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. 

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. 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	2014	2013
IB finansielle anleggsmidler (justert andel)	393	1102
Inntektsført årets resultat før nedskrivning	-293	-709
Nedskrivning
UB Finansielle anleggsmidler	101	393

 

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 4,9 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. Lavere diskonteringsrente gir en økning i forpliktelsen på 19,2 milliarder kroner.
 

Alle tall i millioner kroner	2014	2013
Forpliktelse per 1.1	52 580	58 207
Nye forpliktelser/Avgang	130	1 359
Faktisk fjerning	-1 243	-655
Endrede estimat	4 853	3 482
Endrede diskonteringsrenter	19 247	-11 380
Rentekostnad	1 910	1 566
Forpliktelse per 31.12	77 520	52 580

 

Det er i 2014 påløpt 1 243 millioner kroner til nedstengning og fjerning som inngår i regnskap etter kontantprinsippet.  
 

Annen langsiktig gjeld i NGAAP 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 1438 millioner kroner. Av dette kommer 168 millioner kroner til utbetaling i 2015 og 674 millioner skal betales de påfølgende fire år. Restbeløpet på 428 millioner kroner skal betales etter år 2019.  

Annen langsiktig gjeld er på 1 044 millioner kroner, av dette forfaller 792 millioner kroner til betaling etter 5 år fra balansedagen. 

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

Annen kortsiktig gjeld i NGAAP som forfaller i løpet av 2015 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

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

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 1 959 millioner kroner i eiendeler og 404 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2014. Tilsvarende tall ved utgangen av 2013 var 289 millioner kroner i eiendeler og 301 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av ikke børsnoterte instrumenter. Markedsverdien av innebygde derivater var knyttet til sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2014 utgjorde dette i tillegg 1 089 millioner kroner i eiendeler. Tilsvarende tall i 2013 var 1 137 millioner kroner i eiendeler og 31 millioner kroner i forpliktelser. Det er etter NGAAP i 2014 ikke resultatført netto urealisert gevinst. I 2013 var netto urealisert tap for trading-porteføljen regnskapsført med 11,6 millioner kroner.
 
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 2014 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
2015	6 553	1 967
2016	6 286	1 829
2017	4 708	1 949
2018	4 115	1 828
2019	3 777	1 563
Deretter	9 660	12 303

 

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 åtte brønner med en forventet kostnad for SDØE på 948 millioner kroner, hvorav 763 millioner kroner forventes å påløpe i 2015. 

Selskapet har også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 11,8 milliarder kroner for 2015 og 15,5 milliarder kroner for senere perioder, totalt 27,3 milliarder kroner. Totalt for 2014 er SDØE gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til kommende års drifts- og investeringskostnader. De nevnte forpliktelser for 2014 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.  

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

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.  

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

SDØE-regnskapet 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.  

Ikke relevant ved kontantprinsippet.
 

Alle tall i millioner kroner	2014	2013
Egenkapital per. 1.1	162 858	155 085
Årets resultat	119 671	132 817
Kontantoverføring til staten	-111 068	-124 825
Poster ført direkte mot egenkapitalen		-219
Egenkapital per 31.12	171 461	162 858

Poster ført direkte mot egenkapitalen i 2013 gjelder en egenkapitaljustering i forbindelse med endret metode ved omregning til norske kroner for verdsetting av varelagermargin for gasslager. 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. 

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

SDØE er underlagt Bevilgningsreglementet samt Reglement og Bestemmelser om økonomistyring i 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.
 

 

	2014		2013		2012		2011
Olje* mill fat, Gass mrd Sm3	olje	gass	olje	gass	olje	gass	olje	gass
Forventede reserver per 1.1	1395	799	1458	821	1429	847	1397	817
Korreksjoner av tidligere år**								-1
Endring av anslag	68	1	41	6	62	8	43	-3
Utvidelser og funn	4	1	12	3	34	6	74	7
Forbedret utvinning	0	0	35	5	89	1	86	61
Kjøp av reserver
Salg av reserver							-10	-1
Produksjon	-148	-34	-151	-36	-157	-41	-161	-33
Forventede reserver pr. 31.12	1318	767	1395	799	1458	821	1429	847

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

Ved utgangen av 2014 var porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver 6 145 millioner fat o.e. Dette er 277 millioner fat o.e. lavere enn ved utgangen av 2013. 

Det har vært en netto reserveøkning på 88 millioner fat o.e. i 2014. Den lave reserveøkningen skyldes at det kun har vært få beslutninger om å investere i nye utbygginger og større modifikasjoner av eksisterende felt i SDØE-porteføljen i 2014.  Det meste av økningen skyldes en mer ensartet reserverapportering for nye brønner på felt operert av Statoil. Samtidig skjedde det nedjusteringer på enkelte felt. 

Det ble produsert 365 millioner fat o.e i 2014, dette gir en netto reserveerstatningsgrad for 2014 på 24 prosent. I 2013 var reserveerstatningsgraden 47 prosent for 2013.