SDØE - Noter
Note 1 - Overdragelse og endring av eierandeler
I januar 2024 gjennomførte Energidepartementet tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2023) hvor 20 utvinningstillatelser ble tildelt med SDØE-deltakelse. I løpet av 2024 ble det fradelt 3 utvinningstillatelser fra eksisterende lisenser med SDØE-deltakelse og 15 utvinningstillatelser ble tilbakelevert. I januar 2025 gjennomførte Energidepartementet tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2024) hvor ytterligere 13 utvinningstillatelser ble tildelt med SDØE-deltakelse.
I november 2024 signerte Energidepartementet avtaler med syv selskaper om kjøp av eierandeler i den sentrale gasstransportinfrastrukturen. Transaksjonene medførte at staten etter oppkjøpene eier 100 % av gasstransportsystemet Gassled, 81,3 % av prosessanlegget Nyhamna og 90 % av rørledningen Polarled. Avtalene ble inngått med økonomisk virkning fra 1. januar 2024, mens gjennomføringsdato ble satt til 23. desember 2024. Samlet vederlag var på om lag 18,1 milliarder kroner per verdsettelsestidspunktet. I tillegg ble selgerne kompensert for gjenværende skattebalanser på 0,5 milliarder kroner og renter på 0,9 milliarder kroner. I forbindelse med oppkjøpene ble det gjennomført et pro et contra-oppgjør for å justere for kontantstrømmene i perioden mellom den effektive datoen 1. januar 2024 og gjennomføring av transaksjonene i desember 2024. Ved gjennomføringen av oppkjøpet ble netto kontantstrøm for de ti første månedene av 2024, gjort opp sammen med vederlaget. Kontantstrømmen for november og desember 2024 håndteres som et etteroppgjør i 2025, og forventet etteroppgjør er estimert til 2,1 milliarder kroner og er avsatt i regnskapet. Netto pro et contra-oppgjør for de ti første månedene ble om lag 6,8 milliarder kroner og trukket fra det opprinnelige brutto vederlaget på 19,5 milliarder kroner, slik at samlet vederlag utbetalt av staten på gjennomføringsdato ble om lag 12,7 milliarder kroner.
I 2024 og med effekt fra 1. januar 2025 gjennomførte Petoro og Equinor en verdinøytral avtale om bytte av deltakerandeler i Haltenbanken-området. Gjennom avtalen mottar Petoro eierandeler på 22,5 prosent i Tyrihans, 3,7 prosent i Johan Castberg, 9,3 prosent i Carmen-funnet og 10 prosent i Beta-funnet og bytter samtidig bort eierandeler på 21,4 prosent i Heidrun og 7,5 prosent i Noatun.
Note 2 - Spesifikasjon av driftsinntekter per område
| Alle tall i millioner kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Lisens | 281 308 | 311 158 |
| Infrastruktur og Marked | 26 367 | 44 609 |
| Netto overskuddsavtaler | 1 237 | 1 051 |
| Eliminering internt salg | -4 103 | -4 128 |
| Sum driftsinntekter (NGAAP) | 304 809 | 352 690 |
| | |
| Omregning til kontante størrelser | 9 065 | 10 803 |
| Sum kontantprinsippet | 313 874 | 363 492 |
Infrastruktur og Marked består i all hovedsak av inntekter fra videresalg av gass, tariffinntekter for transport og prosessering, urealisert tap og inntekter trading varelager. Trading varelager omhandler i hovedsak fysiske volumer.
Note 3 - Spesifikasjon av driftsinntekter per produkt
| Alle tall i millioner kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Råolje, NGL og kondensat | 106 960 | 106 685 |
| Gass | 183 593 | 231 597 |
| Transport- og prosesseringsinntekter | 12 393 | 12 688 |
| Andre inntekter | 626 | 670 |
| Netto overskuddsavtaler | 1 237 | 1 051 |
| Sum driftsinntekter (NGAAP) | 304 809 | 352 690 |
| | |
| Omregning til kontante størrelser | 9 065 | 10 803 |
| Sum kontantprinsippet | 313 874 | 363 492 |
All olje, NGL, kondensat og LNG fra SDØE selges til Equinor. All tørrgass omsettes av Equinor gjennom avsetningsinstruks gitt til Equinor for SDØEs regning og risiko. Gassen blir i all hovedsak solgt til kunder i Europa via bilaterale salgskontrakter, eller over "trading desk". I 2023 var det under gassinntekter avsatt 1,1 milliarder kroner i netto urealisert tap på utestående finansielle derivater knyttet til gassvolumer. Det urealisert tapet er reversert i 2024. For mer informasjon om finansielle derivater henvises det til note 18 om finansielle instrumenter.
Note 4 - Spesifikasjon av produksjons- og andre driftskostnader per område
| Alle tall i millioner kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Produksjonskostnader | | |
| Lisens | 18 688 | 17 988 |
| Infrastruktur og Marked | 5 604 | 5 374 |
| Sum produksjonskostnader | 24 292 | 23 362 |
| | |
| Transport og prosesseringskostnader | | |
| Lisens | 15 457 | 15 813 |
| Infrastruktur og Marked | 68 | 86 |
| Eliminering internt kjøp | -4 103 | -4 128 |
| Sum transport og prosesseringskostnader | 11 422 | 11 771 |
| | |
| Andre driftskostnader | | |
| Kostnader til gasskjøp, lager og administrasjon | 5 561 | 15 804 |
| Sum andre driftskostnader | 5 561 | 15 804 |
| | |
| Sum driftskostnader | 41 275 | 50 937 |
| Omregning til kontante størrelser | 1 924 | 4 173 |
| Sum kontantprinsippet | 43 199 | 55 110 |
Produksjonskostnadene var 24 milliarder kroner, 1 milliard kroner høyere enn året før. Økningen skyldes generell økning i drifts- og vedlikeholdskostnader på flere felt, delvis motvirket av reduserte kostnader til strøm og miljøavgifter.
Transportkostnadene var 11 milliarder kroner, som er på nivå med året før.
Reduserte kostnader relatert til gasskjøp, lager og administrasjon skyldes i hovedsak lavere gasspriser i kombinasjon med reduserte volumer.
Over/ underløft er inkludert i tallet for Infrastruktur og Marked under produksjonskostnader. Gassled og annen gassinfrastruktur er organisatorisk plassert under Infrastruktur og Marked for rapportering av produksjonskostnader og transport- og prosesseringskostnader.
Note 5 - 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 736 millioner kroner til forskning og utvikling i 2024 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret.
Note 6 - 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 2024 – 30. april 2025, og resultatet av revisjonen vil bli rapportert i form av en revisjonsberetning innen 1. mai 2025.
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 som intern revisor en revisoruttalelse til styret i henhold til internasjonale revisjonsstandarder. Honoraret til PwC er belastet regnskapet til Petoro AS.
Note 7 - Netto finansposter
| Alle tall i millioner kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Renteinntekter | 167 | 195 |
| Andre finansinntekter | 0 | 1 |
| Valutagevinst | 3 175 | 7 298 |
| Valutatap | -2 014 | -3 479 |
| Valutatap/gevinst urealisert | 762 | -1 544 |
| Rentekostnader | -117 | -856 |
| Andre finanskostnader | 0 | 0 |
| Renter på fjerningsforpliktelse | -2 306 | -2 024 |
| Netto finansposter | -333 | -409 |
Ikke relevant ved kontantprinsippet.
Note 8 - Renter inkludert i SDØEs bevilgningsregnskap
Renter av statens faste kapital er inkludert i regnskapet etter kontantprinsippet. Rentebeløpene er beregnet i samsvar med krav i oppdragsbrevet for 2024 gitt til Petoro AS fra Nærings- og fiskeridepartementet.
Driften skal belastes med renter på statens faste kapital for å ta hensyn til kapitalkostnader, og gi et mer korrekt bilde av ressursbruken. Dette er en kalkulatorisk kostnad uten kontanteffekt.
Kontantregnskapet inkluderer et mellomværende med staten som utgjør differansen mellom bokført beløp på kapittel/post i bevilgningsregnskapet og inn- og utbetalinger på oppgjørskontoene i Norges Bank.
Rente på mellomregning med staten er beregnet i samsvar med oppdragsbrev for 2024 gitt til Petoro AS fra Nærings- og fiskeridepartementet. Rentesatsen som er benyttet er knyttet opp mot renten på kortsiktige statspapirer og tilsvarer rentesats for kortsiktige kontolån til statskassen beregnet med utgangspunkt i månedlig gjennomsnittlig saldo på mellomregningen med staten.
Ikke relevant for regnskap etter regnskapsloven (NGAAP).
Note 9 - Spesifikasjon av anleggsmidler
*Overføringer gjelder feltene Haltenbanken Vest og Tyrving som ble satt i drift i løpet av 2024. I tillegg er balanseførte letekostander knyttet til Johan Castberg overført til felt under utvikling.
Tilgang i 2024 for rørledninger og landanlegg inkluderer kjøp av eierandeler i sentral gassinfrastruktur på 11 milliarder kroner. Arbeidskapitalposter på netto 0,4 milliarder kroner er klassifisert som omløpsmidler og kortsiktig gjeld. For ytterligere omtale av transaksjonene henvises det til note 1.
Det er foretatt reversering av historiske nedskrivinger på Martin Linge feltet på 2 084 millioner kroner, primært som følge av oppdaterte produksjonsprofiler.
I nedskrivningsvurderingene er Petoros vurdering av forventningsrette kontantstrømmer lagt til grunn (markedspriser, produksjon, investeringer, kostnader og valutaforutsetninger). Diskonteringsrenten ved beregning av bruksverdi er 7-8 prosent reelt. Inflasjon er anslått til 2 prosent årlig. Der bruksverdien er vurdert lavere enn bokført verdi, er eiendelene nedskrevet til bruksverdi.
Prisforutsetningene benyttet i beregning av nedskrivninger for 2024 er: | Reelle priser/år | 2025 | 2027 | 2030 | 2050 |
|---|
| Olje NOK/fat | 787 | 714 | 697 | 615 |
| Gasspris NOK/Sm3 | 5,0 | 3,5 | 3,1 | 2,9 |
Ved utarbeidelsen av prisprognosene for olje og gass hensyntas flere ulike scenarier – deriblant scenariene til Det internasjonale energibyrået (IEA) i rapporten World Energy Outlook.
Risikoen for perioder med både lavere og høyere priser er imidlertid betydelig og volatilitet kan forventes.
Sensitivitetsanalyse
Tabellen under viser alternative beregninger av reversering (+)/nedskrivning (-) i 2024 under ulike forutsetninger for hele SDØE-porteføljen, gitt at alle andre forutsetninger holdes konstant. En prisreduksjon på 10 % på alle produkter ville gitt en redusert reversering av historiske nedskrivninger på 1 713 millioner kroner totalt for SDØE-porteføljen. I tillegg er SDØE porteføljen testet for verdifall basert på scenarioer fra IEA. Prisene fra disse scenariene er oppgitt i reelle 2024-termer for 2030, 2040 og 2050. Fremtidige forventede priser er anvendt for 2025, og de er lineært interpolert fra pris for 2025 til IEAs scenario-priser for 2030, 2040 og 2050. Tallene til venstre representerer alternative beregninger av reversering av historiske nedskrivninger, og tallene til høyre viser endringer fra rapportert reversering av historisk nedskrivning for 2024 på 2 084 millioner kroner.
| IEA scenario | Priser for 2030, 2040 og 2050 | Alternative beregninger av reversering/nedskrivning for 2024 | Økning / reduksjon (-) av reversering/nedskrivning for 2024 |
|---|
| Net zero | Olje 431-308-256 NOK/fat, Gass 1,7-1,6-1,6 NOK/sm3 | -1 024 | -3 108 |
| Announced pledges | Olje 738-646-595 NOK/fat, Gass 2,3-2,0-2,0 NOK/sm3 | 2 150 | 66 |
| Stated policies | Olje 810-789-769 NOK/fat, Gass 2,5-3,0-3,0 NOK/sm3 | 2 728 | 644 |
Kun «net zero»-scenariet resulterer i nedskrivninger sammenlignet med det gjeldende grunnscenariet for SDØEs portefølje. Analysen som er utført indikerer at risikoen for eventuelle strandede eiendeler i SDØEs portefølje er begrenset under gjeldende markedsforutsetninger.
Finansielle anleggsmidler på 3 104 millioner kroner inkluderer kapasitetsrettigheter for regassifisering av LNG på Cove Point terminalen i USA med en tilhørende avtale om salg av LNG fra Snøhvit til Equinor Natural Gas LLC (ENG) i USA, samt SDØEs andel av Equinors investering i Danske Commodities (DC). 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. SDØEs andel av DC knytter seg til gassvirksomhet under avsetningsinstruksen. Virksomhetene vurderes som investeringer i tilknyttede selskaper og bokføres etter egenkapitalmetoden (se for øvrig note 10).
Note 10 - 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.
Fra og med 2023 har SDØE innregnet investering knyttet til Equinors finansielle gasshandelsvirksomhet, herunder Global Financial Trading (GFT). GFT drives fra Storbritannia og er formelt eid av Equinor, men SDØE deltar i investeringen gjennom avsetningsinstruksen for en andel av virksomheten som berører det europeiske gassmarkedet. SDØEs deltakelse i GFT er vurdert som investering i tilknyttet selskap og bokføres etter egenkapitalmetoden.
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. 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 relaterer seg til gassvirksomhet. 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. Kontantstrømmer knyttet til investeringen gjøres opp etterskuddsvis per kvartal. Investeringen ble ved anskaffelsestidspunktet i 2019 ført til opprinnelig anskaffelseskost 1 190 millioner kroner. SDØEs andel av investeringer i gassvirksomheten i DC regnskapsføres som økt netto kapitalinnskudd eller -uttak. *Bokført verdi av aksjeposten i Norpipe Oil AS utgjør null kroner og inngår derfor ikke i tabellen ovenfor.
