Last ned utskriftsvennlig versjon

 
 

Resultat, inntekter, kostnader og reserver
Årsresultatet i 2013¹ var 132,8 milliarder kroner sammenlignet med 150,0 milliarder i 2012. Totale driftsinntekter i 2013 var 194,3 milliarder kroner, mot 213,9 milliarder året før. Dette resulterte i en kontantstrøm til staten på 124,8 milliarder kroner i 2013 mot 146,9 milliarder i 2012. Total produksjon var 1,034 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.) per dag, om lag ni prosent lavere enn produksjonen for 2012. 

Resultat etter finansposter for 2013 på 132,8 milliarder kroner er en reduksjon på elleve prosent i forhold til 2012. Dette skyldes i hovedsak reduserte driftsinntekter fra salg av gass på 16 milliarder kroner som følge av 13 prosent lavere gassalg til to prosent lavere gasspriser sammenlignet med rekordåret 2012. Totale driftskostnader var på linje med fjoråret. Årets samlede olje- og gassalg per dag var 1,094 millioner fat o.e. mot 1,197 millioner fat o.e. i 2012².  Væskeproduksjonen falt med om lag ti prosent hvert år i perioden 2005-2010, men etter dette har fallet blitt mindre. Fra 2012 til 2013 falt oljeproduksjonen med bare fire prosent. Produksjonsfall skyldes primært modningen av store eldre oljefelt i porteføljen, men motvirkes av økt utvinningstiltak og bidrag fra nye prosjekter, herunder nye hurtigutbyggingsprosjekter. Men det bores fortsatt for lite brønner i forhold til eksisterende utvinningspotensial. 

Resultat før finansposter var 132,5 milliarder kroner. Netto finansinntekter var på 0,4 milliarder. 

Inntekter fra salg av tørrgass utgjorde 90,4 milliarder kroner i 2013, mot 106,4 milliarder kroner i 2012. Det ble solgt til sammen 39,1 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) inkludert salg av tredjeparts gass. Dette tilsvarer 674 000 fat o.e. per dag³. Gjennomsnittlig gasspris var 2,31 kroner per Sm³, to prosent lavere enn i 2012. 

Årets samlede inntekter fra olje og våtgass (NGL) var 92,6 milliarder kroner. Det totale salgsvolumet var 153,3 millioner fat o.e, eller 420 000 fat o.e per dag. Årets oppnådde gjennomsnittspris for olje var 647 kroner per fat, mot 657 kroner året før. Øvrige inntekter, som i hovedsak er tariffinntekter fra Gassled, var i 2013 11,2 milliarder kroner og på nivå med fjoråret. 
 

Investeringer var 34,4 milliarder kroner, som er en økning på hele 34 prosent i forhold til 2012. Utbyggingsinvesteringene utgjør elleve milliarder kroner i 2013 og omfatter nye utbyggingsprosjekter som Valemon, Martin Linge, hurtigutbyggingsprosjekter, havbunnskompresjon på Åsgard og nye kompressorer på Troll. Investeringer i produksjonsboring utgjør 16 milliarder kroner og reflekterer et rekordhøyt antall flyttbare boreverktøy på SDØE-felt. Inkludert balanseførte letekostnader er de totale investeringer for 2013 på 35,4 milliarder kroner.

Kostnader til drift av felt, rørledninger og landanlegg var 18,3 milliarder kroner, som er elleve prosent høyere enn fjoråret. Dette skyldes økte miljøavgifter og reklassifisering av skattekostnader for gassvirksomheten knyttet til Statoil Natural Gas LLC (SNG). Kostnadene knyttet til basis drift og vedlikehold på feltene har holdt seg på samme nivå som i 2012. Letekostnadene var 3,3 milliarder kroner, der 1,0 milliard ble balanseført som mulige og bekreftede funn, og 2,3 milliarder kostnadsført som tørre brønner. Tilsvarende beløp var 1,8 milliarder kroner i 2012, hvorav 1,1 milliarder ble kostnadsført. I 2013 ble det ferdigstilt 23 letebrønner, tolv brønner mer enn i 2012. Elleve av disse brønnene representerer nye funn. De utvinnbare ressursene i de nye funnene utgjør mellom 101 og 195 millioner fat olje og mellom 57 og 94 millioner fat o.e. gass. Til sammenligning ble det påvist mellom 470 og 580 millioner fat o.e. i 2012. 
 

Ved utgangen av 2013 var porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver 6 423 millioner fat o.e. Dette er 200 millioner fat o.e. lavere enn ved utgangen av 2012. Petoro rapporterer porteføljens forventede reserver i henhold til Oljedirektoratets klassifikasjonssystem med utgangspunkt i ressursklassene 1 – 3.

SDØE ble tilført 288 millioner fat o.e. nye reserver i 2013. Samtidig ble enkelte felt nedjustert. Netto økning i reservene ble dermed 177 millioner fat o.e, om lag halvparten fra modne felt. Det største bidraget til reserveøkning er beslutningen om deponering av CO2 i Snøhvit, økt utvinningsprosjekt på Åsgardfeltet og hurtigutbyggingsprosjektet Delta 2 i Oseberg. Netto reserveerstatningsgrad for 2013 ble 47 prosent, mot 67 prosent for 2012. Porteføljens gjennomsnittlige reserveerstatningsgrad de siste tre år er 91 prosent. Tilsvarende for perioden 2010 - 2012 var 87 prosent. Reserveerstatningsgraden vil variere fra år til år og var spesielt høy i 2011 (160 prosent) som følge av beslutningen om nye kompressorer på Troll.  

Petoro Iceland AS ble etablert i desember 2012 som et heleid datterselskap av Petoro AS, se omtale av selskapet lengre bak. 
 

 
¹ Alle tall er i henhold til norsk regnskaps-lov og god regnskapsskikk (NRS)  

² Salg av egenprodusert olje, NGL og gass i 2013 var 1,041 millioner fat o.e. per dag mot 1,129 millioner fat o.e. i 2012

³ 1 milliard Sm3 gass = 1 million Sm3 o.e. 1 million Sm3 o.e. tilsvarer om lag 17 200 fat o.e. per dag (17,2 kboed)
 

Neste side>>