SDØE - Noter

Last ned utskriftsvennlig versjon

 
 

SDØEs deltakelse i Statoil Natural Gas LLC (SNG) i USA er med virkning fra 1. januar 2009 vurdert som investering i tilknyttet selskap og bokføres etter egenkapitalmetoden. Investeringen ble ved anskaffelsestidspunkt i 2003 ført 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	2016	2015
IB finansielle anleggsmidler	280	101
Årets andel av resultat i tilknyttet selskap	82	180
UB Finansielle anleggsmidler	362	280

 

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 23.  

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 2,7 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør og endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning. Endringen inkluderer reduserte estimater for plugging og nedstengning av brønner og nedstengning av installasjoner. 
 

Alle tall i millioner kroner	2016	2015
Forpliktelse per 1.1	70 129	77 520
Nye forpliktelser/Avgang	0	0
Faktisk fjerning	-584	-1 355
Endrede estimat	-2 717	-9 312
Endrede diskonteringsrenter	-666	1 591
Endring eierandel	-2	52
Rentekostnad	1 386	1 632
Forpliktelse per 31.12	67 546	70 129

Det er i 2016 påløpt 584 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
• uopptjent inntekt ved forventet tilbakebetaling av overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler

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 2017 og 799 millioner skal betales de påfølgende fire år. Restbeløpet på 377 millioner kroner skal betales etter år 2022.  

Tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 4 972 millioner kroner. Øvrig langsiktig gjeld er på 921 millioner kroner, hvorav 303 millioner kroner har forfall til betaling innen fem år fra balansedagen. 

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 

 

Annen kortsiktig gjeld i NGAAP som forfaller i løpet av 2017 omfatter i hovedsak:

• 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

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 derivatene var 277 millioner kroner i eiendeler og 4 899 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2016. Tilsvarende tall ved utgangen av 2015 var 3 759 millioner kroner i eiendeler og 331 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 2016 utgjorde dette 199 millioner kroner i eiendeler og 83 millioner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2015 var 918 millioner kroner i eiendeler. Netto urealisert tap på utestående posisjoner per 31.desember 2016 er kostnadsført.

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 2016 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
2017	6 168	2 155
2018	4 819	1 822
2019	4 207	1 662
2020	3 505	1 544
2021	2 798	1 281
Deretter	3 381	5 813

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. I tillegg er deltakerne bundet til leteaktivitet gjennom godkjent budsjett og arbeidsprogram. Ved årets slutt er selskapet forpliktet til å delta i 12 brønner med en forventet kostnad for SDØE i 2017 på 530 millioner kroner. 

For SDØE er det også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 11,5 milliarder kroner for 2017 og 14,2 milliarder kroner for senere perioder, totalt 25,7 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2017. De nevnte forpliktelser for 2017 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. Totalt utgjør garantiene i størrelsesorden 200 millioner kroner for SDØEs andel.

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 som deltaker i utvinningstillatelser, rørledninger og landanlegg, og gjennom Statoils salg av felles gass for Den norske stats regning og risiko, bli påvirket av pågående rettstvister eller uavklarte tvister. Det endelige omfanget av SDØEs forpliktelser eller eiendeler knyttet til slike tvister og krav lar seg ikke beregne på det nåværende tidspunkt. Det antas ikke at SDØEs økonomiske stilling vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av slike tvister. 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 nedskriving 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	2016	2015
Egenkapital per. 1.1	161 524	166 165
Årets resultat	57 426	88 999
Kontantoverføring til staten	- 65 897	-93 639
Egenkapital per 31.12	153 053	161 524

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 er forventet offentliggjort i andre kvartal 2017. 

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.
 
 

 

	2016		2015		2014		2013
Olje* mill fat, Gass mrd Sm3	olje	gass	olje	gass	olje	gass	olje	gass
Forventede reserver per 1.1	1599	743	1318	767	1395	799	1458	821
Korreksjoner av tidligere år**	-3	-1	-10
Endring av anslag	18	-1	17	7	68	1	41	6
Utvidelser og funn	1	0	367	2	4	1	12	3
Forbedret utvinning	20	1	57	4	0	0	35	5
Kjøp av reserver	2	6
Salg av reserver
Produksjon	-150	-37	-150	-38	-148	-34	-151	-36
Forventede reserver pr. 31.12	1489	712	1599	743	1318	767	1395	799

*   Olje inkluderer NGL og kondensat
** Korreksjonen skyldes at enkelte felt rapporterer negative reserver. Produksjon måles eksakt mens gjenværende reserver
    er estimat.

Ved utgangen av 2016 var porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver 5968 millioner fat o.e. Dette er 308 millioner fat o.e. lavere enn ved utgangen av 2015.  Det har vært en samlet reservetilgang på 82 millioner fat o.e. i 2016. Tilveksten er i hovedsak knyttet til kjøp av Dvalin - feltet samt forbedret utvinning av eksisterende felt i SDØE-porteføljen i 2016. Samtidig skjedde det justeringer på enkelte felt. 

Det ble produsert 381 millioner fat o.e. i 2016, dette gir en reserveerstatningsgrad for 2016 på 22 prosent. Reserveerstatningsgraden var 133 prosent for 2015.

 

Petoro bidrar til forskning og utvikling (FoU) ved at SDØE dekker sin andel av kostnadene i utvinningstillatelsene. SDØE har kostnadsført 546 millioner kroner til forskning og utvikling i 2016 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret 2016.