SDØE - Noter

Last ned utskriftsvennlig versjon

 
 

SDØEs deltakelse i Equinor Natural Gas LLC (ENG) 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 Equinor Norsk LNG AS som reflekterer SDØEs eierinteresser under Avsetningsinstruksen. Resterende 43,5 prosent eies av Equinor North America Inc. Som en følge av fusjonen mellom tidligere Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet i 2007, blir resultatet fordelt etter en skjevfordelingsmodell med 48,4 prosent til SDØE. 

SDØE deltar i ENG under avsetningsinstruksen i aktiviteter knyttet til avsetning av statens LNG fra Snøhvit. Kontantstrømmene fra ENG gjøres opp løpende på månedsbasis i forbindelse med kjøp og salg av LNG. 

I tillegg til ENG er aksjepost i Norsea Gas AS og Norpipe Oil AS inkludert i tabellen under. Norsea Gas AS ble avviklet i 2018. Likvidasjonsutbytte fra Norsea Gas AS var 373,5 millioner kroner.
 

Alle tall i millioner kroner	2018	2017
IB finansielle anleggsmidler	238	362
Årets andel av resultat i tilknyttet selskap	-20	-123
UB Finansielle anleggsmidler	218	238

 

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 diskonteringsrente for foretaksobligasjoner (OMF) som oppgitt i NRS6.

Estimatet for fjerningskostnader er nedjustert med 3,7 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør, endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning samt endring i diskonteringsrente. 

Endrede estimat i 2017 var spesifisert med endrede diskonteringsrenter (130), endring eierandel (-195) og endrede estimat (-3 501).
 

Alle tall i millioner kroner	2018	2017
Forpliktelse per 1.1	67 546	67 546
Nye forpliktelser	2 565	2 565
Faktisk fjerning	-298	-298
Endrede estimat	-3 501	-3 566
Rentekostnad	1 400	1 400
Forpliktelse per 31.12	67 647	67 647

Det er i 2018 påløpt 174 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 leasing-kontrakter 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 1 032 millioner kroner per 31.12.2018. Av dette kommer 112 millioner kroner til utbetaling i 2019 og 450 millioner skal betales de påfølgende fire år. Restbeløpet på 470 millioner kroner skal betales etter år 2024.  

Forpliktelser for tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler relatert til fjerning er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 1 533 millioner kroner. 

Øvrig langsiktig gjeld er på 783 millioner kroner, hvorav 206 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 2018 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

Fordring mot lisensoperatører er flyttet fra kortsiktig gjeld til omløpsmidler i rapporten. Tilsvarende endring er gjort for sammenligningstall i 2017.

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

 

Under avsetningsinstruksen gitt til Equinor benyttes 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 1 008 millioner kroner i eiendeler og 1 863 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2018. Tilsvarende tall ved utgangen av 2017 var 596 millioner kroner i eiendeler og 2 275 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 2018 utgjorde dette 133 millioner kroner i eiendeler og 283 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2017 var 498 millioner kroner i eiendeler. Netto urealisert tap på utestående posisjoner per 31.desember 2018 er kostnadsført.

Prisrisiko
SDØE er eksponert for endringer i olje- og gasspriser i det globale markedet. Equinor 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 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 2018 er i stor grad knyttet til èn måneds utestående inntekt.  

Renterisiko
SDØE er eksponert mot renterisiko primært gjennom finansielle leasing kontrakter. Selskapet har en økonomisk forpliktelse sammen med Equinor tilknyttet leasing kontrakter 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 Equinor. 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
2019	5 191	1 575
2020	4 315	1 255
2021	3 449	1 172
2022	2 978	1 129
2023	1 499	1 067
Deretter	505	3 684

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 SDØE forpliktet til å delta i 19 brønner med en forventet kostnad i 2019 på 1,1 milliarder kroner. 

For SDØE er det også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 12,6 milliarder kroner for 2019 og 20,4 milliarder kroner for senere perioder, totalt 33 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2019. De nevnte forpliktelser for 2019 er inkludert i denne totalen.  

I forbindelse med avsetningen av SDØEs olje og gass har Equinor utstedt garantier til leverandører og eiere av transportnett, og i tilknytning til virksomheten i USA, Storbritannia og på kontinentet. Garantier i forbindelse med trading virksomhet er stilt som sikkerhet for manglende finansielt oppgjør. Totalt utgjør garantiene i størrelsesorden 1 milliard kroner for SDØEs andel.

SDØE og Equinor 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 Equinors 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. 

Forpliktelser relatert til rettstvister innregnes når dom foreligger og SDØE er på tapende parts side, uavhengig av om dommen ankes og tvisten er til videre behandling i rettssystemet. Det foreligger dom i søksmål fra COSL Offshore Management. Saken gjelder heving av riggkontrakt knyttet til Troll Unit hvor SDØE har 56 prosent deltakerandel. Dommen er anket. Det er avsatt en forpliktelse på 2,4 milliarder kroner per 31.12.2018.

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	2018	2017
Egenkapital per. 1.1	168 063	156 302
Årets resultat	114 210	98 919
Kontantoverføring til staten	- 119 666	- 87 157
Egenkapital per 31.12	162 607	168 063

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. Revisjonen foregår i perioden 1. mai 2018 – 30. april 2019, og resultatet av revisjonen vil bli rapportert i form av en revisjonsberetning innen 1. mai 2019. 

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.

 

 

	2018		2017		2016
Olje* mill fat, Gass mrd Sm3	olje	gass	olje	gass	olje	gass
Forventede reserver per 1.1	1 615	678	1489	712	1599	743
Korreksjoner av tidligere år**	-9	0	0	0	-3	-1
Endring av anslag	-33	-6	30	3	18	-1
Utvidelser og funn	127	0	112	0	1	0
Forbedret utvinning	7	1	129	4	20	1
Kjøp av reserver	0	0	0	0	2	6
Salg av reserver	0	0	0	0	0	0
Produksjon	-136	-41	-145	-41	-150	-37
Forventede reserver pr. 31.12	1 572	632	1615	678	1489	712

*   Olje inkluderer NGL og kondensat
** Korreksjonen skyldes at enkelte felt rapporterer negative reserver. Produksjon måles eksakt mens gjenværende 
    reserver er estimat.
Reservetilvekst er summen av endring i anslag, utvidelser og funn samt forbedret utvinning

Ved utgangen av 2018 var porteføljens forventede totale gjenværende reserver 5 544 millioner fat o.e., en nedgang på 335 millioner fat o.e. i forhold til utgangen av 2017. Det ble produsert 396 millioner fat o.e. i 2018. Reservetilveksten på 62 millioner fat o.e. kom først og fremst fra beslutningen om Johan Sverdrup fase 2. Dette gir en reserveerstatningsgrad for 2018 på 16 prosent mot 78 prosent i 2017. 

 

Petoro bidrar til forskning og utvikling (FoU) ved at SDØE dekker sin andel av operatørens kostnader til generell forskning og utvikling i henhold til regnskapsavtalen. SDØE har kostnadsført 497 millioner kroner til forskning og utvikling i 2018 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret.

 

Equinor inngikk i 3. kvartal 2018 avtale om kjøp av 100 prosent av aksjene i Danske Commodities (DC). Avtalen ble godkjent i januar 2019 og trådte i kraft 1.2.2019. DC er et av Europas største selskaper innen kortsiktig elektrisitetshandel. Kortsiktig gasshandel inngår også i aktiviteten til selskapet. Petoro er i dialog med Equinor om håndtering av SDØEs deltakelse knyttet til transaksjonen under Avsetningsinstruksen.