gdf suez e&p norge årsrapport

GD

F S

UE

Z E

&P

NO

RG

E A

S

10

GD

F S

UE

Z E

&P

NO

RG

E A

S

Årsrapport 2010GDF SUEZ E&P Norge AS

GDF SUEZ E&P NORGE AS

VESTRE SVANHOLMEN 6, N-4313 SANDNES

POSTBOKS 242, 4066 STAVANGER

TLF: +47 52 03 10 00 FAKS: +47 52 03 10 01

ÅR

SR

AP

PO

RT

3 OPPGAVE OG VISJON

4 NØKKELTALL 2001–2010

4 HØYDEPUNKTER 2010

6 ADMINISTRERENDE DIREKTØRS BERETNING

8 GJØA FEATURE

12 GDF SUEZ E&P NORGE AS

14 GDF SUEZ LETING OG PRODUKSJON

16 GDF SUEZ GRUPPEN

18 AKTIVITETER

20 GJØA-UTBYGGINGEN

22 GJØA DRIFTSFORBEREDELSER

24 GJØA OVERFØRING AV OPERATØRSKAP

26 SNØHVIT OG BARENTSHAVET

28 NORSKEHAVET

30 NORDSJØEN

32 GRØNLAND

34 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET

36 SAMFUNNSENGASJEMENT

38 VÅRT TEAM

45 STYRETS BERETNING

50 ÅRSREGNSKAP

60 REVISJONSBERETNING

Innhold

Byråprocontra

Foto Jan Inge Haga StatoilTom HagaAnne Lise Norheim Øyvind HjelmenJørn SteenGetty ImagesDag FrøyenOddgeir Havn/DNTRune Osa/FTIF

PapirGalleri Art Silk 150 / 250 g Opplag1,000 (eng) + 600 (nor) TrykkGunnarshaug

GDF SUEZ E&P Norge AS skal skape verdier langs hele verdikjeden ved å lete etter, bygge ut, produsere og transportere olje og gass på den norske kontinentalsokkelen.

GDF SUEZ E&P Norge AS skal gjøre dette på en bærekraftig måte, og gjennom fremragende drift vinne respekt blant våre interessenter.

Det er vår visjon å være blant de ti største oppstrømsselskapene på den norske kontinentalsokkelen, respektert for våre prestasjoner innen drift og HMS.

4

Høydepunkter

Nøkkeltallåret 2010

Gjøa driftsforberedelser13. juni ble Gjøa-plattformen tauet ut til feltet og ankret opp i løpet av få dager. Strømkabelen fra land ble koplet til, og det ble opprettet stabil kraftforsyning fra Mongstad i juli. Trekking av stigerør og kontrollkabel ble ferdigstilt, og rørledninger og stigerør ble klargjort for drift.

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

OmsetNiNG MILLIONEr NOK siste ti år MILLIONEr NOK

resultat MILLIONEr NOK siste ti år MILLIONEr NOK

Olje- OG GassprOduksjON MILLIONEr FOE siste ti år MILLIONEr FOE

‘01

‘01

‘01

‘02

‘02

‘02

‘03

‘03

‘03

‘04

‘04

‘04

‘05

‘05

‘05

‘06

‘06

‘06

‘07

‘07

‘07

‘08

‘09

‘10

‘08

‘09

‘08

‘09

13,7

4 960

7541,2

2,6

2,7

4,8

4,0

3,3

4,2

10,8

11,3

294

502

529

1 266

1 487

1 367

1 612

4 193

3 973

4 960

-34

31

97

264

366

467

508

1 268

623

‘10 754

‘10 13,7

5

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

Boring av Brynhild I Nordsjøen deltok selskapet i boringen av brønn 15/3-9 i PL187 Brynhild i nærheten av Gudrun-feltet. Det ble påvist olje og gass. Oljedirektoratet estimerer utvinnbare reserver til mellom 0,5 og 3 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Funnet vil sannsynligvis bli utbygd med en tilkopling til Gudrun-feltet.

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

Utbyggingskonseptet innebærer en prosessplattform knyttet opp mot Sleipner-feltet gjennom egne olje- og gassrørledninger. Boringen vil starte i slutten av 2011, og produksjonsstart forventes i første kvartal 2014.

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

iNvesteriNGer MILLIONEr NOK siste ti år MILLIONEr NOK

letekOstNader MILLIONEr NOK siste ti år MILLIONEr NOK

eGeNkapital 31.12. MILLIONEr NOK siste ti år MILLIONEr NOK

‘01

‘01

‘01

‘02

‘02

‘02

‘03

‘03

‘03

‘04

‘04

‘04

‘05

‘05

‘05

‘06

‘06

‘06

‘07

‘07

‘07

‘10

‘08

‘09

‘08

‘09

‘08

‘09

2 328

2 721

494

838

969

1 327

1 992

1 712

2 310

2 844

3 864

4 580

75

83

59

65

126

204

335

528

654

216

671

893

1 472

2 140

2 607

3 116

1 879

1 963

2 721

‘10 494

‘10 2 328

6

og gass også fra de nærliggende feltene Vega og Vega Sør. Dette illustrerer hvordan Gjøa-plattformen kan være moderplattform for felt i området rundt Gjøa. Plattformen er bygd med ledig kapasitet for flere tilknytninger, slik at Gjøa kan spille en sentral rolle i utvikling av området rundt. Dette utgjør også et potensial for vårt selskap; som rettighetshaver i flere utvinnings-tillatelser i nærheten.

Eierskapet til Gjøa-rørledningen ble fra 1. juni overført til Gassled, noe som gjorde selskapet til medeier i Gassled og det om fattende rørsystemet på norsk sokkel.

produksjon: Produksjonen for 2010 var på 13,7 millioner fat oljeekvivalenter, og representerer en 21 prosents økning sammen-lignet med 2009. Dette kommer primært av forbedret regularitet på Snøhvit og den nye produksjonen fra Gjøa og Vega Sør i november og desember. Fram og Njord er viktige i vår portefølje, og står for en betydelig andel av produksjonen.

leting: I løpet av året deltok selskapet i boringen av tre under-søkelsesbrønner. I PL187 Brynhild ble det påvist olje og gass som er mulige tilleggsreserver til Gudrun-feltet i nærheten.

Den andre Nordsjø-brønnen, PL341 Stirby, var tørr.

Den tredje brønnen var i PL326 Gro i Norskehavet, for å avgrense funnet som ble gjort i 2009. Det

ble påvist gass, men reservoar-kvaliteten er svakere enn ventet. Som en følge av de skuffende resultatene, har flertallet besluttet å tilbakelevere lisensen.

GDF SUEZ E&P Greenland AS er etablert som et datterselskap av GDF SUEZ E&P Norge AS. Ansvar for oppfølgingen av lisensene som ble tildelt av grønlandske myndig-heter i desember, er dermed lagt til vår organisasjon i Norge.

utbygginger: For Gudrun-lisensen, hvor selskapet har en eierandel på 25 prosent, ble plan for utbygging og drift godkjent av Stortinget i juni. Produksjonsstart er planlagt til første kvartal 2014.

Njord-partnerskapet har vedtatt å utvikle Njords nordvestflanke med boring av to brønner fra Njord-plattformen. Boringen er ventet å starte i første halvdel av 2011 med produksjonsstart i første kvartal 2013.

Oljefeltet Gygrid (nå Hyme) er på operatøren Statoils liste over ”fast-track”-prosjekter. Feltet vil bli knyttet til Njord-plattformen og produksjon er ventet fra 2012. Økonomiske resultater: 2010 var et godt år med solide økonomiske resultater.

Terje Overvik Administrerende direktør

Overtakelsen av Gjøa-operatør-skapet 25. november markerte slutten på Norges største pågående industriprosjekt – men også en ny start: Åpningen av en ny provins for olje- og gassutvikling i den nordlige Nordsjøen. Vi har gjennom flere år forberedt oss på å ta ansvar som operatør og vil strebe etter de beste HMS-resultater, sikker og pålitelig produksjon og vi vil påta oss rollen som langsiktig utvikler av Gjøa-området.

Gjøa: Operatørskapet ble overført fra Statoil, som hadde ansvaret i utbyggingsfasen, til GDF SUEZ E&P Norge AS den 25. november. Forut for denne viktige milepælen hadde produksjonen vært i gang siden den 7. november kl. 15:24. Gasseksporten startet dagen etter, den 8. november.

Gjennom året har vi jobbet tett sammen med utbyggingsoperatøren som har levert et godt prosjekt. Vår organisasjon har vært tett involvert i alle faser og sider av prosjektet, og parallelt med dette har vi vært gjennom intense forberedelser med bygging av kompetanse, overtakelse av systemer og etablering av prose-dyrer før operatørovertakelsen.

Gjøa har integrerte operasjoner som driftskonsept, med tilgang til felles data i sanntid som verktøy for bedre beslutninger. Daglig er det felles møter med personell og ledelse i driftsorganisasjonen på Forus, basen i Florø og plattformen på feltet. Konseptet gir mulighet for felles forståelse av driftspørsmål på tvers av geografiske grenser. Gjøa produserer fra starten av olje

i 2010 ble GdF sueZ e&p Norge as operatør for Gjøa-feltet i Nordsjøen. denne enkeltbegivenheten er den viktigste i selskapets historie. med dette er vi én av åtte feltoperatører på norsk sokkel, og med Gjøa-produksjonen vil vi bli blant de ti største olje- og gassprodusentene i Norge.

Gjøa – en milepæl i vår historie

admiNistrereNde direktØrs BeretNiNG

8

Utfordringene i kranen er mange; bevegelsene mellom forsynings-skipet og plattformen i 9 knops vind, svai på kroken, han må være observant og sikre god kommuni-kasjon mellom kran, dekk og skip.

Utstyr, prosedyrer, mennesker – og en kultur som fremmer sikker-het. Slik skal det være – alle vanlige og uvanlige dager på jobben.

Alt for å sikre trygg og effektiv for-syning til en verden som tørster etter mer energi, produsert på mest mulig bærekraftig måte.

Plattformsjef John Winterstø kikker fornøyd på produksjonstallene – oversikten viser at det går mot en måned med nesten hundre prosent regularitet. Februar var meget bra, nesten oppsiktsvek-kende. En godt konstruert platt-form fylt med høyt kvalifiserte folk som følger grundige prosedyrer – og som sammen bygger en kultur hvor sikkerhet og effektiv drift står i høysetet. Undergrunnens natur-krefter, med olje og gass strøm-mende fra brønner dypt nede i havbunnen, skal temmes og kontrolleres.

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

filterbytte på en sjøvannspumpe diskuteres, en smøreoljemåler viser feil verdier, kan det fikses? Er skjema for arbeidstillatelser fylt ut og underskrevet? Vedlikeholds-oppgaver rangeres og prioriteres; hvilke jobber fortrenger andre, hva haster – hva kan vente? Og den pumpen – må den til overhaling på land? Om natten er en kontroll-systemtekniker blitt kalt ut for å se på en oljeeksportpumpe, hvordan følges det problemet opp?

De jobber seg gjennom sakene, uten store fakter, men forklarer, oppklarer, avklarer.

Landorganisasjonen på Forus og i Florø kobles opp på skjermen, og sammen diskuterer kollegaene oppgaver og utfordringer for å sikre Gjøa og det tilknyttede Vega-feltet nok en dag med trygg produksjon.

9-kaffen er hellig om bord – den vanen har offshorearbeiderne arvet fra sjøfolk. Det gir rom for faglig og utenomfaglig drøs og diskusjon. De er 60 på plattformen denne dagen. En håndfull har nettopp gått og lagt seg – de jobber natt. Noen er nettopp kommet, andre ser fram til hjem-reise. Overlevering av informasjon til nyankomne, utveksling av siste nytt – drøsen går, latteren runger.

kranfører robert solås løfter varsomt kjemikalietankene fra ”siddis supplier” om bord på Gjøa-plattformen. rolig manøvrerer han den 7 tonn tunge lasten som henger i den 60 meter lange kranbommen slik at tanken lander lett ned på plattformdekket. målet: at også denne gråværsdagen i mars skal gå inn i historien som en helt vanlig dag på jobben, uten hendelser av noe slag, men med stabil og sikker drift.

a tale of an ordinary day

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

Dagfinn Ommundsen og Ingunn Frette, Operations Technicians.

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

Trygge løft er Robert Solås’ fremste oppgave.

Kjemikalietankene fra ”Siddis Supplier” kobles opp.

9

a tale of an ordinary day

10

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

Annette Berg og Alf Worpvik klargjør dagens middag; lettsaltet

torsk eller marinert kyllingbryst. Pluss koldtbord med allslags kjøtt og fisk, oster og salater. Borte er den gamle myten om offshorelivets overveldende julebord til hverdags. Nå gjelder et matstell som ivaretar H for Helse i HMS-arbeidet – selv når det er hektisk og de skal koke for 100 mann.

Forpleiningspersonellets helse skal også forebygges med et smart tilrettelagt kjøkken med god arbeidsflyt. Provianten rett inn på kjøkkenet, uten kronglete transport og for mange tunge løft. Samme tenkning for lugarer og fellesrom: Forpleiningsassistent Anette Hillersøy klargjør lugarer for dagens nyankomne. Bevisst tenkning i designfasen har gitt et

boligkvarter med få ”støvfeller”, med runde hjørner som gir enklere renhold. Hillersøy er i sin første offshorejobb og skryter av folk, miljø og arbeidsplass – også det faktum at personellet om bord har flere ulike arbeidsgivere og at det ikke hindrer godt samhold.

HMS alltid førstHelikopteret lander. Passasjerene vagger i sine overlevingsdrakter over helidekket, plattformsjefen ønsker alle velkommen.

I sikkerhets briefen legger han vekt på at de nyankomne har en spesiell oppgave; de kan se alt med nye øyne. Derfor er observasjoner fra dem særlig verdsatt.

Nytt ledermøte om ettermiddagen. HMS-punkter alltid først; hvordan ble det med framskaffing av datablad på kjemikaliene? Kan vi fikse klorpumpen som ikke virker? Vær og bølgehøyde diskuteres, hvordan påvirker det helikoptertrafikken? Bunkring av drikkevann – viktig aktivitet.

Middag, Dagsrevyen og avislesing. Lars Westbye kommer seg i treningsrommet, går 5 minutter med 6 kilometer i timen til 7 prosent stigning. Øker til 14 prosent. Viktig å bevege seg når jobben i kontrollrommet er stillesittende. Isolatør Steinar rosenvold følger på med styrketrening, kaller det ”klargjøring for sommersesongen”.

11

Dessuten gir det mer overskudd til selve jobben, slår han fast.

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

De har snudd døgnet, snakker videre om lufttørkere og sjekker

kjemikalieskap – før de inntar ”formiddagsmat” sent på kvelden – mens kollega Dagfinn Ommundsen fra dagskiftet legger seg i køya og finner en god bok.

Lengst nord i Nordsjøen skal natt følge dag, nå og i 30 år framover – med sikker og stabil drift som ledesnor på Gjøa. For å sikre Europa tilgang på trygge og pålitelige energileveranser, for å trygge velferd og inntekter til samfunn, medarbeidere og selskap.

Det ble en helt vanlig dag på Gjøa.

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

Dagfinn Ommundsen avrunder dagskiftet med en god bok.

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

Svein Arvid Nordahl på natt-skiftet i kontrollrommet.

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

12

2001

2002

2003

2004

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

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

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

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

vår historie i NorgeGdF sueZ e&p NOrGe

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

vekst i liseNs-pOrteFØljeN GDF SUEZ E&P NOrGE AS

pl110Cpl394pl376

pl090dpl110Bpl311Bpl347pl348pl289pl329pl328pl311area Fpl187

GjøaFram

GudrunsnøhvitNjordastero

vega sør

2006

pl448pl423spl394

pl110Cpl376

pl090dpl110Bpl347pl348pl289pl329pl328area Fpl187

GjøaFram


vega sør

2007

pl006C

snøhvitNjord

2001

pl187pl174pl191pl285

FramGudrunsnøhvitNjord

2002

area Fpl187pl174pl191pl285

GjøaFram

GudrunsnøhvitNjord

2003

pl110Bpl311Bpl347pl348pl329pl328pl311area Fpl187pl285

GjøaFram

GudrunsnøhvitNjord

2004

pl110Bpl311Bpl347pl348pl289pl329pl328pl311area Fpl187

GjøaFram


vega sør

2005

13

tilstedeværelse på NOrsk sOkkel

som en av nykommerne på den norske kontinentalsokkelen, har GdF sueZ e&p Norge etablert en solid portefølje av undersøkelses- og utvinningstillatelser i sin tiårige historie.

2010

2006

2007

2008

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

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

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

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

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

leteliseNser prOduksjONsliseNser

SNØHVIT

GUDrUN

NJOrD

GJØA

FrAM

pl377spl326pl530

pl107Bpl107Cpl153Bpl448Bpl469pl488pl448

pl423spl394

pl110Cpl376

pl090dpl110Bpl348pl289pl328pl230pl187

GjøaFram


vega sør

2009 2010

pl468pl341

pl547spl423Bspl377spl326pl530

pl107Bpl107Cpl153Bpl448Bpl469pl488pl448

pl423spl394

pl110Cpl090dpl110Bpl289pl328pl230pl187

GjøaFram


vega sørGygridNoatun

pl153Bpl448Bpl469pl488pl448

pl423spl394

pl110Cpl376

pl090dpl110Bpl348pl289pl329pl328pl230pl187

GjøaFram


vega sør

2008

Blikket mot nye områderGdF sueZ letiNG OG prOduksjON

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4 5

1

2

3

4

5

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4 5

1

2

3

4

5

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

produksjonsområderNaturgass og olje. Geografisk fordeling

tOtale reserver 2010: 815 milliONer FOe. tOtal prOduksjON 2010: 51,2 milliONer FOe.

1

2

3

4

5

NOrGe (27 %)

tYsklaNd (19 %)

stOrBritaNNia (17 %)

NederlaNd (34 %)

aNdre (3 %)

1

2

3

4

5

NOrGe (39 %)

tYsklaNd (16 %)

stOrBritaNNia (13 %)

NederlaNd (11 %)

aNdre (21 %)

14

Storbritannia

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

Nederland

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

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

Tyskland

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

uavhengig selskap innen leting og produksjon gjennom

verdiorientert vekst på mellomlang sikt å utvikle lønnsom integrasjon med resten av

konsernet å bygge og drive virksomheten på en langsiktig

bærekraftig måte.

Alam El Shawish West

OffshoreMauritania

TouatSouth-East Ilizi

West el Burullus NW Damietta

Ashrafi

Foxtrot

GjøaFram

Njord

Elgin Franklin

SouthernGas Basin

Pays du Saulnois

NogatOffshoreNederland

AltmarkOffshore TysklandOnshore Tyskland

Römerberg

Absheron

Offshore Qatar

Onshore Libya

Snøhvit

stOrBritaNNia

NederlaNd

mauritaNia

aserBajdsjaN

NOrGe

alGerie

liBYaeGYpt

tYsklaNd

FraNkrike

qatar

usa

GrØNlaNd

elFeNBeNs-kYsteN

15

australia

iNdONesia

GDF SUEZ er også til stede i Algerie, Elfenbenskysten, Mauritania, Libya, Aserbajdsjan, USA, Qatar, Australia, Indonesia, Frankrike og Grønland. algerie: Siden 2002 har konsernet vært operatør for

Touat-lisensen i Algerie, i kompaniskap med Sonatrach. Undersøkelses-/avgrensningsfasen ble avsluttet i 2007, og utbyggingsplanen ble godkjent i 2009. I 2010 dannet partnerne TouatGaz et interessentskap for utbygging og drift av lisensen. Konsernet er også partner i en lisens på land ved den libyske grensen (South-East Illizi). mauritania: Gjennom en avtale med Dana Petroleum

i 2006 overtok GDF SUEZ andeler i to blokker utenfor kysten av Mauritania: 24 % i blokk 1 og 27,85 % i blokk 7. En letebrønn ble boret i september 2010 i blokk 7 og førte til Cormoran-funnet. elfenbenskysten: GDF SUEZ eier 100 % av

selskapet ENErCI. Dette selskapet eier 12 % i en større aktør innen offshore-produksjon i energisektoren som dekker 60 % av landets behov. libya: GDF SUEZ har tre blokker på land. usa: GDF SUEZ har to utvinningstillatelser

i Mexicogulfen. aserbajdsjan: I 2009 overtok GDF SUEZ en andel

på 20 % i Absheron-blokken i Det kaspiske hav. qatar: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på

100 % i Qatars blokk 4 offshore gjennom oppkjøpet av

Anadarko Qatar Block 4 Company, LLC, og Edisons utgang. Blokken innholder flere prospekter. australia: I 2009 overtok GDF SUEZ en andel på

60 % fra Santos i hvert av tre gassfelt offshore (Petrel, Tern og Frigate) med beliggenhet i Bonaparte-bassenget i Australia, og vil overta operatøransvaret i 2011. Dette prosjektet gjør det mulig for GDF SUEZ å bygge en FPSO (flytende produksjons-, lagrings- og losseenhet) for LNG. Avgrensningsprogrammet vil begynne i 2011. indonesia: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel

på 45 % fra Eni i Muara Bakau Production Sharing Contract (PSC) for undersøkelser offshore. To letebrønner ble boret i 2010 og utbyggingsplanen er under vurdering. Frankrike: Konsernet har en eierandel på 50 %

i Pays du Saulnois-lisensen i Frankrike. Grønland: GDF SUEZ overtok en eierandel på

30 % i to letelisenser offshore i blokkene 5 og 8, med beliggenhet i Baffinbukta. Og i kasakhstan undertegnet GDF SUEZ en

prinsippavtale i partnerskap med Total i 2009 for å overta halvparten av andelen på 50 % i KazMunaïGas (KMG) i Khvalinskoye-feltet offshore, som ligger nær grensen mellom russland og Kasakhstan i Kaspihavet.

Andre regionerEgypt

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

16

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4 5

1

2

3

4

5

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4 5

1

2

3

4

5

1

2

3

4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

private HusHOldNiNGer (48 %)

OFFeNtliG distriBusjON (33 %)

kONtrakter til markedspris (14 %)

reGulert tariFF (5 %)

NOrGe (21 %)

russlaNd (14 %)

alGerie (13 %)

NederlaNd (11 %)

eGYpt (6 %)

triNidad (5 %)

YemeN (3 %)

aNdre (3 %)

liBYa (3 %)

uspesiFisert OppHav (21 %)

salg av naturgassPer type kunde

NaturgassporteføljeGeografisk fordeling av langtidskontrakter

tOtalt salG av NaturGass 2010: 292 twH tOtale leveraNser 2010: 691 twH

Aktiviteter Utviklingsstrategi

Gruppens aktiviteter inkluderer:

Innkjøp, produksjon og markeds-føring av naturgass og elektrisitet

Overføring, lagring, distribusjon, styring og utvikling av store infra-strukturer for naturgass

Energitjenester og tjenester i forbindelse med miljøforvaltning (vann, avfall).

GDF SUEZ har en velbalansert forretnings-modell:

gjennom sitt engasjement i supplerende aktiviteter i hele verdikjeden gjennom tilstede-værelse i regioner utsatt for ulike forretnings-messige og økonomiske svingninger, med en sterk representasjon i utviklingsmarkeder med gode vekst muligheter

gjennom sitt engasjement i aktiviteter som delvis er utsatt for markedsusikkerhet, og andre som gir løpende inntekter gjennom en balansert energimiks der lav- eller nullkarbon-energikilder prioriteres.

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

bærekraftig utvikling. Den bærer også preg av utviklingen den siste tiden som vil kreve en tilpassing av den tradisjonelle modellen for den geosentriske europeiske energiforsyningen:

en periodisk tilbakevendende prisnedgang i energimarkedene i modne land etter finanskrisen i 2008–2009

et sprik mellom forventet vekst i modne markeder og utviklingsmarkeder – et sprik som har blitt større og som forventes å øke

innføring av EUs klimapakke en økning i de strukturelle usikkerhetene som preger europeiske markeder.

GDF SUEZ har derfor basert sin utviklings-strategi på følgende:

en opptrapping av utviklingen i utviklings-markedene når det gjelder kraftproduksjon, og innen feltene LNG og leting og produksjon

integrering og optimalisering av aktivitetene i Europa

utvikling av aktiviteter med fast inntektsprofil.

virksomhet over hele verdenGdF sueZ-GruppeN

17

ANSATTE

ANSATTE

ANSATTE

ANSATTE

ANSATTE

sØr-amerika:

NOrd-amerika:

aFrika:

asia & stilleHavet:

eurOpa:

MILLIArDEr INNTEKTEr 2010





4 050

10 970

192 360

4 300

6 070

€0,9

€4,6

€69,9

€4,1

€5,0

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

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

GDF SUEZ er børsnotert i Brussel, Luxembourg og Paris, og er representert på de store internasjonale indeksene – CAC 40, BEL 20, DJ Stoxx 50, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe og ASPI Eurozone.

I 2010 rangerte Forbes GDF SUEZ som det største børsnoterte energiselskapet i verden i den årlige klassifiseringen som magasinet gjør av verdens 2000 største børsnoterte selskaper (nr. 24 i den generelle kategorien, nr. 3 av de franske selskapene).

Et medarbeiderforum med deltakere fra hele gruppen definerte i 2009 gruppens grunn-leggende verdier som drivkraft, engasjement, mot og samhørighet.

ledende innen naturgass i europa: Største innkjøper Største overførings- og distribusjonsnett Tredje største lagringsoperatør.

verdensledende innen lNG: Største importør i Europa og tredje største i verden

Nest største operatør/eier av LNG-terminaler Ledende i Atlanterhavsbassenget.

ledende innen elektrisitet: Gruppen er den femte største produsent og sjette største markedsfører i Europa

Største uavhengige kraftprodusent (IPP) i verden Største produsent/utbygger i GCC-landene (Gulf Cooperation Council)

Største uavhengige kraftprodusent i Brasil.

verdensledende innen tjenester for energi og miljøeffektivitet.

Profil Rangering

18

Aktiviteter

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

Gjøa 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 felt-utbygging og drift, og forberede organisasjonen på fremtidige operatøransvar.

satsingsområder

Feltutbygging og drift Gjøa

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

Snøhvit-feltet, som i sin helhet består av undervannsinstalla-sjoner, 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 for-syningsrute for LNG som kan levere 700 millioner kubikkmeter gass i løpet av ett år.

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

leting og utbygging snøhvit-feltet i Barentshavet

sNØHvit OG BareNtsHavetGjØa FeltutBYGGiNG OG driFt

19

Norskehavet har fremdeles store potensielle volumer av uoppdagede ressurser.

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

Njord-feltet i Norskehavet er allerede en viktig bidragsyter til GDF SUEZ E&P Norges totale oljeproduksjon. Eksport av gass fra Njord startet i desember 2007.

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

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

GDF SUEZ E&P Norge har sikret seg ytterligere leteareal i Fram / 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 mulig-heter i området.

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

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 havbunns-undersøkelser sammen med en mulig leteboring i 2015.

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

leting og utbygging Norskehavet

leting og utbygging Fram /Gjøa-området

leting Grønland

NOrskeHavet NOrdsjØeN GrØNlaNd

20

bunnrammer og én satellittbrønn, tilkoplet en halvt nedsenkbar pro-duksjonsenhet med komplette prosesseringsfunksjoner gjennom en produksjonsledning. Stabilisert olje blir eksportert gjennom en ny 53 km lang rør-ledning tilknyttet rørledningen som går fra Troll C-plattformen til råoljeterminalen på Mongstad (rørledningssystemet TOr2).Eksport av rikgass foregår gjennom en ny 130 km lang rør-ledning tilknyttet det britiske rør-ledningssystemet FLAGS, som ender i St. Fergus gassterminal i Skottland. GDF SUEZ’ egenpro-

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

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

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

utbyggingskonsept – verdiskapingDen valgte utbyggingsløsningen og produksjonsstrategien vil maksimere verdien av Gjøas ressurser, og samtidig redusere risikoen så mye som mulig. Utbyggingskonseptet for Gjøa-feltet innebærer tre 4x4-slissers

Gjøa-utbyggingen

under utbyggings-fasen var Gjøa det største pågående industriprosjekteti Norge.

21

Florø

Florø

GjøA

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

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

plasseriNG

GjØa liGGer i BlOkkeNe 35/9 OG 36/7, Ca. 70 km NOrd FOr trOll OG 60 km uteNFOr deN NOrske vestkYsteN.

1989 2003 30 % 2004Oppdaget av Norsk Hydro

GDF SUEZ E&P Norgeovertar en eierandel i feltet

andel eies av GDF SUEZ E&P Norge

Avtale om felles operatørskap med Statoil sluttført

GjøAVEGA

VEGA Sør

Florø

22

Gjøa driftsforberedelser

Planleggingsverktøyet (IPL) ble installert, testet og satt i drift for å sikre god aktivitetskoordinering og ressursallokering.

Det ble etablert vedlikeholds-, tjeneste- og leverandøravtaler for å kunne opprettholde en sikker, effektiv og stabil drift etter over-føringen av operatørskapet.

OppstartDen første oppstarten av et off-shoreanlegg er komplisert, og omfatter sjekklister, utstyr, arbeidstillatelser, sikker-jobb-analyse, tilstrekkelig og kvalifisert

personell, og sjekk av systemer i sekvens for å sørge for at alle sik-kerhetssystemer er på plass og fungerer. Alle instruksjoner og sjekklister ble samlet i en opp-startshåndbok utarbeidet av driftavdelingen. For å sikre en felles forståelse hos alle interes-senter i god tid før oppstart, ble håndboken og metoden presen-tert under to oppstartsseminarer. 7. november var vi klare til opp-start. Alle nødvendige sertifikater, sjekklister og dokumentasjon både på land og offshore var signert. De nødvendige hjelpe-systemene på Gjøa var i drift, og

Overgang til driftDen store overgangen for GDF SUEZ i 2010 var å gå fra drifts-forberedende oppgaver til sikker og effektiv drift av Gjøa.

Boligkvarteret var klart til bruk i mars, og fra det tidspunktet fikk GDF SUEZ det daglige driftsan-svaret for systemer og områder som var overlevert fra Statoils ferdigstillingsgruppe. Drifts teknikere startet skiftarbeidet, og våre ansatte fullførte opplæring og kursing i samsvar med kompetan-sekravene for drift og vedlikehold av prosess- og hjelpe systemene.

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

alt var klart for produksjonsoppstart på Gjøa 7. november.

23

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

2010 33 40 83Produksjonssstart milliarder NOK er beregnet

totalinvestering i feltetmilliarder Sm3 gasser estimerte reserver

millioner fat olje og kondensat er estimerte reserver

24

Gjøa – overføring av operatørskap

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

gruppen og Gjøas lisensstyrings-komité. Statoil vil fortsette å bidra i driftsaktiviteter, samt i ferdigstil-lingen av boreprogrammet.

utmerket samarbeidSamarbeidet mellom Statoil og GDF SUEZ har vært utmerket i hele prosjektgjennomføringsfasen, og personell fra GDF SUEZ har vært integrert i Statoils prosjekt-organisasjon fra starten. Gjøa-plattformen var bemannet med GDF SUEZ-personell som arbeidet under Statoils ledelse fra første dag. Slik kunne den faktiske overføringen av operatør-

OverføringsprosessenI overensstemmelse med en avtale fra 2004 om å dele opera-tøransvaret for Gjøa i to faser, overtok GDF SUEZ E&P Norge AS operatørskapet for dette Nordsjøfeltet fra Statoil 25. november. Dermed har GDF SUEZ blitt en av de største olje- og gassprodusentene på norsk kontinentalsokkel.

For å sikre at alle aspekter ved overføringen fra prosjektgjen-nomføring, inkludert produk-sjonsdrift, ble håndtert på en metodisk og transparent måte,

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

Overføring av operatørskapet for Gjøa fra statoil til GdF sueZ e&p Norge fant sted 25. november 2010.

25

2

1

3

4

5

liseNspartNere GjØa

GdF sueZ e&p NOrGe (30 %)petOrO (30 %)statOil (20 %)sHell (12 %)rwe-dea (8 %)

12345

ansvaret finne sted helt uten driftsavbrudd.

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

2010 25. 630 19Overføring av operatørskap fra Statoil

november, signering av overføringsprotokoll

systemer godkjent og overlevert fra Statoil

millioner arbeidstimer fullført i prosjektet

26

snøhvit og Barentshavet

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

leting i BarentshavetBarentshavet er fortsatt et av GDF SUEZ E&P Norges kjerne-områder. I 2010 startet GDF SUEZ E&P Norge AS, som ope-ratør for PL530, planleggingen av en brønn i Heilo-prospektet. PL530 ligger mellom Tornerose-funnet i vest og Nucula-funnet i øst, ca. 50 km nord for norske-kysten.

Partnerne i PL530 er Front Exploration, North Energy og rocksource.

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

snøhvitDriften ved LNG-anlegget på Snøhvit viste fortsatt bedring i 2010. Det var ikke planlagt noen større revisjonsstanser i 2010, men det ble foretatt noen mindre stanser for inspeksjon og installasjon av et lekkasje-håndteringssystem. Snøhvit hadde også noen ikke-planlagte driftsavbrudd på grunn av ulike driftshendelser.

Snøhvit er en viktig del av GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og er et av våre fem produserende felt. Snøhvit bidro med en samlet produksjon på 4,9 millio-ner fat oljeekvivalenter i 2010.

Dette utgjør 36 prosent av datter-selskapets samlede produksjon.

GDF SUEZ tok ut til sammen sju LNG-laster fra Snøhvit-anlegget i 2010.

snøhvits offshoreanleggFeltytelsen er i henhold til planen. Albatross ble satt i pro-duksjon i januar 2010, og har bidratt med rundt 14 prosent av det samlede produserte gassvolumet ved anlegget.

snøhvit tog iiForundersøkelsen for Snøhvit Tog II (DG1) ble ferdig i desem-ber 2010. Planen er nå å fort-

som operatør for pl530, har GdF sueZ e&p Norge startet planleggingen av en brønn i Heilo-prospektet.

27

SNøhVit

2

1

3

465

liseNspartNere sNØHvit

GdF sueZ e&p NOrGe (12 %)statOil (33,53 %)petOrO (30 %)tOtal (18,4 %)amerada Hess (3,26 %)rwe-dea (2,81 %)

123456

plasseriNG

sNØHvit-Feltet liGGer Ca. 140 km Fra melkØYa, HammerFest.

1984 2001 12 %Snøhvit-feltet oppdaget via brønn 7121/4-1

GDF SUEZ E&P Norge blir med i prosjektet


millioner tonn LNG vil bli produsert årlig

4,1

28

Norskehavet

var vellykket, og A-strukturen ble bekreftet som et funn med et til-svarende ressurspotensial som B-strukturen, men med mye bedre reservoarkvalitet.

I mars 2010 ble Nordvestflanken godkjent, og planen er å bygge ut A-strukturen med to høyav-viksbrønner som skal bores fra Njord-plattformen. Dette krever kun mindre modifikasjoner på Njord. Produksjonsstart forven-tes i april 2012.

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

øst for oppdagelsesbrønn 6603/12-1. Dypvannsbrønnen (1376 m vannkolonne) støtte på gass i bergarter av dårlig kvalitet fra sen kritt. Som en følge av de skuffende resultatene, har fler-tallet i PL326 Gro besluttet å tilbake levere lisensen med effekt fra 18. juni 2011.

I 2010 overtok GDF SUEZ en eierandel på fem prosent i PL468. Lisensområdet ble utvidet med PL468B gjennom tildelingen i TFO 2010. Lisensen omfatter Dovregubben-prospektet, og en brønn i prospektet ble påbegynt i desember 2010.

NjordNjord-feltet ligger i blokkene 6407/7 og 6407/10, ca. 130 km nordvest for Kristiansund og 30 km vest for Draugen-feltet. Feltet er utbygd med havbunnsbrøn-ner tilkoplet Njord A-anlegget. Oljen blir lagret og losset fra lag-ringsfartøyet Njord B til tankskip 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 4,4 millioner fat oljeekvivalenter i 2010, noe som utgjorde 32 prosent av datterselskapets samlede produksjon.

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

NordvestflankenNordvestflanken omfattet opp-rinnelig et gass-/kondensatfunn, B-strukturen, omkring seks kilo-meter nordvest for Njord. I 2007 ble det boret en brønn med både letemål i den nærliggende A-strukturen og avgrensnings-mål i B-strukturen. Letebrønnen

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

29

2

1

3

4

65

NjorD

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

1997 2001 20 % 2007Produksjonsoppstart på Njord

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


Oppstart av Njord gasseksportprosjekt

liseNspartNere NjOrd

GdF sueZ e&p NOrGe (20 %)e.ON ruHrGas (30 %)statOil (20 %)exxONmOBil (20 %)petOrO (7,5 %)eNdeavOur (2,5 %)

123456

plasseriNG

NjOrd-Feltet er plassert 130 km NOrdvest FOr kristiaNsuNd OG 30 km vest FOr drauGeN.

30

Nordsjøen

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

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

leting i NordsjøenGjøa-Fram og Gudrun er kjerne-områder for GDF SUEZ E&P Norge, og vi har fortsatt letingen i disse områdene med tanke på å utvide porteføljen vår.

I mars 2010 ble vi tildelt en eier-andel på 15 prosent som partner i PL090E, en eierandel på 30 prosent og operatøransvar for PL423BS, og 10 prosent som partner i PL547S gjennom TFO 2009.

I januar 2011 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt to nye lisenser i TFO 2010, 20 prosent i PL377BS som tilleggsareal til PL377S, og

Gudrun Gudrun-feltet ble oppdaget i 1975, og ligger rundt 55 kilo-meter nord for Sleipner på rundt 110 meters dyp. Feltet inneholder både olje og gass i et reservoar med kompleks geologi og høyt trykk og høy temperatur (HPHT). Plan for utbygging og drift av Gudrun (PUD) ble godkjent av Stortinget i juni.

Utbyggingskonseptet innebærer en prosessplattform tilknyttet Sleipner-feltet gjennom egne olje- og gassrørledninger. Olje og kondensat fra Gudrun vil bli blandet med væske fra Sleipner og transportert til prosessanleg-

get på Kårstø. Gassen vil bli blandet med Sleipner-gass og transportert til kontinentet.

Boringen vil starte i slutten av 2011, og produksjonsstart for-ventes i første kvartal 2014.

Det ble boret en letebrønn i Brynhild-prospektet øst for Gudrun sommeren 2010. Brønnen resulterte i et funn, og det undersøkes nå om Brynhild kan utbygges fra Gudrun-plattformen.

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

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

31

2

1

3

4

FrAmGjøA

GUDrUN

30 prosent i PL578 i blokk 35/6 nord for Gjøa-feltet.

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

GDF SUEZ E&P Norge overtok i 2009 en andel i PL341 gjennom en oppkjøpsmulighet. Stirby-prospektet som ligger i lisensen, ble boret i 2010, men brønnen var tørr.

Teknisk arbeid fortsatte i PL423S/BS der GDF SUEZ er operatør

med en eierandel på 30 prosent. Det ble innvilget ett års forlen-gelse av fristen for en beslutning om drill or drop med ny frist 16. august 2011.

GDF SUEZ E&P Norge eier 20 prosent i PL377S, der Apollon-prospektet vil bli boret i annet/tredje kvartal 2011.

liseNspartNere Fram

GdF sueZ e&p NOrGe (15 %)statOil (45 %)exxONmOBil (25 %)idemitsu (15 %)

1234

plasseriNG

Fram-Feltet liGGer 20 km NOrd FOr trOll. GudruN liGGer Ca. 40 km NOrd FOr sleipNer-Området.

2002 2003 15 %GDF SUEZ E&P Norge erverver eierandeler i Fram-feltet

Produksjonsoppstartpå Fram Vest

GDF SUEZ E&P Norges eierandel i Fram-feltet

millioner foe var egen-produksjon på Fram i 2009

3,58

32

Grønland

gass. Dette gjør området svært attraktivt for GDF SUEZ som verdensledende innen naturgass og LNG.

Beregninger viser at de samlede reservene i området utenfor Vest-Grønland – Øst-Canada, kan utgjøre så mye som 18 milliarder fat oljeekvivalenter. På grunn av det relativt spar-somme datagrunnlaget man har for disse lisensene, hersker det en del usikkerhet om sann-synligheten for funn, men det potensielle utbyttet ved ett eller flere betydelige funn kan være høyt.

lisenspartnerePartnerne i Grønland- lisensene er:

Blokk 5 (Anu): Shell Kanumas A/S (41,125 %), Statoil Greenland AS (20,125 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %)

Blokk 8 (Napu): Shell Kanumas A/S (46,375 %), Statoil Greenland AS (14,875 %), GDF SUEZ E&P Greenland AS (26,25 %) og Nunaoil A/S (12,5 %)

lisenstildeling GDF SUEZ E&P Greenland AS ble opprettet som et dattersel-skap 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. De to lisensene 2011/12 (blokk 5) og 2011/14 (blokk 8) ligger nord for 73O N, og dekker et totalområde på rundt 20 000 km2, noe som til-svarer rundt 30 norske blokker. 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.

lovende områdeTildelingen av lisensene i Baffinbukten utenfor Vest-Grønland innebærer en betyde-lig utvidelse av GDF SUEZ’ areal i denne meget lovende arktiske regionen. Eksperter fra U.S. Geological Survey mener at nordområdene rommer rundt 22 prosent av verdens uoppdagede hydrokarbonreserver, og at 74 prosent av disse kan være

GdF sueZ e&p Greenland er et datter-selskap av GdF sueZ e&p Norge.

33

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4

1

2

3

4

3

2

1

4

5

6

7

8

9

10

11

10

1

2

34

1

2

3

4

1

2

3

4

liCeNse partNers BlOCk 5 aNu

liCeNse partNers BlOCk 8 Napu

GdF sueZ e&p GreeNlaNd as (26,25 %)statOil GreeNlaNd as (20,125 %)sHell kaNumas a/s (41,125 %)NuNaOil a/s (12,5 %)

GdF sueZ e&p GreeNlaNd as (26,25 %)statOil GreeNlaNd as (14,875 %)sHell kaNumas a/s (46,375 %)NuNaOil a/s (12,5 %)

1234

1234

NAPU

ANU

UPErNAVik

liseNspartNere BlOkk 5 aNu

liseNspartNere BlOkk 8 Napu

2010 2010 26,25 %GDF SUEZ E&P Greenland ASble opprettet

GDF SUEZ E&P Greenland AS tildelt to lisenser

GDF SUEZ E&P Greenland AS’ eierandel

Mulig oppstart av leteboring

2015

34

Helse, miljø og sikkerhet

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

En viktig oppgave har vært å opprette en kvalifisert og godt forberedt organisasjon for bered-skapsstyring.

Operatørenes forening for bered-skap (OFFB) er en ideell med-lemsorganisasjon med åtte ope-ratører på norsk sokkel som medlemmer. OFFB tilbyr en

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

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

Hms i GdF sueZ e&p Norge Hms-mål

35

vi sterkt fokus på oljevernbered-skap. For å dokumentere olje-vernberedskapen på Gjøa ble en todagers oljevernberedskapsøvelse i full skala gjennomført i Florø i slutten av september. Kysten langs Gjøa har den høyeste konsentra-sjonen av oljevernutstyr i verden, i tillegg til et godt fungerende sam-arbeid om oljevernberedskap.

Gjøa-installasjonen er bygget for å ha minimal miljøpåvirkning med bl.a. elektrisitet fra land som viktigste kraftkilde.

Alle utslipp i 2010 lå innenfor de grensene som Klima- og for-urensingsdirektoratet har tillatt. GDF SUEZ legger vekt på å bruke miljøvennlige kjemikalier.

I 2010 ble det registrert tre hendelser der personell var berørt. Disse hendelsene var:• Brukketankeletterfallpå

isete gangvei.• Skadettåsomfølgeav

klemming i en elektrisk dør.• Skadethåndetterhåndtering

av ammunisjon for fakkel.

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

36

samfunnsengasjement

retningslinjer

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

sponsorvirksomhet

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

ONs 2010

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

iCmF

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

37

Florø 150 FtiF

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

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

den Norske turistforening

Vårt samarbeid med Den Norske Turistforening (DNT) startet i 2003 og fortsatte i 2010. DNTs viktigste formål er å inspirere så mange som mulig til å ta naturen i bruk, og legge til rette for at alle aktiviteter blir utført på en miljø-vennlig måte.

Som del av vårt samarbeid med DNT, gir GDF SUEZ E&P Norge støtte til prosjekter i regi av

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

maNaGemeNt

COmmuNiCatiON

Hseq

HumaNresOurCes

FiNaNCe & admiN.

maNaGemeNt

terje OvervikManaging Director

kari samnøenAdvisor Management Support

COmmuNiCatiON/pr

ulf rosenbergHead of Communication

anne BlombergAdvisor Communication

Hse&qeva FagernesHead of HSEQ

elin witsøLeader HSE Operations

jannecke a. moeAdvisor Environment

wenche r. Helland Advisor Environment

Håvard kalveAdvisor Quality

randi eltvik larsen Advisor Quality

tor Ove Holsen Advisor D&I Management

stig sandal Adv Emergency Management

sigbjørn dalane Adv Health & Work Environment

Ole kjetil Handeland Advisor HSE

HumaN resOurCes

magnar støleHead of Human resources

anne svendsenLeader Hr Operations

Brit jorunn markerSr Adv Employment Conditions

aina skretting ØstråttAdv resource Management

Bjørn ravndal Sr Advisor C&P Management

johannes FinborudChief Financial Officer

maNaGemeNt

Hseq

COmmuNiCatiON

HumaN resOurCes

FiNaNCe & admiN.

våre ansatte per februar 2011vårt team

sigurd HelgesenManager Tax

tone lise pedersenManager Finance

Chris GatesManager Contracts

tore jan landmarkLeader Office Facility

livar HaalandManager Procurement

Oddvar aarbergManager Logistics & Base

knut-Olaf rustenManager ICT

Gaute BarstadLeader ICT

Nils ivar sørensenAdvisor ICT

tommy rafosAdvisor ICT

anders erik HaugenManager Purchase

jan H. standalPurchaser

marita stenkløv ulriksenPurchaser

stian Nielsen Purchaser

johan BjerkaLeader Economics

rasmus Osaland Economist

Nina e. GrundetjernCoordinator Administration

renate Horpestad Coordinator Administration

Cecilie BjellandGeneral Counsel

sissel dyskelandAdvisor Contracts

eirik sørensenLeader Operated JVs

anne selbækLeader Fin Application & GA

trygve Bø Leader Financial reporting

even s. engeController

randi FølgesvoldController

eirik matreController

juliette BouController

lisbeth HelleController

riku kangasController

marie Guldbrandsen westreController

asset

aleksandra uzunovaController

azim Fiaz Controller

tom BaugCoordinator SAP

Geir HillersøyCoordinator Material

Bjørn Hereid Coordinator Material

Camilla kruseCoordinator Material

vibeke mowattAdv Mar & Air Transport

asset

atle sonesenHead of Asset

erik schiagerAdvisor Asset Management

tom k. steinskogLeader Tech & Development

Geir pettersenProject Manager

Gerhard v. sundManager Drilling & Well

tommy andreassenDrilling Superintendent

Bjørn s. ellingsenDrilling Superintendent

mehryar Nasseri Drilling Engineer

sigbjørn kalvenesMgr Petroleum Technology

Olivier Gorieu LNG Expert

kjell Y. BuerPrincipal Geologist

Gildas lageatSenior Geologist

wouter HazebeltSenior Geologist

steve BryantSenior Geologist

Cecile damstraPrincipal Geophysicist

roy HoelGeophysicist

Cristophe Courtial Geophysicist

jochen rappkeSenior Geoscientist

Caroline Haugvaldstad Trainee Geoscience

matthew G. reppert Senior Petrophysicist

arne CroghSenior Engineer Production

siv kirstin BorgersenSenior Engineer Production

asset

explOratiON

Neal HewittSenior Engineer Production

serap Õzoglu topdemirPrincipal reservoir Engineer

pierre OlivierSenior reservoir Engineer

torunn HaugvallstadSenior reservoir Engineer

andrea reinholdtsen Trainee reservoir Engineer

Hilde ådlandMgr Asset Non-op Ventures

Carl Otto HougeMgr Area Non-op Ventures

erling kindemMgr Area Non-op Ventures

turid moldskredSenior Advisor Development

explOratiON

tina r. OlsenHead of Exploration

paul milnerManager New Venture

raphaël FillonManager Barents Sea/Vøring

Bjørg solheimMgr North Sea/Haltenbanken

Odd FuglestadPrincipal Geophysicist

Nirina Haller Senior Geophysicist

Fanny marcy CourtialGeophysicist

alv aanestadSenior Petrophysicist

Nicolas Nosjean Senior Geoscientist

rené thränhardtSenior Geologist

jörgen samuelssonSenior Geologist

tove thorsnesSenior Geologist

wim lekensSenior Geologist

Gunilla a. steenSenior Geologist

philippe Bailly Senior Geologist

magali romanetGeologist

Camilla støckertGeologist

jan willem achterbergLeader Data Management

marianne FørlandAdvisor Technical

Frode GjerdeAdvisor GIS

explOratiON

Gas &COmmerCial

OperatiONs

Gas & COmmerCial

karel H. schothorstHead of Gas & Commercial

kjell arne abrahamsenLeader Upstream Commercial

david GazelLdr Sales & Transportation

eirik vestersjøLeader Infrastructure

Ole johan Østvedt Mgr Business Development

Ove HarboSr Adv Business Development

morten philbertAdvisor Gas Operations

Nils-erik G. lomheimAdv Upstream Commercial

Camille rossiCoord Sales & Transportation

OperatiONs

kjell Ola jørgensenHead of Operations

rebecca r. ChristensenManager Technical

kick sterkmanOffshore Installation Mgr

arild jåsundOffshore Installation Mgr

per langhaugOffshore Installation Mgr

john winterstøOffshore Installation Mgr

pål HamreTeam Ldr Op & Maintenance

jens petter GjærumTeam Ldr Op & Maintenance

Nils martin BakkaTeam Ldr Op & Maintenance

Bjarte rimereitTeam Ldr Op & Maintenance

Oddgeir madsenTeam Leader Deck & Marine

Ørjan midttveitTeam Leader Deck & Marine

john arne pedersenTeam Leader Deck & Marine

Bente BrinchmannTeam Ldr Health & Work Env

jan turiTeam Ldr Health & Work Env

Bjørn-peder H. johansenTeam Ldr Health & Work Env

torhild s. jensenCoordinator Administration

erik wingePlanner

dag andré Bogstrand Planner

OperatiONs

Gas & COmmerCial

jone HarestadEngineer Operation

louise drain Gas Dispatcher

årstein BringsvorLeader Technical Area

Olav dolonenSenior Engineer Process

Hans Chr. rentschSr Eng Structure/Inspection

midhat durakovicSr Eng Maint Technical Safety

Harald FleslandSenior Eningeer Maintenance

Clarence soosaipillaiSenior Engineer Subsea

arne BekkeheienEngineer Maintenance

raju pakalapatiEngineer Process

malika jendoubi Trainee Process Engineering

thorleif simonsenEngineer Metering

per morten kyvikEngineer Automation

dagfinn OmmundsenOperations Technician

vidar mostrømOperations Technician

Ove lidOperations Technician

kjersti m. ByrkjelandOperations Technician

tom Borger NielsenOperations Technician

trond myklebustOperations Technician

jan rune kalsvikOperations Technician

åse Bleie

Operations Technician

ingunn Frette


Håvard H. johansenOperations Technician

joakim BorgenOperations Technician

martha visteOperations Technician

stig erling sande


aimée r. lobbenOperations Technician

rune dønheimOperations Technician

Gunnar løvåsOperations Technician

ståle johansenOperations Technician

svein arvid H. NordalOperations Technician

Cato strømsnesOperations Technician

lars westbyeOperations Technician

Hans Ottar moenOperations Technician

jan rasmussen Operations Technician

roger aaseOperations Technician

Øyvind torjussenOperations Technician

Nils stian FinnsethOperations Technician

jostein B. NilssenOperations Technician

atle HovstadOperations Technician

tommy karlsen Operations Technician

kai solheimTrainee Operations

45

leting

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

PL423BS, som er en utvidelse av PL423S Gråtass i Nordsjøen, og en eierandel på ti prosent i PL547S, også i Nordsjøen.

I løpet av året overtok selskapet en eierandel på ti prosent i PL341 Stirby fra Spring Energy, og en andel på fem prosent i PL468 Dovregubben fra Det norske.

Høsten 2010 leverte selskapet en omfattende søknad i konsesjons-runden for TFO 2010. Tildelingen ble offentliggjort i midten av januar 2011, og selskapet ble tilbudt fem nye lisenser.

I november fikk vårt heleide dat-terselskap, GDF SUEZ E&P Greenland AS, som del av et kon-sortium ledet av Shell, tildelt en eierandel på 26,25 prosent i kon-sesjonsrunden for blokkene 5 og 8 i Baffinbukten, Vest-Grønland.

BoringI Nordsjøen deltok selskapet i boringen av brønn 15/3-9 i PL187 Brynhild i nærheten av Gudrun-feltet. Brønnen påviste olje og gass. Oljedirektoratet estimerer at utvinnbare reserver utgjør mellom 0,5 og 3 millioner Sm3 oljeekviva-lenter. Funnet vil trolig bli bygget ut gjennom en tilknytning til Gudrun-feltet.

Selskapet deltok også i boringen av brønn 24/12-6S i PL341 Stirby i Nordsjøen. Dessverre var brønnen tørr.

I Norskehavet deltok selskapet i boringen av brønn 6604/10-1 i PL326 Gro, for å avgrense

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

Utbygging

GjøaGjøa-feltet startet produksjon 7. november, og innen 15. november var alle ferdigstilte brønner i drift. Ferdigstillingen av utbyggings-prosjektet hadde god fremdrift i 2010, og nå gjenstår bare mindre arbeider i 2011. Boringen av brønner fortsetter i henhold til planen. Innen utgangen av 2010 var fem av de i alt 13 planlagte brønnene ferdige.

I overensstemmelse med myn-dighetenes krav til godkjennelse av plan for utbygging og drift (PUD) for Gjøa, har partnerne overført eiendomsretten til Gjøas gassrørledning til Gassled med virkning fra 1. juni 2010. Som kompensasjon for dette, har sel-skapet mottatt en første andel

årsberetning

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 2010 hadde selskapet en portefølje på 37 lisenser på den norske kontinentalsokkelen, inkludert eierandeler i feltene Njord, Fram, Snøhvit, Gjøa, Vega Sør og Gudrun. Selskapet er operatør av Gjøafeltet (Pl153 og Pl153B) som startet produksjon i november 2010, og av letelisensene Pl423BS og Pl432S Gråtass, Pl469 Pumbaa og Pl530 heilo.

i oktober 2010 etablerte selskapet et heleid norsk datterselskap, GDF SUEZ E&P Greenland AS, i den hensikt å engasjere seg i leting og produksjon av olje og gass på Grønland. Selskapet ble senere tildelt to lisenser i konsesjonsrunden for Baffinbukten.

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

jean-marie dauger Styreleder

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

jeanmarie Dauger

46

i Gassled på 0,085 prosent fra samme dato. I henhold til fusjons-avtalen vil selskapets eierandel øke til 0,325 prosent fra 1. januar 2011.

Statoil overførte operatøransvaret for Gjøa-feltet til GDF SUEZ E&P Norge AS 25. november. Dette er selskapets første operatørskap for felt i produksjon på norsk kon-tinentalsokkel, og er en milepæl for selskapet. Etter overføringen av operatøransvaret har driften av Gjøa vært fokusert på å opprette god regularitet på plattformen, og ferdigstille de gjenværende opp-gavene som er overført fra utbyg-gingsprosjektet.

vega sørVega Sør, inkludert Vega Sør Olje (VSO), startet produksjonen 2. desember. Produksjonen startet med begge brønner, og VSO blir produsert sammen med gassen.

GudrunMyndighetene godkjente PUDen for Gudrun i juni 2010. Feltutbyggingen på Gudrun omfatter en bemannet plattform med stålunderstell med anlegg for delvis prosessering av olje og gass. Den ustabile oljen og rik-

gassen vil bli ført i rørledning til Sleipner A for viderebehandling. Gassen fra Gudrun vil bli ekspor-tert via rørnettet til Gassleds Område D, og lettolje vil bli ført i rør til Kårstø i eksisterende rør-ledninger for prosessering og eksport. Det vil bli nødvendig med modifikasjoner på Kårstø for å håndtere den nye Gudrun/Sleipner-blandingen. Feltet vil bli produsert fra sju brønner, og produksjonen forventes å starte i første kvartal 2014.

Arbeidet på Gudrun går fremover, og i samsvar med planen ble flere større kontrakter tildelt i løpet av året.

Njord Nordvestflanken Partnerne i Njord har besluttet å bygge ut Nordvestflanken ved å bore to langtrekkende brønner fra Njord-plattformen. Brønnstrømmen av gass/kon-densat vil bli prosessert og blandet med gassproduksjonen på Njord. Boringen av brønnene forventes å starte i første halvdel av 2011, og produksjonsoppstart vil være i første kvartal 2013. Det forventes at tilleggsproduksjonen fra Nordvestflanken vil forlenge Njord-feltets levetid med opp til to år.

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

Drift

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

gasseksport over et visst volum, har det ikke vært mulig å utnytte den fulle gasseksportkapasiteten som stigerørene er konstruert for. Det pågår nå et arbeid for å kart-legge omfanget av problemet og finne løsninger.

25. november ble operatøransvaret for PL153, inkludert Gjøa-anlegget, overført fra Statoil til GDF SUEZ E&P Norge. Overførings prosessen var godt planlagt, og overtakelsen gikk smertefritt uten negative inn-virkninger på feltdriften.

NjordDen samlede produksjonen fra Njord-feltet var på 4,4 millioner foe i 2010, eller 11 975 foe per dag. Dette er på linje med produksjonen i 2009. De gode resultatene fra Njord skyldes i utgangspunktet den vellykkede borekampanjen på feltet som oppveier virkningen av feltets naturlige nedgang, samt den negative virkningen av en svikt i gasseksportkompressoren på Kårstø i begynnelsen av året.

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

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

michel Bayle Styremedlem

rolf erik rolfsenStyremedlem

årsberetning

47

FramDen samlede produksjonen fra Fram-feltet i 2010 var på 3,6 millioner foe, eller 9 820 foe per dag – en nedgang på fire prosent fra 2009. Ytelsen fra Fram-reservoaret har vært god. Den forventede produksjonsnedgangen skyldes et trykkfall i reservoaret, og økt vannproduksjon har ennå ikke funnet sted.

snøhvitDen samlede produksjonen fra Snøhvit var på 4,9 millioner foe i 2010, eller 13 290 foe per dag. Dette er en økning på 48 prosent fra 2009. Forbedringen skyldes bedre regularitet og høyere pro-duksjonsnivåer, og er et resultat av reparasjonsarbeidene som ble utført i 2009. Det har imidlertid vært flere ikke-planlagte drifts-stanser og lengre nedstengninger på grunn av vedvarende proble-mer med underkjølere som har påvirket produksjonen på en negativ måte. Det er planlagt en femukers driftsstans i 2011 for å reparere og skifte ut utstyr.

vega sørProduksjonen fra Vega Sør startet 2. desember. Selskapets samlede andel av produksjonen

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

Arbeidsmiljø

Ved utgangen av året hadde selskapet 169 ansatte. Selskapet registrerer sykefravær i tråd med gjeldende lover og regler. I 2010 var sykefraværet på 1,74 prosent (1,6 prosent i 2009).

Selskapet gjennomfører en årlig arbeidsmiljøundersøkelse som omfatter alle ansatte og kontrak-tører. Undersøkelsen dekker en rekke faktorer som påvirker arbeidsmiljøet. resultatene fra undersøkelsen danner grunnlag for utarbeidelsen av nødvendige handlingsplaner for å opprett-holde et godt arbeidsmiljø. Den siste undersøkelsen konkluderer med at arbeidsmiljøet og den

generelle trivselen på arbeids-plassen er god.

I 2010 hadde GDF SUEZ E&P Norge AS tre hendelser som involverte personell. To av disse hendelsene førte til fraværsskader (LTI). Den første skjedde tidlig på året (under byggefasen på Gjøa), og den andre skjedde kort tid etter overtakelsen av operatør-ansvaret på Gjøa. Begge hendelser medførte sykehusbehandling. Begge de skadede var tilbake i arbeid etter kort tid.

Hendelsene var:• Brukketankeletterfallpåisete

gangvei.• Skadettåetteråhasattseg

fast i en elektrisk dør.• Enskadethåndsomfølgeav

feil håndtering av en pellet til fakkeltenningssystemet.

likestilling

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

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

Diskriminering

Målet i diskrimineringsloven er å fremme likestilling, sikre like muligheter og likerett, og forhindre diskriminering på bakgrunn av etnisitet, nasjonalitet, opphav, hudfarge, språk og religion. Selskapet arbeider aktivt, besluttsomt og systema-tisk for å etterleve lovens intensjon. Aktivitetene omfatter rekruttering, lønn og arbeids-forhold, forfremmelse, utviklings-muligheter og vern mot trakasse-ring. 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

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 trans-port, LNG, distribusjon og leting/pro-duksjon. Siden mars 2007 har han hatt stillingen som konserndirektør for leting og produksjon.

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

didier Holleaux Styremedlem

anne ravignon Styremedlem

48

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

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

Hilde ådland Styremedlem

Gerhard v. sund Styremedlem

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

miljø

2010 var det første året med produksjon fra Gjøa-feltet. Selv om operatøransvaret ikke ble overført fra Statoil til GDF SUEZ Norge AS før 25. november, inne-holder denne delen tall fra hele 2010, fra Gjøa Semi, Vega og Transocean Searcher.

Gjøa-feltet er konstruert for å skape så lite miljøpåvirkning som mulig. Elektrisitet fra land er den viktigste kraftkilden for Gjøa-installasjonen, og gasseksport-turbinen drives av en single-fuel turbin med lavt NOx-utslipp. Det er også installert en gjenvinnings-enhet for spillvarme. Stengt fakkel under regulær drift bidrar også til å redusere miljøpåvirkningen.

Utslipp til miljøet, og kjemikalie-bruk og utslipp fra produksjon og boring blir rapportert til miljømyn-dighetene i samsvar med gjel-

dende forskrifter. Alle utslipp lå innenfor gitte tillatelser. 97 prosent av kjemikaliene som ble sluppet ut til sjø, var grønne (miljøvennlige) kjemikalier som ikke forventes å ha noen innvirk-ning på miljøet. I GDF SUEZ legger vi vekt på bruk av miljø-vennlige kjemikalier. Ett rødt kje-mikalium ble brukt, men det forekom ingen utslipp av røde kjemikalier i 2010. Det var et utslipp av gule kjemikalier på 118 tonn, men det ligger godt innen-for den tillatelsen som er gitt.

Det var sju mindre utilsiktede utslipp til sjø i 2010, alle i forbin-delse med boreoperasjoner fore-tatt av boreriggen Transocean Searcher. Det var ett utslipp av oljebasert borevæske og seks utslipp av hydraulisk olje, hoved-sakelig fra operasjoner med fjern-styrt undervannsfartøy. Det samlede utslippsvolumet var på 29,6 liter.

2010 var det andre året med boring på Gjøa. Vannbasert borevæske brukes til boring av toppseksjonene, mens de lavere seksjonene (inkludert 17 ½“) blir boret med oljebasert borevæske.

Oljebasert boreavfall sendes til land og håndteres (gjenbrukes eller destrueres) ved borevæske-kontraktørens anlegg.

Gjøa-feltet genererte 274 tonn ikke-skadelig avfall og 11 017 tonn skadelig avtall i 2010.Oppstartsaktiviteter påvirket driften i 2010. Høye faklings-volumer var et resultat av opp-starten på Gjøa- og Vega-feltene, samt problemer i forbindelse med gasseksportkompressoren. De viktigste miljøindikatorene for utslipp til luft var:

Fakling 12,03 mill. Sm3

Brenngassforbruk 3,66 mill. Sm3

Dieselforbruk 6 453 tonnCO2-utslipp 90 970 tonnNOx-utslipp 505 tonn

GDF SUEZ er medlem av NOx-fondet. 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 olje- og gasspriser og valutakurser.

Selskapets lån er i NOK med fly-tende rente. Dermed vil selskapets fortjeneste og økonomiske stilling bli påvirket av endringer i rente-markedet. GDF SUEZ E&P Norge AS har ingen finansinstrumenter som sikrer mot økonomisk mar-kedsrisiko. risikoen knyttet til våre motpar-ters mislighold av sine forpliktel-ser anses som lav, ettersom sel-skapet 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 vur-deres av gruppen som en del av den generelle evalueringen av gruppens totaleksponering. Eventuelle tiltak iverksettes på gruppenivå i samsvar med gjel-dende prosedyrer.

økonomiske aspekter

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

årsberetning

49

resultat av forbedret regularitet på Snøhvit, og ny produksjon fra Gjøa og Vega Sør i november og desember. Totalt salg i 2010 beløp seg til 13,8 millioner foe, som ga samlede inntekter på NOK 4 961 millioner.

Det ble solgt totalt 4,9 millioner fat råolje og kondensat i 2010. Det er åtte prosent mindre enn i 2009. Inntekter fra råolje- og konden-satsalg utgjorde NOK 2 462 millioner – 21 prosent høyere enn i 2009. Totalinntekten økte som følge av en økning i gjennomsnitts prisen på Brent Blend-råolje, fra litt under USD 62 per fat i 2009 til over USD 82 per fat i 2010, delvis utlig-net av reduserte salgsvolumer.

Selskapet solgte 1,1 mrd. Sm3 gass, inkludert LNG fra Snøhvit i 2010. All gass ble solgt til andre GDF SUEZ-selskaper, og utgjorde NOK 1 946 millioner. Økningen i gassinntekter fra NOK 1 644 millioner i 2009 skyldes hoved-sakelig høyere gassalg på Snøhvit og gassalg fra Gjøa, delvis utlignet av litt lavere gjennomsnittspriser på gass i 2010.

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

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

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

Salget av NGL- og LPG-blandingen utgjorde NOK 539 millioner i 2010, sammenlignet med NOK 297 millioner i 2009. Inntektsøkingen skyldtes hoved-sakelig salg av NGL fra Gjøa, og høyere gjennomsnittspriser som følge av økte oljepriser. Totalt 1,5 millioner foe av disse produktene ble solgt i 2010, noe som er litt høyere enn de 1,3 millioner foe som ble solgt i 2009.

Netto kontantstrøm fra driften i 2010 var NOK 1,681 millioner, sammenlignet med NOK 2 948 millioner i 2009. I 2010 utgjorde investeringene NOK 2 721 millioner, sammenlignet med NOK 4 580 millioner i 2009. Mesteparten av investeringene i 2010 gjaldt den pågående utbyggingen av Gjøa- og Vega Sør-feltene.

Selskapets konsernmellom-værende gjeld ved utgangen av 2010 var på NOK 13 103 millioner, sammenlignet med NOK 11 611 millioner ved utgangen av 2009. Økningen i langsiktige lån skyldes den pågående utbyggingen av Gjøa- og Vega Sør-feltene.

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

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

Nettoresultat 2010 NOK 754 859 451

Tilbakeholdt overskudd NOK 366 583 451

Utbytte NOK 388 276 000

Rolf Erik RolfsenStyremedlem

Terje OvervikAdministrerende direktør

Anne Sophie Christine RavignonStyremedlem

Gerhard Våland SundAnsattes representant

Michel Marie BayleStyremedlem

Hilde ÅdlandAnsattes representant

Jean-Marie Jacques DaugerStyreleder

Didier HolleauxStyremedlem

31. DESEmBEr 2010 / 23. mArS 2011

10årsregnskap

51

Note 2010 2009

driFtsiNNtekter

Salg av olje og gass 4 4 947 755 646 3 972 880 863

Transportinntekter 12 806 477 0

Sum driftsinntekter 4 960 562 123 3 972 880 863

driFtskOstNader

Operasjonelle kostnader 1 065 273 130 1 146 795 273

Letekostnader 339 564 786 560 973 355

Lønnskostnader 5, 6 57 252 258 68 549 503

Avskrivninger 7 1 031 247 239 809 517 854

Nedskrivninger 7 0 5 987 403

Andre driftskostnader 8 50 450 432 37 367 048

Sum driftskostnader 2 543 787 844 2 629 190 435

Driftsoverskudd 2 416 774 279 1 343 690 428

FiNaNsiNNtekter OG FiNaNskOstNader

renteinntekter 4 094 207 1 793 440

Agio 106 585 228 136 801 028

renteinntekter fra foretak i samme konsern 9 6 671 567 17 435 797

Disagio 184 783 430 317 930 592

rentekostnader til foretak i samme konsern 9 170 290 984 126 381 158

Annen rentekostnad 143 475 7 587 073

Netto finansposter 237 866 886 295 868 557

Ordinært overskudd før skattekostnad 2 178 907 393 1 047 821 871

Skattekostnad 11 1 424 047 943 424 984 885

resultat 754 859 451 622 836 986

Overføringer og disponeringer:

Foreslått utbytte 12 388 276 000 537 700 000

Overføringer annen egenkapital 366 583 451 85 136 986

Sum 754 859 451 622 836 986

resultatregnskap

52

Note 2010 2009

eieNdeleraNleGGsmidler

varige driftsmidlerProduksjonsanlegg, anlegg under utbygging m.m. 7, 16 20 006 158 287 17 770 942 160

Finansielle anleggsmidlerAksjer i datterselskap 14 273 739 0

Sum anleggsmidler 20 006 432 027 17 770 942 160

OmlØpsmidler

reservedeler og boreutstyr 10 20 916 011 40 563 766

FordringerFordringer mot operatør 118 297 857 36 765 436

Kundefordringer 794 831 481 14 181 916

Andre fordringer 9 2 024 360 239 1 358 056 525

Sum fordringer 2 937 489 577 1 409 003 877

Bankinnskudd 3 315 390 196 401 582 539

Sum omløpsmidler 3 273 795 784 1 851 150 182

Sum eiendeler 23 280 227 811 19 622 092 343

eGeNkapital OG Gjeld

eGeNkapital

innskutt egenkapitalAksjekapital 12, 13 141 500 000 141 500 000

Overkursfond 12 1 273 500 000 1 273 500 000

Sum innskutt egenkapital 1 415 000 000 1 415 000 000

Opptjent egenkapitalAnnen egenkapital 12 913 158 648 548 367 637

Sum egenkapital 2 328 158 648 1 963 367 637

Gjeld

avsetning for forpliktelserPensjonsforpliktelse 6 56 895 372 33 838 352

Utsatt skatt 11 4 581 040 988 3 180 371 890

Andre forpliktelser 8 1 829 369 676 1 244 988 199

Sum avsetning for forpliktelser 6 467 306 036 4 459 198 440

annen langsiktig gjeldLangsiktig lån fra konsernselskap 9 13 102 835 903 11 611 031 548

kortsiktig gjeldLeverandørgjeld 15 543 970 28 002 590

Skyldige offentlige avgifter 40 867 068 11 451 850

Gjeld til operatør 644 912 004 632 711 714

Avsatt utbytte 12 388 276 000 537 700 000

Annen kortsiktig gjeld 292 328 182 378 628 563

Sum kortsiktig gjeld 1 381 927 224 1 588 494 717

Sum gjeld 20 952 069 163 17 658 724 706

Sum egenkapital og gjeld 23 280 227 811 19 622 092 343

Balanse

53

2010 2009

Ordinært resultat før skattekostnad 2 178 907 393 1 047 821 870

refundert skatt på letekostnader 210 056 624 0

Avskrivninger og periodens renteeffekt på fjerningsforpliktelser 1 067 468 634 840 277 430

Endring i kundefordringer og fordringer til operatør -862 181 986 277 538 279

Endring i leverandørgjeld og gjeld til operatør -258 330 -470 525 795

Forskjeller mellom kostnadsført pensjon og inn-/utbetalinger i pensjonsordninger 14 909 564 7 616 591

Endring i andre tidsavgrensninger -927 820 950 1 245 064 681

Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 1 681 080 949 2 947 793 056

Utbetalinger ved kjøp/tilvirkning av varige driftsmidler -2 721 103 906 -4 580 239 175

Aksjer i datterselskap -273 739 0

Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter -2 721 377 646 -4 580 239 175

Netto langsiktig gjeld 1 491 804 355 3 413 130 972

Utbytte -537 700 000 -1 400 850 000

Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter 954 104 355 2 012 280 972

Netto endring av kontanter og kontantekvivalenter -86 192 342 379 834 852

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens begynnelse 401 582 538 21 747 686

Kontanter og kontantekvivalenter ved periodens slutt 315 390 196 401 582 538

kontantstrømoppstilling

54

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 sammen-stillingsprinsippet, dvs. enten sammenstilt med tilhørende inntekt eller som en periodekostnad.

estimater. Utarbeidelse av regnskapet etter god regnskapsskikk krever at selskapets ledelse gjør estimater og tar forutsetninger som har innvirkning på verdien av eiendeler og forpliktelser i balansen, samt periodisering av kostnader, inklusive avskrivninger. De endelige beløp som realiseres, vil kunne avvike fra estimatene.

klassifisering og vurdering av balanse-poster. Omløpsmidler og kortsiktig gjeld omfatter poster som forfaller til betaling innen ett år, samt poster som knytter seg til varekrets-løpet. Øvrige poster er klassifisert som anleggs-middel/langsiktig gjeld. Omløpsmidler vurderes til laveste av anskaf-felseskost og virkelig verdi. Kortsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på etablerings-tidspunktet. Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, men nedskrives til virkelig verdi ved verdifall som ikke forventes å være forbigående. Langsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på etable-ringstidspunktet.

valuta. Pengeposter i utenlandsk valuta om- regnes til balansedagens kurs. Transaksjoner i utenlandsk valuta regnskapsføres til månedlige fastsatte bokføringskurser. Disse kursene bestemmes av markedskursen.

letekostnader. Utgifter vedrørende geologiske og geofysiske studier og analyser resultatføres løpende. Kostnader vedrørende boring av lete-brønner blir midlertidig balanseført i påvente av en evaluering av eventuelle funn av olje- og gass-reserver (sucessful efforts-metoden). Kostnader vedrørende tørre brønner blir resultatført. Ved funn vil borekostnadene, etter at funnet er satt i produksjon, bli avskrevet etter produksjonsenhetsmetoden, sammen med øvrige utbyggingskostnader.

varige driftsmidler. Alle kostnader inkludert byggelånsrenter i forbindelse med utbyggingen av olje- og gassfelt blir balanseført som en del av

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

datterselskap. Datterselskapet og tilknyttede selskaper vurderes etter kostmetoden i sel-skapsregnskapet. Investeringen er vurdert til anskaffelseskost for aksjene med mindre ned-skrivning har vært nødvendig.

eierandeler i felles kontrollert virksomhet. Selskapets lisensandeler på den norske konti-nentalsokkelen er inkludert i resultatregnskapet og balansen etter bruttometoden (proporsjonal konsolidering).

Overdragelse av lisensandeler. Overdragelser av andeler i olje- og gasslisenser på den norske kontinentalsokkelen krever god-kjenning fra norske myndigheter. I slike transak-sjoner er salgsprisen generelt antatt å være på etter skatt-basis (etter skatt-transaksjon) idet vederlaget ikke er skattepliktig for selger og ikke skattemessig fradragsberettiget for kjøper gjennom avskrivninger. Anskaffelse av andeler i olje- og gassprodu-serende lisenser anses som virksomhetsammen-slutninger og regnskapføres i henhold til opp-kjøpsmetoden. Kjøper anskaffer netto eiendeler og regnskapsfører overtatte eiendeler og forplik-telser og antatt betingede forpliktelser inkludert forpliktelser som tidligere eier ikke har hensyntatt. Anskaffelseskosten for virksomhetsammenslut-ninger på transaksjonstidspunktet er allokert ved å beregne virkelig verdi på identifiserbare eiende-ler og gjeld og betingede forpliktelser. For olje- og gassproduserende eiendeler blir anskaffelseskost allokert mellom leterettigheter, produksjonsan-legg, brønner og goodwill. Anskaffelser av andeler i olje-og gasslisenser som er ansett som overdragelse av enkelteien-deler, er regnskapsført til anskaffelseskost på transaksjonsdato. Transaksjonstidspunktet er dato for når risiko og kontroll overføres fra selger til kjøper. Kjøpers resultat regnskap skal inkludere resultat for den overtatte eiendelen fra og med transaksjons-tidspunktet.

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

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

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

Nedstengnings- og fjerningskostnader. Forpliktelsen regnskapsføres når nedstengnings- og fjerningskravet oppstår. Tilsvarende beløp balanseføres som en del av kostprisen til de relaterte produksjons-anleggene som deretter resultatføres over gjenværende økonomisk levetid via avskrivninger. Fremtidige end-ringer i estimat for nedstengning- og fjerning balanse-føres som en del av kostprisen til anleggene og resultat-føres over gjenværende økonomiske levetid.

skatt. Skattekostnaden i resultatregnskapet omfatter både periodens betalbare skatt og endring i utsatt skatt. Utsatt skatt er beregnet på grunnlag av netto midlertidige forskjeller mellom regnskapsmessige og skattemessige verdier ved utgangen av regnskaps-året. Det er tatt hensyn til fremførbare skattemessige underskudd og friinntekt. Dagens skattesatser er brukt i beregningen. Friinntekten reduserer særskatten som oljesel-skapene betaler. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av utsatt skatt.

pensjoner. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag, lagt til grunn. Planendringer amortiseres over forventet gjenværende opptje-ningstid. Estimatavvik føres mot egenkapitalen. Arbeidsgiveravgift er inkludert i estimatene.

Bokføring av lisenskostnader. Selskapets eget regnskap reflekterer netto kostnader etter videre-belastning til partner på lisenser hvor selskapet er operatør.

kontantstrømoppstilling. Kontantstrøm oppstillingen er utarbeidet etter den indirekte metode. Kontanter og kontantekvivalenter omfatter bankinnskudd.

leieavtaler. Selskapet har kun operasjonelle leasingkontrakter. Kostnaden vedrørende disse resultatføres fortløpende.

01 regnskapsprinsipper

Noter

55

2010 2009

Lønninger 189 713 610 136 880 608

Viderefakturert 210 614 820 132 330 182

Folketrygdavgift 26 810 094 19 467 128

Pensjonskostnader 31 697 134 21 623 799

Andre ytelser 19 646 240 22 908 151

Sum 57 252 258 68 549 503

Antall årsverk sysselsatt i regnskapsåret 152,5 132

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.

Bank

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

driftsinntekter

Selskapets produksjon er solgt som følger:

lønnskostnader m.m.

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

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

02

03

04

05

Nok 1 000 Norge Frankrike Storbritannia Sum 2010 Sum 2009

Olje 2 156 405 2 156 405 1 890 507

NGL 465 508 73 882 539 390 297 178

Gass 1 946 060 1 946 060 1 644 140

Kondensat 305 901 305 901 141 055

Gass infrastruktur 12 806 12 806

Totalt 784 215 1 946 060 2 230 287 4 960 562 3 972 881

56

Produksjons-anlegg

Anlegg under utbygging

Driftsløsøre,inventar

Aktiverteletekostnader Totalt

Anskaffelseskost 01.01.10 10 948 057 704 9 134 047 403 183 356 738 699 985 266 20 965 447 110

Korreksjon IB 01.01.10 0 0 -8 732 663 0 -8 732 663

Anskaffelseskost 01.01.10 10 948 057 704 9 134 047 403 174 624 075 699 985 266 20 956 714 447

Årets tilgang 486 393 077 2 434 365 528 106 684 127 243 636 892 3 271 079 624

Årets avgang 0 0 4 616 259 0 4 616 259

reklassifisering 10 761 326 891 -10 636 675 940 14 317 762 -138 968 713 0

Anskaffelseskost 31.12.10 22 195 777 671 931 736 991 291 009 706 804 653 445 24 223 177 813

Akk. avskrivninger 31.12.10 4 142 789 983 0 74 229 543 0 4 217 019 526

Balanseført verdi 31.12.10 18 052 987 689 931 736 991 216 780 162 804 653 445 20 006 158 287

Årets avskrivninger 994 608 897 0 36 638 341 0 1 031 247 239

Årets nedskrivninger 0 0 0 0 0

Estimert levetid * 3–8 år

* Avskrives etter salgsenhetsmetoden

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.

06 pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser

07 varige driftsmidler

midler/forpliktelser 2010 2009

Opptjente pensjonsforpliktelser 92 095 462 61 008 352

Pensjonsmidler -44 864 085 -27 170 000

Estimatavvik 9 663 995 0

Netto pensjonsforpliktelser 56 895 372 33 838 352

Økonomiske forutsetninger: 2010 2009

Diskonteringsrente 3,90 % 4,40 %

Forventet lønnsregulering 4,00 % 4,25 %

Forventet pensjonsøkning 1,20 % 2,70 %

Forventet G-regulering 3,75 % 4,00 %

Forventet avkastning på fondsmidler 5,30 % 5,60 %

2010 2009

Årets pensjonsopptjening 30 710 196 21 215 004

rentekostnader på opptjente rettigheter 2 622 339 1 609 890

Avkastning på pensjonsmidler -1 635 401 -1 201 095

Estimatavvik 0 0

Netto pensjonskostnad 31 697 134 21 623 799

Noter

57

2010 2009

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelse 1. januar 746 564 146 497 390 299

Tilgang nye fjerningsprosjekter/estimatendring 559 484 305 224 401 675

rentekostnad 36 221 395 24 772 173

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser 31. desember 1 342 269 846 746 564 146

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 1. januar 414 430 019 246 262 452

Netto tilgang nye prosjekter/estimatendring 559 484 305 224 401 674

Avskrivninger -61 982 548 -56 234 107

Langsiktig eiendel knyttet til fjerning og nedstengning 31. desember 911 931 776 414 430 020

2010 2009

Nedstengnings- og fjerningsforpliktelser 1 342 269 846 746 564 146

Andre langsiktige forpliktelser 487 099 830 498 424 052

Andre forpliktelser 1 829 369 676 1 244 988 199

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

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

kontraktsmessige forpliktelser (i tusen kroner) 2010 Deretter Sum

Forpliktelser inngått 2 078 499 2 283 843 4 362 342

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

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

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

08

09

andre avsetninger og forpliktelser

andre fordringer og mellomværende med konsernselskap

58

2010 2009

årets skattekostnad fremkommer slik:

Endring utsatt skatt 1 400 669 098 581 204 766

Skatteeffekt av pensjon bokført over egenkapitalen 6 355 016 2 626 254

Skatteeffekt av anskaffelseskost bokført over egenkapitalen 14 124 846 84 612 396

refundert skatt på letekostnader 0 -241 395 386

For lite / for mye avsatt skatt tidligere år 2 898 983 -2 063 145

Netto skattekostnad 1 424 047 943 424 984 885

årets skattegrunnlag fremkommer slik:

Ordinært resultat før skattekostnad 2 178 907 393 1 047 821 871

Permanente forskjeller 66 222 998 -11 415 756

Endringer i midlertidige forskjeller -1 560 433 906 -1 571 636 112

Grunnlag i selskapsskatt 684 696 485 -535 229 997

Begrenset skattefradrag for finanskostnader 308 526 316 352 168 022

Friinntekt -1 085 365 344 -1 044 250 962

Grunnlag særskatt -92 142 543 -1 227 312 937

spesifikasjon for grunnlag utsatt skatt:

Forskjeller som utlignes:

Anleggsmidler 11 177 538 981 9 523 874 734

Netto pensjonsforpliktelser -56 895 372 -33 838 352

Beholdning av petroleumsprodukter 8 570 883 12 370 437

Gevinst- og tapskonto 20 767 399 26 887 520

Fremførbart underskudd -799 387 548 -1 461 545 000

Fjerningsforpliktelser -391 563 511 -293 359 569

Grunnlag selskapsskatt (28 %) 9 959 030 832 7 774 389 770

Begrensning i kapitaliserte renter på felt under utbygging -197 588 199 -118 872 329

Fremførbart underskudd (kun i 50 % grunnlag) 121 474 779 -186 064 173

Ubenyttet friinntekt -6 297 892 703 -5 462 367 761

Grunnlag særskatt (50 %) 3 585 024 709 2 007 085 507

utsatt skatt

Selskapsskatt (28 %) 2 788 528 634 2 176 829 137

Særskatt (50 %) 1 792 512 355 1 003 542 754

Sum utsatt skatt 4 581 040 988 3 180 371 890

2010 2009

Boreutstyr 20 916 011 23 511 293

reservedeler 0 17 052 473

Sum varelager 20 916 011 40 563 766

11

10

skatt

reservedeler og boreutstyr

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

Noter

59

Olje (MSm3) Gass (MSm3) NGL (MSm3) Kondensat (MSm3)Njord 0,42 1,66 0,53 0,00Fram 1,08 1,10 0,11 0,00

Snøhvit 0,00 17,98 1,32 1,93

Gjøa 3,00 10,08 3,31 0,00

Vega sør 0,54 1,31 0,11 0,00

Gudrun 2,80 1,50 0,57 0,00

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.

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

Aksjer i datterselskap er vurdert etter kostmetoden.

selskapets navn Forretningskontor Eierandel

GDF SUEZ E&P Greenland AS Stavanger 100 %

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

Aksjekapital Overkursfond Annen egenkap. Sum

Egenkapital 31.12.09 141 500 000 1 273 500 000 548 367 637 1 963 367 637

Årets resultat 754 859 451 754 859 451

Pensjon -1 792 439 -1 792 439

Avsatt utbytte 2010 -388 276 000 -388 276 000

Egenkapital 31.12.10 141 500 000 1 273 500 000 913 158 648 2 328 158 648

egenkapital

aksjekapital og aksjonærinformasjon

Hendelser etter balansedagen

aksjer i datterselskap

reserver (urevidert)

12

13

16

14

15

2010 2009

avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnadOrdinært resultat før skattekostnad 2 178 907 393 1 047 821 871

Marginal skatt 78 % 1 699 547 767 817 301 059

Friinntekt -417 762 471 -611 904 183

renter på underskudd til fremføring -26 641 323 -7 858 821

Andre permanente forskjeller 42 007 377 81 575 696

Begrenset skattefradrag for finanskostnader 123 997 610 147 934 279

For lite / for mye avsatt fra tidligere år 2 898 983 -2 063 145

Årets skattekostnad 1 424 047 943 424 984 885

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

31. desemBer 2010/23. mars 2011

Jean-Marie Jacques Dauger

Styreleder

Rolf Erik RolfsenStyremedlem

Michel Marie BayleStyremedlem

Didier HolleauxStyremedlem

Anne Sophie Christine Ravignon

Styremedlem

Hilde ÅdlandAnsattes

representant

Gerhard V. SundAnsattes

representant

Terje OvervikAdministrerende

direktør

60

revisjonsberetning

GD

F S

UE

Z E

&P

NO

RG

E A

S

10

GD

F S

UE

Z E

&P

NO

RG

E A

S





TLF: +47 52 03 10 00 FAKS: +47 52 03 10 01

ÅR

SR

AP

PO

RT

3 OPPGAVE OG VISJON




8 GJØA FEATURE



16 GDF SUEZ GRUPPEN

18 AKTIVITETER





28 NORSKEHAVET

30 NORDSJØEN

32 GRØNLAND



38 VÅRT TEAM


50 ÅRSREGNSKAP


Innhold

Byråprocontra



G

DF

SU

EZ

E&

P N

OR

GE

AS

10

GD

F S

UE

Z E

&P

NO

RG

E A

S





TLF: +47 52 03 10 00 FAKS: +47 52 03 10 01

ÅR

SR

AP

PO

RT

3 OPPGAVE OG VISJON




8 GJØA FEATURE



16 GDF SUEZ GRUPPEN

18 AKTIVITETER





28 NORSKEHAVET

30 NORDSJØEN

32 GRØNLAND



38 VÅRT TEAM


50 ÅRSREGNSKAP


Innhold

Byråprocontra



gdf suez e&p norge årsrapport

Documents