Årsberetning 2021

Petoro er forvalter av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), som representerer om lag en tredjedel av Norges samlede olje- og gassreserver. Selskapet har som mål å skape størst mulig verdi og oppnå høyest mulig inntekt til staten fra SDØE. 

SDØE-ordningen ble opprettet i 1985. Ordningen innebærer at staten deltar som direkte investor i petroleumsvirksomheten på norsk sokkel slik at staten mottar inntekter, og pådrar seg kostnader forbundet med SDØE-andelene. Petoro opptrer som rettighetshaver, på lik linje med andre partnere, for statens andeler i utvinningstillatelser, felt, rørledninger og landanlegg. 

Petoro bidro som forvalter av SDØE med en kontantstrøm på 186 milliarder kroner i 2021, anslagsvis halvparten av statens totale inntekter fra petroleumsvirksomheten for året.
 

Utviklingstrekk i omgivelsene 

Fjoråret ble for verden og Norge et år fortsatt preget av store utfordringer knyttet til covid-19 pandemien. Parallelt øker også andre globale utfordringer, der klimakrise, proteksjonisme og geopolitiske konflikter er sentrale stikkord. Uroen i Ukraina gjennom 2021 endte med Russlands invasjon og full krig i februar 2022. Dette er en stor humanitær krise, samtidig som det ryster den geopolitiske stabiliteten. Som en konsekvens opplever verden økte forsyningsutfordringer og høyere inflasjon hvor blant annet økte energipriser, spesielt for gass og strøm, gir store utslag.

Olje- og gassindustrien på norsk sokkel har hatt et høyt aktivitetsnivå og levert gode resultater i et år som har vært preget av de globale utfordringene i energimarkedene. Særlig gassprisene har i 2021 vært ekstraordinært høye, og priser på dette nivået har skapt bekymring for forutsigbar og rimelig tilgang på energi. Samtidig har dette styrket Norges rolle som en pålitelig leverandør av spesielt gass til Europa. 

Prisene for både gass, kull og kraft er nå på nivåer de fleste markedsaktørene ikke trodde var mulige for kort tid siden. Konsekvensene for forbrukerne er store og situasjonen omtales som en energikrise.  Det er stadig flere aktører som stiller spørsmål rundt organiseringen av markedene med krav om at politikerne i større grad må treffe tiltak. Selv om de høye gassprisene gir betydelig inntektsøkninger for aktører på norsk sokkel vil et langvarig høyt prisnivå kunne bidra til å svekke gassens attraktivitet på sikt.  Også oljeprisen har vært relativt høy i 2021, selv om økningen ikke har vært like markant som for gass og elektrisitet. I vinter har en høy regularitet og økt eksport av gass vært viktig for Europa i en situasjon der Russland ikke har levert så store volumer som markedet forventet. 

I 2021 har det vært høy aktivitet i olje- og gassindustrien i Norge. Tiltakspakken som ble vedtatt i 2020 for å motvirke en reduksjon i investeringer som følge av covid-pandemien har bidratt til at et rekordhøyt antall planer for utbygging og drift (PUD) planlegges levert frem til utgangen av 2022. Det er avgjørende at det sikres høyest mulig kvalitet og verdi i disse prosjektene. Det høye aktivitetsnivået setter press på kapasitet i leverandørindustrien, og det er avgjørende og Petoro legger vekt på at planene for gjennomføring av prosjektene hensyntar dette. Det er også viktig at arbeidet med identifikasjon og modning av nye prosjekter fortsetter etter tiltakspakkens utløp for å sikre den videre utvikling av norsk sokkel.

Trenden er at selskapene på norsk sokkel prioriterer feltnær leting, på bekostning av leting i mer umodne områder. Til tross for at Oljedirektoratet forventer at de største gjenværende ressursene på sokkelen ligger i Barentshavet synes selskapene ikke å prioritere leting etter gass i området. Dette som følge av mangel på eksportkapasitet og flere skuffende letebrønner.

Konsolideringen av selskaper på norsk sokkel fortsatte i 2021. Dette har ført til at flere av de mellomstore selskapene styrker sin posisjon. AkerBPs avtale om overtakelse av Lundins virksomhet på norsk sokkel er et godt eksempel på denne utviklingen. Fremveksten av de mellomstore selskapene bidrar positivt til videreutviklingen av norsk sokkel. De siste årenes nedsalg fra de store internasjonale selskapene med betydelig operatørerfaring fører til at norsk sokkel får mindre tilgang på verdifull erfaring og ekspertise. 

Gjennom 2021 er det oppnådd noe bedring av sikkerhetsresultatene, men fortsatt er antallet alvorlige hendelser for høyt. Fallende gjenstander dominerer fremdeles hendelsesbildet. Etterslepet på vedlikeholdet fra 2020 er i stor grad gjenvunnet, og Petroleumstilsynets årlige kartlegging av risikonivået på norsk sokkel viser en positiv utvikling. Det er viktig at industrien fortsetter forbedringsinnsatsen slik at antallet alvorlige hendelser reduseres ytterligere.

I august ble den nye rapporten fra FNs klimapanel offentliggjort, og konklusjonen var klar; klimautfordringene vi står overfor må behandles som en akutt trussel. FNs generalsekretær António Guterres uttalte samtidig at rapporten er “kode rød” for menneskeheten. FN mener at klimautslipp fra fossile brensler utgjør en umiddelbar trussel for millioner av mennesker.

Det påfølgende klimatoppmøtet i Glasgow (COP 26), understreket også at målet fremdeles er å unngå at den globale oppvarmingen overstiger 1,5 grad. 196 land signerte en avtale som omhandler et system for kvotehandel, nedtrapping av kullkraft samt å kutte subsidier til fossilindustrien. Disse ambisjonene vil kreve en betydelig omlegging av energisystemene for å kutte utslipp. Dette vil på sikt bidra til utfasing av fossile energikilder som kull, olje og gass. 

EU har mål om å være klimanøytral innen 2050. I april 2021 ble EU enige om å heve sitt klimamål fra 40 til 55 prosent utslippskutt innen 2030. I sommer la Europakommisjonen fram første del av en omfattende virkemiddelpakke for å nå målene; Fit-for-55-pakken. Parallelt pågår et arbeid med EUs taksonomi for bærekraftig finans. Utviklingen i EU er viktig for SDØE da Norge følger EUs ambisjoner og mål og vil tilpasse norsk klimapolitikk tilsvarende. 

En samlet norsk olje- og gassindustri følger opp på klimaveikartet og klimamål for norsk sokkel som ble etablert i 2020. Olje- og gassindustrien forventes å redusere utslippene med 50% innen 2030 målt mot 2005, noe som vil kreve en betydelig innsats de neste årene. 

Elektrifisering av eksisterende felt er det viktigste tiltaket for reduksjon i CO₂-utslipp fra produksjonen. De siste årene er det startet arbeid med å modne flere prosjekter for å erstatte gassturbiner med kraft fra land eller havvind. I løpet av 2021 ble det tatt investeringsbeslutning for noen av feltene med lang gjenværende levetid, slik som Troll og Oseberg. Prosjektene er omfattende og krever store investeringer, men vil føre til betydelige reduksjoner i utslipp av CO₂.

I takt med at også andre deler av samfunnet etterspør tilgang til kraft for nye grønne investeringer og tiltak for reduksjon av klimautslipp, stilles det i økende grad spørsmål om hvor den fremtidige kraften skal komme fra og i hvilken grad elektrifisering av sokkelen skal prioriteres. Regjeringen har i Hurdalsplattformen uttalt at elektrifiseringen av sokkelen i størst mulig grad skal skje med havvind eller annen fornybar strøm produsert på sokkelen. Det er utfordrende på kort sikt.

Olje- og gasselskapene endrer strategien for å utvikle virksomheten i møte med en lavkarbon-framtid. Fornybar energi og avkarbonisering av spesielt naturgass står her sentralt. I tillegg til havvind undersøkes mulighetene for å konvertere naturgass til hydrogen og ammoniakk med karbonfangst og lagring. Nye lisenser for CO₂-lagring på norsk sokkel ble utlyst i 2021. I Barentshavet fremstår dette som en interessant forretningsmulighet på kort sikt da ammoniakkproduksjon ikke bare reduserer klimarisikoen for naturgass, men også øker eksportkapasiteten for gass ut fra dette området.

Norsk sokkel har styrket sin konkurransekraft ytterligere i 2021. Her er det tre forhold som er viktige å trekke frem. 

Selv med et høyt aktivitetsnivå og en pågående pandemi har aktørene klart å holde driftskostnadene på et stabilt nivå. Det har vært en betydelig økning i kostnadene for CO₂-utslipp og elektrisitet. I sum er norsk sokkel likevel fremdeles konkurransedyktig internasjonalt målt i kostnad per produsert enhet. Petroleumsnæringen har det siste året levd opp til ryktet som en pådriver for utvikling og implementering av ny teknologi med et solid hjemmemarked som fundament. Dette er viktig for å sikre, ikke bare fortsatt konkurransekraft for norsk sokkel, men også betydelig eksport av varer og kompetanse. 

For det andre er flere elektrifiseringstiltak besluttet det siste året og ytterligere tiltak er under planlegging.  Dette vil styrke norsk sokkels konkurranseposisjon som verdensledende med lavest klimagassutslipp fra oppstrøms produksjon av hydrokarboner. Det forventes at lave utslipp vil bli en viktig konkurranseparameter som vil tillegges langt større betydning i årene som kommer. Dette gjelder spesielt i de europeiske kjernemarkedene for norsk sokkel. 

Avslutningsvis har vinteren 2021/22 med all tydelighet vist viktigheten av stabile og forutsigbare gassforsyninger fra Norge til Europa. Krigen i Ukraina har understreket dette enda tydeligere, og der flere land nå vender seg bort fra Russland og mot mer pålitelige energileverandører. Dette understreker at forsyningssikkerhet og pålitelighet igjen er blitt en viktig konkurranseparameter, der spesielt norsk gass har fått en viktig rolle for den geopolitiske stabiliteten i Europa. I dette bildet kan betydningen av SDØEs tungt gassvektede portefølje styrkes.  

Til toppen av neste kolonneutviklingstrekkkolonne2

Netto kontantstrøm til staten fra SDØE per årsslutt var 186 milliarder kroner, 127 milliarder høyere enn i fjor. Økningen skyldes i hovedsak vesentlig høyere inntekter som følge av økte olje- og gasspriser. Den positive effekten er motvirket av økt arbeidskapital og tredjeparts gasskjøp.

Total produksjon var 1026 tusen fat oljeekvivalenter per dag (kboed), en oppgang på 38 kboed sammenlignet med samme periode i fjor. 

Gassproduksjonen var på 101 millioner standard kubikkmeter (mill. Sm³) per dag, som er en økning på tre prosent sammenlignet med samme periode i fjor. Økningen skyldes i hovedsak økt gassuttak på Troll og Oseberg, delvis motvirket av stans i produksjonen fra Snøhvit etter brannen på Melkøya. Gjennomsnittlig realisert gasspris var 4,78 mot 1,25 NOK per Sm³ i samme periode i fjor. Årsaken til den sterke økningen i gasspriser skyldes i hovedsak lave nivå på gasslager, sterk LNG etterspørsel fra Asia, samt at LNG-import og fornybarproduksjon i Europa har vært lavere sammenlignet med fjoråret.

Væskeproduksjonen var 388 kboed, 14 kboed høyere enn samme periode i fjor. Økningen skyldes høyere produksjonskapasitet og akselerert produksjon fra Johan Sverdrup samt produksjon fra Snorre Expansion Project. Økningen ble delvis motvirket av naturlig produksjonsfall på flere modne felt. Gjennomsnittlig realisert oljepris var 70 mot 40 USD per fat i 2020. Prisøkningen i USD ble imidlertid noe motvirket av styrket kronekurs slik at oppnådd oljepris målt i norske kroner var 603 mot 376 NOK per fat i fjor. Økningen i oljepris sammenlignet med fjoråret skyldes sterk etterspørselsvekst som følge av gjenåpning av samfunn i store deler av verden, samtidig som økning i tilbud ikke har klart å holde tritt med denne utviklingen.

Kontante investeringer var 25 milliarder kroner, i underkant av 3 milliarder lavere enn i fjor. Reduksjonen skyldes i hovedsak lavere investeringer på utbyggingsprosjektene Johan Sverdrup, Johan Castberg og Troll, samt lavere boreaktivitet sammenlignet med i fjor. Dette ble delvis utlignet av økte utbyggingsinvesteringer på Breidablikk og Ormen Lange samt økte driftsinvesteringer på Snøhvit og Troll.  

Produksjonskostnadene endte på 18 milliarder kroner, 4 milliarder kroner høyere enn i 2020. Økningen skyldes i hovedsak høyere elektrisitetspriser og miljøavgifter, samt økte vedlikeholdsaktiviteter på enkelte felt. Reduksjonen i transportkostnader skyldes i hovedsak reversering av tidligere avsetning for tapskontrakt for transportkapasitet.

Totale letekostnader i 2021 var 1,5 milliarder kroner, hvorav netto 0,1 milliarder kroner er aktivert som balanseførte letekostnader. 

Årsresultatet i 2021 var 222 milliarder kroner, 174 milliarder kroner høyere enn i fjor. Økningen skyldes i hovedsak vesentlig høyere inntekter som følge av økte priser på olje og gass, samt reversering av tidligere nedskrivninger av anleggsmidler i 1. og 4. kvartal og noe lavere transportkostnader. Økningen ble delvis motvirket av høyere gasskjøp, avskrivninger i tillegg til økte driftskostnader.

Bokførte eiendeler var 307 milliarder kroner per 31. desember 2021. Eiendelene består i hovedsak av driftsmidler tilhørende feltinstallasjoner, rør og landanlegg, samt kortsiktige kundefordringer. Egenkapitalen var ved årets slutt 187 milliarder kroner, som er en økning på 36 milliarder kroner sammenlignet med fjoråret. Økningen skyldes overføring til staten er 36 milliarder lavere enn årets regnskapsmessige resultat. Samlet gjeld utgjorde 120 milliarder kroner, hvorav 79 milliarder var relatert til estimat for fremtidige fjerningsforpliktelser. Fjerningsforpliktelsene ble redusert med i overkant av 5 milliarder kroner sammenlignet med 2020 primært som følge av oppdaterte fjerningsestimater og høyere diskonteringsrente.

Ved utgangen av 2021 bestod porteføljen av 184 andeler i utvinningstillatelser, 10 færre enn ved inngangen til året. I januar 2022 gjennomførte Olje- og energidepartementet tildeling i forhåndsdefinerte områder hvor ytterligere 7 utvinningstillatelser ble tildelt med SDØE-deltakelse. Som den største partneren på norsk sokkel, og med det en unik oversikt, er Petoro i en særstilling for å bidra til verdiskapning ved å se muligheter og bidra til læring på tvers av porteføljen.

Ved utgangen av året bestod porteføljen av 37 felt i produksjon. Martin Linge feltet ble satt i drift i juni 2021. Johan Castberg, Dvalin og Breidablikk er under utbygging.  

I 2021 ble det sendt inn plan for utbygging og drift (PUD) for Kristin Sør fase 1, endring til PUD for Ormen Lange fase 3, Troll Vest elektrifisering samt Oseberg økt gasskapasitet og del-elektrifisering.

• Prosjektet Kristin Sør fase 1 er en felles havbunnsutbygging av Lavransfunnet og den sørlige delen Kristin-feltet.
• Prosjektet Ormen Lange fase 3 har som hensikt å øke utvinningen fra Ormen Lange feltet. Løsningen består av en undervanns våtgass kompressor som skal gi trykkstøtte til transporten av gassen fra feltet til landanlegget på Nyhamna. Det er flere elementer av ny teknologi i prosjektet, og løsningen skaper muligheter for bruk på andre felt i Petoros portefølje.
• Prosjektet Troll Vest elektrifisering innebærer å endre kraftforsyning på installasjonene Troll B og Troll C fra gassturbindrift til kraft fra land. Tiltaket vil redusere CO₂-utslippene fra feltet med 466.000 tonn per år og bidra til at produksjonen på Troll vil ha svært lave utslipp i forventet gjenværende levetid fram mot 2060.  
• Prosjektet Oseberg økt gasskapasitet og del-elektrifisering vil øke utvinningen av gass på Oseberg-feltet ved å installere elektrisk drevne kompressorer på Oseberg feltsenter, i tillegg til å bygge en kraftkabel fra land. Den nye kompressorkapasiteten oppnås uten CO₂-utslipp, og tilgangen på elektrisk kraft fra land bidrar i tillegg til å redusere CO₂-utslippene fra feltet med 316.000 tonn per år.
• Det er i tillegg tatt investeringsbeslutning for Askeladd Vest som del av utviklingen av Snøhvit-feltet og som vil bidra til å sikre gassforsyningen til LNG-anlegget på Melkøya.

Produksjon fra de modne oljefeltene dominerer fortsatt væskeproduksjonen fra SDØE-porteføljen, selv om Johan Sverdrup utgjorde 23 prosent av produksjonen i 2021. Feltene Troll, Oseberg, Åsgard, Heidrun, Gullfaks og Grane, stod for 46 prosent av den totale væskeproduksjonen for året. Gassens andel av total produksjon utgjorde to tredjedeler i 2021. Over 70 prosent av gassproduksjonen kom fra feltene Troll, Ormen Lange og Oseberg. 

Petoros strategi beskriver selskapets målrettede innsats for å skape størst mulig verdi, samtidig som ivaretakelse av bærekraft og klima står sentralt. Strategien har fire prioriteringer: (1) flere brønner gjennom å øke boreeffektiviteten, (2) bedre forståelse av reservoarene spesielt gjennom å utnytte digitaliseringsmulighetene, (3) løsningsvalg med langsiktig perspektiv i utviklingen av felt, og å (4) øke utnyttelsen av anleggene gjennom sikker og effektiv drift.

Gjennom en fokusert oppfølging understøttet av faglig dybdeinnsats, jobber Petoro for å forsterke mulighetene for verdiskaping med vekt på langsiktig forretningsutvikling. 

I tråd med strategien har selskapet rettet spesiell innsats mot feltene og funnene Grane, Heidrun, Maria, Oseberg, Åsgard, Gullfaks, Grosbeak og Wisting. I tillegg har boreeffektivitet blitt adressert som særskilte tema for hele feltporteføljen. 

På Åsgard har selskapet i 2021 gjennom egne studier identifisert og konkretisert prosjekter som kan bidra til å øke utvinningsgraden. I lys av skuffende produksjon etter oppstart på Maria har Petoro tatt en aktiv rolle i å identifisere tiltak og konsepter for å øke produksjonen, dette endte opp med et konseptvalg for videreutvikling ihht Petoros foretrukne løsning. På Grane har Petoro utført studier for identifikasjon av tilleggsressurser, dette ble gjort gjennom en ny metodikk som medførte en betydelig effektivisering av denne type studier. På Gullfaks, Oseberg og Snorre har selskapet utført egne studier for å identifisere og robustgjøre volumgrunnlag fra nye boremål. Petoro har og i 2021 utført egne studier og analyser for å sikre rettmessig eierandel i forbindelse med unitiseringen av Breidablikk.

For nye felt i porteføljen knyttes selskapets innsats til vurdering av ulike utbyggingsløsninger frem mot konseptvalg. Petoro legger vekt på å velge utbyggingsløsninger som har kapasitet og utvidelsesmuligheter til å realisere hele verdipotensialet i feltene.  

For nye utbyggingsprosjekt med stor usikkerhet i ressurspotensialet har selskapet gjennomført egne vurderinger. Eksempler på dette er Grosbeak og Wisting. 

Selskapet har i 2021 hatt oppfølging av en betydelig portefølje av større utbyggingsprosjekter som har vært i gjennomføringsfase, herunder Johan Sverdrup fase 2, Johan Castberg, Martin Linge og Troll fase 3. Oppfølgingen har vært rettet mot forhold som påvirker HMS-, klima- og gjennomføringsrisiko samt å sikre gode driftsforberedelser. I tillegg til disse har reparasjonsprosjektet Cold Return på Snøhvit vært fulgt opp tett, med søkelys på å robustgjøre anlegget for videre drift og en sikker gjennomføring av arbeidet. 

Tidlig teknologianvendelse og teknologiforbedringer er viktig for å øke konkurransekraften. Viktige teknologiområder som Petoro retter innsatsen mot, er teknologi for radikal økning av boretakt, optimalisering av utvinningsstrategi ved bruk av nye digitale verktøy, neste generasjons utbygginger med fjernstyring og lavbemannet drift, samt teknologi som reduserer klimautslipp.

Petoro har fulgt opp boreeffektivitet på 10 av de faste boreanleggene på de modne feltene i porteføljen over lang tid. 2021 ble et svakt år for antall nye brønner fra de faste anleggene, og kostnadene per brønn var på samme nivå som i forrige år. Årsaken var at flere boreanlegg i store deler av året ikke var tilgjengelig for boring av nye brønner. Dette skyldtes dels prioritering av annen aktivitet som større prosjekter og brønnvedlikehold, men var også en konsekvens av tekniske utfordringer. Skal ressursene i de modne feltene realiseres og utvinningsgraden økes, må boreeffektiviteten økes og kostnaden per brønn reduseres. 

Digitalisering som virkemiddel for forbedring og økt konkurransekraft står høyt på den strategiske agendaen til de fleste olje- og gasselskap og leverandører. Petoro bruker aktivt sin rolle i interessentskapene og på norsk sokkel til å forsterke forbedringsdrivet og bidra til endringsprosesser, samt legge til rette for effektiv datadeling. I tillegg har Petoro gjennom strategisk samarbeid med Schlumberger, rettet spesiell innsats mot å øke kvalitet og effektivisere arbeidsprosesser innen reservoarmodellering.

I 2021 har Petoro hatt stor aktivitet knyttet til modning av elektrifiseringstiltak som vil bidra til betydelige reduksjoner i klimautslipp fra SDØE-porteføljen. Elektrifisering av modne felt er et tidskritisk tiltak da inntektspotensialet for prosjektene reduseres når gjenværende driftstid blir kortere. Petoro jobber derfor aktivt med operatører og partnerskap for å holde fremdrift på disse prosjektene. Flere store elektrifiseringsprosjekter på Snøhvit, Kårstø og Draugen har blitt modnet videre i løpet av året mot planlagte investeringsbeslutninger i 2022 og 2023. Det gjøres i tillegg vurderinger av muligheten for elektrifisering av andre felt i porteføljen, inkludert Åsgard, Heidrun og Grane. Dersom alle elektrifiseringsprosjektene som evalueres lar seg realisere vil de sammen med Hywind Tampen, planlagte nedstengninger og nedskaleringer på felt samlet kunne bidra til at SDØEs andel av utslipp fra feltporteføljen reduseres opp mot 55% innen 2030.

Petoro var deltaker i 9 letebrønner i 2021. Disse resulterte i tre funn som er vurdert som økonomisk drivverdige, gassfunnene Dvalin Nord og Røver Nord, samt oljefunnet Isflak. Alle funnene antas å kunne knyttes opp til eksisterende infrastruktur. 

Ved utgangen av året var porteføljens forventede gjenværende reserver 4 972 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.), en nedgang på 73 millioner fat o.e. sammenlignet med utgangen av 2020. Reservetilveksten var 301 millioner fat o.e. og kommer hovedsakelig fra prosjektbeslutninger som Ormen Lange fase 3, Oseberg økt gasskapasitet og Åsgard B lavtrykksproduksjon fase 3, i tillegg til forlengelse av boreaktiviteter på Heidrun. Med en produksjon på 375 millioner fat o.e. ga dette en reserveerstatningsgrad på 80 prosent sammenlignet med 20 prosent i 2020.
 
 

Til toppen av neste kolonnehovedpunkterkolonne2

Forskning og utvikling 

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. Midlene disponeres av de respektive operatørene. Dette utgjorde totalt 562 millioner kroner for SDØE i 2021. I tillegg kommer prosjekter rettet mot feltspesifikk kvalifisering av nye løsninger eller førstegangs anvendelse av teknologi i lisenser der kostnadene belastes interessentskapene. Petoro initierer ikke egne teknologiutviklings- og forskningsprosjekter

Eierstyringen ble i 2021 flyttet fra Olje- og energidepartementet til Nærings- og fiskeridepartementet. Næringsministeren representerer staten som eneeier og er selskapets generalforsamling og øverste myndighet.

Styret legger vekt på god eierstyring og selskapsledelse for å sikre at statens portefølje forvaltes på en måte som maksimerer den økonomiske verdiskapingen i et langsiktig helhetsperspektiv. Kravene til virksomhetsstyring er fastsatt i “Reglement for økonomistyring i staten” og standarder for god eierstyring og selskapsledelse. Styret følger statens prinsipper for god eierstyring som gjengitt i Meld. St. 8, 2019-2020 “Statens direkte eierskap i selskaper - Bærekraftig verdiskaping” og de deler av “Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse” som anses relevant for selskapets virksomhet og rammene som selskapets organisasjonsform og eierskap setter.

Verdigrunnlag og etikk er forankret gjennom selskapets verdier og forretningsetiske retningslinjer. 

Styringssystemet er tilpasset Petoros egenart, og virksomhetsstyringen bygger på balansert målstyring hvor det etableres mål som understøtter selskapets strategi. 

Samfunnsansvar 

Petoro ivaretar sitt samfunnsansvar i tråd med selskapets retningslinjer for utøvelse av samfunnsansvar som er tilpasset selskapets rolle. Petoros midler til forvalteroppgavene og drift av selskapet tildeles ved bevilgninger fra staten. Petoro har ikke anledning til å gi pengestøtte til samfunnsformål.  

Tiltak som sikrer utøvelse av samfunnsansvar i Petoro inkluderer forretningsetiske retningslinjer, HMS-erklæring, selskapets strategi og en personalpolitikk som ivaretar mangfold, inkludering og likestilling. Petoro har ingen egen virksomhet utenfor Norge, men deltar indirekte i enkelte utenlandsaktiviteter som rettighetshaver og gjennom avsetningsinstruksen. Styret redegjør nærmere for utøvelse av samfunnsansvaret i eget kapittel i årsrapporten og mer utfyllende i selskapets bærekraftsrapport senere i år

Risikostyring og internkontroll

Risikostyring i form av å unngå trusler og ivareta muligheter, er en integrert del av Petoros virksomhetsstyring og er knyttet tett opp mot selskapets strategi- og forretningsprosesser. Selskapets overordnede risikomatrise med tilhørende risikofaktorer vurderes løpende og identifiserte tiltak følges opp.  Bærekraft og klima er reflektert i selskapets strategi, mål og risikomatrise. I 2021 har styret hatt spesiell oppmerksomhet på to risikoer knyttet til klima: Risiko for ikke å klare og realisere tiltak for CO2-reduksjon i SDØE-porteføljen samt risiko for at verdien av porteføljen kan påvirkes på lengre sikt.

I 2021 ble det gjennomført tre internrevisjonsprosjekter rettet mot oppfølging av avsetningsområdet, etterlevelse av retningslinjer for informasjonssikkerhet og anskaffelsesprosessen.  Styret har mottatt en rapport som oppsummerer og beskriver foretatte kontrollhandlinger, funn, samt foreslåtte og gjennomførte tiltak for internrevisjonsprosjektene. Resultatet er tilfredsstillende på alle disse områdene og internkontrollen møter generelt akseptable standarder. Internrevisjonsprosjektene ble gjennomført av PwC som også har forestått den interne finansielle revisjonen av SDØE for regnskapsåret 2021

Petoro AS 
Aksjekapital og aksjonærforhold 

Petoro AS ble etablert som en del av restruktureringen av statens olje- og gassvirksomhet i 2001, da Equinor (tidligere Statoil) ble delprivatisert og forvaltningen av SDØE ble lagt til Petoro AS. Selskapets virksomhet er regulert i petroleumslovens kapittel 11. Selskapets generalforsamling er Nærings- og fiskeridepartementet.  

Selskapets aksjekapital var 10 millioner kroner per 31. desember 2021, fordelt på 10 000 aksjer som eies av den norske stat, ved Nærings- og fiskeridepartementet. Petoro har forretningskontor i Stavanger.

Når verden har lagt pandemien bak seg, var det en forventning om mer normale tider med hensyn til økonomisk vekst og utvikling globalt. Uavhengig av pandemien, har også økt proteksjonisme og nasjonalisme over lengre tid bidratt til å skape utfordringer for internasjonal samhandling. Med Russlands nylige innmarsj i Ukraina er det for første gang på tiår igjen krig i Europa. Dette er en svært alvorlig utvikling som skaper frykt og usikkerhet, ikke bare for den ukrainske befolkningen, men også for det geopolitiske samarbeidet. Når dette skrives er utfallet av krigen helt uvisst. Den pågående krigen og pandemien har med all tydelighet synliggjort hvor sårbar den globale økonomien er. Om de forsyningsproblemer som ikke bare råvare- og energimarkedene i dag opplever vil løse seg, gjenstår å se. 

Hvordan disse forholdene i sum vil påvirke den fremtidige utviklingen i olje- og gassmarkedene er vanskelig å forutse. Samtidig vil FNs bærekraftsmål og Parisavtalens ambisjoner kreve en betydelig energiomlegging til ren energi som utfordrer fossil energi som kull, olje og gass. Retningsmessig må forbruket av gass og olje ned skal klimamålene nås. Men den grønne omstillingen tar tid, og i mellomtiden viser spesielt utviklingen i gassmarkedet det siste året hvor viktig stabile leveranser fra norsk sokkel og SDØEs portefølje er. Tiår med målrettet arbeid med miljø, klima og sikkerhet på norsk sokkel bidrar også til å styrke konkurransekraften for SDØEs olje og gass.

Troll og de andre modne feltene på norsk sokkel, med tillegg av Johan Sverdrup-feltet utgjør ryggraden i norsk petroleumsindustri generelt og SDØE-porteføljen spesielt. Det er disse feltene som er hovedårsaken til den høye og stabile produksjonen som kjennetegner SDØE-porteføljen, og det vil i årene som kommer være knyttet betydelige verdiskapingsmuligheter herfra.

Men det kreves en omfattende innsats for at disse verdiene skal realiseres. Gjennom tett samarbeid med alle aktørene på sokkelen er det flere områder som blir viktige fremover for å sikre verdiene som ligger her.

På norsk sokkel er det nå 94 felt i produksjon, et historisk høyt antall. Det vil kreve kontinuerlig innsats knyttet til videreutvikling av feltporteføljen for å realisere de enorme verdiene som fortsatt ligger i bakken. Samtidig vil nye utbygginger, spesielt fra nærfeltsleting, men også etter hvert en gradvis konsolidering av innretninger måtte tas hensyn til. Dette forutsetter et helhetlig og langsiktig perspektiv for at norsk sokkel fremdeles skal opprettholde, og helst styrke sin konkurranseposisjon. Høyest mulig sikkerhet, lavest mulig produksjonskostnader og lave utslipp vil bli avgjørende i framtiden.  

Gjennom bedre boreprosesser kan flere brønner bores og dermed utvinningsgraden økes. En stadig større andel av oljeproduksjonen kommer etter hvert fra modne felt. Brønnvedlikehold og boring av nye produksjonsbrønner er svært viktig for å realisere det gjenværende potensialet på feltene. Dette gir god utnyttelse av eksisterende infrastruktur ved at nye identifiserte ressurser raskt kan fases inn.

For å kunne identifisere mulighetene for flere brønner kreves det inngående reservoarforståelse. Nyskapende løsninger innen spesielt digitalisering vil bli avgjørende. Her har oljeindustrien på norsk sokkel historisk ligget i forkant, en egenskap som bransjen må sørge for å videreutvikle. Det er viktig at industrien ikke slipper tak i det langsiktige arbeidet som er satt i gang for ytterligere effektivisering, herunder teknologiutvikling, digitalisering av arbeidsprosesser og datadeling på tvers av industrien.

Norsk sokkel har allerede lave klimagassutslipp i internasjonal sammenheng. Både felt, anlegg, infrastruktur og olje- og gass kan være gjenstand for klimareduserende tiltak. Ytterligere reduksjon av klimagassutslipp vil i stor grad kreve videre elektrifisering med kraft fra land eller eventuelt havvind. Reduksjoner kan også oppnås gjennom energieffektivisering, samt anvendelse av hydrogen og ammoniakk til produksjon av kraft. Løsninger med områdeperspektiv bidrar til å realisere tiltak som er vanskelig å gjennomføre for enkeltfelt.

Produksjon av hydrogen og ammoniakk fra naturgass forutsetter tilgang på karbonlager. På norsk sokkel har selskapene lang erfaring med karbonlagring og det er kartlagt en rekke nye områder for lagring av CO₂. Flere lisenser til CO₂-lagring forventes å bli tildelt de neste årene.

Vi står overfor store utfordringer knyttet til klima, grønn omstilling og forsyningssikkerhet for energi. Det er et omfattende energisamarbeid, særlig i Europa, og det er viktig at dette også fortsetter inn mot en lavkarbon-framtid. Selv om dette haster, er det viktig finne en god balanse mellom fossil og fornybar energi. Olje og gass kan ikke fases ut før bærekraftige alternativer er på plass. En slik situasjon kan bidra til å skape høye priser og økt volatilitet, som igjen gir et marked i ubalanse. Det er et utfall som verken produsenter, konsumenter og ikke minst klima er tjent med.

Med store ressurser og høy kompetanse innen sentrale områder som blant annet offshoreaktiviteter, store industriprosjekter og teknologiutvikling har vår industri gode forutsetningene for å lykkes i omstillingen. Gjennom dette vil det kunne skapes verdier og økt sysselsetting både nasjonalt og internasjonalt. Norsk sokkel er svært konkurransedyktig som følge av et godt tilpasset rammeverk, et mangfold av selskaper og godt samarbeid blant myndigheter, selskaper og arbeidstakere.  

Olje- og gassindustrien skal fortsette arbeidet med å levere bærekraftig og sikker energi til våre kjernemarkeder. SDØE-porteføljen har et konkurransefortrinn i form av lave utslipp fra produksjon og transport sammenlignet med annen olje og gass internasjonalt. Dette gir det et godt utgangspunkt for å videreutvikle karbonnøytrale verdikjeder som igjen vil kunne styrke norsk sokkels konkurransekraft i et generasjonsperspektiv.

Den nødvendige avkarboniseringen av energisystemene vil kreve økt integrasjon i verdikjedene. Opprettholdelse av Norge som en industriell energi-gigant vil kreve betydelig evne til omstilling. SDØE og Petoro vil fortsette å være en drivkraft på norsk sokkel, også i det fremtidige energibildet

Last ned utskriftsvennlig versjon