SDØE - Noter

Last ned utskriftsvennlig versjon

 
 

SDØEs deltakelse i Statoil Natural Gas LLC (SNG) i USA er med virkning fra 1.1.2009 vurdert som investering i tilknyttet selskap og bokføres 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. Kontantstrømmene fra SNG gjøres opp løpende på månedsbasis i forbindelse med kjøp og salg av LNG fra 2013.

I tillegg til SNG er aksjeposter i Norsea Gas AS og Norpipe Oil AS inkludert i tabellen under.
 

Alle tall i millioner kroner	2013	2012
IB finansielle anleggsmidler (justert andel)	1102	1746
Inntektsført årets resultat før nedskrivning	-709	692
Nedskrivning
Tilbakeført resultatandel i utbytte		-1336
UB Finansielle anleggsmidler	393	1102

 

Forpliktelsen 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 statsobligasjoner benyttes ekstrapolert rente avledet fra utenlandske renter. 

Estimatet for fjerningskostnader er oppjustert med 3,5 milliarder kroner som følge av endring i framtidige estimerte kostnader fra operatør og endring av tidspunkt for nedstenging og fjerning. Endringen inkluderer økte estimater for plugging og nedstengning av brønner og nedstenging av installasjoner. Fjerningsestimatene inkluderer driftskostnader for rigger og andre fartøy som er nødvendige for komplekse fjerningsoperasjoner. Høyere diskonteringsrente gir en reduksjon i forpliktelsen på 11,4 milliarder kroner.
 

Alle tall i millioner kroner	2013	2012
Forpliktelse per 1.1	58 207	57 906
Nye forpliktelser/Avgang	1 359	1 176
Faktisk fjerning	-655	-635
Endrede estimat	3 482	-3 179
Endrede diskonteringsrenter	-11 380	1 313
Rentekostnad	1 566	1 626
Forpliktelse per 31.12	52 580	58 207

 

Annen langsiktig gjeld består av:
•    gjeld i forbindelse med 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 1145 millioner kroner. Av dette kommer 138 millioner kroner til utbetaling i 2014 og 551 millioner skal betales de p��følgende fire år. Restbeløpet på 456 millioner kroner skal betales etter år 2018.  

Annen langsiktig gjeld er på 1 067 millioner kroner, av dette forfaller 699 millioner kroner til betaling etter 5 år fra balansedagen. 
 
 

Annen 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

 

Det 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 289 millioner kroner i eiendeler og 301 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2013. Tilsvarende tall ved utgangen av 2012 var 350 millioner kroner i eiendeler og 360 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av ikke børsnoterte instrumenter. Markedsverdien av innebygde derivater var knyttet til sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2013 utgjorde dette i tillegg 1 137 millioner kroner i eiendeler og 31 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2012 var 1 438 millioner kroner i eiendeler og 18 millioner kroner i forpliktelser. Netto urealisert tap for trading porteføljen er regnskapsført med 11,6 millioner kroner ved utgangen av 2013. 

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, tas finansielle instrumenter (derivater) i bruk kun i begrenset grad for å motvirke resultatsvingninger forårsaket av endringer i råvarepriser. 

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 2013 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. 

 

Alle tall i millioner kroner	Leieavtaler	Transportkapasitet- og øvrige forpliktelser
2014	6 086	1 381
2015	5 801	1 378
2016	5 605	1 342
2017	3 639	1 287
2018	3 351	1 231
Deretter	10 716	11 243

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 ni brønner med en forventet kostnad for SDØE på 840 millioner kroner, hvorav 570 millioner kroner forventes å påløpe i 2014. 

Selskapet har også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 14,3 milliarder kroner for 2014 og 16,2 milliarder kroner for senere perioder, totalt 30,5 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.  
 
 

SDØE 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.  
 

SDØE 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.  

 

Alle tall i millioner kroner	2013	2012
Egenkapital per. 1.1	155 085	152 029
Årets resultat	132 817	149 986
Kontantoverføring til staten	-124 825	-146 930
Poster ført direkte mot egenkapitalen	-219
Egenkapital per 31.12	162 858	155 085

Poster ført direkte mot egenkapitalen gjelder en egenkapitaljustering i forbindelse med endret metode ved omregning til norske kroner for verdsetting av varelagermargin for gasslager. Reverseringsbilag av FIFO per 31.12.2012 etter gammel metode som ville fått effekt i 2013 regnskapet er ført mot egenkapitalen. 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. 
 
 

Riksrevisjonen 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 internrevisjonsoppgaver. Deloitte avgir revisoruttalelse til styret i henhold til norske revisjonsstandarder. Honoraret til Deloitte er belastet regnskapet til Petoro AS. 

 

 

	2013		2012		2011		2010
Olje* mill fat, Gass mrd Sm3	olje	gass	olje	gass	olje	gass	olje	gass
Forventede reserver per 1.1	1458	821	1429	847	1397	817	1511	839
Korreksjoner av tidligere år**						-1	-2	-6
Endring av anslag	41	6	62	8	43	-3	-4	3
Utvidelser og funn	12	3	34	6	74	7	16	8
Forbedret utvinning	35	5	89	1	86	61	48	9
Kjøp av reserver
Salg av reserver					-10	-1
Produksjon	-151	-36	-157	-41	-161	-33	-172	-35
Forventede reserver pr. 31.12	1395	799	1458	821	1429	847	1397	817

*   Olje inkluderer NGL og kondensat
** Korreksjon i 2011 pga avstemming mot offisielle produksjonstall fra Oljedirektoratet

SDØE ble tilført 288 millioner fat o.e. i nye reserver i 2013. Det største bidraget kom fra Snøhvit grunnet endringer i anslag samt beslutning om langsiktig løsning på CO2-håndtering. Samtidig skjedde det nedjusteringer på enkelte felt som førte til en netto reserveøkning på 177 millioner fat o.e. 

Ved utgangen av 2013 bestod porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver av 6423 millioner fat o.e. Dette er 200 millioner fat o.e. lavere enn ved utgangen av 2012. Petoro rapporterer porteføljens forventede reserver i henhold til Oljedirektoratets klassifikasjonssystem med utgangspunkt i ressursklassene 1 – 3. 

Netto reserveerstatningsgrad for 2013 ble dermed 47 prosent, mot 67 prosent for 2012. Porteføljens gjennomsnittlige reserveerstatningsgrad siste tre år har vært 91 prosent. Tilsvarende for perioden 2010 - 2012 var 87 prosent.

 

<< Forrige side

Neste side>>​​