SDØE - Noter
Note 11 - Varelager
| Alle tall i millioner kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Petroleumsprodukter | 653 | 515 |
| Reservedeler | 1 775 | 1 565 |
| Varelager | 2 428 | 2 080 |
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. Kundefordringer inkluderer avsetning for forventet etteroppgjør knyttet til oppkjøp av sentral gassinfrastruktur på 2,1 milliarder kroner. Oppkjøpene er nærmere omtalt i note 1.
Note 13 - Nærstående parter
Staten ved Nærings- og fiskeridepartementet eier 67 prosent i Equinor og 100 prosent i Gassco ved 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 107 milliarder kroner (tilsvarende 131 millioner fat o.e.) i 2024 mot 106 milliarder kroner (130 millioner fat o.e.) i 2023. Fra og med januar 2024 begynte Equinor også å kjøpe LNG fra SDØE. Samlet salg av LNG volumer beløp seg til 8,3 milliarder kroner.
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 2024 solgte staten tørrgass direkte til Equinor som kjøper til en verdi av 218 millioner kroner mot 817 millioner i 2023. 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 16,9 milliarder kroner i 2024 mot 27,0 milliarder i 2023. Mellomværende med Equinor var 13,4 milliarder kroner i SDØEs favør omregnet til kurs på balansedagen mot 11,2 milliarder i 2023.
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) og Global Financial Trading (GFT) 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 kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Egenkapital per. 1.1 | 187 494 | 198 227 |
| Årets resultat | 232 108 | 266 172 |
| Kontantoverføring til staten | -220 048 | -276 905 |
| Egenkapital per 31.12 | 199 554 | 187 494 |
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 2024 var diskonteringsrenten 3,9 % mot 3,1 % i 2023.
Estimatet for fjerningskostnader er netto nedjustert med 2,9 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 kroner | 2024 | 2023 |
|---|
| Forpliktelse per 1.1 | 74 800 | 68 677 |
| Nye forpliktelser | 717 | 80 |
| Faktisk fjerning | -865 | -417 |
| Endring estimat | 6 404 | 5 734 |
| Endring diskonteringsrente | -11 447 | -1 298 |
| Rentekostnad | 2 306 | 2 024 |
| Forpliktelse per 31.12 | 71 915 | 74 800 |
Det er i 2024 påløpt 865 millioner kroner til nedstengning og fjerning som inngår i regnskap etter kontantprinsippet under driftsutgifter. Estimerte utgifter for 2025 knyttet til nedstengning og fjerning er 1,4 milliarder kroner SDØE andel.
Note 16 - Annen langsiktig gjeld
Annen langsiktig gjeld består av i hovedsak av forpliktelser for tilbakebetaling av tidligere innbetalt overskuddsandel i lisenser med netto overskuddsavtaler relatert til fjerning er inkludert i langsiktig gjeld og utgjør 1 740 millioner kroner.
Øvrig langsiktig gjeld er på 520 millioner kroner.
Ikke relevant ved kontantprinsippet.
Note 17 - Annen kortsiktig gjeld
Annen kortsiktig gjeld som forfaller i løpet av 2025 omfatter følgende:
- avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, justert for kontantinnkalling i desember utgjorde 16 366 millioner kroner per årsslutt i 2024 mot 15 100 i 2023.
- utestående gjeld mot Equinor relatert til finansielle instrumenter under avsetningsinstruksen utgjorde 0 millioner kroner per årsslutt i 2024 mot 1 062 millioner kroner i 2023.
- utestående gjeld mot Equinor relatert til investering i tilknyttet selskap utgjorde per årsslutt i 2024 0 millioner kroner mot 8 135 millioner kroner i 2023.
- andre avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, som ikke er inkludert i avregningene fra operatørene utgjorde 3 515 millioner kroner i 2024 mot 1 444 millioner kroner i 2023.
Fordringer mot lisensoperatører er klassifisert som 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 2 205 millioner kroner i eiendeler og 1 280 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2024. Tilsvarende tall ved utgangen av 2023 var 5 079 millioner kroner i eiendeler og 6 141 millioner kroner i forpliktelser. Tallene inkluderer markedsverdi av børsnoterte "futures", ikke børsnoterte instrumenter og innebygde derivater. Markedsverdien av innebygde derivater er knyttet til kontrakter inngått med sluttbrukerkunder på kontinentet. I 2024 utgjorde dette 113 millioner kroner i eiendeler og 415 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2023 var 104 millioner kroner i eiendeler og 666 millioner kroner i forpliktelser. Netto urealisert gevinst på utestående posisjoner per 31.desember 2024 er under norsk regnskapslov og god regnskapsskikk ikke inntektsført.
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, kondensat og LNG 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. Petoro utøver ikke valutasikring på fremtidig salg av petroleum fra SDØE, og eksponering i balansen per 31. desember 2023 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, kondensat og LNG 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 og marginkrav. 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 kroner | Leieavtaler | Transportkapasitet- og øvrige forpliktelser |
|---|
| 2025 | 1 268 | 1 513 |
| 2026 | 901 | 951 |
| 2027 | 183 | 643 |
| 2028 | 116 | 403 |
| 2029 | 65 | 241 |
| Deretter | 63 | 623 |
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. 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 12 brønner med en forventet kostnad i 2025 på 1,0 milliarder kroner.
For SDØE er det også inngått kontraktsmessige forpliktelser relatert til investeringer i nye og eksisterende felt. Totalt beløper dette seg til 12 milliarder kroner for 2025 og 14 milliarder kroner for senere perioder, totalt 25 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente arbeidsprogram og budsjett forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2025. De nevnte forpliktelser er inkludert i arbeidsprogram og budsjett for 2025.
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 784 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 2024.
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 2024.
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 de senere år 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 (P90) og forventede reserver (P50) i produksjon. 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
* Olje inkluderer NGL og kondensat
Ved utgangen av året var porteføljens forventede gjenværende reserver 4 129 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.), en nedgang på 346 millioner fat o.e. sammenlignet med utgangen av 2023. Reservetilveksten var 43 millioner fat o.e. og kommer hovedsakelig fra Oseberg, Gullfaks og Martin Linge. Med en produksjon på 389 millioner fat o.e. ga dette en reserveerstatningsgrad på 11% sammenlignet med 16% i 2023 og 49% i 2022.
Note 23 - Hendelser etter balansedagen
Det har ikke vært noen vesentlige hendelser etter balansedagen som har påvirkning på de rapporterte tallene i regnskapet.
