Årsrapport for SDØE og Petoro 2012
Innhold  | SDØE - NoterNote 11 - Investeringer i tilknyttet selskapSDØEs deltakelse i Statoil Natural Gas LLC (SNG) i USA er med virkning fra 1.1.2009 vurdert som investering i tilknyttet selskap og bokf��res etter egenkapitalmetoden. Investeringen ble ved anskaffelsestidspunkt i 2003 ført som en investering i immaterielle eiendeler til opprinnelig anskaffelseskost 798 millioner kroner. Aktiviteten er tidligere år vurdert som en felles kontrollert virksomhet og bokført etter bruttometoden. Selskapet har sitt forretningskontor i Stamford, USA og eies formelt med 56,5 prosent av Statoil Norsk LNG AS som reflekterer SDØEs eierinteresser under avsetningsinstruksen. Resterende 43,5 prosent eies av Statoil North America Inc. Som en følge av fusjonen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet i 2007, blir resultatet fordelt etter en skjevfordelingsmodell med 48,4 prosent til SDØE. Statoil konsoliderer sitt eierskap i SNG med øvrige aktiviteter i USA og benytter SNG som markedsføringsselskap for avsetning av gass i det amerikanske markedet. SDØE deltar i SNG under Avsetningsinstruksen i aktiviteter knyttet til avsetning av statens LNG fra Snøhvit. Det er ikke indikasjoner som krever ny nedskrivningstest. I løpet av 2012 er det tilbakeført akkumulert kontantstrøm per 30.9.12 til SDØE tilsvarende 1,3 milliarder kroner. I tillegg til SNG er aksjeposter i Norsea Gas AS og Norpipe Oil AS inkludert i tabellen under.
Note 12 - Nedstengning/fjerningForpliktelsen omfatter fremtidig nedstengning og fjerning av olje- og gassinstallasjoner. Norske myndighetskrav samt OSPAR- konvensjonen (The Convention for the Protection of the Marine Environment of the North-East Atlantic) legges til grunn ved fastsettelse av forpliktelsens omfang. Operatørens estimater blir lagt til grunn ved beregning av forpliktelsen. Det vil være knyttet stor usikkerhet til flere faktorer i fjerningsestimatet, inkludert forutsetninger for fjerning og estimeringsmetode, teknologi og fjerningstidspunkt. Fjerningstidspunkt antas i hovedsak å inntreffe ett til to år etter produksjonsslutt, se note 22. Rentekostnad på forpliktelsen klassifiseres som en finanskostnad i resultatregnskapet. Diskonteringsrenten er basert på rente på norske statsobligasjoner med tilnærmet samme forfall som fjerningsforpliktelsen. For forpliktelser utover lengste forfall på stats-obligasjoner benyttes ekstrapolert rente avledet fra utenlandske renter. Estimatet for fjerningskostnader er nedjustert med 3,2 milliarder kroner som følge av endring i framtidige estimerte kostnader fra operatør, endring av tidspunkt for nedstenging og endring i forventet prisstigning. Endringen inkluderer økte estimater for plugging og nedstengning av brønner og for nedstenging av installasjoner, som er motvirket av lavere forventet prisstigning. Fjerningsestimatene inkluderer driftskostnader for rigger og andre fartøy som er nødvendige for komplekse fjerningsoperasjoner. Lavere diskonteringsrente gir en økning i forpliktelsen på 1,3 milliarder kroner.
Note 13 - Annen langsiktig gjeldAnnen langsiktig gjeld består av: • gjeld i forbindelse finansiell leasing av tre LNG skip levert i 2006 • gjeld i forbindelse med endelig oppgjør av kommersielle arrangement ved overgang til selskapsbasert gassalg I 2006 ble det inngått tre finansielle leasingkontrakter ved leveringen av tre skip for transport av LNG fra Snøhvit. Avtalene har en varighet på 20 år, med opsjon på ytterligere 2 x 5 år. Fremtidige neddiskonterte minimumsbetalinger for finansiell leasing utgjør totalt 1140 millioner kroner. Av dette kommer 142 millioner kroner til utbetaling i 2013 og 567 millioner skal betales de påfølgende fire år. Restbeløpet på 431 millioner kroner skal betales etter år 2017. Annen langsiktig gjeld er på 942 millioner kroner, av dette forfaller 759 millioner kroner til betaling etter 5 år fra balansedagen. Note 14 - Annen kortsiktig gjeldAnnen kortsiktig gjeld som forfaller i løpet av 2013 omfatter i hovedsak: • avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader som lisensoperatørene har foretatt i avregningene per november • avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader for desember, justert for kontantinnkalling i desember • andre avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, som ikke er inkludert i avregningene fra operatørene • kortsiktig andel av langsiktig gjeld Note 15 - Finansielle instrumenter og risikostyringDet benyttes kun i begrenset grad avledede finansielle instrumenter (derivater) for å styre risiko i SDØE-porteføljen. Dette skyldes hovedsakelig at SDØE er eid av Den norske stat og derfor er en del av statens samlede risikostyring. SDØE har ikke rentebærende gjeld av betydning og selger all sin olje, NGL og kondensat til Statoil. Instrumentene som benyttes for å sikre fremtidig gassalg, er relatert til terminkontrakter og futures. Markedsverdi av de finansielle instrumentene var 350 millioner kroner i eiendeler og 360 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2012. Tilsvarende tall ved utgangen av 2011 var 1 701 millioner kroner i eiendeler og 548 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av ikke børsnoterte instrumenter. Markedsverdien av innebygde derivater var knyttet til sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2012 utgjorde dette i tillegg 1 438 kroner i eiendeler og 18 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2011 var 1 988 millioner kroner i eiendeler og 17 millioner kroner i forpliktelser. Urealisert gevinst for trading porteføljen er tilnærmet lik urealisert tap ved utgangen av 2012. Ut i fra en porteføljevurdering er det ikke gjort avsetning i regnskapet. Prisrisiko SDØE er eksponert for endringer i olje- og gasspriser i verdensmarkedet. Statoil kjøper all olje, NGL og kondensat fra SDØE til markedsbaserte priser. SDØEs inntekter fra salg av gass til sluttbruker reflekterer markedsverdi. Basert på arrangement knyttet til avsetningsinstruksen samt det forhold at SDØE inngår som del av statens samlede risikostyring, er det SDØEs strategi å ta i bruk finansielle instrumenter (derivater) for å motvirke resultatsvingninger forårsaket av endringer i råvarepriser kun i begrenset grad. Valutarisiko Den aller vesentligste del av selskapets inntekter fra salg av olje og gass faktureres i US dollar, euro eller britiske pund. Deler av driftskostnadene og investeringene faktureres også i tilsvarende valuta. Endringer i valutakurser vil ved konvertering til norske kroner få effekt på SDØEs resultat og balanse. SDØE gjennomfører ikke valutasikring på fremtidig salg av petroleum, og SDØEs eksponering i balansen per 31. desember 2012 er i stor grad knyttet til èn måneds utestående inntekt. Renterisiko SDØE er eksponert mot renterisiko primært gjennom finansielle leasingkontrakter. Selskapet har en økonomisk forpliktelse sammen med Statoil tilknyttet leasingkontrakter for LNG skip under Avsetningsinstruksen. SDØE har ingen annen rentebærende gjeld som er eksponert for endringer i rentenivået. Kredittrisiko SDØEs omsetning skjer mot et begrenset antall motparter hvorav all olje, NGL og kondensat selges til Statoil. Under avsetningsinstruksen kjøpes finansielle instrumenter for SDØEs virksomhet av motparter som vurderes å ha høy kredittverdighet. Finansielle instrumenter etableres bare med større banker eller kredittinstitusjoner innenfor forhåndsgodkjente eksponeringsnivåer. SDØEs kredittrisiko i løpende transaksjoner anses av den grunn å være begrenset. Likviditetsrisiko SDØE genererer en betydelig positiv kontantstrøm fra sine aktiviteter. Det er etablert interne retningslinjer knyttet til ordinær håndtering av likviditetsstrøm. Note 16 - Leieavtaler/kontraktsforpliktelser
Leieavtaler representerer driftsrelaterte kontraktsforpliktelser ved leie av rigger, forsyningsskip, produksjonsskip, helikoptre, standby båter, baser og lignende som oppgitt av den enkelte operatør. Beløpene representerer kanselleringskostnad. Transportkapasitet og øvrige forpliktelser er knyttet til gassalgsaktiviteten og består hovedsakelig av transport- og lagerforpliktelser i Storbritannia og på kontinentet, samt terminalkapasitetsforpliktelser knyttet til Cove Point terminalen i USA. På norsk sokkel er SDØEs eierandel i anlegg og rørledninger gjennomgående høyere eller på nivå med skipingsandelen. Det er således ikke beregnet forpliktelser i disse systemene. Andre forpliktelser I forbindelse med tildeling av utvinningstillatelser for leting og produksjon av petroleum kan deltakerne måtte forplikte seg til å bore et visst antall brønner. Ved årets slutt er selskapet forpliktet til å delta i 12 brønner med en forventet kostnad for SDØE på 1,2 milliard kroner, hvorav 829 millioner kroner forventes å påløpe i 2013. Selskapet har også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 11,4 milliarder kroner for 2013 og 7,6 milliarder kroner for senere perioder, totalt 19,0 milliarder kroner. Totalt for 2013 er SDØE gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til kommende års drift- og investeringskostnader. De nevnte forpliktelser for 2013 er inkludert i denne totalen. I forbindelse med avsetningen av SDØEs olje og gass har Statoil utstedt garantier til leverandører og eiere av transportnett, og i tilknytning til virksomheten i USA, Storbritannia og på kontinentet. Garantier i forbindelse med tradingvirksomhet er stilt som sikkerhet for manglende finansielt oppgjør. SDØE og Statoil leverer gass til kundene under felles gassalgsavtaler. SDØEs gassreserver vil bli trukket på i henhold til SDØEs andel av produksjonen fra de felt som til enhver tid blir valgt til å levere gassen. Note 17 - Andre forpliktelserSDØE kan bli påvirket av mulige rettssaker og tvister som deltaker i utvinningstillatelser, felt, rørledninger og landanlegg, og gjennom felles salg av gass sammen med Statoil. SDØE er involvert i pågående tvister knyttet til forhold i interessentskap hvor Petoro er rettighetshaver. Det er foretatt avsetning i regnskapet for forhold hvor det anses å være en sannsynlighetsovervekt for et negativt utfall for SDØE-porteføljen. Note 18 - Vesentlige estimaterSDØE regnskap avlegges i henhold til norsk regnskapslov og god regnskapsskikk som innebærer at ledelsen gjør vurderinger og utviser skjønn innenfor en rekke områder. Endringer i de underliggende forutsetninger vil kunne ha stor effekt på regnskapet. I forhold til SDØE-porteføljen er det antatt at vurderinger med hensyn til reserver, fjerning av installasjoner, undersøkelseskostnader og finansielle instrumenter vil kunne ha størst betydning. Utvinnbare reserver inkluderer volum av råolje, NGL (inkludert kondensat) og tørrgass som rapportert i ressursklasse 1-3 i henhold til Oljedirektoratets klassifikasjonssystem. Kun reserver hvor rettighetshavernes plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent i styringskomiteen og innsendt til myndighetene medregnes i porteføljens forventede reserver. Som grunnlag for avskrivninger legges en andel av feltets gjenværende reserver i produksjon til grunn (ressursklasse 1). Årlig beregnes det en andel for porteføljen for henholdsvis olje og gass som skal representere forholdet mellom lave reserver og basisreserver. Denne felles andelen benyttes for å kalkulere avskrivningsgrunnlaget for hvert felt. De nedjusterte basisreservene som danner grunnlag for avskrivningskostnadene har stor betydning for resultatet og justeringer i reservegrunnlaget kan medføre store endringer på SDØEs resultat. Utgifter til boring av letebrønner balanseføres midlertidig i påvente av vurdering av om det er gjort funn av olje- eller gassreserver. Vurderinger knyttet til hvorvidt disse kostnadene skal forbli balanseførte eller nedskrives i perioden vil påvirke periodens resultat. I SDØE-porteføljen er det gjort betydelige investeringer i varige driftsmidler. Ved hver regnskapsavleggelse testes disse for nedskriving dersom det er indikasjoner på verdifall. Vurderinger av hvorvidt en eiendel må nedskrives bygger i stor grad på skjønnsmessige vurderinger og forutsetninger om fremtiden. Det vises for øvrig til beskrivelse av selskapets regnskapsprinsipper, note 12 og note 15, som beskriver selskapets behandling av undersøkelseskostnader, usikkerhet med hensyn til fjerning, og finansielle instrumenter. Note 19 - Egenkapital
Egenkapital per. 1.1. inkluderer kapitalinnskudd på 9,1 milliarder kroner som ble betalt til Statoil 1. januar 1985 for deltakerandeler SDØE overtok av Statoil. Forøvrig inngår akkumulert resultat redusert for netto kontantoverføringer til staten. Note 20 - RevisorRiksrevisjonen er ekstern revisor for SDØE i henhold til Lov om Riksrevisjonen av 7. mai 2004. Riksrevisjonen utsteder et avsluttende revisjonsbrev vedrørende SDØE regnskap og budsjett som blir offentlig etter at Statsregnskapet er avlagt og når Riksrevisjonens årlige rapport, Dokument nr. 1, legges frem for Stortinget. I tillegg er Deloitte AS engasjert av styret i Petoro for å utføre finansiell revisjon av SDØE som en del av virksomhetens intern-revisjonsoppgaver. Deloitte avgir revisoruttalelse til styret i henhold til norske revisjonsstandarder. Honoraret til Deloitte er belastet regnskapet til Petoro AS. Note 21 - Forventede gjenværende olje- og gassreserver
* Olje inkluderer NGL og kondensat ** Korreksjon i 2011 på grunn av avstemming mot offisielle produksjonstall fra Oljedirektoratet SDØE ble tilført 290 millioner fat o.e. i nye reserver i 2012. Det største bidraget kom fra beslutningen om utbygging av Martin Linge feltet. Samtidig skjedde det justeringer på enkelte felt som førte til en netto reserveøkning på 278 millioner fat o.e. Ved utgangen av 2012 bestod porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver av 6 623 millioner fat o.e. Dette er 136 millioner fat o.e. lavere enn ved utgangen av 2011. Petoro rapporterer porteføljens forventede reserver i henhold til Oljedirektoratets klassifikasjonssystem med utgangspunkt i ressursklassene 1 – 3. Netto reserveerstatningsgrad for 2012 ble dermed 67 prosent, mot 160 prosent for 2011. Porteføljens gjennomsnittlige reserve-erstatningsgrad siste tre år har vært 86 prosent. Tilsvarende for perioden 2009 - 2011 var 49 prosent. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
