GDF SUEZ E&P Norge årsrapport by procontra

Ă&#x2026;rsrapport 2010 GDF SUEZ E&P Norge AS

Innhold

OPPGAVE OG VISJON

24 GJØA OVERFØRING AV OPERATØRSKAP

NØKKELTALL 2001–2010

26 SNØHVIT OG BARENTSHAVET

HØYDEPUNKTER 2010

28 NORSKEHAVET

ADMINISTRERENDE DIREKTØRS BERETNING

30 NORDSJØEN

GJØA FEATURE

32 GRØNLAND

12 GDF SUEZ E&P NORGE AS

34 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET

14 GDF SUEZ LETING OG PRODUKSJON

36 SAMFUNNSENGASJEMENT

16 GDF SUEZ GRUPPEN

38 VÅRT TEAM

18 AKTIVITETER

45 STYRETS BERETNING

20 GJØA-UTBYGGINGEN

50 ÅRSREGNSKAP

22 GJØA DRIFTSFORBEREDELSER

60 REVISJONSBERETNING

GDF SUEZ E&P Norge AS skal skape verdier langs hele verdikjeden ved å lete etter, bygge ut, produsere og transportere olje og gass på den norske kontinentalsokkelen. GDF SUEZ E&P Norge AS skal gjøre dette på en bærekraftig måte, og gjennom fremragende drift vinne respekt blant våre interessenter. Det er vår visjon å være blant de ti største oppstrømsselskapene på den norske kontinentalsokkelen, respektert for våre prestasjoner innen drift og HMS.

året 2010

Nøkkeltall omsetning MILLIONer NOK

4 960 resultat MILLIONer NOK

siste TI år MILLIONer NOK

‘01

294

‘02

502

‘03

529

‘04

1 266

‘05

1 487

‘06

1 367

‘07

1 612

‘08

4 193

‘09

3 973

‘10

4 960

siste TI år MILLIONer NOK

‘01

754 oljeog gassproduksjon MILLIONer FOE

13,7 Høydepunkter

-34

‘02

‘03

‘04

264

‘05

366

‘06

467

‘07

508

‘08

1 268

‘09

623

‘10

754

siste TI år MILLIONer fOE

‘01

1,2

‘02

2,6

‘03

2,7

‘04

4,8

‘05

4,0

‘06

3,3

‘07

4,2

‘08

10,8

‘09

11,3

‘10

13,7

Gjøa driftsforberedelser 13. juni ble Gjøa-plattformen tauet ut til feltet og ankret opp i løpet av få dager. Strømkabelen fra land ble koplet til, og det ble opprettet stabil kraftforsyning fra Mongstad i juli. Trekking av stigerør og kontrollkabel ble ferdigstilt, og rørledninger og stigerør ble klargjort for drift.

Overføring av operatørskap for Gjøa Produksjonen på Gjøa startet 7. november. Da alle kriteriene for overføring av operatøransvaret var oppfylt, ble den offisielle overføringsprotokollen signert 25. november av Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for under søkelse og produksjon Norge, og Terje Overvik, administrerende direktør for GDF SUEZ E&P Norge.

investeringer MILLIONer NOK

siste TI år MILLIONer NOK

2 721 letekostnader MILLIONer NOK

egenkapital 31.12. MILLIONer NOK

969

‘03

1 327

‘04

1 992

‘05

1 712

‘06

2 310

‘07

2 844

‘08

3 864

‘09

4 580

‘10

2 721

‘01

‘02

‘03

‘04

‘05

126

‘06

204

‘07

335

‘08

528

‘09

654

‘10

494

siste TI år MILLIONer NOK

2 328 Grønland

838

‘02

siste TI år MILLIONer NOK

494

GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS i oktober 2010. 2. desember 2010 ble GDF SUEZ E&P Greenland tildelt to store letelisenser i Baffinbukten utenfor Vest-Grønland, sammen med Shell Kanumas A/S (operatør), Statoil Greenland AS og NUNAOIL A/S.

‘01

Gudrun Plan for utbygging og drift av Gudrun (PUD) ble godkjent av Stortinget i juni.

‘01

216

‘02

671

‘03

893

‘04

1 472

‘05

2 140

‘06

2 607

‘07

3 116

‘08

1 879

‘09

1 963

‘10

2 328

Boring av Brynhild

I Nordsjøen deltok selskapet i boringen av brønn 15/3-9 i PL187 Brynhild i nærheten av Gudrunfeltet. Det ble påvist olje og gass. Utbyggingskonseptet innebærer Oljedirektoratet estimerer en prosessplattform knyttet opp utvinnbare reserver til mellom 0,5 mot Sleipner-feltet gjennom og 3 millioner Sm3 oljeekvivalenter. egne oljeog gassrørledninger. Funnet vil sannsynligvis bli utbygd med en tilkopling til Gudrun-feltet. Boringen vil starte i slutten av 2011, og produksjonsstart forventes i første kvartal 2014.

Nye lisenser Selskapet ble tildelt tre nye lisenser i TFO 2009. Tildelingen inkluderer en eierandel på 15 prosent i PL090E som er en forlengelse til PL090 Fram i Nordsjøen, en andel på 30 prosent og operatøransvar i PL423BS, som er en forlengelse til PL423S Gråtass, og en eierandel på ti prosent i PL547S. I 2010 overtok selskapet også en eierandel på ti prosent i PL341 Stirby fra Spring Energy, og en eierandel på fem prosent i PL468 Dovregubben fra Det norske. 5

Administrerende direktørs beretning

Gjøa – en milepæl i vår historie I 2010 ble GDF SUEZ E&P Norge AS operatør for Gjøa-feltet i Nordsjøen. Denne enkeltbegivenheten er den viktigste i selskapets historie. Med dette er vi én av åtte feltoperatører på norsk sokkel, og med Gjøa-produksjonen vil vi bli blant de ti største oljeog gassprodusentene i Norge. Overtakelsen av Gjøa-operatør skapet 25. november markerte slutten på Norges største pågående industriprosjekt – men også en ny start: Åpningen av en ny provins for oljeog gassutvikling i den nordlige Nordsjøen. Vi har gjennom flere år forberedt oss på å ta ansvar som operatør og vil strebe etter de beste HMS-resultater, sikker og pålitelig produksjon og vi vil påta oss rollen som langsiktig utvikler av Gjøa-området. Gjøa: Operatørskapet ble overført fra Statoil, som hadde ansvaret i utbyggingsfasen, til GDF SUEZ E&P Norge AS den 25. november. Forut for denne viktige milepælen hadde produksjonen vært i gang siden den 7. november kl. 15:24. Gasseksporten startet dagen etter, den 8. november.

Gjennom året har vi jobbet tett sammen med utbyggingsoperatøren som har levert et godt prosjekt. Vår organisasjon har vært tett involvert i alle faser og sider av prosjektet, og parallelt med dette har vi vært gjennom intense forberedelser med bygging av kompetanse, overtakelse av systemer og etablering av prosedyrer før operatørovertakelsen. Gjøa har integrerte operasjoner som driftskonsept, med tilgang til felles data i sanntid som verktøy for bedre beslutninger. Daglig er det felles møter med personell og ledelse i driftsorganisasjonen på Forus, basen i Florø og plattformen på feltet. Konseptet gir mulighet for felles forståelse av driftspørsmål på tvers av geografiske grenser. Gjøa produserer fra starten av olje

og gass også fra de nærliggende feltene Vega og Vega Sør. Dette illustrerer hvordan Gjøa-plattformen kan være moderplattform for felt i området rundt Gjøa. Plattformen er bygd med ledig kapasitet for flere tilknytninger, slik at Gjøa kan spille en sentral rolle i utvikling av området rundt. Dette utgjør også et potensial for vårt selskap; som rettighetshaver i flere utvinnings tillatelser i nærheten. Eierskapet til Gjøa-rørledningen ble fra 1. juni overført til Gassled, noe som gjorde selskapet til medeier i Gassled og det omfattende rørsystemet på norsk sokkel. Produksjon: Produksjonen for 2010 var på 13,7 millioner fat oljeekvivalenter, og representerer en 21 prosents økning sammenlignet med 2009. Dette kommer primært av forbedret regularitet på Snøhvit og den nye produksjonen fra Gjøa og Vega Sør i november og desember. Fram og Njord er viktige i vår portefølje, og står for en betydelig andel av produksjonen. Leting: I løpet av året deltok selskapet i boringen av tre undersøkelsesbrønner. I PL187 Brynhild ble det påvist olje og gass som er mulige tilleggsreserver til Gudrunfeltet i nærheten.

ble påvist gass, men reservoar kvaliteten er svakere enn ventet. Som en følge av de skuffende resultatene, har flertallet besluttet å tilbakelevere lisensen. GDF SUEZ E&P Greenland AS er etablert som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS. Ansvar for oppfølgingen av lisensene som ble tildelt av grønlandske myndigheter i desember, er dermed lagt til vår organisasjon i Norge. Utbygginger: For Gudrunlisensen, hvor selskapet har en eierandel på 25 prosent, ble plan for utbygging og drift godkjent av Stortinget i juni. Produksjonsstart er planlagt til første kvartal 2014. Njord-partnerskapet har vedtatt å utvikle Njords nordvestflanke med boring av to brønner fra Njordplattformen. Boringen er ventet å starte i første halvdel av 2011 med produksjonsstart i første kvartal 2013. Oljefeltet Gygrid (nå Hyme) er på operatøren Statoils liste over ”fast-track”-prosjekter. Feltet vil bli knyttet til Njord-plattformen og produksjon er ventet fra 2012. Økonomiske resultater: 2010 var et godt år med solide økonomiske resultater.

Den andre Nordsjø-brønnen, PL341 Stirby, var tørr. Den tredje brønnen var i PL326 Gro i Norskehavet, for å avgrense funnet som ble gjort i 2009. Det

Terje Overvik Administrerende direktør

”A Tale of an Ordinary Day” har vært et prosjekt i GDF SUEZ-gruppen hvor man gjennom ulike kanaler forteller budskapet om hvordan gruppens virksomhet i dagliglivet påvirker samfunnet. Om hvordan våre arbeidsplasser gjennom sunn drift bidrar til å dekke essensielle behov for et moderne samfunn. Det som for oss kan fortone seg som en vanlig dag på jobben, er avgjørende for at helheten skal fungere og sikkerheten ivaretas.

Trygge løft er Robert Solås’ fremste oppgave.

Dagfinn Ommundsen og Ingunn Frette, Operations Technicians.

A tale of an ordinary day Kranfører Robert Solås løfter varsomt kjemikalietankene fra ”Siddis Supplier” om bord på Gjøa-plattformen. Rolig manøvrerer han den 7 tonn tunge lasten som henger i den 60 meter lange kranbommen slik at tanken lander lett ned på plattformdekket. Målet: At også denne gråværsdagen i mars skal gå inn i historien som en helt vanlig dag på jobben, uten hendelser av noe slag, men med stabil og sikker drift. Utfordringene i kranen er mange; bevegelsene mellom forsyningsskipet og plattformen i 9 knops vind, svai på kroken, han må være observant og sikre god kommunikasjon mellom kran, dekk og skip. Utstyr, prosedyrer, mennesker – og en kultur som fremmer sikkerhet. Slik skal det være – alle vanlige og uvanlige dager på jobben. Alt for å sikre trygg og effektiv forsyning til en verden som tørster etter mer energi, produsert på mest mulig bærekraftig måte. Plattformsjef John Winterstø kikker fornøyd på produksjonstallene – oversikten viser at det går mot en måned med nesten hundre prosent regularitet. Februar var meget bra, nesten oppsiktsvekkende. En godt konstruert plattform fylt med høyt kvalifiserte folk som følger grundige prosedyrer – og som sammen bygger en kultur hvor sikkerhet og effektiv drift står i høysetet. Undergrunnens naturkrefter, med olje og gass strømmende fra brønner dypt nede i havbunnen, skal temmes og kontrolleres.

John Winterstø, Offshore Installation Manager, har kontakt med kollegaer både i Florø og på Forus.

Kjemikalietankene fra ”Siddis Supplier” kobles opp.

Ledermøte og hellig 9-kaffe På morgenens ledermøte går de gjennom dagens oppgaver –

f ilterbytte på en sjøvannspumpe diskuteres, en smøreoljemåler viser feil verdier, kan det fikses? Er skjema for arbeidstillatelser fylt ut og underskrevet? Vedlikeholdsoppgaver rangeres og prioriteres; hvilke jobber fortrenger andre, hva haster – hva kan vente? Og den pumpen – må den til overhaling på land? Om natten er en kontroll systemtekniker blitt kalt ut for å se på en oljeeksportpumpe, hvordan følges det problemet opp? De jobber seg gjennom sakene, uten store fakter, men forklarer, oppklarer, avklarer. Landorganisasjonen på Forus og i Florø kobles opp på skjermen, og sammen diskuterer kollegaene oppgaver og utfordringer for å sikre Gjøa og det tilknyttede Vega-feltet nok en dag med trygg produksjon. 9-kaffen er hellig om bord – den vanen har offshorearbeiderne arvet fra sjøfolk. Det gir rom for faglig og utenomfaglig drøs og diskusjon. De er 60 på plattformen denne dagen. En håndfull har nettopp gått og lagt seg – de jobber natt. Noen er nettopp kommet, andre ser fram til hjemreise. Overlevering av informasjon til nyankomne, utveksling av siste nytt – drøsen går, latteren runger.

Varierte oppgaver Ingunn Frette passerer brann- og eksplosjonsveggen som deler plattformen i to – prosessområdet på den ene siden og boligkvarteret på den andre. Hun går den gulmerkede veien mot flammetårnet og begynner å klatre. Jobben sender operasjonsteknikeren til plattformens toppunkt. Paul Kjønland og Steinar Rosenvold isolerer rørene til en pumpe. Oppgavene er varierte for den som jobber ute i felten. – Vi får gått masse, sier de, det gjør at kiloene ikke siger på, selv om maten er god. Annette Berg og Alf Worpvik klargjør dagens middag; lettsaltet

torsk eller marinert kyllingbryst. Pluss koldtbord med allslags kjøtt og fisk, oster og salater. Borte er den gamle myten om offshorelivets overveldende julebord til hverdags. Nå gjelder et matstell som ivaretar H for Helse i HMS-arbeidet – selv når det er hektisk og de skal koke for 100 mann. Forpleiningspersonellets helse skal også forebygges med et smart tilrettelagt kjøkken med god arbeidsflyt. Provianten rett inn på kjøkkenet, uten kronglete transport og for mange tunge løft. Samme tenkning for lugarer og fellesrom: Forpleiningsassistent Anette Hillersøy klargjør lugarer for dagens nyankomne. Bevisst tenkning i designfasen har gitt et

boligkvarter med få ”støvfeller”, med runde hjørner som gir enklere renhold. Hillersøy er i sin første offshorejobb og skryter av folk, miljø og arbeidsplass – også det faktum at personellet om bord har flere ulike arbeidsgivere og at det ikke hindrer godt samhold. HMS alltid først Helikopteret lander. Passasjerene vagger i sine overlevingsdrakter over helidekket, plattformsjefen ønsker alle velkommen. I sikkerhetsbriefen legger han vekt på at de nyankomne har en spesiell oppgave; de kan se alt med nye øyne. Derfor er observasjoner fra dem særlig verdsatt.

Nytt ledermøte om ettermiddagen. HMS-punkter alltid først; hvordan ble det med framskaffing av datablad på kjemikaliene? Kan vi fikse klorpumpen som ikke virker? Vær og bølgehøyde diskuteres, hvordan påvirker det helikoptertrafikken? Bunkring av drikkevann – viktig aktivitet. Middag, Dagsrevyen og avislesing. Lars Westbye kommer seg i treningsrommet, går 5 minutter med 6 kilometer i timen til 7 prosent stigning. Øker til 14 prosent. Viktig å bevege seg når jobben i kontrollrommet er stillesittende. Isolatør Steinar Rosenvold følger på med styrketrening, kaller det ”klargjøring for sommersesongen”.

Dessuten gir det mer overskudd til selve jobben, slår han fast. Nå og i 30 år framover Temperaturen synker mot null i mars-natten. Snøen begynner å drysse. Men produksjonen går som normalt, observerer Svein Arvid Nordahl på nattskiftet i kontrollrommet. Hans kollega Kjersti Byrkjeland konstaterer at oppstartsfasen er et forlatt stadium. Feilmeldingene er blitt færre. Nå dreier det seg om å optimalisere anlegget, produksjonen ligger på maksnivå av kapasiteten i eksportstigerørene.

kjemikalieskap – før de inntar ”formiddagsmat” sent på kvelden – mens kollega Dagfinn Ommundsen fra dagskiftet legger seg i køya og finner en god bok. Lengst nord i Nordsjøen skal natt følge dag, nå og i 30 år framover – med sikker og stabil drift som ledesnor på Gjøa. For å sikre Europa tilgang på trygge og pålitelige energileveranser, for å trygge velferd og inntekter til samfunn, medarbeidere og selskap. Det ble en helt vanlig dag på Gjøa.

Dagfinn Ommundsen avrunder dagskiftet med en god bok.

Svein Arvid Nordahl på nattskiftet i kontrollrommet.

Annette Berg og Alf Worpvik steller godt både med maten og kollegaene.

– Viktig å bevege seg etter en stillesittende vakt, synes Lars Westbye.

Undergrunnens naturkrefter, med olje og gass strømmende fra brønner dypt nede i havbunnen, skal temmes og kontrolleres.

De har snudd døgnet, snakker videre om lufttørkere og sjekker

GDF SUEZ E&P Norge

Vår historie i Norge Vekst i lisens-porteføljen GDF SUEZ E&P Norge AS

PL110B PL311B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 PL311 Area F PL187

PL110C PL394 PL376 PL090D PL110B PL311B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 PL311 Area F PL187

PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 Area F PL187

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør

2006

2007

Area F PL187 PL174 PL191 PL285

PL110B PL311B PL347 PL348 PL329 PL328 PL311 Area F PL187 PL285

Snøhvit Njord

Fram Gudrun Snøhvit Njord

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør

2001

2002

2003

2004

2005

PL187 PL174 PL191 PL285 PL006C

2001 Den formelle etableringen av Gaz de France Norge AS, et heleid datterselskap av GDF International S.A.S., ble registrert i april, og innen 1. juni var de fire første ansatte på plass i selskapets kontor i Stavanger. Den endelige godkjennelse av overtakelsen av eierandelene i Snøhvit og Njord fra Statoil ble gitt tidlig i juli, og plan for utbygging og drift for Snøhvit ble vedtatt av partnerne i september. Ved årsskiftet ble en eierandel i PL006C (Tyr) overtatt fra Enterprise, men etter at det ble boret en tørr brønn, leverte selskapet tilbake denne lisensen.

2002 I mars nådde Snøhvit-prosjektet en milepæl da plan for utbygging og drift ble godkjent av Stortinget. Gjennom salget av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), fikk Gaz de France Norge en eierandel på 15 prosent i Fram-feltet i den nordlige Nordsjøen, og gjennom overtakelse fra BP en eierandel på 12,5 prosent i blokk 15/3 i Gudrun-området. I den 17. konsesjonsrunden ble vi tildelt en eierandel på 30 prosent i PL285 i Norskehavet, men etter en 3D-seismikkundersøkelse besluttet partnerne å levere tilbake lisensen i 2005.

2003 Gjennom en transaksjon med Norsk Hydro overtok Gaz de France Norge en eierandel på 30 prosent i Gjøa, et funn i Nordsjøen med betydelige mengder gass og olje. Parallelt med dette engasjerte selskapet seg i den viktige prosessen med å bli prekvalifisert som operatør på norsk kontinentalsokkel, og i oktober fikk vi departementets godkjennelse. Fram Vest-feltet ble satt i produksjon 2. oktober, i henhold til planen og under budsjett. Ved årsskiftet overtok vi en eierandel fra Amerada Hess på 15 prosent i Område F i Barentshavet.

2004 Vi nådde en historisk milepæl da det ble inngått en avtale med Statoil om felles operatøroppgaver på Gjøa. Den ble godkjent av alle partnerne og myndighetene i februar. Statoil ble operatør for utbyggingsfasen, og Gaz de France Norge skulle ta over ved oppstart av produksjonsfasen. I den 18. konsesjonsrunden fikk vi tildelt eierandeler i PL328 og PL329 i Norskehavet, og gjennom TFO-tildelingen senere samme år ble vi tildelt andre eierandeler i Norskehavet og i Barentshavet.

2005 Plan for utbygging og drift (PUD) for gasseksportprosjektet Njord ble godkjent av myndighetene i januar, og PUD for Fram Øst ble godkjent i april. Tildelingene i TFO 2005 av en eierandel på 15 prosent i PL090D sammen med de andre partnerne i Fram, samt 20 prosent i PL376, vil styrke Gaz de France Norges tilstedeværelse i det produktive Fram-området ytterligere. Astero-funnet i Fram PL090B var det første funnet for Gaz de France i Norge, og var opptakten til en omfattende leteboringskampanje i området. 12

Som en av nykommerne på den norske kontinentalsokkelen, har GDF SUEZ E&P Norge etablert en solid portefølje av undersøkelses- og utvinningstillatelser i sin tiårige historie. letelisenser

produksjonslisenser SNØHVIT

PL153B PL448B PL469 PL488 PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL348 PL289 PL329 PL328 PL230 PL187

PL377S PL326 PL530 PL107B PL107C PL153B PL448B PL469 PL488 PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL348 PL289 PL328 PL230 PL187

PL468 PL341 PL547S PL423BS PL377S PL326 PL530 PL107B PL107C PL153B PL448B PL469 PL488 PL448 PL423S PL394 PL110C PL090D PL110B PL289 PL328 PL230 PL187

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør Gygrid Noatun

2008

2009

2010

Njord

Gjøa

fram

gudrun

Tilstedeværelse på norsk sokkel

2006 I den 19. konsesjonsrunden ble Gaz de France Norge tildelt eierandeler i Barentshavet, en eierandel på 12 prosent i PL110C sammen med de andre Snøhvit-partnerne, og en eierandel på 20 prosent i PL394 sammen med Norsk Hydro, Statoil og Petoro. I løpet av året ble det boret vellykkede testbrønner på Gudrun (Nordsjøen), Tornerose (Barentshavet) og Astero (Fram-området). Den første brønnen på Fram Øst ble satt i drift 30. oktober. Plan for utbygging og drift for Gjøa og Fram B ble godkjent av partnerne, og innlevert til myndighetene for godkjennelse 15. desember.

2007 I juni ble plan for utbygging og drift for Gjøa-feltet godkjent av norske myndigheter. Snøhvit-prosjektet nådde en viktig milepæl i august da brønnene ble åpnet og hydrokarboner strømmet inn i LNG-anlegget på Melkøya. I oktober gikk den første LNG-lasten fra øya. Njord- og Fram-feltene ble gassprodusenter da gasseksporten startet opp (i oktober for Fram og desember for Njord). I TFO 2006 ble Gaz de France Norge tildelt operatøransvar for PL423 S Gråtass. Selskapet samlet inn 3D-seismikk for denne lisensen tidlig på høsten 2007.

2008 Årsproduksjonen ble fordoblet og nådde rekordhøye 10,8 millioner fat oljeekvivalenter. Byggingen av Gjøa gikk fremover på Stord og i Korea med henholdsvis dekk og skrog. Vår første egne LNG-last ble hentet ut fra Snøhvit 5. mars. I TFO 2007 ble Gaz de France Norge tildelt fire lisenser, inkludert operatøransvar i PL469 Pumbaa, der det ble gjennomført en vellykket stedsundersøkelse i august. Utbyggingsløsningen for Gudrun ble valgt i desember. Fusjonen førte til en endring av selskapets navn per 1. januar 2009 – GDF SUEZ E&P Norge AS.

2009 Etter transport av skroget fra Sør-Korea og en vellykket sammenkopling med dekket på Stord, var Gjøa-plattformen 90 prosent ferdigstilt. Utbyggingsprosjektet for Gjøa gikk fremover, og var 73,3 prosent ferdigstilt ved årsskiftet. I den 20. konsesjonsrunden ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt operatøransvar og en eierandel på 40 prosent i PL530 i Barentshavet. I TFO 2008 fikk vi en eierandel på 20 prosent i PL107B og PL107C. Myndighetene godkjente en transaksjon for oppkjøp av 10 prosent i PL326 Gro, og et oppkjøp på 20 prosent i PL377S Prospekt Apollon. Boringen på PL469 Pumbaa var GDF SUEZ E&P Norges første letebrønn som operatør, og var en viktig milepæl for selskapet.

2010 I juni ble Gjøa-plattformen tauet ut på feltet, og produksjonen startet i november. Overføring av operatøransvaret fra Statoil fant sted 25. november. Vega-feltene startet produksjon i desember. I oktober etablerte selskapet et heleid datterselskap, GDF SUEZ E&P Greenland AS, som senere ble tildelt to lisenser i Baffinbukten. Gjennom TFO 2009 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt en eierandel på 15 prosent i PL090E, en eierandel på 30 prosent og operatør oppgaver i PL423BS og en eierandel på 10 prosent i PL547S. Selskapet fikk også en eierandel på 10 prosent i PL341 Stirby og en eierandel på fem prosent i Dovregubben. Selskapet eier 25 prosent i PL187 Brynhild, hvor boring av en letebrønn i august førte til funn. 13

GDF SUEZ LETING OG PRODUKSJON

Blikket mot nye områder 44

44 11

33 11

33 22

Reserver (påviste og sannsynlige) Naturgass og olje. Geografisk fordeling

Produksjonsområder Naturgass og olje. Geografisk fordeling

TotalE reserver 2010: 815 millioner foe. 1

NORGE (39 %)

neDERLAND (11 %)

noRGE (27 %)

neDERLAND (34 %)

TYSKLAND (16 %)

ANDRE (21 %)

TYSKLAND (19 %)

ANDRE (3 %)

STORBRITANNIA (13 %)

STORBRITANNIA (17 %)

Tyskland 33

Gruppen startet sine lete- og produksjonsaktiviteter i 1994 med overtakelsen av Erdöl-Erdgas Gommern GmbH (EEG). I 2003 kjøpte selskapet landbaserte felt i Tyskland som var eid av Preussag Energie GmbH (PEG). 22 EEG fusjonerte med PEG i 2007 og ble innlemmet i selskapet. Det fusjonerte selskapet heter nå GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH. I dag står selskapet i Lingen, med sine nesten 640 ansatte, for rundt 17 prosent av den tyske oljeproduksjonen, og 12 prosent av den nasjonale gassproduksjonen. Totalproduksjonen var på rundt 9,5 millioner foe i 2010. GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH har eierandeler i 76 landbaserte naturgass- og oljefelter i Tyskland, og 44 av disse er egenopererte. Selskapet har i tillegg flere lovende letelisenser i øvre Rhindalen. 11

Total produksjon 2010: 51,2 millioner fOE.

Storbritannia Siden 1998 har gruppen deltatt i Elgin-Franklinfeltet i den sentrale delen av britisk sektor i Nordsjøen. Ved utgangen av 2010 hadde gruppen eierandeler i 17 produserende felt, med seks utbyggingsprosjekter som nærmet 10 10 seg sin avslutning. Av disse er Cygnus-feltet, 9 9 som drives av GDF SUEZ, et av de største gassfunnene i sørlige Nordsjøen 8de siste 30 år. 8 Gruppen har en stor portefølje av letearealer og 77 deler av funn i de britiske sørlige og sentrale Nordsjøen og området vest for Shetland. 66 Gruppen ble tildelt sju nye lisenser i 2010 i den 26. konsesjonsrunden, inkludert det betydelige 55 Jacqui-funnet. Per 31. desember 2010 representerte andelen av påviste og sannsynlige reserver som gruppen eier i alle britiske felt, rundt 100 millioner foe. Dersom visse kriterier oppfylles kan ytterligere 50 millioner foe med ressurser bli modnet til reserver i fremtiden.

Nederland 11 11

GDF SUEZ E&P Nederland B.V. har vært en del av gruppen siden 2000. Selskapet har en 40 år lang historie med vellykket leting og produksjon på nederlandsk sokkel. Selskapet 11 er en veletablert operatør som produserer olje og gass fra mer enn 30 produksjonsanlegg. Det driver 39 produserende felt, og er den største operatøren i den nederlandske sektoren av Nordsjøen. Per 31. desember 2010 representerte gruppens andel av påviste og sannsynlige reserver 92,2 millioner foe. GDF SUEZ driver to større nederlandske offshore-rørledninger, 22 nemlig Noordgastransport B.V. og NOGAT B.V. Noordgastransport-rørledningen går fra vest til øst, med ilandføring i Uithuizen. NOGAT44 rørledningen går fra nord til sør, og kommer i 33 land i Den Helder. Den har også forbindelse til felt i Tyskland og Danmark.

10 10

Lete- og produksjonsdivisjonen er ansvarlig for alle gruppens lete- og produksjonsaktiviteter rundt omkring i verden. Divisjonens oppgave er: å oppnå vekst og størrelse på linje med et stort, uavhengig selskap innen leting og produksjon gjennom

verdiorientert vekst på mellomlang sikt å utvikle lønnsom integrasjon med resten av konsernet å bygge og drive virksomheten på en langsiktig bærekraftig måte.

Snøhvit

indonesia

Njord Elgin Franklin

Gjøa Fram

Offshore Nederland

GRØNLAND

NORGE

Nogat USA

Southern Gas Basin

neDerland

storbritannia TYSKLAND

Pays du Saulnois

FRANKRIKE

Altmark Offshore Tyskland Onshore Tyskland

australia

Römerberg

ASERBAJDSjan

Absheron

algeriE South-East Ilizi

Touat

LIBYA

Onshore Libya

West el Burullus EGYPT

NW Damietta Ashrafi

Alam El Shawish West

Offshore Mauritania

Offshore Qatar qatar

MAURITANIA

elfenbenskysten

Foxtrot

Egypt

Andre regioner

GDF SUEZ gikk inn i Egypt i 2005 med tildelingen av West El Burullus-tillatelsen i Nildeltaet. I 2010 gjorde GDF SUEZ to gassfunn som operatør med en eierandel på 50 prosent. Man ser nå for seg en utbygging av begge funnene. I 2007 ble gruppen oljeprodusent med en eierandel på 45 prosent i Alam El Shawish West-lisensen. I 2010 ble GDF SUEZs deltakelse redusert til 25 prosent. Gassproduksjonen startet i juli, og nådde 100 mmscf/d innen utgangen av året. I 2008 gikk gruppen inn i letetillatelsen for North West Damietta med en andel på ti prosent. I 2010 gjennomførte gruppen overtakelsen av en eierandel på 50 prosent i det oljeproduserende Ashrafi-feltet i Suez-gulfen fra Eni. Et heleid datterselskap ble etablert i 2009 med tanke på videreutvikling. Ved utgangen av 2010 utgjorde gruppens reserver i Egypt 20,4 millioner foe. Av dette er 66 prosent gass.

GDF SUEZ er også til stede i Algerie, Elfenbenskysten, Mauritania, Libya, Aserbajdsjan, USA, Qatar, Australia, Indonesia, Frankrike og Grønland. Algerie: Siden 2002 har konsernet vært operatør for Touat-lisensen i Algerie, i kompaniskap med Sonatrach. Undersøkelses-/avgrensningsfasen ble avsluttet i 2007, og utbyggingsplanen ble godkjent i 2009. I 2010 dannet partnerne TouatGaz et interessentskap for utbygging og drift av lisensen. Konsernet er også partner i en lisens på land ved den libyske grensen (South-East Illizi). Mauritania: Gjennom en avtale med Dana Petroleum i 2006 overtok GDF SUEZ andeler i to blokker utenfor kysten av Mauritania: 24 % i blokk 1 og 27,85 % i blokk 7. En letebrønn ble boret i september 2010 i blokk 7 og førte til Cormoran-funnet. Elfenbenskysten: GDF SUEZ eier 100 % av selskapet ENERCI. Dette selskapet eier 12 % i en større aktør innen offshore-produksjon i energisektoren som dekker 60 % av landets behov. Libya: GDF SUEZ har tre blokker på land. USA: GDF SUEZ har to utvinningstillatelser i Mexicogulfen. Aserbajdsjan: I 2009 overtok GDF SUEZ en andel på 20 % i Absheron-blokken i Det kaspiske hav. Qatar: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på 100 % i Qatars blokk 4 offshore gjennom oppkjøpet av

Anadarko Qatar Block 4 Company, LLC, og Edisons utgang. Blokken innholder flere prospekter. Australia: I 2009 overtok GDF SUEZ en andel på 60 % fra Santos i hvert av tre gassfelt offshore (Petrel, Tern og Frigate) med beliggenhet i Bonaparte-bassenget i Australia, og vil overta operatøransvaret i 2011. Dette prosjektet gjør det mulig for GDF SUEZ å bygge en FPSO (flytende produksjons-, lagrings- og losseenhet) for LNG. Avgrensningsprogrammet vil begynne i 2011. Indonesia: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på 45 % fra Eni i Muara Bakau Production Sharing Contract (PSC) for undersøkelser offshore. To letebrønner ble boret i 2010 og utbyggingsplanen er under vurdering. Frankrike: Konsernet har en eierandel på 50 % i Pays du Saulnois-lisensen i Frankrike. Grønland: GDF SUEZ overtok en eierandel på 30 % i to letelisenser offshore i blokkene 5 og 8, med beliggenhet i Baffinbukta. Og i Kasakhstan undertegnet GDF SUEZ en prinsippavtale i partnerskap med Total i 2009 for å overta halvparten av andelen på 50 % i KazMunaïGas (KMG) i Khvalinskoye-feltet offshore, som ligger nær grensen mellom Russland og Kasakhstan i Kaspihavet.

GDF SUEZ-gruppen

Virksomhet over hele verden 3 3

11 11

4 4

2 2

1 1

10 10

9 9 8 8 7 7 6 6

2 2 5 5 4 4

1 1

Salg av naturgass Per type kunde

3 3

Naturgassportefølje Geografisk fordeling av langtidskontrakter 10 10 Totale leveranser 2010: 691 Twh

Totalt salg av naturgass 2010: 292 Twh 1

private husholdninger (48 %)

Norge (21 %)

trinidad (5 %)

offentlig distribusjon (33 %)

russland (14 %)

Yemen (3 %)

kontrakter til markedspris (14 %)

algerie (13 %)

andre (3 %)

regulert tariff (5 %)

nederland (11 %)

Libya (3 %)

egypt (6 %)

10 Uspesifisert opphav (21 %)

Aktiviteter

Utviklingsstrategi

Gruppens aktiviteter inkluderer:

GDF SUEZ har en velbalansert forretningsmodell: gjennom sitt engasjement i supplerende aktiviteter i hele verdikjeden gjennom tilstedeværelse i regioner utsatt for ulike forretningsmessige og økonomiske svingninger, med en sterk representasjon i utviklingsmarkeder med gode vekstmuligheter gjennom sitt engasjement i aktiviteter som delvis er utsatt for markedsusikkerhet, og andre som gir løpende inntekter gjennom en balansert energimiks der lav- eller nullkarbonenergikilder prioriteres.

bærekraftig utvikling. Den bærer også preg av utviklingen den siste tiden som vil kreve en tilpassing av den tradisjonelle modellen for den geosentriske europeiske energiforsyningen: en periodisk tilbakevendende prisnedgang i energimarkedene i modne land etter finanskrisen i 2008–2009 et sprik mellom forventet vekst i modne markeder og utviklingsmarkeder – et sprik som har blitt større og som forventes å øke innføring av EUs klimapakke en økning i de strukturelle usikkerhetene som preger europeiske markeder.

Denne forretningsmodellen oppfyller kravene til det økonomiske miljøet som gruppen er en del av, og som kjennetegnes av forståelse for underliggende trender, inkludert konkurranse situasjonen i Europa og harmoniseringen av markedene for gass, elektrisitet og energi tjenester som, sammen med miljøtjenester, kombinerer mange av utfordringene ved

GDF SUEZ har derfor basert sin utviklingsstrategi på følgende: en opptrapping av utviklingen i utviklings markedene når det gjelder kraftproduksjon, og innen feltene LNG og leting og produksjon integrering og optimalisering av aktivitetene i Europa utvikling av aktiviteter med fast inntektsprofil.

Innkjøp, produksjon og markedsføring av naturgass og elektrisitet Overføring, lagring, distribusjon, styring og utvikling av store infrastrukturer for naturgass Energitjenester og tjenester i forbindelse med miljøforvaltning (vann, avfall).

GdF sueZ-gruppen er aktiv langs hele verdikjeden for energi – innen elektrisitet og naturgass, oppstrøms og nedstrøms.

eurOpa:

192 360 €69,9 ANSATTE

NOrd-amerika:

6 070 €5,0 ANSATTE

MILLIArDEr INNTEKTEr 2010

asia & stilleHavet:

MILLIArDEr INNTEKTEr 2010

aFrika:

sØr-amerika:

4 300 €4,1 ANSATTE

4 050 €0,9 ANSATTE

10 970 €4,6 ANSATTE

MILLIArDEr INNTEKTEr 2010

Profil

Rangering

Med mer enn 218 350 ansatte i rundt 45 land, hadde GDF SUEZ en inntekt på 84,5 milliarder euro i 2010. GDF SUEZ fremstår med en balansert profil. Selskapet er ikke bare aktivt innen supplerende virksomhet over hele energiverdikjeden, men driver også innenfor områder som er utsatt for periodiske økonomiske svingninger og markedstrender. De to gruppene GDF SUEZ og International Power, som ble integrert i 2010, utfyller hverandre geografisk og industrielt og gir GDF SUEZ en ledende posisjon på det globale energimarkedet.

GDF SUEZ er børsnotert i Brussel, Luxembourg og Paris, og er representert på de store internasjonale indeksene – CAC 40, BEL 20, DJ Stoxx 50, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe og ASPI Eurozone. I 2010 rangerte Forbes GDF SUEZ som det største børsnoterte energiselskapet i verden i den årlige klassifiseringen som magasinet gjør av verdens 2000 største børsnoterte selskaper (nr. 24 i den generelle kategorien, nr. 3 av de franske selskapene). Et medarbeiderforum med deltakere fra hele gruppen definerte i 2009 gruppens grunnleggende verdier som drivkraft, engasjement, mot og samhørighet.

ledende innen naturgass i europa: Største innkjøper Største overførings- og distribusjonsnett Tredje største lagringsoperatør. verdensledende innen lNG: Største importør i Europa og tredje største i verden Nest største operatør/eier av LNG-terminaler Ledende i Atlanterhavsbassenget. ledende innen elektrisitet: Gruppen er den femte største produsent og sjette største markedsfører i Europa Største uavhengige kraftprodusent (IPP) i verden Største produsent/utbygger i GCC-landene (Gulf Cooperation Council) Største uavhengige kraftprodusent i Brasil. verdensledende innen tjenester for energi og miljøeffektivitet. 17

Aktiviteter Satsingsområder Feltutbygging og drift Gjøa

Leting og utbygging Snøhvit-feltet i Barentshavet

Gjøa-feltet er GDF SUEZ E&P Norges første operatøransvar for produksjon på den norske kontinentalsokkelen, og forventes å produsere hydrokarboner i mer enn 15 år. Statoil var operatør i utbyggingsfasen, mens GDF SUEZ E&P Norge overtok operatøransvaret ved produksjonsstart i november 2010.

Snøhvit er det første LNG-utbyggingsprosjektet på den norske kontinentalsokkelen med en forventet årlig produksjon på 4,3 millioner tonn LNG.

Gjøa er GDF SUEZ E&P Norges første større forpliktelse på veien mot å oppfylle ambisjonen om å bli en betydelig aktør på den norske kontinentalsokkelen. Gjøa gjør det mulig for GDF SUEZ E&P Norge å bygge opp kompetanse innen feltutbygging og drift, og forberede organisasjonen på fremtidige operatøransvar.

Anleggene for gassmottak og -håndtering, foredling for LNGlagring og lasting på LNG-tankere ligger på Melkøya. Den aller første LNG-lasten fra GDF SUEZ ble hentet ut 5. mars 2008. Denne leveransen markerte åpningen av en ny for syningsrute for LNG som kan levere 700 millioner kubikkmeter gass i løpet av ett år.

Snøhvit-feltet, som i sin helhet består av undervannsinstallasjoner, ligger ca. 140 km fra land.

GDF SUEZ E&P Norge har dedikerte leteressurser til påvisning av ytterligere reserver som kan rettferdiggjøre en fase nr. to av LNG-utbyggingen på Snøhvit.

Gjøa feltutbygging og drift

Snøhvit og Barentshavet

Leting og utbygging Norskehavet

Leting og utbygging Fram / Gjøa-området

Leting Grønland

Norskehavet har fremdeles store potensielle volumer av uoppdagede ressurser.

Fram / Gjøa-området er påvist som et produktivt område av Nordsjøen og kan fremdeles inneholde betydelige funn.

I partnerskap med andre operatør selskaper påtar GDF SUEZ E&P Norge seg et omfattende leteprogram i området.

GDF SUEZ E&P Norge har sikret seg ytterligere leteareal i Fram / Gjøaområdet. Gjennom denne innsatsen har GDF SUEZ E&P Norge etablert en sterk stilling, og dette vil vi bygge videre på når det gjelder å utforske nye muligheter i området.

GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS i oktober 2010. 2. desember 2010 ble GDF SUEZ E&P Greenland AS, Shell Kanumas A/S (operatør), Statoil Greenland AS og NUNAOIL A/S tildelt to store letelisenser i Baffinbukten utenfor Vest-Grønland. Begge lisensene er tildelt for en periode på opp til ti år. I denne perioden skal det foretas seismikkog havbunns undersøkelser sammen med en mulig leteboring i 2015.

Njord-feltet i Norskehavet er allerede en viktig bidragsyter til GDF SUEZ E&P Norges totale oljeproduksjon. Eksport av gass fra Njord startet i desember 2007. Nye funn i nærheten av Njord-feltet kan generere nye utbyggingsmuligheter som også kan gagne levetiden på Njordfeltet og anleggene der.

Norskehavet

Som et nytt prosesserings- og transportknutepunkt i området, tilbyr Gjøa ekstra kapasitet for tilkopling av nye og eksisterende funn.

Nordsjøen

Tildelingen av lisensene i Baffinbukten innebærer en betydelig utvidelse av GDF SUEZ’ areal i denne meget lovende arktiske regionen.

GRØNLAND

Gjøa-utbyggingen

Under utbyggingsfasen var Gjøa det største pågående industriprosjektet i Norge.

Prosjektutbygging – med klare mål Under utbyggingsfasen av Gjøa-prosjektet har operatøren Statoil og lisenspartnerne hatt sterk fokus på sikkerhet, med ”null dødsulykker, ulykker, tap eller personskader” som et klart uttalt mål. Boreriggen Transocean Searcher ble kontrahert for boringen av 11 produksjonsbrønner. Fem brønner var ferdigstilt ved produksjonsoppstart. Boreprogrammet vil fortsette frem til 2012.

De Statoil-opererte gass-/ kondensatfeltene Vega og Vega Sør er utbygd parallelt med Gjøa og er tilknyttet Gjøa-plattformen. Produksjon fra Vega-feltene startet 2. desember 2010.

Utbyggingskonsept – verdiskaping Den valgte utbyggingsløsningen og produksjonsstrategien vil maksimere verdien av Gjøas ressurser, og samtidig redusere risikoen så mye som mulig. Utbyggingskonseptet for Gjøafeltet innebærer tre 4x4-slissers

bunnrammer og én satellittbrønn, tilkoplet en halvt nedsenkbar produksjonsenhet med komplette prosesseringsfunksjoner gjennom en produksjonsledning. Stabilisert olje blir eksportert gjennom en ny 53 km lang rørledning tilknyttet rørledningen som går fra Troll C-plattformen til råoljeterminalen på Mongstad (rørledningssystemet TOR2). Eksport av rikgass foregår gjennom en ny 130 km lang rørledning tilknyttet det britiske rørledningssystemet FLAGS, som ender i St. Fergus gassterminal i Skottland. GDF SUEZ’ egenpro-

duserte gass blir solgt på iland føringsstedet i Storbritannia. Strøm til feltinstallasjonene vil i hovedsak komme fra Mongstad. For første gang i historien blir vekselstrøm levert direkte til et flytende produksjonsanlegg. Denne løsningen fører til en betydelig reduksjon av CO2- og NOx-utslipp, lavere kostnader, bedre økonomi, reduserte støynivåer og redusert brenselforbruk.

1989

2003

30 % 2004

Oppdaget av Norsk Hydro

GDF SUEZ E&P Norge overtar en eierandel i feltet

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

gjøa Vega

Avtale om felles operatørskap med Statoil sluttført

Florø Florø

Vega sør

Gjøa

Florø

Plassering gjøa ligger i blokkene 35/9 og 36/7, ca. 70 km nord for troll og 60 km utenfor den norske vestkysten.

Områdeløsning – et nytt knutepunkt i Nordsjøen Gjøa-utbyggingen har åpnet et nytt område av Nordsjøen for oljeog gassproduksjon. Den koordinerte utbyggingen av Vega- og Gjøa-feltene gir partnerne gjensidige fordeler, i tillegg til å tilfredsstille kravene fra myndighetene om å optimalisere den totale produksjonen fra området. Den strategiske plasseringen av Gjøas produksjonsanlegg som et sentralt knutepunkt i området, gjør det mulig å tilby ledig væskekapasitet når Gjøas oljeproduksjon minsker, og ekstra

gasskapasitet når Vega går av platå. Det faktum at det finnes infrastruktur kombinert med anlegg med ekstra prosesseringskapasitet, vil støtte ytter ligere leting og utbygging i området. Selv om det forventes at Gjøa skal produsere olje og gass i de neste 15 årene, er plattformen konstruert for å vare dobbelt så lenge.

Gjøa driftsforberedelser

Alt var klart for produksjonsoppstart på Gjøa 7. november.

Overgang til drift Den store overgangen for GDF SUEZ i 2010 var å gå fra drifts forberedende oppgaver til sikker og effektiv drift av Gjøa. Boligkvarteret var klart til bruk i mars, og fra det tidspunktet fikk GDF SUEZ det daglige driftsansvaret for systemer og områder som var overlevert fra Statoils ferdigstillingsgruppe. Driftsteknikere startet skiftarbeidet, og våre ansatte fullførte opplæring og kursing i samsvar med kompetansekravene for drift og vedlikehold av prosess- og hjelpesystemene.

Den 13. juni ble Gjøa-installasjonen tauet ut til Gjøa-feltet, og ankret opp etter noen få dager. Strømkabelen fra land ble koplet til, og det ble opprettet stabil kraftforsyning fra Mongstad i juli. Deretter ble stigerør og kontrollkabelinntrekkingen ferdigstilt, og rørledninger og stigerør ble klargjort for drift. System for arbeidstillatelse og sikker-jobb-analyse i CMMS vedlikeholdsstyrings system ble tatt i bruk på en god måte da fortøyningen var fullført.

Planleggingsverktøyet (IPL) ble installert, testet og satt i drift for å sikre god aktivitetskoordinering og ressursallokering. Det ble etablert vedlikeholds-, tjeneste- og leverandøravtaler for å kunne opprettholde en sikker, effektiv og stabil drift etter overføringen av operatørskapet.

Oppstart Den første oppstarten av et offshoreanlegg er komplisert, og omfatter sjekklister, utstyr, arbeidstillatelser, sikker-jobbanalyse, tilstrekkelig og kvalifisert

personell, og sjekk av systemer i sekvens for å sørge for at alle sikkerhetssystemer er på plass og fungerer. Alle instruksjoner og sjekklister ble samlet i en oppstartshåndbok utarbeidet av driftavdelingen. For å sikre en felles forståelse hos alle interessenter i god tid før oppstart, ble håndboken og metoden presentert under to oppstartsseminarer. 7. november var vi klare til oppstart. Alle nødvendige sertifikater, sjekklister og dokumentasjon både på land og offshore var signert. De nødvendige hjelpesystemene på Gjøa var i drift, og

2010

Produksjonssstart

milliarder NOK er beregnet totalinvestering i feltet

milliarder Sm3 gass er estimerte reserver

millioner fat olje og kondensat er estimerte reserver

kontrollrommet bemannet for oppstart. Ute på anlegget var det plassert ekstrapersonell for å oppdage eventuelle gasslekkasjer eller andre uregelmessigheter som kan oppstå når et anlegg kommer i normal driftstilstand for første gang. Kl. 15.30 kom den gode nyheten om at gass strømmet fra brønn F-1 inn i separatorene. De andre tilgjengelige brønnene ble satt i drift én etter én uten lekkasjer eller andre alvorlige hendelser.

Gjøa – overføring av operatørskap

Overføring av operatørskapet for Gjøa fra Statoil til GDF SUEZ E&P Norge fant sted 25. november 2010.

Overføringsprosessen I overensstemmelse med en avtale fra 2004 om å dele operatøransvaret for Gjøa i to faser, overtok GDF SUEZ E&P Norge AS operatørskapet for dette Nordsjøfeltet fra Statoil 25. november. Dermed har GDF SUEZ blitt en av de største oljeog gassprodusentene på norsk kontinentalsokkel. For å sikre at alle aspekter ved overføringen fra prosjektgjennomføring, inkludert produksjonsdrift, ble håndtert på en metodisk og transparent måte,

ble det i 2008 nedsatt en felles koordineringsgruppe for Statoil/ GDF SUEZ. Hovedoppgavene for denne gruppen var å etablere og gjennomføre en overføringsstrategi og -plan som skulle føre frem til en signert protokoll som det endelige resultat. Det ble opprettet undergrupper innen nøkkelområder med en oppnevnt leder fra Statoil og en motpart fra GDF SUEZ E&P Norge. I sluttfasen av overføringsprosessen ble disse aktivitetene organisert som et eget prosjekt med en egen prosjektleder hos GDF SUEZ.

Alle de nødvendige kriteriene for overføring av operatøransvar er oppfylt. Plattformen ble installert og oppnådde stabil og kontinuerlig produksjon. GDF SUEZ avsluttet sine administrative og organisasjonsmessige forberedelser, og alle gruppene som arbeidet med overføringen av operatørskapet, har avsluttet sitt arbeid. GDF SUEZ E&P Norge er nå ansvarlig for alle aktiviteter på Gjøa, inkludert boring og brønnkomplettering, reservoar- og produksjonsytelse, beredskap og ledelse av partnersamarbeidet. GDF SUEZ vil lede feltstyrings-

gruppen og Gjøas lisensstyringskomité. Statoil vil fortsette å bidra i driftsaktiviteter, samt i ferdigstillingen av boreprogrammet.

Utmerket samarbeid Samarbeidet mellom Statoil og GDF SUEZ har vært utmerket i hele prosjektgjennomføringsfasen, og personell fra GDF SUEZ har vært integrert i Statoils prosjektorganisasjon fra starten. Gjøaplattformen var bemannet med GDF SUEZ-personell som arbeidet under Statoils ledelse fra første dag. Slik kunne den faktiske overføringen av operatør

2010

25.

630

Overføring av operatørskap fra Statoil

november, signering av overføringsprotokoll

systemer godkjent og overlevert fra Statoil

millioner arbeidstimer fullført i prosjektet

5 4

lisenspartnere gjøa 1 2 3 4 5

GDF SUEZ E&P NORGE (30 %) petoro (30 %) statoil (20 %) shell (12 %) rwe-DEA (8 %)

ansvaret finne sted helt uten driftsavbrudd. Den offisielle overføringen av operatørskapet fant sted i Stavanger 25. november da operatøroverføringsprotokollen ble undertegnet av Statoils Øystein Michelsen, konserndirektør for undersøkelse og produksjon Norge og Terje Overvik, administrerende direktør for GDF SUEZ E&P Norge. Konsernsjef Helge Lund i Statoil og Jean-François Cirelli, Vice Chairman og President i GDF SUEZ, var også til stede.

Snøhvit og Barentshavet

Som operatør for PL530, har GDF SUEZ E&P Norge startet planleggingen av en brønn i Heilo-prospektet.

Snøhvit Driften ved LNG-anlegget på Snøhvit viste fortsatt bedring i 2010. Det var ikke planlagt noen større revisjonsstanser i 2010, men det ble foretatt noen mindre stanser for inspeksjon og installasjon av et lekkasjehåndteringssystem. Snøhvit hadde også noen ikke-planlagte driftsavbrudd på grunn av ulike driftshendelser. Snøhvit er en viktig del av GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og er et av våre fem produserende felt. Snøhvit bidro med en samlet produksjon på 4,9 millioner fat oljeekvivalenter i 2010. 26

Dette utgjør 36 prosent av datterselskapets samlede produksjon. GDF SUEZ tok ut til sammen sju LNG-laster fra Snøhvit-anlegget i 2010.

Snøhvits offshoreanlegg Feltytelsen er i henhold til planen. Albatross ble satt i produksjon i januar 2010, og har bidratt med rundt 14 prosent av det samlede produserte gassvolumet ved anlegget. Snøhvit Tog II Forundersøkelsen for Snøhvit Tog II (DG1) ble ferdig i desember 2010. Planen er nå å fort-

sette med undersøkelser fram til konseptutvelgelse (DG2) i annet kvartal 2012.

Leting i Barentshavet Barentshavet er fortsatt et av GDF SUEZ E&P Norges kjerneområder. I 2010 startet GDF SUEZ E&P Norge AS, som operatør for PL530, planleggingen av en brønn i Heilo-prospektet. PL530 ligger mellom Tornerosefunnet i vest og Nucula-funnet i øst, ca. 50 km nord for norskekysten. Partnerne i PL530 er Front Exploration, North Energy og Rocksource.

Sammen med DONG Energy ledet GDF SUEZ E&P Norge et konsortium som har kontrahert den halvt nedsenkbare riggen Aker Barents for boringen av to brønner i Barentshavet, inkludert Heilo, i tredje og fjerde kvartal 2011. En stor 3D-seismikkundersøkelse (1150 km2) ble utført i det sørlige Nordkappbassenget i PL230, der GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 15 prosent. Dataene herfra er for tiden under behandling. I PL448, der GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 12 prosent, ble det tatt en beslutning om å bore en letebrønn.

1984

2001

12 %

4,1

Snøhvit-feltet oppdaget via brønn 7121/4-1

GDF SUEZ E&P Norge blir med i prosjektet

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

millioner tonn LNG vil bli produsert årlig

6 snøhvit

lisenspartnere snøhvit 1 2 3 4 5 6

GDF SUEZ E&P NORGE (12 %) statoil (33,53 %) petoro (30 %) total (18,4 %) amerada hess (3,26 %) RWE-DEA (2,81 %)

Plassering snøhvit-feltet ligger ca. 140 km fra melkøya, hammerfest.

Norskehavet

Nordvestflanken på Njord er godkjent, og produksjonsstart forventes i 2012.

Njord Njord-feltet ligger i blokkene 6407/7 og 6407/10, ca. 130 km nordvest for Kristiansund og 30 km vest for Draugen-feltet. Feltet er utbygd med havbunnsbrønner tilkoplet Njord A-anlegget. Oljen blir lagret og losset fra lagringsfartøyet Njord B til tankskip for transport til markedet.

De vellykkede boreresultatene i brønn A-19 i slutten av desember 2009 fortsatte i 2010 med to tilleggsbrønner: A-5 i mars og A-8 i desember – begge med betydelige bidrag til produksjonen fra feltet. Tilleggsboringen fortsetter på Njord, og brønnmål er utpekt for boring til og med 2012.

Njord er et nøkkelfelt i GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og ett av våre fem produserende felt. Njord bidro med en samlet oljeproduksjon på 4,4 millioner fat oljeekvivalenter i 2010, noe som utgjorde 32 prosent av datterselskapets samlede produksjon.

Nordvestflanken Nordvestflanken omfattet opprinnelig et gass-/kondensatfunn, B-strukturen, omkring seks kilometer nordvest for Njord. I 2007 ble det boret en brønn med både letemål i den nærliggende A-strukturen og avgrensningsmål i B-strukturen. Letebrønnen

var vellykket, og A-strukturen ble bekreftet som et funn med et tilsvarende ressurspotensial som B-strukturen, men med mye bedre reservoarkvalitet. I mars 2010 ble Nordvestflanken godkjent, og planen er å bygge ut A-strukturen med to høyavviksbrønner som skal bores fra Njord-plattformen. Dette krever kun mindre modifikasjoner på Njord. Produksjonsstart forventes i april 2012.

Leting i Norskehavet GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 10 prosent i PL326, der avgrensingsbrønn 6604/10-1 ble boret i Gro-strukturen, 12 km

øst for oppdagelsesbrønn 6603/12-1. Dypvannsbrønnen (1376 m vannkolonne) støtte på gass i bergarter av dårlig kvalitet fra sen kritt. Som en følge av de skuffende resultatene, har fler tallet i PL326 Gro besluttet å tilbakelevere lisensen med effekt fra 18. juni 2011. I 2010 overtok GDF SUEZ en eierandel på fem prosent i PL468. Lisensområdet ble utvidet med PL468B gjennom tildelingen i TFO 2010. Lisensen omfatter Dovregubbenprospektet, og en brønn i prospektet ble påbegynt i desember 2010.

1997

2001

20 % 2007

Produksjonsoppstart på Njord

GDF SUEZ E&P Norge overtar en eierandel i Njord-feltet

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

Oppstart av Njord gasseksportprosjekt

njord

lisenspartnere njord 1 2 3 4 5 6

GDF SUEZ E&P NORGE (20 %) E.ON RuHrgas (30 %) statoil (20 %) exxonmobil (20 %) petoro (7,5 %) endeavour (2,5 %)

Plassering Njord-feltet er plassert 130 km nordvest for kristiansund og 30 km vest for draugen.

I januar 2011 fikk GDF SUEZ E&P Norge tildelt tre nye lisenser i Norskehavet gjennom TFO 2010: PL348B ble tildelt som tilleggsareal til PL348 med en eierandel på 20 prosent og en partnerrolle. PL468B ble tildelt som tilleggsareal til PL468 med en eierandel på fem prosent og en partnerrolle. GDF SUEZ E&P Norge ble tildelt en andel på 30 prosent i PL582. Arbeids programmet vil være å sammenstille og bearbeide 3D-seismikkdata på nytt, og utføre studier før det tas en beslutning om drill or drop innen to år.

Nordsjøen

Plan for utbygging og drift på Gudrun ble godkjent i juni.

Gudrun Gudrun-feltet ble oppdaget i 1975, og ligger rundt 55 kilo meter nord for Sleipner på rundt 110 meters dyp. Feltet inneholder både olje og gass i et reservoar med kompleks geologi og høyt trykk og høy temperatur (HPHT). Plan for utbygging og drift av Gudrun (PUD) ble godkjent av Stortinget i juni. Utbyggingskonseptet innebærer en prosessplattform tilknyttet Sleipner-feltet gjennom egne oljeog gassrørledninger. Olje og kondensat fra Gudrun vil bli blandet med væske fra Sleipner og transportert til prosessanleg30

get på Kårstø. Gassen vil bli blandet med Sleipner-gass og transportert til kontinentet. Boringen vil starte i slutten av 2011, og produksjonsstart forventes i første kvartal 2014. Det ble boret en letebrønn i Brynhild-prospektet øst for Gudrun sommeren 2010. Brønnen resulterte i et funn, og det undersøkes nå om Brynhild kan utbygges fra Gudrunplattformen.

Fram Produksjonen fra Fram-feltet bidro med totalt 3,58 millioner

fat oljeekvivalenter i 2010. Dette utgjør 27 prosent av datterselskapets samlede produksjon. Gjennomsnittlig oljeproduksjon for GDF SUEZ fra dette feltet var 9 800 fat per døgn – et jevnt produksjonsresultat over budsjett.

Vega Sør Vega Sør ligger ca. 10 kilometer nord-nordvest for Fram-feltet, i blokk 35/11, og er bygget ut sammen med Vega-feltet. De to feltene omfatter tre bunnrammer med to produksjonsbrønner i hver tilknyttet Gjøa-plattformen. Vega-feltene startet produksjon 2. desember 2010.

Leting i Nordsjøen Gjøa-Fram og Gudrun er kjerneområder for GDF SUEZ E&P Norge, og vi har fortsatt letingen i disse områdene med tanke på å utvide porteføljen vår. I mars 2010 ble vi tildelt en eierandel på 15 prosent som partner i PL090E, en eierandel på 30 prosent og operatøransvar for PL423BS, og 10 prosent som partner i PL547S gjennom TFO 2009. I januar 2011 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt to nye lisenser i TFO 2010, 20 prosent i PL377BS som tilleggsareal til PL377S, og

2002

2003

15 %

3,58

GDF SUEZ E&P Norge erverver eierandeler i Fram-feltet

Produksjonsoppstart på Fram Vest

GDF SUEZ E&P Norges eierandel i Fram-feltet

millioner foe var egen produksjon på Fram i 2009

4 1 3

gjøa fram

gudrun

lisenspartnere fram 1 2 3 4

GDF SUEZ E&P NORGE (15 %) statoil (45 %) exxonmobil (25 %) idemitsu (15 %)

30 prosent i PL578 i blokk 35/6 nord for Gjøa-feltet. GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 25 prosent i PL187 i Gudrun-området, der brønn 15/3-9 på Brynhild ble påbegynt i mai og avsluttet i august 2010 med et funn.

Plassering fram-feltet ligger 20 km nord for troll. Gudrun ligger ca. 40 km nord for sleipner-området.

med en eierandel på 30 prosent. Det ble innvilget ett års forlengelse av fristen for en beslutning om drill or drop med ny frist 16. august 2011. GDF SUEZ E&P Norge eier 20 prosent i PL377S, der Apollonprospektet vil bli boret i annet/ tredje kvartal 2011.

GDF SUEZ E&P Norge overtok i 2009 en andel i PL341 gjennom en oppkjøpsmulighet. Stirbyprospektet som ligger i lisensen, ble boret i 2010, men brønnen var tørr. Teknisk arbeid fortsatte i PL423S/ BS der GDF SUEZ er operatør 31

Grønland

GDF SUEZ E&P Greenland er et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge.

Lisenstildeling GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS i oktober 2010. 2. desember 2010 ble GDF SUEZ E&P Greenland AS, Shell Kanumas A/S (operatør), Statoil Greenland AS og NUNAOIL A/S tildelt to store letelisenser i Baffinbukten utenfor VestGrønland. De to lisensene 2011/12 (blokk 5) og 2011/14 (blokk 8) ligger nord for 73O N, og dekker et totalområde på rundt 20 000 km2, noe som tilsvarer rundt 30 norske blokker. Begge lisensene er tildelt for en

periode på opp til ti år. I denne perioden skal det foretas seismikkog havbunnsundersøkelser sammen med en mulig leteboring i 2015.

Lovende område Tildelingen av lisensene i Baffinbukten utenfor VestGrønland innebærer en betydelig utvidelse av GDF SUEZ’ areal i denne meget lovende arktiske regionen. Eksperter fra U.S. Geological Survey mener at nordområdene rommer rundt 22 prosent av verdens uoppdagede hydrokarbonreserver, og at 74 prosent av disse kan være

gass. Dette gjør området svært attraktivt for GDF SUEZ som verdensledende innen naturgass og LNG. Beregninger viser at de samlede reservene i området utenfor Vest-Grønland – Øst-Canada, kan utgjøre så mye som 18 milliarder fat oljeekvivalenter. På grunn av det relativt sparsomme datagrunnlaget man har for disse lisensene, hersker det en del usikkerhet om sannsynligheten for funn, men det potensielle utbyttet ved ett eller flere betydelige funn kan være høyt.

Lisenspartnere Partnerne i Grønlandlisensene er: Blokk 5 (Anu): Shell Kanumas A/S (41,125 %), Statoil Greenland AS (20,125 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %) Blokk 8 (Napu): Shell Kanumas A/S (46,375 %), Statoil Greenland AS (14,875 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %)

2010

26,25 % 2015

GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet

GDF SUEZ E&P Greenland AS tildelt to lisenser

GDF SUEZ E&P Greenland ASâ&#x20AC;&#x2122; eierandel

Mulig oppstart av leteboring

2 2

license partners lisenspartnere bloKk block 5 ANU 5 ANU 1 2 3 4

GDF SUEZ E&P greenland AS (26,25 %) statoil greenland AS (20,125 %) shell kanumas A/S (41,125 %) nunaoil A/S (12,5 %)

Anu Napu Upernavik

3 3

1 2

9 8 7

2 5

license partners lisenspartnere blokk block 8 napu 8 napu 1

1 2 3 4

GDF SUEZ E&P greenland AS (26,25 %) statoil greenland AS (14,875 %) shell kanumas A/S (46,375 %) nunaoil A/S (12,5 %)

9 8 7 6

2 5 4

Helse, miljø og sikkerhet

Hms-mål GDF SUEZ E&P Norges strategiske HMS-mål er å være blant de 25 prosent beste innen alle aktiviteter på norsk sokkel der selskapet er operatør. Dette måles i forhold til resultatene i rNNP-rapporten om risikonivå i petroleumsvirksomheten som utgis av Petroleumstilsynet hvert år.

Hms i GdF sueZ e&p Norge Vårt strategiske mål støtter opp om vår HMS-policy og vår ambisjon om null hendelser. Vår HMS-policy er i tråd med tilsvarende retningslinjer i alle datterselskaper innen forretningsenheten GDF SUEZ Exploration & Production, og bekrefter at helse, miljø og sikkerhet er en kjerneverdi innen GDF SUEZ E&P.

GDF SUEZ E&P Norge overtok operatøransvaret for Gjøa i november 2010 fra Statoil. Derfor brukte GDF SUEZ hele 2010 på å forberede seg til denne viktige oppgaven, inkludert utvikling og implementering av nødvendige prosesser, metoder og systemer for helse og arbeidsmiljø, sikkerhet og miljø.

En viktig oppgave har vært å opprette en kvalifisert og godt forberedt organisasjon for beredskapsstyring. Operatørenes forening for beredskap (OFFB) er en ideell medlemsorganisasjon med åtte operatører på norsk sokkel som medlemmer. OFFB tilbyr en

annenlinje beredskapsorganisasjon som en integrert del av vår samlede beredskapsstyringsorganisasjon. GDF SUEZ ble med i OFFB i 2010, og sitter i OFFBs styre. Med Gjøa som det oljefeltet på norsk sokkel som ligger nærmest land – bare 30 nautiske mil – har

vi sterkt fokus på oljevernberedskap. For å dokumentere oljevernberedskapen på Gjøa ble en todagers oljevernberedskapsøvelse i full skala gjennomført i Florø i slutten av september. Kysten langs Gjøa har den høyeste konsentrasjonen av oljevernutstyr i verden, i tillegg til et godt fungerende samarbeid om oljevernberedskap.

Gjøa-installasjonen er bygget for å ha minimal miljøpåvirkning med bl.a. elektrisitet fra land som viktigste kraftkilde. Alle utslipp i 2010 lå innenfor de grensene som Klima- og forurensingsdirektoratet har tillatt. GDF SUEZ legger vekt på å bruke miljøvennlige kjemikalier.

I 2010 ble det registrert tre hendelser der personell var berørt. Disse hendelsene var: • Brukket ankel etter fall på isete gangvei. • Skadet tå som følge av klemming i en elektrisk dør. • Skadet hånd etter håndtering av ammunisjon for fakkel.

Samfunnsengasjement

Retningslinjer

ONS 2010

Sponsorvirksomhet ICMF

GDF SUEZ E&P Norge har som mål å holde en tett dialog med samfunnet generelt og våre interessenter spesielt, slik at vi kan handle i tråd med deres forventninger, og bygge opp en forståelse og interesse for våre aktiviteter.

GDF SUEZ E&P Norge var til stede under Offshore Northern Seas (ONS) 2010. Hans Majestet Kong Harald besøkte standen, og ble møtt av Jean Marie Dauger, Executive Vice President i GDF SUEZ og styreformann i GDF SUEZ E&P Norge, sammen med administrerende direktør Terje Overvik. Bransjekontakter, norske statsråder, parlamentarikere og politikere fra hele landet ble orientert om selskapets aktiviteter generelt, og Gjøa spesielt.

GDF SUEZ E&P Norge har fastsatt retningslinjer for sponsor virksomhet som er i overens stemmelse med dem GDF SUEZgruppen benytter. Fokus er på prosjekter innen natur, kultur og sport. Vi bidrar hovedsakelig med støtte i de fylkene hvor selskapet har aktiviteter, dvs. Rogaland, Finnmark og Sogn og Fjordane.

GDF SUEZ E&P Norge har vært en av hovedsponsorene for den internasjonale kammermusikkfestivalen i Stavanger (ICMF) siden 2003. Selskapet signerte en ny treårig avtale med ICMF i 2009. Festivalen finner sted i begynnelsen av august hvert år i Stavanger-regionen. Programmet består av norske og internasjonale artister, og er utarbeidet av festivalens kunstneriske ledelse. Festivalen i 2010 var den første som ble ledet av Martin Fröst og Christian Ihle Hadland.

Den Norske Turistforening Vårt samarbeid med Den Norske Turistforening (DNT) startet i 2003 og fortsatte i 2010. DNTs viktigste formål er å inspirere så mange som mulig til å ta naturen i bruk, og legge til rette for at alle aktiviteter blir utført på en miljøvennlig måte. Som del av vårt samarbeid med DNT, gir GDF SUEZ E&P Norge støtte til prosjekter i regi av

Stavanger Turistforening, Flora Turlag og Hammerfest og Omegn Turlag. I 2010 bidro vi til åpningen av en ny merket tursti fra Hyen til Gjegnabu, en bratt fire-timers tur som går opp til 1174 meter over havet i nærheten av Ålfotbreen i Sogn og Fjordane, og til en fremtidig utbygging av Gjegnabuhytta.

Florø 150

FTIF

I 2010 feiret Florø sitt 150-års jubileum med en rekke sosiale, sportslige og kulturelle begivenheter for gammel som ung. GDF SUEZ E&P Norge var generalsponsor for feiringen. Selskapet sto dessuten bak en gratiskonsert med Åge Aleksandersen, og det ble utlyst fem stipender til unge lokale talenter.

I 2008 inngikk GDF SUEZ E&P Norge en sponsoravtale med FTIF – Florø Turn & Idrettsforening. I 2009 ble avtalen, som fokuserer på idrettsaktiviteter for barn og ungdom, forlenget. Dermed er GDF SUEZ E&P Norge klubbens hovedsponsor til og med 2011. Klubben har over 900 medlemmer. GDF SUEZ’ Gjøa-base ligger i Florø, og gjennom Florø Turn & Idrettsforening ønsker vi å bidra til positive aktiviteter for ungdom i lokalsamfunnet.

Vårt team

Våre ansatte per februar 2011

management

HSEQ

human resources

finance & admin.

communication

Management Management Terje Overvik Managing Director Kari Samnøen Advisor Management Support

Anne Blomberg Advisor Communication HSEQ HSE&Q Eva Fagernes Head of HSEQ

Wenche R. Helland Advisor Environment

Sigbjørn Dalane Adv Health & Work Environment

Brit Jorunn Marker Sr Adv Employment Conditions

Håvard Kalve Advisor Quality

Ole Kjetil Handeland Advisor HSE

Aina Skretting Østrått Adv Resource Management

Randi Eltvik Larsen Advisor Quality

human resources human resources

Bjørn Ravndal Sr Advisor C&P Management

Communication/pr communication

Elin Witsø Leader HSE Operations

Tor Ove Holsen Advisor D&I Management

Magnar Støle Head of Human Resources

Ulf Rosenberg Head of Communication

Jannecke A. Moe Advisor Environment

Stig Sandal Adv Emergency Management

Anne Svendsen Leader HR Operations

finance & admin. Johannes Finborud Chief Financial Officer

Sigurd Helgesen Manager Tax

Knut-Olaf Rusten Manager ICT

Marita Stenkløv Ulriksen Purchaser

Cecilie Bjelland General Counsel

Randi Følgesvold Controller

Tone Lise Pedersen Manager Finance

Gaute Barstad Leader ICT

Stian Nielsen Purchaser

Sissel Dyskeland Advisor Contracts

Eirik Matre Controller

Chris Gates Manager Contracts

Nils Ivar Sørensen Advisor ICT

Johan Bjerka Leader Economics

Eirik Sørensen Leader Operated JVs

Juliette Bou Controller

Tore Jan Landmark Leader Office Facility

Tommy Rafos Advisor ICT

Rasmus Osaland Economist

Anne Selbæk Leader Fin Application & GA

Lisbeth Helle Controller

Livar Haaland Manager Procurement

Anders Erik Haugen Manager Purchase

Nina E. Grundetjern Coordinator Administration

Trygve Bø Leader Financial Reporting

Riku Kangas Controller

Oddvar Aarberg Manager Logistics & Base

Jan H. Standal Purchaser

Renate Horpestad Coordinator Administration

Even S. Enge Controller

Marie Guldbrandsen Westre Controller

asset

Aleksandra Uzunova Controller

Vibeke Mowatt Adv Mar & Air Transport

Gerhard V. Sund Manager Drilling & Well

Kjell Y. Buer Principal Geologist

Cristophe Courtial Geophysicist

Azim Fiaz Controller

Asset asset

Tommy Andreassen Drilling Superintendent

Gildas Lageat Senior Geologist

Jochen Rappke Senior Geoscientist

Tom Baug Coordinator SAP

Atle Sonesen Head of Asset

Bjørn S. Ellingsen Drilling Superintendent

Wouter Hazebelt Senior Geologist

Caroline Haugvaldstad Trainee Geoscience

Geir Hillersøy Coordinator Material

Erik Schiager Advisor Asset Management

Mehryar Nasseri Drilling Engineer

Steve Bryant Senior Geologist

Matthew G. Reppert Senior Petrophysicist

Bjørn Hereid Coordinator Material

Tom K. Steinskog Leader Tech & Development

Sigbjørn Kalvenes Mgr Petroleum Technology

Cecile Damstra Principal Geophysicist

Arne Crogh Senior Engineer Production

Camilla Kruse Coordinator Material

Geir Pettersen Project Manager

Olivier Gorieu LNG Expert

Roy Hoel Geophysicist

Siv Kirstin Borgersen Senior Engineer Production

exploration

Neal Hewitt Senior Engineer Production

Carl Otto Houge Mgr Area Non-op Ventures

Raphaël Fillon Manager Barents Sea/Vøring

Nicolas Nosjean Senior Geoscientist

Philippe Bailly Senior Geologist

Serap Õzoglu Topdemir Principal Reservoir Engineer

Erling Kindem Mgr Area Non-op Ventures

Bjørg Solheim Mgr North Sea/Haltenbanken

René Thränhardt Senior Geologist

Magali Romanet Geologist

Pierre Olivier Senior Reservoir Engineer

Turid Moldskred Senior Advisor Development

Odd Fuglestad Principal Geophysicist

Jörgen Samuelsson Senior Geologist

Camilla Støckert Geologist

Torunn Haugvallstad Senior Reservoir Engineer

exploration exploration

Nirina Haller Senior Geophysicist

Tove Thorsnes Senior Geologist

Jan Willem Achterberg Leader Data Management

Andrea Reinholdtsen Trainee Reservoir Engineer

Tina R. Olsen Head of Exploration

Fanny Marcy Courtial Geophysicist

Wim Lekens Senior Geologist

Marianne Førland Advisor Technical

Hilde Ådland Mgr Asset Non-op Ventures

Paul Milner Manager New Venture

Alv Aanestad Senior Petrophysicist

Gunilla A. Steen Senior Geologist

Frode Gjerde Advisor GIS

gas & commercial

Operations

gas & commercial gas & commercial

Ove Harbo Sr Adv Business Development

Rebecca R. Christensen Manager Technical

Jens Petter Gjærum Team Ldr Op & Maintenance

Bente Brinchmann Team Ldr Health & Work Env

Karel H. Schothorst Head of Gas & Commercial

Morten Philbert Advisor Gas Operations

Kick Sterkman Offshore Installation Mgr

Nils Martin Bakka Team Ldr Op & Maintenance

Jan Turi Team Ldr Health & Work Env

Kjell Arne Abrahamsen Leader Upstream Commercial

Nils-Erik G. Lomheim Adv Upstream Commercial

Arild Jåsund Offshore Installation Mgr

Bjarte Rimereit Team Ldr Op & Maintenance

Bjørn-Peder H. Johansen Team Ldr Health & Work Env

David Gazel Ldr Sales & Transportation

Camille Rossi Coord Sales & Transportation

Per Langhaug Offshore Installation Mgr

Oddgeir Madsen Team Leader Deck & Marine

Torhild S. Jensen Coordinator Administration

Eirik Vestersjø Leader Infrastructure

operations operations

John Winterstø Offshore Installation Mgr

Ørjan Midttveit Team Leader Deck & Marine

Erik Winge Planner

Ole Johan Østvedt Mgr Business Development

Kjell Ola Jørgensen Head of Operations

Pål Hamre Team Ldr Op & Maintenance

John Arne Pedersen Team Leader Deck & Marine

Dag André Bogstrand Planner

Jone Harestad Engineer Operation

Harald Flesland Senior Eningeer Maintenance

Per Morten Kyvik Engineer Automation

Trond Myklebust Operations Technician

Martha Viste Operations Technician

Louise Drain Gas Dispatcher

Clarence Soosaipillai Senior Engineer Subsea

Dagfinn Ommundsen Operations Technician

Jan Rune Kalsvik Operations Technician

Stig Erling Sande Operations Technician

Årstein Bringsvor Leader Technical Area

Arne Bekkeheien Engineer Maintenance

Vidar Mostrøm Operations Technician

Åse Bleie Operations Technician

Aimée R. Lobben Operations Technician

Olav Dolonen Senior Engineer Process

Raju Pakalapati Engineer Process

Ove Lid Operations Technician

Ingunn Frette Operations Technician

Rune Dønheim Operations Technician

Hans Chr. Rentsch Sr Eng Structure/Inspection

Malika Jendoubi Trainee Process Engineering

Kjersti M. Byrkjeland Operations Technician

Håvard H. Johansen Operations Technician

Gunnar Løvås Operations Technician

Midhat Durakovic Sr Eng Maint Technical Safety

Thorleif Simonsen Engineer Metering

Tom Borger Nielsen Operations Technician

Joakim Borgen Operations Technician

Ståle Johansen Operations Technician

Svein Arvid H. Nordal Operations Technician

Ă&#x2DC;yvind Torjussen Operations Technician

Cato StrĂ¸msnes Operations Technician

Nils Stian Finnseth Operations Technician

Lars Westbye Operations Technician

Jostein B. Nilssen Operations Technician

Hans Ottar Moen Operations Technician

Atle Hovstad Operations Technician

Jan Rasmussen Operations Technician

Tommy Karlsen Operations Technician

Roger Aase Operations Technician

Kai Solheim Trainee Operations

Årsberetning GDF SUEZ E&P Norge AS er engasjert i leting og produksjon av olje og gass på den norske kontinental sokkelen. Selskapets hovedkontor ligger i Sandnes. Ved utgangen av 2010 hadde selskapet en portefølje på 37 lisenser på den norske kontinentalsokkelen, inkludert eierandeler i feltene Njord, Fram, Snøhvit, Gjøa, Vega Sør og Gudrun. Selskapet er operatør av Gjøa-feltet (PL153 og PL153B) som startet produksjon i november 2010, og av letelisensene PL423BS og PL432S Gråtass, PL469 Pumbaa og PL530 Heilo. I oktober 2010 etablerte selskapet et heleid norsk datterselskap, GDF SUEZ E&P Greenland AS, i den hensikt å engasjere seg i leting og produksjon av olje og gass på Grønland. Selskapet ble senere tildelt to lisenser i konsesjonsrunden for Baffinbukten.

Leting Nye arealer I 2010 ble selskapet tildelt tre nye lisenser gjennom TFO 2009. Tildelingen inkluderte en eierandel på 15 prosent i PL090E, som er en utvidelse av PL090 Fram i Nordsjøen, en eierandel på 30 prosent og operatøransvar i

PL423BS, som er en utvidelse av PL423S Gråtass i Nordsjøen, og en eierandel på ti prosent i PL547S, også i Nordsjøen. I løpet av året overtok selskapet en eierandel på ti prosent i PL341 Stirby fra Spring Energy, og en andel på fem prosent i PL468 Dovregubben fra Det norske.

– Etter overtakelsen av operatør- skapet og produksjonsoppstart på Gjøa er GDF SUEZ E&P Norge nå én av åtte operatører for felt i produksjon, og blant topp 10 når det gjelder både produksjon og reserver på norsk sokkel. Jean-Marie Dauger

Høsten 2010 leverte selskapet en omfattende søknad i konsesjonsrunden for TFO 2010. Tildelingen ble offentliggjort i midten av januar 2011, og selskapet ble tilbudt fem nye lisenser. I november fikk vårt heleide datterselskap, GDF SUEZ E&P Greenland AS, som del av et konsortium ledet av Shell, tildelt en eierandel på 26,25 prosent i konsesjonsrunden for blokkene 5 og 8 i Baffinbukten, Vest-Grønland. Boring I Nordsjøen deltok selskapet i boringen av brønn 15/3-9 i PL187 Brynhild i nærheten av Gudrunfeltet. Brønnen påviste olje og gass. Oljedirektoratet estimerer at utvinnbare reserver utgjør mellom 0,5 og 3 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Funnet vil trolig bli bygget ut gjennom en tilknytning til Gudrun-feltet. Selskapet deltok også i boringen av brønn 24/12-6S i PL341 Stirby i Nordsjøen. Dessverre var brønnen tørr. I Norskehavet deltok selskapet i boringen av brønn 6604/10-1 i PL326 Gro, for å avgrense

gassfunnet som ble gjort i 2009. Gass ble påvist, men reservoaret var av dårligere kvalitet enn forventet. Som en følge av de skuffende resultatene, besluttet flertallet i PL326 Gro å tilbakelevere lisensen med effekt fra 18. juni 2011. Balanseførte verdier på totalt NOK 232 millioner vil bli nedskrevet i sin helhet i 2011.

Utbygging Gjøa Gjøa-feltet startet produksjon 7. november, og innen 15. november var alle ferdigstilte brønner i drift. Ferdigstillingen av utbyggings prosjektet hadde god fremdrift i 2010, og nå gjenstår bare mindre arbeider i 2011. Boringen av brønner fortsetter i henhold til planen. Innen utgangen av 2010 var fem av de i alt 13 planlagte brønnene ferdige. I overensstemmelse med myndighetenes krav til godkjennelse av plan for utbygging og drift (PUD) for Gjøa, har partnerne overført eiendomsretten til Gjøas gassrørledning til Gassled med virkning fra 1. juni 2010. Som kompensasjon for dette, har selskapet mottatt en første andel

Jean-Marie Dauger Styreleder Utdannet ved Ecole des Hautes Etudes Commerciales. Han har arbeidet i gruppen siden 1978, og har stillingen som Executive Vice President og er medlem av styringskomiteen i GDF SUEZ. Dauger har også ansvaret for forretningsområdet Global Gas & LNG. Han er utnevnt til Chevalier av den franske Ordre national du Mérite.

Årsberetning

i Gassled på 0,085 prosent fra samme dato. I henhold til fusjonsavtalen vil selskapets eierandel øke til 0,325 prosent fra 1. januar 2011. Statoil overførte operatøransvaret for Gjøa-feltet til GDF SUEZ E&P Norge AS 25. november. Dette er selskapets første operatørskap for felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, og er en milepæl for selskapet. Etter overføringen av operatøransvaret har driften av Gjøa vært fokusert på å opprette god regularitet på plattformen, og ferdigstille de gjenværende oppgavene som er overført fra utbyggingsprosjektet. Vega Sør Vega Sør, inkludert Vega Sør Olje (VSO), startet produksjonen 2. desember. Produksjonen startet med begge brønner, og VSO blir produsert sammen med gassen. Gudrun Myndighetene godkjente PUDen for Gudrun i juni 2010. Feltutbyggingen på Gudrun omfatter en bemannet plattform med stålunderstell med anlegg for delvis prosessering av olje og gass. Den ustabile oljen og rik-

gassen vil bli ført i rørledning til Sleipner A for viderebehandling. Gassen fra Gudrun vil bli eksportert via rørnettet til Gassleds Område D, og lettolje vil bli ført i rør til Kårstø i eksisterende rørledninger for prosessering og eksport. Det vil bli nødvendig med modifikasjoner på Kårstø for å håndtere den nye Gudrun/ Sleipner-blandingen. Feltet vil bli produsert fra sju brønner, og produksjonen forventes å starte i første kvartal 2014. Arbeidet på Gudrun går fremover, og i samsvar med planen ble flere større kontrakter tildelt i løpet av året. Njord Nordvestflanken Partnerne i Njord har besluttet å bygge ut Nordvestflanken ved å bore to langtrekkende brønner fra Njord-plattformen. Brønnstrømmen av gass/kondensat vil bli prosessert og blandet med gassproduksjonen på Njord. Boringen av brønnene forventes å starte i første halvdel av 2011, og produksjonsoppstart vil være i første kvartal 2013. Det forventes at tilleggsproduksjonen fra Nordvestflanken vil forlenge Njord-feltets levetid med opp til to år.

Gygrid Gygrid-feltet ble oppdaget i 2009, og ligger i PL348 i Norskehavet nær Njord-feltet. Statoil har inkludert utbyggingen av Gygrid i sin hurtigutbyggingsplan som totalt omfatter fire felt. Utbyggingen av Gygrid vil omfatte installasjon av en fire-slissers bunnramme, og boring av en oljebrønn og en vanninjeksjonsbrønn. Brønnstrømmen vil bli ført i rør til Njord A-plattformen for prosessering og eksport. Det ventes at partnerne i Gygrid vil godkjenne feltutbyggingskonseptet i løpet av våren, slik at en PUD kan inn leveres i april. Dette vil gjøre det mulig å starte produksjon mot slutten av 2012.

Drift Gjøa Produksjonen på Gjøa startet 7. november 2010, og selskapets andel var på totalt 0,9 millioner foe, eller gjennomsnittlig 16 690 foe per dag resten av året. Oppstarten forløp godt, og de fem brønnene er ferdigstilt. Tre oljebrønner og to gassbrønner var i drift før utgangen av november. På grunn av vibrasjoner og et høyt støynivå i stigerørene ved

gasseksport over et visst volum, har det ikke vært mulig å utnytte den fulle gasseksportkapasiteten som stigerørene er konstruert for. Det pågår nå et arbeid for å kartlegge omfanget av problemet og finne løsninger. 25. november ble operatøransvaret for PL153, inkludert Gjøa-anlegget, overført fra Statoil til GDF SUEZ E&P Norge. Overføringsprosessen var godt planlagt, og overtakelsen gikk smertefritt uten negative innvirkninger på feltdriften. Njord Den samlede produksjonen fra Njord-feltet var på 4,4 millioner foe i 2010, eller 11 975 foe per dag. Dette er på linje med produksjonen i 2009. De gode resultatene fra Njord skyldes i utgangspunktet den vellykkede borekampanjen på feltet som oppveier virkningen av feltets naturlige nedgang, samt den negative virkningen av en svikt i gasseksportkompressoren på Kårstø i begynnelsen av året.

Michel Bayle Styremedlem

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Utdannet ved Ecole Polytechnique og Ecole Nationale des Ponts et Chaussées. Har arbeidet for ulike havnemyndigheter fra 1970 til 1986. Han har arbeidet i gruppen fra 1986 til 2007, og innehadde stillinger som direktør for forskning og utvikling, og var deretter direktør for leting og produksjon i de siste sju år før han gikk av i 2007.

Styreformann i Technip Norge AS og CGGVeritas Services (Norway) AS og i Wavefield Inseis AS. Medlem av hovedstyret i Technip SA fra 2001 til 2009. Fra 1987 til 2000 var han administrerende direktør i TOTAL Norge A.S, og fra 1999 til 2000 var han administrerende direktør i Fina Exploration Norway. Han har økonomisk utdannelse, og er utnevnt til Chevalier av den franske Ordre national du Mérite.

Fram Den samlede produksjonen fra Fram-feltet i 2010 var på 3,6 millioner foe, eller 9 820 foe per dag – en nedgang på fire prosent fra 2009. Ytelsen fra Fram reservoaret har vært god. Den forventede produksjonsnedgangen skyldes et trykkfall i reservoaret, og økt vannproduksjon har ennå ikke funnet sted. Snøhvit Den samlede produksjonen fra Snøhvit var på 4,9 millioner foe i 2010, eller 13 290 foe per dag. Dette er en økning på 48 prosent fra 2009. Forbedringen skyldes bedre regularitet og høyere produksjonsnivåer, og er et resultat av reparasjonsarbeidene som ble utført i 2009. Det har imidlertid vært flere ikke-planlagte driftsstanser og lengre nedstengninger på grunn av vedvarende problemer med underkjølere som har påvirket produksjonen på en negativ måte. Det er planlagt en femukers driftsstans i 2011 for å reparere og skifte ut utstyr. Vega Sør Produksjonen fra Vega Sør startet 2. desember. Selskapets samlede andel av produksjonen

i 2010 var på 0,02 millioner foe, eller 520 foe per dag for resten av året. Produksjonen ble i 2010 negativt påvirket av tekniske problemer med brønnene og tredjepartsutstyr som ennå ikke er løst på en tilfredsstillende måte. Det er iverksatt kortsiktige tiltak, og Vega Sør produserer nå under stabile forhold like under produksjonspotensialet. Operatøren vurderer mulige løsninger på de langsiktige problemene.

Arbeidsmiljø Ved utgangen av året hadde selskapet 169 ansatte. Selskapet registrerer sykefravær i tråd med gjeldende lover og regler. I 2010 var sykefraværet på 1,74 prosent (1,6 prosent i 2009). Selskapet gjennomfører en årlig arbeidsmiljøundersøkelse som omfatter alle ansatte og kontraktører. Undersøkelsen dekker en rekke faktorer som påvirker arbeidsmiljøet. Resultatene fra undersøkelsen danner grunnlag for utarbeidelsen av nødvendige handlingsplaner for å opprettholde et godt arbeidsmiljø. Den siste undersøkelsen konkluderer med at arbeidsmiljøet og den

generelle trivselen på arbeidsplassen er god. I 2010 hadde GDF SUEZ E&P Norge AS tre hendelser som involverte personell. To av disse hendelsene førte til fraværsskader (LTI). Den første skjedde tidlig på året (under byggefasen på Gjøa), og den andre skjedde kort tid etter overtakelsen av operatør ansvaret på Gjøa. Begge hendelser medførte sykehusbehandling. Begge de skadede var tilbake i arbeid etter kort tid. Hendelsene var: • Brukket ankel etter fall på isete gangvei. • Skadet tå etter å ha satt seg fast i en elektrisk dør. • En skadet hånd som følge av feil håndtering av en pellet til fakkeltenningssystemet.

Likestilling Styret og administrerende direktør er oppmerksomme på samfunnets forventninger og de juridiske krav som selskapet skal følge for å fremme likestilling og stoppe forskjellsbehandling av kvinner og menn. Det gjøres en kontinuerlig innsats for å følge disse kravene.

Ved utgangen av året var 48 av 169 medarbeidere kvinner. Leder gruppen består av ni personer, hvorav to er kvinner. To av sju styremedlemmer er kvinner. Det ble rekruttert 33 nye medarbeidere i 2010, og av disse var 11 kvinner og 22 menn. All lønn fastsettes uavhengig av kjønn. To medarbeidere arbeider deltid, og det er ingen forskjell i arbeidstids bestemmelsene for menn og kvinner.

Diskriminering Målet i diskrimineringsloven er å fremme likestilling, sikre like muligheter og likerett, og forhindre diskriminering på bakgrunn av etnisitet, nasjonalitet, opphav, hudfarge, språk og religion. Selskapet arbeider aktivt, besluttsomt og systematisk for å etterleve lovens intensjon. Aktivitetene omfatter rekruttering, lønn og arbeids forhold, forfremmelse, utviklingsmuligheter og vern mot trakassering. Selskapet tar sikte på å være en arbeidsplass uten diskriminering på grunn av redusert funksjonsevne, og arbeider aktivt for å utforme og tilrettelegge de fysiske forholdene

Didier Holleaux Styremedlem

Anne Ravignon Styremedlem

Utdannet ved Ecole Polytechnique og Ecole Nationale Supérieure des Mines. Han har arbeidet i gruppen siden 1993, og har hatt forskjellige stillinger innen divisjonene for transport, LNG, distribusjon og leting/produksjon. Siden mars 2007 har han hatt stillingen som konserndirektør for leting og produksjon.

Utdannet ved ESSEC (Ecole Supérieure des Sciences Economiques et Commercials) i 1998. Etter å ha begynt sin karriere i investeringsbanker (Paribas og JP Morgan), kom hun til GDF SUEZ som Corporate Finance Officer i 2002 og ble en del av gruppens integrerte Mergers & Acquisitions team i 2005. I 2009 ble hun utnevnt til stabssjef for konsernets finansdirektør og til direktør for finansiell kommunikasjon i 2010.

Årsberetning

slik at så mange som mulig kan bruke de ulike funksjonene. Det gjøres individuelle tilpassinger av arbeidsplassen og ansvarsområder for ansatte eller nye søkere med redusert funksjonsevne.

Miljø 2010 var det første året med produksjon fra Gjøa-feltet. Selv om operatøransvaret ikke ble overført fra Statoil til GDF SUEZ Norge AS før 25. november, inneholder denne delen tall fra hele 2010, fra Gjøa Semi, Vega og Transocean Searcher. Gjøa-feltet er konstruert for å skape så lite miljøpåvirkning som mulig. Elektrisitet fra land er den viktigste kraftkilden for Gjøainstallasjonen, og gasseksportturbinen drives av en single-fuel turbin med lavt NOx-utslipp. Det er også installert en gjenvinnings enhet for spillvarme. Stengt fakkel under regulær drift bidrar også til å redusere miljøpåvirkningen. Utslipp til miljøet, og kjemikaliebruk og utslipp fra produksjon og boring blir rapportert til miljømyndighetene i samsvar med gjel-

dende forskrifter. Alle utslipp lå innenfor gitte tillatelser. 97 prosent av kjemikaliene som ble sluppet ut til sjø, var grønne (miljøvennlige) kjemikalier som ikke forventes å ha noen innvirkning på miljøet. I GDF SUEZ legger vi vekt på bruk av miljøvennlige kjemikalier. Ett rødt kjemikalium ble brukt, men det forekom ingen utslipp av røde kjemikalier i 2010. Det var et utslipp av gule kjemikalier på 118 tonn, men det ligger godt innenfor den tillatelsen som er gitt. Det var sju mindre utilsiktede utslipp til sjø i 2010, alle i forbindelse med boreoperasjoner foretatt av boreriggen Transocean Searcher. Det var ett utslipp av oljebasert borevæske og seks utslipp av hydraulisk olje, hovedsakelig fra operasjoner med fjernstyrt undervannsfartøy. Det samlede utslippsvolumet var på 29,6 liter. 2010 var det andre året med boring på Gjøa. Vannbasert borevæske brukes til boring av toppseksjonene, mens de lavere seksjonene (inkludert 17 ½“) blir boret med oljebasert borevæske.

Oljebasert boreavfall sendes til land og håndteres (gjenbrukes eller destrueres) ved borevæskekontraktørens anlegg. Gjøa-feltet genererte 274 tonn ikke-skadelig avfall og 11 017 tonn skadelig avtall i 2010. Oppstartsaktiviteter påvirket driften i 2010. Høye faklings volumer var et resultat av oppstarten på Gjøa- og Vega-feltene, samt problemer i forbindelse med gasseksportkompressoren. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var: Fakling Brenngassforbruk Dieselforbruk CO2-utslipp NOx-utslipp

12,03 mill. Sm3 3,66 mill. Sm3 6 453 tonn 90 970 tonn 505 tonn

GDF SUEZ er medlem av NOxfondet. Gjennom innbetalinger til NOx-fondet bidrar GDF SUEZ til at det finnes tilgjengelige midler til NOx-reduserende tiltak i industrien.

Selskapets lån er i NOK med flytende rente. Dermed vil selskapets fortjeneste og økonomiske stilling bli påvirket av endringer i rentemarkedet. GDF SUEZ E&P Norge AS har ingen finansinstrumenter som sikrer mot økonomisk markedsrisiko. Risikoen knyttet til våre motparters mislighold av sine forpliktelser anses som lav, ettersom selskapet hovedsakelig selger til andre selskaper i gruppen og til andre større selskaper. Selskapet har ikke realisert tap på fordringer i løpet av de foregående år. Den samlede eksponeringen i forbindelse med valuta-, rente- og prissvingninger overvåkes og vurderes av gruppen som en del av den generelle evalueringen av gruppens totaleksponering. Eventuelle tiltak iverksettes på gruppenivå i samsvar med gjeldende prosedyrer.

Økonomiske aspekter Økonomisk markedsrisiko Selskapets økonomiske resultater påvirkes av svingninger i oljeog gasspriser og valutakurser.

Selskapet produserte totalt 13,7 millioner foe i 2010, en økning på 21 prosent sammenlignet med 2009. Dette er først og fremst et

Hilde Ådland Styremedlem

Gerhard V. Sund Styremedlem

Utdannet fra SiT (prosessingeniør). I seks år arbeidet hun for Kværner Engineering og Kværner Installasjon med prosesskonstruksjon og commissioning før hun begynte i Statoil i 1996. I Statoil hadde hun flere ulike stillinger, som prosessingeniør, driftog vedlikeholdsleder på Heidrun TLP, og senere som plattformsjef på Kristin Semi. Hun begynte å arbeide i GDF SUEZ i februar 2008, og har hatt stillinger som Sr. Facility Engineer og Manager Asset NonOperated Ventures.

Utdannet fra NTNU (petroleumsingeniør) og BI (ledelse). Han har arbeidet i ni år i Amoco og ti år i BP i forskjellige lete- og produksjonsstillinger både offshore og på land. 2006-2008 var han plattformsjef på Valhall før han begynte i GDF SUEZ E&P Norge som Manager Drilling & Well i september 2008.

resultat av forbedret regularitet på Snøhvit, og ny produksjon fra Gjøa og Vega Sør i november og desember. Totalt salg i 2010 beløp seg til 13,8 millioner foe, som ga samlede inntekter på NOK 4 961 millioner. Det ble solgt totalt 4,9 millioner fat råolje og kondensat i 2010. Det er åtte prosent mindre enn i 2009. Inntekter fra råolje- og kondensatsalg utgjorde NOK 2 462 millioner – 21 prosent høyere enn i 2009. Totalinntekten økte som følge av en økning i gjennomsnittsprisen på Brent Blend-råolje, fra litt under USD 62 per fat i 2009 til over USD 82 per fat i 2010, delvis utlignet av reduserte salgsvolumer. Selskapet solgte 1,1 mrd. Sm3 gass, inkludert LNG fra Snøhvit i 2010. All gass ble solgt til andre GDF SUEZ-selskaper, og utgjorde NOK 1 946 millioner. Økningen i gassinntekter fra NOK 1 644 millioner i 2009 skyldes hoved sakelig høyere gassalg på Snøhvit og gassalg fra Gjøa, delvis utlignet av litt lavere gjennomsnittspriser på gass i 2010.

Salget av NGL- og LPGblandingen utgjorde NOK 539 millioner i 2010, sammenlignet med NOK 297 millioner i 2009. Inntektsøkingen skyldtes hovedsakelig salg av NGL fra Gjøa, og høyere gjennomsnittspriser som følge av økte oljepriser. Totalt 1,5 millioner foe av disse produktene ble solgt i 2010, noe som er litt høyere enn de 1,3 millioner foe som ble solgt i 2009. Netto kontantstrøm fra driften i 2010 var NOK 1,681 millioner, sammenlignet med NOK 2 948 millioner i 2009. I 2010 utgjorde investeringene NOK 2 721 millioner, sammenlignet med NOK 4 580 millioner i 2009. Mesteparten av investeringene i 2010 gjaldt den pågående utbyggingen av Gjøaog Vega Sør-feltene. Selskapets konsernmellom værende gjeld ved utgangen av 2010 var på NOK 13 103 millioner, sammenlignet med NOK 11 611 millioner ved utgangen av 2009. Økningen i langsiktige lån skyldes den pågående utbyggingen av Gjøa- og Vega Sør-feltene.

Selskapets resultat etter skatt i 2010 var NOK 755 millioner, sammenlignet med NOK 623 millioner i 2009. Samlet egen kapitel etter avsatt utbytte er NOK 2 328 millioner som gir en egenkapitalandel på 10 prosent. Egenkapital til disposisjon ved utgangen av året er NOK 0,136 millioner.

Grønlandsselskapet. Dermed er det ingen konsolidering av til knyttede regnskaper i selskapets årsregnskap for 2010. Transak sjoner i 2010 vil bli lagt inn i datterselskapets regnskap for 2011. Verdien av aksjer i GDF SUEZ E&P Greenland AS tilsvarer de midlene som ble ført inn i selskapet i 2010.

Regnskapet er utarbeidet under forutsetning av fortsatt drift. Styret og administrerende direktør bekrefter at forutsetningen for dette er i samsvar med paragraf 3-3 i Regnskapsloven. Styret kjenner ikke til noen forhold av betydning som vil kunne påvirke selskapets resultat og økonomiske stilling per 31. desember, og som ikke kommer frem i regnskapet.

Styret foreslår at det utbetales følgende utbytte basert på 2009-regnskapet:

Nettoresultat 2010 NOK 754 859 451

Tilbakeholdt overskudd NOK 366 583 451 Utbytte NOK 388 276 000

Det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS hadde ingen inntekter i 2010, og den påløpte kostnaden på NOK 19,4 millioner gjaldt konsesjonsrunden for Vest-Grønland. I samsvar med bestemmelsene i Regnskapslovens paragraf 1-7, annet punkt, har selskapet besluttet ikke å utarbeide regnskaper for 2010 for

31. desember 2010 / 23. mars 2011

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder

Michel Marie Bayle Styremedlem

Anne Sophie Christine Ravignon Styremedlem

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Didier Holleaux Styremedlem

Hilde Ådland Ansattes representant

Gerhard Våland Sund Ansattes representant

Terje Overvik Administrerende direktør

10 책rsregnskap

Resultatregnskap Note

2010

2009

4 947 755 646

3 972 880 863

Driftsinntekter Salg av olje og gass Transportinntekter Sum driftsinntekter

12 806 477

4 960 562 123

3 972 880 863

1 065 273 130

1 146 795 273

339 564 786

560 973 355

Driftskostnader Operasjonelle kostnader Letekostnader Lønnskostnader

5, 6

57 252 258

68 549 503

Avskrivninger

1 031 247 239

809 517 854

Nedskrivninger

5 987 403

Andre driftskostnader

50 450 432

37 367 048

Sum driftskostnader

2 543 787 844

2 629 190 435

Driftsoverskudd

2 416 774 279

1 343 690 428

finansinntekter og finanskostnader Renteinntekter Agio Renteinntekter fra foretak i samme konsern

Disagio Rentekostnader til foretak i samme konsern

Annen rentekostnad Netto finansposter Ordinært overskudd før skattekostnad

Skattekostnad

Resultat

4 094 207

1 793 440

106 585 228

136 801 028

6 671 567

17 435 797

184 783 430

317 930 592

170 290 984

126 381 158

143 475

7 587 073

237 866 886

295 868 557

2 178 907 393

1 047 821 871

1 424 047 943

424 984 885

754 859 451

622 836 986

388 276 000

537 700 000

Overføringer og disponeringer: Foreslått utbytte

Overføringer annen egenkapital

366 583 451

85 136 986

Sum

754 859 451

622 836 986

Balanse Note

2010

2009

7, 16

20 006 158 287

17 770 942 160

eiendeler Anleggsmidler

Varige driftsmidler Produksjonsanlegg, anlegg under utbygging m.m. Finansielle anleggsmidler Aksjer i datterselskap Sum anleggsmidler Omløpsmidler Reservedeler og boreutstyr

Fordringer Fordringer mot operatør Kundefordringer Andre fordringer Sum fordringer Bankinnskudd Sum omløpsmidler

9 3

Sum eiendeler

273 739

20 006 432 027

17 770 942 160

20 916 011

40 563 766

118 297 857

36 765 436

794 831 481

14 181 916

2 024 360 239

1 358 056 525

2 937 489 577

1 409 003 877

315 390 196

401 582 539

3 273 795 784

1 851 150 182

23 280 227 811

19 622 092 343

egenkapital og gjeld Egenkapital

Innskutt egenkapital Aksjekapital Overkursfond Sum innskutt egenkapital Opptjent egenkapital Annen egenkapital Sum egenkapital

12, 13

141 500 000

1 273 500 000

1 415 000 000

913 158 648

548 367 637

2 328 158 648

1 963 367 637

Gjeld

Avsetning for forpliktelser Pensjonsforpliktelse Utsatt skatt Andre forpliktelser Sum avsetning for forpliktelser Annen langsiktig gjeld Langsiktig lån fra konsernselskap Kortsiktig gjeld Leverandørgjeld Skyldige offentlige avgifter Gjeld til operatør Avsatt utbytte Annen kortsiktig gjeld Sum kortsiktig gjeld Sum gjeld Sum egenkapital og gjeld

56 895 372

33 838 352

4 581 040 988

3 180 371 890

1 829 369 676

1 244 988 199

6 467 306 036

4 459 198 440

13 102 835 903

11 611 031 548

15 543 970

28 002 590

40 867 068

11 451 850

644 912 004

632 711 714

388 276 000

537 700 000

292 328 182

378 628 563

1 381 927 224

1 588 494 717

20 952 069 163

17 658 724 706

23 280 227 811

19 622 092 343

Kontantstrømoppstilling Ordinært resultat før skattekostnad Refundert skatt på letekostnader Avskrivninger og periodens renteeffekt på fjerningsforpliktelser Endring i kundefordringer og fordringer til operatør

2010

2009

2 178 907 393

1 047 821 870

210 056 624

1 067 468 634

840 277 430

-862 181 986

277 538 279

-258 330

-470 525 795

14 909 564

7 616 591

-927 820 950

1 245 064 681

Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter

1 681 080 949

2 947 793 056

Utbetalinger ved kjøp/tilvirkning av varige driftsmidler

-2 721 103 906

-4 580 239 175

-273 739

Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter

-2 721 377 646

-4 580 239 175

Netto langsiktig gjeld

1 491 804 355

3 413 130 972

-537 700 000

-1 400 850 000

Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter

954 104 355

2 012 280 972

Netto endring av kontanter og kontantekvivalenter

-86 192 342

379 834 852

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse

401 582 538

21 747 686

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt

315 390 196

401 582 538

Endring i leverandørgjeld og gjeld til operatør Forskjeller mellom kostnadsført pensjon og inn-/utbetalinger i pensjonsordninger Endring i andre tidsavgrensninger

Aksjer i datterselskap

Utbytte

Noter 01 Regnskapsprinsipper Årsregnskapet er satt opp i samsvar med regnskapslovens bestemmelser og norsk god regnskapsskikk.

Inntekter. Inntektsføring av salg av råolje og gass skjer etter salgsmetoden. For råolje er leveringspunktet ved lastebøye på feltet eller ved utskipning fra terminal. For gass skjer levering ved gassmottaksterminalen på land. Kostnader. Utgifter resultatføres etter sammenstillingsprinsippet, dvs. enten sammenstilt med tilhørende inntekt eller som en periodekostnad. Estimater. Utarbeidelse av regnskapet etter god regnskapsskikk krever at selskapets ledelse gjør estimater og tar forutsetninger som har innvirkning på verdien av eiendeler og forpliktelser i balansen, samt periodisering av kostnader, inklusive avskrivninger. De endelige beløp som realiseres, vil kunne avvike fra estimatene. Klassifisering og vurdering av balanseposter. Omløpsmidler og kortsiktig gjeld omfatter poster som forfaller til betaling innen ett år, samt poster som knytter seg til varekretsløpet. Øvrige poster er klassifisert som anleggsmiddel/langsiktig gjeld. Omløpsmidler vurderes til laveste av anskaffelseskost og virkelig verdi. Kortsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på etableringstidspunktet. Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, men nedskrives til virkelig verdi ved verdifall som ikke forventes å være forbigående. Langsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på etableringstidspunktet.

produksjonsanlegg og utstyr. Anskaffelser knyttet til produserende felt, balanseføres basert på informasjon fra operatører. Produksjonsanlegg blir avskrevet etter salgsenhetsmetoden. Etter denne metoden beregnes årets avskrivninger som forholdet mellom årets solgte volum og totalt antatt utvinnbare reserver med eksisterende anlegg. Øvrige driftsmidler avskrives lineært. Øvrige varige driftsmidler balanseføres og avskrives lineært over driftsmidlets forventede levetid. Direkte vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.

Reservedeler og boreutstyr. Reservedeler og boreutstyr vurderes til det laveste av kostpris og markedsverdi, vurdert etter FIFO - prinsippet. Vesentlige reservedeler blir kapitalisert sammen med investeringene.

Datterselskap. Datterselskapet og tilknyttede selskaper vurderes etter kostmetoden i selskapsregnskapet. Investeringen er vurdert til anskaffelseskost for aksjene med mindre nedskrivning har vært nødvendig.

Fordringer. Kundefordringer og andre fordringer er vurdert til pålydende med fradrag for forventet tap.

Eierandeler i felles kontrollert virksomhet. Selskapets lisensandeler på den norske kontinentalsokkelen er inkludert i resultatregnskapet og balansen etter bruttometoden (proporsjonal konsolidering).

Overdragelse av lisensandeler. Overdragelser av andeler i oljeog gasslisenser på den norske kontinentalsokkelen krever godkjenning fra norske myndigheter. I slike transaksjoner er salgsprisen generelt antatt å være på etter skatt-basis (etter skatt-transaksjon) idet vederlaget ikke er skattepliktig for selger og ikke skattemessig fradragsberettiget for kjøper gjennom avskrivninger. Anskaffelse av andeler i oljeog gassprodu serende lisenser anses som virksomhetsammenValuta. Pengeposter i utenlandsk valuta omslutninger og regnskapføres i henhold til oppregnes til balansedagens kurs. kjøpsmetoden. Kjøper anskaffer netto eiendeler Transaksjoner i utenlandsk valuta regnskapsføres og regnskapsfører overtatte eiendeler og forpliktil månedlige fastsatte bokføringskurser. Disse telser og antatt betingede forpliktelser inkludert kursene bestemmes av markedskursen. forpliktelser som tidligere eier ikke har hensyntatt. Anskaffelseskosten for virksomhetsammenslutLetekostnader. Utgifter vedrørende geologiske ninger på transaksjonstidspunktet er allokert ved og geofysiske studier og analyser resultatføres å beregne virkelig verdi på identifiserbare eiendeløpende. Kostnader vedrørende boring av leteler og gjeld og betingede forpliktelser. For oljeog brønner blir midlertidig balanseført i påvente av gassproduserende eiendeler blir anskaffelseskost en evaluering av eventuelle funn av oljeog gass- allokert mellom leterettigheter, produksjonsanreserver (sucessful efforts-metoden). legg, brønner og goodwill. Kostnader vedrørende tørre brønner blir Anskaffelser av andeler i olje-og gasslisenser resultatført. Ved funn vil borekostnadene, etter som er ansett som overdragelse av enkelteienat funnet er satt i produksjon, bli avskrevet etter deler, er regnskapsført til anskaffelseskost på produksjonsenhetsmetoden, sammen med transaksjonsdato. øvrige utbyggingskostnader. Transaksjonstidspunktet er dato for når risiko og kontroll overføres fra selger til kjøper. Kjøpers Varige driftsmidler. Alle kostnader inkludert resultatregnskap skal inkludere resultat for den byggelånsrenter i forbindelse med utbyggingen overtatte eiendelen fra og med transaksjonsav oljeog gassfelt blir balanseført som en del av tidspunktet. 54

Forskjell mellom uttatt mengde og andel av produksjon samt beholdning av petroleumsprodukter. Forpliktelsen som oppstår på grunn av for mye uttatt råolje i forhold til selskapets andel, vurderes til produksjonskost. Fordringer som oppstår på grunn av for lite uttatt råolje i forhold til selskapets andel, vurderes til laveste verdi av produksjonskost og salgspris. Verdien av beholdningen av petroleumsprodukter som ikke har passert normprispunktet, vurderes til produksjonskost.

Nedstengnings- og fjerningskostnader. Forpliktelsen regnskapsføres når nedstengnings- og fjerningskravet oppstår. Tilsvarende beløp balanseføres som en del av kostprisen til de relaterte produksjonsanleggene som deretter resultatføres over gjenværende økonomisk levetid via avskrivninger. Fremtidige endringer i estimat for nedstengning- og fjerning balanseføres som en del av kostprisen til anleggene og resultatføres over gjenværende økonomiske levetid. Skatt. Skattekostnaden i resultatregnskapet omfatter både periodens betalbare skatt og endring i utsatt skatt. Utsatt skatt er beregnet på grunnlag av netto midlertidige forskjeller mellom regnskapsmessige og skattemessige verdier ved utgangen av regnskapsåret. Det er tatt hensyn til fremførbare skattemessige underskudd og friinntekt. Dagens skattesatser er brukt i beregningen. Friinntekten reduserer særskatten som oljeselskapene betaler. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av utsatt skatt. Pensjoner. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag, lagt til grunn. Planendringer amortiseres over forventet gjenværende opptjeningstid. Estimatavvik føres mot egenkapitalen. Arbeidsgiveravgift er inkludert i estimatene. Bokføring av lisenskostnader. Selskapets eget regnskap reflekterer netto kostnader etter videre belastning til partner på lisenser hvor selskapet er operatør. Kontantstrømoppstilling. Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet etter den indirekte metode. Kontanter og kontantekvivalenter omfatter bankinnskudd. Leieavtaler. Selskapet har kun operasjonelle leasingkontrakter. Kostnaden vedrørende disse resultatføres fortløpende.

02 Finansiell markedsrisiko Selskapets resultat påvirkes vesentlig av svingninger i prisen på råolje og gass og valutakurser (hovedsakelig i USD og EUR). Selskapets lån er nominert i NOK med flytende rente. Selskapets resultat og finansielle stilling påvirkes således også av endringer i rentemarkedet.

03 Bank I posten inngår bundne midler til skattetrekk kr 11 847 142. Selskapet har en ubenyttet kassekreditt på kr 15 000 000.

04 Driftsinntekter Selskapets produksjon er solgt som følger: NOK 1 000

Norge

Frankrike

Olje NGL

465 508

Gass infrastruktur

Totalt

Sum 2010

Sum 2009

2 156 405

1 890 507

539 390

297 178

1 946 060

1 644 140

305 901

141 055

12 806

Gass

Kondensat

Storbritannia

73 882 1 946 060

784 215

1 946 060

2 230 287

4 960 562

3 972 881

05 Lønnskostnader m.m. 2010

2009

Lønninger

189 713 610

136 880 608

Viderefakturert

210 614 820

132 330 182

Folketrygdavgift

26 810 094

19 467 128

Pensjonskostnader

31 697 134

21 623 799

Andre ytelser

19 646 240

22 908 151

Sum

57 252 258

68 549 503

152,5

132

Antall årsverk sysselsatt i regnskapsåret

Administrerende direktør har i 2010 mottatt lønn, bonus og annen godtgjørelse med kr 4 093 801. Administrerende direktør har rett til å gå av med pensjon med 66 % av lønn ved fylte 64 år. Det er i 2010 utbetalt kr 220 000 i honorarer til styret.

Aksjebasert avlønning. Generalforsamlingen i GDF SUEZ har vedtatt en årlig begrenset aksjeplan og opsjonsplan. Enkelte ansatte i GDF SUEZ E&P Norge AS er invitert til å delta i planene etter gitte forutsetninger, som blant annet gjelder bindingstid i forhold til videre engasjement i selskapet. Effekten for resultatregnskapet er uvesentlig. Revisjonshonorar. Resultatført revisjonshonorar for 2010 utgjør kr 1 335 400 eks. mva. I tillegg kommer andre tjenester med kr 216 100 eks. mva. Tilleggstjenestene gjelder blant annet bistand i forbindelse med utarbeidelse av selvangivelse og korrespondanse med oljeskattekontoret. 55

Noter

06 Pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser Selskapet er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon. Selskapets pensjonsordninger tilfredsstiller kravene i denne lov. Selskapets fast ansatte omfattes av pensjonsordninger som gir rett til definerte fremtidige pensjonsytelser. Pensjonsytelsene er i hovedsak avhengig av antall opptjeningsår og lønnsnivå ved nådd pensjonsalder. Pensjonsavtaler opptil 12G er finansiert gjennom en kollektiv forsikringsordning i livselskap, resterende ordninger finansieres over drift.

Årets pensjonsopptjening

2010

2009

30 710 196

21 215 004

Rentekostnader på opptjente rettigheter

2 622 339

1 609 890

Avkastning på pensjonsmidler

-1 635 401

-1 201 095

Estimatavvik Netto pensjonskostnad Midler /forpliktelser Opptjente pensjonsforpliktelser Pensjonsmidler Estimatavvik

31 697 134

21 623 799

2010

2009

92 095 462

61 008 352

-44 864 085

-27 170 000

9 663 995

56 895 372

33 838 352

2010

2009

Diskonteringsrente

3,90 %

4,40 %

Forventet lønnsregulering

4,00 %

4,25 %

Forventet pensjonsøkning

1,20 %

2,70 %

Forventet G-regulering

3,75 %

4,00 %

Forventet avkastning på fondsmidler

5,30 %

5,60 %

Netto pensjonsforpliktelser Økonomiske forutsetninger:

07 Varige driftsmidler

Anskaffelseskost 01.01.10

Produksjonsanlegg

Anlegg under utbygging

Driftsløsøre, inventar

Aktiverte letekostnader

Totalt

10 948 057 704

9 134 047 403

183 356 738

699 985 266

20 965 447 110

-8 732 663

10 948 057 704

9 134 047 403

174 624 075

699 985 266

20 956 714 447

486 393 077

2 434 365 528

106 684 127

243 636 892

3 271 079 624 4 616 259

Korreksjon IB 01.01.10 Anskaffelseskost 01.01.10 Årets tilgang Årets avgang

4 616 259

Reklassifisering

10 761 326 891

-10 636 675 940

14 317 762

-138 968 713

Anskaffelseskost 31.12.10

22 195 777 671

931 736 991

291 009 706

804 653 445

24 223 177 813

Akk. avskrivninger 31.12.10 Balanseført verdi 31.12.10 Årets avskrivninger

4 142 789 983

74 229 543

4 217 019 526

18 052 987 689

931 736 991

216 780 162

804 653 445

20 006 158 287

994 608 897

36 638 341

1 031 247 239

Årets nedskrivninger

Estimert levetid

* Avskrives etter salgsenhetsmetoden

3–8 år

08 Andre avsetninger og forpliktelser 2010

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser Andre langsiktige forpliktelser Andre forpliktelser

2009

1 342 269 846

746 564 146

487 099 830

498 424 052

1 829 369 676

1 244 988 199

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser. I henhold til konsesjonsvilkårene for de utvinningstillatelser som selskapet deltar i, kan staten ved produksjonsopphør eller når lisensen utløper, kreve å overta installasjonene vederlagsfritt. Alternativt kan staten pålegge fjerning av anleggene. I tillegg til avsatte fremtidige fjerningskostnader er det også avsatt for estimerte kostnader vedrørende nedstengning og sikring av produksjonsbrønner. Rentekostnad på forpliktelsen klassifiseres som driftskostnad i resultatregnskapet. 2010

2009

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelse 1. januar

746 564 146

497 390 299

Tilgang nye fjerningsprosjekter/estimatendring

559 484 305

224 401 675

Rentekostnad

36 221 395

24 772 173

1 342 269 846

746 564 146

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 1. januar

414 430 019

246 262 452 224 401 674

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser 31. desember

Netto tilgang nye prosjekter/estimatendring

559 484 305

Avskrivninger

-61 982 548

-56 234 107

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 31. desember

911 931 776

414 430 020

Eiendel knyttet til fjerning og nedstengning er inkludert under ”Produksjonsanlegg” og ”Anlegg under utbygging” i note 7.

Boreforpliktelser. Selskapet er forpliktet sammen med lisenspartnerne å delta i boring av brønner i henhold til lisensavtalene.

Kontraktsmessige forpliktelser (i tusen kroner) Forpliktelser inngått

2010

Deretter

Sum

2 078 499

2 283 843

4 362 342

De kontraktsmessige forpliktelsene består av kjøp og konstruksjon av driftsmidler i lisenser som selskapet har eierinteresser i.

09 Andre fordringer og mellomværende med konsernselskap Selskapet har inngått avtale med morselskapet om finansiering. Lånene er nominert i NOK med flytende rente og per 31.12.10 var saldoen kr 13 102 835 903 (31.12.2009: kr 11 611 031 548). Rentekostnader for 2010 utgjør kr 358 238 979 , hvorav kr 187 947 996 er kapitalisert (2009: kr 143 546 751). I tillegg var det per 31.12.10 en kortsiktig fordring mot morselskapet på kr 1 266 673 980 (2009: kr 536 103 409).

Noter

10 Reservedeler og boreutstyr Varelageret vurderes til det laveste av kostpris og markedsverdi, vurdert etter FIFO-prinsippet. Betydelige reservedeler er kapitalisert sammen med investeringene. 2010

2009

Boreutstyr

20 916 011

23 511 293

Reservedeler

17 052 473

20 916 011

40 563 766

2010

2009

1 400 669 098

581 204 766

Sum varelager

11 Skatt Årets skattekostnad fremkommer slik: Endring utsatt skatt Skatteeffekt av pensjon bokført over egenkapitalen Skatteeffekt av anskaffelseskost bokført over egenkapitalen Refundert skatt på letekostnader For lite / for mye avsatt skatt tidligere år Netto skattekostnad

6 355 016

2 626 254

14 124 846

84 612 396

-241 395 386

2 898 983

-2 063 145

1 424 047 943

424 984 885

2 178 907 393

1 047 821 871

Årets skattegrunnlag fremkommer slik: Ordinært resultat før skattekostnad Permanente forskjeller

66 222 998

-11 415 756

-1 560 433 906

-1 571 636 112

Grunnlag i selskapsskatt

684 696 485

-535 229 997

Begrenset skattefradrag for finanskostnader

308 526 316

352 168 022

-1 085 365 344

-1 044 250 962

-92 142 543

-1 227 312 937

11 177 538 981

9 523 874 734

-56 895 372

-33 838 352

Endringer i midlertidige forskjeller

Friinntekt Grunnlag særskatt

Spesifikasjon for grunnlag utsatt skatt: Forskjeller som utlignes: Anleggsmidler Netto pensjonsforpliktelser Beholdning av petroleumsprodukter

8 570 883

12 370 437

20 767 399

26 887 520

Fremførbart underskudd

-799 387 548

-1 461 545 000

Fjerningsforpliktelser

-391 563 511

-293 359 569

9 959 030 832

7 774 389 770

Gevinst- og tapskonto

Grunnlag selskapsskatt (28 %) Begrensning i kapitaliserte renter på felt under utbygging Fremførbart underskudd (kun i 50 % grunnlag) Ubenyttet friinntekt Grunnlag særskatt (50 %)

-197 588 199

-118 872 329

121 474 779

-186 064 173

-6 297 892 703

-5 462 367 761

3 585 024 709

2 007 085 507

Utsatt skatt Selskapsskatt (28 %)

2 788 528 634

2 176 829 137

Særskatt (50 %)

1 792 512 355

1 003 542 754

Sum utsatt skatt

4 581 040 988

3 180 371 890

Avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnad Ordinært resultat før skattekostnad Marginal skatt 78 % Friinntekt Renter på underskudd til fremføring Andre permanente forskjeller Begrenset skattefradrag for finanskostnader For lite / for mye avsatt fra tidligere år Årets skattekostnad

2010

2009

2 178 907 393

1 047 821 871

1 699 547 767

817 301 059

-417 762 471

-611 904 183

-26 641 323

-7 858 821

42 007 377

81 575 696

123 997 610

147 934 279

2 898 983

-2 063 145

1 424 047 943

424 984 885

Underskudd kan kreves trukket fra inntekt i senere år uten tidsbegrensning.

12 Egenkapital

Aksjekapital

Overkursfond

Annen egenkap.

Sum

141 500 000

1 273 500 000

548 367 637

1 963 367 637

754 859 451

Egenkapital 31.12.09 Årets resultat Pensjon Avsatt utbytte 2010 Egenkapital 31.12.10

141 500 000

1 273 500 000

-1 792 439

-388 276 000

913 158 648

2 328 158 648

13 Aksjekapital og aksjonærinformasjon Aksjekapitalen består av 141 500 aksjer pålydende kr 1 000. Samtlige aksjer eies av morselskapet GDF SUEZ E&P International SAS. Morselskapet GDF SUEZ E&P International SAS med hovedkontor i Paris utarbeider konsernregnskap som også inkluderer GDF SUEZ E&P Norge AS og GDF SUEZ E&P Greenland AS.

14 Aksjer i datterselskap Aksjer i datterselskap er vurdert etter kostmetoden.

Selskapets navn

Forretningskontor

Eierandel

Stavanger

100 %

GDF SUEZ E&P Greenland AS

15 Reserver (urevidert) Basert på tall publisert av Oljedirektoratet, er selskapets andel av gjenværende reserver: Olje (MSm 3) 0,42 1,08 0,00 3,00 0,54 2,80

Njord Fram Snøhvit Gjøa Vega sør Gudrun

Gass (MSm 3) 1,66 1,10 17,98 10,08 1,31 1,50

NGL (MSm 3) 0,53 0,11 1,32 3,31 0,11 0,57

Kondensat (MSm3) 0,00 0,00 1,93 0,00 0,00 0,00

16 Hendelser etter balansedagen Den 18. mars 2011 ble det tatt flertallsbeslutning i lisensen om å tilbakelevere PL326 med ikrafttredelsesdato 18. juni 2011. Per 31.12.10 er det i regnskapet balanseført 232 MNOK som anskaffelseskost og aktiverte borekostnader. Balanseførte verdier vil bli nedskrevet i sin helhet i 2011. 31. desember 2010/23. mars 2011

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder

Michel Marie Bayle Styremedlem

Anne Sophie Christine Ravignon Styremedlem

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Didier Holleaux Styremedlem

Hilde Ådland Ansattes representant

Gerhard V. Sund Ansattes representant

Terje Overvik Administrerende direktør

revisjonsberetning

Byrå procontra Foto Jan Inge Haga Statoil Tom Haga Anne Lise Norheim Øyvind Hjelmen Jørn Steen Getty Images Dag Frøyen Oddgeir Havn/DNT Rune Osa/FTIF Papir Galleri Art Silk 150 / 250 g Opplag 1,000 (eng) + 600 (nor) Trykk Gunnarshaug

GDF SUEZ E&P NORGE AS VESTRE SVANHOLMEN 6, N-4313 SANDNES POSTBOKS 242, 4066 STAVANGER TLF: +47 52 03 10 00 FAKS: +47 52 03 10 01