Årsrapport for SDØE og Petoro 2021
Last ned rapport     |     petoro.no

SDØE - Noter

Note 11 - Investeringer i tilknyttet selskap

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. 

SDØE innregnet en investering knyttet til Equinors oppkjøp av Danske Commodities (DC) under avsetningsinstruksen i 2019. DC er et av Europas største selskaper innen kortsiktig elektrisitetshandel. Kortsiktig gasshandel inngår også i aktiviteten til selskapet. Selskapet har hovedkontor i Aarhus, Danmark. Selskapet er formelt eid av Equinor, men SDØE deltar i investeringen gjennom avsetningsinstruksen for den delen av virksomheten som relatere seg til gassvirksomhet. Avtale om oppkjøp ble sluttført 1. februar 2019. SDØEs deltakelse i DC er vurdert som investering i tilknyttet selskap og bokføres etter egenkapitalmetoden. SDØE har etter transaksjonstidspunktet rett på en andel av resultatet fra gassvirksomheten som faller inn under avsetningsinstruksen. Investeringen ble ved anskaffelsestidspunktet i 2019 ført til opprinnelig anskaffelseskost 1 190 millioner kroner. 

I tillegg til ENG og DC er aksjepost i Norpipe Oil AS inkludert i tabellen under.
Alle tall i millioner kroner20212020
Finansielle anleggsmidler 1.11 2891 464
Årets andel av resultat i tilknyttet selskap-979-202
Årets tilgang 1 51827
Finansielle anleggsmidler 31.121 8271 289

Note 12 - Nedstengning/fjerning

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, samt teknologi og fjerningstidspunkt. Fjerningstidspunkt antas i hovedsak å inntreffe ett til to år etter produksjonsslutt, se note 24.  

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 5,3 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør, endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning samt endring i diskonteringsrente. 
Alle tall i millioner kroner20212020
Forpliktelse per 1.184 02969 883
Nye forpliktelser0146
Faktisk fjerning-364-310
Endring estimat og diskonteringsrente-6 35712 696
Rentekostnad1 4261 605
Forpliktelse per 31.1278 73484 029
Det er i 2021 påløpt 364 millioner kroner til nedstengning og fjerning som inngår i regnskap etter kontantprinsippet. Estimerte utgifter for 2022 knyttet til nedstengning og fjerning er 700 millioner kroner SDØE andel. 

Note 13 - Annen langsiktig gjeld

Annen langsiktig gjeld i NGAAP består av:
  • gjeld i forbindelse med finansielle leieavtaler av tre LNG-skip levert i 2006 
  • uopptjent inntekt ved forventet tilbakebetaling av overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler
  • gjeld til Equinor i forbindelse med oppkjøp av Danske Commodities 

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 754 millioner kroner per 31.12.2021. Av dette kommer 219 millioner kroner til utbetaling i 2022 og 535 millioner skal betales de påfølgende tre år.

Forpliktelser for tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler relatert til fjerning er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 1 782 millioner kroner. 

Equinor sluttførte oppkjøpet av Danske Commodities i 2019. SDØE ble deltaker i den del av oppkjøpet som knytter seg til gassvirksomheten under avsetningsinstruksen. Utestående gjeld knyttet til investeringen for SDØE andel var på årsslutt 2 772 millioner kroner.

Øvrig langsiktig gjeld er på 668 millioner kroner. 

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

Note 14 - Annen kortsiktig gjeld

Annen kortsiktig gjeld i NGAAP som forfaller i løpet av 2021 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
  • mellomværende mot Equinor relatert til finansielle instrumenter under avsetningsinstruksen

Fordring mot lisensoperatører er flyttet fra kortsiktig gjeld til omløpsmidler i rapporten.

Ikke relevant ved kontantprinsippet.
 

Note 15 - Finansielle instrumenter og risikostyring

Under avsetningsinstruksen gitt til Equinor benyttes avledede finansielle instrumenter (derivater) for å styre risiko i SDØE-porteføljen. 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 19 814 millioner kroner i eiendeler og 10 280 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2021. Tilsvarende tall ved utgangen av 2020 var 2 557 millioner kroner i eiendeler og 1 785 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 2021 utgjorde dette 188 millioner kroner i eiendeler og 0 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2020 var 187 millioner kroner i eiendeler og 0 millioner kroner i forpliktelser. Netto urealisert gevinst på utestående posisjoner per 31.desember 2021 er under norsk regnskapslov og god regnskapsskikk ikke inntektsført.

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 2021 er i stor grad knyttet til èn måneds utestående inntekt.  

Renterisiko
SDØE er eksponert mot renterisiko primært gjennom finansielle leasing kontrakter. Disse regnskapsføres i SDØE etter norsk regnskapslov og god regnskapsskikk. 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 som vurderes å ha høy kredittverdighet, 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.
 

Note 16 - Leieavtaler/kontraktsforpliktelser

Alle tall i millioner kronerLeieavtalerTransportkapasitet- og øvrige forpliktelser
20223 3141 272
20231 860 1 071
2024550785
2025170624
2026150296
Deretter211328
Leieavtaler representerer driftsrelaterte kontraktsforpliktelser ved leie av rigger, forsyningsskip, produksjonsskip, helikoptre, standby båter, baser og lignende som oppgitt av den enkelte operatør.

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 15 brønner med en forventet kostnad i 2022 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 9 milliarder kroner for 2022 og 17 milliarder kroner for senere perioder, totalt 26 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2022. De nevnte forpliktelser er inkludert i budsjett og arbeidsprogram for 2022.   

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 870 millioner 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.
 

Note 17 - Andre forpliktelser

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 og krav. 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, eller når dom foreligger og SDØE er på tapende parts side, uavhengig av om dommen ankes og tvisten er til videre behandling i rettssystemet. I 2021 er det reversert en tapsavsetning knyttet til en fremtidig transportkapasitetsavtale fra 2020 på 1,3 milliarder kroner.

Enkelte langsiktige gassalgsavtaler inneholder prisrevisjonsklausuler som kan føre til krav som blir gjenstand for voldgift. SDØEs eksponering knyttet til pågående prisrevisjon er vurdert til ikke å ha vesentlig effekt på SDØEs resultat eller økonomiske stilling. Basert på SDØEs vurderinger er det ikke gjort noen vesentlige avsetninger for prisrevisjon i årsregnskapet for 2021.

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 
 

Note 18 - Vesentlige estimater

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 forventede reserver. Denne felles andelen benyttes for å kalkulere avskrivningsgrunnlaget for hvert felt. De nedjusterte forventende reservene 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.
 

Note 19 - Egenkapital

Alle tall i millioner kroner20212020
Egenkapital per. 1.1151 113162 070
Årets resultat222 13547 754
Kontantoverføring til staten-186 058-58 711
Egenkapital per 31.12187 190151 113
Ikke relevant ved kontantprinsippet.  
 

Note 20 - Revisor

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 2021 – 30. april 2022, og resultatet av revisjonen vil bli rapportert i form av en revisjonsberetning innen 1. mai 2022. 

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.
 

Note 21 - Forventede gjenværende olje- og gassreserver - ikke revidert

Note21-nor
*   Olje inkluderer NGL og kondensat

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.
  

Note 22 - 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. SDØE har kostnadsført 562 millioner kroner til forskning og utvikling i 2021 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret.
 

Note 23 - Hendelser etter balansedagen

Det har ikke vært noen betydelige hendelser etter balansedagen.