GDF SUEZ Åarsrapport 2012 NO by procontra

GDF SUEZ E&P Norge AS

Ă&#x2026;rsrapport 2012

• GDF SUEZ E&P Norge AS ble etablert i 2001. • Ved utgangen av 2012 hadde GDF SUEZ E&P Norge AS en portefølje på 47 lisenser på norsk sokkel. • GDF SUEZ E&P Norge AS produserte 25,2 millioner fat oljeekvivalenter i 2012, en økning på 16 % fra 2011. • Selskapet stod for mer enn 1/3 av totalproduksjonen til GDF SUEZ-gruppens E&P-virksomhet. • Selskapet hadde 200 ansatte ved utgangen av året. • På verdensbasis hadde GDF SUEZ-gruppen 219 300 ansatte i 2012.

Innhold 03 OPPGAVE OG VISJON 04 HØYDEPUNKTER 2012 05 LEDELSE 06 LEDELSENS BERETNING 11 GDF SUEZ E&P NORGE 14 GDF SUEZ E&P 16 GDF SUEZ-GRUPPEN 18 AKTIVITETER 21 GJØA 23 GJØA REVISJONSSTANS

25 BARENTSHAVET OG SNØHVIT 29 NORSKEHAVET 33 NORDSJØEN 37 GRØNLAND 38 BÆREKRAFTIG UTVIKLING 42 SAMFUNNSENGASJEMENT 44 VÅRT TEAM 55 STYRETS BERETNING 61 ÅRSREGNSKAP 72 REVISORS BERETNING

25,0

22,0

11,3

13,7

4,2

10,8

4,0

3,3

2,7

4,8

1,2

2,6

1 373

754

1 086

623

1 268

467

508

264

366

-34

9 950

11 832

3 973

4 960

1 612

4 193

1 487

1 367

529

1 266

294

502

Ă&#x2026;ret 2012 NĂ¸kkeltall

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

Omsetning

Resultat

Olje og gass

Resultat 2012: 11 832 MNOK

Resultat 2012: 1 373 MNOK

Resultat 2012: 25 millioner FOE

2 421

2 328

2 358

1 963

3 116

1 879

2 140

2 607

893

1 472

216

671

310

494

536

528

654

335

126

204

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

Investeringer

Letekostnader

Egenkapital 31.12.

Resultat 2012: 2 800 MNOK

Resultat 2012: 310 MNOK

Resultat 2012: 2 421 MNOK

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.

Året 2012 Høydepunkter

Feltutbyggingsprosjektet på Gjøa avsluttet I og med boringen av de siste tre produksjonsbrønnene på Gjøa, ble feltutbyggingsprosjektet ferdigstilt, og boreriggen Transocean Searcher dro fra feltet i juli.

Første revisjonsstans på Gjøa

100 millioner fat produsert

Den aller første revisjonsstansen på Gjøa ble gjennomført i august-september med totalt 8300 planlagte arbeidstimer. Revisjonsstansen ble gjennomført i henhold til tidsplanen, og med utmerkede HMSresultater.

I august nådde GDF SUEZ’ samlede produksjon i Norge 100 millioner fat oljeekvivalenter siden etableringen av GDF SUEZ E&P Norge i 2001.

GDF SUEZ PL612

PL610

PL 634 PL 153 Gjøa

PL607

PL2

PL 636

)

SNØHVIT HEILO GOLIAT

Eksportrekorder

Nye lisenser

I januar nådde oljeproduksjonen fra Gjøa og Vega 90 686 fat per dag, og oversteg dermed konstruksjonskapasiteten på 87 000 fat per dag. Etter revisjonsstansen på Gjøa ble gasseksportkapasiteten på 17 M Sm3 oversteget i desember.

GDF SUEZ E&P Norge ble i TFO 2011 tildelt to operatørskap, PL634 og PL636, begge i Gjøa-området. I tillegg ble selskapet tildelt tre partnerskap i Nordsjøen.

Anskaffelse av seismikk og borestedsundersøkelser Anskaffelsen av seismikk i PL610 ble fullført i juni. Det ble gjennomført en borestedsundersøkelse på høsten som dekket PL153 og PL636 (Kon-Tiki og Ra) i Nordsjøen, samt PL607 (Gloppen) i Barentshavet.

Året 2012 Ledelse

Ledelse Per juni 2013.

Acting Managing Director Johannes Finborud

Acting Chief Financial Officer Tone Lise Pedersen

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 Gas & Commercial Eric Robial

Head of Operations Hilde Ådland

Året 2012 Ledelsens beretning

– Som operatør for Gjøa-feltet er vi blitt satt på prøve i året som er gått. Resultatet er blitt rekordhøy regularitet og produksjon over designkapasitet. Året 2012 demonstrerer at GDF SUEZ E&P Norge er blitt en stadig mer erfaren og robust operatør på norsk sokkel. Det handler om sikker og stabil drift på Gjøa-feltet, produksjonsrekorder, dyktig utført inspeksjonsog reparasjonsarbeid, god ressursforvaltning, teknologiutvikling, offensiv områdestrategi, robustgjøring av organisasjonen og de første skritt for en mer aktiv letevirksomhet. – 2012 var året da Gjøa-prosjektet ble endelig avsluttet. Boreriggen "Transocean Searcher" fullførte

i begynnelsen av juli den over tre år lange kampanjen med boring av 11 gode produksjonsbrønner for Gjøa-feltet. Det betydde også at sluttstrek ble satt for hele Gjøa-utbyggingen, som ble ferdigstilt innenfor akseptable kostnadsrammer, og ikke minst tatt i betraktning at boring og ferdigstillelse av produksjonsbrønnene var mer teknisk komplisert enn opprinnelig planlagt, sier Head of Asset, Geir Pettersen, som også berømmer Statoil for den jobben de utførte som operatør i utbyggingsfasen.

Sluttsummen for Gjøa-utbyggingen ble på 33 milliarder kroner, mens det opprinnelige kostnadsestimatet var 30,5 milliarder kroner. Samtidig som prosjektet ble ferdigstilt, passerte vi en tilsvarende samlet sum i produksjonsverdi siden oppstart i november 2010. – Dette er oppnådd som følge av god prosjektgjennomføring, høy regularitet og stabilt høye oljepriser, konstaterer Pettersen, mens han ser på tall som viser

96 prosents regularitet på Gjøa fram til den planlagte vedlikeholdsstansen i august. I forbindelse med vedlikeholdsstansen i august ble det avdekket vesentlige kvalitetsfeil på den ene separatoren på Gjøa-plattformen. – En stor vedlikeholdsstans krever i seg selv mye planlegging, og er et omfattende prosjekt. Så fikk vi i tillegg en uventet større reparasjon av separatoren på Gjøa, sier Hilde Ådland, Head of Operations. Hun beskriver hvordan organisasjonen nok en gang ble stilt overfor et stort prosjekt som man ikke var forberedt på, men som måtte håndteres umiddelbart. – Planleggingen og reparasjonen ble gjennomført på rekordtid uten skader eller alvorlige hendelser. Det skyldes evne til god planlegging, godt ingeniørarbeid, solid håndverk og stor innsatsvilje. Fra Gjøa leverte vi gjennom året vesentlig høyere produksjon enn opprinnelig budsjettert både for olje og gass, sier Ådland, som roser alle involverte i prosjektene. Separator-reparasjonen kommer i tillegg til at man i 2011 gjennomførte et hurtig prosjekt med utskifting av det ene stigerøret for gasseksport.

Året 2012 Ledelsens beretning

Det brakte Gjøas eksportrate opp til planlagt designkapasitet – uten restriksjoner. – Summen av disse prosjektene og den høye regulariteten viser betydningen av at vi er en ansvarlig operatør – og demonstrerer at vi er stand til å løse uventede utfordringer som kan oppstå i en driftssituasjon. Innsatsen som er blitt gjort av organisasjonen for å ivareta sikker og stabil drift på Gjøa, er berømmelsesverdig, sier Eva Fagernes, Head of HSEQ.

– Vi har ikke hatt alvorlige hendelser i forbindelse med vår opererte virksomhet. Det skyldes nitidig og dyktig arbeid i alle deler av organisasjonen og det krever stor oppmerksomhet å holde oss på det nivået, sier Fagernes. – Sikker og stabil drift i alle opererte aktiviteter er nøkkelen til vårt omdømme som en solid og viktig bidragsyter på norsk sokkel, sier Head of Communication, Ulf Rosenberg. Parallelt med rekordproduksjon på Gjøa, er det utført omfattende

arbeid for å modne fram ytterligere reserver i Gjøa-feltet. God ressursforvaltning er en viktig forventning som myndighetene stiller til operatørene. Resultatet av selskapets arbeid på Gjøa er en betraktelig reserveøkning, tilsvarende 37 millioner fat. Reserver i bakken er selskapets framtid: – Over en treårsperiode har vi hatt en reserveerstatningsrate på 157 prosent. Takket være god reservoarforståelse på Gjøa, beslutningen om å bygge ut Gudrun-feltet og økte reserveanslag på Snøhvit, sier Geir Pettersen. Høsten 2012 ble det besluttet å endre driftsmodellen på Gjøa. Endringen trer i kraft i 2013: – En gjennomtenkt og modig beslutning hvor vi går mot strømmen i industrien. Vi velger å ansette fast personell til de driftsstøttetjenestene som vi tidligere valgte å bruke en leverandør til. Målet er å bli enda flinkere til det vi gjør i dag og forberede organisasjonen for større oppgaver i framtiden. En robustgjøring som skal sikre mer effektivt utført arbeid, sier Magnar Støle, Head of Human Resources. GDF SUEZ tar ledelsen i Gjøaområdet: – Myndighetene har tatt et initiativ til økt samarbeid mellom operatørene i Gjøaområdet, noe som passer som hånd i hanske med våre

ambisjoner om å være en pådriver og ledende aktør i utviklingen av Gjøa-området. Vi har påtatt oss rollen som initiativtaker og leder av forumet det første året hvor alle operatørene i områdene deltar, sier Pettersen. Teknologiutvikling pågår kontinuerlig i oljeog gassindustrien i streben etter styrket sikkerhet, forbedret miljø, høyere regularitet og utvinningsgrad. I 2012 introduserte GDF SUEZ en ny programvare for sanntidsovervåkning av alle undervannssystemer, utviklet sammen med leverandøren FMC Technologies. Gjennom systemet Condition Performance Monitoring (CPM) kan man nå bedre forutsi når det oppstår feil og derfor bedre planlegge vedlikeholdsbehovet. – Dette viser at vi også har overskudd til å drive teknologiutvikling av ypperste klasse. Systemet kan spare oss for store kostnader i framtiden. Og det er selvsagt stas at Gjøa er først ute i verden med systemet som allerede vekker oppsikt i industrien internasjonalt, sier Ådland. Den framtidige utviklingen for Snøhvit har vært et hett tema i året som gikk, også i offentlig debatt: – Vi har sammen med partnerne i Snøhvit brukt mye kapasitet og ressurser på å komme fram til en løsning som var akseptabel for

Året 2012 Ledelsens beretning

hele partnerskapet. Det omforente svaret er at det ikke er grunnlag for å ta en beslutning om en ny produksjonslinje på Melkøya – ennå. Det såkalte Tog 2 er lagt på is. Tiden er heller ikke inne for beslutning om andre omfattende løsninger for akselerering av produksjonen på Snøhvit. Dette er en svært viktig beslutning for vårt selskap fordi en så stor del av reservene våre er nettopp i Snøhvit, og representerer den mest langsiktige satsingen vår på norsk sokkel, sier Pettersen.

Han understreker sterkt at Snøhvit uansett vil, i henhold til plan for utbygging og drift (PUD), kreve betydelige investeringer i årene som kommer. Gjennom utvikling av fase 2-4 som inkluderer boring av nye brønner, undervannsutbygging av et helt nytt felt i området (Askeladd), samt kompresjonsprosjekter både på land og til havs. Barentshavet er et kjerneområde for GDF SUEZ i Norge: – Vi har i hele 2012 arbeidet med 22. konsesjonsrunde,

og presenterte en ambisiøs søknad. Og vi har jobbet hardt for å planlegge samt forberede boring av Byrkje-prospektet i PL607 i 2013-14, sier Head of Exploration, Tina R. Olsen. Blant annet ble borestedsundersøkelser gjennomført i 2012. Selskapets hittil største kommersielle avtale ble inngått i 2012 vedrørende boreriggen "Transocean Barents" for boring både i Barentshavet og i nordlige Nordsjø i 2013-14. Første brønn vil bli boret i Gjøalisensen i 3. kvartal 2013. I fjor ble det også tatt beslutning om rørledningen Polarled, og plan for anlegg og drift (PAD) ble overlevert myndighetene like over nyttår. Polarled, tidligere kjent som Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI), medfører en utvidelse av det eksisterende transportsystemet i Norskehavet og vil tilrettelegge for innfasing av ressurser fra eksisterende og fremtidige funn i området. – Men først og fremst er Polarled et viktig bidrag for å øke selskapets gasseksportkapasitet og frigjøre reserver fra Njord-feltet, sier Eric Robial, Head of Gas & Commercial. I juli ble det tatt en investeringsbeslutning om å bygge ut Fram H-Nord strukturen, som vil bli produsert sammen med eksisterende produksjon fra Fram inn mot Troll-feltet. Selskapets største investeringer på norsk sokkel i disse dager

er Gudrun-prosjektet hvor GDF SUEZ er den eneste partneren: – Det betyr en særskilt utfordring med tanke på samarbeidet i prosjektet og vår lovpålagte påse-plikt, sier Geir Pettersen, som trekker fram det gode og integrerte samarbeid med operatøren Statoil. I året som gikk passerte Gudrun-prosjektet viktige milepæler. Framdriften har vært god, noe som ikke er selvsagt slik presset i industrien har utviklet seg de siste årene. – Vi ser fram til å nå målet om produksjonsstart i første kvartal av 2014, sier Pettersen. Arbeidsmiljøundersøkelsen viser stabilt gode resultater og vi har lykkes å trekke til oss personell med rett kompetanse. Samtidig har organisasjonen vokst i antall for å sikre selskapets evne til å håndtere framtidens utfordringer: – Vi forbereder nå hva som kreves for at selskapet skal kunne bli operatør for større modifikasjonsprosjekter og en utbygging som kan knyttes opp mot Gjøa, sier Støle, og markerer dermed drøm og ambisjon: At Gjøa-driften framstår sikker, effektiv og attraktiv og at letingen lykkes slik at Gjøa blir navet for utviklingen i området. … Atle Sonesen var gjennom året 2012 Managing Director i GDF SUEZ E&P Norge, og forlot selskapet våren 2013.

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 Area F

PL285 PL107

PL347 PL348 PL329 PL328 PL285 PL107

PL153 PL187 PL025 PL174 PL191 PL006C

PL311B PL311 PL153 PL187 PL025

Snøhvit Njord

Fram Gudrun Snøhvit Njord

Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2001

2002

2003

2004

• 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

• 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

PL187 PL025 PL174 PL191 PL006C PL006C

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

• 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

GDF SUEZ E&P Norge Vår historie i Norge

Produksjonslisenser Letelisenser Nordsjøen

Letelisenser Norskehavet Letelisenser Barentshavet

PL394 PL110C Area F PL110B PL110B Area F PL347 PL348 PL329 PL328 PL107

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

PL289 PL090C PL090B PL311B PL311 PL153 PL187 PL025

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

Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2005

2006

2007

2008

• 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

• Tildeling av PL110C og PL394 i den 19. konsesjonsrunden • Vellykkede avgrensnings- brønner på Gudrun (Nord- sjøen), Tornerose (Barents- havet) og Astero (Fram området) • PUDer for Gjøa og Fram B godkjent av lisenspartnerne og oversendt til myndig hetene

• 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-seismikk undersøkelse 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 leteoperatøroppgave på PL469 i Norskehavet • Årlig utvinning doblet til 10,8 millioner FOE • Konseptvalg for Gudrun

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

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

Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

Gygrid Noatun Astero Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

Hyme Noatun Astero Vega Sør Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord

2009

2010

2011

2012

• TFO 2009 – Tildeling av egen andeler i PL423 BS, PL090 E og PL547S – alle i Nordsjøen • PL187 Brynhild – lite oljeog 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 Nord sjøen 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 lete brønnen i Barentshavet ble boret i PL530 (Heilo) • Overtok ytterligere 20 prosent eierandeler i Njord. Det gjør GDF SUEZ til den største eieren med 40 prosent andel • Første året med fullt operatør ansvar for Gjøa. Sikker og stabil produksjon hele året.

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

PL326 PL107B PL107C PL469 PL348 PL328 PL107 PL377S PL153B PL423S PL090D PL289 PL090C PL090B PL376 PL153 PL187 PL025

• 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 produksjons- lisensene 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

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 gasskjeden. GDF SUEZ E&Ps oppgave bygger på tre grunnpilarer:

• Utnytte sin 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, særlig gjennom integrerte prosjekter innen LNG eller kraftproduksjon • Gjennomføre sine 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.

5 6 1 Reserves (proven 4 + probable)

NORGE (38 %)

AFRIKA (20 %)

TYSKLAND (14 %)

NEDERLAND (11 %)

ANDRE (10 %)

STORBRITANNIA (7 %)

Production Areas Produksjonsområder Naturgass og olje. Geografisk fordeling. TOTAL PRODUKSJON 2012: 54,9 MILLIONER FOE.

NORGE (46 %)

NEDERLAND (30 %)

TYSKLAND (16 %)

AFRIKA (4 %)

STORBRITANNIA (3 %)

ANDRE (1 %)

ves (proven + probable)

Tyskland 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. Det fusjonerte selskapet heter nå GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH. I dag har selskapet i Lingen 570 ansatte, og står for rundt 17 prosent av den tyske oljeproduksjonen og 10 prosent av gassproduksjonen. Den samlede 3 produksjonen var på rundt 8,8 Mfoe i 2012. GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH har andeler i 74 landbaserte naturgass- og oljefelt i Tyskland, hvorav 43 er operert av selskapet. I tillegg har selskapet en rekke lovende letelisenser i øvre Rhindalen.

Production Areas

Storbritannia

Nederland

2 GDF SUEZ E&P UK Ltd er raskt i ferd med å bli ett 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. Siden oppstarten i Storbritannia i 1997 har selskapet 1 bygget opp en omfattende feltportefølje på rundt 50 lisenser – i 19 av dem er selskapet operatør. I den 27. konsesjonsrunden på slutten av 2012 ble selskapet tildelt sin første lisens som operatør vest for Shetland. Cygnus 10 E&P UKs viktigste opeog Juliet i SNS er GDF SUEZ rerte utbygginger, begge i byggefasen. Cygnus er 9 det største gassfunnet i SNS de siste 25 årene. SelBalanced sales portfolio funnportefølje som skapet har også en spennende omfatter de opererte Faraday- og Jacqui/Austenprosjektene i CNS, og gjennomfører et kontinuerlig 8 boreprogram for leting, avgrensing og pre-utbyg7 gingsbrønner. Selskapet er samarbeidspartner i to 1 rørledningssystemer, ETS og CMS, og har mer enn 6 290 ansatte ved sine kontorer i London og Aberdeen.

7 GDF SUEZ E&P Nederland B.V. er den største 6 nederlandsk offshore gassprodusenten på kontinentalsokkel. Selskapet gjør stadig nye, 5 store funn i dette modne området, takket være et omfattende boreprogram. Selskapet opererer 4 for tiden mer enn 30 produksjonsplattformer og spiller en viktig rolle i energiforsyningen til 3 Nederland og flere andre land. GDF SUEZ E&P Nederland B.V. er også ledende innen infrastrukturen for transport på nederlandsk sokkel som operatør av Noordgastransport B.V. og NOGAT B.V.. Begge selskapene eier offshore rørledningssystemer og prosessanlegg, og transporterer og prosesserer gass både fra term produsenter gas supply GDF SUEZ E&P NederlandLong og andre på nederlandsk, britisk, dansk og tysk kontinentalsokkel. GDF SUEZ E&P Nederland B.V. jobber kontinuerlig med forbedringer innen sikkerhet, prosesser og teknologi.

5 4

5 6 1

TOTALE RESERVER 2012: 836 MILLIONER FOE. 3

Det strategiske partnerskapet mellom GDF SUEZ (70 %) og China Investment Corporation (30 %) 2 gir oss økt økonomisk styrke og gir E&P-teamene nye muligheter.

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

Snøhvit

Njord

INDONESIA Gjøa Fram

Offshore Nederland

NORGE

GRØNLAND

Nogat

Southern Gas Basin

NEDERLAND

STORBRITANNIA TYSKLAND

Pays du Saulnois

FRANKRIKE

USA

Altmark Offshore Tyskland Onshore Tyskland Römerberg

AUSTRALIA ASERBAJDSJAN

Absheron

ALGERIE

Touat

Sud-Est Ilizi LIBYA

Onshore Libya Offshore Mauritania

West Burullus EGYPT

NW Damietta Ashrafi

Alam El Shawish West

Offshore Qatar QATAR

MAURITANIA

ELFENBENSKYSTEN

Foxtrot

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

Egypt Gruppen gikk inn Egypt i 2001 med tildelingen av en andel på 20 prosent i Nordvest Damietta-blokken. Denne andelen ble senere redusert til 10 prosent. Lisensen ble levert tilbake i 2012. I 2005 ble GDF SUEZ tildelt Vest El Burullus-lisensen i Nildeltaet. Som operatør med en andel på 50 prosent, har GDF SUEZ gjort to gassfunn: ett i 2008 og ett i 2010. Det planlegges nå utbygging av begge funnene. Ytterligere boreprospekter er modnet frem mot 2012-2013. Det første av disse boreprospektene ble påbegynt i november 2012. I 2007 ble gruppen oljeprodusent med en andel på 45 prosent i lisensen Alam El Shawish Vest. I 2010 ble deltakelsen redusert til 25 prosent. Etter at gassproduksjon startet opp i 2010, ble det vedtatt en ny utbyggingsfase i 2011 for å øke gassproduksjonen innen 2014. I 2010 fullførte gruppen overtakelsen av en 50 prosents andel fra Eni i det oljeproduserende feltet Ashrafi beliggende offshore i Suez-gulfen. Et datterselskap ble opprettet i 2009 med tanke på ytterligere utbygging.

• Algerie: Gruppen har vært operatør for Touatlisensen sør i Algerie siden 2002, i samarbeid med Sonatrach. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2009. De anslåtte 2P-reservene er på 68,5 milliarder m3 naturgass og 8,5 millioner fat kondensat. På faseplatå bør produksjonen nå 4,5 milliarder m3 per år. Den første produksjonsboringen begynte i juli 2012, etterfulgt av anbudsinnhenting for bygging av det viktigste gassbehandlingsanlegget. Gruppen er også partner i Sud-Est Illizi-lisensen, der det ble funnet naturgass i 2012. • Mauritania: GDF SUEZ eier andeler i to offshoreblokker – 24 prosent i blokk 1 og 12,85 prosent i blokk 7. • Elfenbenskysten: GDF SUEZ eier 100 prosent av selskapet ENERCI, som eier 12 prosent i et offshore produksjonsanlegg. Dette anlegget dekker 60 prosent av landets behov. Godkjennelsen til å utvinne Manta-funnet ble gitt av myndighetene i Elfenbenskysten, og det ble besluttet å bygge ut Marlin-funnet. • Libya: GDF SUEZ eier 20 prosent av en lisens som omfatter tre blokker på land. • De forente stater: GDF SUEZ startet avslutningsprosessen for sitt siste felt i Mexicogulfen. Denne prosessen skal være ferdig i mai 2013.

• Aserbajdsjan: GDF SUEZ overtok en eierandel på 20 prosent i offshoreblokken Absheron i Kaspihavet. GDF SUEZ offentliggjorde et funn i juni 2012, etter svært lovende resultater i letebrønn ABX-2. T1, boret i 2011 av Total (operatør) i Absheron-lisensen i Kaspihavet. Ressurspotensialet ligger på mellom 150 og 300 milliarder kubikkfot gass og tilhørende kondensater. • Qatar: GDF SUEZ er operatør av blokk 4 som ligger i den nordligste sektoren av Qatar offshore. I juli 2012 gikk Petrochina inn i blokken med en andel på 40 prosent. Blokken omfatter flere prospekter, og to brønner vil bli boret i 2012 og 2013 i Pre-Khuff- og Post-Khuff-formasjoner. • Australia: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på 60 prosent fra Santos i hvert av de tre offshore gassfeltene (Petrel, Tern og Frigate) i Bonaparte-bassenget i Australia. KBR og Technip ble tildelt kontrakter for konseptvalgstudier for Bonaparte LNG-prosjektet. • Indonesia: GDF SUEZ har to lisenser i ulike lete- og utbyggingsfaser offshore øst for Kalimantan: Muara Bakau PSC (45 %) og North Ganal PSC (10 %). GDF SUEZ og Eni (operatør) har sendt inn en utbyggingsplan for Jangkrikfeltet (Muara Bakau) og startet anbudsinnhenting for FEED-EPCI i slutten av juli 2012. • Grønland: GDF SUEZ har en 30 prosents andel i to offshore letelisenser i blokkene 5 og 8 i Baffinbukten.

GDF SUEZ-gruppen Virksomhet over hele verden

1 208 TWH (1)

NORGE (26 %)

EGYPT (4 %)

RUSSLAND (17 %)

YEMEN (4 %)

ALGERIE (11 %)

STORBRITANNIA (4 %)

NEDERLAND (10 %)

USPESIFISERT (10 %)

TRINIDAD & TOBAGO (5 %)

10 ANDRE (9 %)

10 9

292 KORTSIKTIGE

KONTRAKTER UREGULERTE MARKEDER

686

686 LANGSIKTIGE

609

158

168

251

EGENPRODUKSJON

(storkunder, uregulert sluttbrukermarked)

TREDJEPARTS 1

4 3

STRØMPRODUKSJON Kortsiktig salg til gasskraftverk

KONTRAKTER

5 4

609

292

1 208 TWH (1)

Langsiktig salg til gasskraftverk

168

168 ANDRE

Salg av naturgass

REGULERTE MARKEDER (Regulerte franske og europeiske sluttbrukermarkeder) ANDRE

Naturgassportefølje

Long term Long gas term supply gas supply

GDF SUEZgruppen

(1) Gruppens andel

GDF SUEZ bygger opp sine virksomheter (elektrisitet, naturgass, energi og miljøtjenester) rundt en modell basert på ansvarlig vekst for å ivareta dagens store energi- og miljøutfordringer: dekke energibehov, sikre forsyninger, bekjempe klimaendringer og utnytte ressursene maksimalt.

Gruppen leverer meget effektive og nyskapende løsninger til privatpersoner, byer og virksomheter ved å satse på mange ulike gassforsyningskilder, fleksibel kraftproduksjon med lavt utslipp, samt unik kompetanse innen fire nøkkelsektorer: flytende naturgass, energieffektivisering, selvstendig kraftproduksjon og miljøtjenester. GDF SUEZ har 219 300 ansatte over hele verden, og hadde en inntekt på € 97 milliarder i 2012. Gruppen er børsnotert i Paris, Brüssel og Luxemburg, og er representert i de viktigste internasjonale indeksene: CAC 40, BEL 20, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe, ASPI Eurozone, Vigeo World 120, Vigeo Europe 120 og Vigeo France 20.

Nøkkeltall for gruppen

Kraft

• 219 300 ansatte over hele verden – hvorav 61 300 innen elektrisitet og gass, – 78 400 innen energitjenester og – 79 600 innen miljørelaterte tjenester • Inntekt på € 97 milliarder i 2012 • Representert i nesten 70 land • Investeringer på € 7-8 milliarder per år i tidsrommet 2013-2015 • € 11 milliarder i eiendelsoptimalisering i 2013-2014 • 1100 forskere og eksperter ved FoU- sentre

• Største selvstendige kraftprodusent (IPP) i verden • Størst i verden innen kraftproduksjon utenom atomenergi • Største selvstendige kraftprodusent (IPP) i Persiagulf-regionen, Brasil og Thailand • 116 GW installert kraftproduksjonskapasitet • 10 GW kapasitet under bygging • 50 prosent økning i fornybar energikapasitet i tidsrommet 2009-2015

NORD-AMERIKA:

EUROPA:

6.200 € 5,5

189.850 € 77,1

13,4 0,4

52,3 1,7

ANSATTE

MILLIARDER INNTEKTER 2012

GW INSTALLERT

GW UNDER OPPBYGGING

GW UNDER OPPBYGGING ASIA & STILLEHAVET:

AFRIKA:

6.300 € 0,9

SØR-AMERIKA:

4.900 € 4,9

ANSATTE

MILLIARDER INNTEKTER 2012

0,3

MILLIARDER INNTEKTER 2012

12,3 4,7

GW UNDER OPPBYGGING

GW INSTALLERT

Naturgass

LNG

• Forsyningsportefølje på 1208 TWt • Nest største kjøper av naturgass i Europa • Størst innen naturgasstransport og distribusjonsnettverk i Europa • Største leverandør av lagringskapasitet i Europa • 344 lete- og/eller utvinningslisenser i 16 land • 836 MFOE påviste og sannsynlige reserver

• 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

MILLIARDER INNTEKTER 2012

37,8 2,5

GW INSTALLERT

GW UNDER OPPBYGGING

Miljøtjenester • Nest største leverandør av miljøtjenester i verden • Forsyner 97 millioner mennesker med drikkevann • Leverer avfallstjenester til 57 millioner mennesker • Leverer avløpstjenester til 66 millioner mennesker

Merk: Alle tall per 31. desember 2012.

• Største leverandør av tjenester for energi- og miljøeffektivitet i verden • Representert 1300 steder over hele Europa • Drift av 180 fjernvarme- og kjølenettverk over hele verden • 48 offentlige/private partnerskap over hele Europa

ANSATTE

Total omsetning, antall ansatte og kapasitet per region: INNTEKTER: € 97 mrd ANSATTE: 219 300 EFFEKT: 116 GW installert, 10 GW under oppbygging

GW UNDER OPPBYGGING

Energitjenester

12.050 € 8,6

Året 2012 Aktiviteter

Aktiviteter Satsingsområder

Gjøa

Snøhvit og Barentshavet

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

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

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

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.

Gjøa-området

Norskehavet

Grønland

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

Norskehavet har fremdeles store potensielle volumer av uoppdagede ressurser.

GDF SUEZ E&P Norge har sikret seg

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.

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

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.

Nye funn i nærheten av Njord-feltet kan generere nye utbyggingsmuligheter som også kan gagne levetiden på Njord-feltet og anleggene der.

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

Året 2012 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 Feltutbyggingsprosjektet på Gjøa ble ferdigstilt, og nye eksportrekorder både for olje og gass ble nådd. 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 m3 gass per dag. Gass eksporteres direkte gjennom et gassrør tilkoplet den britiske rørledning FLAGS til St. Fergus i Skottland, mens oljen sendes via Troll IIrørledningen til Mongstad-raffineriet i Hordaland. Gjøa-installasjonen består av produksjonsplattformen, Gjøa Semi, og fem produksjonsbrønnrammer på havbunnen. Gjøa Semi er bygget og drives for å utnytte den best tilgjengelige teknologien for integrerte operasjoner, og derved utvide samarbeidet og koordineringen mellom stabene offshore og på land.

Gjøa er en halvt nedsenkbar plattform som mottar elektrisk strøm fra land gjennom en 100 km lang undervannskabel fra Mongstad. Ved oppstarten av Gjøa var fem brønner boret av riggen Transocean Searcher og klare til produksjon. I løpet av 2011 boret og ferdigstilte Transocean Searcher ytterligere tre brønner. I 2012 ble de tre siste brønnene fullført. Boreprogrammet for i alt 11 brønner på Gjøa var ferdigstilt i juli 2012, og Transocean Searcher forlot Gjøa-feltet. I 2012 var Gjøas bidrag til produksjonen 13,6 millioner fat oljeekvivalenter, noe som utgjorde 53 prosent av GDF SUEZ E&P Norges samlede

produksjon. Produksjonen fra feltet lå rundt 15 prosent over planlagt produksjon, til tross for uforutsette nedstengninger. Resultatene fra Gjøa-reservoaret har vært fremragende siden produksjonsstarten i november 2010. Basert på produksjonshistorikken har feltreservene blitt oppgradert med rundt 37 millioner fat oljeekvivalenter i forhold til reserveestimatet ved innlevering av Plan for utbygging og drift. I tillegg til Gjøa-brønnene er de Statoil-opererte Vega-feltene tilkoplet Gjøa Semi for behandling og eksport av gass og olje/kondensat. Vega-enheten, som omfatter PL090 og PL248, består av gass- og olje/kon-

densatfeltene Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør. Tidlig i januar nådde den samlede oljeproduksjonen fra Gjøa og Vega rekordhøye 90 686 fat per dag, og viste at oljeeksport over den prosjekterte kapasiteten på 87 000 fat per dag er mulig. I desember nådde man gasseksportkapasitet på 17 M Sm3/d, som tilsvarer plattformens designkapasitet. For å sikre kjernekompetanse, skape et miljø for vekst og sikre effektiv drift, ble det tatt en beslutning om å tilby innleid driftspersonell på Gjøa ansettelse i GDF SUEZ fra 1. februar 2013.

Året 2012 Gjøa revisjonsstans

Første revisjonsstans og reparasjon av Gjøas førstetrinnseparator Den aller første revisjonsstansen på Gjøa ble gjennomført i august-september. Revisjonsstansen ble koordinert med den totale anleggsstansen ved St. Fergus som var planlagt å vare i 18 dager – fra 23. august til 10. september. I forbindelse med revisjonsstansen var det viktigste arbeidet på Gjøa å fjerne lyddemperen oppstrøms for det nye gasseksportstigerøret, reparasjon av fakkeltenningssystemet, utskifting av turbinstarteren, og inspeksjon av enkelte separatorer og kar. Det var planlagt 8300 arbeidstimer i forbindelse med ned-

stengingsperioden på Gjøa. Revisjonsstansen ble fullført etter planen uten noen alvorlige hendelser eller ulykker. Inspeksjonsprogrammet som ble gjennomført under revisjonsstansen avdekket sveisefeil i førstetrinnseparatoren. Som følge av dette ble produksjonen startet opp igjen etter nedstengingen uten denne separatoren i drift, noe som førte til lavere gassproduksjon enn planlagt. Inspeksjon og reparasjoner ble utført,

separatoren ble satt i drift igjen før utgangen av november, og plattformen nådde sin prosjekterte gasseksportkapasitet på 17 M Sm3/d. Generelt har det vært et travelt år med to lange nedstengingsperioder. Imidlertid førte høy regularitet på plattformen og god utvinning fra produksjonsbrønnene til gode produksjonsresultater resten av året. Resultatene for Gjøa er meget gode i 2012, uten alvorlige hendelser eller ulykker.

Året 2012 Barentshavet og Snøhvit

Lisenser i Barentshavet

GDF SUEZ PL612

PL610

PL607

PL230

GDF SUEZ-operatørskap SNØHVIT

GDF SUEZ-andel HEILO

Andre lisenser

GOLIAT

Leting i Barentshavet Barentshavet er et av kjerneområdene for GDF SUEZ E&P Norge. I 2012 startet selskapet, som operatør av PL607, planleggingen av en letebrønn i Byrkje-prospektet. PL607 ligger 115-120 km nordvest for Snøhvit-feltet og 65 km vest for oljeog gassfunnet Skrugard. Partner i PL607 er Concedo. Planleggingen av en brønn i Byrkjeprospektet har startet, og det ble foretatt en borestedsundersøkelse i november 2012. På vegne av lisensen sikret GDF SUEZ E&P Norge seg

en rigg til boreoperasjonen. Brønnen vil bli boret av den halvt nedsenkbare riggen Transocean Barents på slutten av 2013, begynnelsen av 2014. Som operatør av PL610, anskaffet GDF SUEZ E&P Norge sommeren 2012 en stor 3D-seismikkundersøkelse (976 km2) på vegne av partnerskapet. Partnerne i PL610 er

Spring Energy, Rocksource og Valiant Petroleum. I lisens PL612, operert av GDF SUEZ E&P Norge, ble det gjennomført en reprosessering av 2D-seismikkdata. Partnerne i PL612 er Statoil og Petoro. Det ble tatt en enstemmig beslutning i PL530, som er operert av GDF SUEZ E&P Norge, om å oppgi lisensen

med virkning fra 2013. Det ble tatt en beslutning om å bore en brønn i det sørlige Nordkapp-bassenget i PL230 der GDF SUEZ E&P Norge eier 15 prosent.

Året 2012 Barentshavet og Snøhvit

1984

2001

12 %

4,3

Snøhvit-feltet oppdaget med brønn 7121/4-1

GDF SUEZ E&P Norge kommer med i prosjektet

andel eies av GDF SUEZ

millioner tonn LNG vil bli produsert årlig

SNØHVIT

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

Snøhvit Fortsatt store investeringer på Snøhvit. Snøhvit er et nøkkelfelt innen GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og et av selskapets fem produserende felt på norsk sokkel. Feltet opereres av Statoil. Snøhvit bidro med en samlet produksjon på 4,5 millioner fat oljeekvivalenter i 2012, noe som utgjør 18 prosent av GDF SUEZ E&P Norges samlede produksjon. GDF SUEZ hentet ut til sammen seks LNG-laster fra Snøhvit-anlegget i 2012. LNG-anlegget hadde flere ikke-planlagte nedstenginger

i 2012, noe som førte til en regularitet på 73 prosent. Et utbedringsprosjekt for Snøhvit (SIP II) ble lansert på høsten. Målet er å forbedre anleggets totale ytelse. Intensjonen er å bruke den planlagte revisjonsstansen i 2014 til å innføre forbedringstiltak som krever at anlegget stenges ned. Fremtidig utvikling av Snøhvit (SFD) I en omfattende undersøkelse ble tre alternative, fremtidige utbyggingsscenarier for Snøhvit evaluert: 1) Fortsette

å produsere og bygge ut enheten i overensstemmelse med den godkjente PUDen (Plan for utbygging og drift), 2) Bygge et nytt LNG-tog (Tog II) på Melkøya med samme kapasitet som det eksisterende, 3) Bygge et nytt anlegg for duggpunktkontroll og en ny rørledning fra Melkøya ned til Heidrun i Norskehavet. Siden man manglet et godt forretningsgrunnlag, besluttet lisensen å ikke satse videre på Tog II-løsningen på dette tidspunkt, og SFD-prosjektet ble demobilisert.

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. Deretter vil Askeladd-strukturen bli utbygd.

Året 2012 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 Året 2012 – “reparasjonsåret” – var en periode med stor aktivitet på Njord. Det omfattet tilkopling av Hyme-feltet, modifikasjoner for lavtrykksproduksjon, utskifting av stigerør, og vedlikehold og reparasjon av konstruksjonen – alt gjennomført med utmerkede HMS-resultater. 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 tankfartøyene på Njord B for transport 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 3,5 millioner fat oljeekvivalenter i 2012, noe som utgjorde 14 prosent av GDF SUEZ E&P Norges samlede produksjon. 2012 var et år med stor aktivitet, med mange prosjekter samt generelt plattformvedlikehold. For å sikre effektiv gjennomføring ble det leid inn et flotell i fire måneder fra begynnelsen av

august som ga 450 ekstra sengeplasser. Arbeidet omfattet utskifting av tre stigerør på Njord og tilkopling av stigerør for Hyme-prosjektet. I begynnelsen av november ble Floatel Superior evakuert og fraktet til land etter at en ankerkjetting punkterte en av ballasttankene. Flotellet var tilbake på Njord igjen i slutten av november, men hendelsen førte til at de planlagte aktivitetene måtte utsettes.

Det omfattende arbeidsomfanget og reparasjonene førte til flere langvarige nedstengningsperioder og lavere produksjon enn planlagt. Arbeidet har imidlertid forbedret innretningens tekniske integritet i vesentlig grad og gjort den mer robust for fremtiden. Dette er i tråd med ambisjonen om å fortsette driften på Njord frem til 2030.

Hyme Hyme er et oljefunn som ligger 19 km vest for Njord-feltet. Feltet ble påvist ved brønn 650/8-5 i juni 2009 i Statoilopererte PL348. Det bygges nå ut med en oljeproduserende brønn og en vanninjeksjonsbrønn tilkoplet Njord A. Prosjektgjennomføringen som et såkalt ”hurtigutbyggingsprosjekt”, har vært meget vellykket. Produksjonen fra

Hyme startet i slutten av februar 2013. Hyme er det første prosjektet der GDF SUEZ E&P Norge har vært involvert i alle faser – fra overtakelse, leting og funn, til utbygging og produksjon. Prosjekter: Nordvestflanke-prosjektet (NWF) består av to høyavviksbrønner boret fra Njordplattformen til en nedforkast-

ningsblokk der det ble gjort et gassfunn i 2007. Ombyggingsarbeid på overstellet og boring av topphullseksjonene startet på slutten av 2011. Grunnet nye prosjekter og høy aktivitet på Njord-plattformen har boring og produksjonsstart blitt utsatt til 2014. LPP-prosjektet på Njord (Njord Low Pressure Production-LPP) ble godkjent i mai 2011, og er

et prosjekt for ombygging av overstellet på Njord-plattformen. Det vil gi ekstra reserver ved å gjøre det mulig å produsere mot et lavere inntaksseparatortrykk. Prosjektet ble ferdigstilt under revisjonsstansen i 2012. Leting i Norskehavet Det ble tatt beslutning om å bore en brønn i lisens PL348, der GDF SUEZ E&P Norge har en 20 prosents andel.

Året 2012 Norskehavet

I januar 2013 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt to nye partnerskap i Norskehavet gjennom TFO 2012. I 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.

GDF SUEZ E&P Norge ble også tildelt en 30 prosents andel i lisens PL701 med en forpliktelse til å reprosessere 3D-seismikk og ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen to år etter tildelingen.

Året 2012 Nordsjøen

1975

25 %

2010

2014

Gudrun-feltet oppdaget

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

PUD godkjent

Planlagt produksjonsstart

Plassering

GJØA FRAM

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

GUDRUN

Nordsjøen Gudrun er ikke bare vårt største pågående prosjekt; det går også etter plan og budsjett – tross de utfordringene som industrien for tiden står overfor. Gudrun Gudrun-feltet, som opereres av Statoil, ligger ca. 55 kilometer nord for Sleipner på rundt 110 meters dyp. Feltet ble oppdaget i 1975. Feltet inneholder både olje og gass i et reservoar med sammensatt geologi og høyt trykk og temperatur (HP/HT). Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent av Stortinget i juni 2010. Utbyggingskonseptet består av en prosesseringsplattform som er tilkoplet Sleipner-feltet gjennom separate oljeog gassrørledninger. Olje og kondensat fra Gudrun blir blandet med væske fra Sleipner og fraktet til Kårstø-

anlegget på land. Gassen vil bli blandet med gass fra Sleipner før den går inn i Gasled-systemet. Prosjektet er nå inne i en intensiv periode med store installasjoner og mekanisk ferdigstilling av dekkonstruksjonen i Haugesund, modifikasjon av anleggene på Sleipner A og Kårstø for å ta i mot hydrokarboner fra Gudrun, og boring av produksjonsbrønner med boreriggen West Epsilon. I løpet av sommeren 2013 skal dekket transporteres fra Haugesund til Gudrun-feltet

og løftes opp på stålunderstellet, som allerede er på plass. Vi har nådd flere viktige milepæler siden PUD-godkjennelsen: • Understellet ble installert offshore i august 2011. • Rørleggingsoperasjonen ble vellykket gjennomført i løpet av sommeren 2012. Tilkoplingsoperasjoner er planlagt i 2013. • Det har pågått intense byggearbeider flere steder i verden, bl.a. i Norge, Thailand og Polen. • Både Sleipner- og Kårstøanlegget gjennomgår modifikasjoner for å kunne behandle væsker fra Gudrun.

• Boreoperasjoner startet i september 2011 og vil fortsette frem til og med 2015 med boring av minimum sju brønner. Produksjonsstart er planlagt til første kvartal 2014. Det utføres ytterligere arbeid for å vurdere fremtidige tilkoplinger til Gudrun-plattformen. Dette arbeidet omfatter Gudrun Øst-funnet (tidligere Brynhild) som ble gjort i 2010. Det forventes at det vil bli tatt en beslutning om utbygging i 2014.

Fram Produksjon fra Fram-feltet fortsetter på et høyt nivå, og bidro med totalt 3,0 millioner fat oljeekvivalenter i 2012. Dette utgjorde 12 prosent av datterselskapets samlede produksjon. Ytelsen på Framfeltet har i mange år vært bedre enn forventet og har bidratt med ekstra reserver. Produksjonen på Fram begrenses av prosesseringskapasiteten på Troll C. Statoil er operatør av Fram-feltet.

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 produksjonsstart forventes i 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 Gjøaplattformen. Produksjonsstart for Vega-feltene fant sted 2. desember 2010. På grunn av lavere produktivitet enn forventet, har brønnene på Vega Sør vært nedstengt i hele 2012. En gjenoppboring er planlagt i 2013 for å utbedre situasjonen. En redeterminering som ble foretatt i 2012, redu-

serte GDF SUEZ’ andel fra 6 til 5,475 prosent i Vega-enheten. I 2012 produserte Vega-enheten totalt 0,9 millioner fat oljeekvivalenter, noe som utgjorde 3,5 prosent av GDF SUEZ’ samlede produksjon. Leting i Nordsjøen Gjøa-, Fram- og Gudrunområdene er fremdeles kjerneområder for GDF SUEZ E&P Norge, og leteinnsatsen har fortsatt for å utvide vår portefølje i disse områdene.

Året 2012 Nordsjøen

Gudrun-moduler ved avreise fra verftet i Thailand.

I januar 2012 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt fem nye lisenser i Nordsjøen. Vi ble tildelt to operatørskap i PL636 (50 prosent andel) og PL634 (40 prosent andel). Disse ligger henholdsvis øst og vest for Gjøa-feltet. Vi ble tildelt rolle som partner, og fikk en 20 prosents andel i PL618, PL630 og PL637. I 2012 ble det tatt en beslutning om å bore en letebrønn

i prospektet Kon-Tiki i PL153 (Gjøa-feltet), operert av GDF SUEZ E&P Norge. Det ble anskaffet en borestedsundersøkelse av prospektet i september 2012. På vegne av lisensen sikret GDF SUEZ E&P Norge en rigg for boreoperasjonen. Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Barents i 2013. I januar 2013 ble GDF SUEZ

E&P Norge tildelt to nye lisenser, PL686 og PL687, som ligger nordøst for Gjøafeltet i Nordsjøen – begge med rolle som partner og med 20 prosent andel. I lisens 686 er forpliktelsen å reprosessere 3D-seismikkdata, foreta geologiske og geofysiske undersøkelser, vurdere innkjøp av elektromagnetiske data, og ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen to år etter tildelingen.

Arbeidsforpliktelsen i lisens 687 er å anskaffe nye 3Dseismikkdata, og vurdere reprosessering av 3D-seismikk, foreta geologiske og geofysiske undersøkelser, og ta en beslutning om å bore eller tilbakelevere lisensen innen tre år etter tildelingen.

Året 2012 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 Sommeren 2012 ble det anskaffet 3D-seismikk og grunne kjerneprøver ble innsamlet. 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 offshore i Baffinbukten på Vest-Grønland. De to umodne lisensene, 2011/12 (også kalt Anu, blokk 5) og 2011/14 (Napu, blokk 8), ligger nord for 73oN og dekker et samlet område på rundt 20 000 km2 – tilsvarende 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 havbunnsevalueringer, samt mulig leteboring i 2015. Aktivitetene i 2012 fokuserte på to operasjoner som ble utført i sommermånedene – anskaffelse av 3D-seismikk over deler av blokkene 5 og 8, og innsamling av grunne kjerneprøver. I løpet av de to og en halv månedene som kampanjen varte, fikk lisensene 3D-seismikkdata fra i overkant av 7000 km2 i Anu- og Napu-

lisensblokkene. Seismikkdataene ble samlet inn av to toppmoderne seismikkfartøyer av ICE-1A-klassen, M/V Polarcus Amani og M/V Polarcus Samur. I samme periode utførte JOIDES Resolution (JR) en 62-dagers stratigrafisk kjerneprøvetaking på vegne av alle Baffinbuktlisensene. Kjerneprøvetakingen anses som meget vellykket, spesielt på bakgrunn av de tøffe miljøforholdene og de mange isfjellene i området. De 13 kjerneprøvene som ble tatt, utgjorde en stratigrafisk kolonne på ~2000 m, og denne informasjonen vil bli brukt i den evalueringen som

nå pågår vedrørende utsiktene for området. Partnerne i Grønlandlisensene er som følger: • Blokk 5 (Anu): Shell Kanumas A/S, operatør (41,125 %), Statoil Greenland AS (20,125 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %) • Blokk 8 (Napu): Shell Kanumas A/S, operatør (46,375 %), Statoil Greenland AS (14,875 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %)

Year 2011 Sustainable development

Bærekraftig utvikling HMS-mål Vår ambisjon når det gjelder helse, miljø og sikkerhet (HMS) er null hendelser, og vårt endelige mål er fremragende 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 Norges mål er 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 hel-

heten 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 med å si ”Everybody needs somebody”, og vi oppfordrer alle som arbeider for oss til å satse på lagarbeid, åpenhet,

Året 2012 Bærekraftig utvikling

HMS-resultater lojalitet og engasjement. Dette bygger på forståelsen av at det er en forbindelse mellom organisasjonskultur og HMS, og at når dette blir en integrert del av vår daglige arbeidspraksis, vil det føre til gode resultater over hele linjen.

GDF SUEZ E&P Norge overtok operatørskapet for Gjøa i november 2010. Det var ingen alvorlige HMS-hendelser på Gjøa i de to første årene. I 2012 fullførte GDF SUEZ E&P Norge den første store revisjonsstansen på Gjøa med fremragende resultater. Over 8500 timer ble fullført uten noen HMS-hendelser. Under revisjonsstansen ble det oppdaget en feil på Gjøas førstetrinnseparator. Det ble planlagt en ny revisjonsstans for å rette på dette, og den ble gjennomført på en god måte.

Risikokartet for området har blitt revidert og tjener som praktisk referanse i planleggingen av arbeidet. GDF SUEZ E&P Norge avsluttet boreoperasjonene fra Transocean Searcher på Gjøa-feltet i løpet av sommeren. Det ble ikke registrert noen alvorlige hendelser i 2012, men det oppsto tre mindre personskader under driften på Gjøa. Allikevel viser HMS-resultatene for alle selskapets operasjoner en frekvens av alvorlige hendelser på 0,0, og en samlet registrer-

bar skaderate på 3,0 – som er under målverdiene på henholdsvis 1,3 og 4,8. Helsetjenesten på Gjøa er godt organisert og fullt operativ. Det er pågående 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 2012 Bærekraftig utvikling

Beredskap 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 innføringen av et radarbasert deteksjonssystem for oljeutslipp. Den medisinske beredskapen på Gjøa har, i samarbeid med vakthavende leger på land,

Miljø vist seg å fungere meget bra ved behov. Selskapet har etablert god praksis innen oljevern, som ofte er 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 Akuttforurensning (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 som planlegges i 2013/2014.

Produksjonsboringen på Gjøa ble fullført i 2012, og alle brønnene er nå i drift. På Gjøa var 94 prosent av kjemikaliene som ble sluppet til sjø, grønne kjemikalier. Totalt ble 1661 tonn grønne, 101 tonn gule og 0,00042 tonn i kategorien røde kjemikalier sluppet til sjø i forbindelse med produksjon og boring på Gjøa. Det var ingen utslipp av borekaks til sjø i 2012 ettersom all

borekaks (både vann- og oljebasert) ble fraktet til land for behandling og endelig fjerning. Totalt ble det generert 162 tonn vanlig avfall og 8264 tonn farlig avfall på Gjøa. 91 prosent av det farlige avfallet består av slopp, slam og kaks fra boringen. Gjenvinningsraten for vanlig avfall på Gjøa var 96 prosent, og avfallssorteringsraten var 66 prosent. Det var tre utilsiktede utslipp til sjø på Gjøa i 2012, hvorav

ett relaterte seg til boreriggen Transocean Searcher. To var utslipp av hydraulisk væske, og ett var et mindre utslipp av råolje. Utslipp til luft offshore omfattet 175 tonn NOx og 106 600 tonn CO2. Dette var en betydelig reduksjon fra 2011, noe som hovedsakelig skyldes reduksjonen i boreoperasjoner.

Gjøa lå godt innenfor utslippstillatelsen, og rapporteres til miljømyndighetene i samsvar med gjeldende forskrifter.

GDF SUEZ er medlem av NOx-fondet, og bidrar dermed til tiltak for å redusere NOxutslipp fra industrien. Utslipp til luft og sjø fra driften på

Året 2012 Samfunnsengasjement

Samfunnsengasjement 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.

På vegne av våre ansatte gir GDF SUEZ E&P Norge julegaver i form av donasjoner til utvalgte veldedige organisasjoner. I 2012 var det Barnekreftforeningen som var mottaker.

GDF SUEZ E&P Norge har utarbeidet retningslinjer for sponsorvirksomhet som er i overensstemmelse med dem som GDF SUEZ-gruppen benytter. Fokus er på natur, kultur og idrett. Vi støtter hovedsakelig prosjekter i regioner der selskapet har aktiviteter, dvs. Rogaland, Finnmark og Sogn og Fjordane.

01 ONS GDF SUEZ E&P Norge var til stede på utstillingen Offshore Northern Seas (ONS) 2012. Vår stand ble besøkt av interessenter innen industrien, stortingspolitikere og politikere fra hele landet. Flere grupper fikk en presentasjon av våre aktiviteter.

02 FTIF – Florø Turn & Idrettsforening

03 Den Norske Turistforening

04 International Chamber Music Festival

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. Dette gjør GDF SUEZ E&P Norge til klubbens hovedsponsor 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.

Samarbeidet med Den Norske Turistforening, som startet i 2003, fortsatte i 2012. 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. Som del av vårt samarbeid med DNT, støttet GDF SUEZ E&P Norge prosjekter i regi av Stavanger Turistforening (STF), Flora Turlag og Hammerfest og Omegn Turlag.

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 i 2009. Festivalen finner sted i begynnelsen av august hvert år i Stavangerregionen. 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.

Året 2012 Vårt team

Vårt team Per februar 2013.

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

Atle Sonesen Managing Director

Anne Blomberg Advisor Communication

Elin Witsø Leader HSE Operations

Håvard Kalve Advisor Quality

Helen Lima Jensen Coordinator Tech Doc & LCI

Kari Samnøen Adv Management Support

Cathrine Andresen Advisor Communication

Tor Ove Holsen Leader D&I Management

Stig Sandal Adv Emergency Management

Trond Wefring Coordinator Tech Doc & LCI

Karel Schothorst Corporate Advisor

Cecilia Sandsmark Coordinator Communication

Wenche R. Helland Advisor Environment

Sigbjørn Dalane Adv Health & Work Environment

Jannecke A. Moe Advisor Environment

Ole Kjetil Handeland Advisor HSE

Communication

HSEQ

Human Resources Magnar Støle Head of Human Resources

Finance & Admin.

Anne Svendsen Leader HR Operations

Johannes Finborud Chief Financial Officer

Tore Jan Landmark Leader Office Facility

Olivier Bou Advisor ICT

Tom Baug Coordinator SAP

Brit Jorunn Marker Leader Employment Conditions

Kjersti Bergsåker-Aspøy General Counsel

Gert Tjensvoll Leader Economics

Øystein Aspøy Coordinator Industrial IT

Rasmus Osaland Economist

Bjørn Ravndal Sr Advisor C&P Management

Sigurd Helgesen Manager Tax

Knut-Olaf Rusten Manager ICT

Anders Erik Haugen Manager Purchase

Lars Christian Takla Business Planner

Aina Skretting Østrått Adv Resource Management

Tone Lise Pedersen Manager Finance

Gaute Barstad Leader ICT

Jan H. Standal Advisor Purchasing

Torhild S. Jensen Coordinator Administration

Kari Ingunn Nystein Advisor HR Applications

Livar Haaland Manager Procurement

Nils Ivar Sørensen Advisor ICT

Marita O’ Reilly Purchaser

Nina E. Grundetjern Coordinator Administration

Oddvar Aarberg Manager Logistics & Base

Tommy Rafos Advisor ICT

Stian Nielsen Purchaser

Renate Horpestad Coordinator Administration

Finance & Admin.

Året 2012 Vårt team

Asset

Tine Harstad Eggen Legal Counsel

Eirik Sørensen Leader Operated JVs

Lisbeth Helle Controller

Kay Zaccarini Controller

Bjørn Hereid Coordinator Material

Renate Solheim Lian Advisor Tax

Anne Selbæk Leader Fin Application & GA

Riku Kangas Controller

Kjetil Sande Ldr Material Mgmt & Log Op

Camilla Kruse Coordinator Material

Rune Haukebøe Manager Contracts

Trygve Bø Leader Financial Reporting

Marie Guldbrandsen Westre Controller

Vibeke Mowatt Leader Air & Mar Operations

Laila Sælemyr Bjerknes Purchaser

Jan-Tore Storslett Specialist Contracts

Randi Følgesvold Controller

Aleksandra Uzunova Controller

Knut Arne Eltvik Advisor Marine Operations

ASSET Asset

Sissel Dyskeland Advisor Contracts

Eirik Matre Controller

Niki Tsakiroglou Controller

Marie Arnstad Coordinator Air Transport

Geir Pettersen Head of Asset

Jan Gunnar Kristoffersen Administrator Contracts

Juliette Bou Controller

Johanna Röman Controller

Geir Hillersøy Advisor Material

Kjell Ola Jørgensen Project Manager

Erik Schiager Advisor Asset Management

Mehryar Nasseri Senior Engineer Drilling

Lise Schiøtz Senior Geologist

Matthew G. Reppert Principal Petrophysicist

Philippe Vincent Senior Reservoir Engineer

Tom K. Steinskog Leader Tech & Development

Sigbjørn Kalvenes Mgr Petroleum Technology

Caroline Haugvaldstad Geologist

Neal Hewitt Principal Engineer Production

Hotler Samosir Reservoir Engineer

Gerhard V. Sund Manager Drilling & Well

Kjell Y. Buer Chief Geologist

Cecile Damstra Chief Geophysicist

Arne Crogh Senior Engineer Production

Andrea Reinholdtsen Reservoir Engineer

Tommy Andreassen Drilling Superintendent

Gildas Lageat Senior Geologist

Jochen Rappke Principal Geoscientist

Siv Kirstin Borgersen Senior Engineer Production

Patrick Hamou Manager Asset Area

Bjørn S. Ellingsen Drilling Superintendent

Wouter Hazebelt Senior Geologist

Roy Hoel Senior Geophysicist

Mailin Seldal Principal Reservoir Engineer

Carl Otto Houge Manager Asset Area

Karstein Hagenes Principal Engineer Drilling

Steve Bryant Senior Geologist

Cristophe Courtial Geophysicist

Torunn Haugvallstad Senior Reservoir Engineer

Erling Kindem Mgr Area Non-op Ventures 47

Året 2012 Vårt team

Exploration

Turid Moldskred Mgr Area Non-op Ventures

Jan Åge Greger Executive Advisor Exploration

Philip Hughes Senior Geophysicist

René Thränhardt Senior Geologist

Magali Romanet Senior Geologist

Viggo Dybsland Olsen Senior Engineer Facility

Paul Milner Manager New Venture

Fanny Marcy Courtial Senior Geophysicist

Tove Thorsnes Senior Geologist

Rutger van der Vliet Geologist

Siri Lunde Sr. Engineer Development

Britt Heskestad Mgr Barents Sea/Vøring

Pauline Convert Geophycisist

Wim Lekens Senior Geologist

Arjen Wielaard Geologist

Marc Rousselet Engineer Field Development

Bjørg Solheim Mgr North Sea/Haltenbanken

Alv Aanestad Senior Petrophysicist

Gunilla A. Steen Senior Geologist

Jan Willem Achterberg Leader Data Management

EXPLORATION Exploration

Odd Fuglestad Principal Geophysicist

Nicolas Nosjean Senior Geoscientist

Philippe Bailly Senior Geologist

Marianne Førland Advisor Technical

Tina R. Olsen Head of Exploration

Eldbjørg Bø Senior Geophysicist

Jörgen Samuelsson Principal Geologist

Sarah Robertson Senior Geologist

Frode Gjerde Advisor GIS

Gas & Commercial

Operations

Anders Ringen Trainee Geoscience

Ove Harbo Sr Adv Business Development

Antoine Sabatier Adv Sales & Transportation

Per Langhaug Offshore Installation Mgr

Oddgeir Madsen Team Leader Deck & Marine

Gas&&COMMERCIAL Commercial GAS

Morten Philbert Advisor Gas Operations

Operations OPERATIONS

John Winterstø Offshore Installation Mgr

Ørjan Midttveit Team Leader Deck & Marine

Eric Robial Head of Gas & Commercial

Nils-Erik G. Lomheim Adv Upstream Commercial

Hilde Ådland Head of Operations

Pål Hamre Team Ldr Op & Maintenance

John Arne Pedersen Team Leader Deck & Marine

Kjell Arne Abrahamsen Leader Upstream Commercial

David Gazel Mgr Sales & Transportation

Ingrid R. Devold Torjussen Manager Technical

Jens Petter Gjærum Team Ldr Op & Maintenance

Bente Brinchmann Team Ldr Health & Work Env

Eirik Vestersjø Leader Infrastructure

Natalia Vennikova Adv Sales and Transportation

Kick Sterkman Offshore Installation Mgr

Nils Martin Bakka Team Ldr Op & Maintenance

Jan Turi Team Ldr Health & Work Env

Ole Johan Østvedt Mgr Business Development

Guillaume Vens Adv Sales and Transportation

Arild Jåsund Offshore Installation Mgr

Bjarte Rimereit Team Ldr Op & Maintenance

Bjørn-Peder H. Johansen Team Ldr Health & Work Env 49

Året 2012 Vårt team

Erik Winge Ldr Planning & Project Controls

Olav Dolonen Leader Process

Ingvald Sviland Senior Engineer Electrical

Per Morten Kyvik Senior Engineer Automation

Eirik Høvring Engineer Operations

Dag André Bogstrand Adv Project Controls

Clarence Soosaipillai Leader Subsea

Steinar Andersen Senior Engineer Automation

Elin K. Sletten Senior Engineer Telecom

Michael B. Pettersen Engineer Technical Safety

Bjørn Løkkebø Halsnes Planner

Arne Bekkeheien Ldr Mechanical & Maintenance

Torkel Fagnastøl Sr Project Engineer Mod

Knut Ytre-Hauge Eng Electrical & Instrument

Aage Torvanger Engineer Inspection

Jone Harestad Senior Engineer Operation

Hans Chr. Rentsch Sr Eng Structure/Inspection

Philip Chan Senior Engineer Metering

Dina Kayrbekova Engineer Mechanical

Jon Kristian Loftås Engineer Electrical

Kai Solheim Project Ldr Modifications

Midhat Durakovic Sr Eng Maint Technical Safety

Arild Sunde Senior Engineer Process

Are Høivik Engineer Mechanical

Steinar Hellesøy Engineer Process

Årstein Bringsvor Leader Auto / El / Tele

Harald Flesland Sr Engineer Maintenance

Per Kristian Roald Senior Engineer Subsea

Åse Helland Sørskår Engineer Process

Gaute Fjeld Engineer HVAC

Jonas Wignäs Engineer Maintenance

Ove Lid Technician Process

Ingunn Frette Technician Process

Gunnar Løvås Technician Process

Jan Rasmussen Technician Process

Elin Klemp Trainee Engineer Process

Kjersti M. Byrkjeland Technician Process

Joakim Borgen Technician Process

Ståle Johansen Technician Process

Roger Aase Technician Process

Frank Nagy Technician Process

Tom Borger Nielsen Technician Process

Martha Viste Technician Process

Svein Arvid H. Nordal Technician Process

Øyvind Torjussen Technician Process

Bernt Økland Technician Process

Trond Myklebust Technician Process

Stig Erling Sande Technician Process

Cato Strømsnes Technician Process

Nils Stian Finnseth Technician Process

Dagfinn Ommundsen Technician Process

Jan Rune Kalsvik Technician Process

Aimée R. Lobben Technician Process

Lars Westbye Technician Process

Jostein B. Nilssen Technician Process

Vidar Mostrøm Technician Process

Åse Andersen Technician Process

Rune Dønheim Technician Process

Hans Ottar Moen Technician Process

Atle Hovstad Technician Process 51

Året 2012 Vårt team

Jan Berntsen Technician Process

Ove Lindanger Technician Automation

Sindre Lysgård Technician Automation

Per Inge Hole Technician Electrical

Roar-Helge Torheim Technician Mechanical

Gro W. Røtvold Coord Deck & Material

Jone Askeland Technician Automation

Roger Dahlgren Technician Electrical

Vidar Rasmussen Technician Mechanical

Vidar Vold Technician Mechanical

Brynjar Joa Coord Deck & Material

Ørjan Bye Skulbru Technician Automation

Ingar Hagen Technician Electrical

Chris-André Valle Technician Mechanical

Kjell Magne Miljeteig Technician Mechanical

Rune Rogstad Coord Deck & Material

Pierre Stig Ingvar Lindberg Technician Automation

Vidar Westin Technician Electrical

Svein Arne Fosshaug Technician Mechanical

Per R. Jeffrey Stiansen Technician Mechanical

Tore Nordhasli Technician Automation

Ken-Widar Kydland Technician Automation

Gjert Ståle Olsen Technician Electrical

Steinar Rørvik Technician Mechanical

Bjørn Idar Sønning Technician Mechanical

Harry Jordalen Technician Automation

Kjetil Volden Technician Automation

Jostein Haugland Technician Electrical

Jan Sverre Sønning Technician Mechanical

Eric Pieter-Jan Krijger Technician Mechanical

Ronnie Bøe Viken Technician Mechanical

Gunnar Aakre Operator Deck & Crane

Bjørn Einar Ness Operator Deck & Crane

Trond E. Hagfjäll-Lande Opr Deck & Scaffolding

Johnny Lilleland Operator Deck & Crane

Tor-Arne Risvåg Opr Deck & Scaffolding

Erlend Vikedal Operator Deck & Crane

Ove Grønnevig Opr Deck & Scaffolding

Kjetil Bakhaug Operator Deck & Crane Håkon Emil Trondsen Operator Deck & Crane 53

Året 2012 Styrets beretning

Styrets beretning 2012 GDF SUEZ E&P Norge AS er engasjert i leting og produksjon av olje og gass på den norske kontinentalsokkelen. Selskapets hovedkontor ligger i Sandnes. Ved utgangen av 2012 hadde selskapet en portefølje på 47 lisenser på norsk kontinentalsokkel, inkludert eierandeler i feltene Njord, Fram, Snøhvit, Gjøa, Vega-enheten, Gudrun og Hyme. Selskapet er operatør for Gjøa-feltet (PL153 og PL153B) som hadde produksjonsstart i november 2010, og for letelisensene PL530 Heilo, PL607 Byrkje, PL610 Kimbe, PL612 Nemo, PL634 og PL636. I tillegg er det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS engasjert i leting og produksjon av olje og gass på Grønland. Selskapet har to lisenser i Baffinbukten, blokk 5 Anu og blokk 8 Napu.

Leting Nye arealer I 2012 ble selskapet tildelt tre nye partnerlisenser, samt operatøransvaret for to felt i konsesjonsrunden TFO 2011. Tildelingen av operatøransvar inkluderte en andel på 40 prosent i PL634 og en andel på 50 prosent i PL636, som begge ligger i Gjøa-området. Partnerlisensene inkluderte en andel på 20 prosent i PL618, en 20 prosent andel i PL630 og en andel på 20 prosent i PL637. Alle tre ligger i Nordsjøen.

Selskapet leverte en omfattende søknad til konsesjonsrunden TFO 2012 høsten 2012. Tildelingene ble offentliggjort i midten av januar 2013, og selskapet ble tilbudt fire nye partnerlisenser. Boring Selskapet har ikke boret opererte letebrønner eller deltatt i leteboring i 2012. Flere brønner er planlagt for 2013 og 2014.

– Fullføringen av feltutviklingen på Gjøa og en vellykket første revisjonsstans resulterte i nye eksportrekorder for både olje og gass på Gjøa. – Jean-Marie Jacques Dauger

Utbygging Gudrun Utbyggingsprosjektet for Gudrun er hovedsakelig i henhold til tidsplan, men er generelt en måned forsinket. Den generelle fremgangen og kostnadsutviklingen i prosjektet er tilfredsstillende.

har ankommet Haugesund. Boligkvarteret er på plass og koblet sammen med støttesystemmodulen. En brønn ble komplettert i 2012 og en brønn er under arbeid ved årsslutt. Boringen vil fortsette frem til 2014, og minst sju brønner skal ferdigstilles. Produksjonsstart er ventet i første kvartal 2014.

Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni i 2010. Byggingen av plattformen finner sted på en rekke steder verden over, inkludert Norge, Thailand og Polen. Alle moduler

Njords nordvestflanke (NWF) Utbyggingen av NWF ble godkjent i april 2010, og ved slutten av 2012 var modifikasjonene på overstellet nesten ferdigstilt.

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 2012 Styrets beretning

Boringen av NWF-brønnene fra Njord-plattformen er utsatt grunnet det høye aktivitetsnivået i andre prioriterte prosjekter på Njord-plattformen. Produksjonsstart av den første produksjonsbrønnen er planlagt til andre halvdel av 2014.

Melkøya ned til Heidrun i Norskehavet. I november bestemte lisensen seg for ikke å arbeide videre med Tog II-løsningen grunnet mangel på et solid forretningsgrunnlag.

Hyme Hyme er et oljefunn 19 km øst av Njord-feltet. PUD ble godkjent i juni i 2011. Feltet bygges nå ut med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn som skal knyttes opp mot Njord A. Prosjektgjennomføringen som et hurtigprosjekt er vellykket, og forventet produksjonsstart er i henhold til planen i første kvartal 2013

Gjøa Den totale produksjonen ved Gjøa-feltet var i 2012 på 13,6 millioner fat o.e., eller 37 260 fat o.e. pr. dag. Dette utgjør 53 prosent av selskapets totale produksjon. Boreprogrammet med i alt 11 brønner ble ferdigstilt i juli 2012. I desember 2012 ble gasseksportkapasiteten på 17 M Sm3/d nådd og til og med overgått, etter at et gasseksport-stigerør ble skiftet ut sent i 2011 og en lyddemper ble fjernet oppstrøms for gasseksport-stigerøret under den første revisjonsstansen på Gjøa i 2012.

Fremtidig utbygging av Snøhvit (Snøhvit Future Development (SFD) Tre ulike fremtidige utbyggingsalternativer ble vurdert i 2012: 1) Fortsette å produsere og utvikle enheten i tråd med godkjent PUD, 2) Bygging av et nytt LNG-tog (Tog II) på Melkøya, med samme kapasitet som det eksisterende toget, 3) Bygging av et nytt kontrollanlegg for duggpunkt og en ny rørledning fra

Drift

Njord Total produksjon fra Njordfeltet i 2012 var på 3,5 millioner fat o.e., eller 9 589 fat o.e. daglig. Den totale produksjonen fra Njord var lavere i 2012 grunnet høyt aktivitetsnivå som inkluderte flere prosjekter og generelt

vedlikehold av plattformen. Det store omfanget og reparasjonsaktivitetene resulterte i flere lengre driftspauser, og produksjon som var lavere enn planlagt. Men takket være dette arbeidet er den tekniske integriteten på plattformen bedret, noe som gjør den bedre rustet for fremtiden – i tråd med ambisjonen om å forlenge driften ved Njord frem mot 2030.

Vega-enheten Total produksjon fra Vegaenheten i 2012 var på 0,9 millioner fat o.e., eller 2 466 fat o.e. per dag. Produksjonsproblemer i brønnene i Vega Sør førte til at Vega Sør ble stengt ned i 2012. Det er planlagt en ny boring i 2013 for å løse dette. En redeterminering gjennomført i 2012 reduserte GDF SUEZ’ eierandel i Vegaenheten fra 6 prosent til 5,475 prosent.

Fram Total produksjon ved Framfeltet i 2012 var på 3,0 millioner fat o.e., eller 8 219 fat o.e. daglig. Resultatene i Framreservoaret har vært gode. Den forventede produksjonsnedgangen grunnet trykkfall i reservoaret og økt vannproduksjon har foreløpig ikke inntruffet.

Fortsatt drift

Snøhvit Total produksjon fra Snøhvit var på 4,5 millioner fat o.e. i 2012, eller 12 329 fat o.e. pr. dag. LNG-anlegget har en del driftsmessige utfordringer, og en rekke ikke-planlagte nedstenginger fant sted i 2012, noe som medførte en regularitet på 73 prosent.

I henhold til Regnskapslovens § 3-3a bekrefter vi at årsregnskapet er avlagt under forutsetningen om fortsatt drift. Denne forutsetning bygger på inntektsprognosene for år 2012 og selskapets langsiktige, strategiske prognoser. Selskapets økonomiske og finansielle stilling er god.

Arbeidsmiljø Ved utgangen av året hadde selskapet 200 ansatte. Selskapet registrerer sykefravær i tråd med gjeldende lover og regler. I 2012 var sykefraværet på 1,66 prosent (2,60 prosent i 2011).

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 A.S, og fra 1999 til 2000 var han også administrerende direktør i Fina Exploration Norway. Han har økonomisk utdannelse, og er utnevnt til Chevalier av den franske Ordre national du Mérite.

Selskapet gjennomfører en årlig arbeidsmiljøundersøkelse som omfatter alle ansatte og kontraktører. Undersøkelsen dekker en rekke faktorer som påvirker arbeidsmiljøet. Resultatene fra undersøkelsen danner grunnlag for utarbeidelsen av nødvendige handlingsplaner for å opprettholde et godt arbeidsmiljø. Den siste undersøkelsen konkluderer med at arbeidsmiljøet og den generelle trivselen på arbeidsplassen er god. I 2012 hadde GDF SUEZ E&P Norge AS ingen alvorlige hendelser og tre mindre personskader. To av disse tre skadene var fraværsskader (LTI). De to fraværsskadene var: • Brukket finger – Gjøa • Brannskade på hånd – Gjøa

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

tinuerlig innsats for å følge disse kravene. Ved utgangen av året var 61 av våre 200 ansatte kvinner. Ledergruppen består av ni personer, hvorav tre er kvinner. Ett av sju styremedlemmer er kvinne. Det ble rekruttert 30 nye medarbeidere i 2012, og av disse var 11 kvinner og 19 menn. All lønn fastsettes uavhengig av kjønn. Fire medarbeidere arbeider deltid, og det er ingen forskjell i arbeidstidsbestemmelsene for menn og kvinner.

Diskriminering Målet i diskrimineringsloven er å fremme likestilling, sikre like muligheter og likerett, og forhindre diskriminering på bakgrunn av etnisitet, nasjonalitet, opphav, hudfarge, språk og religion og tro. Selskapet arbeider aktivt, besluttsomt og systematisk for å etterleve lovens intensjon. Aktivitetene omfatter rekruttering, lønn 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.

som ble sluppet ut til sjø var grønne (miljøvennlige) kjemikalier som ikke forventes å ha noen innvirkning på miljøet. I GDF SUEZ legger vi vekt på bruk av miljøvennlige kjemikalier. Et mindre volum rødt kjemikalie ble brukt og sluppet ut i 2012. Utslippet av gule kjemikalier var på 101 tonn, godt innenfor den tillatelsen som er gitt.

Miljø Gjøa-feltet (Gjøa SEMI og Transocean Searcher) Gjøa-feltet er bygget ut med tanke på å skape så lite miljøpåvirkning som mulig. Elektrisitet fra land er den viktigste kraftkilden for Gjøainstallasjonen, 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 miljøet grunnet drift på Gjøa er godt innenfor den utslippstillatelsen som er gitt, og blir rapportert til miljømyndighetene i samsvar med gjeldende forskrifter. 94 prosent av kjemikaliene

Det var tre utilsiktede utslipp til sjø i løpet av 2012, ett av disse var i forbindelse med boreriggen Transocean Searcher. To var utslipp av hydraulikkvæske, og det var ett mindre utslipp av råolje. Produksjonsboringen på Gjøa ble ferdigstilt i 2012, og alle borede brønner er nå i drift. Det var ingen utslipp av borekaks til sjø i 2012 ettersom all borekaks (vannbasert og oljebasert) ble sendt til land for behandling og endelig avhending. Gjøa-feltet genererte 162 tonn normalt avfall og 8 264 tonn farlig avfall i 2012. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var:

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 Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU). Han arbeidet i 23 år for Statoil bl.a. som plattformsjef på Statfjord, konserndirektør for Statfjord Drift, konserndirektør for Teknologi og forskning og til slutt som konserndirektør for Leting og utvinning Norge. I 2007 begynte han i GDF SUEZ E&P Norge AS som adm. direktør, og i desember 2011 ble han forfremmet til Deputy Vice President, Regional Division i GDF SUEZ E&P International.

Året 2012 Styrets beretning

Fakling 2 mill Sm3 Brenngassforbruk 40 mill Sm3 Dieselforbruk 3 058 tonn CO2-utslipp 107 700 tonn NOx-utslipp 175 tonn GDF SUEZ er medlem av NOxfondet. Gjennom innbetalinger til NOx-fondet bidrar GDF SUEZ til at det finnes tilgjengelige midler til NOx-reduserende tiltak i industrien.

Økonomisk markedsrisiko Selskapets økonomiske resultater påvirkes av svingninger i oljeog gassprisene og valutakursene. Selskapets lån er i NOK med flytende rente. Dermed vil selskapets fortjeneste og økonomiske stilling bli påvirket av endringer i rentemarkedet. GDF SUEZ E&P Norge AS har etablert retningslinjer for inngåelse av derivatkontrakter for å håndtere risiko forbundet med råvarerisiko. Råvarerisiko håndteres ved at GDF SUEZ E&P Norge AS inngår råvarebaserte derivatkontrakter, bestående av bytter av oljeog gassprodukter i markedet. Risikoen knyttet til våre motparters mislighold av sine

forpliktelser anses som lav, ettersom selskapet hovedsakelig selger til andre selskaper i gruppen og til andre større selskaper. Selskapet har ikke realisert tap på fordringer i løpet av de foregående år. Den samlede eksponeringen i forbindelse med valuta-, rente- og prissvingninger overvåkes og vurderes av gruppen som en del av den generelle evalueringen av gruppens totaleksponering. Eventuelle tiltak iverksettes på gruppenivå i samsvar med gjeldende prosedyrer.

oner kroner sammenlignet med 5 321 i 2011. Selskapet solgte 1,8 milliarder Sm3 gass inkludert LNG fra Snøhvit i 2012. All gass ble solgt til andre GDF SUEZselskaper og utgjorde 3 861 millioner kroner sammenlignet med 3 296 millioner i 2011. Salget av NGL og LPG blandet utgjorde 1 653 millioner kroner i 2012 sammenlignet med 1 258 millioner kroner i 2011. I alt ble 4,3 millioner fat o.e. av disse produktene solgt i 2012, høyere enn de 2,9 millioner fatene o.e. solgt i 2011.

Økonomiske aspekter Selskapet produserte i alt 25,5 millioner fat o.e. i 2012, en økning på 16 prosent sammenlignet med 2011. Dette er hovedsakelig grunnet en økning i produksjonskapasiteten på Gjøa sammenlignet med 2011. Samlet salg i 2012 var på 25,4 millioner fat o.e., noe som ga samlede inntekter på 11 833 millioner kroner. I alt ble det solgt 9,3 millioner fat råolje og kondensat i 2012. Inntekter fra salg av råolje og kondensat var på 6 193 milli-

I 2012 utgjorde netto kontantstrøm fra driften 6 105 millioner kroner, sammenlignet med 8 165 millioner i 2011. Investeringene i 2012 utgjorde 2 800 millioner kroner, sammenlignet med 3 049 millioner i 2011. Hoveddelen av investeringene i 2012 ble gjort i den pågående utbyggingen av Gudrun- og Hyme-feltene, produksjonsboring på Gjøa-feltet, utskiftning av stigerør og produksjonsboring på Njord. Selskapets langsiktige gjeld til andre konsernselskaper ved

slutten av 2012 var 6 567 millioner kroner, sammenlignet med 8 367 millioner ved utgangen av 2011. Nedgangen i langsiktig gjeld skyldes delvis tilbakebetaling av prosjektlånet for Gjøa ved utgangen av 2012. Selskapets resultat etter skatt i 2012 ble 1 291 millioner kroner, sammenlignet med 1 086 millioner i 2011. Samlet egenkapital etter avsatt utbytte er 2 421 millioner kroner, som gir en egenkapitalandel på 10 prosent. Egenkapital til disposisjon ved utgangen av året er 0,83 millioner kroner. Regnskapet er utarbeidet under forutsetning av fortsatt drift. Styret og administrerende direktør bekrefter at forutsetningen for dette er 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 2012, og som ikke kommer frem i regnskapet. Det heleide datterselskapet GDF SUEZ E&P Greenland AS hadde ingen inntekter i 2012 og hadde kostnader på 206

Rob Buchan Styremedlem

Gerhard V. Sund Styremedlem

Utdannet fra Aberdeen University og Robert Gordon University. Han har arbeidet i gruppen siden 2008 og hatt stillinger både i datterselskapet og ved hovedkontoret innen driftsstyring. Siden januar 2012 har han hatt stillingen som Senior Vice President Operations i GDF SUEZ E&P International.

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

millioner. Selskapet har gitt datterselskapet et konsernbidrag på 206 millioner. Verdien av aksjer i GDF SUEZ E&P Greenland AS tilsvarer de midlene som ble ført inn i selskapet, 303 millioner kroner.

Styret anbefaler følgende fordeling basert på regnskapet for 2012: Nettoresultat 2012 NOK 1 291 137 905

Tilbakeholdt overskudd NOK 76 784 905 Utbytte NOK 1 214 353 000

31. DESEMBER 2012 / 19. MARS 2013

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

Turid Moldskred Styremedlem Ansattes representant

Atle Sonesen Administrerende direktør

Turid Moldskred Styremedlem Har en mastergrad som petroleumsingeniør fra NTNU. Hun har 24 års erfaring i oppstrømsvirksomhet innen havbunn, gassforsyning/ planlegging av infrastruktur på norsk kontinentalsokkel, samt internasjonal forretningsutvikling. Hun har tidligere arbeidserfaring fra ConocoPhillips og Statoil. Hun begynte i GDF SUEZ i 2009, og har siden 2011 hatt stillingen som Manager Asset Area Non-operated Ventures.

Året 2012 Årsregnskap

Resultatregnskap Note

2012

2011

Salg av olje og gass

11 760 920 733

9 876 109 714

Transportinntekter

71 551 162

74 203 083

159 403

11 832 471 895

9 950 472 200

1 870 920 805

1 734 893 213

282 285 919

696 982 679

DRIFTSINNTEKTER

Gevinst ved salg av lisensandeler Sum driftsinntekter DRIFTSKOSTNADER Operasjonelle kostnader Letekostnader Lønnskostnader

6, 7

54 247 327

48 009 060

3 453 275 247

2 559 292 332

25 636 285

64 712 682

98 378 992

80 443 464

Sum driftskostnader

5 784 744 575

5 184 333 429

Driftsresultat

6 047 727 320

4 766 138 770

1 719 572

1 232 111

50 927 290

184 478 164

Avskrivninger Nedskrivninger Andre driftskostnader

FINANSINNTEKTER OG FINANSKOSTNADER Renteinntekter Agio Renteinntekter fra foretak i samme konsern

Disagio Rentekostnader til foretak i samme konsern

Annen rentekostnad Netto finansposter Resultat før skattekostnad

Skattekostnad

Årsresultat

20 503 927

74 584 145

179 613 735

152 556 712

219 318 021

419 109 736

2 962 405

10 582 235

328 743 371

321 954 263

5 718 983 948

4 444 184 508

4 427 846 043

3 357 961 721

1 291 137 905

1 086 222 787

1 214 353 000

1 053 750 500

Overføringer og disponeringer: Foreslått utbytte Overføringer annen egenkapital Sum

76 784 905

32 472 287

1 291 137 905

1 086 222 787

Balanse Note

2012

2011

21 482 618 208

21 410 260 839

303 157 775

70 378 719

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

21 785 963 983

21 480 827 558

42 669 837

23 271 001

68 654 767

56 367 952

328 242 147

852 699 045

1 521 182 671

932 357 662

1 918 079 586

1 841 424 659

453 934 869

237 178 008

2 414 684 291

2 101 873 668

24 200 648 275

23 582 701 227

EGENKAPITAL OG GJELD EGENKAPITAL

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

14, 15

141 500 000

1 273 500 000

1 415 000 000

3, 14

1 005 890 495

943 345 972

2 420 890 495

2 358 345 972

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 62

143 366 264

88 794 978

7 385 815 694

7 075 939 087

3 484 440

3 239 284 021

2 477 237 218

10 771 950 418

9 641 971 282

6 566 999 999

8 366 999 999

17 338 950 417

18 008 971 281

841 385

29 753 086

29 047 647

36 160 569

1 001 712 657

1 033 052 472

1 214 353 000

1 053 750 500

1 946 653 312

540 240 215

5 700 560

242 498 802

522 427 133

4 440 807 363

3 215 383 974

21 779 757 780

21 224 355 255

24 200 648 275

23 582 701 227

Året 2012 Årsregnskap

Kontantstrømoppstilling

Resultat før skattekostnad Refundert skatt på letekostnader Utbetaling av terminskatt Avskrivninger, nedskrivninger og nåverdiendring

2012

2011

5 718 983 948

4 444 184 508

-2 678 062 469

-677 000 001

3 572 079 908

2 699 392 075

Endring i kundefordringer og fordringer til operatør

512 170 082

4 062 341

Endring i leverandørgjeld og gjeld til operatør

-60 251 516

402 349 584

Forskjeller mellom kostnadsført pensjon og inn-/utbetalinger i pensjonsordninger

18 401 363

21 513 400

-979 795 455

1 270 241 389

6 103 525 861

8 164 743 295

-2 800 239 445

-3 048 550 600

-232 779 056

-70 104 980

Endring i andre tidsavgrensninger Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter

Utbetalinger ved kjøp/tilvirkning av varige driftsmidler Aksjer i datterselskap Finansielle investeringer

-188 000

Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter

-3 033 018 500

-3 118 843 579

Nedbetalt gjeld

-1 800 000 000

-4 735 835 904

Opptak av gjeld

Utbytte

-1 053 750 500

-388 276 000

Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter

-2 853 750 500

-5 124 111 904

Netto endring av kontanter og kontantekvivalenter

216 756 861

-78 212 188

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse

237 178 008

315 390 196

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt

453 934 869

237 178 008

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

Året 2012 Noter

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.

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.

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.

Bokføring av lisenskostnader. Selskapets eget regnskap reflekterer netto kostnader etter viderebelastning til partnere på lisenser hvor selskapet er operatør. Kontantstrømoppstilling. Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet etter den indirekte metode. Kontanter og kontantekvivalenter omfatter bankinnskudd. Leieavtaler. Selskapet har kun operasjonelle leasingkontrakter. Kostnaden vedrørende disse resultatføres fortløpende. Sikring. Sikringsinstrumenter klassifiseres basert på følgende kriterier: (1) sikringen er forventet å være svært effektiv ved at den motvirker endringer i virkelig verdi eller kontantstrøm-

belastningen 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 effektiv, (4) for kontantstrømssikring, at den forestående transaksjonen må være sannsynlig, og (5) sikringen evalueres løpende med kvantitative analyser og har vist seg å være effektiv. Kontantstrømsikringer. Den effektive delen av endringer i virkelig verdi på et sikringsinstrument regnskapsføres mot egenkapitalen. Den ineffektive delen av sikringsinstrumentet resultatføres løpende. Når et sikringsinstrument utløper eller selges, avsluttes eller utøves, eller foretaket opphever sikringsforholdet, til tross for at den sikrede transaksjonen fremdeles forventes å inntreffe, forblir akkumulerte gevinster eller tap på dette tidspunktet i totalresultatet og innregnes i resultatregnskapet når transaksjonen inntreffer. Dersom den sikrede transaksjonen ikke lenger er forventet å inntreffe, resultatføres akkumulerte urealiserte gevinster eller tap på sikringsinstrumentet umiddelbart.

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 oljeog gassprodukter. Formålet med derivatet er sikringen av fremtidig pris for olje og gass. SWAP-kontrakter for olje er sikret mot Brend Blend og SWAP-kontrakter for gass er sikret mot NBP og TTF-priser. For 2012 er det realisert en gevinst på kr 53 278 900 på SWAP-kontrakter.

2012

NOK

Inntekter fra oljesikring

28 378 812

Inntekter fra gassikring

24 900 088

Total sikringsinntekt

Resultat

53 278 900

Tabellen nedenfor viser en negativ bokført verdi på sikringsporteføljen per 31.12.2012 på kr 9 185 418. Av dette beløpet forfaller kr 5 700 978 i 2013 og kr 3 484 440 i 2014.

Bokført Cash Flows sikringsforpliktelse Bokført mot egenkapital

MtM ineffektiv del

31.12.2012

Forfall

2013

2014

Gjeld

9 185 418

5 700 978

3 484 440

-6 282 826

-3 899 469

-2 383 357

Kostnad

459 271

285 049

174 222

04 Bank I posten inngår bundne midler til skattetrekk kr 32 670 596.

05 Driftsinntekter

Selskapets produksjon er solgt som følger: NOK 1 000 Norge Frankrike Storbritannia Sum 2012 Sum 2011 Olje NGL

517 174

Gass

102 106

Kondensat

346 147

Gass infrastruktur

2 127 945

5 847 277

5 013 310

1 135 794

1 652 968

1 258 564

1 631 198

3 861 250

3 296 472

346 147

307 764

71 551

74 203

53 279

11 832 472

9 950 313

Sikring olje og gass

Totalt

1 036 979

2 127 945

8 614 269

06 Lønnskostnader m.m. 2012

2011

Lønninger

242 778 735

218 159 593

Allokert til lisenser

299 418 521

258 278 494

Arbeidsgiveravgift

39 245 820

29 360 288

Pensjonskostnader

46 013 794

40 198 035

Andre ytelser

25 627 498

18 569 639

Sum

54 247 327

48 009 060

198,0

182,5

Antall årsverk sysselsatt i regnskapsåret

Administrerende direktør har i 2012 mottatt lønn, bonus og annen godtgjørelse med kr 2 769 768. Det er i 2012 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 revisjonshonorar for 2012 utgjør kr 1 600 650 eks. mva. I tillegg kommer andre tjenester med kr 491 920 eks. mva. Tilleggstjenestene gjelder blant annet bistand i forbindelse med utarbeidelse av selvangivelse og ligningsansettelser.

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 pensjonsytelser. Pensjonsytelsene er i hovedsak avhengig av antall opptjeningsår og lønnsnivå ved nådd pensjonsalder. Pensjonsavtaler opptil 12G er finansiert gjennom en kollektiv forsikringsordning i livselskap, resterende ordninger finansieres over drift.

Årets pensjonsopptjening

2012

2011

44 050 376

38 628 419

Rentekostnader på opptjente rettigheter

4 592 429

3 759 212

Avkastning på pensjonsmidler

-2 629 011

-2 189 596

Netto pensjonskostnad

46 013 794

40 198 035

Året 2012 Noter

2012

2011

Opptjente pensjonsforpliktelser

187 709 215

138 219 345

Pensjonsmidler

-82 455 394

-60 767 324

Midler /forpliktelser

Estimatavvik

38 112 443

11 342 957

143 366 264

88 794 978

2012

2011

Diskonteringsrente

2,20 %

3,30 %

Forventet lønnsregulering

3,25 %

4,00 %

Forventet pensjonsøkning

0,00 %

0,70 %

Forventet G-regulering

3,00 %

3,75 %

Forventet avkastning på fondsmidler

2,20 %

4,80 %

Netto pensjonsforpliktelser Økonomiske forutsetninger

08 Transaksjoner med nærstående parter Nærstående parter GDF SUEZ SA

Forholdstype

Transaksjonenes beløp (NOK)

Type transaksjon

Andre opplysninger

Morselskap

20 504 000

Renter og finansinntekter fra

Resultat

konsernkonto GDF SUEZ SA

Morselskap

-34 814 000

Transport tariff

Resultat

GDF SUEZ SA

Morselskap

1 660 324 000

Gass-salg

Resultat

Søsterselskap

-30 293 000

Driftskostnader, fellesløsning SAP

Resultat

Morselskap

-50 798 000

Driftskostnader, support

Resultat

GDF SUEZ DEXpro GDF SUEZ E&P International

belastet fra hovedkontor GDF SUEZ CC Division J

Søsterselskap

-214 562 000

Rentekostnader, langsiktig lån

GDF SUEZ E&P Greenland AS

Datterselskap

2 545 142

Viderefakturering, lønn og reiseutgifter

Resultat Resultat

Datterselskap

-37 065 346

Kortsiktig gjeld til datterselskap og JV

Balanse

Morselskap

-1 053 750 500

Utbytte

Balanse

Søsterselskap

-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

-1 800 000 000

Nedbetaling lån

Balanse

GDF SUEZ E&P Greenland AS GDF SUEZ E&P International GDF SUEZ DEXpro

GDF SUEZ CC Division J

09 Varige driftsmidler Produksjonsanlegg

Anlegg under utbygging

Driftsløsøre, inventar

Aktiverte letekostnader

Totalt

24 606 040 727

2 692 309 913

362 900 119

590 034 620

28 251 285 378

1 491 107 521

1 969 277 614

62 787 084

28 096 681

3 551 268 901

Årets avgang **

Reklassifisering

143 070 941

-88 599 634

-54 471 307

Anskaffelseskost 31.12.12

26 240 219 189

4 572 987 893

425 687 203

563 659 994

31 802 554 279

Akk. avskr./Nedskr. 31.12.12

10 025 118 067

204 469 038

90 348 967

10 319 936 071

Balanseført verdi 31.12.12

16 215 101 122

4 572 987 893

221 218 165

473 311 027

21 482 618 208

Anskaffelseskost 01.01.12

Årets tilgang

3 383 320 951

69 954 296

3 453 275 247

Årets nedskrivninger ***

25 636 285

Estimert levetid

Årets avskrivninger

3-8 år

* Avskrives etter salgsenhetsmetoden ** Balanseførte letebrønner fra tidligere år evaluert som ikke-kommersielle funn *** Anskaffelseskost lisens PL341 og PL377 67

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

2012

2011

2 853 114 277

2 008 916 444

386 169 744

468 320 774

3 239 284 021

2 477 237 218

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.

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelse 1. januar Tilgang nye fjerningsprosjekter/estimatendring Nåverdiendring

2012

2011

2 008 916 444

1 342 269 846

751 029 456

591 259 537

93 168 377

75 387 061

Nedstengning- og fjerningsforpliktelser 31. desember

2 853 114 277

2 008 916 444

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 1. januar

1 288 683 587

911 931 776

Netto tilgang nye prosjekter/estimatendring

751 029 456

591 259 538

Avskrivninger

-258 511 167

-214 507 727

1 781 201 876

1 288 683 587

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 31. desember

Eiendel knyttet til fjerning og nedstengning er inkludert under ”Produksjonsanlegg” og ”Anlegg under utbygging” i note 8.

Boreforpliktelser. Selskapet er forpliktet sammen med lisenspartnerne å delta i boring av brønner i henhold til lisensavtalene. Kontraktsmessige forpliktelser (i tusen kroner) Forpliktelser inngått

2013

Deretter

Sum

2 634 645

2 920 133

5 554 778

De kontraktsmessige forpliktelsene består av kjøp og konstruksjon av driftsmidler i lisenser som selskapet har eierinteresser i. Det er i regnskapet avsatt for usikre forpliktelser på kr 84 000 000 i skattekostnad.

11 Mellomværende med konsernselskap Fordringer. Av kundefordringer per 31.12.2012 utgjør konserninterne fordringer kr 261 550 929 (31.12.2011: kr 367 286 617). I tillegg var det per 31.12.12 en kortsiktig fordring mot morselskapet på kr 970 662 922 (2011: kr 64 063 064). Renteinntektene utgjør kr 20 503 927 (2011: kr 74 584 145). Gjeld. Selskapet har inngått avtale med morselskapet om finansiering. Lånene er nominert i NOK med flytende rente og per 31.12.12 var saldoen kr 6 566 999 999 (31.12.2011: kr 8 366 999 999). Rentekostnader for 2012 utgjør kr 219 318 020, hvorav kr 0 er kapitalisert (2011: kr 419 109 736).

12 Boreutstyr Varelageret vurderes til det laveste av kostpris og markedsverdi vurdert etter FIFO-prinsippet. Betydelige reservedeler er kapitalisert sammen med investeringene. 2012 2011

Boreutstyr

42 669 837

23 271 001

Sum varelager

42 669 837

23 271 001

Året 2012 Noter

13 Skatt 2012

2011

340 532 147

2 502 999 339

Årets skattekostnad fremkommer slik: Endring utsatt skatt Skatteeffekt av anskaffelseskost bokført Betalbar skatt For lite / for mye avsatt skatt tidligere år Netto skattekostnad

-388 297 429

3 903 089 548

1 244 593 336

184 224 348

-1 333 525

4 427 846 043

3 357 961 721

Årets skattegrunnlag fremkommer slik: Ordinært resultat før skattekostnad

5 718 983 948

4 444 184 508

Permanente forskjeller

147 628 056

787 205 520

Endringer i midlertidige forskjeller

336 841 650

-9 342 717

6 203 453 655

5 222 047 311

153 018 822

240 453 647

Grunnlag i selskapsskatt Begrenset skattefradrag for finanskostnader Inntektsbeskatning for landvirksomhet Friinntekt Grunnlag særskatt

-8 053 282

-9 255 353

-911 440 328

-1 063 281 300

5 436 978 867

4 389 964 305

6 203 453 655

5 222 047 311

Betalbar skatt: Grunnlag selskapsskatt Fremførbart underskudd – selskapsskatt

-777 071 110

Grunnlag selskapsskatt etter bruk av underskudd fra tidligere år

6 203 453 655

4 444 976 201

Betalbar skatt – selskapsskatt 28 %

1 736 967 023

1 244 593 336

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

5 436 978 867 0 -1 104 733 817 4 332 245 049

4 389 964 305 -656 973 884 -3 732 990 421 0

Betalbar skatt – særskatt 50 %

2 166 122 525

13 315 325 648

12 813 544 581

-143 366 264

-88 794 978

Spesifikasjon for grunnlag utsatt skatt Forskjeller som utlignes: Anleggsmidler Netto pensjonsforpliktelser Beholdning av petroleumsprodukter Gevinst- og tapskonto Fjerningsforpliktelser Grunnlag selskapsskatt (28 %) Begrensning i kapitaliserte renter på felt under utbygging Fremtidig friinntekt Grunnlag særskatt (50 %) Utsatt skatt Selskapsskatt (28 %) Særskatt (50 %) Sum utsatt skatt Herav bokført mot egenkapitalen

3 660 658

13 195 378

16 613 919

-2 853 114 277

-2 008 916 444

10 335 701 144

10 736 107 736

-136 413 069

-176 478 678

-1 215 907 465

-2 419 971 217

8 983 380 610

8 139 657 841

2 893 996 320

3 006 110 167

4 491 690 305

4 069 828 921

7 385 686 625

7 075 939 088

-62 020 457

-31 964 317

Året 2012 Noter

2012

2011

Betalbar skatt Betalbar skatt av årets resultat

3 903 089 548

1 087 322 980

Betalbar skatt av kjøpspris ført mot balansen

157 270 356

Skatteeffekt av konsernbidrag

-27 286 367

117 563 763

-66 754

-2 073 999 999

-677 000 001

1 946 653 312

540 240 214

Ordinært resultat før skattekostnad

5 718 983 948

4 444 184 508

Marginal skatt 78 %

4 460 807 480

3 466 463 916

-455 720 164

-464 941 401

146 018 805

252 538 207

92 515 574

105 234 524

Tidligere års justeringer Betalt forhåndsskatt Sum betalbar skatt i balansen

Avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnad

Friinntekt Andre permanente forskjeller Begrenset skattefradrag for finanskostnader For lite / for mye avsatt fra tidligere år Årets skattekostnad

184 224 348

-1 333 525

4 427 846 043

3 357 961 721

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

14 Egenkapital Egenkapital 31.12.2011 Årets resultat Pensjon Sikringsbokføring Avsatt utbytte 2012 Egenkapital 31.12.2012

Aksjekapital

Overkursfond

141 500 000

1 273 500 000

141 500 000

1 273 500 000

Annen egenkap.

Sum

943 345 972

2 358 345 972

1 291 137 905

-7 957 382

-6 283 000

-1 214 353 000

1 005 890 495

2 420 890 495

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 GDF SUEZ E&P Greenland AS

Forretningskontor

Eierandel

Stavanger

100 %

Konsernbidrag. Det er i 2012 avgitt NOK 205 506 727 i konsernbidrag til datterselskap.

17 Reserver Basert på tall publisert av Oljedirektoratet, er selskapets andel av gjenværende reserver:

Kondensjonsperiode

Olje (millioner Sm 3)

Gass (milliarder Sm 3)

NGL (millioner Sm 3)

Kondensat (millioner Sm 3)

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

1,18 0,89 0,00 1,93 0,28 0,65 2,91

3,74 0,95 18,83 8,33 0,67 0,10 1,60

1,63 0,10 1,23 4,31 0,21 0,06 0,63

0,00 0,00 2,28 0,00 0,00 0,00 0,00

Njord Fram Snøhvit Gjøa Vega Hyme Gudrun

31. DESEMBER 2012/19. MARS 2013

Jean-Marie Jacques Dauger Styreleder

Didier Holleaux Styremedlem

Rob Buchan Styremedlem

Benoit Mignard Styremedlem

Turid Moldskred Styremedlem Ansattes representant

Rolf Erik Rolfsen Styremedlem

Gerhard V. Sund Styremedlem Ansattes representant

Terje Overvik Styremedlem

Atle Sonesen Administrerende direktør

Revisors beretning

Ă&#x2026;ret 2012 Revisors beretning

Foto Jan Inge Haga Anne Lise Norheim Statoil GDF SUEZ Shell Kjetil Alsvik Rune Osa Nikolaj Lund Roger Bareksten Bente Brinchmann David E. Antonsen Øyvind Hjelmen Jørn Steen Fotograf Eidsmo Egil Aardal

Byrå procontra Papir Galleri Art Silk 150 / 250 g Opplag 1000 (eng) + 600 (nor) Trykk Gunnarshaug

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