Årsregnskap SDØE

Ved utgangen av 2025 bestod porteføljen av 187 utvinningstillatelser, fire flere enn ved inngangen til året. I løpet av 2025 ble 12 utvinningstillatelser tilbakelevert. I januar 2025 gjennomførte Energidepartementet tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2024) hvor ytterligere 13 utvinningstillatelser ble tildelt SDØE. I tillegg ble en tillatelse fradelt fra eksisterende, og en netto økning på ytterligere to tillatelser i forbindelse med gjennomført bytteavtale med Equinor. I januar 2026 gjennomførte Energidepartementet tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO 2025) hvor ytterligere 20 utvinningstillatelser ble tildelt med SDØE-deltakelse.

1. januar 2025 gjennomførte Petoro og Equinor en avtale om bytte av deltakerandeler i Haltenbanken-området. Formålet med transaksjonen var å tilpasse eierandelene i lisensene for å maksimere ressursutnyttelsen. I henhold til avtalen mottok Petoro deltakerandeler 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 byttet samtidig bort eierandeler på 21,4 prosent i Heidrun og 7,5 prosent i Noatun. Overdratte eiendeler og pådratte forpliktelser er regnskapsført i samsvar med norsk regnskapslov og god regnskapsskikk, hovedsakelig som økning i varige driftsmidler på 25 milliarder kroner. Byttet resulterte i en gevinst 23 milliarder kroner, rapportert som andre inntekter i resultatregnskapet.

Segmentnoten viser en samlet resultatoppstilling der inntekter og kostnader er fordelt på de tre hovedområder i SDØEs virksomhet. Lisens omfatter oppstrømsvirksomheten og inkluderer alle inntekter og kostnader fra feltporteføljen. Gassinfrastruktur viser resultat knyttet til statens eierskap i den sentrale gassinfrastrukturen, herunder Gassled, Polarled og Nyhamna. Marked og annet inkluderer aktiviteter relatert til oppfølgingen av avsetningsinstruksen, blant annet inntekter og kostnader knyttet til markedsføring og salg av statens petroleum. Eliminering omfatter fjerning av tariffinntekter fra felt der SDØE også er eier, slik at interne transaksjoner ikke påvirker totalresultatet.

All olje, NGL, kondensat og LNG fra SDØE kjøpes av 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 2025 var det under gassinntekter avsatt 0,7 milliarder kroner i netto urealisert tap på utestående finansielle derivater knyttet til gassvolumer. I 2024 ble det reversert et urealisert tap på 1,1 milliarder kroner som var avsatt året før. For mer informasjon om finansielle derivater henvises det til note 18 om finansielle instrumenter.

Produksjonskostnadene var 31 milliarder kroner, 7 milliarder kroner høyere enn året før. Økningen skyldes i hovedsak økt eierskap i sentral gassinfrastruktur. Eksklusiv gassinfrastruktur var produksjonskostnadene på nivå med samme periode i fjor. Over/ underløft er inkludert i tallet for Lisens under produksjonskostnader.

Transportkostnadene var 7 milliarder kroner, 4 milliarder kroner lavere enn året før. Hovedårsaken er at etter oppkjøpet av sentral infrastruktur elimineres en høyere andel av transportkostnadene til feltene i SDØE-porteføljen.

Kostnader for kjøp av tredjeparts gass var 7 milliarder kroner, 2 milliarder kroner høyere enn året før. Oppgangen skyldes i hovedsak høyere gasspriser i kombinasjon med økte volumer.

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 807 millioner kroner til forskning og utvikling i 2025 som er belastet fra operatørene i løpet av regnskapsåret.

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 13. desember 2024. Revisjonen foregår i perioden 1. mai 2025 – 30. april 2026, og resultatet av revisjonen vil bli rapportert i form av en revisjonsberetning innen 1. mai 2026.

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.

Renter av statens faste kapital er inkludert i regnskapet etter kontantprinsippet.  Rentebeløpene er beregnet i samsvar med krav i oppdragsbrevet for 2025 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 2025 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).

Tilgang i 2025 for felt i drift inkluderer regnskapsmessige effekter av bytteavtale med Equinor. For ytterligere omtale av transaksjonene henvises det til note 1.

Det er foretatt nedskriving av Martin Linge feltet på 451 millioner kroner, primært som følge av oppdaterte kostnadsestimater.

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 2025 er:

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 2025 under ulike forutsetninger for hele SDØE-porteføljen, gitt at alle andre forutsetninger holdes konstant. En prisreduksjon på 10 % på alle produkter ville gitt økte nedskrivninger på 4 498 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 2025-termer for 2035 og 2050. Fremtidige forventede priser er anvendt for 2026, og de er lineært interpolert fra pris for 2025 til IEAs scenario-priser for 2035 og 2050. Tallene til venstre representerer alternative beregninger av reversering av historiske nedskrivninger, og tallene til høyre viser endringer fra rapportert nedskrivning for 2025 på 451 millioner kroner.

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 1 911 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), Global Financial Trading (GFT) og Norsea Gas Gmbh. Virksomhetene vurderes som investeringer i tilknyttede selskaper og bokføres etter egenkapitalmetoden (se for øvrig note 10).

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.

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 90 milliarder kroner (tilsvarende 132 millioner fat o.e.) i 2025 mot 107 milliarder kroner (131 millioner fat o.e.) i 2024. Fra og med januar 2024 begynte Equinor også å kjøpe LNG fra SDØE. Samlet salg av LNG volumer beløp seg til 5,6 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 2025 solgte staten tørrgass direkte til Equinor som kjøper til en verdi av 748 millioner kroner mot 218 millioner i 2024. 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 14,5 milliarder kroner i 2025 mot 16,9 milliarder i 2024. Mellomværende med Equinor var 8,2 milliarder kroner i SDØEs favør omregnet til kurs på balansedagen mot 13,4 milliarder i 2024.

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 og interessentskapene i infrastruktur er ikke inkludert i ovennevnte beløp og dermed 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.

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 2025 var diskonteringsrenten 3,9 % mot 3,9 % i 2024

Estimatet for fjerningskostnader er netto oppjustert med 4,5 milliarder kroner som følge av endring i fremtidige estimerte kostnader fra operatør, endring av tidspunkt for nedstengning og fjerning, samt renteeffekten av at fjerning er et år nærmere i tid.

Det er i 2025 påløpt 1,3 milliarder kroner til nedstengning og fjerning som inngår i regnskap etter kontantprinsippet under driftsutgifter. Estimerte utgifter for 2026 knyttet til nedstengning og fjerning er 2,8 milliarder kroner SDØE andel.

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 2 006 millioner kroner.

Øvrig langsiktig gjeld er på 576 millioner kroner.

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

Annen kortsiktig gjeld som forfaller i løpet av 2026 omfatter følgende:

• avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, justert for kontantinnkalling i desember utgjorde 15 744 millioner kroner per årsslutt i 2025 mot 16 366 i 2024. 
• utestående gjeld mot Equinor relatert til finansielle instrumenter under avsetningsinstruksen utgjorde 656 millioner kroner per årsslutt i 2025 mot 0 millioner kroner i 2024. 
• andre avsetninger for påløpte, ikke betalte kostnader, som ikke er inkludert i avregningene fra operatørene utgjorde 3 535 millioner kroner i 2025 mot 3 515 millioner kroner i 2024.

Fordringer mot lisensoperatører er klassifisert som omløpsmidler i rapporten.

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

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 1 076 millioner kroner i eiendeler og 1732 millioner kroner i forpliktelser per 31. desember 2025. Tilsvarende tall ved utgangen av 2024 var 2 205 millioner kroner i eiendeler og 1 280 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 2025 utgjorde dette 186 millioner kroner i eiendeler og 0 millioner kroner i forpliktelser. Tilsvarende tall i 2024 var 113 millioner kroner i eiendeler og 415 millioner kroner i forpliktelser. Netto urealisert tap på utestående posisjoner per 31.desember 2025 var 656 millioner kroner og er under norsk regnskapslov og god regnskapsskikk avsatt for i regnskapet.

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 2025 er i stor grad knyttet til èn måneds utestående inntekt. 

Renterisiko
SDØE er eksponert mot renterisiko primært gjennom fjerningsforpliktelsene. Disse blir regnskapsført i SDØE etter norsk regnskapslov og god regnskapsskikk. 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.

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 9 brønner med en forventet kostnad i 2026 på 0,8 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 2026 og 5 milliarder kroner for senere perioder, totalt 15 milliarder kroner. SDØE er gjennom godkjente arbeidsprogram og budsjett forpliktet til drifts- og investeringskostnader for 2026. De nevnte forpliktelser er inkludert i arbeidsprogram og budsjett for 2026.  

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 886 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.

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 2025. 

I januar 2025 initierte Aker BP og TotalEnergies en redeterminerings‑prosess for Johan Sverdrup Unit. Prosessen gjennomføres i henhold til bestemmelsene i enhetsavtalen og forventes å bli fullført innen utgangen av juni 2026.

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 2025.

Ikke relevant ved kontantprinsippet.

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 Sokkeldirektoratet 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.

Ved utgangen av året var porteføljens forventede gjenværende reserver 3951 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.), en nedgang på 178 millioner fat o.e. sammenlignet med utgangen av 2024. Reservetilveksten var 205 millioner fat o.e. og kommer hovedsakelig fra Troll, Oseberg og Snøhvit. Med en produksjon på 383 millioner fat o.e. ga dette en reserveerstatningsgrad på 54% sammenlignet med 11% i 2024 og 16% i 2023.

I tillegg har SDØE immaterielle eiendeler vedrørende lagringskapasitet i gasslager i UK og Tyskland og finansielle eiendeler i tilknyttede selskaper. Se note 9 og 10 for mer informasjon.

 

*    Utvinningstillatelser der SDØE ikke er eier, men har rett til andel av eventuelt overskudd           

**   Gassled har flere transporttillatelser med ulike lisensperioder