GDF SUEZ E&P Norge - Årsrapport 2013 by procontra

GDF SUEZ E&P Norge AS | Ă&#x2026;rsrapport 2013

Innhold 03 04 05 06 11 14 16 20 24 28 30 32 34 38 40 50 56 68 72 74

OPPGAVE OG VISJON HØYDEPUNKTER 2013 LEDELSE ADM. DIREKTØRS BERETNING GDF SUEZ E&P NORGE AKTIVITETER GJØA NORDSJØEN NORSKEHAVET BARENTSHAVET SNØHVIT GRØNLAND BÆREKRAFTIG UTVIKLING SAMFUNNSENGASJEMENT VÅRT TEAM STYRETS BERETNING ÅRSREGNSKAP REVISORS BERETNING GDF SUEZ E&P GDF SUEZ-GRUPPEN

Oppgave og visjon 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. • 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.

24,0

25,0

22,0

11,3

13,7

4,2

10,8

4,0

3,3

2,7

4,8

1,2

2,6

1 291

1 556

754

1 086

623

1 268

467

508

264

366

-34

11 075

9 950

11 832

3 973

4 960

1 612

4 193

1 487

1 367

529

1 266

294

502

Året 2013 Nøkkeltall

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Omsetning

Resultat

Olje og gass

Resultat 2013: 11 075 MNOK

Resultat 2013: 1 556 MNOK

Resultat 2013: 24 millioner FOE

• GDF SUEZ E&P Norge AS ble etablert i 2001. • Ved utgangen av 2013 hadde GDF SUEZ E&P Norge AS en portefølje på 57 lisenser på norsk sokkel. • GDF SUEZ E&P Norge AS produserte 24,2 millioner fat oljeekvivalenter i 2013. • Selskapet sto for 47 % av totalproduksjonen til GDF SUEZ-gruppens E&P-virksomhet. • Selskapet hadde 256 ansatte ved utgangen av året. • På verdensbasis hadde GDF SUEZ-gruppen 147 200 ansatte i 2013.

2 421

2 297

2 328

2 358

1 963

3 116

1 879

2 140

2 607

893

1 472

216

671

310

604

494

536

528

654

335

126

204

2 352

2 800

2 721

3 048

4 580

2 844

3 864

1 712

2 310

1 327

1 992

838

969

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Investeringer

Letekostnader

Egenkapital 31.12.

Resultat 2013: 2 352 MNOK

Resultat 2013: 604 MNOK

Resultat 2013: 2 297 MNOK

Året 2013 Høydepunkter

NJORD PL701 PL700

PL723

NJORD PL701

PL612

PL722

PL700 PL687 PL610

PL686

PL715

PL607

PL709 PL230

GJØA PL710

SNØHVIT

Tildelinger i TFO 2012

Ny driftsmodell på Gjøa

Tildelinger i Barentshavet

GDF SUEZ E&P Norge ble tildelt to lisenser i Norskehavet gjennom Tildeling i PL687 forhåndsdefinerte områder 2012 (PL701 og 700), og toPL686 i Nordsjøen (PL686 og 687).

For å sikre kjernekompetanse, skape et vekstmiljø og sørge for effektiv drift, ble innleid driftspersonell på Gjøa tilbudt ansettelse i GDF SUEZ fra 1. februar 2013. Selskapet fikk 49 nye medarbeidere.

I den 22. konsesjonsrunden ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt fem nye lisenser, inkludert to operatørskap i Barentshavet (PL722 og 723).

GJØA

Gudrun-prosjektet nær ferdigstilling

Funn i Snilehorn

Installasjon av dekksområdet på Gudrunplattformen ble ferdigstilt sommeren 2013. Tilkopling og idriftsettelse startet mot slutten av året.

I november 2013 ble det kunngjort et funn i Snilehorn-prospektet (PL348B). GDF SUEZ E&P Norge eier 20 prosent i funnet.

Året 2013 Ledelse

Ledelse

Managing Director Maria Moræus Hanssen

Chief Financial Officer Johannes Finborud

Deputy Managing Director Geir Pettersen

Head of HSEQ Eva Fagernes

Head of Exploration Tina R. Olsen

Head of Human Resources Magnar Støle

Head of Communication Ulf Rosenberg

Head of Asset Mike Robertson

Head of Business Development & Commercial Eric Robial

Head of Operations Hilde Ådland

Året 2013 Administrerende direktørs beretning

– 2013 var et godt år for GDF SUEZ E&P Norge Maria Moræus Hanssen slår det enkelt fast: – Jeg overtar et selskap som gjør det veldig bra. Det er både beroligende og krevende. For det blir utfordrende å fortsette suksessen framover. Moræus Hanssen tiltrådte ved nyttår 2014. Hun oppsummerer bakgrunnen for at det ble et godt år i 2013: – Gjøa-feltet, som selskapet selv opererer, viste god regularitet og drift. Over tid har vi klart å øke prosesskapasiteten på plattformen og dermed øke gassleveransene. Det er hovedgrunnen til at vi klarte å oppfylle målene for produksjon, på tross av driftsutfordringene på Snøhvit og nedstengingen av Njord.

Gjøa-suksessen skyldes både tekniske og menneskelige faktorer: – Reservoarene gir bedre produksjonsrater enn vi trodde i utgangspunktet. Kapasiteten i anlegget er noe høyere enn designet tilsa. Vi klarer også å holde en høy regularitet på anlegget, noe som er et resultat av en meget god driftsorganisasjon både om bord og på land. Nå kommer den store utfordringen: – Ikke hvile på laurbærene, men hver dag fokusere på sikker

drift, høy regularitet og reduserte kostnader. Tidlig i 2013 ble prosjektet «New operating model» implementert i Gjøas driftsorganisasjon. Personell innen drift og vedlikehold som tidligere var ansatt hos en entreprenør, ble tilbudt fast stilling hos operatøren GDF SUEZ. Det har sikret kjernekompetanse i selskapet, som også er en forutsetning for sikker og effektiv drift av Gjøa i framtiden.

– Framover må oppmerksomhet rettes mot hva som skjer når Gjøa og Vega-reservoarene for alvor begynner å redusere sin produksjon. Hvordan skal vi sikre langsiktig utnyttelse av fasilitetene på Gjøa? spør Moræus Hanssen, og begynner på svaret: – Myndighetene har utfordret operatørene for funn og felt i Gjøa-området, i den såkalte kvadrant 35, til å koordinere seg. Et områdeforum er etablert under GDF SUEZ’ lederskap det første året. Vi har oppnådd samarbeid og åpenhet på tvers av lisensene. Dette er blitt lagt merke til av myndighetene og industrien. Sammen har selskapene sett på hva som kan være optimal områdeutvikling. For GDF SUEZ er agendaen tydelig; at det er viktig å få god utnyttelse av fabrikken vår der ute i havet og dermed holde produksjonskostnadene per fat lave og konkurransedyktige. Men veien, i første omgang, går gjennom åpen utveksling og samarbeid. Vi har tatt ansvar og fått til en god start på arbeidet. En viktig aktivitet i 2013 var også å få kartlagt potensialet i Gjøa-lisensen (PL153) bedre. Resultatet av letebrønnen i P8-segmentet ble en skuffelse.

Ă&#x2026;ret 2013 Administrerende direktĂ¸rs beretning

Året 2013 Administrerende direktørs beretning

– Vi må jobbe videre for å avdekke det totale ressurspotensialet i området, sier Moræus Hanssen. GDF SUEZ har satset på å skaffe seg nytt areal i Barentshavet. I 22. konsesjonsrunde offentliggjort i juni 2013, fikk selskapet fem nye lisenser og operatørskap for to av dem. – Barentshavet er et spennende område, og vi er meget fornøyd med tildelingene. Nå har selskapet en interessant leteportefølje i Barentshavet

både som operatør og partner, sier Moræus Hanssen. Hun erkjenner utfordringene: – Ettersom boringene strekker seg nordover, ser vi at det blir mer og mer utfordrende operasjoner. Vi vil trenge tid sammen med resten av industrien for å finne operasjonsmodeller som fungerer. Jeg ser ingen grunn til at vi ikke skal være med og påta oss disse oppgavene. Så må vi erkjenne at selv om vi skulle ha suksess med leting i området i de nærmeste årene, vil det bli et

langt løp fram mot eventuell utbygging og produksjon, sier Moræus Hanssen. GDF SUEZ har allerede vært med på en stor utbygging og har produksjon i Barentshavet, som partner i Snøhvit siden 2001: – For Snøhvit har 2013 vært preget av nøktern optimisme hva gjelder kapasitet og oppe-tid på driftsanleggene. Vi har hatt lange perioder med stabil drift, som er oppmuntrende. Men fortsatt ser vi utfordringer i å nå det fulle potensialet for LNG-anlegget. Vår rolle i Barentshavet krever også at vi skal være med på å ta stilling til den langsiktige gasstransportløsningen for Barentshavet – en prosess hvor vi skal ta aktivt eierskap både til diskusjonen og til den endelige beslutningen, sier Moræus Hanssen. – Generelt vil vi mene at ressursgrunnlaget må være godt klarlagt før man velger en endelig løsning for gasstransporten fra Barentshavet. GDF SUEZ har en betydelig portefølje som partner i felt hvor Statoil er operatør. – Et av feltene som det ble jobbet mest med internt i fjor, er Gudrun-utbyggingen. Oppstart var planlagt til første kvartal 2014. Situasjonen har vært spesiell fordi vi i Gudrun-lisensen inntil nylig var eneste partner. Da har vi måttet ta den myndighetspålagte påse-plikten særlig alvorlig. Samtidig som vi har jobbet godt og tett med operatøren i prosjektet.

Viktige milepæler ble nådd i fjor, særlig da dekket med prosessmodulen ble installert offshore i løpet av sommeren. Moræus Hanssen er fornøyd med at GDF SUEZ er medeier i Gudrun – særlig i et år med svært høy oppmerksomhet rundt kostnadsnivået i oljeindustrien. Selskapet er partner i et Gudrun-prosjekt som synes å kunne leveres på tid og budsjett, selv med en krevende modell med fabrikasjon i Thailand og Polen og sammenstilling i Haugesund. Det har man mestret – midt i et landskap som for øvrig preges av mange andre prosjekter med overskridelser og forsinkelser. – Samtidig som vi har felt i oppstartsfasen, har vi fått oppleve at haleproduksjon er utfordrende. På Njord ble det avdekket strukturelle problemer på plattformen. Partnerskapet grep fatt i problemstillingen og tok nødvendige skritt. Sånn sett kan Njord være et eksempel på at industrien ikke kompromisser på sikkerheten, for produksjonen ble umiddelbart stengt ned for å gjøre de nødvendige tiltak, framholder Moræus Hanssen. Produksjonen er planlagt startet opp igjen i juli 2014. I løpet av året skal det tas store beslutninger om hvordan Njord-feltet og funn i området skal kunne drives og utvikles videre. En beslutning som vil kunne medføre betydelige nye investeringer.

Året 2013 Administrerende direktørs beretning

GDF SUEZ eier 40 prosent i Njord og har eierskap i viktige lisenser i området rundt. Da må man ta særlig ansvar for god forvaltning av verdiene: – Det gledelige er at vi var med på funnet Snilehorn. Brønnen ble boret høsten 2013 og ga et betydelig oljefunn som potensielt kan knyttes til Njord eller Hyme. Hun beskriver hovedutfordringen for selskapet framover: – Å erstatte oljen og gassen som blir produsert med nye lønnsomme reserver. Til tross for det lovende Snilehorn-funnet, ser

vi en utfordring på mellomlang sikt: Vi har ikke greid å identifisere nok muligheter i porteføljen til å dempe fallet i produksjonen som vil komme. Vi må ha fokus på å modne fram letemuligheter framover. Vi må også se på mulighetene for å bytte leteareal med andre selskaper for å øke mulighetene og avlaste risiko. Samtidig satser selskapet videre på langsiktig vekst: – Vi har nominert blokker til 23. konsesjonsrunde og vi deltar i gruppen av selskaper som i 2014 vil samle inn ny seismikk

i området Barentshavet Sørøst. GDF SUEZ har hatt suksess på norsk sokkel. Selskapet har en posisjon som mange misunner oss. Det blir krevende å vokse videre – ja, det blir en stor oppgave bare å dempe produksjonsfallet. Oppmerksomheten skal rettes mot å skape verdier og gjøre maksimalt ut av den posisjonen vi har. Vi skal fortsatt ha en sterk posisjon på norsk sokkel. Vi forvalter en stor del av Gruppens olje- og gassproduksjon og reserver. Selskapet leverer store verdier til eierne, og ikke minst til den norske stat i form av skatter og avgifter. Vi har en stor kompetent og lojal organisasjon som vil ta den utfordringen det blir å skape nye forretningsmuligheter, sier Moræus Hanssen. Som driftsoperatør på norsk sokkel har vi også et særlig ansvar for å følge opp behovet for kostnadsreduksjon i olje- og gassindustrien. – Vi har sett hvordan fordelen av høy oljepris er blitt spist opp av en sterk kostnadsinflasjon, sier Moræus Hanssen. Hun mener hovedsporene for å øke produktiviteten må gå i retning av standardiserte utbyggingsløsninger og samtidig økt satsning på forskning og utvikling innen økt utvinning. – Sammen drar vi lasset. Vi er rundt 270 ansatte som i gjentatte undersøkelser svarer at vi har et godt arbeidsmiljø. Altså en motivert organisasjon med forutsetninger for å drive godt og sikkert videre.

GDF SUEZ E&P Norge Vår historie i Norge

Vår historie i Norge Produksjonslisenser Letelisenser Nordsjøen

Vekst i lisensporteføljen GDF SUEZ E&P Norge AS

Letelisenser Norskehavet Letelisenser Barentshavet

PL110B Area F PL110B Area F Area F

PL285 PL107

PL347 PL348 PL329 PL328 PL285 PL107

PL347 PL348 PL329 PL328 PL107

PL289 PL090C PL090B PL311B PL311 PL153 PL187 PL025

PL153 PL187 PL025 PL174 PL191 PL006C

PL311B PL311 PL153 PL187 PL025

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2001

2003

2004

2005

• Gaz de France Norge etablert med kontor i Stavanger • Kjøp av andeler i Snøhvitog Njord-feltene • Offisiell åpning av selskapet på Norsk Oljemuseum

• Overtakelse av Gjøa fra Norsk Hydro • Prekvalifisering som operatør i Norge • Produksjonsstart på Fram Vest • Overtok 15 prosent i område F i Barentshavet fra Amerada Hess

• Gjøa-transaksjonen og felles operatøransvar med Statoil godkjent av myndighetene • Tildeling av PL328 og PL329 i den 18. konsesjonsrunden • Tildeling av PL347, PL348, PL311B og PL110B i TFO 2004

• Plan for utbygging og drift (PUD) for Njord gasseksport godkjent av myndighetene • PUD Fram Øst godkjent av myndighetene • Tildeling av PL090D og PL376 i TFO 2005 • Astero-funnet i Fram PL090B-lisensen, det første funnet i Norge for Gaz de France

PL187 PL025 PL174 PL191 PL006C PL006C Fram Gudrun Snøhvit Njord

Snøhvit Njord

2002 • Stortinget godkjente Plan for utbygging og drift (PUD) for Snøhvit • Overtok 15 prosent i Fram fra Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) • Tildeling av PL285 i den 17. konsesjonsrunden • Overtok 12,5 prosent i Gudrun-funnet fra BP

GDF SUEZ E&P Norge Vår historie i Norge

Produksjonslisenser Letelisenser Nordsjøen

PL394 PL110C Area F PL110B PL347 PL348 PL329 PL328 PL107

PL448 PL394 PL110C Area F PL110B

PL347 PL348 PL329 PL328 PL107

PL448B PL488 PL448 PL394 PL110C PL230 PL110B PL469 PL348 PL329 PL328 PL107

PL530 PL448B PL488 PL448 PL394 PL110C PL230 PL110B

PL326 PL107B PL107C PL469 PL348 PL328 PL107

PL090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL311B PL311 PL153 PL187 PL025

PL423S PL090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL153 PL187 PL025

PL153B PL423S PL090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL153 PL187 PL025

PL377S PL153B PL423S PL090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL153 PL187 PL025

Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2006

2007

2008

2009

• Tildeling av PL110C og PL394 i den 19. konsesjonsrunden • Vellykkede avgrensningsbrønner på Gudrun (Nordsjøen), Tornerose (Barentshavet) og Astero (Framområdet) • PUDer for Gjøa og Fram B godkjent av lisenspartnerne og oversendt til myndighetene

Letelisenser Norskehavet Letelisenser Barentshavet

• Åpning av Snøhvit-brønnene, LNG-anlegget på Melkøya begynner å motta hydrokarboner og anlegget eksporterer sin første LNG-last • Første gasseksport fra Njord- og Fram-feltene • Seismikkfartøyet Geowave Master foretar en 3D-seismikkundersøkelse for PL423S for Gaz de France Norge • Plan for utbygging og drift (PUD) for Gjøa-feltet godkjent av norske myndigheter • TFO 2006 – tildeling av leteoperatøroppgaver for PL423S i Nordsjøen

• Gaz de France fusjonerer med SUEZ og blir GDF SUEZ • Gaz de France eksporterer sin første LNG-last fra Melkøya i mars • TFO 2007 – tildeling av leteoperatøroppgaver på PL469 i Norskehavet • Årlig utvinning doblet til 10,8 millioner FOE • Konseptvalg for Gudrun

• Overtok ti prosent i letelisens PL326 (Gro) fra Norske Shell. Gassfunn gjort i juni • 20. runde – tildeling av leteoperatøroppgaver: PL530 i Barentshavet • TFO 2008 – tildeling av egenandeler i produksjonslisensene PL107B og PL107C i Norskehavet • Gaz de France Norge endrer navn til GDF SUEZ E&P Norge • Gjøa-prosjektet når 73 prosent ferdigstilling ved årsslutt

PL530 PL448B PL488 PL448 PL394 PL110C PL230 PL110B

PL468 PL326 PL107B PL107C PL469 PL348 PL328

PL612 PL610 PL607 PL530 PL448B PL488 PL448 PL110C PL230 PL110B

PL612 PL610 PL607 PL530 PL448B PL448 PL110C PL230 PL110B

PL709 PL710 PL715 PL722 PL723 PL612 PL610 PL607 PL448 PL110C PL230 PL110B PL710 PL700 PL348B PL107B PL107C PL348

PL348B PL468B PL468 PL107B PL107C PL348

PL348B PL107B PL107C PL348

PL341 PL423BS PL547S PL377S PL153B PL423S PL289 PL153 PL187 PL025

PL582 PL578 PL377BS PL341 PL547S PL377S PL153B PL289 PL153 PL187 PL025

PL637 PL636 PL634 PL630 PL618 PL582 PL578 PL153B PL153 PL187 PL025

PL687 PL686 PL637 PL636 PL634 PL630 PL618 PL582 PL578 PL153B PL153 PL187 PL025

Gygrid Noatun Astero Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

Hyme Noatun Astero Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2010

2011

2012

2013

• TFO 2009 – tildeling av andeler i PL423BS, PL090E og PL547S – alle i Nordsjøen • PL187 Brynhild – lite olje- og gassfunn i brønn 15/3-9T2 i august 2010 • PL326 Gro – boring av avgrensingsbrønn 6604/10-1 • PL341 Stirby – overtok ti prosent fra Spring Energy Norway. Boring av brønn 24/12-6S • PL468 Dovregubben – overtok fem prosent • Overtok operatøransvaret for Gjøa-feltet og produksjonsstart • Produksjonsstart på Vega • Det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS ble etablert

• TFO 2010: To lisenser i Nordsjøen og tre i Norskehavet: PL578, PL582, PL377BS, PL348B og PL468B • Tiårsjubileum for GDF SUEZ E&P Norge • Tildelt tre operatøroppgaver i Barentshavet i den 21. konsesjonsrunden: PL607, PL610 og PL612 • Den første egenopererte letebrønnen i Barentshavet ble boret i PL530 (Heilo) • Overtok ytterligere 20 prosent eierandeler i Njord • Første året med fullt operatøransvar for Gjøa. Sikker og stabil produksjon hele året

• To operatørskap tildelt i TFO 2011 – PL636 og PL634 – og partnerskap i PL618, PL630 og PL637 • Utbyggingsprosjektet på Gjøa-feltet fullført • Første revisjonsstans på Gjøa • 100 millioner fat oljeekvivalenter produsert siden oppstarten i Norge i 2001 • Seismikkinnsamling i PL610 • Borestedsundersøkelse i PL153, PL636 og PL607

• Fem nye lisenser, inkludert to operatørskap (PL722 og 723) i Barentshavet ble tildelt i den 22. konsesjonsrunden • Boring av P8-brønnen på Gjøa • Ny driftsmodell på Gjøa for å sikre kjernekompetanse • To lisenser i Norskehavet ble tildelt i TFO 2012 (PL710 og 700) og to i Nordsjøen (PL686 og 687) • 20 prosent eierandel i Snilehorn-funnet i PL348B

Året 2013 Aktiviteter

Aktiviteter Satsingsområder

Gjøa

Gjøa-området

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.

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

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 fremtidig operatøransvar.

GDF SUEZ E&P Norge har sikret seg ytterligere leteareal i Gjøa-området. 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. Som et nytt prosesserings- og transportknutepunkt i området, tilbyr Gjøa ekstra kapasitet for tilkopling av nye og eksisterende funn.

Norskehavet Norskehavet har fremdeles store potensielle volumer av uoppdagede ressurser. 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 Njord-feltet og anleggene der.

Snøhvit og Barentshavet Snøhvit er det første LNG-utbyggingsprosjektet på den norske kontinentalsokkelen med en forventet årlig produksjon på 4,3 millioner tonn LNG. Snøhvit-feltet, som i sin helhet består av undervannsinstallasjoner, ligger ca. 140 km fra land. Anleggene for gassmottak og -håndtering, foredling for LNG-lagring 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 forsyningsrute for LNG som kan levere 700 millioner kubikkmeter gass i løpet av ett år.

Grønland 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 opptil ti år. I denne perioden skal det foretas seismikk- og havbunnsundersøkelser sammen med en mulig leteboring i 2015. Tildelingen av lisensene i Baffinbukten innebærer en betydelig utvidelse av GDF SUEZ’ areal i denne meget lovende arktiske regionen.

Året 2013 Gjøa

1989

2003

30 %

2010

Oppdaget av Norsk Hydro

GDF SUEZ E&P Norge overtar en eierandel i feltet

andel eies av GDF SUEZ

Produksjonsstart 7. november, og overføring av operatørskap til GDF SUEZ 25. november

GJØA VEGA

FLORØ FLORØ

VEGA SØR

Plassering

GJØA

FLORØ

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

Gjøa De fremragende resultatene på Gjøa fortsetter, med en produksjon som overstiger designkapasitet. Gjøa-feltet ligger ca. 60 kilometer vest for Florø og 70 kilometer nord for Troll-feltet. Gjøa-plattformen har en designkapasitet for produksjon og eksport av 87 000 fat olje og 17 millioner kubikkmeter gass per dag. Gass eksporteres direkte gjennom et gassrør tilkoplet den britiske rørledningen FLAGS til St. Fergus i Skottland, mens oljen sendes via Troll II-rørledningen til Mongstad-raffineriet i Hordaland. Gjøa-innretningen består av produksjonsplattformen Gjøa Semi og fem produksjonsbrønnrammer på havbunnen. Gjøa Semi er bygget og drives slik at man skal utnytte den best tilgjengelige teknologien for integrert drift, og dermed utvide omfanget av samarbeid og koordinering mellom offshore- og

onshorepersonell. Gjøa er en halvt nedsenkbar plattform som mottar elektrisk strøm fra land gjennom en 100-km lang undervannskabel fra Mongstad. Boreprogrammet for totalt 11 brønner på Gjøa ble ferdigstilt i juli 2012. I tillegg til Gjøa-brønnene er de Statoil-opererte Vega-feltene tilkoplet Gjøa Semi for prosessering og eksport av gass og olje/kondensat. Vega Unit, som omfatter PL090 og PL248, består av gass- og olje/ kondensatfeltene Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør. I 2013 var Gjøas samlede produksjon på 47,5 millioner fat oljeekvivalenter (GDF SUEZ'

andel var på 14,2). Dette utgjorde 58,7 prosent av datterselskapets samlede produksjon. Produksjonen fra feltet lå rundt 31 prosent over den planlagte produksjonen på grunn av en økning i gasseksportkapasiteten og forsinkelse av produksjonsstart på Vega Sør. Tidlig i januar 2012 nådde den samlede oljeproduksjonen fra Gjøa og Vega rekordhøye 90 686 bbl/d, og viste at oljeeksport over designkapasitet på 87 000/d er mulig. I desember 2012 nådde man en gasseksportkapasitet på 17 MSm3/d, tilsvarende plattformens prosjekteringsgrunnlag. Senere har gasseksportkapasiteten økt til 18,5 MSm3/d.

Ny driftsmodell og gode resultater For å sikre kjernekompetanse, skape et miljø for vekst og å sikre effektiv drift, ble det tatt en beslutning om å tilby innleid driftspersonell på Gjøa ansettelse i GDF SUEZ fra 1. februar 2013. Dette førte til 49 nyansatte i selskapet fra februar 2013.

Det oppsto noen restriksjoner i eksportkapasiteten i første kvartal 2013 på grunn av prosesseringsproblemer i mottaksanleggene nedstrøms Gjøa. Dette forårsaket noe utsettelse av gasseksport fra Gjøa og Vega. Revisjonsstansen ved St. Fergus gassterminal ble koordinert med én modul i omløpsmodus fra 2. til 23.

september. Revisjonsstansen ble imidlertid gjennomført uten noen restriksjoner på gasseksporten fra Gjøaplattformen, noe som var en god prestasjon. De samlede resultatene for Gjøa i 2013 er meget gode. Det har ikke vært noen alvorlige hendelser eller ulykker. Gjøa-anleggenes oppetid/regularitet har vært

fremragende, og har ført til rekordhøy produksjon. I 2013 ble boringen gjenopptatt på Gjøa-feltet med boring av P8-brønnen. Denne operasjonen er nærmere beskrevet i kapittelet om leting i Nordsjøen. GDF SUEZ hadde i 2013 formannsvervet i Area Forum Quadrant 35. Denne viktige

Året 2013

Gjøa

komiteen av nøkkeloperatører i Gjøa-området kom i stand på oppfordring fra Oljedirektoratet (OD) med målsetting om å maksimere utbyttet fra dette området gjennom samarbeid og felles interesser. Rapporten fra komiteens første år ble fremlagt for OD i oktober og ble godt mottatt. Formannsvervet ble overført til Statoil i oktober 2013, men GDF SUEZ fortsetter å gjennomføre studier

i forbindelse med bruken av Gjøa som et knutepunkt for fremtidig produksjon fra nærliggende felt.

Året 2013 Nordsjøen

1975

25 %

2010

2014

Gudrun-feltet oppdaget

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

PUD godkjent

Produksjonsstart

Plassering

GJØA FRAM

Gudrun ligger ca. 40 km nord for Sleipner-området. Framfeltet ligger 20 km nord for Troll.

GUDRUN

Nordsjøen Det store Gudrun-prosjektet ble ferdigstilt, og produksjonen startet 7. april 2014. Gudrun Gudrun-feltet ligger cirka 55 kilometer nord for Sleipner på rundt 110 meters dyp. Det Statoil-opererte feltet ble oppdaget i 1975. Feltet inneholder både olje og gass i et reservoar med sammensatt geologi og høyt trykk og temperatur (HP/HT). Gudruns plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent av Stortinget i juni 2010. Utbyggingskonseptet består av en prosesseringsplattform tilkoplet Sleipner-feltet gjennom separate olje- og gassrørledninger. Olje og kondensat fra Gudrun blir blandet med væske fra Sleipner og fraktet til land til

Kårstø prosesseringsanlegg. Gassen vil bli blandet med gass fra Sleipner før det går inn i Gasled-systemet. Flere viktige milepæler er nådd siden PUD-godkjennelsen: • Understellet ble installert offshore i august 2011. • Rørleggingsoperasjonen ble fullført i løpet av sommeren 2012, etterfulgt av tilkoplinger i 2013. • Det har pågått intense byggearbeider flere steder rundt om i verden, blant annet i Norge, Thailand og Polen. Alle modulene ble montert i Haugesund i første halvdel av 2013 og fraktet

offshore til Gudrun-feltet i løpet av sommeren 2013. • Boreoperasjonene startet i september 2011, og vil fortsette fram til og med 2016. Minst sju brønner skal bores, inkludert produksjonsbrønnen for Gudrun Øst, et nærliggende funn som ble gjort i 2010 og som ble godkjent for utbygging i november 2013. Den består av en enkelt brønn som skal bores og tilkoples Gudrunplattformen. • Installasjon av dekkområdet ble ferdigstilt sommeren 2013. • Tilkopling og idriftsettelse startet på slutten av 2013.

Fram Produksjon fra Fram-feltet fortsetter på et høyt nivå, og bidro med totalt 2,9 millioner fat oljeekvivalenter i 2013. Dette utgjorde 12 prosent av datterselskapets samlede produksjon. Ytelsen på Fram-feltet har i mange år vært bedre enn forventet, og har skaffet ekstra reserver. Produksjonen på Fram begrenses av prosesseringskapasiteten på Troll C. Statoil er operatør for Fram.

H-Nord I juli 2012 besluttet lisensene PL090 og PL248 å bygge ut H-Nord-funnet som en enkeltstående brønn med undervannstilkopling til Fram Vest. GDF SUEZ’ andel i H-Nord er 10,8 prosent. Anslåtte reserver er ni millioner fat oljeekvivalenter, og prosjektet er i rute til produksjonsstart sommeren 2014. Vega Vega ligger rundt ti kilometer nord-nordvest for Fram-feltet i blokk 35/11. Utbyggingen

omfatter tre havbunnsstrukturer (Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør) med to produksjonsbrønner i hver, tilkoplet Gjøa-plattformen. Vega-feltet startet produksjonen 2. desember 2010. På grunn av lavere produktivitet enn forventet, ble brønnene på Vega Sør nedstengt i hele 2012. En ny boring av Vega Sør-produsenten R-14 startet på slutten av 2013, og produksjonen startet i januar 2014. I 2013 produserte Vega-enheten totalt 1,1 millioner fat oljeekvivalenter, noe som

utgjorde 4,5 prosent av GDF SUEZ’ samlede produksjon. GDF SUEZ har en eierandel på 5,475 prosent i Vega Unit. Leting i Nordsjøen Gjøa-, Fram- og Gudrun-områdene er fremdeles kjerneområder for GDF SUEZ E&P Norge, og leteinnsatsen har fortsatt for å utvide vår portefølje i disse områdene. I januar 2013 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt to nye lisenser i TFO 2012: PL686 og PL687, som ligger nordøst for

Gjøa-feltet i Nordsjøen – begge med rolle som partner og med 20 prosent andel. I lisens PL686 er arbeidsforpliktelsen å reprosessere 3D-seismikkdata, foreta geologiske og geofysiske undersøkelser, vurdere innkjøp av elektromagnetiske data (EM) og ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen to år etter tildeling. Arbeidsforpliktelsen i lisens PL687 er å anskaffe nye 3D-seismikkdata, og vurdere reprosessering av 3D-seismikk, foreta geologiske og geofysiske undersøkelser, og

Året 2013 Nordsjøen

Gudrun-dekket ble installert i juli 2013.

ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen tre år etter tildelingen. 3D-seismikkundersøkelser vil bli anskaffet i 2014. I januar 2014 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt en 20 prosent andel og partnerskap i PL637B. Denne lisensen utgjør et tilleggsareal til PL637 og innebærer samme arbeidsforpliktelse. Norske myndigheter godkjente en forlengelse av tidsfristen for en avgjørelse om boring eller tilbakelevering på henholdsvis seks måneder og

ett år for PL637- og PL578lisensene. Høsten 2013 boret GDF SUEZ E&P Norge letebrønn 35/9-9 som operatør av PL153 med en eierandel på 30 prosent. Prospektet Gjøa P8 ligger rundt åtte kilometer vest for Gjøa-feltet. Boreoperasjonen ble utført av riggen Transocean Barents. Det primære letemålet for brønnen var å påvise olje i reservoarbergarter i øvre jura (Viking-gruppen). Det sekundære letemålet var å påvise olje i reservoarbergarter

fra mellomjuraperioden (Brent-gruppen). Brønnen påtraff reservoarbergarter i både Viking- og Brent-gruppene med reservoarkvalitet som forventet. Brønnen klassifiseres som tørr, med spor av hydrokarboner. Det ble besluttet å oppgi lisens PL582 med RWE Dea som operatør, og PL634 der GDF SUEZ er operatør.

Året 2013 Norskehavet

1997

2001

40 %

2007

Produksjonsstart på Njord

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

andel i Njord-feltet eies av GDF SUEZ

Oppstart av Njord gasseksportprosjekt

Plassering NJORD

Njord-feltet er plassert 130 km nordvest for Kristiansund og 30 km vest for Draugen.

Norskehavet GDF SUEZ eier 20 prosent i Snilehorn-funnet, som ble kunngjort i november.

Snilehorn-prospektet i PL348B, der GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 20 prosent, ligger 15 km nordøst for Njord-feltet og fire km vest for Hyme-feltet i Norskehavet. Undersøkelsesbrønn 6407/8-6 påviste olje i reservoarbergarter fra nedre jura. Brønn 6407/86A ble boret som sidesteg for å avgrense funnet. Disse brønnene er de første letebrønnene i utvinningstillatelse 348B som ble tildelt i TFO 2010. De to

brønnene bekreftet oljesøylen i reservoarbergarter fra nedre jura. Størrelsen på funnet er mellom ni og 16 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje. I januar 2013 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt to nye lisenser i Norskehavet i konsesjonsrunde TFO 2012 som partner. I lisens PL700 fikk GDF SUEZ E&P Norge en andel på 20 prosent. Arbeidsprogrammet går ut på å

reprosessere 3D-seismikk og/ eller anskaffe nye 3D-seismikkdata, og ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen tre år etter tildelingen. Det ble gjennomført en 3D-seismikkundersøkelse på 330 km² sommeren 2013. GDF SUEZ E&P Norge ble også tildelt en 30 prosents andel i lisens PL701 med en arbeidsforpliktelse til å reprosessere 3D-seismikk, og

ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen to år etter tildelingen. Den seismiske reprosesseringen pågår og skal leveres i 2014. Njord Det Statoil-opererte Njord-feltet ligger i blokkene 6407/7 og 6407/10, rundt 130 km nordvest for Kristiansund og 30 km vest for Draugen-feltet. Feltet er bygget ut med havbunnsbrønner tilkoplet

Njord A-anlegget. Oljen lagres og losses fra tankfartøyet Njord B til tankskip som transporterer den til markedet. 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 2,5 millioner fat oljeekvivalenter i 2013, noe som utgjorde ti prosent av GDF SUEZ E&P

Norges samlede produksjon. En 50-dagers revisjonsstans ble gjennomført sommeren 2013. Men i juli indikerte en evaluering av en oppdatert strukturmodell av Njord A, laget av Det Norske Veritas, at dekkstrukturen var overbelastet. Ytterligere verifisering av modellen bekreftet situasjonen, og plattformen ble funnet å være uskikket for produksjons-

oppstart i sin nåværende tilstand. Vekt (hovedsakelig boreutstyr/systemer) ble da fjernet fra plattformen, og det ble lagt en plan for styrking av dekkstrukturen offshore. I løpet av annet halvår 2013 ble det klart at boreoperasjoner og mer langsiktig utvinning fra Njord og Hyme ikke ville være mulig selv om dekket ble reparert offshore, og at man også måtte overveie en styrking/utskifting av

plattformskroget. Det ble opprettet en prosjektorganisasjon som skal finne langsiktige løsninger for Njord A. Planen i dag går ut på å starte utvinning fra Njord sommeren 2014 og til april 2016, uten boreaktivitet. Deretter vil Njord A bli slept til land for ytterligere forsterkninger av både dekk- og skrogstruktur. Parallelt vil Njord Bs lagrings- og losseanlegg bli

Året 2013 Norskehavet

vurdert med tanke på vedlikehold og endringer, eller nybygging. Hyme Hyme er et oljefunn som ligger 19 km vest for Njord-feltet og ble påvist ved brønn 650/8-5 i juni 2009 i Statoil-opererte PL348. I mars startet produksjonen fra Hyme, én måned før planen og i henhold til budsjett etter en vellykket tilkopling til Njord.

Hyme, som er et hurtigutbyggingsprosjekt, består av en oljeproduserende brønn og en vanninjeksjonsbrønn tilkoplet Njord A-plattformen. Oppstart av vanninjeksjonen er forsinket fordi vanninjeksjonspumpen på Njord havarerte. På grunn av problemer med strukturintegriteten på Njord A, har Hyme vært nedstengt siden juli. Det forventes oppstart av vanninjeksjonsanleggene når

Njord A er klar til produksjon sommeren 2014. Hyme er det første prosjektet der GDF SUEZ E&P Norge har vært involvert i hele fasen – fra overtakelse, leting og funn, til utbygging og produksjon.

Året 2013 Barentshavet

Lisenser i Barentshavet PL723

PL612

PL722

PL610 PL715

PL607

PL709 PL230

PL710

SNØHVIT

GDF SUEZ-operatørskap GDF SUEZ-andel Andre lisenser

Leting i Barentshavet Barentshavet er et av kjerneområdene for GDF SUEZ E&P Norge. Forberedelser til letebrønnen i Byrkje fortsatte i 2013. I 2013 fortsatte GDF SUEZ E&P Norge, som operatør av PL607, planleggingen av en letebrønn i Byrkje-prospektet. Lisens PL607 ligger 115–120 km nordvest for Snøhvit-feltet, og 65 km vest for Johan Castberg-feltet. Partnerne i PL607 er Concedo og OMV. Brønnen ble boret med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Barents tidlig i 2014. Brønnen var tørr. Det ble foretatt en borestedsundersøkelse over et annet prospekt i lisensen høsten 2013. I lisens PL612, der GDF SUEZ E&P Norge er operatør, ble det tatt en beslutning om 3D-anskaffelse, noe som fører lisensen over i neste fase. Partnerne i lisensen er Statoil og Petoro.

I Saturn-prospektet i PL230 og Askepott-prospektet i PL448 er det planlagt boring i 2015. Borestedsundersøkelsen av Saturn ble foretatt i 2013. I juni 2013 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt fem nye lisenser inkludert to operatørskap i Barentshavet i den 22. konsesjonsrunden. GDF SUEZ ble tildelt operatørskap og en andel på 30 prosent i lisens PL722. Arbeidsprogrammet går ut på å anskaffe 3D-seismikk for alle tildelte arealer (samt å vurdere om det skal anskaffes elektromagnetiske data) før det tas en beslutning om boring eller tilbakelevering innen tre år etter tildeling. I lisens PL723 ble GDF SUEZ tildelt operatørskap og en andel på 35 prosent, med en arbeidsforpliktelse til å anskaffe all

3D-seismikk som allerede er tilgjengelig i det tildelte arealet. Deretter vil en bore- eller droppeavgjørelse bli tatt innen to år etter tildeling. GDF SUEZ ble tildelt en andel på 20 prosent som partner i lisens PL709 med en arbeidsforpliktelse til å reprosessere 3D-seismikk i det tildelte arealet før det tas en beslutning om boring eller tilbakelevering innen tre år etter tildeling. I lisens PL710 ble GDF SUEZ tildelt en andel på 20 prosent som partner med en arbeidsforpliktelse om å anskaffe all 3D-seismikk som allerede er tilgjengelig for det tildelte arealet før det tas en beslutning om boring eller tilbakelevering innen tre år etter tildeling. GDF SUEZ ble tildelt en andel på 20 prosent i PL715 som partner der

arbeidsprogrammet er å anskaffe 3D-seismikk i alle tildelte arealer før det tas en beslutning om boring eller tilbakelevering innen tre år etter tildeling. 3D-seismikkinnhentingen startet sommeren 2013 og vil bli avsluttet i 2014. Olje- og energidepartementet inviterte selskaper til å nominere blokker til den 23. konsesjonsrunden, og inkluderte her også den sørøstre delen av Barentshavet. GDF SUEZ kjøpte 2D-seismikkdata for dette området fra Oljedirektoratet i sommer, og ble tidlig deltaker i en plan om i fellesskap å anskaffe 3D-seismikk i området i løpet av 2014 sammen med 16 andre selskaper. Statoil er operatør av prosjektet.

Året 2013 Snøhvit og Barentshavet

1984

2001

12 %

4,3

Snøhvit-feltet oppdaget med brønn 7121/4-1

GDF SUEZ E&P Norge kommer med i prosjektet

eierandel tilhører GDF SUEZ

millioner tonn LNG vil bli produsert årlig

SNØHVIT

Plassering Snøhvit-feltet ligger ca. 140 km fra Melkøya, Hammerfest.

Snøhvit Siden sommeren 2013 har driften på Snøhvit vært meget stabil. Snøhvit, som opereres av Statoil, er et nøkkelfelt innen GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og er ett av selskapets fem produserende felt på norsk sokkel. Snøhvit bidro med en samlet produksjon på 3,1 millioner fat oljeekvivalenter i 2013, noe som utgjør 13 prosent av GDF SUEZ E&P Norges samlede produksjon. GDF SUEZ hentet ut til sammen fire LNG-laster fra Snøhvit-anlegget i 2013. LNG-anlegget ble stengt for planlagt avriming den 26.

januar. Under oppstart ble det oppdaget en gasslekkasje i kuldeboksen, noe som førte til en lengre nedstenging av anlegget. Under nedstengingen ble det foretatt modifikasjoner av prosessen som forbedret anleggets ytelse i betydelig grad. Anlegget kjørte ved 100 prosent av designkapasitet fra august til desember uten noen ikke-planlagte nedstengninger. Dette er ny rekord for Snøhvit. Snøhvit forbedringsprosjekt 2 (SIP2) fortsatte planleggingen av modifikasjoner i forbindelse

med revisjonsstansen i 2014. I tillegg til det store omfanget av vedlikeholdsarbeider, bør den planlagte revisjonsstansen i 2014 med SIP2-modifikasjonene gjøre det mulig for anlegget å levere opp til 104 prosent av designkapasitet med en regularitet på 90 prosent.

Deretter vil Askeladd-strukturen bli utbygget. Målet er å sikre et stabilt produksjonsplatå av produsert gass til LNG-anlegget i Hammerfest de neste 30 årene.

Videre utbygging av Snøhvit vil i de nærmeste årene omfatte boring av en ny CO2-injeksjonsbrønn, en ny gassproduksjonsbrønn i Snøhvit-strukturen og en gassproduserende brønn i Snøhvit Nord-strukturen.

Året 2013 Grønland

2010

26,25 % 2015

GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet

GDF SUEZ E&P Greenland AS ble tildelt to lisenser

andel eid av GDF SUEZ E&P Greenland AS

Mulig oppstart av leteboring

ANU NAPU UPERNAVIK

NUUK

Grønland GDF SUEZ E&P Greenland er et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS i oktober 2010. Den 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 Baffinbukta offshore på Vest-Grønland. De to umodne lisensene, som heter 2011/12 (også kalt Anu, blokk 5) og 2011/14 (Napu, blokk 8), ligger nord for 73°N, og dekker et samlet område på rundt 20 000 km2, noe som totalt tilsvarer rundt 30 norske blokker. Begge lisensene er

innvilget for en periode på opp til ti år. I denne perioden vil det bli foretatt seismikkundersøkelser og undergrunnsevalueringer, samt mulig leteboring i 2015. Aktivitetene i 2013 var konsentrert rundt en undersøkelse av mulige boresteder og grunne kjernelokaliteter som ble foretatt i sommermånedene av Fugro Discoveryfartøyet. Dette var en vellykket kampanje som varte litt over to måneder. Dessuten ble prosesseringen av 3D-seismikken som ble anskaffet i 2012, avsluttet. Dermed ble

det mulig å foreta grundigere vurderinger av mulighetene i lisensene. • Blokk 5 (Anu): Shell Kanumas A/S (41,125 prosent), Statoil Greenland AS (20,125 prosent), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 prosent) og Nunaoil A/S (12,5 prosent). • Blokk 8 (Napu): Shell Kanumas A/S (46,375 prosent), Statoil Greenland AS (14,875 prosent), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 prosent) og Nunaoil A/S (12,5 prosent).

Year 2011 Sustainable development

Året 2013 Bærekraftig utvikling

Bærekraftig utvikling HMS-mål Vår ambisjon når det gjelder helse, miljø og sikkerhet (HMS) er null hendelser, og vårt endelige mål er å utmerke oss når det gjelder HMS-resultater. GDF SUEZ E&P har som ambisjon og uttalt politikk å ligge i øverste kvartil når det gjelder HMS-resultater for E&P-selskaper som opererer i Europa. GDF SUEZ E&P Norge har som mål å oppnå HMSresultater i øverste kvartil for alle selskapets driftsaktiviteter på norsk sokkel. HMS-arbeid i GDF SUEZ E&P Norge GDF SUEZ E&P Norge har en integrert og helhetlig tilnærming til HMS. Vi bruker en organisasjonsmodell som sikrer at vi arbeider med HMS på alle

relevante plan i organisasjonen. Vi legger spesiell vekt på følgende fem dimensjoner: struktur og regelverk, teknologi og operasjoner, verdier, holdninger og kompetanse, samspill og arbeidsprosesser, sosiale relasjoner og nettverk. Disse fem dimensjonene påvirker hverandre, og helheten er større enn summen av delene. For å arbeide effektivt med HMS i de fem ovennevnte dimensjonene, har vi utviklet en kultur som vektlegger samarbeid mot et felles mål. GDF SUEZ E&P Norge mener at dette er en forutsetning for å lykkes. Vi oppsummerer dette ved å si: "Everybody needs somebody", og vi oppfordrer alle som arbeider for oss til å satse på

lagarbeid, åpenhet, lojalitet og engasjement. Dette bygger på forståelsen av at det er en forbindelse mellom organisasjonskultur og HMS, og at ved å gjøre denne forståelsen til en integrert del av vår daglige arbeidspraksis, vil det føre til gode resultater over hele linjen. HMS-resultater GDF SUEZ E&P Norge overtok operatørskapet for Gjøa i november 2010. Det var ingen alvorlige HMS-hendelser på Gjøa i de tre første årene. Det ble ikke registrert noen alvorlige hendelser i 2013 for noen av selskapets driftsoperasjoner, men det var tre mindre personskader. Skadene oppstod i forbindelse med driften på Gjøa. Allikevel viser HMS-resultatene for alle selskapets driftsoperasjoner

en frekvens på 0,0 alvorlige hendelser, og en samlet registrert personskaderate på 3,6, noe som ligger under målverdiene på henholdsvis 1,3 og 4,5. Helsetjenesten på Gjøa er godt organisert og fullt operativ. Det er kontinuerlig fokus på risikoreduksjon i forbindelse med eksponering for arbeidsmiljøfaktorer, og samarbeidet mellom leverandører av helse- og arbeidsmiljøtjenester og de interne avdelingene er godt. Helsekontroller av utsatte grupper og kommunikasjon om risikofaktorer i arbeidsmiljøet har vært prioriterte oppgaver i så henseende.

Året 2013 Bærekraftig utvikling

Beredskapsarbeid Beredskapsorganisasjonen i GDF SUEZ E&P Norge har blitt styrket gjennom øvelser og bedre planlegging. Beredskapen på Gjøa-feltet er styrket gjennom en avtale med Oseberg (Statoil) om et felles søk-og-redningshelikopter (SAR), og ved å innføre et radarbasert deteksjonssystem for oljeutslipp. Den medisinske beredskapen på Gjøa har, i samarbeid med vakthavende leger på land, vist seg å fungere meget bra ved behov. Selskapet har etablert god praksis innen oljevern, og dette

Miljø er ofte en del av våre beredskapsøvelser. GDF SUEZ E&P Norge er medlem av Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) og Oil Spill Response (OSR). Det er viktig for selskapet å komme i dialog med relevante myndigheter og Interkommunalt Utvalg mot Akuttforurensing (IUA) før nye aktiviteter settes i gang, og å ta initiativ til kontakt og avtaler med andre operatører i området. Dette er godt innarbeidet i planleggingen av nye letebrønner for 2014.

Produksjonsboringen på Gjøa ble fullført i 2012, og alle brønnene er nå i drift. På Gjøa var 92 prosent av kjemikaliene som ble sluppet til sjø i 2013, grønne kjemikalier. Totalt ble 1030 tonn grønne og 95 tonn gule kjemikalier sluppet til sjø i forbindelse med produksjonen på Gjøa. Totalt ble det generert 68 tonn vanlig avfall og 467 tonn farlig avfall på Gjøa. Resirkuleringsraten for vanlig avfall på Gjøa var 95 prosent, og

avfallssorteringsraten var 82 prosent. Det var to utilsiktede utslipp til sjø på Gjøa i 2013. Begge var utslipp av kjemikalier. Utslipp til luft offshore omfattet 81 tonn NOx og 121 400 tonn CO2. GDF SUEZ er medlem av NOx-fondet, og bidrar dermed til tiltak for å redusere NOxutslipp i industrien. Utslipp til luft og sjø fra driften på Gjøa lå innenfor utslippstillatelsen, og rapporteres til

miljømyndighetene i samsvar med gjeldende forskrifter. I oktober og november 2013 boret selskapet letebrønn 35/9-9 Gjøa P-8 PL153. Det oppsto ingen utilsiktede utslipp under operasjonene. Under boringen av brønnen ble det kun brukt vannbasert boreslam. Det ble sluppet ut totalt 2662 tonn vannbasert slam til sjø, og 40 tonn slam ble sendt til land for avfallshåndtering. Dessuten ble 1 353 tonn borekaks sluppet til sjø under boringen. Totalt ble1 621 tonn grønne og 59 tonn gule kjemikalier,

definert etter Miljødirektoratets klassifiseringsordning, sluppet til sjø. Det var ingen utslipp av kategoriene røde eller sorte kjemikalier, noe som er i samsvar med Miljødirektoratets mål om null utslipp.

brenning til energiproduksjon. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var: Dieselforbruk CO2-utslipp NOx-utslipp

1,925 tonn 6,101 tonn 88 tonn

Leteboringen på Gjøa P8 genererte 40 tonn normalt avfall og 1 039 tonn farlig avfall i 2013. Av det farlige avfallet var 975 tonn slopp som ble sendt til land for avfallshåndtering. Utslippskilden under boringen av brønn 35/9-9 var dieselfor-

Året 2013 Samfunnsengasjement

Bachelorprogram i havbunnsteknologi i Florø

Florø Turn & Idrettsforening

Samfunnsengasjement

FTIF – Florø Turn & Idrettsforening

GDF SUEZ E&P Norges viktigste bidrag til samfunnet er sikker, pålitelig og økonomisk drift av alle våre aktiviteter.

Retningslinjer

Donasjoner

Sponsoravtaler

GDF SUEZ E&P Norges mål er å ha en god 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 gir hvert år en julegave til en veldedig organisasjon. I 2013 gikk vår støtte til Røde Kors og deres innsats i Syria og på Filippinene.

GDF SUEZ E&P Norge har utarbeidet retningslinjer for sponsorvirksomhet i samsvar med de som GDF SUEZ-gruppen benytter. Her satses det på prosjekter innenfor natur, kultur og idrett. Vi støtter hovedsakelig prosjekter i regioner der selskapet har aktiviteter, dvs. Rogaland, Finnmark og Sogn og Fjordane.

I 2008 opprettet GDF SUEZ E&P Norge en sponsoravtale med Florø Turn & Idrettsforening, som er den lokale idrettsforeningen i Florø. I 2009 ble avtalen, som fokuserer på idrettsaktiviteter for barn og ungdom, forlenget, noe som gjør GDF SUEZ E&P Norge til klubbens hovedsponsor fram til og med 2014. Klubben har over 900 medlemmer. GDF SUEZ’ Gjøa-base ligger i Florø, og gjennom Florø Turn & Idrettsforening ønsker vi å bidra til positive aktiviteter i lokalsamfunnet.

Den Norske Turistforening

International Chamber Music Festival

Kystmuseet i Florø Den 7. mars 2013 ble en Gjøa-utstilling på Kystmuseet i Florø offisielt åpnet av Åshild Kjelsnes, fylkesordfører i Sogn og Fjordane. I 2012 undertegnet GDF SUEZ E&P Norge en avtale om å støtte opprettelsen av denne utstillingen i museets avdeling for olje og gass. Bachelorprogram i havbunnsteknologi i Florø Et nytt Bachelorprogram i havbunnsteknologi åpnet i Florø 13. august 2013. GDF SUEZ E&P Norge bidrar til finansieringen av dette treårige ingeniørstudiet. Studiet er

lokalisert i Florø og organiseres av Høgskolen i Bergen.

International Chamber Music Festival

Den Norske Turistforening

GDF SUEZ E&P Norge har vært en av hovedsponsorene for den internasjonale kammermusikkfestivalen i Stavanger (ICMF) siden 2003. Selskapet signerte en ny treårsavtale med ICMF f.o.m. 2010. 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 som for tiden består av Martin Fröst og Christian Ihle Hadland.

Samarbeidet med Den Norske Turistforening (DNT) startet i 2003 og fortsatte i 2013 med støtte til "Opptur" – et arrangement for ungdom som organiseres av de lokale turistforeningene rundt om i landet. DNTs viktigste mål er å inspirere så mange som mulig til å benytte seg av naturen, og legge til rette for at alle aktiviteter gjennomføres på en miljøvennlig måte.

LiNSI Sammen med to andre datterselskaper av GDF SUEZ E&P International, støtter GDF SUEZ E&P Norge Living North Sea (LiNSi), et initiativ med flere interessenter som søker en bærekraftig fremtid for Nordsjøregionen. LiNSI tar sikte på å bidra til å bedre den økologiske tilstanden i Nordsjøen, og å utarbeide en finansieringsmekanisme for forbedringsplanene. Innledningsvis undersøker LiNSi mulighetene som ligger i avviklingen av olje- og gassinfrastruktur offshore.

Året 2013 Vårt team

Vårt team Per februar 2014.

Management

Human Resources

Communication

HSEQ

MANAGEMENT Management

Ulf Rosenberg Head of Communication

Eva Fagernes Head of HSEQ

Randi Eltvik Larsen Advisor Quality

Anders R. Tharaldsen Advisor HSE - Risk Mgmt

Maria Moræus Hanssen Managing Director

Anne Blomberg Advisor Communication

Elin Witsø Leader HSE Operations

Håvard Kalve Advisor Quality

Helen Lima Jensen Coordinator Doc & LCI

Geir Pettersen Deputy Managing Director

Cathrine Andresen Advisor Communication

Tor Ove Holsen Leader D&I Management

Stig Sandal Adv Emergency Management

Kari Samnøen Adv Management Support

Cecilia Sandsmark Coordinator Communication

Wenche R. Helland Advisor Environment

Sigbjørn Dalane Adv Health & Work Environment

Magnar Støle Head of Human Resources

Jannecke A. Moe Advisor Environment

Ole Kjetil Handeland Advisor HSE

Anne Svendsen Leader HR Operations

Communication

HSEQ

Human Resources

Finance & Admin.

Brit Jorunn Marker Leader Employment Conditions

Johannes Finborud Chief Financial Officer

Tore Jan Landmark Leader Office Facility

Øystein Aspøy Coordinator Industrial IT

Gert Tjensvoll Leader Economics

Bjørn Ravndal Sr Advisor C&P Management

Kjersti Bergsåker-Aspøy General Counsel

Gaute Barstad Leader ICT

Anders Erik Haugen Manager Purchase

Rasmus Osaland Economist

Aina Skretting Østrått Sr Advisor Resource Mgmt

Sigurd Helgesen Manager Tax

Tommy Rafos Leader ICT

Jan H. Standal Advisor Purchasing

Lars Christian Takla Business Planner

Kari Ingunn Nystein Advisor HR Applications

Tone Lise Pedersen Manager Finance

Nils Ivar Sørensen Advisor ICT

Marita O’ Reilly Purchaser

Torhild S. Jensen Coordinator Administration

Renate Vistnes Coordinator Pers. & Training

Livar Haaland Manager Procurement

Koen Vlaeminck Leader ICT Project Office

Stian Nielsen Purchaser

Nina O. Sefland Coordinator Office Services

Oddvar Aarberg Manager Logistics & Base

Olivier Bou Advisor ICT

Tom Baug Coordinator SAP

Renate Horpestad Coordinator Administration

Finance & Admin.

Året 2013 Vårt team

Martha Viste Coordinator Administration

Sissel Dyskeland Advisor Contracts

Randi Følgesvold Controller Financial G&A

Kay Zaccarini Business Controller Expl.

Vibeke Mowatt Leader Air & Mar Operations

Tine Harstad Eggen Legal Counsel

Jan Gunnar Kristoffersen Administrator Contracts

Eirik Matre Controller Treasury

Johanna Röman Controller

Knut Arne Eltvik Advisor Marine Operations

Renate Solheim Lian Advisor Tax

Anne Lise Sekse Coordinator Contracts

Juliette Bou Controller Compliance

Niki Tsakiroglou Controller Financial Applic.

Marie Arnstad Coordinator Air Transport

Rune Haukebøe Manager Contracts

Eirik Sørensen Leader Business Controlling

Lisbeth Helle Business Controller Operations

Vincent Danset Controller Financial

Trond Wefring Advisor Material Management

Jan-Tore Storslett Specialist Contracts

Trygve Bø Leader Financial Acc. & Rep.

Marie Guldbrandsen Westre Business Controller Asset

Borghild Stava Controller Financial JV

Bjørn Hereid Senior Coordinator Log Op

Erling Natvig Specialist Contracts

Anne Selbæk Project Leader

Aleksandra Uzunova Business Controller

Kjetil Sande Ldr Material Mgmt & Log Op

Willy Svarstad Advisor Logistic Operations

Asset

Robert Ødegård Advisor Material Management

Siri Lunde Sr. Engineer Development

Gerhard V. Sund Manager Drilling & Well

Jochen Rappke Chief Geoscientist

Matthew G. Reppert Principal Petrophysicist

Reinhardt Dankertsen Coordinator Subsea Tools

Viggo Dybsland Olsen Senior Engineer Facility

Tommy Andreassen Project Manager Drilling

Mailin Seldal Chief Reservoir Engineer

Katja Krause Geophysicist

Laila Sælemyr Bjerknes Purchaser

Tom K. Steinskog Leader Technology & Devel

Karstein Hagenes Project Manager Drilling

Gildas Lageat Senior Geologist

Neal Hewitt Principal Engineer Prod

Angeles Yackow Sr Engineer Tech & Devel

Mehryar Nasseri Senior Engineer Drilling

Steve Bryant Senior Geologist

Siv Kirstin Borgersen Senior Engineer Production

Mike Robertson Head of Asset

Bjørg Solheim Manager Projects

Dwayne W. Martins Engineer Drilling

Lise Schiøtz Senior Geologist

Anne Sofie Olsen Senior Engineer Production

Karel Schothorst Proj. Mng. Gjøa Area Dev

Britt Lise Skotheim Coordinator Asset Mgmt

Sigbjørn Kalvenes Mgr Petroleum Technology

Caroline Haugvaldstad Geologist

Torunn Haugvallstad Senior Reservoir Engineer

Asset

Året 2013 Vårt team

Exploration

Philippe Vincent Senior Reservoir Engineer

Erik Schiager Manager Area Non-op Vent

Paul Milner Manager New Venture

Mark Vrijlandt Geophysicist

Gunilla A. Steen Senior Geologist

Andrea Reinholdtsen Reservoir Engineer

Erling Kindem Manager Area Non-op Vent

Britt Heskestad Mgr Barents Sea/Vøring

Alv Aanestad Senior Petrophysicist

Philippe Bailly Senior Geologist

Ingvild Kommedal Reservoir Engineer

Niklas Olsen Engineer Facility

Odd Fuglestad Principal Geophysicist

Jörgen Samuelsson Principal Geologist

Sarah Robertson Senior Geologist

Claire LeMaitre Reservoir Engineer

Exploration

Philip Hughes Senior Geophysicist

Øyvind Skinnemoen Principal Geologist

Magali Romanet Senior Geologist

Patrick Hamou Manager Asset Area

Tina R. Olsen Head of Exploration

Fanny Marcy Courtial Senior Geophysicist

René Thränhardt Senior Geologist

Jyotipuspa Goswami Senior Geologist

Carl Otto Houge Manager Asset Non-op Vent

Jan Åge Greger Chief Geologist

Pauline Convert Geophysicist

Tove Thorsnes Senior Geologist

Jonathan Duncan Senior Geologist

Business Development & Commercial

Rutger van der Vliet Geologist Bernhard Frey Geologist

Anders Ringen Trainee Geoscience Business Dev & Com

Operations

Ove Harbo Sr Adv Business Developm Nicole Leclercq Advisor Commercial & BD

Tore Øvernes Adv Sales & Transportation Operations

Per Langhaug Offshore Installation Mgr John Winterstø Offshore Installation Mgr

Polina Safronova Geologist

Eric Robial Head of BD & Commercial

Morten Philbert Advisor Gas Operations

Hilde Ådland Head of Operations

Pål Hamre Team Ldr Op & Maintenance

Jan Willem Achterberg Leader Data Management

Nils-Erik G. Lomheim Manager Sales & Transp

Natalia Vennikova Adv Sales and Transportation

Ingrid R. Devold Torjussen Manager Technical

Jens Petter Gjærum Team Ldr Op & Maintenance

Marianne Førland Advisor Technical

Kjell Arne Abrahamsen Leader Upstream Commercial

Guillaume Vens Adv Sales and Transportation

Kick Sterkman Offshore Installation Mgr

Nils Martin Bakka Team Ldr Op & Maintenance

Frode Gjerde Advisor GIS

Eirik Vestersjø Leader Infrastructure

Antoine Sabatier Adv Sales & Transportation

Arild Jåsund Offshore Installation Mgr

Bjarte Rimereit Team Ldr Op & Maintenance 45

Året 2013 Vårt team

Oddgeir Madsen Team Leader Deck & Marine

Erik Winge Ldr Planning & Project Contr

Arne Bekkeheien Ldr Mechanical & Maintenance

Steinar Andersen Senior Engineer Automation

Elin K. Sletten Senior Engineer Telecom

Ørjan Midttveit Team Leader Deck & Marine

Bjørn Løkkebø Halsnes Planner

Hans Chr. Rentsch Sr Eng Structure/Inspection

Torkel Fagnastøl Sr Project Engineer Mod

Tommy Berfjord Senior Engineer Operation

John Arne Pedersen Team Leader Deck & Marine

Kai Solheim Project Ldr Modification

Midhat Durakovic Sr Eng Maint Technical Safety

Philip Chan Senior Engineer Metering

Jørn Meling Gas Dispatcher

Bente Brinchmann Team Ldr Health & Work Env

Årstein Bringsvor Leader Auto / El / Tele

Harald Flesland Sr Engineer Maintenance

Arild Sunde Senior Engineer Process

Knut Ytre-Hauge Eng Electrical & Instrument

Jan Turi Team Ldr Health & Work Env

Olav Dolonen Leader Process

Jostein Larsen Sr Engineer Mechanical Static

Per Kristian Roald Senior Engineer Subsea

Dina Kayrbekova Engineer Mechanical Rotating

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

Clarence Soosaipillai Leader Subsea

Ingvald Sviland Senior Engineer Electrical

Per Morten Kyvik Senior Engineer Instrument

Are Høivik Engineer Mechanical

Sergey Pilosov Eng Mech Crane & Lifting

Steinar Hellesøy Engineer Process

Bernt Økland Technician Process

Jan Rune Kalsvik Technician Process

Gunnar Løvås Technician Process

Åse Helland Sørskår Engineer Operation

Gaute Fjeld Engineer HVAC

Dagfinn Ommundsen Technician Process

Åse Andersen Technician Process

Ståle Johansen Technician Process

Michael B. Pettersen Engineer Technical Safety

Jonas Wignäs Engineer Maintenance

Vidar Mostrøm Technician Process

Ingunn Frette Technician Process

Svein Arvid H. Nordal Technician Process

Aage Torvanger Engineer Inspection

Einar Harbo Engineer Maintenance

Ove Lid Technician Process

Joakim Borgen Technician Process

Lars Westbye Technician Process

Jon Kristian Loftås Engineer Electrical

Elin Klemp Trainee Engineer Process

Kjersti M. Byrkjeland Technician Process

Aimée R. Lobben Technician Process

Hans Ottar Moen Technician Process

Eirik Høvring Engineer Process

Frank Nagy Technician Process

Tom Borger Nielsen Technician Process

Rune Dønheim Technician Process

Jan Rasmussen Technician Process 47

Året 2013 Vårt team

Øyvind Torjussen Technician Process

Yuriy Vasylyuk Technician Process

Simon Arne Sekkingstad Apprentice Process

Trond Myklebust Technician Automation

Pierre Stig Ingvar Lindberg Technician Automation

Nils Stian Finnseth Technician Process

Tom Erik Eriksen Technician Process

Hans S. Witsø Svedhaug Apprentice Process

Tore Nordhasli Technician Automation

Ken-Widar Kydland Technician Automation

Jostein B. Nilssen Technician Process

Håvard H. Johansen Technician Process

Michael Isaksen Apprentice Process

Harry Jordalen Technician Automation

Kjetil Volden Technician Automation

Atle Hovstad Technician Process

Terje Tobias Haugenes Technician Process

Gro W. Røtvold Coord Deck & Material

Ove Lindanger Technician Automation

Sindre Lysgård Technician Automation

Jan Berntsen Technician Process

Johannes Landvik Technician Process

Brynjar Joa Coord Deck & Material

Jone Askeland Technician Automation

Erik Antvedt Aarnes Technician Automation

Arnt Ingve Friestad Technician Process

Jens Ole Nissen Technician Process

Rune Rogstad Coord Deck & Material

Ørjan Bye Skulbru Technician Automation

Ove Eckholdt Technician Automation

Roger Dahlgren Technician Electrical

Vidar Rasmussen Technician Mechanical

Vidar Vold Technician Mechanical

Bjørn Einar Ness Operator Deck & Crane

Trond E. Hagfjäll-Lande Opr Deck & Scaffolding

Ingar Hagen Technician Electrical

Chris-André Valle Technician Mechanical

Kjell Magne Miljeteig Technician Mechanical

Johnny Lilleland Operator Deck & Crane

Tor-Arne Risvåg Opr Deck & Scaffolding

Gjert Ståle Olsen Technician Electrical

Svein Arne Fosshaug Technician Mechanical

Per R. Jeffrey Stiansen Technician Mechanical

Erlend Vikedal Operator Deck & Crane

Ove Grønnevig Opr Deck & Scaffolding

Jostein Haugland Technician Electrical

Steinar Rørvik Technician Mechanical

Bjørn Idar Sønning Technician Mechanical

Kjetil Bakhaug Operator Deck & Crane

Per Inge Hole Technician Electrical

Jan Sverre Sønning Technician Mechanical

Eric Pieter-Jan Krijger Technician Mechanical

Håkon Emil Trondsen Operator Deck & Crane

Jan Ekornsæter Technician Electrical

Roar-Helge Torheim Technician Mechanical

Ronnie Bøe Viken Technician Mechanical

Gunnar Aakre Operator Deck & Crane 49

Året 2013 Styrets beretning

Styrets beretning 2013 GDF SUEZ E&P Norge er engasjert i leting etter og produksjon av olje og gass på den norske kontinentalsokkelen. Selskapets hovedkontor ligger i Sandnes. Ved utgangen av 2013 hadde selskapet en portefølje på 57 lisenser på norsk kontinentalsokkel, inkludert eierandeler i Njord, Fram, Gjøa, Vega, Gudrun, Hyme og H-Nord-feltene. Selskapet er operatør for Gjøa-feltet (PL153 og PL153B) som hadde produksjonsstart i november 2010, og for letelisensene PL607 Byrkje, PL610 Kimbe, PL612 Nemo, PL563, PL636, PL722 og PL723. Dessuten er det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS engasjert i leting etter olje og gass på Grønland. Selskapet har to lisenser i Baffinbukta, blokk 5 Anu og blokk 8 Napu. Leting Nye arealer I den 22. konsesjonsrunden ble selskapet tildelt to nye operatørskap og to nye partnerskap i Barentshavet. De tildelte operatøroppgavene omfattet en andel på 30 prosent i PL722 og en andel på 35 prosent i PL723. De tildelte partneroppgavene omfattet andeler på 20 prosent i både PL710 og PL715. I 2013 ble selskapet tildelt fire nye partnerskap i TFO 2012. Tildelingen omfattet en andel på 20 prosent i PL700 og en andel på 30 prosent i PL701 – begge i Norskehavet. De to andre lisensene ligger i Nordsjøen, og tildelingen

omfattet en andel på 20 prosent både i lisens PL686 og PL687. Tildelingene i TFO 2013 ble offentliggjort i midten av januar 2014, og selskapet ble tildelt én ny partnerlisens. Boring Selskapet boret én operert letebrønn i 2013. P8-brønnen 35/9-9 i PL153 ligger åtte kilometer vest for Gjøa-feltet i Nordsjøen. Letebrønnen påtraff ingen hydrokarboner. Selskapet deltok også i boringen av brønn 6407/8-6 og 6407/8-6 A Snilehorn i PL348B i Norskehavet. Brønnene ble boret om lag fire kilometer vest for Hyme-feltet

Gjennom tre år som operatør for Gjøa, har GDF SUEZ oppnådd svært gode resultater. I 2013 har den høye regulariteten på anlegget gitt produksjonsrekord. – Jean-Marie Jacques Dauger

og 15 kilometer nordøst for Njord-feltet. Brønnene påviste olje. Snilehorn-funnet kan eventuelt koples til Njord-feltet direkte eller via Hyme-feltet.

Utbygging Gudrun Gurdrun-innretningene er installert på feltet, og offshoretilkoplingen og idriftsettelsen pågår nå med noe forsinkelser grunnet dårlig vær. Modifikasjonene på Sleipner og Kårstø-anleggene er så godt som fullført. Boreoperasjoner vil fortsette fram til 2016. Minimum sju brønner skal ferdigstilles, inkludert en brønn på Gudrun Øst. Produksjonen startet 7. april 2014.

Njord Nordvestflanken (NWF) Utbyggingen av NWF ble godkjent i april 2010, og modifikasjoner på overstellet var nesten ferdige da Njord-plattformen ble stengt ned sommeren 2013 på grunn av integritetsproblemer. Boringen av brønnene på NWF fra Njord-plattformen er også utsatt på grunn av de samme problemene. H-Nord Utbyggingen av H-Nord ble godkjent i juni 2013, og ved utgangen av 2013 var prosjektet 65 prosent ferdigstilt. H-Nord er en undervannstilkopling til Fram Vest. Det vil kun bli produsert olje fra feltet. Grunnet manglende eksportløsning, vil gassen bli reinjisert

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder Utdannet ved Ecole des Hautes Etudes Commerciales. Han har arbeidet i Gruppen siden 1978, 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 de la légion d’honneur et de l’ordre national du mérite.

Året 2013 Styrets beretning

i Fram Vest. Boring av en flergrensbrønn startet i desember 2013. Første produksjon er planlagt i mai 2014.

Drift Gjøa I 2013 var nettoproduksjonen til GDF SUEZ E&P Norge fra Gjøa-feltet 14,3 millioner foe, noe som tilsvarer 39 208 foe per dag. Dette utgjør 56 prosent av selskapets samlede produksjon. Produksjonen fra Gjøa-feltet har økt sammenlignet med 2012 på grunn av høy regularitet og en økning av gasseksportkapasiteten opp til 18,5 MSm3/d. Njord Nettoproduksjonen fra Njord-feltet i 2013 var på 2,5 millioner foe, noe som tilsvarer 11 465 foe per dag. Produksjonen fra Njord var lavere i 2013 enn i 2012 fordi feltet var nedstengt fra juli 2013 på grunn av integritetsproblemer som ble oppdaget under vedlikehold. Det pågår for tiden et større modifikasjonsprosjekt for å styrke dekkbjelkene. Planlagt oppstart er sommeren 2014, og deretter vil feltet bli stengt ned igjen i april 2016 for ytterligere

langvarig reparasjonsarbeid. Fram Nettoproduksjonen fra Fram-feltet i 2013 var 3,0 millioner foe, eller 8 185 foe per dag. Resultatene i Fram-reservoaret har vært gode, og den forventede produksjonsnedgangen grunnet trykkfall og økt vannproduksjon har foreløpig ikke inntruffet. Snøhvit I 2013 var nettoproduksjonen fra Snøhvit-feltet 4,2 millioner foe, eller 11 397 foe per dag. LNG-anlegget hadde en rekke ikke planlagte nedstengninger i løpet av første halvår 2013. Siden oppstarten etter den siste nedstengningsperioden i juni 2013, har imidlertid produksjonen fra LNG-anlegget ligget stabilt på 100 prosent av prosjektert kapasitet. Vega-enheten Nettoproduksjonen fra Fram-feltet i 2013 var 1,1 millioner foe, eller 2 913 foe per dag. Produksjonen har vært stabil gjennom året med høy regularitet. Brønnen på Vega Sør ble boret på nytt i slutten av 2013, med oppstart i slutten av januar 2014. Hittil har produksjonen vært ustabil. Hyme Produksjonen fra Hyme-feltet

startet 25. januar 2013. Selskapets andel av produksjonen i 2013 var på 0,6 millioner foe, eller 3 709 foe per dag. Hyme-feltet er en undervannstilkopling til Njord med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn. Feltet hadde stabil produksjon fram til nedstengningen av Njordfeltet i juli 2013. Det forventes at produksjonen blir gjenopptatt når Njord settes tilbake i produksjon sommeren 2014.

Fortsatt drift I samsvar med regnskapslovens § 3-3 bekrefter styret at regnskapet er utarbeidet under forutsetningen om fortsatt drift. Denne forutsetningen bygger på inntektsprognosene for 2014 og selskapets langsiktige strategiske prognoser. Selskapets økonomiske og finansielle stilling er god.

omfatter alle ansatte og konsulenter. Undersøkelsen dekker en rekke faktorer som påvirker arbeidsmiljøet. Resultatene fra undersøkelsen danner grunnlag for en årlig oppdatering av handlingsplaner som tar sikte på å bevare et godt arbeidsmiljø. Resultatene fra den siste undersøkelsen viser at arbeidsmiljøet og den generelle trivselen på arbeidsplassen er god. GDF SUEZ E&P Norge AS hadde ingen alvorlige hendelser i 2013. Det var imidlertid tre mindre personskader, hvorav én var fraværsskade (LTI). De tre hendelsene var: • Brannskade på hånd (Siddis Supplier) TRIF • Benskade (Siddis Supplier) TRIF & LTI • Tannskade (Gjøa) TRIF

Likestilling Arbeidsmiljø Ved utgangen av året hadde selskapet 256 ansatte. Selskapet registrerer sykefravær i tråd med gjeldende lover og regler. I 2013 var sykefraværet på 2,46 prosent (1,66 prosent i 2012). Selskapet gjennomfører en årlig arbeidsmiljøundersøkelse som

Styret er lydhøre overfor samfunnets forventninger og de juridiske kravene som selskapet forventes å overholde for å fremme likestilling mellom kjønnene og hindre forskjellsbehandling av kvinner og menn. Det gjøres en kontinuerlig innsats for å etterleve disse kravene.

Benoit Mignard Styremedlem

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Utdannet fra Ecole Nationale Supérieure des Mines de Paris. Etter å ha jobbet i EDFs forskningsog utviklingsdivisjon, ble han ansatt i GDF SUEZ-gruppen i 1992. Han har hatt flere forskjellige stillinger innen divisjonene Finance and Gas Trading og Marketing. Han ble utpekt til Executive Vice President and Chief Financial Officer for Global Gas and LNG i januar 2012.

Styreformann i Technip Norge AS og CGGVeritas Services (Norway) AS, samt 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 AS, og fra 1999 til 2000 var han også administrerende direktør i Fina Exploration Norway. Han har økonomisk utdannelse, og er utnevnt til 'Chevalier de la légion d’honneur’.

Ved utgangen av året var 73 av selskapets 256 ansatte kvinner. Ledergruppen består av ti personer, hvorav fire er kvinner. Ett av åtte styremedlemmer er kvinne. Det ble rekruttert 87 nye medarbeidere i 2013. Av disse var 20 kvinner og 67 menn. Blant de nyansatte var en kvinnelig administrerende direktør. All lønn fastsettes uten hensyn til kjønn. Fire ansatte arbeider deltid, og to av disse er menn. Det er ingen forskjell i arbeidstidsbestemmelsene for kvinner og menn.

Diskriminering Målet i diskrimineringsloven er å fremme likestilling, sikre like muligheter og likerett, og forhindre diskriminering på bakgrunn av etnisitet, nasjonalitet, opphav, hudfarge, språk, religion og tro. Selskapet arbeider aktivt, besluttsomt og systematisk for å etterleve lovens intensjon innen egen virksomhet. Aktivitetene omfatter rekruttering, lønns- og arbeidsforhold, 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 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 Gjøa-feltet Gjøa-feltet er bygget ut med tanke på å skape så liten miljøpåvirkning som mulig. Elektrisitet fra land er den viktigste kraftkilden for Gjøa-innretningen, og gasseksportkompressoren drives av en «single-fuel»turbin med lavt NOx-utslipp. Det er også installert en gjenvinningsenhet for spillvarme. Stengt fakkel under regulær drift bidrar også til å redusere miljøpåvirkningen. Utslipp til luft og sjø fra driften på Gjøa lå innenfor utslippstillatelsen, og rapporteres til miljømyndighetene i samsvar med gjeldende forskrifter. 92 prosent av kjemikaliene som ble sluppet ut til sjø, var grønne kjemikalier som ikke forventes å ha noen påvirkning på miljøet. Selskapet legger vekt på bruk av miljøvennlige kjemikalier. Det ble sluppet ut 95 tonn gule kjemikalier som

det var innvilget tillatelse til. Det var to små utilsiktede utslipp til sjø i 2013, og begge var kjemikalieutslipp. Gjøa-feltet genererte 68 tonn normalt avfall og 467 tonn farlig avfall i 2013. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var: Fakling 1,1 mill Sm3 Brenngassforbruk 51 mill Sm3 Dieselforbruk 127 tonn CO2-utslipp 121 400 tonn NOx-utslipp 81 tonn Leteboring I oktober og november 2013 boret selskapet letebrønnen 35/9-9 P-8 i PL153 Gjøa med boreriggen Transocean Barents. Det oppsto ingen utilsiktede utslipp under operasjon. Brønnen ble boret ved hjelp av vannbasert boreslam. Totalt 2 662 tonn vannbasert slam ble sluppet ut til sjø, og 40 tonn slam ble transportert til land for avfallshåndtering. Dessuten ble 1 353 tonn borekaks sluppet ut til sjø under boringen. Totalt ble 1 621 tonn grønne og 59 tonn gule kjemikalier, definert etter Miljødirektoratets kategorisering, sluppet ut i sjøen. Det var ingen utslipp av kjemikalier i kategoriene rød eller svart, noe som er i

samsvar med Miljødirektoratets mål om null utslipp. Leteboring av brønn 35/9-9 genererte 40 tonn normalt avfall og 1 039 tonn farlig avfall i 2013. 975 tonn av det farlige avfallet var slopp sendt til land for avfallshåndtering. Utslippskilden under boringen av brønn 35/9-9 var dieselforbrenning for energiproduksjon. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var: Dieselforbruk CO2-utslipp NOx-utslipp

1 925 tonn 6 101 tonn 88 tonn

Selskapet er medlem av NOxfondet. Gjennom innbetalinger til NOx-fondet bidrar GDF SUEZ til tiltak for å redusere NOxutslipp i industrien.

Finansmarked, kreditt og likviditetsrisiko Per 31. desember 2013 var kortsiktig og annen langsiktig gjeld henholdsvis NOK 5 367 millioner og NOK 16 753 millioner. Selskapets økonomiske stilling er god. Den økonomiske situasjonen vil alltid bli påvirket av svingninger i prisen på råolje og gass, og

Didier Holleaux Styremedlem

Terje Overvik 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.

Doktorgrad fra NTNU. Han arbeidet for Statoil i 23 år, bl.a. som plattformsjef på Statfjord, direktør for Statfjord drift, konserndirektør for teknologi og forskning, og til slutt som konserndirektør for Leting og produksjon Norge. I 2007 begynte han i GDF SUEZ E&P Norge som administrerende direktør, og i desember 2011 ble han forfremmet til Vice President, Regional Division i GDF SUEZ E&P International.

Året 2013 Styrets beretning

valutakurser. Selskapets lån er angitt i norske kroner med en flytende rentesats. Selskapets fortjeneste og økonomiske stilling vil dermed bli påvirket av endringer i rentemarkedet. For å kunne styre risikoen i råvareprisene har selskapet retningslinjer for inngåelse av derivatkontrakter. Selskapet inngår råvarebaserte derivatkontrakter som innebærer markedsbytte for olje- og gassprodukter for å redusere eksponeringen. Selskapets sterke økonomiske stilling betyr at det vil kunne tåle reduserte oljepriser og svingninger i valutakursene i en lengre periode. Selskapet anser sin kredittrisiko som lav ettersom mesteparten av salget er til selskaper innen GDF SUEZ-gruppen (Konsernet) og til andre større konsern. Selskapet har ikke realisert tap på fordringer i foregående år. Den samlede eksponeringen i forbindelse med valuta, renter og prissvingninger overvåkes og vurderes av konsernet som et ledd i den samlede vurderingen av konsernets totale eksponering. Eventuelle tiltak iverksettes på konsernnivå i samsvar med gjeldende konsernprosedyrer. Totalkapitalrentabiliteten før

skatt (Driftsresultat/Sum Eiendeler) i 2013 var 25 prosent, sammenlignet med 25 prosent i 2012. Totalkapitalrentabiliteten etter skatt var seks prosent i 2013, sammenlignet med sju prosent i 2012. Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger. Den 10. mai 2013 signerte GDF SUEZ E&P Norge (“EPN”) en Sale- and Purchase Agreement (“SPA”) med Core Energy for en 12 % eierandel i Njord- og Noatun-lisensene og for en tredjedel av Selskapets interesse i Polarled/ Kristin rørledningssystemet. Samme dag betalte Core til EPN 13,5 MUSD som depositum (“Depositum”). Alle betingelser forut for oppfyllelse / Conditions Precedent (CP) måtte oppfylles innen 1. november 2013, inkludert to CP knyttet til å oppnå godkjenning fra Olje- og Energidepartementet (“OED”) og Finansdepartementet. Etter en presentasjon av integritetsutfordringene knyttet til Njord A-plattformen (“Plattformen”) fremlagt av Njords operatør Statoil 19.

august 2013, hevdet Core å ha vanskeligheter med å oppnå forsikringsdekning for deres andel i Plattformen. OED godkjente partenes overdragelse på betingelse av at Core fikk egnet forsikring for Plattformen innen 20. november 2013. Den 22. november 2013 varslet Core EPN om terminering av SPA, idet selskapet hevdet å ikke være i stand til å møte OEDs krav om egnet forsikring av Plattformen og at Longstop Date (“Longstop Date”) og 20. november hadde passert uten at partene hadde vært i stand til å fullføre transaksjonen. Core ba også om tilbakebetaling av Depositum, inkludert renter. EPI og EPN har igangsatt en voldgiftssak i henhold til SPA for å søke erstatning (størrelsesorden skal fastsettes) fra Core. Voldgiftsdomstolen er satt og høringer vil finne sted i Oslo i tre påfølgende uker fra andre uken i januar 2015.

Økonomiske aspekter Selskapet produserte 25,5 millioner foe i 2013. Det er på samme nivå som i 2012. Totalt salg i 2013 utgjorde 24,3 millioner foe, noe som ga samlede inntekter på NOK 11 075 millioner.

Av de totalt 24,3 millioner solgte foe, bestod 7,9 millioner fat av råolje og kondensat. Inntekter fra salg av råolje og kondensat var på NOK 5 079 millioner, sammenlignet med NOK 6 193 millioner i 2012. Selskapet solgte 1,8 milliarder Sm3 gass, inkludert LNG fra Snøhvit i 2013. Inntekter fra gass og LNG utgjorde NOK 4 299 millioner, sammenlignet med NOK 3 861 millioner i 2012. Salgsinntekter fra NGL- og LPG-miks utgjorde NOK 1 667 millioner i 2013, sammenlignet med NOK 1 653 millioner i 2012. Totalt 3,6 millioner foe av disse produktene ble solgt i 2013, en nedgang fra 4,3 millioner foe solgt i 2012. I 2013 utgjorde netto kontantstrøm fra driften NOK 5 110 millioner, sammenlignet med NOK 6 104 millioner i 2012. Investeringene i 2013 beløp seg til NOK 2 352 millioner, sammenlignet med NOK 2 800 millioner i 2012. Mesteparten av investeringene ble gjort i den pågående utbyggingen av Gudrun- og H-Nord-feltene, ferdigstilling av Hyme-utbyggingen, produksjonsboring på Vega-enheten og vedlikehold på Njord-feltet.

Rob Buchan Styremedlem

Gerhard V. Sund Styremedlem

Utdannet fra Aberdeen University og Robert Gordon University. Han har arbeidet i Gruppen siden 2008, og har hatt stillinger innen driftsstyring både i datterselskaper og ved hovedkontoret. Siden mai 2013 har han hatt stillingen som direktør i Aberdeen for GDF SUEZ E&P UK Ltd.

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

Ved utgangen av 2013 var selskapets langsiktige gjeld til andre konsernselskaper NOK 5 067 millioner, sammenlignet med 6 567 millioner ved utgangen av 2012. Nedgangen i langsiktig gjeld skyldes delvis tilbakebetaling av prosjektlånet for Gjøa ved utgangen av 2012. Selskapets nettoinntekt for 2013 var NOK 265 millioner høyere enn i 2012. Resultatet før skatt i 2013 ble NOK 6 126 millioner, sammenlignet med NOK 5 719 millioner i 2012. Etter fratrekk av NOK 3 999 millioner i skatt og NOK 571

millioner i utsatt skatt, utgjorde nettoinntekten NOK 1 556 millioner, sammenlignet med NOK 1 291 millioner i 2012. Regnskapet er utarbeidet under forutsetning av fortsatt drift. Styret bekrefter grunnlaget for dette i samsvar med § 3-3 i Regnskapsloven. Styret kjenner ikke til noen forhold av betydning som vil kunne påvirke selskapets resultat og økonomiske stilling per 31. desember 2013, og som ikke fremkommer av regnskapet. Det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS

hadde ingen inntekter i 2013, og hadde kostnader på NOK 128 millioner. Selskapet har gitt datterselskapet et konsernbidrag på NOK 128 millioner. Verdien av aksjer i GDF SUEZ E&P Greenland AS tilsvarer de midlene som ble tilført selskapet, NOK 431 millioner. Fordeling av nettoinntekt Styret kjenner ikke til noe av betydning for vurderingen av selskapets stilling som ikke fremkommer av regnskapene, og anbefaler følgende fordeling av nettoinntekten:

Nettoresultat 2013 NOK 1 556 388 342 Fra tilbakeholdt overskudd NOK 141 611 658 Utbytte NOK 1 698 000 000 Dersom generalforsamlingen følger styrets anbefaling når det gjelder fordeling av utbytte, vil samlet egenkapital etter fordeling av utbytte være NOK 2 297 millioner, noe som gir en egenkapitalandel på 9,4 prosent.

31. DESEMBER 2013 / 3. APRIL 2014

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder

Didier Holleaux Styremedlem

Benoit Mignard Styremedlem

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Terje Overvik Styremedlem

Rob Buchan Styremedlem

Gerhard Våland Sund Styremedlem Ansattes representant

Elin Sigrid Witsø Styremedlem Ansattes representant

Maria Moræus Hanssen Administrerende direktør

Elin Sigrid Witsø Styremedlem Hun har en Mastergrad i Mechanical Engineering fra NTNU og 24 års bred erfaring i E&P-virksomheter, inkludert ingeniørarbeid og HMSledelse. Hun har tidligere arbeidserfaring fra Kværner og Petroleumstilsynet. Hun begynte i GDF SUEZ i 2009 og har nå stillingen som Leader HSE Operations.

Året 2013 Årsregnskap

Resultatregnskap Note

2013

2012

3, 5

11 000 386 039

11 760 920 733

75 029 461

71 551 162

11 075 415 500

11 832 471 895

1 853 729 720

1 870 920 805

454 571 795

282 285 919

DRIFTSINNTEKTER Salg av olje og gass Transportinntekter Sum driftsinntekter DRIFTSKOSTNADER Operasjonelle kostnader Letekostnader Lønnskostnader Avskrivninger

6, 7

73 278 887

54 247 327

2 447 810 698

3 453 275 247

25 636 285

105 790 294

98 378 992

4 935 181 395

5 784 744 575

6 140 234 105

6 047 727 320

Nedskrivninger Andre driftskostnader Sum driftskostnader Driftsresultat

FINANSINNTEKTER OG FINANSKOSTNADER Renteinntekter Renteinntekter fra foretak i samme konsern

Agio (-disagio) Rentekostnader til foretak i samme konsern

639 676

1 719 572

20 877 745

20 503 927

143 254 928

-128 686 444

151 955 293

219 318 021

Annen rentekostnad

27 063 401

2 962 405

Netto finanskostnader

14 246 345

328 743 371

6 125 987 760

5 718 983 948

4 569 599 418

4 427 846 043

1 556 388 342

1 291 137 905

1 698 000 000

1 214 353 000

Resultat før skattekostnad

Skattekostnad

Årsresultat

Overføringer og disponeringer: Foreslått utbytte Overføringer annen egenkapital Sum

-141 611 658

76 784 905

1 556 388 342

1 291 137 905

Balanse Note

2013

2012

21 668 913 851

21 482 618 208

431 039 440

303 157 775

EIENDELER ANLEGGSMIDLER

Varige driftsmidler Produksjonsanlegg, anlegg under utbygging m.m. Finansielle anleggsmidler Aksjer i datterselskap Andre finansielle investeringer Sum anleggsmidler OMLØPSMIDLER Reservedeler og boreutstyr

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

11 4

Sum eiendeler

188 000

22 100 141 291

21 785 963 983

48 105 974

42 669 837

120 137 312

68 654 767

108 539 851

328 242 147

1 671 452 019

1 521 182 671

1 900 129 182

1 918 079 586

369 225 513

453 934 869

2 317 460 668

2 414 684 291

24 417 601 959

24 200 648 275

EGENKAPITAL OG GJELD EGENKAPITAL

Innskutt egenkapital Aksjekapital Overkursfond Sum innskutt egenkapital Opptjent egenkapital Annen egenkapital Sum egenkapital GJELD Avsetning for forpliktelser Pensjonsforpliktelse Utsatt skatt Finansielle instrumenter Andre forpliktelser Sum avsetning for forpliktelser

Annen langsiktig gjeld Langsiktig lån fra konsernselskap Sum langsiktig gjeld Kortsiktig gjeld Leverandørgjeld Skyldige offentlige avgifter Gjeld til operatør Avsatt utbytte Betalbar skatt Finansielle instrumenter Annen kortsiktig gjeld Sum kortsiktig gjeld Sum gjeld Sum egenkapital og gjeld 58

14, 15

141 500 000

1 273 500 000

1 415 000 000

881 740 634

1 005 890 495

2 296 740 634

2 420 890 495

3, 14

107 131 490

143 366 264

7 966 952 706

7 385 815 694

3 484 440

3 612 397 286

3 239 284 021

11 686 481 482

10 771 950 418

5 067 000 000

6 566 999 999

16 753 481 482

17 338 950 417

109 578 906

841 385

69 804 810

29 047 647

1 049 002 454

1 001 712 657

1 698 000 000

1 214 353 000

2 333 909 745

1 946 653 312

1 901 370

5 700 560

105 182 558

242 498 802

5 367 379 843

4 440 807 363

22 120 861 325

21 779 757 780

24 417 601 959

24 200 648 275

Året 2013 Årsregnskap

Kontantstrømoppstilling 2013

Resultat før skattekostnad

2012

6 125 987 760

5 718 983 948

-3 629 205 190

-2 678 062 469

2 535 786 227

3 572 079 908

Endring i kundefordringer og fordringer til operatør

168 219 752

512 170 082

Endring i leverandørgjeld og gjeld til operatør

156 027 318

-60 251 516

Utbetaling av terminskatt Avskrivninger, nedskrivninger og nåverdiendring

Forskjeller mellom kostnadsført pensjon og inn-/utbetalinger i pensjonsordninger Endring i andre tidsavgrensninger Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter

Utbetalinger ved kjøp/tilvirkning av varige driftsmidler Aksjer i datterselskap

20 504 435

18 401 363

-267 801 567

-979 795 455

5 109 518 735

6 103 525 861

-2 351 993 428

-2 800 239 445

-127 881 665

-232 779 056

Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter

-2 479 875 093

-3 033 018 500

Nedbetalt gjeld

-1 499 999 999

-1 800 000 000

Utbytte

-1 214 353 000

-1 053 750 500

Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter

-2 714 352 999

-2 853 750 500

Netto endring av kontanter og kontantekvivalenter

-84 709 356

216 756 861

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse

453 934 869

237 178 008

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt

369 225 513

453 934 869

Noter 01 Regnskapsprinsipper gevinst/tap hos selger og mot eiendelen hos Årsregnskapet er satt opp i samsvar med den Produksjonsanlegg blir avskrevet etter salgsenhetsmetoden. Etter denne metoden beregnes kjøper, idet oppgjøret (etter reduksjon for skatt) norske regnskapslovens bestemmelser og årets avskrivninger som forholdet mellom årets anses som en del av vederlaget i transaksjonen. norsk god regnskapsskikk. solgte volum og totalt sikre utvinnbare reserver Fra og med gjennomføringsdato inkluderes inn tekter og kostnader i resultatet hos kjøper. Inntekter. Inntektsføring av salg av råolje og med eksisterende anlegg. Skattemessig vil kjøper medta til beskatning gass skjer etter salgsmetoden. For råolje er Øvrige varige driftsmidler balanseføres og netto kontantstrøm (Pro&Contra) og eventuelt leveringspunktet ved lastebøye på feltet eller avskrives lineært over driftsmidlets forventede øvrige inntekter og kostnader fra og med effektiv ved utskipning fra terminal. For gass skjer dato. levering ved gassmottaksterminalen på land. levetid. Direkte vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under driftskostnader, Det gjøres ikke avsetning for utsatt skatt Kostnader. Utgifter resultatføres etter sammens påkostninger eller forbedringer tillegges knyttet til erverv av lisenser som er definert som menstillingsprinsippet, dvs. enten sammenstilt driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med kjøp av eiendeler. med tilhørende inntekt eller som en periodedriftsmidlet. kostnad. Farm-in avtaler. Farm-in avtaler blir vanligvis Datterselskap. Datterselskapet og tilknyt inngått i lete- og utbyggingsfasen og kjennetegnes Estimater. Utarbeidelse av regnskapet etter tede selskaper vurderes etter kostmetoden i ved at selger avstår fra fremtidige økonomiske god regnskapsskikk krever at selskapets ledelse selskapsregnskapet. Investeringen er vurdert fordeler, i form av reserver, i bytte for reduserte gjør estimater og tar forutsetninger som har til anskaffelseskost for aksjene med mindre fremtidige finansieringsforpliktelser. Et eksempel innvirkning på verdien av eiendeler og forpliktelser nedskrivning har vært nødvendig. Det er ikke kan være at en lisensandel overtas mot dekking i balansen samt periodisering av kostnader, utarbeidet et konsernregnskap da konsernet av selgers andel av utgiftene relatert til boring av inklusive avskrivninger. De endelige beløpene er inkludert i det franske morselskapets konen brønn. I letefasen bokfører selskapet normalt som realiseres vil kunne avvike fra estimatene. sernregnskap. farm-in avtaler basert på historisk kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle. I utbyggingsfasen Klassifisering og vurdering av Eierandeler i felles kontrollert virksomhet. derimot bokføres farm-in avtaler som anskaffelser balanseposter. Omløpsmidler og kortsiktig Selskapets lisensandeler på den norske kontinen- til virkelig verdi når selskapet er kjøper, og som salg talsokkelen er inkludert i resultatregnskapet og gjeld omfatter poster som forfaller til betaling til virkelig verdi når selskapet er selger av andel av balansen etter bruttometoden (proporsjonal innen ett år, samt poster som knytter seg til olje- og gasseiendeler. Virkelig verdi bestemmes av konsolidering). varekretsløpet. Øvrige poster er klassifisert de kostnader som det er avtalt at kjøper påtar seg. som anleggsmiddel/langsiktig gjeld. Overdragelse av lisensandeler. Bytte/unitisering. Bytte av eiendeler måles til virkelig verdi av den eiendelen som avstås, med Omløpsmidler vurderes til laveste av anskaffel- Overdragelser av andeler i olje- og gasslisenseskost og virkelig verdi. Kortsiktig gjeld ser på den norske kontinentalsokkelen krever mindre transaksjonen mangler kommersiell substans eller virkelig verdi av verken ervervet eller balanseføres til nominelt beløp på etablerings- godkjenning fra norske myndigheter. I slike tidspunktet. avhendet eiendel er reelt målbar. I letefasen boktransaksjoner er salgsprisen generelt antatt å fører selskapet normalt bytter basert på historisk være på etter skatt basis (etter skatt transaksjon) idet vederlaget ikke er skattepliktig for kost, da virkelig verdi oftest er vanskelig å måle. Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, selger og ikke skattemessig fradragsberettiget men nedskrives til virkelig verdi ved verdifall Reservedeler og boreutstyr. Reservedeler og for kjøper gjennom avskrivninger. som ikke forventes å være forbigående. boreutstyr vurderes til det laveste av kostpris og Langsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp markedsverdi vurdert etter FIFO-prinsippet. Ved oppkjøp av lisenser som gir rettigheter til på etableringstidspunktet. Vesentlige reservedeler blir kapitalisert sammen leting etter og utvinning av petroleum, vurde Valuta. Pengeposter i utenlandsk valuta res det for hvert oppkjøp om kjøpet skal klasmed investeringene. sifiseres som virksomhetssammenslutning omregnes til balansedagens kurs. Forskjell mellom uttatt mengde og andel eller kjøp av eiendel. Som hovedregel vil kjøp av produksjon samt beholdning av Transaksjoner i utenlandsk valuta regnskaps- av enkeltlisenser ikke oppfylle definisjonen av petroleumsprodukter. Forpliktelsen som føres til daglige fastsatte bokføringskurser. virksomhetssammenslutninger, og vil dermed oppstår på grunn av for mye uttatt råolje i forhold Disse kursene bestemmes av markedskursen. behandles som kjøp av enkelteiendeler. til selskapets andel, vurderes til produksjonskost Letekostnader. Utgifter vedrørende geologiske Olje- og gassproduserende lisenser. For eksklusiv avskrivninger. Fordringer som oppstår og geofysiske studier og analyser resultatføres på grunn av for lite uttatt råolje i forhold til olje- og gassproduserende eiendeler, samt selskapets andel, vurderes til laveste verdi av løpende. Kostnader vedrørende boring av letelisenser i utbyggingsfasen, blir anskaffelsesbrønner blir midlertidig balanseført i påvente av kostnaden allokert mellom balanseførte leteut- produksjonskost og salgspris. Verdien av en evaluering av eventuelle funn av olje- og gass- gifter, lisensrettigheter, produksjonsanlegg og beholdningen av petroleumsprodukter som ikke har passert normprispunktet, vurderes reserver (successful efforts metoden). utsatt skatt. til produksjonskost eksklusiv avskrivninger. Kostnader vedrørende tørre/ikke kommersielle I forbindelse med avtale om kjøp/bytte av brønner blir resultatført. Ved funn vil borekost- andeler blir det mellom partene fastsatt et tids- Usikre forpliktelser. Selskapet vil gjennom sin nadene, etter at funnet er satt i produksjon, bli punkt for overtakelse av netto kontantstrøm fra virksomhet være involvert i tvister og krav. avskrevet etter salgsenhetsmetoden, sammen effektiv dato (ofte satt til 01.01. i kalenderåret). Selskapet vil gjøre avsetninger i regnskapet for I perioden mellom effektiv dato og gjennommed øvrige utbyggingskostnader. sannsynlige forpliktelser knyttet til slike uavklarte føringsdato vil selger inkludere den kjøpte andelen forhold basert på selskapets beste estimater. Det antas at verken selskapets økonomiske stilling, Varige driftsmidler. Alle kostnader i forbindelse i selgers regnskap. I henhold til kjøpsavtalen med utbyggingen av olje- og gassfelt blir balanse- skjer det et oppgjør mot selger av netto kontant- driftsresultat eller kontantstrøm vil bli vesentlig ført som en del av produksjonsanlegg og utstyr. strøm fra eiendelen i perioden fra effektiv dato negativt påvirket av utfallene av tvistene. Anskaffelser knyttet til produserende felt balanse- til gjennomføringsdato (Pro&Contra-oppgjør). føres basert på informasjon fra operatører. Pro&Contra-oppgjøret vil bli justert mot

Året 2013 Noter

Fordringer. Kundefordringer og andre fordringer er vurdert til pålydende med fradrag for forventet tap. Nedstengning- og fjerningskostnader. Forpliktelsen regnskapsføres når nedstengingsog 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. Nåverdiendringen på forpliktelsen klassifiseres som driftskostnad i resultatregnskapet. 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.

forventet å være svært effektiv ved at den motvirker endringer i virkelig verdi eller kontantstrømbelastningen mer til et identifisert objekt – sikringseffektiviteten må forventes å være innenfor intervallet 80-125 %, (2) effektiviteten til sikringen kan måles pålitelig, (3) det er etablert tilfredsstillende dokumentasjon ved inngåelse av sikringen som blant annet viser at sikringen er Bokføring av lisenskostnader. effektiv, (4) for kontantstrømssikring, at den Selskapets eget regnskap reflekterer netto kostnader etter videre belastning til partnere på forestående transaksjonen må være sannsynlig, og (5) sikringen evalueres løpende med kvantitalisenser hvor selskapet er operatør. tive analyser og har vist seg å være effektiv. Kontantstrømoppstilling. Kontantstrømsikringer. Den effektive delen av Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet etter endringer i virkelig verdi på et sikringsinstrument den indirekte metode. Kontanter og kontantregnskapsføres mot egenkapitalen. Den ineffektive ekvivalenter omfatter bankinnskudd. delen av sikringsinstrumentet resultatføres løpende. Når et sikringsinstrument utløper eller Leieavtaler. Selskapet har kun operasjonelle leasingkontrakter. selges, avsluttes eller utøves, eller foretaket Kostnaden vedrørende disse resultatføres fort- opphever sikringsforholdet, til tross for at den sikrede transaksjonen fremdeles forventes å løpende. inntreffe, forblir akkumulerte gevinster eller tap på dette tidspunktet i totalresultatet og innregnes Finansielle instrumenter. i resultatregnskapet når transaksjonen inntreffer. Selskapet benytter råvarebaserte derivater Dersom den sikrede transaksjonen ikke lenger bestående av SWAP-kontrakter for olje- og er forventet å inntreffe, resultatføres akkumulerte gass-produkter. urealiserte gevinster eller tap på sikringsinstrumentet umiddelbart. Sikring. Sikringsinstrumenter klassifiseres basert på følgende kriterier: (1) sikringen er

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.

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 Finansielle instrumenter Selskapet inngår råvarebaserte sikringsderivater bestående av SWAP-kontrakter for olje- og gass-produkter. Formålet er å sikre fremtidig pris for olje og gass. SWAP-kontrakter for olje er sikret mot Brent Blend og SWAP-kontrakter for gass er sikret mot NBP- og TTF-priser. For 2013 er det realisert et tap på kr 44 795 856 på SWAP-kontrakter.

2013

2012

Inntekter fra oljesikring Inntekter fra gassikring

-24 507 812 -20 288 044

28 378 812 24 900 088

Total sikringsinntekt

-44 795 856

53 278 900

NOK

Tabellen nedenfor viser en negativ bokført verdi på sikringsporteføljen per 31.12.2013 på kr 1 901 370. Av dette beløpet forfaller kr 3 973 658 i 2014 mot en gevinst på kr 2 072 288 i 2015. Bokført 31.12.2013 Forfall 2014 2015 Cash Flows sikringsforpliktelse Bokført mot egenkapital

MtM ineffektiv del

Gjeld EK

1 901 370 -1 303 829

3 973 658 -2 724 862

-2 072 288 1 421 033

Kostnad

90 541

189 221

-98 680

04 Bank Bundne midler til skattetrekk NOK beløp

31.12.2013

31.12.2012

11 061 720

32 670 596

Selskapet har en ubenyttet kassekreditt på kr 50 000 000 per 31.12.2013.

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

Norge

Frankrike

Olje NGL

517 174

Gass

102 106

Kondensat

346 147 71 551

Gass infrastruktur

2 127 945

Storbrit.

Tyskland

1 036 979

2 127 945

Sum 2012

5 847 277

4 765 592

5 847 277

1 135 794

1 666 966

1 652 968

1 631 198

4 298 830

3 861 250

313 794

346 147

75 029

71 551

-44 796

53 279

11 075 415

11 832 472

2013

2012

308 709 134 47 462 097 59 914 425 30 525 673 446 611 329 373 332 441 73 278 887

242 778 735 299 418 521 39 245 820 39 245 820 46 013 794 25 627 498 54 247 327

248,6

198,0

Sikring olje og gass Totalt

Sum 2013

8 614 269

06 Lønnskostnader m.m.

Lønninger Arbeidsgiveravgift Pensjonskostnader Andre ytelser Sum brutto lønn Allokert til lisenser Sum netto lønn Antall årsverk sysselsatt i regnskapsåret

Administrerende direktør, lønn Denne post er delt på Atle Sonesen og Johannes Finborud. Det er i 2013 mottatt lønn, bonus og annen godtgjørelse med kr 3 445 122. Honorarer til styret Det er i 2013 utbetalt kr 90 000 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 honorar fra Ernst & Young for 2013 er fordelt som følger: NOK

Lovpålagt revisjon Andre attestasjonstjenester Teknisk skattebistand Andre ytelser Totalt

1 470 068 60 000 240 114 209 488 1 979 670

Året 2013 Noter

07 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 pensjons-ytelser. 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 Rentekostnader på opptjente rettigheter Avkastning på pensjonsmidler Netto pensjonskostnad Midler /forpliktelser

2013

2012

56 855 634

44 050 376

3 156 899

4 592 429

-2 629 011

60 012 533

46 013 794

2013

2012

Opptjente pensjonsforpliktelser

276 350 945

187 709 215

Pensjonsmidler

-116 069 629

-82 455 394

Estimatavvik

-53 149 826

38 112 443

Netto pensjonsforpliktelse

107 131 490

143 366 264

2013

2012

Økonomiske forutsetninger: Diskonteringsrente

4,10 %

2,20 %

Forventet lønnsregulering

3,75 %

3,25 %

Forventet pensjonsøkning

0,60 %

0,00 %

Forventet G-regulering

3,50 %

3,00 %

Forventet avkastning på fondsmidler

4,10 %

2,20 %

08 Transaksjoner med nærstående parter Andre opplysn.

Forholdstype

Transaksj. beløp 2013 (NOK)

Transaksj. beløp 2012 (NOK)

GDF SUEZ SA

Morselskap

20 504 000

konsernkonto

Resultat

GDF SUEZ SA

Morselskap

33 409 000

34 814 000

Transport tariff

Resultat

Nærstående parter

Type transaksjon Renter og finansinntekter fra

GDF SUEZ SA GDF SUEZ DEXpro

Morselskap

2 774 217 000

1 660 324 000

Gass-salg

Resultat

Søsterselskap

16 316 000

30 293 000

Driftskostnader, fellesløsning SAP

Resultat

Morselskap

55 467 000

50 798 000

belastet fra hovedkontor

Resultat

Søsterselskap

151 955 000

214 562 000

Rentekostnader, langsiktig lån

Resultat

Driftskostnader, support GDF SUEZ E&P International GDF SUEZ CC Division J

Viderefakturering, lønn GDF SUEZ E&P Greenland AS

Datterselskap

6 940 316

2 545 142

og reiseutgifter

Resultat

GDF SUEZ E&P Greenland AS

Datterselskap

12 989 011

37 065 346

Kortsiktig gjeld til datterselsk. og JV

Balanse

Morselskap

1 214 353 000

1 053 750 500

Utbytte

Balanse

Søsterselskap

7 703 000

14 627 000

Avsetninger, support hovedkontor

Balanse

GDF SUEZ SA

Morselskap

16 209 000

Påløpte inntekter

Balanse

GDF SUEZ Trading

Morselskap

182 089 000

Påløpte inntekter

Balanse

Søsterselskap

1 499 999 999

1 800 000 000

Nedbetaling lån

Balanse

GDF SUEZ E&P International GDF SUEZ DEXpro

GDF SUEZ CC Division J

09 Varige driftsmidler

Anskaffelseskost 01.01.13

Årets tilgang *** Årets avgang ** Reklassifisering Anskaffelseskost 31.12.13 Akk. avskr./Nedskr. 31.12.13 Balanseført verdi 31.12.13 Årets avskrivninger Årets nedskrivninger

Estimert levetid

Produksjonsanlegg

Anlegg under utbygging

Driftsløsøre, inventar

Aktiverte letekostnader

Totalt

26 240 219 189 959 676 668 0 867 046 837 28 066 942 694 12 397 668 243 15 669 274 451 2 372 550 176 0 *

4 572 987 893 1 537 868 367 10 228 915 -737 056 229 5 363 571 116 0 5 363 571 116 0 0

425 687 203 49 214 564 0 0 474 901 767 279 729 560 195 172 208 75 260 522 0 3-8 år

563 659 994 149 211 186 51 635 529 -129 990 608 531 245 044 90 348 967 440 896 077 0 0

31 802 554 279 2 695 970 786 61 864 444 0 34 436 660 621 12 767 746 770 21 668 913 851 2 447 810 698 0

* Avskrives etter salgsenhetsmetoden. ** Balanseførte letebrønner fra tidligere år evaluert som ikke kommersielle funn. Avgang under "Anlegg under utbygging" relaterer seg til Kristin Crossover-prosjektet som er kansellert. *** Inkludert i årets tilgang er kapitaliserte borekostnader for PL248C/090B JUV på kr 20 mill. Brønnen er bekreftet tørr i mars 2014, og vil bli kostnadsført i 2014.

10 Andre avsetninger og forpliktelser Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser Andre langsiktige forpliktelser Andre forpliktelser

2013

2012

3 232 871 087 379 526 198 3 612 397 285

2 853 114 277 386 169 744 3 239 284 021

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. Nåverdiendringen på forpliktelsen er klassifisert som driftskostnad i resultatregnskapet. 2013

2012

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelse 1. januar Tilgang nye fjerningsprosjekter/estimatendring Nåverdiendring Nedstengning- og fjerningsforpliktelser 31. desember

2 853 114 277 291 781 281 87 975 529 3 232 871 087

2 008 916 444 751 029 456 93 168 377 2 853 114 277

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 1. januar Netto tilgang nye prosjekter/estimatendring Avskrivninger Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 31. desember

1 781 201 876 291 781 281 -249 555 992 1 823 427 166

1 288 683 587 751 029 456 -258 511 167 1 781 201 876

Eiendel knyttet til fjerning og nedstengning er inkludert under "Produksjonsanlegg" og "Anlegg under utbygging" i note 9. Boreforpliktelser. Selskapet er forpliktet sammen med lisenspartnerne å delta i boring av brønner i henhold til lisensavtalene.

Kontraktsmessige forpliktelser (i tusen kroner) Forpliktelser inngått

2014

Deretter

Sum

1 340 203

2 314 818

3 655 021

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

Skatt. Det er i regnskapet avsatt for usikre forpliktelser på kr 79 822 045 i skattekostnad. Annen kortsiktig gjeld. Forskuddsbetaling fra Core Energy AS på kr 82,5 mill. (USD 13,5 mill.) er per 31.12.2013 klassifisert som kortsiktig gjeld. Beløpet er mottatt i henhold til "Sale and Purchase Agreement" med Core Energy vedrørende salg av 12 % andel i Njord og Noatun, samt 1/3 del av andelene GDF SUEZ E&P Norge har i Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) og Kristin Gas Export Project (KGEP). Salgsavtalen ble aldri gjennomført, og GDF SUEZ E&P Norge har besluttet å bringe saken inn til voldgift. Størrelsen på erstatningsbeløp er ennå ikke fastsatt.

Året 2013 Noter

11 Mellomværende med konsernselskap Fordringer Konserninterne fordringer Kortsiktig fordring mot morselskapet Renteinntektene Gjeld Lån Rentekostnader

31.12.13

31.12.12

21 363 308 916 465 896 20 877 744

261 550 929 970 662 922 20 503 927

31.12.13

31.12.12

5 067 000 000 151 955 292

6 566 999 999 219 318 020

Selskapet har inngått avtale med morselskapet om finansiering. Lånene er nominert i NOK med flytende rente. Rentekostnader for 2013 utgjør kr 151 955 292 , hvorav kr 0 er kapitalisert.

12 Boreutstyr Varelageret vurderes til det laveste av kostpris og markedsverdi vurdert etter FIFO-prinsippet. Betydelige reservedeler er kapitalisert sammen med investeringene.

2013

2012

48 105 973 48 105 973

42 669 837 42 669 837

2013

2012

Årets skattekostnad fremkommer slik: Endring utsatt skatt før justering av skatterater Utsatt skatteeffekt av endring i skatterater til 27 % og 51 % Betalbar skatt For lite / for mye avsatt skatt tidligere år Netto skattekostnad

582 238 117 -11 749 971 3 928 919 618 70 191 655 4 569 599 418

340 532 147 0 3 903 089 548 184 224 348 4 427 846 043

Årets skattegrunnlag fremkommer slik: Ordinært resultat før skattekostnad Permanente forskjeller Endringer i midlertidige forskjeller Grunnlag i selskapsskatt Begrenset skattefradrag for finanskostnader Inntektsbeskatning for landvirksomhet Friinntekt Grunnlag særskatt

6 125 987 760 95 299 524 -660 240 548 5 561 046 737 -80 204 780 17 806 171 -754 995 065 4 743 653 062

5 718 983 948 147 628 056 336 841 650 6 203 453 655 153 018 822 -8 053 282 -911 440 328 5 436 978 867

Betalbar skatt: Grunnlag selskapsskatt Grunnlag selskapsskatt etter bruk av underskudd fra tidligere år

5 561 046 737 5 561 046 737

6 203 453 655 6 203 453 655

Betalbar skatt – selskapsskatt 28 %

1 557 093 086

1 736 967 023

Grunnlag særskatt Fremførbar friinntekt Grunnlag særskatt etter bruk av underskudd og friinntekt fra tidligere år

4 743 653 062 0 4 743 653 062

5 436 978 867 -1 104 733 817 4 332 245 049

Betalbar skatt – særskatt 50 %

2 371 826 531

2 166 122 525

Boreutstyr Sum varelager

13 Skatt

2013

2012

14 296 809 035 -107 131 490 -4 121 226 10 556 302 -19 707 541 -3 194 096 530 10 982 308 551 -104 369 294 19 707 541 -1 090 335 330 9 807 311 468

13 315 325 648 -143 366 264 3 660 658 13 195 378 0 -2 853 114 277 10 335 701 144 -136 413 069 0 -1 215 907 465 8 983 380 610

2 965 223 309 5 001 728 849 7 966 952 157 -15 827 875

2 893 996 320 4 491 690 305 7 385 686 625 -62 020 457

3 928 919 618

3 903 089 548

Spesifikasjon for grunnlag utsatt skatt Forskjeller som utlignes: Anleggsmidler Netto pensjonsforpliktelser Beholdning av petroleumsprodukter Gevinst- og tapskonto Fremførbart underskudd landvirksomhet Fjerningsforpliktelser Grunnlag selskapsskatt (27 %) * Begrensning i kapitaliserte renter på felt under utbygging Fremførbart underskudd landvirksomhet Fremtidig friinntekt Grunnlag særskatt (51 %) * Utsatt skatt Selskapsskatt (27 %) Særskatt (51 %) Sum utsatt skatt ** Herav bokført mot egenkapitalen Betalbar skatt Betalbar skatt av årets resultat Betalbar skatt av kjøpspris ført mot balansen

17 350 351

Tidligere års justeringer

78 157 752

117 563 763

Betalt forhåndsskatt

-1 690 517 976

-2 073 999 999

Sum betalbar skatt i balansen

2 333 909 745

1 946 653 312

Ordinært resultat før skattekostnad

6 125 987 760

5 718 983 948

Marginal skatt 78 %

4 778 270 453

4 460 807 480

-377 497 533

-455 720 164

Andre permanente forskjeller

118 829 154

146 018 805

Begrenset skattefradrag for finanskostnader

-24 080 502

92 515 574

85 827 817

184 224 348

Avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnad

Friinntekt

For lite / for mye avsatt fra tidligere år Effekt av endring i skatterater, til 27 % og 51 % Årets skattekostnad

-11 749 971

4 569 599 418

4 427 846 043

Underskudd kan kreves trukket fra inntekt i senere år uten tidsbegrensning. *Nye skatterater, 27 % for selskapsskatt og 51 % for petroleumsskatt gjeldende fra 01.01.2014, er innarbeidet i utsatt skatt i balansen per 31.12.2013. **Endring utsatt skatt inkluderer effekt av unitisering H-Nord, hvor utsatt skatt beløp på kr 35 mill. er bokført mot tap/gevinst realisasjon, klassifisert som andre driftskostnader resultatregnskapet.

14 Egenkapital Egenkapital 31.12.2012 Årets resultat Pensjon Sikringsbokføring Avsatt utbytte 2013 Egenkapital 31.12.2013

Aksjekapital

Overkursfond

Annen egenkap.

Sum

141 500 000

1 273 500 000

1 005 890 495

2 420 890 495

1 556 388 342

12 482 626

141 500 000

1 273 500 000

4 979 171

-1 698 000 000

881 740 634

2 296 740 634

Året 2013 Noter

15 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.

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

Selskapets navn

Forretningskontor

Eierandel

Stavanger

100 %

GDF SUEZ E&P Greenland AS

Konsernbidrag. Det er i 2013 avgitt kr 127 881 665 i konsernbidrag til datterselskap.

17 Reserver (urevidert) Basert på tall publisert av Oljedirektoratet, er selskapets andel av gjenværende reserver: Konsesjonsperiode

Olje (millioner Sm3)

Gass (milliarder Sm3)

NGL (millioner Sm3)

Kondensat (millioner Sm3)

10-04-23 09-03-24 09-03-24 01-10-35 08-07-28 09-03-24 17-12-14 31-12-28

0,66 0,80 0,18 0,00 1,44 0,30 0,64 3,63

2,16 0,86 0,00 24,12 7,59 0,67 0,10 2,73

0,92 0,15 0,00 1,39 4,04 0,41 0,04 0,89

0,00 0,00 0,00 2,99 0,00 0,00 0,00 0,00

Njord Fram Fram H-North Snøhvit Gjøa Vega Hyme Gudrun

31. DESEMBER 2013/3. APRIL 2014

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder

Rob Buchan Styremedlem

Didier Holleaux Styremedlem

Benoit Mignard Styremedlem

Elin Sigrid Witsø Styremedlem Ansattes representant

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Gerhard V. Sund Styremedlem Ansattes representant

Terje Overvik Styremedlem

Maria Moræus Hanssen Administrerende direktør

Revisors beretning

Ă&#x2026;ret 2013 Revisors beretning

GDF SUEZ E&P Leting og produksjon

6 5

GDF SUEZ E&P Leting og produksjon er en viktig aktivitet i GDF SUEZ-gruppens strategiske integrasjon gjennom hele verdikjeden for naturgass. GDF SUEZ E&Ps oppgave bygger på tre grunnpilarer:

• Utnytte selskapets stilling i Europa til å maksimere verdien av aktiva gjennom inngående kunnskap om området, sterk tilstedeværelse, 1 leteportefølje og kostnader. • Støtte GDF SUEZ i Gruppens utvikling av soner med sterk vekst ved å fremme synergier med øvrige konsernenheter, spesielt gjennom integrerte prosjekter innen LNG eller kraftproduksjon. • Gjennomføre aktiviteter innenfor et bærekraftig utviklingsperspektiv ved å styrke resultatene innen helse, miljø og sikkerhet, og bidra til å redusere CO2-utslipp, samtidig som de etiske retningslinjene følges.

1 5 Reserves (proven 4 + probable)

NORGE (39 %)

AFRIKA (20 %)

TYSKLAND (13 %)

NEDERLAND (11 %)

ANDRE (10 %)

STORBRITANNIA (7 %)

Production Areas Produksjonsområder Naturgass og olje. Geografisk fordeling. TOTAL PRODUKSJON 2013: 51,9 MILLIONER FOE.

NORGE (47 %)

NEDERLAND (31 %)

TYSKLAND (15 %)

AFRIKA (4 %)

STORBRITANNIA (3 %)

Production Areas 8

Tyskland

Storbritannia

Nederland

Gruppen startet sin lete- og produksjonsvirksomhet i 1994 med overtakelsen av Erdöl-Erdgas Gommern GmbH (EEG). I 2003 kjøpte virksomheten landbaserte felt i Tyskland som var eid av Preussag Energie GmbH (PEG). EEG fusjonerte med PEG i 2007 og ble innlemmet i dette selskapet. Enheten som oppsto etter denne fusjonen, heter nå GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH. Med sine 586 ansatte står det Lingenbaserte selskapet i dag for rundt 17 prosent av den innenlandske oljeproduksjonen og ti prosent av 3 gassproduksjonen. Den samlede produksjonen var på rundt 7,94 Mfoe i 2013. GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH har andeler i 74 landbaserte naturgass- og oljefelt i Tyskland, hvorav 43 opereres av selskapet. I tillegg har selskapet en rekke lovende letelisenser i øvre Rhindalen.

GDF SUEZ E&P UK er raskt i ferd med å bli et av de ledende operatørselskapene innen leting og produksjon på britisk sokkel. Selskapet fokuserer på tre kjerneområder – den sørlige delen av Nordsjøen (SNS), den sentrale delen av Nordsjøen (CNS) og vest for Shetlandsøyene. Selskapet har en omfattende portefølje på mer enn 1 50 lisenser – 20 som operatør*. Cygnus, Orca og Juliet i SNS er de viktigste opererte utbyggingene. Cygnus er det største gassfunnet i SNS det siste 25 årene, med brutto 2P-reserver på rundt 18 milliarder kubikkmeter. Første gass forventes ved11 utgangen av 2015. Første gass ble kunngjort 10 fra Orca i desember 2013 og på 9 2014. Datterselskapet har også en Juliet i januar Balanced sales portfolio 8 portefølje voksende av funn og leteprosjekter. I oktober 2013 gikk GDF SUEZ E&P inn på det 7 britiske landmarkedet da selskapet overtok 25 6 prosent andel i 13 lisenser i Cheshire og East 5 Midlands. Selskapet har mer enn 300 ansatte 1 ved kontorene i London og Aberdeen.

*Ifølge DECC-regler. 4 72

ves (proven + probable)

TOTALE RESERVER 2013: 3 799 MILLIONER FOE.

Det strategiske partnerskapet mellom GDF SUEZ (70 prosent) og China Investment Corporation 2 (30 prosent) styrker vår økonomiske stilling og gir E&P-teamene nye muligheter.

Reserver (påviste og sannsynlige)4 Naturgass og olje. Geografisk fordeling.

7 6

5 GDF SUEZ E&P Nederland B.V. er den største offshore gassprodusenten på den nederlandske kontinentalsokkelen (DCS). Selskapet gjør 4 modne området fremdeles nye, store funn i dette takket være et omfattende boreprogram. Selskapet opererer for tiden mer enn 30 produksjonsplattformer, og spiller en viktig3rolle i energiforsyningen til Nederland og flere andre land. GDF SUEZ E&P Nederland B.V. er også ledende innen infrastrukturen for transport på DCS som operatør av Noordgastransport B.V. og NOGAT B.V. Begge selskapene eier offshore rørledningssystemer og prosessanlegg, og transporterer og prosesserer gass både fra Long term gas supply GDF SUEZ E&P Nederland og andre produsenter på nederlandsk, britisk, dansk og tysk kontinentalsokkel. GDF SUEZ E&P Nederland B.V. jobber kontinuerlig med forbedringer innen sikkerhet, prosesser og teknologi.

Snøhvit

Njord

MALAYSIA Gjøa Fram Gudrun Cygnus STORBRITANNIA

Juliet

NORGE

GRØNLAND

INDONESIA

Orca Amstel

TYSKLAND

Altmark Offshore Tyskland Onshore Tyskland

NEDERLAND

BRASIL

Römerberg

AUSTRALIA ASERBAJDSJAN

Absheron West Burullus

ALGERIE

Touat Sud-Est Ilizi

LIBYA

Onshore Libya

Offshore Mauritania

EGYPT

Alam El Shawish West

Ashrafi Wadi Dib & East Wadi Dib

Offshore Qatar QATAR

MAURITANIA

Øvrige regioner GDF SUEZ er også representert i Algerie, Elfenbenskysten, Mauritania, Libya, Aserbajdsjan, USA, Qatar, Australia, Indonesia, Frankrike, Brasil, Malaysia og Grønland.

Egypt Gruppen gikk inn i Egypt i 2001 i og med overtakelsen av en andel på 20 prosent i den nordvestre Damietta-blokken. Denne andelen ble senere redusert til ti prosent. Lisensen ble levert tilbake i 2012. I 2005 ble GDF SUEZ tildelt West El Burullus-lisensen i Nildeltaet. Som operatørselskap med en andel på 50 prosent, har GDF SUEZ gjort to gassfunn, og man planlegger nå for produksjonsoppstart. I 2007 ble gruppen oljeprodusent med en andel på 45 prosent i Alam El Shawish West-lisensen. Deltakelsen ble redusert til 25 prosent i 2010. Etter at gassproduksjonen startet i 2010, ble det vedtatt en ny utbyggingsfase i 2011 for å øke gassproduksjonen innen 2014. For å kunne bygge ut ytterligere, ble det opprettet et fullt utviklet datterselskap i 2009. I 2010 fullførte gruppen oppkjøpet fra Eni av en andel på 50 prosent i det oljeproduserende feltet Ashrafi som ligger offshore i Suez-gulfen. I 2013 ble GDF SUEZ tildelt landlisensen for Wadi Dib & East Wadi Dib som 100 prosent operatør. Området ligger i den østlige delen av ørkenen sør for Suez-gulfen.

• Algerie: GDF SUEZ har vært operatør i Touatlisensen sør i Algerie sammen med SONATRACH siden 2002. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2009. De anslåtte 2P-reservene beløper seg til 68,5 milliarder m3 naturgass og 8,5 millioner fat kondensat. På faseplatå bør produksjonen nå 4,5 milliarder m3 per år. Boringen av den første produksjonsbrønnen startet i juli 2012. I august 2013 undertegnet Groupement TouatGaz, et partnerprosjekt mellom SONATRACH og GDF SUEZ som er operatør av Touat-gassfeltet, en EPCC-kontrakt (prosjektering, innkjøp, bygging og idriftsetting) med det spanske selskapet Técnicas Reunidas for utbyggingen av Touat-feltet. GDF SUEZ er også partner i Sud-Est Illizilisensen, der det ble funnet naturgass i 2013. • Mauritania: GDF SUEZ eier en andel på 12,85 prosent i en offshoreblokk (Blokk 7). Boringen av en letebrønn i denne blokken startet i 2013. • Elfenbenskysten: I 2013 undertegnet GDF SUEZ en salgsavtale med Gasol for selskapets eneste felt. • Libya: GDF SUEZ eier 20 prosent av en lisens som omfatter tre blokker på land. I 2013 ble GDF SUEZ operatør av lisensen sammen med libyske investeringsmyndigheter (LIA, 45 prosent) og Repsol (35 prosent) (må bekreftes av libyske myndigheter). • De forente stater: Den siste utvinningstillatelsen som GDF SUEZ eier i Mexico-gulfen, avsluttes nå. • Aserbajdsjan: GDF SUEZ har en eierandel på 20 prosent i offshoreblokken Absheron i Kaspihavet. I 2012 bekreftet boringen av et sidesteg mot nord i strukturen meget lovende resultater.

•

Ressurspotensialet ligger på mellom 150 og 300 milliarder m3 gass med kondensater. Qatar: GDF SUEZ er operatør av offshoreblokk 4 (60 prosent) sammen med partneren Petrochina (40 prosent). I 2013 ble den andre letebrønnen boret i Pre-Khuff-formasjonen. Resultatene er under vurdering. Australia: GDF SUEZ har en eierandel på 60 prosent i hver av de tre offshore gassfeltene (Petrel, Tern og Frigate) som ligger i Bonapartebassenget i Australia. Prosjektet er nå i konseptdefinisjonsfasen, og bør nå FEED-fasen i 2015. Indonesia: GDF SUEZ har to lisenser i havet utenfor East Kalimantan: Muara Bakau PSC (45 prosent) og North Ganal PSC (10 prosent). GDF SUEZ og Eni (operatør) har innlevert en utbyggingsplan for Jangkrik-feltet (Muara Bakau), og denne planen ble godkjent i 2013. Utbyggingen av feltet pågår nå, og forventet produksjonsstart er i 2017. Grønland: GDF SUEZ har en 30 prosent andel i to offshore letelisenser i blokkene 5 og 8 i Baffinbukta. Brasil: GDF SUEZ undertegnet i 2013 en kjøpsavtale ("Asset Purchase Agreement" (APA)) med Vale S.A. om overtakelse av deres partnerandel på 20 prosent i to gassleteblokker i Parnaiba-bassenget på land. Dette ligger i den nordvestre delen av Brasil. Gruppen vant også seks blokker i Recôncavo-bassenget (i delstaten Bahia) som samarbeidspartner med Petrobras. Petrobras er operatør, og GDF SUEZ får en deltakerandel på 25 prosent i hver blokk. Malaysia: GDF SUEZ er partner i to blokker: Blokk 2F ligger offshore Sarawak-regionen nordvest for Borneo, rundt 300-400 km utenfor kysten av Malaysia. GDF SUEZ har en andel på 20 prosent i blokken. Blokk 3F ligger utenfor Sarawak-provinsen og GDF SUEZ har en andel på 20 prosent i blokken.

GDF SUEZ-gruppen Virksomhet over hele verden

1 334 TWH (1)

NORGE (27 %)

STORBRITANNIA (3 %)

RUSSLAND (17 %)

EGYPT (3 %)

ALGERIE (12 %)

TRINIDAD & TOBAGO (3 %)

NEDERLAND (11 %)

LIBYA (3 %)

YEMEN (9 %)

10 ANDRE (3 %)

411

1 334 TWH (1)

KORTSIKTIGE KONTRAKTER

11 USPESIFISERT (8 %)

10 8

603

603 LANGSIKTIGE

701

127

243

242

EGENPRODUKSJON

UREGULERTE MARKEDER (storkunder, uregulert sluttbrukermarked)

TREDJEPARTS 1

STRØMPRODUKSJON Kortsiktig salg til gasskraftverk

KONTRAKTER 4

4 3

Langsiktig salg til gasskraftverk

REGULERTE MARKEDER 259

259 ANDRE

Salg av naturgass

(Regulerte franske og europeiske sluttbrukermarkeder) ANDRE

Naturgassportefølje

Long term Long gasterm supply gas supply

GDF SUEZ-gruppen GDF SUEZ bygger opp sine virksomheter (elektrisitet, naturgass og energitjenester) rundt en modell basert på ansvarlig vekst for å takle dagens store energi- og miljøutfordringer: dekke energibehov, sikre forsyninger, bekjempe klimaendringer og utnytte ressursene maksimalt. Gruppen leverer meget effektive og innovative løsninger til privatpersoner, byer og virksomheter ved å satse på mange forskjellige gassforsyningskilder, fleksibel kraftproduksjon med lavt utslipp, samt unik kompetanse innen fire nøkkelsektorer: selvstendig kraftproduksjon, flytende naturgass, fornybar energi og energieffektive tjenester. GDF SUEZ har 147 200 ansatte over hele verden, og hadde en inntekt på € 81,3 milliarder i 2013. Gruppen er børsnotert i Paris, Brussel og Luxemburg, og er representert i de viktigste internasjonale indekser; CAC 40, BEL 20, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe og Euronext Vigeo (World 120, Eurozone 120, Europa 120 og France 20). GDF SUEZ er også hovedaksjonær i SUEZ ENVIRONNEMENT, som leverer ekspertise innen vann- og avfallshåndtering.

(1) Gruppens andel

Foto Jan Inge Haga Anne Lise Norheim Statoil GDF SUEZ Shell Songa Offshore Nikolaj Lund Kjell Helle-Olsen Bente Brinchmann David E. Antonsen Øyvind Hjelmen Jørn Steen Fotograf Eidsmo Egil Aardal

Byrå procontra Papir MultiArt® Silk 150 / 250 g Opplag 1000 (eng) + 600 (nor) Trykk Spesialtrykk

NORD-AMERIKA:

EUROPA:

2.600 € 4,2

133.400 € 65,8

13,3 0,1

49,3 1,6

ANSATTE

MILLIARDER INNTEKTER 2013

GW INSTALLERT

GW UNDER OPPBYGGING

SØR-AMERIKA:

4.600 € 3,8 ANSATTE

AFRIKA:

MILLIARDER INNTEKTER 2013

ANSATTE

13 3,9

GW INSTALLERT

MILLIARDER INNTEKTER 2013

GW UNDER OPPBYGGING

100 € 0,2 1,4

Nøkkeltall for gruppen

Elektrisitet

Naturgass

• 147 200 ansatte over hele verden – hvorav 59 700 innen elektrisitet og naturgass og 87 500 innen energitjenester • Inntekt på € 81,3 milliarder i 2013 • Representert i nesten 70 land • Investeringer på €13,5 milliarder i tidsrommet 2014–2016 • 800 forskere og eksperter ved sju FoU-sentre

• Største selvstendige kraftprodusent (IPP) i verden • Størst i verden innen kraftproduksjon utenom kjernekraft • Største selvstendige kraftprodusent (IPP) i landene rundt Persiabukta, i Brasil og Thailand • 113,7 GW installert kraftproduksjonskapasitet • 10 GW kraftproduksjonskapasitet under bygging • 17 GW installert kraftproduksjonskapasitet innen fornybar energi

• En forsyningsportefølje på 1 334 TWt • Nest største kjøper av naturgass i Europa • Størst innen naturgasstransport og fordelingsnettverk i Europa • Største leverandør av lagringskapasitet i Europa • 382 lete- og/eller utvinningslisenser i 18 land • 799 Mfoe påviste og sannsynlige reserver

ASIA & STILLEHAVET:

6.500 € 7,3

Total omsetning, antall ansatte og kapasitet per region: INNTEKTER: € 81,3 mrd

ANSATTE

ANSATTE: 147 200 EFFEKT: 113,7 GW installert, 10 GW under oppbygging

MILLIARDER INNTEKTER 2013

38,1 3

GW INSTALLERT

LNG

Energitjenester

• Største LNG-importør i Europa • Tredje største LNG-importør i verden • Nest største operatør av LNG-terminaler i Europa • En flåte på 17 LNG-tankere inkludert to reforgassingsfartøyer

• Største i verden innen levering av tjenester for energi- og miljøeffektivitet • 100 000 kunder i offentlig og privat sektor over hele verden • Representert på 1 300 steder over hele verden • Drift av 202 fjernvarme- og kjølenettverk over hele verden

Merk: Alle tall per 31. desember 2013.

GW UNDER OPPBYGGING

Our values Drive Commitment Daring Cohesion

GDF SUEZ E&P NORGE AS VESTRE SVANHOLMEN 6, N-4313 SANDNES POSTBOKS 242, 4066 STAVANGER TLF: +47 52 03 10 00 WWW.GDFSUEZEP.NO