Årsrapport for SDØE og Petoro 2022
Last ned rapport     |     petoro.no

SDØE - Noter

Note 11 - Varelager

Alle tall i millioner kroner20222021
Petroleumsprodukter1 358599
Reservedeler1 6551 530
Varelager3 0132 130
Petroleumsprodukter omfatter LNG og gass. SDØE fører ikke varelager på råolje da forskjellen mellom produsert og solgt volum inngår i over/ underlift. Ikke relevant ved kontantprinsippet. 

 

Note 12 - Kundefordringer

Kundefordringer og øvrige fordringer er oppført til pålydende i NGAAP etter fradrag for påregnelige tap.

 

Note 13 - Nærstående parter

Staten ved Nærings- og fiskeridepartementet eier 67 prosent i Equinor og 100 prosent i Gassco ved Olje- og energidepartementet. Selskapene defineres som nærstående parter til SDØE. Petoro, som rettighetshaver for SDØE, har vesentlige deltakerandeler i rørledninger og landanlegg som opereres av Gassco. 

Equinor er kjøper av statens olje, kondensat og NGL. Samlet salg av olje, kondensat og NGL fra SDØE til Equinor beløp seg til 121 milliarder kroner (tilsvarende 130 millioner fat o.e.) i 2022 mot 83 milliarder kroner (143 millioner fat o.e.) i 2021.

Equinor selger og markedsfører statens naturgass for statens regning og risiko, men i Equinors navn og sammen med Equinors egen gass. Staten mottar markedsverdi for salget av disse volumene. I 2022 solgte staten tørrgass direkte til Equinor som kjøper til en verdi av 2 447 millioner kroner mot 763 millioner i 2021. Staten har dekket sin relative andel av Equinors kostnader forbundet med transport, lagring og prosessering av tørrgass, for kjøp av tørrgass for videresalg samt gassalgsadministrasjon, totalt 48,7 milliarder kroner i 2022 mot 21,8 milliarder i 2021. Mellomværende med Equinor var 16,0 milliarder kroner i SDØEs favør omregnet til kurs på balansedagen mot 16,7 milliarder i 2021.
 
Under avsetningsinstruksen er SDØE deltaker med en økonomisk andel i Equinor Natural Gas LLC (ENG) i USA. Kontantstrømmene fra ENG gjøres opp løpende på månedsbasis i forbindelse med kjøp og salg av LNG. SDØE er også med som deltaker i Equinors investering i Danske Commodities (DC) under avsetningsinstruksen for den del som henføres til gassvirksomheten. Deltakerandelen gir rett på en andel av fremtidig resultat. Investeringene er nærmere omtalt i note 10.

Mellomværende og transaksjoner i tilknytning til aktiviteter i utvinningstillatelsene er ikke inkludert i ovennevnte beløp og således er det ikke gitt opplysninger om mellomværende og transaksjoner i tilknytning til lisensaktiviteter verken med Equinor eller Gassco. SDØE deltar som partner i utvinningstillatelser på norsk sokkel. Disse regnskapsføres etter bruttometoden.

 

Note 14 - Egenkapital

Alle tall i millioner kroner20222021
Egenkapital per. 1.1187 190151 113
Årets resultat539 208222 135
Kontantoverføring til staten-528 171-186 058
Egenkapital per 31.12198 227187 190
Ikke relevant ved kontantprinsippet.  
 

Note 15 - 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. I 2022 var diskonteringsrenten 3,0 % mot 1,9 % i 2021.

Estimatet for fjerningskostnader er netto nedjustert med 10,0 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 kroner20222021
Forpliktelse per 1.178 73484 029
Nye forpliktelser4 3210
Faktisk fjerning-782-364
Endring estimat-940-3 483
Endring diskonteringsrente-14 144-2 874
Rentekostnad1 4881 426
Forpliktelse per 31.1268 67778 734
Det er i 2022 påløpt 782 millioner kroner til nedstengning og fjerning som inngår i regnskap etter kontantprinsippet under driftsutgifter. Estimerte utgifter for 2023 knyttet til nedstengning og fjerning er 830 millioner kroner SDØE andel.    

 

Note 16 - 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 633 millioner kroner per 31.12.2022. Av dette kommer 245 millioner kroner til utbetaling i 2023 og 388 millioner skal betales de påfølgende to år. Utbetalingen for 2023 er klassifisert som kortsiktig gjeld i balansen.

Forpliktelser for tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler relatert til fjerning er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 1 851 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 mot Equinor knyttet til investeringen for SDØE andel var per årsslutt 19 461 millioner kroner, hvorav 1 190 millioner kroner er historisk anskaffelseskost og resterende beløp knytter seg til investeringer i gassvirksomheten. 

Øvrig langsiktig gjeld er på 632 millioner kroner. 

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

 

Note 17 - Annen kortsiktig gjeld

Annen kortsiktig gjeld i NGAAP som forfaller i løpet av 2023 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 18 - 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 12 406 millioner kroner i eiendeler og 19 684 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2022. Tilsvarende tall ved utgangen av 2021 var 19 814 millioner kroner i eiendeler og 10 280 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av børsnoterte “futures” og ikke børsnoterte instrumenter. Markedsverdien av innebygde derivater er knyttet til kontrakter inngått med sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2022 utgjorde dette 239 millioner kroner i eiendeler og 219 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2021 var 188 millioner kroner i eiendeler og 0 millioner kroner i forpliktelser. Netto urealisert tap på utestående posisjoner per 31.desember 2022 er under norsk regnskapslov og god regnskapsskikk kostnadsført.

Prisrisiko
SDØEs mest betydelige prisrisiko er relatert til fremtidige markedspriser på olje og naturgass. Gjennom avsetningsinstruksen gitt til Equinor er SDØE eksponert for både positive og negative prisbevegelser. For å styre prisrisiko knyttet til naturgass inngår Equinor på vegne av fellesporteføljen råvarebaserte derivatkontrakter som inkluderer futures, ikke-børsnoterte (over-the-counter – OTC) terminkontrakter og ulike typer bytteavtaler. Kontraktene som inngås har normalt en løpetid på under tre år. Den bilaterale gassalgsporteføljen er eksponert mot ulike prisindekser og mot en kombinasjon av lange og kortsiktige prispunkter. Equinor kjøper all olje, NGL og kondensat fra SDØE til markedsbaserte priser.

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 2022 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 19 - Leieavtaler/kontraktsforpliktelser

Alle tall i millioner kronerLeieavtalerTransportkapasitet- og øvrige forpliktelser
20232 2321 981
20246921 043
2025263909
2026178762
202785484
Deretter179514
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 13 brønner med en forventet kostnad i 2023 på 1,7 milliarder kroner. 

For SDØE er det også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 10 milliarder kroner for 2023 og 22 milliarder kroner for senere perioder, totalt 32 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente budsjetter og arbeidsprogram forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2023. De nevnte forpliktelser er inkludert i budsjett og arbeidsprogram for 2023.   

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 978 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 20 - 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 nåværende tidspunkt. Det antas ikke at SDØEs økonomiske stilling vil bli vesentlig negativt påvirket av utfallet av slike tvister. Det blir 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. Det er ikke avsatt for slike forhold i årsregnskapet for 2022. 

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 2022.

Ikke relevant ved kontantprinsippet. 

 

Note 21 - 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 bokførte verdier på varige driftsmidler, reserver, nedstengning og fjerning av installasjoner, undersøkelseskostnader og finansielle instrumenter vil kunne ha størst betydning.  

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. Verdivurderingen er iboende usikker grunnet den skjønnsmessige karakteren til de underliggende estimatene. Denne risikoen har økt som følge av de nåværende markedsforholdene med raske svingninger i tilbud og etterspørsel etter olje og gass som forårsaker mer volatilitet i prisene.  

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 forventede reservene som danner grunnlag for avskrivningskostnadene, har stor betydning for resultatet og justeringer i reservegrunnlaget kan medføre store endringer på SDØEs resultat. 

For nedstengings- og fjerningsforpliktelser vil det være knyttet stor estimatusikkerhet til flere faktorer i fjerningsestimatene, inkludert forutsetninger for fjerning og estimeringsmetode, samt teknologi og fjerningstidspunkt. I tillegg kan endringer i diskonteringsrente og anvendte valutakurser påvirke estimatene i vesentlig grad, og den etterfølgende justeringen av forpliktelsen involverer dermed betydelig skjønn.

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. 

Det vises for øvrig til beskrivelse av selskapets regnskapsprinsipper, note 15 og note 18, som beskriver selskapets behandling av undersøkelseskostnader, usikkerhet med hensyn til fjerning, og finansielle instrumenter.  

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

 

Note 22 - Forventede gjenværende olje- og gassreserver - ikke revidert

Note22-no
*   Olje inkluderer NGL og kondensat

Ved utgangen av året var porteføljens forventede gjenværende reserver 4779 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.), en nedgang på 193 millioner fat o.e. sammenlignet med utgangen av 2021. Reservetilveksten var 188 millioner fat o.e. og kommer hovedsakelig fra prosjektene Dvalin (inkl. Dvalin Nord) og Irpa, samt Gullfaks Sør, Statfjord nedblåsing og Åsgard (Blåbjørn). Med en produksjon på 381 millioner fat o.e. ga dette en reserveerstatningsgrad på 49% sammenlignet med 80% i 2021 og 20% i 2020.

 

Note 23 - Hendelser etter balansedagen

Det har ikke vært noen vesentlige hendelser etter balansedagen som har påvirkning på de rapporterte tallene i regnskapet.