:

  • diskonteringsrente på 8,5 prosent nominelt etter skatt (WACC)
  • en langsiktig inflasjonsforventing på 2,5 prosent
  • en langsiktig forventning til valutakurs på NOK/USD 7,00 (forward kurven første fem år)
  • langsiktig oljepris på 85 USD/fat (forward kurven første fem år).

Oppsummering av nedskrivninger/reverseringer

Følgende nedskrivninger/reverseringer (-) er regnskapsført:

Konsern og morselskap
(USD 1 000) 2016 2015
Nedskrivning av andre immaterielle eiendeler/lisensrettigheter 8 429 2 832
Nedskrivning/reversering av varige driftsmidler -16 608 3 092
Nedskrivning av teknisk goodwill 79 555 424 544
Sum nedskrivninger 71 376 430 468

Note 16: Kundefordringer

Selskapets kunder er store og kredittverdige oljeselskaper. Kundefordringer består av fordringer relatert til salg av petroleum.

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Fordringer vedrørende salg av petroleum 170 000 85 546 170 000 85 546
Sum kundefordringer 170 000 85 546 170 000 85 546

Aldersfordelingen av kundefordringene per 31. desember for konsernet er som følger:


År (USD 1 000) Sum Ikke forfalt <30d 30-90d >90d
2015 85 546 84 453 764 - 329
2016 170 000 134 928 34 413 659 -

Note 17: Andre kortsiktige fordringer

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Forskuddsbetalinger 40 730 21 634 40 730 21 634
Tilgode merverdiavgift 7 913 6 121 7 913 5 429
Underløft av petroleum 70 003 3 696 70 003 3 696
Påløpt inntekt fra salg av petroleum 86 429 1 866 86 429 1 866
Andre fordringer, hovedsakelig fra lisenser 217 857 71 873 217 857 66 595
Sum andre kortsiktige fordringer 422 932 105 190 422 932 99 221

Note 18: Andre langsiktige fordringer

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Aksjer i Alvheim AS 10 10 10 10
Aksjer i Det norske oljeselskap AS 1 021 1 021 1 021 1 021
Aksjer i BP Norge AS - - 1 919 120 -
Aksjer i Det norske Exploration AS - - - 93 804
Aksjer i Det norske oil AS - - - 123 885
Aksjer i Sandvika Fjellstue AS 1 814 1 814 1 814 1 814
Investeringer i datterselskaper 2 845 2 845 1 921 965 220 534
Husleiedepositum 1 553 1 512 1 553 1 512
Andre langsiktige fordringer 8 496 8 272 8 496 8 272
Sum andre langsiktige fordringer 12 894 12 628 1 932 014 230 317

Alvheim AS, Det norske oljeselskap AS (tidligere Marathon Oil Norge AS) og Sandvika Fjellstue AS har blitt vurdert som uvesentlig for konsolideringsformål.

Oppkjøpet av BP Norge AS ble fullført 30. september 2016 og selskapet er konsolidert inn i grupperegnskapet som beskrevet i note 3. Det norske oil AS og Det norske exploration AS har blitt avviklet i løpet av andre kvartal 2016.

Note 19: Betalingsmidler

Betalingsmidler består av bankkonti samt kortsiktige plasseringer som utgjør deler av selskapets transaksjonslikviditet.

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av betalingsmidler
(USD 1 000)
31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Bankinnskudd 106 369 86 201 106 369 75 156
Bundne midler (skattetrekk) 8 917 4 398 8 917 4 143
Sum betalingsmidler 115 286 90 599 115 286 79 299
         
         
Ubenyttet trekkrettighet rullerende kredittfasilitet (se note 24) 550 000 550 000 550 000 550 000
Ubenyttet trekkrettighet reservebasert lånefasilitet (se note 24) 1 805 000 731 370 1 805 000 731 370

Note 20: Aksjekapital og aksjonærinformasjon

Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015
     
Aksjekapital 54 349 37 530
Antall aksjer (antall i 1 000) 337 737 202 619
Pålydende per aksje er NOK 1.00 1.00

Konsernet gjennomførte en rettet emisjon i tredje kvartal 2016, som økte antall utestående aksjer med 135,1 millioner til 337,7 millioner aksjer. De nye aksjene har en pålydende verdi på NOK 1 og en overkurs på NOK 126 per aksjer. Selskapet har kun én aksjeklasse og alle aksjer har lik stemmerett.


Oversikt over de 20 største aksjonærene registrert hos VPS per 31. desember 2016 Antall aksjer
(i 1 000)

Eierandel
     
AKER CAPITAL AS 135 098 40,00 %
BP GLOBAL INVESTMENTS LIMITED 101 309 30,00 %
FOLKETRYGDFONDET 15 271 4,52 %
STATE STREET BANK AND TRUST COMP 2 697 0,80 %
VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE (IV) 2 685 0,79 %
STATE STREET BANK AND TRUST COMP 1 925 0,57 %
VPF NORDEA KAPITAL 1 847 0,55 %
VPF NORDEA AVKASTNING 1 799 0,53 %
KLP AKSJENORGE 1 770 0,52 %
VERDIPAPIRFONDET ALFRED BERG GAMBA 1 688 0,50 %
STATE STREET BANK AND TRUST COMP 1 671 0,49 %
DANSKE INVEST NORSKE INSTIT. II. 1 561 0,46 %
DNB LIVSFORSIKRING ASA 1 405 0,42 %
JPMORGAN CHASE BANK, N.A., LONDON 1 381 0,41 %
VERDIPAPIRFONDET DNB NORGE SELEKTI 1 295 0,38 %
JPMORGAN CHASE BANK, N.A., LONDON 1 290 0,38 %
MORGAN STANLEY & CO. INTERNATIONAL 1 265 0,37 %
JPMORGAN CHASE BANK, N.A., LONDON 1 169 0,35 %
J.P. MORGAN BANK LUXEMBOURG S.A. 1 072 0,32 %
STATE STREET BANK AND TRUST COMP 1 065 0,32 %
OTHER 58 474 17,31 %
Sum 337 737 100 %

Note 21: Obligasjonslån

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
DETNOR021) 214 827 208 744 214 827 208 744
DETNOR032) 295 510 294 696 295 510 294 696
Sum obligasjoner 510 337 503 440 510 337 503 440

1) Obligasjonen er tatt opp i NOK, løper fra juli 2013 til juli 2020 og har en rente på 3 mnd. NIBOR +6,5 prosent. Hovedstolen forfaller i juli 2020 og det er kvartalsvis rentebetaling. Lånet er usikret. Selskapet har inngått rentebytteavtaler slik at lånet er i USD til betalingsvilkår LIBOR +6,81 prosent kvartalsvis.

I mai 2016 fikk selskapet aksept av obligasjonseierne i DETNOR02 om den samme tilleggspakken for lånevilkår (covenant) som for selskapets reservebaserte lånefasilitet ("RBL") og rullerende kredittfasilitet ("RCF"), som beskrevet i note 24. Som kompensasjon ble det avtalt at obligasjonseierne vil få tilbakebetalt 104 prosent av lånets hovedstol ved forfall i 2020.

I oktober 2016 fikk selskapet aksept for å fjerne utbytterestriksjonen, mot en gjeldsgradtest på 4,5x (netto rentebærendegjeld / EBITDAX). Videre har obligasjonseierne mottatt en salgsopsjon tilsvarende eventuelle utbyttebetalinger fra Aker BP til en salgspris på 107. Som kompensasjon vil DETNOR02 obligasjoner bli tilbakebetalt til 107 prosent av pålydende ved forfall i 2020, opp fra tidligere 104 prosent som følge av lånevilkårendringene beskrevet ovenfor.

2) Selskapet gjennomførte i mai 2015 en plassering av et nytt syvårig «PIK Toggle» subordinert obligasjonslån på USD 300 millioner med en fastrente på 10,25 prosent. Obligasjonen har en tilbakekjøpsopsjon fra år fire og inkluderer en mulighet til å utsette rentebetalinger. Lånet har ingen finansielle lånevilkår.

Note 22: Avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser

Konsern og morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015
Avsetning per 1.januar 423 325 489 051
Fjerningsforpliktelser fra oppkjøpet av BP Norge AS 1 680 206 -
Påløpte fjerningskostnader -12 237 -12 508
Kalkulatorisk rente - nåverdiberegning 47 977 26 351
Endring i estimat og påløpt forpliktelse på nye felt 17 650 -79 569
Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser 2 156 921 423 325
     
Fordeling mellom langsiktige og kortsiktige forpliktelser
Kortsiktige 75 981 10 520
Langsiktige 2 080 940 412 805
Sum avsetning for fjernings- og nedstengingsforpliktelser 2 156 921 423 325

Fjernings- og nedstengingsforpliktelser er i oversikten ovenfor ikke splittet mellom mor- og konsernselskap fordi sluttbalansen er identisk som følge av overføring av aktivitet fra BP Norge AS til Aker BP ASA som fant sted 1. desember 2016, som beskrevet i note 3. 

Hoveddelen av selskapets fjernings- og nedstengningsforpliktelser er knyttet til de produserende feltene. 

Avsetningen er basert på et konsept for gjennomføring av fjerning som er i tråd med Petroleumsloven og internasjonale lover og retningslinjer. Beregningene forutsetter en inflasjon på 2,5 prosent og en nominell diskonteringsrente før skatt på mellom 4,14 prosent og 6,35 prosent. 

Note 23: Derivater

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Urealisert gevinst på råvarederivater - 45 217 - 45 217
Sum kortsiktige derivater klassifisert som eiendeler - 45 217 - 45 217
Sum derivater klassifisert som eiendeler - 45 217 - 45 217
         
Urealisert tap på valutakontrakter 5 073 7 840 5 073 7 840
Urealisert tap på rentebytteavtaler 30 586 54 172 30 586 54 172
Langsiktige derivater klassifisert som forpliktelser 35 659 62 012 35 659 62 012
Urealisert tap på valutakontrakter 3 868 13 506 3 868 13 506
Urealisert tap på råvarederivater 1 181 - 1 181 -
Kortsiktige derivater klassifisert som forpliktelser 5 049 13 506 5 049 13 506
Sum derivater klassifisert som forpliktelser 40 708 75 518 40 708 75 518

Selskapet har benyttet ulike sikringsinstrumenter. Råvarederivater er benyttet for å sikre risikoen for en oljeprisnedgang. Selskapet benytter rentebytteavtaler for å sikre sin renteeksponering, inkludert en valuta- og rentebytteavtale (cross currency interest rate swap). Valutaterminer er benyttet for å veksle om USD til utenlandsk valuta, hovedsakelig NOK, EUR og GBP, for å sikre kostnader i disse valutaene. Per i dag blir alle derivatene regnskapsført til markedsverdi med endringer i virkelig verdi over resultatet. I resultatregnskapet er endring i verdi av råvarederviater klassifisert som annen inntekt, mens endring i andre derivater er klassifisert under finansposter.

Note 24: Annen rentebærende gjeld

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Reservebasert lånefasilitet 2 030 209 2 118 935 2 030 209 2 118 935
Sum annen rentebærende gjeld 2 030 209 2 118 935 2 030 209 2 118 935

RBL fasiliteten ble etablert i oktober 2014 og er en syvårig sikret lånefasilitet på USD 3 milliarder og inkluderer i tillegg en ikke-bindende trekkrettighet på USD 1 milliard. Fasiliteten ble i forbindelse med oppkjøpet av BP Norge AS økt til USD 4 milliarder og inkluderer i tillegg en ikke-bindende trekkrettighet på USD 1 milliard.

Renten er fra 1 - 6 mnd. LIBOR pluss en margin på 2,75 prosent. Det betales en utnyttelsesprovisjon på 0,5 prosent. I tillegg betales en rammeprovisjon på 1,1 prosent av ubenyttet kreditt. 

Tilgjengelig opptrekksbeløp for andre halvår 2016 ble justert til USD 2,9 milliarder (opp fra NOK 2,8 milliarder i første halvår 2016). Etter at tidligere BP Norge eiendeler ble inkludert i RBL-fasiliteten og den halvårlige redetermineringsprosessen i desember 2016, ble tilgjengelig opptrekksbeløp endret til USD 3,9 millioner per 31. desember 2016. 

RCF på USD 550 millioner ble ferdigstilt med en gruppe banker i juni 2015. Lånet har en løpetid på fire år fra 2015 med en 1+1 års forlengelsesopsjon gitt enighet fra långiverne. Lånet har en margin på 4 prosent, som vil øke med 0,5 prosent årlig etter tre, fire og fem år, samt en margin på benyttet kreditt på 1,5 prosent. I tillegg påløper det en beredskapsprovisjon på 2,0 prosent på ubenyttet kreditt. Denne fasiliteten har ikke blitt benyttet per 31. desember 2016.

I april 2016 fikk selskapet bankkonsortiets aksept for en endring av lånevilkårene og som følger av dette er lånevilkårene i selskapets RBL og RCF oppdatert som følger; gjeldsgrad skal være maksimalt 6 i kvartalene som starter fra 30. juni 2016 og slutter 31. desember 2017, deretter maksimalt 5,5 mellom 31. mars 2018 til og med 31. desember 2018, deretter maksimalt 6 mellom 31. mars 2019 til og med 31. desember 2019 og deretter maksimalt 3,5. Rentedekningsgrad skal være minimum 2 i kvartalene som starter fra 30. juni 2016 og slutter 30. september 2017, deretter minimum 2,3 fra 31. desember 2017 til og med 30. september 2018, deretter minimum 2 fra og med 31. desember 2018 til og med 31. desember 2019 og deretter minimum 3,5.

Selskapet ferdigstilte i oktober 2016 en prosess med bankkonsortiet for å få endret enkelte bestemmelser i RBL og RCF, inkludert fjerning av utbytterestriksjoner, betinget en gjeldsgradstest på 4,5x (netto rentebærende gjeld / EBITDAX). 

Pantsikkerhet for lånet er alle lisenser (produserende og under utvikling), forsikringspoliser, varelager (såkalt "floating charge") samt utestående fordringer.

Note 25: Annen kortsiktig gjeld

Konsern Morselskap
Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Kortsiktig gjeld relatert til "overcall" i lisenser 81 686 33 444 81 686 31 212
Annen kortsiktig gjeld fra lisenser 360 222 184 010 360 222 177 643
Meruttak av petroleum 20 000 17 088 20 000 17 088
Virkelig verdi av kontrakter knyttet til oppkjøpet av Marathon Oil / BP Norge AS* 36 199 12 009 36 199 12 009
Annen kortsiktig gjeld** 85 737 64 125 1 743 662 61 120
Sum annen kortsiktig gjeld 583 844 310 675 2 241 770 299 072

* De negative kontraktsverdiene er relatert til en riggkontrakter inngått av Marathon Oil Norge AS og BP Norge AS, som var forskjellig fra dagens markedsvilkår på oppkjøpstidspunktet. Den virkelige verdien ble basert på forskjellen mellom markedspris og kontraktspris. Balansen ble delt mellom kortsiktig og langsiktig gjeld basert på kontantstrømmer i kontrakten, og amortiseres over kontraktens levetid.

**Annen kortsiktig gjeld inkluderer ubetalt lønn og feriepenger, avsetning for mulig tap på kontrakter og påløpte renter. For morselskapet består annen kortsiktig gjeld også av en selgerkreditt gitt fra BP Norge AS.

Note 26:  Leieavtaler, finansieringsforpliktelser, garantier og betingede forpliktelser

Selskapet har inngått operasjonelle leieavtaler knyttet til riggkontrakter og andre lisensrelaterte leieikontrakter, kontorlokaler og IT-tjenester. De fleste leieavtalene har en opsjon om forlengelse. Leieavtalene inneholder ikke restriksjoner på selskapets utbyttepolitikk eller finansiering.

Leieforpliktelser knyttet til eierskap i lisenser:

Riggkontrakter

Selskapet har en leieavtale fram til juli 2016 om leie av Transocean Winner, som nå borer i Alvheimområdet. Selskapet har inngått en ny leieavtale for Transocean Artic, for boring i Alvheimområdet, fra desember 2016 til august 2017. Lisenspartnerne har godkjent boreplanene for riggen som strekker seg over hele leieperioden og derfor presenteres kun Aker BP sin andel av forpliktelsene.

På vegne av partnerne i Ivar Aasen inngikk selskapet i 2013 en avtale med Maersk Drilling om leveranse av en oppjekkbar rigg til utbyggingsprosjektet på Ivar Aasen. Riggen bruke til å bore produksjonsbrønner på Ivar Aasen-feltet. Kontraktsperioden er på fem år, med opsjon for inntil syv år.

På vegne av partnerne i Valhall har selskapet inngått en avtale om leveranse av Maersk Invincible i mai 2017. Riggen skal brukes til fjerningsaktiviteter (P&A) på Valhallområdet. Kontraktsperioden er på fem år, med opsjon for inntil to år.

Andre lisensrelaterte leiekostnader

Selskapet har også inngått leieavtaler for standby- og forsyningsfartøyer som benyttes på Aker BP opererte lisenser. Selskapet har også andre opersjonelle leieforpliktelser knyttet til sin eierandel i partneropererte felter.

Leiekostnader knyttet til riggkontrakter og fartøykontraker er inkludert i resultatregnskapet som følger:

Konsern Morselskap
(USD 1 000*) 2016 2015 2016 2015
Leiebetalinger 139 724 156 551 136 707 156 551
Sum 139 724 156 551 136 707 156 551

Minimum fremtidige leieforpliktelser for rigg og annen operasjonell leieavtaler er som følger:


Konsern Morselskap
(USD 1 000)* 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Innen ett år 132 298 116 777 132 298 116 777
Ett til fem år 360 555 175 953 360 555 175 953
Etter fem år 73 684 - 73 684 -
Sum 566 538 292 729 566 538 292 729

* Alle tall representerer Aker BP sin eierandel siden riggkostnad er fullt ut allokert til lisensene for den forventede boreperioden.

Andre kontraktuelle forpliktelser

Selskapet har fremtidige forpliktelser på USD 520 millioner i partneropererte lisenser (USD 824 millioner i 2015). Videre har selskapet fremtidig forpliktelser (utenom eieforpliktelser) for det større Alvheimområdet på rundt USD 27 millioner per årsslutt 2016. Tilsvarende beløp ved årsslutt 2015 var USD 146 millioner. På vegne av partnerne i Valhallområdet har selskapet inngått forpliktelser på tilsammen USD 9 millioner. Disse beløpene er ikke inkludert i noen tabeller.

Aker BP har inngått avtaler om transport av petroleumsprodukter og andre forpliktelser i forbindelse med operasjoner på offshore installasjoner på USD 597 millioner

Leieforpliktelser - leie av kontorlokaler og IT-tjenester

Kostnader i forbindelse med ikke-kansellerbar leie av kontorlokaler og IT-tjenester er inkludert i resultatregnskapet som følger:

Konsern Morselskap
(USD 1 000) 2016 2015 2016 2015
Leiebetalinger 16 261 12 835 15 644 12 835
Innbetalinger på fremleieavtalers -100 -391 -100 -391
Sum 16 161 12 444 15 545 12 444

Minimum fremtidig forpliktelser i forbindelse med leie av kontorlokaler og IT-tjenester er som følger:


Konsern Morselskap
(USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Innen ett år 50 210 4 757 50 210 4 757
Ett til fem år 42 329 11 550 42 329 11 550
Etter fem år 12 173 6 299 12 173 6 299
Sum 104 712 22 606 104 712 22 606

Selskapet har inngått en ny leieavtale for kontorlokaler i Oslo som utløper i 2027. Den gamle leieavtalen utløpte i 2016. Selskapet har to leieavtaler i Trondheim (begge vil være utløpt innen 2020) og én i Harstad (utløper i 2020). Selskapet har også inngått en ny leieavtale for kontorbygg i Stavaner som utløper i 2023. Den gamle avtalen utløpte i 2016. Som et resultat av oppkjøpet av BP Norge AS har selskapet overtatt ytterligere leieavtaler for kontorer i Stavanger som løper til 2021.

Erstatningsansvar/forsikring

Som andre rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel har selskapet et ubegrenset ansvar for skadeforvoldelse, inkludert forurensing. Selskapet har forsikret sitt pro rataansvar på norsk sokkel på linje med øvrige oljeselskaper. Anleggene og ansvaret er dekket av en driftsforsikringspolise

Garantier

Selskapet hadde etablert en låneordning som innebar at de fast ansatte kunne låne inntil 30 prosent av brutto årslønn til skattemessig normrente. Selskapet betaler differansen mellom markedsrente og den til enhver tid gjeldende skattemessige normrente. Långiver er én utvalgt bank, og selskapet kausjonerer for de ansattes lån. Selskapets samlede kausjon for ansatte er USD 1,3 millioner per 31. desember 2016. Tilsvarende beløp for 2015 var USD 1,6 millioner.

Garantier har også blitt stilt i forbindelse med etablering av kredittfasiliteter.

Usikre forpliktelser

Selskapet vil gjennom sin virksomhet være involvert i tvister, inkludert skattetvister. Potensielle skattekrav relatert til tidligere skattepliktig inntekt i kjøpte selskaper, kan kreves refundert av selger. Selskapet gjør avsetninger i regnskapet for sannsynlige forpliktelser basert på selskapets beste estimater og i tråd med IAS 37 og IAS 12. Ledelsen er av den oppfatning at ingen av tvistene vil føre til betydelige forpliktelser for selskapet.

Note 27: Transaksjoner med nærstående parter

Transaksjoner med nærstående parter

Ved utgangen av 2016 er Aker (Aker Capital AS) og BP Global Investments Limited de to største aksjonærene i Aker BP, med en eierandel på henholdsvis 40,00 and 30,00 prosent hver. Oversikt over de 20 største aksjonærene fremkommer i note 20.

Transaksjoner med nærstående parter gjennomføres etter armlengdeprinsippet.

Konsern Morselskap
Nærstående part (USD 1 000) Fordringer (+) / forpliktelser (-) 31.12.2016 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2015
Aker Engineering Leverandørgjeld - 26 - 26
Aker Solutions Leverandørgjeld -3 205 88 -3 205 88
Aker Subsea Solutions Leverandørgjeld - 279 - 279
Andre Aker Group selskaper Leverandørgjeld -35 - -35 -
BP Shipping Leverandørgjeld -458 - -458 -
BP Fuels and Lubricants Leverandørgjeld -67 - -67 -
Andre BP Group selskaper Leverandørgjeld -56 - -56 -
Frontica Advantage AS Leverandørgjeld -146 - -146 -
BP Oil International Ltd. Kundefordring 141 415 - 141 415 -
BP Gas Marketing Kundefordring 16 136 - 16 136 -
BP America Production Kundefordring 83 - 83 -
Andre BP Group selskaper Kundefordring 139 - 139 -

Konsern Morselskap
Nærstående part (USD 1 000) Inntekter (-) / kostnader (+) 2016 2015 2016 2015
Aker Achievements Annen personalkostnad 22 40 22 40
Aker ASA Software og styregodtgjørelse 230 640 230 640
Aker Business Services Utviklingskostnader - 952 - 952
Aker Engineering Utviklingskostnader - 137 - 137
Aker Geo (First Geo AS) Utforskningskostnader 758 619 758 619
Aker Kværner Andre driftskostnader 133 3 133 3
Aker Pharma Holdco Andre driftskostnader 101 148 101 148
Aker Solutions Utviklingskostnader 25 433 637 18 131 637
Aker Solutions Holding AS Andre driftskostnader 327 - 327 -
Aker Subsea Solutions Utviklingskostnader 835 22 919 835 22 919
AKOFS Offshore Operations AS Utviklingskostnader 334 - 334 -
BP Exploration Operating Co Andre driftskostnader 4 376 - 940 -
BP International Andre driftskostnader 9 990 - 2 -
BP Shipping Andre driftskostnader 916 - 458 -
BP EOC Andre driftskostnader 932 - 8 -
BP Gas Marketing Andre driftskostnader 294 - - -
BP Fuels and Lubricants Andre driftskostnader 81 - 26 -
BP Business Service Centre Andre driftskostnader 101 - 101 -
Andre BP Group selskaper Andre driftskostnader 347 - 1 -
BP Oil International Salg av olje og NGL -242 593 - -149 075 -
BP Gas Marketing Salg av gass -46 207 - -17 504 -
Fornebuporten Holding AS Andre driftskostnader 1 260 - 1 260 -
Fornebuporten Næring 3 AS Andre driftskostnader 454 - 454 -
Frontica Advantage AS Andre driftskostnader 752 - 752 -
Frontica Business Solutions AS Andre driftskostnader 435 - 435 -
Andre Aker selskaper Andre driftskostnader 105 - 105 -

Majoriteten av transaksjonene med BP konsernselskaper vist ovenfor gjelder midlertidige støttetjenester i forbindelse med oppkjøpet. Etter fullførelsen av fusjonen mellom BP Norge og Det norske den 30. september 2016, fortsatte BP konsernet og yte støttetjenester til Aker BP på områder som IT-systemer og infrastruktur, diverse ingeniørtjenester og salg og markedsføring av petroleumsprodukter.

Note 28: Finansielle instrumenter

Kapitalstruktur og egenkapital

Hovedformålet med selskapets styring av kapitalstrukturen er å maksimere avkastningen til eierne ved å sikre konkurransedyktige betingelser for både egen- og fremmedkapital.

Størrelsen på selskapets ressursbase har stor betydning for selskapets kapitaltilgang og lånebetingelser. Økningen i ressurser, rapporterte reserver av egenkapitalandel som følge av større oppkjøp de seneste årene har betydelig styrket selskapets evne til å oppnå gode betingelser og vilkår på fremmedkapital. Selskapet søker å optimalisere kapitalstrukturen ved å balansere avkastning til egenkapital mot selskapets likviditetsbehov.

Selskapet overvåker endringer i finansieringsbehov, risiko, eiendeler og kontantstrøm. Kapitalsammensetningen vurderes løpende. For å opprettholde ønsket kapitalstruktur vurderer selskapet flere typer instrumenter som å refinansiere gjeld, kjøpe eller utstede nye aksjer eller gjeldsinstrumenter, salg av eiendeler eller tilbakebetaling av kapital til eierne.

Kategorier av finansielle eiendeler og forpliktelser

Selskapet har følgende finansielle eiendeler og forpliktelser: finansielle eiendeler og forpliktelser til virkelig verdi over resultatet, utlån og fordringer, samt andre forpliktelser. De to sistnevnte er regnskapsført til amortisert kost, mens den første er regnskapsført til virkelig verdi.

Kategorier av finansielle eiendeler og forpliktelser - konsern og morselskap
31.12.2016 Finansielle eiendeler til
virkelig verdi
Øremerket ved
førstegangsinnregning
Lån og
fordringer
Finansielle forpliktelser til
virkelig verdi
Øremerket ved
førstegangsinnregning
Finansielle
forpliktelser
målt til
amortisert kost.
Sum
Eiendeler
Kundefordringer - 170 000 - - - 170 000
Andre kortsiktige fordringer 1) - 382 202 - - - 382 202
Betalingsmidler - 115 286 - - - 115 286
Sum finansielle eiendeler - 667 488 - - - 667 488
               
Forpliktelser
Derivater - - - 40 708 - 40 708
Leverandørgjeld - - - - 88 156 88 156
Obligasjonslån - - - - 510 337 510 337
Reservebasert lånefasilitet - - - - 2 030 209 2 030 209
Annen kortsiktig gjeld - - - - 622 893 622 893
Sum finansielle forpliktelser - - - 40 708 3 251 595 3 292 303

1) Forskuddsbetalinger er ikke inkludert i andre kortsiktige fordringer, da de ikke er å anse som finansielle instrumenter.


31.12.2015 Finansielle eiendeler til
virkelig verdi
Øremerket ved
førstegangsinnregning
Lån og
fordringer
Finansielle forpliktelser til
virkelig verdi
Øremerket ved
førstegangsinnregning
Finansielle
forpliktelser
målt til
amortisert kost.
Sum
Eiendeler
Andre kortsiktige finansielle eiendeler 2 907 - - - - 2 907
Kundefordringer - 85 546 - - - 85 546
Andre kortsiktige fordringer 1) - 83 556 - - - 83 556
Derivater 45 217 - - - - 45 217
Andre langsiktige fordringer - 12 628 - - - 12 628
Betalingsmidler - 90 599 - - - 90 599
Sum finansielle eiendeler 48 124 272 329 - - - 320 453
             
Forpliktelser
Derivater - - - 75 518 - 75 518
Leverandørgjeld - - - - 51 078 51 078
Obligasjonslån - - - - 503 440 503 440
Reservebasert lånefasilitet - - - - 2 118 935 2 118 935
Annen kortsiktig gjeld - - - - 319 735 319 735
Sum finansielle forpliktelser - - - 75 518 2 993 188 3 068 706

1) Forskuddsbetalinger er ikke inkludert i andre kortsiktige fordringer, da de ikke er å anse som finansielle instrumenter.

Finansiell risiko

Selskapet har finansiert virksomheten med en reservebasert lånefasilitet (se note 24) og to obligasjonslån (se note 21). I tillegg har selskapet finansielle instrumenter som kundefordringer, leverandørgjeld o.l. som er direkte knyttet til virksomhetens daglige drift. For sikringsformål har selskapet ulike sikringsinstrumenter, men sikringsbokføring blir ikke brukt. Råvarederivater blir brukt for å redusere risiko knyttet til reduksjon i oljepriser. Valutakontrakter og opsjoner blir brukt til å redusere valutarisiko relatert til kontantstrømmer. Selskapet anvender rentebytteavtaler i utenlandsk valuta og rentederivater som et ledd i å håndtere sin eksponering mot renteendringer.

De viktigste finansielle risiki selskapet er eksponert for er relatert til olje og gass pris, valuta, renter og kapitalbehov.

Selskapets risikostyring, herunder den finansielle risikostyring, skal sikre at risiko av betydning blir identifisert, analysert og håndtert på en systematisk og kostnadseffektiv måte. Etablerte styringsrutiner gir et godt grunnlag for rapportering og oppfølging av den risiko selskapet er eksponert for.

(i) Råvareprisrisiko

Inntekter i Aker BP kommer fra salg av petroleumsprodukter og inntektsstrømmene er derfor eksponert for endringer i olje- og gasspris. Som følge av nåværende ustabile markroforhold vil selskapet kontinuerlig vurdere muligheter for å inngå sikringskontrakter som en del av løpende risikostyring. I desember 2016 inngikk selskapet nye råveresikringskontrakter for 2017. Dette inkluderer salgsopsjoner med salgspris på USD 50 per fat for rundt 15 prosent av estimert oljeproduksjon i 2017, tilsvarende rundt 50 prosent av etter-skatt verdi. I 2016 hadde selskapet inngått salgsopsjoner med salgspris på USD 55 per fat for rundt 20 prosent av estimert 2016 produksjon fra tidligere Det norske oljeselskap (før oppkjøpet av BP Norge AS).

Tabellen under viser råvarederivatenes sensitivitet for potensielle endringer i fremtidig forwardpris for olje per 31. desember 2016, forutsatt at øvrige forutsetninger forblir konstante. Beregningen er basert kun på forwardkurven for 2017, siden selskapet ikke har sikret produksjon etter 2017. Effekten presentert nedenfor gjelder kun endring av virkelig verdi på råvarederivater og inkluderer ikke andre resultateffekter som følge av endringer i oljepriser.

(USD 1 000) Økning/reduksjon i oljepris 31.12.2016 31.12.2015
Effekt på resultat før skatt: +30% -6 613 -47 084
-30% 28 750 44 613

(ii) Valutarisiko

Selskapets inntekter fra salg av olje og gass er hovedsakelig i dollar (USD), euro (EUR) og pund (GBP), mens kostnadene i hovedsak er fordelt mellom NOK, USD, EUR og GBP. Salgsinntekter og kostnader i samme valuta reduserer noe av valutarisikoen. Valutaderivater kan benyttes til å redusere valutarisiko ytterligere.

Tabellen under viser resultateffekten av endringer i USD/NOK-kurs. Andre valutakurser er ikke inkludert siden denne eksponeringen anses som uvesentlig.

(USD 1 000) Endring i valutakurs 31.12.2016 31.12.2015
Effekt på resultat før skatt*: +10% -35 467 32 383
-10% 38 465 -35 715

* Sensitivitetene presentert over inkluderer effekten av valutaderivater.

Tabellen under viser selskapets eksponering mot NOK per 31. desember:


Eksponering relatert til (USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015
     
Fordringer, bankinnskudd, andre kortsiktige fordringer og plasseringer 867 226 192 536
Leverandørgjeld, betaltbar skatt og andre kortsiktige forpliktelser -604 001 -251 506
Obligasjonslån - -215 689
Nettoeksponering mot NOK 263 225 -274 658

Selskapet er også eksponert for endringer i andre valutakurser som GBP/USD og EUR/USD, men beløpene er ikke vesentlige.

(iii) Renterisiko

Selskapet er utsatt for renterisiko på låneopptak, samt ved plassering av likvide midler. Lån med flytende rente gir en renterisiko for selskapets fremtidige kontantstrømmer. Selskapet har per 31. desember 2016 en total låneforpliktelse på USD 2,5 milliarder, fordelt på to langsiktige obligasjonslån og en reservebasert kredittfasilitet. Tilsvarende forpliktelser per 31. desember 2015 var på USD 2,6 milliarder.

Vilkårene for selskapets lån er beskrevet i note 21 og 24. Renterisiko vedrørende de likvide midlene er relativt begrenset. Følgende tabell viser selskapets sensitivitet for potensielle endringer i rentenivået, som er rimelig sannsynlig:


Endring i rentenivå i basispunkter (USD 1 000) 31.12.2016 31.12.2015
       
Effekt på resultat før skatt: +100 points -9 844 -24 932
-100 points 9 089 24 864

For å beregne sensitivitet av renteendringer, er flytende rente blitt endret med + / - 100 basispunkter.

Tabellen viser effekten på resultatet i 2016 knyttet til endringer i forventet fremtidig rente. Slike endringer i forventet fremtidig rentenivå påvirker virkelig verdi av rentebytter på balansedagen. Den flytende renten mottatt i rentebytteavtaler er knyttet til en tilsvarende flytende rentebetaling for lånet/obligasjonen, og endringer i virkelig verdi på rentebytteavtaler har redusert renterisikoen med USD 16,6 millioner i følsomheten angitt i tabellen over.

(iv) Likviditetsrisiko / likviditetsstyring

Likviditetsrisiko er risikoen for at selskapet ikke vil være i stand til å betjene sine finansielle forpliktelser etterhvert som de forfaller.

Det utarbeides i tillegg løpende prognoser på kort (12 mnd.) og lang sikt (fem år) for å planlegge selskapets likviditetsbehov. Disse planene oppdateres fortløpende for ulike scenarioer og inngår som en del av det løpende beslutningsgrunnlaget for ledelsen og styret i selskapet.

Den overskytende likviditet er definert som en portefølje bestående av likvide midler utover midler plassert på ordinære driftsbankkonti og ubenyttede trekkrammer. Overskuddslikviditet inkluderer dermed høyrentekonti og finansielle plasseringer i banker, pengemarkedsinstrumenter og obligasjoner. For overskuddslikviditeten er kravet til lav likviditetsrisiko (dvs. risiko for realisering på kort varsel) generelt viktigere enn maksimal avkastning.

Selskapets mål for plassering og forvaltning av overskuddskapital er lav risikoprofil med god likviditet.

Selskapets overskuddslikviditet per 31. desember 2016 er hovedsakelig plassert i bank. Selskapet har en beholdning av betalingsmidler per 31. desember 2016 på USD 115 millioner (2015: USD 91 millioner). Salgsinntekter og kostnader følges opp på daglig basis med hensyn til styring av likviditetsrisiko.

Tabellen nedenfor viser en oversikt over forfallsstrukturen for selskapets finansielle forpliktelser, basert på udiskonterte kontraktuelle betalinger:

Kontraktsmessige kontantstrømmer
31.12.2016 Regnskapsført
verdi
Innen 1 år
year
1-2 år 2-5 år over 5 år Sum
Ikke-derivative finansielle forpliktelser:
Obligasjonslån 510 337 48 221 48 221 354 929 312 642 764 012
Reservebasert kredittfasilitet 2 030 209 108 072 108 072 2 400 949 - 2 617 093
Leverandørgjeld og andre forpliktelser 88 156 88 156 - - - 88 156
Derivative finansielle forpliktelser:
Derivater 40 708 5 052 3 699 31 956 - 40 708
Sum per 31.12.2016 2 669 410 249 501 159 992 2 787 834 312 642 3 509 969


Kontraktsmessige kontantstrømmer
31.12.2015 Regnskapsført
verdi
Innen 1 år
year
1-2 år 2-5 år over 5 år Sum
Ikke-derivative finansielle forpliktelser:
Obligasjonslån 503 440 47 886 47 841 355 056 343 819 794 602
Reservebasert kredittfasilitet 2 118 935 84 986 84 986 258 096 2 238 142 2 666 210
Leverandørgjeld og andre forpliktelser 51 078 51 078 - - - 51 078
Derivative finansielle forpliktelser:
Derivater 75 518 13 506 4 980 57 032 - 75 518
Sum per 31.12.2015 2 748 971 197 456 137 806 670 184 2 581 961 3 587 408

(v) Kredittrisiko

Risiko for at motparter ikke har økonomisk evne til å oppfylle sine forpliktelser anses som liten, da det historisk sett ikke har vært tap på fordringer. Selskapets kunder er store og kredittverdige oljeselskaper, og det har derfor ikke vært nødvendig å foreta avsetninger for tap på krav.

I forvaltningen av selskapets likvide midler prioriteres lav kredittrisiko. Likvide midler er hovedsakelig plassert i bankinnskudd som har lav kredittrisiko.

Maksimal kredittrisikoeksponering er representert ved balanseført verdi av de finansielle eiendelene i balansen. Selskapet anser sin maksimale risikoeksponering å være balansefør verdi av kundefordringer og andre kortsiktige fordringer og plasseringer, se note 16 og 17.

Fastsettelse av virkelig verdi

Virkelig verdi på valutaterminkontrakter er fastsatt ved bruk av valutakurser ved slutten av rapporteringsperioden. Virkelig verdi på rentebytteavtaler er fastsatt ved bruk av forventet flytende rente ved slutten av perioden. Virkelig verdi på derivater er fastsatt ved bruk av Brent forwardkurven ved slutten av rapporteringsperioden. Virkelig verdi er bekreftet av Bloomberg. Se note 23 for detaljert informasjon om derivatene.

Følgende av selskapets finansielle instrumenter er ikke verdsatt til virkelig verdi: kundefordringer, andre kortsiktige fordringer, andre langsiktige fordringer, kortsiktige lån og andre rentebærende forpliktelser.

Balanseført verdi av betalingsmidler og lån er tilnærmet lik virkelig verdi på grunn av at disse instrumentene har kort forfallstid. Tilsvarende er balanseført verdi av kundefordringer,andre fordringer, leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld tilnærmet lik virkelig verdi da de inngås til normale betingelser.

Obligasjonslånene fra september 2013 og mai 2015 er notert på Oslo Børs, og virkelig verdi fastsettes til børskurs per 31. desember 2016. Virkelig verdi av RBL-fasiliteten er antatt å være lik bokført verdi.

Under følger en sammenligning av balanseførte verdier og virkelig verdi for selskapets finansielle instrumenter, med unntak av de finansielle instrumentene der balanseført verdi er en rimelig tilnærming til virkelig verdi (for eksempel kundefordringer og leverandørgjeld, samt instrumenter regnskapsført til virkelig verdi).

31.12.2016 31.12.2015
Virkelig verdi på finansielle instrumenter (USD 1 000) Regnskapsført
verdi
Virkelig
verdi
Regnskapsført
verdi
Virkelig
verdi
Finansielle forpliktelser målt til amortisert kost:        
Obligasjonslån 510 337 584 400 503 440 484 139
Annen rentebærende gjeld 2 030 209 2 030 209 2 118 935 2 118 935
Sum finansielle forpliktelser 2 540 546 2 614 609 2 622 375 2 603 074

Virkelig verdihierarki:

Selskapet klassifiserer virkelig verdimålinger ved å bruke et virkelig verdihierarki som reflekterer signifikansen av den input som brukes i utarbeidelsen av målingene. Hierarkiet har følgende nivåer:

Nivå 1 - input er noterte priser (ujusterte) i aktive markeder for identiske eiendeler eller forpliktelser.
Nivå 2 - input er annet enn noterte priser inkludert i nivå 1 som er observerbare for eiendeler eller forpliktelser, enten direkte (dvs. som priser) eller indirekte (dvs. utledet fra priser).
Nivå 3 - input for eiendeler eller forpliktelser som ikke er basert på observerbare markedsdata (ikke-observerbar input).

Selskapet har ingen nivå 3 eiendeler eller forpliktelser.


31.12.2016
Finansielle instrumenter innregnet til virkelig verdi
(USD 1 000)
Level 1 Level 2 Level 3
Finansielle eiendeler eller forpliktelser målt til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet:
Derivater - 40 708 -


31.12.2015
Finansielle instrumenter innregnet til virkelig verdi (USD 1 000) Level 1 Level 2 Level 3
Finansielle eiendeler eller forpliktelser målt til virkelig verdi med verdiendringer over resultatet:
Derivater - 120 735 -
Markedsbaserte finansielle plasseringer 2 907 - -

I løpet av rapporteringsperioden er det ingen endringer i virkelig verdimåling som medfører overføringer mellom nivåene.

Note 29: Investering i felleskontrollerte driftsordninger

Selskapet har følgende investeringer i lisenser på norsk sokkel:
Opererte felt: 31.12.2016 31.12.2015 Ikke-opererte felt: 31.12.2016 31.12.2015
Alvheim 65,000 % 65,000 % Alta 10,000 % 10,000 %
Bøyla 65,000 % 65,000 % Enoch 2,000 % 2,000 %
Hod 37,000 % 0,000 % Gina Krog 3,300 % 3,300 %
Ivar Aasen Unit 34,786 % 34,786 % Johan Sverdrup**** 11,573 % 11,573 %
Jette Unit 70,000 % 70,000 % Jotun 7,000 % 7,000 %
Valhall 35,953 % 0,000 % Varg 5,000 % 5,000 %
Vilje 46,904 % 46,904 %
Volund 65,000 % 65,000 %
Tambar 55,000 % 0,000 %
Tambar Øst 46,200 % 0,000 %
Ula 80,000 % 0,000 %
Skarv 23,835 % 0,000 %

Utvinningstillatelser der Aker BP er operatør: Utvinningstillatelser der Aker BP er partner:
Lisens: 31.12.2016 31.12.2015 Lisens: 31.12.2016 31.12.2015
PL 001B 35,000% 35,000 % PL 006C*** 15,000 % 0,000 %
PL 006B*** 35,833 % 0,000 % PL 018D*** 13,338 % 0,000 %
PL 019*** 80,000 % 0,000 % PL 019C 30,000 % 30,000 %
PL 026B 90,260 % 62,130 % PL 019D* 0,000 % 30,000 %
PL 027D 100,000 % 100,000 % PL 026*** 30,000 % 0,000 %
PL 028B 35,000 % 35,000 % PL 029B 20,000 % 20,000 %
PL 033*** 37,500 % 0,000 % PL 035 50,000 % 50,000 %
PL 033B*** 37,500 % 0,000 % PL 035B* 0,000 % 40,000 %
PL 036C 65,000 % 65,000 % PL 035C 50,000 % 50,000 %
PL 036D 46,904 % 46,904 % PL 038 5,000 % 5,000 %
PL 065*** 55,000 % 0,000 % PL 038D*** 0,000 % 30,000 %
PL 088BS 65,000 % 65,000 % PL 038E* 0,000 % 5,000 %
PL 103B 70,000 % 70,000 % PL 048B* 0,000 % 10,000 %
PL 150 65,000 % 65,000 % PL 048D 10,000 % 10,000 %
PL 150B 65,000 % 65,000 % PL 102C 10,000 % 10,000 %
PL 169C 50,000 % 50,000 % PL 102D 10,000 % 10,000 %
PL 203 65,000 % 65,000 % PL 102F 10,000 % 10,000 %
PL 203B 65,000 % 65,000 % PL 102G 10,000 % 10,000 %
PL 212*** 30,000 % 0,000 % PL 265 20,000 % 20,000 %
PL 212B*** 30,000 % 0,000 % PL 272 50,000 % 50,000 %
PL 212E*** 30,000 % 0,000 % PL 362 0,000 % 40,000 %
PL 242 35,000 % 35,000 % PL 405*** 15,000 % 0,000 %
PL 261*** 50,000 % 0,000 % PL 438* 0,000 % 10,000 %
PL 262*** 30,000 % 0,000 % PL 457 40,000 % 40,000 %
PL 300*** 55,000 % 0,000 % PL 457BS 40,000 % 40,000 %
PL 340 65,000 % 65,000 % PL 492*** 60,000 % 40,000 %
PL 340 BS 65,000 % 65,000 % PL 502 22,222 % 22,222 %
PL 364*** 100,000 % 50,000 % PL 507*** 45,000 % 0,000 %
PL 407*** 50,000 % 0,000 % PL521* 0,000 % 25,000 %
PL 442*** 90,260 % 60,000 % PL 533 35,000 % 35,000 %
PL 460 100,000 % 100,000 % PL 550* 0,000 % 10,000 %
PL 494* 0,000 % 30,000 % PL 551* 0,000 % 20,000 %
PL 494B* 0,000 % 30,000 % PL 554 30,000 % 30,000 %
PL 494C* 0,000 % 30,000 % PL 554B 30,000 % 30,000 %
PL 504 47,593 % 47,593 % PL 554C 30,000 % 30,000 %
PL 539* 0,000 % 40,000 % PL 567* 0,000 % 40,000 %
PL 626 50,000 % 50,000 % PL583* 0,000 % 45,000 %
PL 659*** 35,000 % 20,000 % PL 574* 0,000 % 10,000 %
PL 663* 0,000 % 30,000 % PL 610*** 37,500 % 0,000 %
PL 677 60,000 % 60,000 % PL 613 20,000 % 20,000 %
PL 690* 0,000 % 30,000 % PL 627 20,000 % 20,000 %
PL 709* 0,000 % 40,000 % PL 627B 20,000 % 20,000 %
PL 715 40,000 % 40,000 % PL 650*** 25,000 % 0,000 %
PL 719** 20,000 % 0,000 % PL 653 30,000 % 30,000 %
PL 724 40,000 % 40,000 % PL 672*** 0,000 % 25,000 %
PL 724B 40,000 % 40,000 % PL 678S*** 0,000 % 25,000 %
PL 736S 65,000 % 65,000 % PL 681* 0,000 % 16,000 %
PL 748 30,000 % 30,000 % PL689 20,000 % 20,000 %
PL762*** 20,000 % 0,000 % PL 689B** 20,000 % 0,000 %
PL 777 40,000 % 40,000 % PL690* 0,000 % 30,000 %
PL 777B** 40,000 % 0,000 % PL 694 20,000 % 20,000 %
PL 784*** 40,000 % 0,000 % PL 721*** 20,000 % 0,000 %
PL 790 30,000 % 30,000 % PL722*** 20,000 % 10,000 %
PL 814** 40,000 % 0,000 % PL 730* 0,000 % 30,000 %
PL 818** 40,000 % 0,000 % PL 730B* 0,000 % 30,000 %
PL 821** 60,000 % 0,000 % PL 778 20,000 % 20,000 %
PL 822S** 60,000 % 0,000 % PL 782S*** 20,000 % 0,000 %
PL 839*** 23,835 % 0,000 % PL 782SB** 20,000 % 0,000 %
PL 843** 40,000 % 0,000 % PL797 25,000 % 25,000 %
PL 858** 40,000 % 0,000 % PL 804 30,000 % 30,000 %
Antall 53 37 PL 811** 20,000 % 0,000 %
PL 813** 3,300 % 0,000 %
PL 838*** 30,000 % 0,000 %
PL 842** 30,000 % 0,000 %
PL 844*** 30,000 % 0,000 %
PL 852** 20,000 % 0,000 %
PL 857** 40,000 % 0,000 %
Antall 48 49

* Tilbakeleverte lisenser eller Aker BP har trukket seg ut av lisensen.

** Tildeling i 23 lisensrunde kunngjort i mai 2016.

*** Andel ervervet/endret gjennom lisenstransaksjon.

**** I henhold til avgjørelse fra Olje- og energidepartementet.

Note 30 Klassifisering av reserver og betingede ressurser (urevidert)

Klassifisering av reserver og betingende ressurser

Aker BP ASAs reserver og betingede ressurser har blitt klassifisert i henhold til Society of Petroleum Engineer’s (SPE) "Petroleum Resources Management System". Dette systemet tilfredsstiller kravet fra Oslo Børs med hensyn til klassifisering og rapportering av reserver og betingede ressurser.

Figur 1 - SPEs klassifiseringssystem som brukes av Aker BP ASA

Figur 1 beskriver hovedprinsippene ved ressursklassifiseringssystemet.

Reserver, utbygde og ikke-utbygde

Aker BP ASA har en eierandel i  28 felt/prosjekter som inneholder reserver, se tabell 1 og tabell 2. Av disse feltene/prosjekter, er 13 klassifisert i underkategorien "I produksjon"/utbygde reserver, åtte er i underkategorien "Godkjent for utbygging"/ ikke utbygde reserver og syv er i underkategorien "Rettferdiggjort for utbygging"/ikke utbygde reserver. Merk at flere felt har reserver i mer enn én underkategori.

Tabell 1 - Aker BP felt - 'I produksjon'/utbygde reserver
Felt/prosjekt Andel Operatør Underkategori
Alvheim 65,00 % Aker BP I produksjon
Atla 10,00 % Total I produksjon
Bøyla 65,00 % Aker BP I produksjon
Hod 37,50 % Aker BP I produksjon
Ivar Aasen 34,79 % Aker BP I produksjon
Skarv 23,84 % Aker BP I produksjon
Tambar  55,00 % Aker BP I produksjon
Tambar Øst 46,20 % Aker BP I produksjon
Ula 80,00 % Aker BP I produksjon
Valhall 35,95 % Aker BP I produksjon
Vilje 46,90 % Aker BP I produksjon
Viper/Kobra 65,00 % Aker BP I produksjon
Volund 65,00 % Aker BP I produksjon

Tabell 2 - Aker BP felt - "Godkjent for utbygging"/ikke utbygd
Felt/prosjekt Andel Operatør Underkategori
Alvheim Boa Infill South65,00 %Aker BPGodkjent for utbygging
Alvheim Boa Infill North65,00 %Aker BPGodkjent for utbygging
Alvheim Kam Phase 365,00 %Aker BPGodkjent for utbygging
Gina Krog3,30 %StatoilGodkjent for utbygging
Hanz34,79 %Aker BPGodkjent for utbygging
Johan Sverdrup11,57 %StatoilGodkjent for utbygging
Valhall 7 IP Wells35,95 %Aker BPGodkjent for utbygging
Volund Infill65,00 %Aker BPGodkjent for utbygging
Oda15,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Snadd A-1H23,84 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Tambar Artificial Lift55,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Tambar Infill South55,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Ula Oda80,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Ula TAL effect80,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging
Ula Tambar IFS eff80,00 %Aker BPRettferdiggjort for utbygging

Sum netto påviste reserver (1P/P90) per 31. desember 2016 er estimert til 529 millioner fat olje-ekvivalenter. Sum netto påviste pluss sannsynlige reserver (2P/P50) er estimert til 711 millioner fat olje-ekvivalenter. Fordelingen mellom væske og gass, og mellom de forskjellige underkategoriene er gitt i tabellene 3, 4 og 5.

Endringer fra 2015 reserverapport er oppsummert i tabell 6. Hovedårsaken til økt nettoreserveestimat er oppkjøpet av BP Norge AS. Per 31. desember 2016 utgjør tidligere BP Norge AS felt omtrent 28 prosent av selskapets totale reserver.

Med unntak for oppkjøpene av tidligere BP Norge AS felt og Oda (15 prosent fra Tullow) er det kun små endringer i reserveestimatene i forhold til fjorårets rapportering. Produksjonsstart for Ivar Aasen og Viper/Kobra var i 2016 og disse har blitt reklassifisert fra "Godkjent for utbygging"/ikke utbygd til "I produksjon"/utbygde reserver. Videre ble det i desember 2016 besluttet å utbygge to infill brønner på Alvheim og disse har blitt reklassifisert som "Godkjent for utbygging".

Fremtidig oljeprisforutsetning for reservene gitt i tabell 3 er 60.6 USD/fat. En sensitivitet med en høyere oljepris på 75 USD/fat hadde bare mindre effekt på netto totale reserver til Aker BP med en økning i netto påviste reserver på to prosent sammenlignet med basisforutsetingen. Den høyere oljeprisen hadde ingen påvirkning på netto påviste sannsynlige reserver (2P/P50). Også et lavere prisscenario med en oljepris på 45 USD/fat har blitt testet. Dette ga kun marginalt lavere reserveestimater sammenlignet med anvende prisforutsetninger, hvor påviste reserver (1P/P90) og påviste sannsynlige reserver (2P/P50) reduseres med henholdsvis tre og to prosent hver.


Tabell 3 - Reserver per felt - i produksjon
Andel 1P / P90 (lavt estimat) 2P / P50 (beste estimat)
I produksjon
31.12.2016
% Bto. olje/kond.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Bto. olje/kond.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Alvheim 65,0 % 58,7 - 5,7 64,4 41,9 76,0 - 9,1 85,1 55,3
Vilje  46,9 % 14,3 - - 14,3 6,7 18,9 - - 18,9 8,9
Volund 65,0 % 6,1 - 0,1 6,3 4,1 12,7 - 1,0 13,7 8,9
Bøyla 65,0 % 7,5 - 0,3 7,8 5,1 12,7 - 0,6 13,3 8,7
Atla 10,0 % 0,4 - 0,2 0,6 0,1 0,4 - 0,3 0,8 0,1
Ula 80,0 % 24,8 1,2 - 26,0 20,8 47,7 2,4 - 50,1 40,1
Tambar 55,0 % 0,7 0,1 0,1 0,9 0,5 1,4 0,1 0,2 1,7 0,9
Tambar Øst 46,2 % 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Valhall 36,0 % 97,8 3,8 14,7 116,2 41,8 128,2 5,1 19,7 153,0 55,0
Hod 37,5 % 3,5 0,1 0,5 4,1 1,6 4,2 0,2 0,6 4,9 1,8
Skarv 23,8 % 28,0 31,7 119,4 179,0 42,7 45,2 32,8 147,7 225,6 53,8
Viper/Kobra 65,0 % 5,5 - 0,5 6,0 3,9 8,9 - 0,7 9,6 6,2
Ivar Aasen 34,8 % 106,3 7,7 20,8 134,8 46,9 144,4 10,1 27,1 181,6 63,2
Sum 215.9 302.9

Tabell 4 - Reserver per felt - godkjent for utbygging
Andel 1P / P90 (lavt estimat) 2P / P50 (beste estimat)
Godkjent for utbygging
31.12.2016

%
Bto. olje/kond.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Bto. olje/kond.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Johan Sverdrup 11,6 % 1 961.2 50,1 63,4 2 074.6 240,1 2 452.0 62,6 79,2 2 593.8 300,2
Hanz 35,0 % 11,7 0,6 1,6 14,0 4,9 14,4 0,8 2,3 17,5 6,1
Alvheim Phase 3 65,0 % - - 13,1 13,1 8,5 - - 21,1 21,1 13,7
Alvheim Boa IFS 65,0 % 2,9 - 0,9 3,8 2,5 4,9 - 1,3 6,2 4,0
Alvheim Boa IFN 65,0 % 3,1 - 1,4 4,5 2,9 4,6 - 2,0 6,6 4,3
Valhall 7 IP Wells 36,00 % 46,0 1,7 6,6 54,3 19,5 60,3 3,1 12,1 75,5 27,2
Volund Infill 65,0 % 8,9 - 0,9 9,8 6,4 13,5 1,2 14,7 9,6 -
Gina Krog 3,3 % 81,7 31,7 56,7 170,1 5,6 105,7 38,6 74,5 218,7 7,2
Total 290,4 372,3

Tabell 5 - Reserver per felt - rettferdiggjort for utbygging
Andel 1P / P90 (lavt estimat) 2P / P50 (beste estimat)
Rettferdiggjort for utbygging
31.12.2016

%
Bto. olje/kond.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Net oil equival.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Bto. NGL
Mtonn
Bto. gass
(Bto. m3)
Bto. olje ekviv.
(millioner fat)
Nto. olje ekviv.
(millioner fat)
Snadd A-1H 23,8 % 5,0 7,0 31,7 43,7 10,4 6,0 8,8 39,9 54,6 13,0
Ula TAL effect 80,0 % 0,9 0,0 - 0,9 0,8 1,9 0,1 - 2,0 1,6
Ula Oda effect 80,0 % 2,7 0,1 - 2,8 2,2 5,8 0,3 - 6,1 4,9
Ula Tambar IFS effect 80,0 % 0,3 0,0 - 0,4 0,3 2,5 0,1 - 2,6 2,1
Tambar Artifical Lift 55,0% 2,7 0,1 0,6 3,4 1,9 4,1 0,2 0,9 5,2 2,8
Tambar Infill South 55,0 % 3,6 0,2 1,0 4,8 2,7 6,0 0,3 1,6 7,9 4,3
Oda 15,0 % 28,3 - 1,7 30,0 4,5 45,2 - 2,9 48,1 7,2
Sum 22.7 35.9
                       
Sum reserver 31.12.2016 529.0 711.1
                       
Sum reserver 31.12.2015 373.9 498.2

Tabell 6 - Aggregerte reserver, produksjon, nye utbygginger og justeringer
Netto endring i reserver I produksjon Godkjent for utbygging Rettferdiggjort for utbygg. Sum
(mill. fat oljeekviv.) 1P/P90 2P/P50 1P/P90 2P/P50 1P/P90 2P/P50 1P/P90 2P/P50
                 
Balanse per 31.12.2015 56.4 84.4 317.5 413.8 - - 373.9 498.2
Produksjon -27.7 -27.7 - - - - -27.7 -27.7
Reklassifisering 56,4 76,6 -56.4 -76.6 - - - -
Revisjon av tidligere estimater 18,9 13,4 4,4 -0.4 - - 23,3 13,0
IOR - - 5,4 8,3 - - 5,4 8,3
Utvidelser og funn - - - - - - - -
Kjøp/salg 111,9 156,2 19,5 27,2 22,7 35,9 154,1 219,3
Balanse per 31.12.2016 215.9 302.9 290.4 372.3 22.7 35.9 529.0 711.1
Endring 159,5 218,5 -27-1 -41.5 22,7 35,9 155,2 212,9

Note 31: Hendelser etter balansedagen

Selskapet har ikke identifisert noen hendelser med vesentlig regnskapsmessig effekt som har oppstått mellom balansedagen og dato for denne rapporten.

Erklæring fra styret og administrerende direktør

I henhold til verdipapirhandelloven § 5-5 med tilhørende forskrifter bekreftes det at selskapets årsregnskap for 2016 etter vår beste overbevisning er utarbeidet i samsvar med IFRS som er fastsatt av EU, med krav til tilleggsopplysninger som følger av regnskapsloven. Opplysningene i regnskapet gir et rettvisende bilde av selskapets og konsernets gjeld, finansielle stilling og resultat som helhet.

Årsberetningen gir etter vår beste overbevisning en rettvisende oversikt over utviklingen, resultatet og stillingen til selskapet, sammen med en beskrivelse av de mest sentrale risiko- og usikkerhetsfaktorer selskapet står ovenfor. Videre bekrefter vi etter vår beste overbevisning at rapporten "Betaling til myndigheter", som er inkludert i en egen seksjon i denne årsrapporten, er utarbeidet i samsvar med kravene i verdipapirhandellovens §5-5a med tilhørende forskrift.

Alternative prestasjonsindikatorer

Aker BP viser alternative prestasjonsindikatorer i sin finansielle rapportering, som et supplement til den finansielle rapporteringen i henhold til IFRS. Aker BP mener at alternative prestasjonsindikatorer gir nyttig tilleggsinformasjon for ledelsen, investorer, analytikere og andre interessenter og gir en forbedret innsikt i den finansielle utviklingen i Aker BPs virksomhet, samt bedre sammenlignbarhet mellom regnskapsperioder.

Avskrivninger per fat er avskrivninger dividert med antall fat oljeekvivalenter produsert i tilsvarende periode

Utbytte per aksje (DPS) er utbytte betalt i perioden delt på antall aksjer utestående

Resultat per aksje( (EPS) er nettoresultat dividert på tidsveiet gjennomsnittlig antall aksjer i perioden

EBIT er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter og skat

EBITDA er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter, skatt, avskrivninger og amortiseringer og nedskrivninge

EBITDAX er forkortelse for resultat før renter og andre finansposter, skatt, avskrivninger og amortiseringer, nedskrivninger og letekostnade

Egenkapitalandel er total egenkapital dividert med totale eiendeler

Netto rentebærende gjeld er bokført verdi av kortsiktig og langsiktig rentebærende gjeld redusert med kontanter og kontantekvivalente

Produksjonskost per fat er produksjonskost dividert med antall fat oljeekvivalenter produsert i tilsvarende period

Uavhengig revisors beretning

Page 1 Page 2 Page 3 Page 4 Page 5