Last ned utskriftsvennlig versjon

 
 

SDØE-ordningen ble opprettet i 1985. Ordningen innebærer at staten deltar som direkte investor i petroleumsvirksomheten på norsk sokkel slik at staten får inntekter og utgifter forbundet med SDØEs andeler. Petoro opptrer som rettighetshaver for statens andeler i utvinningstillatelser, felt, rørledninger og landanlegg, og skal ivareta porteføljen på et forretningsmessig grunnlag. Petoro bidro som forvalter av SDØE med en kontantstrøm på 87 milliarder kroner i 2017, en betydelig del av statens totale inntekter fra petroleumsvirksomheten. 

Utviklingstrekk i omgivelsene 

De siste årene har olje- og gassindustrien gjennomgått store endringer, også på norsk sokkel. Lave priser og økt usikkerhet knyttet til etterspørsel og tilbud av olje og gass på lengre sikt har tydeliggjort behovet for effektivisering og omstilling. I denne situasjonen har industrien og aktørene på relativt kort tid klart å redusere kostnadene betydelig og dermed økt konkurransekraften på den norske kontinentalsokkel.
2017 var første året siden finanskrisen at økonomien i alle verdensdeler opplevde vekst. Ved inngangen til 2018 er sentrale økonomiske nøkkeltall bedre enn på mange år, og samlet global økonomisk vekst overrasket positivt i 2017 med hele 3,7 prosent.

Etter en periode med overforsyning har det i løpet av 2017 vært en rebalansering av oljemarkedet. Dette er godt hjulpet av bred global etterspørselsvekst, som med 1,8 millioner fat per dag var den sterkeste siden 2010. På tilbudssiden opprettholdt OPEC kuttavtalen på 1,2 millioner fat per dag gjennom året, og i november 2017 ble den besluttet videreført ut 2018. Amerikansk skiferoljeproduksjon er igjen i vekst, og omfanget av skiferolje sammen med geopolitisk uro i Midtøsten er sentrale usikkerhetsfaktorer for oljeprisens videre utvikling. Oljeprisen startet året på rundt 55 dollar per fat, men falt jevnt mot sommeren og nådde et bunnpunkt for året på 44 dollar per fat i midten av juni. Prisen styrket seg ut over året og endte i slutten av året på 66 dollar per fat. Gjennomsnittlig realisert oljepris for SDØE ble 449 kroner per fat, 88 kroner høyere enn i 2016. Målt i dollar per fat var gjennomsnittsprisen 54,2 i 2017 mot 43,1 i 2016.  

Europeisk gassetterspørsel fortsatte den gode utviklingen fra 2016 og vokste med om lag 5 prosent i 2017. Noe av veksten tilskrives faktorer som kaldere og tørrere værforhold i Europa. Det har imidlertid også vært mer strukturell vekst i etterspørselen fra kraftsektoren drevet av høyere kullpriser og at kullkraftverk har blitt faset ut. Samtidig som både norsk og russisk gasseksport til Europa nådde nye rekordnivåer i 2017, var også LNG-importen på sitt høyeste på 5 år. Dette reflekterer fallende europeisk egenproduksjon, som kombinert med produksjonsrestriksjoner på Groningenfeltet økte Europas importbehov. Gassprisene i 2017 hadde sesongmessig fall mot sommeren og markant styrking igjen mot vinteren. Gjennomsnittlig oppnådd gasspris for porteføljen ble 1,72 kroner per Sm³ mot 1,62 kroner per Sm³ i 2016.

Klimaavtalen fra Paris synes å stå sterkt, også etter USAs avgjørelse om å trekke seg fra avtalen. Implementeringen av Parisavtalen er utfordrende for flere land, noe diskusjonene i spesielt EU og flere medlemsland bærer vitnesbyrd om. Tyskland har tatt en rolle som foregangsland med hensyn til klima og fornybar energi, men vil sannsynligvis ikke nå klimamålene for 2020. I Storbritannia har fornybar energi og gass erstattet kull og bidratt til betydelige utslippsreduksjoner. Ytterligere reduksjoner vil kreve stor og kostbar innsats innenfor transport og oppvarming. På tross av ulike utfordringer er de langsiktige mål og ambisjoner uendret.

Petroleumsnæringen i Norge har fulgt opp de nasjonale klimamålene gjennom etablering av veikart frem mot 2030 og 2050 for reduksjon av utslipp. Målet er å gjennomføre CO2-reduserende tiltak tilsvarende 2,5 millioner tonn per år fra 2020 til 2030 gjennom lavutslippsløsninger i nye prosjekter og energieffektivisering i eksisterende anlegg. 

Situasjonen med økt usikkerhet i fremtidige produktpriser krever økonomisk robusthet knyttet til investeringsbeslutninger. Dette fører til at tiltak for utvikling av nye og eksisterende petroleumsforekomster dreies i retning av prosjekter som har lavere balansepriser, kortere nedbetalingstider og faset utvikling. 

Aktørbildet på norsk sokkel er i endring. I 2017 fortsatte trenden med at de store internasjonale oljeselskapene reduserer sin tilstedeværelse, blant annet ved salg av egenopererte felt. Konsolideringen av bransjen ved oppkjøp og fusjoner har også omfattet de europeiske industri- og energiselskapene som i flere år har styrket tilstedeværelsen på norsk sokkel både i utbyggings- og driftsfasen. Endringene har ført til at de små og mellomstore uavhengige oljeselskapene har blitt større og finansielt sterkere. Aktørene som har vokst i 2017 er i hovedsak finansiert av Private Equity fond eller av store industrielle aktører. Konsolideringen og restruktureringen i industrien har så langt ikke påvirket operatørskapet og i liten grad sammensetningen av partnerskapene i Petoros felt i produksjon. Deltakerne i utvinningstillatelser med SDØE deltakelse er imidlertid påvirket, enten gjennom fusjon og etablering av større selskaper eller ved at selskapene har solgt den egenopererte aktiviteten og tilhørende organisasjon. Ytterligere effektivisering og kostnadsforbedringer i tillegg til høy leteaktivitet og nye funn vil være avgjørende for at norsk sokkel skal opprettholde konkurransedyktigheten i den globale konkurransen om investeringsmidler.

Selv om det har vært en nedgang i antall letebrønner de siste par årene viser antall søknader og tildelinger i de siste lisensrundene at det fortsatt er interesse for å lete på norsk sokkel. I tildelingen i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2016 ble det tildelt 56 utvinningstillatelser, mens det i TFO 2017 ble satt en ny rekord med 75 tillatelser. 

Gjennom de siste tre årene har industrien og aktørene vist en god evne til forbedring, og utfordringen fremover blir å opprettholde effekten fra dette og samtidig evne å forbedre seg videre.

I 2017 har det pågått et arbeid i regi av Konkraft med mål om å skape global konkurransekraft for norsk olje og gass på lang sikt. Rapporten ble levert 4. januar 2018, og utvalget peker på forbedringsmuligheter særlig innen digitalisering og nye samarbeidsformer. Det er viktig at industrien følger opp og iverksetter tiltak fremover. 

Resultatsammendrag SDØE 

Årsresultatet i 2017 var 99 milliarder kroner, 41,5 milliarder kroner høyere enn i 2016. Kontantstrøm til staten var 87 milliarder kroner i 2017, 21 milliarder kroner høyere enn 2016. 

Kontantstrømmen og årsresultatet er preget av betydelig høyere olje- og gasspriser i 2017 sammenlignet med 2016, samt høyere gassvolum. Total produksjon var 1,110 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.) per dag, tilnærmet 7 prosent høyere enn i 2016. Gassproduksjonen var på rekordhøyt nivå i 2017, 13 prosent høyere enn i 2016. Økningen skyldes hovedsakelig økt bruk av fleksibel gassproduksjon for å utnytte høyere priser. Naturlig produksjonsfall fra eksisterende brønner gjør at væskeproduksjonen ble nærmere tre prosent lavere enn i 2016. Høyere regularitet og flere brønner kompenserer ikke fullt ut for dette fallet, slik vi har sett de siste par år.

Påløpte kostnader til investeringer i 2017 var 25,5 milliarder kroner, som er om lag 3 milliarder kroner lavere enn året før. Reduksjonen skyldes hovedsakelig lavere investeringer i produksjonsboring som følge av redusert boreaktivitet på tre felt. 

Bokførte eiendeler var 247 milliarder kroner per 31. desember 2017. Eiendelene består av driftsmidler tilhørende feltinstallasjoner, rør og landanlegg, samt kortsiktige kundefordringer. Egenkapitalen var ved årets slutt 168 milliarder kroner. 

Helse, miljø og sikkerhet (HMS) 

HMS-resultatene for 2017 viser en positiv utvikling sammenlignet med året før, men antall tilløp til alvorlige hendelser og personskader er fremdeles for høyt. Alvorlig hendelsesfrekvens (antall alvorlige hendelser per million arbeidstimer) gikk ned fra 1,0 i 2016 til 0,7 i 2017. Personskadefrekvensen (antall personskader per million arbeidstimer) er på samme nivå som året før og resultatet ble 4,2 i 2017 mot 4,1 i 2016. Det har ikke blitt registrert alvorlige utslipp til sjø i 2017.

Petoro har i 2017 vært spesielt opptatt av risikovurderinger i et storulykkeperspektiv knyttet til effekter fra effektiviseringstiltakene i lisensene. Petoro har også i 2017 gjennomført flere ledelsesbesøk med fokus på helse, miljø og sikkerhet på utvalgte felt og landanlegg. 

Utover virksomheten på norsk sokkel erfarte Petoro, som rettighetshaver i Martin Linge-prosjektet, den tragiske ulykken på Samsungs verft i Sør-Korea 1. mai 2017 hvor 6 mennesker omkom og 25 ble skadet. Ulykken er en kraftig påminnelse om viktigheten av å håndtere storulykkerisiko tilknyttet alle deler av vår virksomhet.

Virksomhetens hovedaktiviteter i 2017 

Ved utgangen av 2017 besto porteføljen av 186 utvinningstillatelser, 6 flere enn ved inngangen til året. I januar 2017 mottok Petoro til forvaltning andeler i 13 utvinningstillatelser i gjennom Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2016). I tillegg mottok Petoro andeler i 17 utvinningstillatelser i TFO 2017 i januar 2018.  

Produksjon fra de modne oljefeltene dominerer fortsatt væskeproduksjonen i SDØE-porteføljen. Feltene Troll, Oseberg, Åsgard, Heidrun, Grane, Gullfaks og Snorre sto for 70 prosent av den totale væskeproduksjonen i 2017. Gassens andel av total produksjon målt i oljeekvivalenter utgjorde 64 prosent i 2017. Vel 70 prosent av gassproduksjonen kom fra feltene Troll, Ormen Lange og Åsgard. Tre nye felt ble satt i produksjon i 2017: Maria, Sindre og Flyndre. Maria startet opp i desember, nesten ett år før opprinnelig planlagt og utbyggingskostnaden ble betydelig lavere enn antatt i Plan for Utbygging og Drift (PUD). 

Selskapets strategi ble videreført i 2017 og denne er todelt: Øke konkurransekraften til porteføljen og realisere verdiene i modne felt. Gjennom en fokusert oppfølging understøttet av faglig dybdeinnsats jobber Petoro for å forsterke mulighetene for verdiskaping med vekt på langsiktig forretningsutvikling. I selskapets klimapolicy vektlegges at Petoro skal bidra til at olje- og gassindustrien på norsk sokkel er ledende i å møte klimautfordringene. På dette området har selskapet rettet oppmerksomheten mot energieffektiviseringstiltak på feltene i porteføljen som har høyest CO2-utslipp.

I tråd med strategien om å realisere verdiene i modne felt, har det i 2017 vært rettet spesiell innsats mot feltene Snorre og Troll, samt mot brønnmodning på utvalgte felt. 

På Snorre-feltet har Petoro vært en aktiv pådriver gjennom mange år for å realisere ytterligere lønnsomme reserver. Innsatsen har hovedsakelig vært rettet mot å styrke reservepotensialet gjennom omfattende reservoartekniske studier. I desember 2017 besluttet lisensen å investere i et videreutviklingsprosjekt som består av 6 havbunnsrammer tilrettelagt for 24 nye brønner. Søknad om godkjennelse av endret PUD for videreutviklingen av Snorre-feltet ble i desember sendt til Olje- og energidepartementet. Forventet produksjonsoppstart er i 2021, og prosjektet vil bidra til betydelige økte verdier fra Snorre-feltet.

Troll-feltet står overfor viktige beslutninger knyttet til videre utvikling av feltet. Petoro har gjennom 2016 og 2017 vært aktivt engasjert i å bidra til at arbeidet med Troll fase 3-prosjektet vil sikre en mest mulig helhetlig og fleksibel videreutvikling. Innsatsen har hovedsakelig vært rettet mot å sikre forståelse av effekt på oljeproduksjonen gjennom omfattende reservoartekniske studier. Investeringsbeslutning forventes våren 2018, og oppstart i 2021.

Også på Heidrun-feltet har Petoro over lengre tid gjennomført egne reservoartekniske studier for å bidra til forbedret lønnsomhet av tiltak for videre utvikling. I 2017 tok lisensen investeringsbeslutning på fase 1 av Heidrun Subsea Extension-prosjektet. Prosjektet omfatter bygging av et nytt produksjonsrør og oppgradering av undervannsutstyret i den nordlige delen av feltet. Dette muliggjør boring av 11 nye brønner som vil gi betydelig økt verdi fra Heidrun. 

Sammen med de øvrige partnerne i Johan Castberg-lisensen tok Petoro i desember 2017 investeringsbeslutning og påfølgende innsendelse av søknad om godkjennelse av PUD for Johan Castberg-prosjektet, som omfatter 10 havbunnsrammer, to satellitter og ett produksjonsskip. Prosjektet har vært gjennom omfattende endringer og kostnadsforbedringer, hvor Petoro har vært spesielt opptatt av å ivareta mulighetene for nye lønnsomme tilleggsvolumer i driftsfasen av feltet. Endringsarbeidet som er gjort av operatøren Statoil sammen med leverandørene har gitt svært gode resultater og resultert i en betydelig lønnsomhetsforbedring for prosjektet.

Petoro er sterkt engasjert som partner i Johan Sverdrup-feltet, hvor fase 1 av prosjektet er i gjennomføringsfasen med to plattformer under bygging i Sør-Korea og to i Norge. Det bygges også et eget anlegg ved Kårstø for å forsyne feltet med strøm fra land. 
I tillegg til å følge opp gjennomføringen av fase 1, har Petoro hatt innsats knyttet til forberedelser for investeringsbeslutning i 2018 for fase 2 av prosjektet. Johan Sverdrup har også i 2017 hatt en positiv kostnadsutvikling, som bidrar til å styrke prosjektets lønnsomhet. 

I 2017 godkjente myndighetene PUD for Dvalin-feltet. Utbyggingsplanen for Dvalin omfatter en bunnramme med fire brønner knyttet opp mot Heidrun-plattformen, samt gasseksport via Polarled og Nyhamna. Petoro er også rettighetshaver på Ekofisk, hvor myndighetene i 2017 godkjente endring til PUD med prosjektet Ekofisk Sør Vanninjeksjon. Formålet med prosjektet er økt utvinning gjennom installasjon av en ny bunnramme med fire vanninjeksjonsbrønner.

Behovet for effektivisering og kostnadsreduksjoner innenfor området boring og brønn har vært en viktig sak for Petoro gjennom flere år. Petoro har fulgt utviklingen i boretakt på ti faste installasjoner på fem utvalgte felt i porteføljen over flere år. Antall ferdigstilte brønner har doblet seg fra 2014 til 2017. Fra 2014 til 2015 ble gjennomsnittlig boretid og borekostnader halvert. Resultatet kan i hovedsak tilskrives økt boreeffektivitet, forenkling av brønndesign og økt tilgjengelighet av boreanlegget. Siden 2015 har utviklingen i boretid og borekostnader flatet ut og er i 2017 på nivå med de foregående to år. Ytterligere forbedringer vil kreve nye virkemidler, eksempelvis ved digitalisering og nye samarbeidsformer. 

På de modne feltene vil det i lang tid fremover være stort behov for boring av nye brønner for å realisere verdipotensialet. Petoro har jobbet for å øke modningen av brønner på utvalgte felt ved å blant annet gjennomføre dybdestudier for å identifisere nye brønner.  

Som del av strategien har Petoro arbeidet for å øke konkurransekraften i porteføljen, og lisensene har oppnådd gjennomgående forbedringer innenfor alle områdene i verdikjeden. De store kostnadsreduksjonene som ble oppnådd gjennom optimalisering av utbyggingskonseptene frem til konseptvalg for Snorre og Johan Castberg, var avgjørende for prosjektenes lønnsomhet og at det kunne tas investeringsbeslutninger i 2017. Selv med reduserte kostnader er utvinnbare ressurser for disse prosjektene opprettholdt, noe som demonstrerer en betydelig forbedring av konkurransekraften. Disse erfaringene gir et godt grunnlag for modning av nye lønnsomme prosjekt i porteføljen. 

Et annet eksempel på resultater fra forbedringsarbeidet er at feltkostnadene for felt i drift fortsatt er fallende. Etter å ha oppnådd store kostnadsreduksjoner de siste årene har effekten imidlertid avtatt og feltkostnadene i 2017 var fire prosent lavere enn i 2016. Ytterligere reduksjoner vil også her kreve nye tiltak. Petoros innsats har vært rettet mot å påse at tiltakene som iverksettes for å redusere kostnader er bærekraftige og innebærer en reell effektivisering og ikke svekkelse av anleggenes integritet på lengre sikt.  

34 letebrønner ble ferdigstilt på norsk sokkel i 2017, noe som er omtrent samme antall som året før. Petoro var deltaker i 12 av brønnene, hvorav 10 undersøkelsesbrønner som ga 8 nye funn. De siste to letebrønnene var avgrensningsbrønner. Selv om de nye funnene i all hovedsak var små, ligger fire av dem i nærheten av eksisterende infrastruktur og antas å være kommersielle. Resultatene fra letekampanjen i Barentshavet var skuffende, med unntak av Kayak-funnet.  Her vurderes en videre avgrensning med tanke på en mulig utbygging mot Johan Castberg.  

Ved utgangen av 2017 var porteføljens forventede gjenværende olje-, kondensat-, NGL- og gassreserver 5879 millioner fat o.e., en nedgang på 89 millioner fat o.e. i forhold til utgangen av 2016.  Reservetilveksten i 2017 kom først og fremst fra Johan Castberg, men også fra de modne feltene Snorre, Åsgard, Heidrun, og Visund. Tilveksten var likevel ikke tilstrekkelig til å oppveie for reduksjon i gjenværende reserver som følge av årets produksjon.   

Til toppen av neste kolonnehovedpunkterkolonne2

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. Midlene disponeres av de respektive operatørene. Dette utgjorde totalt 507 millioner kroner for SDØE i 2017. I tillegg kommer prosjekter rettet mot feltspesifikk kvalifisering av nye løsninger eller førstegangs anvendelse av teknologi i lisenser der kostnadene belastes interessentskapene. Petoro initierer ikke egne teknologiutviklings- og forskningsprosjekter.

Avsetning av produktene 

All olje og NGL fra porteføljen selges til Statoil. SDØEs naturgass avsettes av Statoil sammen med Statoils egen naturgass som en samlet portefølje for statens regning og risiko. Petoro har som oppgave å overvåke at Statoil utfører avsetningen av statens petroleum sammen med sin egen i samsvar med avsetningsinstruks gitt til Statoil ASA. Målsettingen i avsetningsinstruksen er å oppnå en høyest mulig verdi for Statoils og statens petroleum og sikre en rettmessig fordeling av den samlede verdiskaping. I dette arbeidet konsentrerer Petoro innsatsen om Statoils avsetningsstrategi, saker med stor verdi, samt saker av prinsipiell og insentivmessig karakter.

I 2017 har Petoro prioritert å følge opp videreutviklingen av Statoils oppfølgingssystem for avsetningen for å sikre at nødvendige rutiner er på plass, herunder for det nye formelverket for LPG som ble innført fra 2017. 

Selskapet er opptatt av at produktene blir avsatt i de markeder hvor høyest pris kan oppnås. I denne sammenheng er optimal utnyttelse av kapasitet og fleksibilitet i produksjonsanlegg og infrastruktur av stor betydning.

Det har blitt gjennomført utvalgte kontroller for å sikre at SDØE får sin rettmessige andel av kostnader og inntekter relatert til avsetningen. Selskapet er i dialog med Olje- og energidepartementet om enkelte avklaringer i avsetningsinstruksen.

Arbeidsmiljø og kompetanse 

Selskapets personalpolitikk skal sørge for mangfold og likestilling, kompetanseutvikling og tilrettelegging for godt arbeidsmiljø som hindrer diskriminering på grunn av alder, kjønn, kulturell og geografisk bakgrunn. 

Petoros ansatte har lang erfaring fra petroleumsvirksomheten og høy faglig kompetanse. Den enkelte ansatte er avgjørende for selskapets leveranser og suksess, og styret legger vekt på at selskapet tilbyr konkurransedyktige betingelser og et stimulerende arbeidsmiljø som tiltrekker personer med riktig kompetanse og gode holdninger. Muligheter for faglig og personlig utvikling bidrar til å beholde, utvikle og tiltrekke dyktige medarbeidere.  

Antall ansatte i Petoro ved utgangen av 2017 var 65, én mer enn ved utgangen av 2016. Det var to nyansettelser i 2017 og en ansatt gikk ut i pensjon. Det var 37 prosent kvinner i selskapet i 2017. Andel kvinner i både selskapets styre og ledelse var 43 prosent. Petoro legger vekt på likestilling mellom kjønnene når det gjelder mulighetene for faglig og personlig utvikling, samt lønnsutvikling. Selskapet legger arbeidsforholdene til rette slik at også ansatte med nedsatt funksjonsevne kan arbeide i Petoro. 

Sykefraværet var 2,1 prosent i 2017, mot 1,7 prosent i 2016. Selskapet vurderer dette til å være lavt. Petoro har avtale om inkluderende arbeidsliv og legger vekt på tett oppfølging og dialog for å fremme helse og forebygge frafall fra arbeid. Det var ingen arbeidsulykker blant Petoros ansatte. 

Samarbeidet med selskapets arbeidsmiljøutvalg (AMU) og samarbeidsutvalg (SAMU) danner et viktig fundament for et godt arbeidsmiljø i bedriften. Arbeidet i disse utvalgene fungerte godt også i 2017.

Eierstyring og selskapsledelse 

Styret legger vekt på god eierstyring og selskapsledelse for å sikre at statens portefølje forvaltes på en måte som maksimerer den økonomiske verdiskapingen i et langsiktig perspektiv. Kravene til virksomhetsstyring er fastsatt i “Reglement for økonomistyring i staten” og standarder for god eierstyring og selskapsledelse. Styret følger statens prinsipper for god eierstyring som gjengitt i Meld. St. 27, 2013-2014 “Et mangfoldig og verdiskapende eierskap” og de deler av “Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse” som anses relevant for selskapets virksomhet og rammene som selskapets organisasjonsform og eierskap setter.

Styringssystemet er tilpasset Petoros egenart, og virksomhetsstyringen bygger på balansert målstyring hvor det etableres mål som understøtter selskapets strategi. Det vises for øvrig til eget kapittel i årsrapporten.

Verdigrunnlag og etikk er forankret gjennom selskapets verdier og forretningsetiske retningslinjer. 
 

Samfunnsansvar 

Petoro ivaretar sitt samfunnsansvar i tråd med selskapets retningslinjer for utøvelse av samfunnsansvar som er tilpasset selskapets rolle. Petoros midler til forvalteroppgavene og drift av selskapet tildeles ved bevilgninger fra staten. Petoro har ikke anledning til å gi pengestøtte til samfunnsformål. 

Tiltak som sikrer utøvelse av samfunnsansvar i Petoro inkluderer forretningsetiske retningslinjer, HMS-erklæring, klimapolicy og en personalpolitikk som ivaretar mangfold og likestilling. Virksomheten utenfor Norge er svært begrenset. Styret redegjør nærmere for utøvelse av samfunnsansvaret i eget kapittel i årsrapporten.
 

Risikostyring og internkontroll 

Styret har i 2017 vurdert risikobildet med utgangspunkt i vedtatt strategi og fastsatte mål for kommende år. Det er identifisert risikoreduserende tiltak for de vesentligste risikoene som Petoro har mulighet for å påvirke innenfor de rammene selskapet har.
I 2017 ble det gjennomført to internrevisjonsprosjekter som evaluerte kontroll og oppfølging av kontantstrømmer SDØE og IT-sikkerhet. Styret har mottatt en rapport som oppsummerer og beskriver foretatte kontrollhandlinger, funn, samt foreslåtte og gjennomførte tiltak for internrevisjonsprosjektene. 

Internrevisjonsprosjektene i 2017 ble gjennomført av PwC som også har forestått den interne finansielle revisjonen av SDØE for regnskapsåret 2017.

Styrets arbeid 

Styret har det overordnete ansvar for forvaltningen i selskapet, herunder å sikre at hensiktsmessige styrings- og kontrollsystemer er på plass og for å føre tilsyn med daglig ledelse og selskapets virksomhet. I 2017 ble det avholdt 8 styremøter. For styrets arbeid er det etablert en årsmøteplan med vekt på behandling av tidsaktuelle forretningstema, oppfølging av strategi, budsjetter og kvartalsresultater. Som et sentralt virkemiddel i resultatoppfølgingen benytter styret balansert målstyring.

Styret behandler store investeringsbeslutninger i porteføljen. I tillegg følger styret opp virksomheten i lisensene og overvåkingen av avsetningen, herunder vurdering av det totale risikobildet. 

Styret har valgt å organisere arbeidet knyttet til godtgjørelsesordninger i et underutvalg sammensatt av to av styrets aksjonærvalgte medlemmer, hvorav den ene er styrets nestleder. Det er ikke etablert andre underutvalg. Styret har utarbeidet erklæring for godtgjørelse til daglig leder og ledende ansatte. 

Habilitet er fast punkt på dagsorden for styrets møter og saksbehandling, og eventuell inhabilitet medfører at styremedlem fratrer styrets behandling i den aktuelle sak.
Styret gjennomfører årlig en egenevaluering, som innbefatter en vurdering av eget arbeid og arbeidsform, samt samarbeidet med selskapets ledelse. Egenevalueringen for 2017 er gjennomført. 

Styrets arbeid baseres på “Instruks for styret”, som beskriver styrets ansvar og saksbehandling. Styret har som vedlegg til instruksen fastsatt utfyllende bestemmelser for hvilke saker som skal behandles av styret. Styret gjennomgår også selskapets forretningsetiske retningslinjer, retningslinjer for samfunnsansvar og styreinstruks. Styremedlemmer skal rutinemessig opplyse om eie av aksjer eller lignende i andre selskaper som kan medføre, eller som kan oppfattes å kunne være i interessekonflikt med vervet. Videre skal det opplyses om andre relasjoner til rettighetshavere i petroleumsvirksomhet på norsk sokkel, eller til selskaper som er leverandør til rettighetshavere. 

Det enkelte styremedlem og styret som kollegium søker på ulike vis å styrke sin kompetanse. Dette skjer ved deltakelse på kurs og konferanser og ved generelt å oppdatere seg innenfor virksomheten. 

Styret i Petoro AS består av Gunn Wærsted som styreleder, nestleder Brian Bjordal, Per A.  Schøyen, Trude J. H. Fjeldstad og Hugo Sandal som aksjonærvalgte styremedlemmer. Per-Olaf Hustad trådte ut av styret i juni 2017 samtidig som Hugo Sandal tiltrådte som nytt medlem. Styremedlemmene Ove Skretting og Heidi I. Nes er valgt av de ansatte. 

Aksjekapital og aksjonærforhold 

Petoro AS ble etablert som en del av restruktureringen av statens olje- og gassvirksomhet i 2001, da Statoil ble delprivatisert og forvaltningen av SDØE ble lagt til Petoro AS. Selskapets virksomhet er regulert i petroleumslovens kapittel 11. Selskapets generalforsamling er Olje- og energidepartementet. 

Selskapets aksjekapital var 10 millioner kroner per 31. desember 2017, fordelt på 10 000 aksjer som eies av den norske stat, ved Olje- og energidepartementet. Petoro har forretningskontor i Stavanger.
 

Petoro Iceland AS 

Petoro Iceland AS ble etablert i desember 2012 som et heleid datterselskap av Petoro AS. Selskapet er gjennom filial registrert på Island rettighetshaver og deltaker i utvinningstillatelser der den norske stat velger å delta. Selskapets aksjekapital var 2 millioner kroner per 31. desember 2017, fordelt på 2 000 aksjer. Selskapet har ingen ansatte og har inngått en forvalteravtale med Petoro AS. Den tredje og siste utvinningstillatelsen, som ble tildelt i januar 2014, fullførte arbeidsprogrammet i første fase i 2017. Operatøren, CNOOC, vurderte det som lite attraktivt å gå videre til neste fase og anbefalte tilbakelevering basert på en helhetlig vurdering. Petoro Iceland AS støttet operatørens vurdering og konklusjon og valgte i januar 2018 å meddele uttreden. 

Som en følge av tilbakelevering av den siste utvinningstillatelsen på islandsk kontinentalsokkel, er Petoro Iceland AS ikke involvert i flere utvinningstillatelser. Noe etterarbeid for den sist tilbakeleverte lisensen vil fortsette i 2018.

 

Årsresultat og disponeringer 

Petoro AS fører særskilt regnskap for alle transaksjoner knyttet til deltakerandelene i interessentskapene. Inntekter og kostnader fra SDØE-porteføljen holdes adskilt fra driften av Petoro AS. Kontantstrømmen fra porteføljen overføres til statens egne konti i Norges Bank. Porteføljens regnskap avlegges i henhold til statens kontantprinsipp og i henhold til norsk regnskapslov og god regnskapsskikk.

Midler til driften av Petoro AS og Petoro Iceland AS bevilges av staten, som er direkte ansvarlig for de forpliktelser selskapene pådrar seg. Konsernregnskapet omfatter morselskapet og Petoro Iceland AS.  Beløp knyttet til interne transaksjoner er eliminert i konsernregnskapet. 

Bevilgning til ordinær drift for Petoro AS var 342,7 millioner kroner for 2017. Bevilgning til Petoro Iceland AS var 7,6 millioner kroner.

Totale kostnader for året var i henhold til styregodkjent budsjett, selskapets bevilgning og oppdragsbrev. Årsresultatet for Petoro AS var på 6,4 millioner kroner. For konsernet var resultatet på 6,7 millioner kroner. Styret foreslår at overskuddet i Petoro AS overføres annen egenkapital. Enkelte element av selskapets usikrede pensjonsforpliktelser var ikke hensyntatt og medregnet i selskapets pensjonsforpliktelser i årsregnskapet for 2016. Korrigering av disse utgjorde 6,4 millioner kroner og resulterte i at inngående annen egenkapital per 1.01.2017 ble 0,9 millioner kroner.  Sammen med årets resultat ga dette annen egenkapital på 7,3 millioner kroner per 31. desember 2017. Konsernets fond var 9,5 millioner kroner og består av annen egenkapital i morselskapet, tilskudd fra den norske stat på to millioner kroner i forbindelse med etablering av Petoro Iceland AS og akkumulerte resultater i datterselskapet.  
 
I henhold til regnskapslovens §§ 3-3 og 3-2a bekrefter styret at porteføljens og aksjeselskapets årsregnskap gir et riktig bilde av virksomhetenes eiendeler og gjeld, finansielle stilling og resultat, samt at årsoppgjøret er avlagt under forutsetning om fortsatt drift. Selskapet har en tilfredsstillende egenkapital og lav finansiell risiko.

Fremtidsutsikter 

For oljemarkedet er usikkerheten på mellomlang sikt først og fremst knyttet til den videre utviklingen i skiferolje, hvordan OPEC responderer, samt hvordan resten av oljemarkedet tilpasser seg denne dynamikken. Det siste året har OPEC og Russland kuttet produksjonen for å stabilisere prisene, men dette har samtidig gitt investeringssignaler til amerikansk skiferolje som igjen vokser betydelig. Denne forsyningsdynamikken, kombinert med geopolitisk uro i OPEC-landene, øker risikoen for et mer volatilt oljemarked på mellomlang sikt. På lang sikt (2030+) preges oljemarkedet av økt etterspørselsusikkerhet drevet av klimapolitikk og teknologiutvikling, samtidig som kostnadskonkurransen regioner i mellom forventes å intensiveres ytterligere. Begge disse faktorene underbygger en sterkere priskonkurranse, og der OPEC og skiferolje forventes å ha en sentral posisjon for å dekke etterspørselen.

Alle langsiktige prognoser for naturgass viser en sterk vekst i etterspørselen globalt. På kort og mellomlang sikt forventes det at den betydelige oppbyggingen i global LNG-kapasitet vil fortsette de neste årene. Så langt har etterspørselsveksten i Asia og andre fremvoksende økonomier bidratt til å balansere markedene. Fram mot 2022 er det imidlertid en viss risiko for prispress knyttet til oppbyggingen av LNG-kapasitet. På lengre sikt forventes det at ny LNG-kapasitet fra USA vil være prissettende for gassmarkedet, og andre aktører må tilpasse seg dette prisnivået for å være konkurransedyktige.
Mye tyder på at klimaavtalen i Paris vil kunne bidra til å styrke gassens posisjon mot kull globalt.  Etterspørselen i Europa er forventet å være forholdsvis stabil på mellomlang sikt, mens den globale gassetterspørselen vil fortsette å vokse, særlig i framvoksende økonomier og i regioner med stor lokal luftforurensing. Dette vil gi investeringssignaler for ny global forsyningskapasitet, i hovedsak fra USA, Russland og Midt-Østen som alle har store gassressurser som kan produseres til konkurransedyktige priser. Det europeiske markedet preges av avtakende egenproduksjon, og norsk gass vil blant annet være ønsket for å sikre europeisk forsyningssikkerhet. På lang sikt utfordres imidlertid både oljens og gassens posisjon i et klimaperspektiv.

Disse endringene i energimarkedene påvirker også norsk sokkel som de siste årene har gått gjennom en krevende omstilling. Det er oppnådd gode resultater av effektiviseringsinnsatsen på både kostnads- og inntektssiden, som har hatt stor forretningsmessig betydning og har bidratt til at norsk sokkel fremstår som mer konkurransedyktig. Dette har ført til at flere nye, lønnsomme prosjekter har blitt besluttet i 2017. Effekten av de effektiviseringstiltakene som har blitt iverksatt de siste årene er imidlertid i ferd med å flate ut. Utfordringen fremover blir å sikre at potensialet i gjennomførte tiltak tas ut samtidig som nye tiltak iverksettes.  

Det er helt avgjørende at konkurransekraften styrkes ytterligere og fire faktorer er viktige: kostnadseffektivitet, tillit til reservegrunnlaget, en fungerende og bærekraftig leverandørindustri, samt tilgang på nye prosjekter. 

Digitalisering fremstår som det viktigste virkemiddelet for å øke inntektene og redusere kostnadene fremover.  Potensialet er stort og forutsetter aktivt engasjement fra industrien for å sikre bred implementering av de endringene som kreves i operasjonsmodellene og arbeidsprosessene. 

Flere viktige SDØE-prosjekter er besluttet i 2017, slik som Johan Castberg og Snorre Expansion Project. Også i 2018 planlegges det viktige investeringsbeslutninger som Johan Sverdrup fase 2 og Troll fase 3. Det ligger imidlertid få nye prosjekter i operatørenes prognosene ut i tid. Dette understøtter viktigheten av økt konkurransekraft for å øke tilfangsten av nye prosjekter.

Videre utvikling av norsk sokkel vil kreve at det fortsatt letes etter nye ressurser og at det modnes frem attraktive investeringsmuligheter som er konkurransedyktige i global sammenheng. De siste årene har leteaktiviteten gått noe ned og leteresultatene har vært skuffende, men interessen rundt de siste tildelingsrundene tyder på at norsk sokkel fortsatt er attraktiv. 

I en situasjon med økende priser og økt aktivitet vil det være en utfordring å bevare de kostnadsmessige gevinster en har sett i den senere tid og forhindre at kostnadsnivået igjen øker. Fortsatt  fokus på effektivitet vil være viktig for å opprettholde konkurransedyktigheten til norsk olje- og gassvirksomhet.