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. 

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

Alle tall i millioner kroner	2015	2014
IB finansielle anleggsmidler	101	393
Årets andel av resultat i tilknyttet selskap	180	-293
UB Finansielle anleggsmidler	280	101

 

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 nedjustert med 7,4 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør og endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning. Endringen inkluderer 9,3 milliarder kroner i reduserte estimater for plugging og nedstengning av brønner og nedstengning av installasjoner samt avslutning av pågående fjerningsprosjekt. Fjerningsestimatene inkluderer driftskostnader for rigger og andre fartøy som er nødvendige for komplekse fjerningsoperasjoner. Noe lavere diskonteringsrente gir en økning i forpliktelsen på 1,6 milliarder kroner.

 

Det er i 2015 påløpt 1 355 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
• Gjeld i forbindelse med uopptjent inntekt i netto overskuddsavtaler.  For 2015 er det ført 4,8 milliarder kroner. 

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 1 357 millioner kroner. Av dette kommer 199 millioner kroner til utbetaling i 2016 og 799 millioner skal betales de påfølgende fire år. Restbeløpet på 359 millioner kroner skal betales etter år 2021.  

Øvrig langsiktig gjeld er på 1 202 millioner kroner, av dette forfaller 733 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 per desember, justert for kontantinnkalling i desember 
• andre avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, som ikke er inkludert i avregningene fra operatørene

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 primært olje, gass og våtgass til løpende priser. Instrumentene som benyttes for å styre prisrisiko ved salg til faste priser eller ved utsatt gassproduksjon, er relatert til terminkontrakter og futures. Markedsverdi av de finansielle instrumentene var 3 759 millioner kroner i eiendeler og 331 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2015. Tilsvarende tall ved utgangen av 2014 var 1 959 millioner kroner i eiendeler og 404 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av børsnoterte “futures” og ikke børsnoterte instrumenter. Markedsverdien av innebygde derivater var knyttet til sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2015 utgjorde dette i tillegg 410 millioner kroner i eiendeler og 507 millioner kroner i gjeld. Tilsvarende tall i 2014 var 1 089 millioner kroner i eiendeler. Det er etter NGAAP i 2015 ikke resultatført netto urealisert gevinst.

Prisrisiko
SDØE er eksponert for endringer i olje- og gasspriser i det globale markedet. Statoil kjøper all olje, NGL og kondensat fra SDØE til markedsbaserte priser. SDØEs inntekter fra salg av gass er faktiske oppnådde priser. 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 og primært for å styre prisrisiko ved salg til faste priser eller ved utsatt gassproduksjon 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 2015 er i stor grad knyttet til én 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
2016	7 201	1 916
2017	6 156	1 929
2018	5 471	1 929
2019	4 731	1 649
2020	4 305	1 565
Deretter	8 703	7 457

Leieavtaler representerer driftsrelaterte kontraktsforpliktelser ved leie av rigger, forsyningsskip, produksjonsskip, helikoptre, beredskapsfartøy, 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. I tillegg er deltakerne bundet til leteaktivitet gjennom godkjent budsjett og arbeidsprogram. Ved årets slutt er selskapet forpliktet til å delta i 11 brønner med en forventet kostnad for SDØE på 1 290 millioner kroner, hvorav 1 184 millioner kroner forventes å påløpe i 2016. 

Selskapet har også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. I 2015 er SDØE gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2016. Totalt beløper dette seg til 29,0 milliarder kroner i 2016.  

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 sannsynlighetsovervekt for et negativt utfall for SDØE-porteføljen.  

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 

 

SDØEs 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 de bokførte verdiene på varige driftsmidler, 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 nedskrivning dersom det er indikasjoner på verdifall. Vurderinger av hvorvidt en eiendel må nedskrives bygger i stor grad på skjønnsmessige vurderinger og forventninger til fremtidige markedspriser.  

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	2015	2014
Egenkapital per. 1.1	166 165	157 562
Årets resultat	88 999	119 671
Kontantoverføring til staten	-93 639	-111 068
Egenkapital per 31.12	161 524	166 165

I regnskapet for 2014 ble det ikke gjort avsetning på 5 296 millioner kroner for forventet utbetaling av netto overskuddsavtaler (NPI) for netto kontantunderskudd for felter omfattet av disse reglene. I 2015 avklarte Olje- og Energidepartementet at det skal foretas slik utbetaling til selskaper med netto kontantunderskudd på NPI-lisenser. Som følge av denne avklaringen har SDØE foretatt full avsetning av forventet utbetaling av tidligere innbetalt NPI for felter omfattet av dette. Avsetningen utgjør 10 til 17,5 prosent av forventede fjerningsutgifter på felter omfattet av de aktuelle lisensene.
 
Ettersom avsetningen anses som vesentlig for SDØE og gjelder for tidligere perioder, er avsetningen justert mot egenkapitalen per 1.1.2014 som en feil. Motposten er annen langsiktig gjeld som er justert for tilsvarende beløp i inngående balanse i fjoråret

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 PricewaterhouseCoopers AS (PwC) engasjert av styret i Petoro for å utføre finansiell revisjon av SDØE som en del av virksomhetens internrevisjonsoppgaver. PwC avgir revisoruttalelse til styret i henhold til internasjonale revisjonsstandarder. Honoraret til PwC er belastet regnskapet til Petoro AS.
 
 

 

	2015		2014		2013		2012
Olje* mill fat, Gass mrd Sm3	olje	gass	olje	gass	olje	gass	olje	gass
Forventede reserver per 1.1	1318	767	1395	799	1458	821	1429	847
Korreksjoner av tidligere år**	-10
Endring av anslag	17	7	68	1	41	6	62	8
Utvidelser og funn	367	2	4	1	12	3	34	6
Forbedret utvinning	57	4	0	0	35	5	89	1
Kjøp av reserver
Salg av reserver
Produksjon	-150	-38	-148	-34	-151	-36	-157	-41
Forventede reserver pr. 31.12	1599	743	1318	767	1395	799	1458	821

*   Olje inkluderer NGL og kondensat
** Avstemming mot offisielle reserver

Ved utgangen av 2015 var porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver 6 276 millioner fat o.e. Dette er 130 millioner fat o.e. høyere enn ved utgangen av 2014. 

Det har vært en samlet reservetilgang på 520 millioner fat o.e. i 2015. Reserveøkningen er i hovedsak knyttet til beslutning om utbygging og drift av Johan Sverdrup fase 1. I tillegg kommer forbedret utvinning av eksisterende felt i SDØE-porteføljen i 2015. Samtidig skjedde det justeringer på enkelte felt. 

Det ble produsert 390 millioner fat o.e. i 2015, dette gir en reserveerstatningsgrad for 2015 på 133 prosent. Reserveerstatningsgraden var 24 prosent for 2014.

 

Petoro bidrar til forskning og utvikling (FoU) ved at SDØE dekker sin andel av kostnadene i utvinningstillatelsene. SDØE har kostnadsført i 581 millioner kroner til forskning og utvikling i 2015 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret 2015.