Transcript Årsrapport 2012 - Total E&P Norge

total E&P norgE aS
årSraPPort
iNNhOLd
02
05
07
NøkkELTALL
Om TOTAL E&P NORGE
REssuRsfORvALTNiNG
sTyRETs bERETNiNG
15
16
18
19
20
29
REsuLTATREGNskAP
bALANsE
kONTANTsTRømOPPsTiLLiNG
REGNskAPsPRiNsiPPER
NOTER
REvisORs bERETNiNG
31
ORGANisAsjONskART
ifC
ibC våRE iNTEREssER På sOkkELEN
TOTAL E&P NORGE ER ENGAsjERT i LETiNG
ETTER OG PROduksjON Av OLjE OG GAss På dEN
NORskE sOkkELEN, OG PROdusERTE OmTRENT
275 000
fAT OLjEEkvivALENTER hvER dAG i 2012.
REssuRsfoRvaltning
Det er en viktig målsetning
for oss å modne fram og bore
prospekter i leteområdene våre
total E&P noRgE as
åRsRaPPoRt
NøKKELTALL
2012
Millioner kroner
2011
2010
RESULTATOVERSIKT
Driftsinntekter
51 109
51 326
47 777
Driftsresultat
33 196
36 185
29 774
(358)
(213)
(236)
netto finansielle inntekter / (utgifter)
resultat før skattekostnad
32 838
35 971
29 539
Skattekostnad
23 417
26 262
20 184
Årets resultat
9 421
9 709
9 354
17 093
19 276
13 711
Tilskudd fra driften (cash flow)
BALANSEOVERSIKT
immaterielle eiendeler
2 813
794
1 200
Varige driftsmidler
57 126
49 438
48 821
omløpsmidler
10 027
12 191
6 829
Sum egenkapital
7 119
6 698
6 589
Avsetninger for forpliktelser
27 299
26 180
23 670
Annen langsiktig gjeld
10 473
126
1 129
kortsiktig gjeld
25 074
29 418
25 463
ANDRE HOVEDTALL
Anskaffelse av varige driftsmidler
16 202
10 410
8 308
leteaktivitet, kostnader og investeringer
1 433
1 682
671
Avkastning på sysselsatt kapital*
58,3%
61,0%
69,4%
Produksjonskostnad USD/fat
9,0
7,5
6,8
Transportkostnad USD/fat
4,4
4,6
4,1
275
287
310
1 083
1 057
1 065
322
289
277
PRODUKSJON
tUSen f.o.e.
netto gjennomsnittlig daglig produksjon
RESERVEOVERSIKT millioner f.o.e.
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver pr 31.12.
ANSATTE
Gjennomsnittlig antall ansatte
* overskudd pluss lånekostnader etter skatt i prosent av sysselsatt kapital pr 1. januar.
Sysselsatt kapital består av sum egenkapital og gjeld minus ikke rentebærende gjeld.
51 109
33 196
275
1 083
322
Driftsinntekter millioner kroner
Driftsresultat millioner kroner
PrODuksJOn (gjennomsnitt Pr dag) tusen f.o.e.
reserVeOVersikt (Påviste utbygde og ikke utbygde reserver Pr 31.12.) millioner f.o.e.
ansatte (gjennomsnittlig antall gjennom 2012)
REssuRsfoRvaltning
vi vuRdERER foRtsatt alle nye leterunder,
både innen TFO-systemet og i de konvensjonelle rundene. På slutten av 2012 leverte
vi inn søknader i den 22. konsesjonsrunden.
Tildelingene forventes å komme i juni 2013.
vi haR andElER i 29 fElt i produksjon, og av
de internasjonale oljeselskapene har vi den
største reservebasen i Norge. Total E&P Norges
produksjon i 2012 (275 kboe/d) utgjør rundt
12 prosent av TOTAL-gruppens utvinning
på verdensbasis. Våre kapitalinvesteringer
i Norge nådde et rekordnivå på NOK 16 milliarder i 2012, og forventes å holde seg på
samme høye nivå i årene fremover.
dEt ER Et viktig mål for oss å modne fram
En gRunnlEggEndE dRivkRaft
foR oljE- og gassviRksomhEtEn
handlER om REssuRsfoRvaltning:
få tak i lEtEomRådER og finnE
hydRokaRbonREssuRsER
byggE ut dissE REssuRsEnE På En
kostnadsEffEktiv måtE til REtt tid
oPPnå maksimal oljE- og gassutvinning
REssuRsEnE må natuRligvis forvaltes på
en sikker og bærekraftig måte, samtidig som
vi reduserer miljøsporene etter aktivitetene
våre til et minimum. En absolutt betingelse
for å oppnå dette er rekruttering, opplæring
og utvikling av våre ansatte og systemer,
slik at organisasjonen har den nødvendige
kompetanse til å utføre aktivitetene på en
sikker og effektiv måte.
jEg ER dERfoR mEgEt foRnøyd med at
Total E&P Norge ikke bare har nådd sine
mål for opererte og ikke-opererte aktiviteter
i 2012, men at dette er gjort med full fokus
på helse og sikkerhet for vårt eget personell
og kontraktører så vel som på miljøet.
total E&P noRgE har en utstrakt virksomhet
på den norske kontinentalsokkelen, og deltar
i 99 utvinningstillatelser, hvorav 27 som operatør.
Vår portefølje er i stadig utvikling og omfatter
åtte tildelinger i konsesjonsrunden TFO 2012
(fire som operatør og fire som partner). Vi har
også gjennomført en bytteavtale med ExxonMobil, der vi byttet våre andeler i flere felt i
Tampen-området mot ExxonMobils andeler
i Oseberg og Gina Krog (tidligere Dagny).
og bore prospekter i leteområdene våre. Etter
de to vellykkede letebrønnene som ble boret
i 2011, Norvarg og Alve Nord med Total E&P
Norge som operatør, gjorde vi i fjor oljefunnet
Garantiana (PL554) som ligger rundt 30 km
nordøst for Visund. Vi var også partner i
King Lear-funnet i sørlige Nordsjøen. I 2013
retter vi igjen fokuset mot Barentshavet,
der avgrensningsbrønnen Norvarg 2 vil bli
påbegynt i april 2013. Total E&P Norge har
opprettet et konsortium for å få den halvt
nedsenkbare riggen Leiv Eriksson tilbake
i norske farvann for å bore denne brønnen,
samt for å sikre fremtidig riggkapasitet.
nåR dEt gjEldER opererte utbygginger,
må 2012 kunne anses som et vendepunkt
for TOTAL i Norge.
foR dEt føRstE lyktes det oss å sette
hurtigutbyggingsprosjektet Atla i produksjon
kun to år etter at det ble funnet. Dette er et
lite satellittfelt tilknyttet Heimdal via vårt
opererte Skirne-felt.
i juni nåddE vi dessuten en stor milepæl da
Stortinget godkjente vår Plan for utbygging og
drift for Martin Linge-feltet. Martin Linge er en
teknisk utfordrende utbygging av et dypereliggende gass-/kondensatfelt som befinner
seg under et grunnere oljereservoar. Produksjonsstart er fastsatt til slutten av 2016, med
en produksjons-, utstyrs- og boligplattform
på et stålunderstell, sammen med et tankskip for lagring og lossing av oljen. Gassen
sendes via en ny rørledning til den eksisterende FUKA-rørledningen til St. Fergus i
Skottland. Plattformens kraftbehov vil bli
dekket gjennom en 170 km lang vekselsstrømkabel fra landanlegget på Kollsnes.
PRosjEktoRganisasjonEn er nå vel etablert,
og alle de større kontraktene er tildelt. Det
er planlagt å starte utvinningsboring over
det forhåndsinstallerte understellet i 2014.
Martin Linge-prosjektet stadfester nok en
gang selskapet som en betydelig operatør
i Norge, og Total E&P Norge rekrutterer nå
aktivt på det norske markedet.
i dEn ikkE-oPERERtE PoRtEføljEn ligger
selskapets mest verdifulle aktivum i Ekofiskområdet, der ConocoPhillips er operatør.
Prosjektene Ekofisk boligplattform, Ekofisk
sør og Eldfisk II ble alle godkjent i 2011.
Disse prosjektene, som gjelder bygging av
en ny boligplattform og en stor, ny brønnhodeplattform på Ekofisk, samt ombygging
av Eldfisk, har god fremdrift.
vi dEltaR også i flere nye utbyggingsprosjekter som opereres av Statoil, inkludert
undervannskompresjonsprosjektet på
Åsgård – det første med denne teknologien,
utbyggingen av Gina Krog-feltet og flere
av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter som
innebærer tilkopling av satelittfunn til eksisterende vertsanlegg. Som lisenspartner
forsøker selskapet alltid å spille en aktiv
og konstruktiv rolle.
total gjEnnomføRER store forsknings- og
utviklingsoppgaver (FoU) i Norge, og har et eget
forskningssenter i Stavanger. I 2012 var det
samlede FoU-budsjettet på rekordhøye NOK
285 millioner, bare slått av Statoil i Norge.
TOTAL har som policy å gjøre ny teknologi
tilgjengelig og dele den i lisensene etter behov.
dEn noRskE oljE- og gassindustRiEn feiret
nylig sitt 40-årsjubileum for den første utvinningen
fra Ekofisk-feltet. Det er all grunn til å tro at
industrien vil ha en fremtid i minst 40 år til.
TOTAL har en klar ambisjon om å delta aktivt
med alle våre personal-, tekniske og økonomiske
ressurser i søken etter nye muligheter som
kan forlenge denne perioden ytterligere.
Martin Tiffen
Adm. Direktør
Total E&P Norge AS
5
styREts bEREtning
1
innlEdning
Total E&P Norge AS (Total E&P Norge), et
heleid datterselskap av det franske Totalkonsernet, er engasjert i leting etter og
produksjon av hydrokarboner på den norske
kontinentalsokkelen. Styrets beretning og
regnskapene er utarbeidet med utgangspunkt i forutsetningen om selskapets kontinuitet og fortsatt drift, og dette er etter
styrets oppfatning berettiget.
2012 har vært et aktivt og vellykket år for
Total E&P Norge. Vi har bygget videre på
vår solide plattform med langsiktig tilstedeværelse og kunnskap om norsk sokkel.
Som operatør har vi:
Levert plan for utbygging og drift (PUD)
for Martin Linge til norske myndigheter
i januar 2012, og fått godkjennelse fra
Stortinget 11. juni.
Startet produksjon på Atla-feltet i oktober
- i henhold til tidsplan og budsjett – bare
to år etter at funnet ble gjort.
Boret en vellykket letebrønn på
Garantiana-prospektet i Nordsjøen.
Søkt om tildeling i forhåndsdefinerte
områder 2012, noe som førte til tilbud
om fire nye operatørlisenser og fire som
samarbeidspartner, alle i Nordsjøen.
De viktigste hendelsene som samarbeidspartner
Partnergodkjennelse av PUD for Dagnyprosjektet i desember, og innlevering til
myndighetene samme måned.
Boring av King Lear-prospektet i Nordsjøen som førte til et viktig funn.
Installasjon av understell og gangbroer
på Ekofisk-komplekset som forberedelse
til det nye boligkvarteret og overstellet
på boreplattformen Ekofisk Zulu som
skal installeres sommeren 2013.
Når det gjelder helse, miljø og sikkerhet
(HMS), oppfylte Total E&P Norge sitt
viktigste mål – å unngå dødsulykker eller
alvorlige ulykker i 2012 i et miljø som kjennetegnes av høy aktivitet og strenge krav.
Produksjonen i 2012 lå på et årsgjennomsnitt på 275 000 fat oljeekvivalenter per dag.
Dette var en nedgang på 4,2 prosent
sammenlignet med fjoråret. Noe høyere
realiserte priser for gass og tilsvarende
priser for olje i forhold til 2011, gir tilfredsstillende økonomiske resultater for året.
Det betydelige arbeidet og innsatsen til
våre ansatte innen eksisterende aktiviteter,
samt nye tildelinger i konsesjonsrundene,
bekrefter selskapets engasjement og styrke
på den norske kontinentalsokkelen.
2
aktivitEtER På noRsk
kontinEntalsokkEl
byttE mEd Exxonmobil
I prosessen med å rasjonalisere sine
respektive lisensporteføljer, inngikk Total
E&P Norge og ExxonMobil Exploration and
Production Norway AS (ExxonMobil)
en bytteavtale 4. oktober 2012.
Avtalen omhandlet alle Total E&P Norges
eierandeler i Tampen-området: PL089
(5,6 %), Snorre-enheten (6,18 %), Vigdis og
Tordis (5,6 %), Sygna (2,52 %) og Statfjord
Øst (2,8 %). Fra ExxonMobil fikk Total E&P
Norge hele deres eierandel i Osebergfeltet (4,7 %) og Oseberg Transportsystem
(4,33 %), sammen med hele deres andel
i PL029C (100 %) og PL29B (30 %) med
det uutbygde Dagny-funnet. Avtalen ble
utjevnet med et mindre kontantbeløp fra
Total E&P Norge til ExxonMobil.
Avtalen ble godkjent av norske myndigheter
i november, og transaksjonen ble avsluttet
3. desember 2012. Den hadde ingen stor
innvirkning på produksjonen i 2012.
konsEsjonsRundER
Den 3. februar 2012 ble Total E&P Norge
offisielt tildelt andeler i åtte nye lisenser, alle
i Nordsjøen, i Tildeling i forhåndsdefinerte
områder (TFO) 2011. Denne tildelingen var i
overensstemmelse med selskapets søknad,
og førte til operatøransvar for fem områder:
PL618 (60 %), PL619 (50 %), PL102E (40 %),
PL102D (40 %) og PL 627 (40 %). Selskapet
ble også tildelt eierandeler i tre Statoilopererte lisenser: PL193E (5 %), PL046D
(10 %) og PL104B (10 %).
Total E&P Norge innleverte 6. september
en søknad om nye lisenser i TFO 2012. Den
15. januar 2012 – igjen i overensstemmelse
med selskapets søknad – fikk Total E&P
Norge tilbud om andeler i åtte nye lisenser,
alle i Nordsjøen. Fire av disse gjaldt operatøransvar. Tre av disse, henholdsvis PL661
(60 %), PL662 (60 %) og PL667 (50 %),
ligger i Ekofisk-området, og én er i Tampen
Spur-området, PL685 (40 %).
Tre lisenser vil bli operert av Statoil:
PL675 (40 %) lokalisert vest for Grane og
Ringhorne, og to utvidelser av eksisterende
lisenser, PL190B (10 %) og PL684 (5 %),
er i Kvitebjørn-lisensen. Den siste lisensen,
PL676S (20 %) i samme område som PL675,
vil bli operert av Faroe Petroleum.
Den 4. desember innleverte selskapet en
søknad om nye lisenser i den 22. konsesjonsrunden. Tildeling forventes før sommeren
2013.
PoRtEføljE
Den samlede effekten av ExxonMobil-byttet
og TFO-rundene i 2011 og 2012 er:
Deltakelse i 99 lisenser, hvorav 27 som
operatør
Deltakelse i 29 produserende felt.
maRkEdsføRing og tRansPoRt
Den 21. desember 2012 tiltrådte Total E&P
Norge den endelige investeringsbeslutningen
vedrørende det nye 480-kilometer lange
gasstransportsystemet Polarled. Det vil gå
fra den Statoil-opererte Aasta Hansteenutbyggingen i Norskehavet til Nyhamna.
Rørledningen skal også betjene Linnorm
der selskapet har 20 prosent eierandel,
samt flere andre felt i Norskehavet. Plan
for anlegg og drift ble innlevert til myndighetene 8. januar 2013. Planlagt oppstart er
i 2016 med Statoil som operatør for byggefasen. Total E&P Norge har 5,11 prosent
andel i prosjektet.
Total E&P Norge inngikk 1. november
2012 en 18-års tidscerteparti med eieren av
LNG-fartøyet Meridian Spirit. Denne avtalen
gjør det mulig for selskapet å oppfylle både
sine løfteforpliktelser fra Snøhvit og sine
salgs- og innkjøpsavtaler med kjøperen
TOTAL Gas & Power.
7
lEting
boRing
oPERatøRoPPgavER
I 2012 ble Total E&P Norge med i – og
arbeidet i – et riggkonsortium administrert
av Rig Management Norway. Selskapet
fungerte som ledende operatør i anbudsprosess og kontraktsforhandlinger. Det er
undertegnet en treårskontrakt med virkning
fra rundt 1. april 2013 for boreriggen Leiv
Eiriksson. Dette sikrer Total E&P Norge riggkapasitet til å bore to letebrønner i året.
I desember 2012 ble letebrønnen på
Garantiana-prospektet (PL554) ferdigstilt
med positivt resultat ved hjelp av boreriggen Borgland Dolphin. Prospektet ligger
30 km nordøst for det produserende
Visund-feltet. Olje ble påtruffet i nedre jura,
og det ble gjennomført en vellykket produksjonstest. Det ble også utført et sidesteg
for å fastslå olje/vann-kontakten. Foreløpige
anslag ligger på mellom 4 og 12 millioner
Sm3 utvinnbar olje.
oPERERt av andRE
Total E&P Norge deltok i boringen av to
partneropererte letebrønner på norsk sokkel
i 2012, begge operert av Statoil.
Boringen av King Lear-prospektet i
PL146/33 fant gass i hovedmålet i øvre jura.
Det ble boret et sidesteg for å påvise gass/
vann-kontakten. Størrelsen på funnet er
anslått til mellom 11 og 32 millioner Sm3
oljeekvivalenter.
Crux-prospektet i PL053 fant vann i
hovedmålet i trias. Det ble imidlertid påvist
en tynn oljekolonne i Statfjord-formasjonen.
høydEPunktER fRa utbyggingsPRosjEktER, EvaluERingER og dRift
oPERERtE
maRtin lingE (tidligERE hild)
PUD/PAD for Martin Linge ble innlevert til
Olje- og energidepartementet 19. januar
2012. Denne ble etterfulgt av konsesjonssøknaden for strømforsyning fra land,
som ble innlevert til Norges Vassdragsog Energidirektorat i mars.
PUD/PAD ble godkjent av Stortinget
11. juni 2012.
Utbyggingskonseptet for Martin Linge
består av et åttebens understell med plattformoverstell for behandling av hydrokarboner, gasseksport og boligkvarter med 95
sengeplasser. Endelig olje-vannseparasjon
vil finne sted på et flytende lagerskip (Floating Storage and Offloading vessel – FSO),
før oljen losses til skytteltankskip. FSOen er
8
fortøyd på feltet og koplet til plattformen med
feltstrømningsrør, en kontrollkabel, en brenngassledning og en strømforsyningskabel.
Gassen fra Martin Linje vil bli eksportert
gjennom en ny 24” rørledning som tilkobles
Frigg UK-rørledningen (FUKA) og Frigg
UK-terminalen ved St. Fergus i Skottland.
Kraft vil bli levert gjennom en 160 km lang
undervannskabel fra Kollsnes til Martin
Linge. Produksjonen fra feltet er planlagt
å starte i 4. kvartal 2016.
Den grunnleggende ingeniørplanleggingsfasen for Martin Linge startet i august
2011 med Aker Solutions, og var ferdig i
desember 2012. Dette danner grunnlaget
for anbudene for gjennomføringsfasen og
EPC anbudene. Flere større kontrakter
ble tildelt i 2012. Kontrakt for en nybygget,
oppjekkbar rigg ble formelt undertegnet
med Maersk Drilling i juli, SURF-kontrakten
ble undertegnet med Subsea 7, og overstellet med Technip/Samsung, transport og
installasjon med Heerema. Logistikkontraktene for borings- og driftsfasen (helikoptertransport, forsynings- og beredskapsfartøyer
og basetjenester) ble også tildelt.
Pud/Pad foR maRtin lingE
blE innlEvERt til oljE- og EnERgidEPaRtEmEntEt 19. januaR 2012
og godkjEnt av stoRtingEt
11. juni 2012.
atla
Hurtigprosjektet Atla ble satt i produksjon
7. oktober 2012, mindre enn to år etter
funnet i oktober 2010. Feltutbyggingen
består av en enkelt produksjonsbrønn (gjenbruk av letebrønnen) samt en sju kilometer
lang rørledning og kontrollkabel tilknyttet
den eksisterende Byggve-brønnrammen.
Vertsoperatøren Statoil har foretatt noen
endringer på den tilknyttede verten Heimdal.
Utvinningen har vært i henhold til planen fra
oppstart og i alle de gjenværende månedene
av 2012, med en strømning på mellom
3 og 4 Msm3/d.
skiRnE
Skirne-feltet produserte jevnt til september
2012 da feltet ble stengt på grunn av tilkopling
og oppstart av produksjonen på Atla-feltet.
Planen er å starte opp igjen produksjonen
fra Skirne-feltet så snart reservoartrykket
fra Atla er lavt nok for en blandet produksjon. Dette er forventet i første halvår 2013.
oPERERt av andRE
statoil baREntshavEt
Snøhvit LNG-anlegget har fremdeles utfordringer med ikke-planlagte utkoplinger. For
å forbedre regulariteten på det eksisterende
LNG-toget, ble det nedsatt et prosjekt for
å bedre anleggets ytelse og oppetid. Målet
for første fase er å ha forbedringer klare til
iverksetting under den planlagte driftsstansen i 2014.
statoil og shEll noRskEhavEt
På Åsgard fortsatte havbunnskompresjonsprosjektet etter planen i 2012.
Den Shell-opererte Linnorm-utbyggingen
i PL255 ble stanset i september 2012 på
grunn av en større kostnadsøkning under
FEED-fasen. Den endelige investeringsbeslutningen, som opprinnelig var berammet
til utgangen av 2012, er utsatt til slutten av
2014, avhengig av om letebrønnen Onyx
Sør, som vil bli påbegynt våren 2013, viser
et positivt resultat.
statoil, maRathon og CEntRiCa noRdsjøEn
Visund-feltet hadde også i 2012 flere måneder
med redusert utvinning på grunn av stigerørsutskiftninger. Flere stigerør vil måtte skiftes
ut de nærmeste årene.
Visund Sør, en undervannstilkopling til
Gullfaks C og den første av Statoils hurtigutbygginger, startet produksjon i november
2012. Hurtigutbyggingsprosjektet Visund
Nord er i gang, og den første oljen forventes
i slutten av 2013.
I Heimdal-området ble gassbrønnene
stengt på slutten av 2011 av integritetshensyn. Kondensateksportledningen til Brae
ble stengt i juli på grunn av voksdannelse.
Kondensatet blir i dag omdirigert til Stureterminalen via Grane-feltet.
Vale gjenopptok utvinningen via denne
eksportruten. Centrica overtok operatøransvaret for Vale 30. april 2012 etter avtale
med Statoil.
Vilje har produsert bedre enn planlagt.
Marathon overtok operatøransvaret 1. oktober
2012, og gjennomfører nå Vilje Sør-utbyggingen i samarbeid med Statoil. Vilje Sør
består av en tilleggsbrønn på Vilje-feltet
som er tilkoplet eksisterende infrastruktur
på havbunnen. Den forventes av komme
i produksjon mot slutten av 2013.
Den nye brønnen på Glitne-feltet var ikke
vellykket. Dette, kombinert med problemer
med undervannsanleggene, førte til beslutningen om å stenge ned feltet for godt.
Siste produksjon ventes i februar 2013.
Etter unitisering ble PUD for Dagny-feltet
godkjent av partnerne i desember 2012
og innlevert til myndighetene. Dagny-utbyggingen består av en bemannet understellsbasert plattform der olje blir behandlet
på plattformen og losset fra en flytende
lagringsenhet. Gassen transporteres deretter
til Sleipner A. Produksjonsstart forventes
i 1. kvartal 2017.
En beslutning om å bygge ut det nærliggende Eirin-feltet er utsatt til 2013.
På Oseberg fortsetter operatøren å planlegge en utbygging i Delta fase 2, samt
en større langsiktig boreriggskontrakt for
Oseberg-området. Etter planen skal det tas
en endelig investeringsbeslutning for begge
prosjektene våren 2013.
ConoCoPhilliPs Ekofisk-omRådEt
Utførelsen av prosjektet for det nye permanente Ekofisk bolig- og feltsenteret fortsatte
i hele 2012. Byggingen av de to understellene
og to broer er ferdig, og anleggene ble
installert på Ekofisk-komplekset i juli 2012.
Fremstillingen av overstellet pågår i Singapore (SMOE), med planlagt installasjon
offshore på Ekofisk-komplekset i juli 2013.
Kostnadsprognosen er innenfor budsjett.
Målet for Ekofisk Sør-prosjektet (PUD
godkjent av Stortinget i 2011) er å øke
produksjon og utvinningsgard ved å utvide
tilleggsproduksjonsboring og innføre
vanninjeksjonsstøtte i den sørlige delen av
feltet. Byggingen av understellet og gangbroen er ferdig, og anleggene ble installert
offshore på Ekofisk-komplekset i begynnelsen av september 2012. Byggingen av
overstellet pågår ved Aker Egersund, og
installasjon offshore på Ekofisk-komplekset
er planlagt i juli 2013. Forboringen av
produksjonsbrønner startet i oktober 2012.
Rørledningen og kontrollkabelen for det
nye undervannsinjeksjonsanlegget (2/4VB)
ble installert i oktober 2012. Boring av vanninjeksjonsbrønner på 2/4VB startet i juli
2012. Prosjektet følger budsjett og tidsplan,
og den første oljeproduksjonen er planlagt
i begynnelsen av 2014.
Målet for Eldfisk II-prosjektet (PUD
godkjent av Stortinget i 2011) er å gjenutbygge Eldfisk- og Embla-feltene slik at
disse kan produseres ut over 2015. En ny
brønnhode-, prosess- og boligplattform til
i dEsEmbER 2012 blE lEtEbRønnEn
På gaRantiana-PRosPEktEt (Pl554)
fERdigstilt mEd Positivt REsultat
vEd hjElP av boRERiggEn
boRgland dolPhin
Eldfisk-komplekset blir bygget av Kværner
Stord, mens overstellsbroer og understell
bygges av Dragados Offshore i Cadiz.
Den nye plattformen vil bli tilkoplet Eldfiskkomplekset. Eksisterende plattformer på
Eldfisk og Embla vil bli bygget om, modifisert og/eller oppgradert. En ny oppjekkbar
borerigg som skal utføre hoveddelen av
borekampanjen er kontrahert, og er for
tiden under bygging ved Jurong-verftet i
Singapore. Prosjektet holder budsjettet
og tidsplanen, og første oljeproduksjon
er planlagt i januar 2015.
Det gjennomføres nå undersøkelser
med tanke på å gjenutbygge Tor-feltet for
produksjon utover 2015. Målet er å øke
både produksjonen og utvinningsgraden.
I 2012 ble det gjennomført og levert undersøkelser med tanke på revitalisering av felt
som tidligere har produsert, og utnyttelse
av eksisterende funn og prospekter. Målet
er å identifisere mulige nye utbygginger
med et nytt gassknutepunkt for området.
Avslutningsarbeidet i Ekofiskområdet
har gått i henhold til plan og budsjett i 2012,
og arbeidet vil fortsette i 2013.
3
3.1
økonomiskE
høydEPunktER
kommEntaRER til
REsultatREgnskaPEt
PRoduksjonsvolumER
I 2012 ble det produsert gjennomsnittlig
275 000 fat oljeekvivalenter (boe) per dag.
Dette er 4,2 prosent under 2011-nivået
da man oppnådde en årlig gjennomsnittsproduksjon på 287 kboe per dag. 42 prosent
av årsproduksjonen var gassproduksjon,
tilsvarende et gjennomsnitt på 17,6 millioner
standard kubikkmeter per dag.
Sammenliknet med 2011 ble det samlede
produksjonsnivået i 2012 påvirket av den
naturlige nedgangen på Ekofisk- og Sleipnerområdene. Dette ble delvis oppveid av høyere
gassløft på Troll. Noen endringer har også
påvirket Heimdal-området (nedgangen
på Skirne-Byggve, og oppstarten av Atla
i 4. kvartal 2012).
I 2012 var andelen på 39,9 prosent i PL018
Ekofisk-området fortsatt den største bidragsyteren til produksjonen, og utgjorde 32,7
prosent av selskapets samlede produksjon.
inntEktER
I 2012 var årsinntekten på NOK 51 109
millioner, sammenliknet med NOK 51 326
millioner i 2011.
Salg av råolje og gass bidro med NOK
49 614 millioner i 2012, sammenliknet med
NOK 49 129 millioner i 2011. Gode realiseringspriser utjevnet virkningen av lavere volum.
Gjennomsnittsprisen man oppnådde for
olje og kondensat var USD 112,6 per fat,
relativt uendret sammenliknet med en gjennomsnittspris på USD 112,89 per fat i 2011.
Inntekter fra olje og andre væsker var på
NOK 36 323 millioner sammenliknet med
NOK 37 263 millioner i 2011.
Bokførte gassinntekter nådde NOK 13 291
millioner i 2012, en økning fra NOK 11 866
millioner i 2011.
Årlig gjennomsnittspris på gassleveranser fra selskapet i 2012 (inkludert LNG)
økte fra 9,68 til 10,11 $/mmbtu (/million
britiske varmeenheter) sammenliknet med
2011. For gass levert etter langsiktige salgsavtaler, var de globale prisene konstante.
Pris for spot-gassalg viste en liten forbedring
sammenliknet med 2011. LNG-prisene økte
som følge av kommersiell optimalisering av
de solgte LNG-lastene fra Snøhvit.
i 2012 vaR andElEn På 39,9 PRosEnt
i Pl018 Ekofisk-omRådEt foRtsatt
dEn støRstE bidRags ytEREn
til PRoduksjonEn, og utgjoRdE
32,7 PRosEnt av sElskaPEts
samlEdE PRoduksjon
Selskapets inntekter ble positivt påvirket
av utviklingen av NOK/USD i 2012. Selskapets regnskap utarbeides i norske kroner,
mens alle væskesalg faktureres i US dollar.
Gassalg faktureres hovedsakelig i euro,
britiske pund eller US dollar. Gjennomsnittlig
valutakurs for NOK/USD var 5,82, en økning
på 3,9 prosent sammenliknet med 5,6 i
2011. Den gjennomsnittlige valutakursen
NOK/EUR var 7,5, en nedgang på 3,8
prosent sammenliknet med 7,8 i 2011.
Tariffinntektene på NOK 529 millioner
inkluderer transporttariffer og prosesseringsavgifter. Dette er 75 prosent under de
NOK 2 076 millionene som ble realisert i
2011 etter avhendelsen av Gassled i 2011.
Utviklingen av postene “diverse inntekter”
og “andre driftskostnader” er først og fremst
knyttet til salg av eiendeler gjennomført de
siste to år. Byttetransaksjonen med ExxonMobil er bokført som et salg og en anskaffelse på sluttføringsdatoen (begynnelsen
av desember 2012). Salgsdelen av transaksjonen har bidratt til et positivt netto engangsresultat på rundt NOK 1 milliard, delvis ført
som “diverse inntekter” og delvis som
betalbar og utsatt skatt. Total E&P Norge
hadde i løpet av 2011 solgt sin deltakerandel
i Gassled til Silex Gas Norway AS. Dette
salget hadde bidratt til et positivt netto
engangsresultat på rundt NOK 2 milliarder,
delvis ført som “øvrige driftskostnader”
og delvis som betalbar og utsatt skatt.
dRiftskostnadER
Etter fradrag av gebyrer til partnere, utgjorde
netto driftskostnader NOK 17 913 millioner,
sammenliknet med NOK 15 141 millioner
i 2011.
Denne økningen er i stor grad et resultat
av de engangsendringene som ble foretatt
i 2011 i selskapets metode for verdisetting
av mer/mindre uttak av olje, gass, kondensat
og LNG. Disse verdsettes nå til siste kjente
9
pris på overdragelsesdagen i stedet for
produksjonskostnaden. Med denne nye
tilnærmingsmåten økte forskjellen i produktbeholdningen med NOK 3 221 millioner i 2011.
Den akkumulerte effekten etter skatt av denne
endringen var NOK 680 millioner. I 2012 har
metoden med verdisetting etter siste kjente
pris blitt anvendt konsekvent, og forskjellen
i mindre uttak har hatt en positiv virkning på
driftsinntekten, nemlig NOK 321 millioner,
både på grunn av økt mengde mindre uttak
og økte markedspriser.
All leteboring som Total E&P Norge har
utført i 2012 anses som vellykket, og de
tilhørende utgiftene er derfor kapitalisert
for ytterligere økonomisk evaluering. I tillegg
har Total E&P Norge økt sin leteinnsats med
geologiske og geofysiske undersøkelser,
og med innkjøp av seismiske data som fører
til høyere leteutgifter i 2012 enn i 2011.
Produksjons- og transportutgiftene er
lavere enn i 2011, i og med at utnyttelseskostnadene for eide transportaktiva er redusert etter Gassled-salget på slutten av 2011.
Avsetninger til brønnplugging, demontering
og fjerningsgebyrer øker på grunn av
nye felt under arbeid (Atla, Visund Sør),
og høyere beregnede brønnpluggingskostnader.
nEttoinntEkt
Resultatet før skatt i 2012 var NOK 32 838
millioner, sammenliknet med NOK 35 971
millioner i 2011.
Etter å ha tatt hensyn til betalbar og
utsatt skatt på NOK 23 417 millioner,
var nettofortjenesten for året NOK 9 421
millioner, sammenliknet med NOK 9 709
millioner i 2011.
3.2
kommEntaRER til kontantstRømoPPstilling
kontantstRømmER
Kontantstrømmen fra drift var NOK 17 093
millioner, sammenliknet med NOK 19 276
millioner i 2011. Etter arbeidskapitalforskjellen,
som i 2012 ble betydelig påvirket av kontantoppgjøret i januar 2012 etter Gassled-salget
i 2011, økte skatteinnbetalinger, samt endringer
i arbeidskapitalen i 2011 i forbindelse med
mindre nettoproduksjon, har netto kontantsum
fra driftsaktivitetene ligget stabilt på rundt
NOK 17 milliarder per år mellom 2011 og 2012.
invEstERingER
Investeringer utgjorde totalt NOK 16 202
millioner (inkludert leting, avgrensing og oppkjøp). Dette er en 55 prosents økning sammenliknet med NOK 10 410 millioner i 2011.
Dette skyldes økende utbyggingsutgifter,
en større leteinnsats og oppkjøp av nye
eierandeler.
10
De største utbyggingsinvesteringene var
knyttet til anlegg og boring på Ekofisk-området
(spesielt de nye prosjektene i forbindelse
med Ekofisk Sør og Eldfisk II), ferdigstillingen
av utbyggingsprosjektet Atla og prosjekteringsfasen for utbyggingsprosjektet Martin
Linge. I tillegg økte Total E&P Norge sin
leteinnsats innen både boring og innkjøp
av seismikk.
salg av EiEndElER
I midten av 2012 solgte Total E&P Norge
sine andeler i Gasnor til Shell Norge AS.
Som tidligere nevnt ble byttetransaksjonen
med ExxonMobil avsluttet i desember 2012.
finansiERing
Alle kapitalbehov for året ble dekket av
konserninterne ressurser.
Ved årets slutt var det på plass lån og
kreditter hos et tilsluttet selskap for NOK
10 000 millioner. De faktiske kontantstrømbehovene førte til økte uttak, og til en langsiktig låneposisjon på NOK 9 000 millioner
ved årsslutt.
invEstERingER utgjoRdE
totalt nok 16 202 millionER
(inkludERt lEting, avgREnsing
og oPPkjøP). dEttE ER En
55 PRosEnts økning sammEnliknEt
mEd nok 10 410 millionER i 2011.
3.3
kommEntaRER til
balansEREgnskaPEt
anlEggsmidlER
Sum anleggsmidler etter ordinære avskrivninger har økt til NOK 59 939 millioner i 2012
sammenliknet med NOK 50 232 millioner i
2011. Total E&P Norge har økt sine felt under
utbygging som følge av det betydelige utbyggings- og leteprogrammet. Produserende
eiendeler er redusert grunnet avhendingen
av deltakerandelen i Tampen-området. Virkningen av dette blir delvis oppveid av oppkjøpet
av andeler i Oseberg og overføringen av
aktiva i forbindelse med nye felt som blir
satt i produksjon i 2012 (Atla, Visund Sør).
Lisensoppkjøpene har økt med oppkjøpet
av brytningsrettighetene for Oseberg og
Dagny.
Transport og annet utstyr har økt fordi
et certeparti for en LNG-befrakter, inngått
fra 1. november 2012, er blitt bokført som
finansiell leieavtale.
omløPsmidlER
Sum omløpsmidler er redusert til NOK 10 027
millioner, sammenliknet med NOK 12 191
millioner i 2011. Denne reduksjonen skyldes
kontantoppgjøret for fordringen i forbindelse
med Gassled-transaksjonen ved årsslutt
2011. Underproduksjonen har økt fra NOK
3 643 millioner til NOK 3 964 millioner.
EgEnkaPital og gjEld
Samlet egenkapital har økt med NOK 421
millioner til NOK 7 119 millioner etter tildeling
av avsatt utbytte. Sum egenkapital utgjør
10,2 prosent av det totale balanseregnskapet ved årsslutt 2012.
Sum gjeld har økt med NOK 7 122 millioner til NOK 62 847 millioner, hovedsakelig
på grunn av økningen i langsiktige økonomiske forpliktelser, delvis dempet av reduksjonen i betalbar skatt.
avsatt utbyttE
Det anbefales en utbetaling på NOK 9 000
millioner i utbytte.
3.4
kommEntaRER vEdRøREndE
dEn økonomiskE Risiko
maRkEdsRisiko
Selskapet er eksponert for endringer i valutakurser, spesielt i USD og EUR, ettersom
selskapets inntekter hovedsakelig er i disse
to valutaene, samt for endringer i olje- og
gasspriser. Selskapet sikrer seg mot risikoen
i resultatført råoljesalg i utenlandsk valuta,
og for en vesentlig del av sitt gassalg.
Selskapet er også eksponert for endringer
i rentesatsnivåer, ettersom selskapets gjeld
har en flytende rentesats.
kREdittRisiko
Risiko knyttet til motparters manglende evne
til å oppfylle sine forpliktelser anses som
lav, ettersom selskapets salg hovedsakelig
er til konsernselskaper eller andre store
konsern. Selskapet har ikke realisert tap
på fordringer i løpet av de foregående år.
likviditEtsRisiko
Selskapets likviditet vurderes som tilfredsstillende. Det forventes at selskapet vil være
i stand til å finansiere sitt fremtidige kontantbehov gjennom driftsinntektene og interne
lån i TOTAL-gruppen.
4
ansattE og oRganisasjon
Ved utgangen av 2012 var det totalt 369 ansatte
i selskapet. Dette tallet omfatter 265 lokale
arbeidstakere, 66 utenlandske arbeidstakere
og 6 integrerte kontraktører i Total E&P Norges
organisasjon. Det er også 32 arbeidstakere
på oppdrag i utlandet eller hos partnere
i Norge som er inkludert i totalantallet.
Selskapet retter spesiell oppmerksomhet
mot de ansattes arbeidsforhold, respekt for
enkeltindivider, å unngå diskriminering og
å verne medarbeidernes helse og sikkerhet.
Personell blir utelukkende rekruttert på
grunnlag av våre behov og kompetansen til
hver enkelt søker. Total E&P Norge utvikler
deres faglige kompetanse og karriere uten
diskriminering med hensyn til rase, kjønn
eller tilknytning til en politisk eller religiøs
organisasjon, fagforening eller minoritetsgruppe.
Total E&P Norge forbereder organisasjonen
på nye driftsaktiviteter i den pågående
utbyggingen og den kommende produksjonsfasen på Martin Linge. En utstrakt
rekrutteringsprosess er i gang, og vil vare
i flere år. Arbeidsmarkedet er stramt i dag,
men selskapet går ikke på akkord når det
gjelder nødvendig kompetanse og kvalifikasjoner. I tillegg til rekruttering, gjøres det
også en betydelig innsats for å legge til rette
utviklingsmuligheter for arbeidstakere som
allerede er i organisasjonen.
Total E&P Norge er en meget internasjonal
organisasjon. Ved årets slutt hadde vi 25
forskjellige nasjonaliteter representert.
Mangfold og internasjonalisering har vært
prioriterte områder i flere år, og er en del
av vår langsiktige strategi. Vår lokale stab
omfatter i alt 107 kvinner. På ledernivå er
22 prosent av arbeidstakerne kvinner.
Selskapet rekrutterte 36 nye medarbeidere
i 2012.
Elleve personer arbeider deltid for
selskapet, hvorav ni er kvinner. Resten av
personalet er i fulltidsstillinger.
38 prosent av de lokale arbeidstakerne var
fagorganisert i TEKNA eller IndustriEnergi
Avdeling 268.
Total E&P Norge er medlem av
Norsk olje og gass, som er tilknyttet NHO,
Næringslivets Hovedorganisasjon.
5
anvEndt foRskning
FoU-senteret i Total E&P Norge er det
største av fem internasjonale FoU-sentre
utenfor Frankrike innen leting og produksjon
(E&P) i TOTAL-gruppen. Alle disse sentrene
er del av en integrert forskningsstrategi.
Total E&P Norges FoU-mål konsentrerer seg
om utfordringer knyttet til den norske kontinentalsokkelen, og dekker tre tekniske
områder: undergrunn, inkludert bore- og
brønnteknologi, utvinning og miljø. TOTALgruppen gir tilgang til betydelig forskning
som foretas i Frankrike og andre steder.
Oljedirektoratet driver FORCE, et forum
for samarbeid innen reservoarkarakterisering, reservoarteknikk og leteteknologi.
Total E&P Norge bidrar i ekspertutvalg
i FORCE.
Norges forskningsråd kjører to større
FoU-programmer i tråd med OG21-prioriteringene: PETROMAKS, som dekker grunnforskning, og DEMO2000, som dekker utvikling og demonstrasjon. Total E&P Norge
spiller en aktiv rolle i begge programmene.
Vi bidrar med teknisk ekspertise, muligheter til pilottesting og økonomisk støtte
til prosjektene.
total E&P noRgE ER En mEgEt
intERnasjonal oRganisasjon.
vEd åREts slutt haddE vi
25 foRskjElligE nasjonalitEtER
REPREsEntERt. mangfold og
intERnasjonalisERing haR væRt
PRioRitERtE omRådER i flERE åR,
og ER En dEl av våR langsiktigE
stRatEgi.
I tillegg til deltakelse i forskningsprosjekter
- vanligvis innenfor et felles bransjeprosjekt kommer deltakelse i opplæringen av unge
fagfolk både fra franske og norske universiteter. Gjennom FoU-samarbeid med norske
universiteter finansierte og bidro Total E&P
Norge faglig i veiledningen av syv studenters
doktorgrader i 2012.
6
hms-REsultatER,
oPERERt aktivitEt i 2012
Selskapet oppfylte sin hovedmålsetting å unngå dødsulykker eller alvorlige ulykker
i 2012. Det var én fraværsskade (LTI) i løpet
av året. Den tilsvarende frekvensen, LTIF,
på 0,61, lå innenfor målet om maksimalt
0,7. Med to hendelser som krevde legebehandling, i tillegg til LTI-hendelsen, var
den totale registrerbare skaderaten (TRIR)
1,83. Dette oppfylte årsmålet om en TRIR
på under 2.
LTI-hendelsen oppstod på et fartøy for
havbunnsundersøkelse ved Norvarg. Under
service på utstyr som blir brukt til penetrasjonstesting på havbunnen, ble en person
truffet i ansiktet av en utstyrsdel og fikk
ansikts- og tannskader som måtte behandles
på sykehus. Granskningen konkluderte
med at konsekvensene kunne blitt verre
under litt andre omstendigheter. Denne
hendelsen ble derfor rapportert som én av
to hendelser med høyt potensial i 2012. Den
andre hendelsen med høyt potensial gjaldt
en fallende gjenstand på et fartøy for undervannsbygging. På grunn av det høye aktivitetsnivået på marine fartøyer og de rapporterte hendelsene, er det innført ekstratiltak
for å bedre sikkerheten på fartøyene i 2012.
Total E&P Norge har et årlig HMS-program
med aktiviteter for å forbedre HMS-standarden i opererte aktiviteter. 93 prosent
av dette programmet er oppfylt, mens målet
var 94 prosent.
Det ble gjennomført totalt sju interne tilsyn,
25 eksterne tilsyn og 15 verifikasjoner i 2012.
Sju lederinspeksjoner på borerigger og marine
fartøyer bidro til den høye HMS-aktiviteten.
I 2012 ble det gjennomført en kampanje
(denne gjennomføres annethvert år) for å
vurdere individuell helserisiko i forbindelse
med hjerte-karsykdommer, diabetes og livsstil. 180 ansatte deltok. Det ble også utført
en screening blant personer over 50 år for
å oppdage tarm- og prostatakreft på et
tidlig stadium. Dessuten hadde vi den årlige
kampanjen for å fremme fysisk aktivitet,
samt at det ble gjennomført et ukentlig,
individuelt aktivitetsprogram som tok sikte
på å forebygge nakke-, skulder- og ryggproblemer hos de ansatte.
Sykefraværet i selskapet var 2,0 prosent,
sammenliknet med 1,9 prosent i 2011. Totalt
fravær (egen sykdom og fravær på grunn av
sykt barn) var 2,4 prosent.
Selskapet har en rehabiliteringskomité
som er ansvarlig for å skaffe relevant hjelp
til arbeidstakere som er langtidssyke.
7
miljøREgnskaP
og PåviRkning
Målet om ingen negativ påvirkning på det
marine miljøet ble oppnådd for boreoperasjonene på Atla. Analysen er ennå ikke ferdig
for boreoperasjonene på Garantiana. Det er
imidlertid ikke noe som tyder på at dette
målet ikke vil bli nådd.
sElskaPEt oPPfyltE sin hovEdmålsEtting – å unngå dødsulykkER
EllER alvoRligE ulykkER i 2012
Det skjedde et utslipp med påbudt varsling til Petroleumstilsynet i 2012. Under
boring av letebrønnen på Garantiana oppsto
det et utilsiktet utslipp av 50 liter hydraulisk
olje fra BOP-kranen. Siden den hydrauliske
oljen ikke hadde noen HOCNF, blir den
automatisk klassifisert som svart utslipp,
og dermed gjelder kravet om varsling.
Det blir jevnlig foretatt konsekvensutredninger eller risikoanalyser for våre aktiviteter.
11
kjEmikaliEbRuk og utsliPP
fRa boRing / 2012
(tonn)
atla
bRukt EksPoRtERt
Sum grønne stoffer
utstliPP
gaRantiana
bRukt EksPoRtERt
bRukt EksPoRtERt
utsliPP
227,1
0
148,4
2 693,2
42,0
586,5
2 920,3
42
734,9
Sum gule stoffer
74,4
0
6,2
566,6
3,7
14,6
641,0
3,7
20,7
Sum røde stoffer
0,036
0
0,0036
2,4
0
0,0012
1,6
0
0,0048
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Sum sorte stoffer
Disse har tatt utgangspunkt i miljøovervåking
offshore og inngående kjennskap til beholdninger og miljøet rundt våre driftssteder,
samt sannsynlighet, varighet og beregnet
mengde for en eventuell utblåsing. Ut fra
konklusjonene i disse vurderingene og prinsippet om at selskapet alltid skal følge det
som er strengest av myndighetenes krav og
selskapets regler, har vi full tiltro til at Total
E&P Norge har god kontroll med miljøpåvirkningen av selskapets aktiviteter.
Sertifiseringen i henhold til ISO 14001-standarden ble fornyet i 2012. Resertifiseringstilsynet, som ble utført av Det Norske Veritas
Certification AS, avdekket kun et mindre
avvik. Dette vil bli utbedret før det periodiske
tilsynet i 2013.
Detaljerte opplysninger om miljøregnskapet og dets påvirkning er tilgjengelige
i den årlige utslippsrapporten, fremlagt
gjennom det felles elektroniske rapporteringsformatet til Klima- og forurensningsdirektoratet,
Oljedirektoratet og Norsk Olje og Gass
(NOROG) Denne rapporten er tilgjengelig
fra NOROGs nettsted (www.nororg.no).
Når det gjelder produksjon og drift av det
opererte Skirne-feltet, ble det ikke registrert
større endringer i utslipp i 2012 sammenliknet med fjoråret. Atla-feltet startet produksjonen i oktober. Hittil har ikke brønnene på
Skirne og Atla produsert samtidig, og det
innebærer at det årlige bidraget til utslippene fra Heimdal-innretningen er omtrent
det samme.
Utslippstallene fra både Atla- og Garantianabrønnene finnes i tabellen over, og inkluderer
miljøegenskaper for de kjemikaliene som
slippes ut.
I tillegg til 4 837 tonn vannbasert slam
og borekaks fra Atla og Garantiana som ble
avhendet på stedet, ble i alt 4 233 tonn oljebasert slam, vannbasert slam og kaks brakt
til land for behandling.
CO2- og NOx-utslippene til luft fra
opererte aktiviteter i 2012 vises i figurene
under. CO2-utslippene fra Atla er underlagt
CO2-kvoter.
nox -utsliPP fRa dRifts- og
støttEaktivitEtER (tonn)
Co2 -utsliPP fRa dRifts- og
støttEaktivitEtER (1 000 tonn)
200
20
124
150
100
15
10
11
6,6
35,5
50
5
0
0
atla
12
utsliPP
total
garantiana
atla
garantiana
8
utsiktER foR 2013
Total E&P Norge legger stor vekt på selskapets samfunnsansvar, og at selskapets
ansatte og samarbeidspartnere overholder
de etiske retningslinjer som er fastsatt av
TOTAL-gruppen.
Styret er av den oppfatning at 2013 vil bli
et viktig år for Total E&P Norge etter hvert
som vi bygger oss opp til en større rolle som
operatør på den norske kontinentalsokkelen,
og etter hvert som vi går inn i gjennomføringsfasen av Martin Linge-prosjektet.
Kombinert med et meget høyt aktivitetsnivå i alle deler av organisasjonen, er utfordringene i 2013 mange. Styret ønsker å trekke
frem noen av disse:
Oppfylle selskapets ambisjoner innen
helse, miljø og sikkerhet.
Overholde fremdriften i utbyggingsprosjektet Martin Linge i nært samarbeid med
våre hovedkontraktører mot planlagt
produksjonsstart sent i 2016.
Ferdigstille avgrensningsboringen av det
opererte Norvarg-funnet i Barentshavet på
en god måte, samtidig som vi tar behørige
hensyn til de strenge sikkerhets- og miljøkravene i Barentshavet. Håpet er at denne
brønnen kan bli et positivt steg i retning
av en mulig fremtidig feltutbygging.
Være en aktiv og konstruktiv partner med
innflytelse på nøkkelbeslutninger innen
vår portefølje av ikke-opererte lisenser.
Spesiell oppmerksomhet vil bli viet til
boligkvarteret på Ekofisk, Eldfisk II gjenutbygging og Ekofisk Sør-prosjektene
med tett overvåking av kostnadsutvikling
og fremdriftsplan.
Et positivt resultat av vår søknad i den
22. konsesjonsrunden. Fortsette å søke
etter nye lisenser og operatøroppgaver
gjennom søknader i TFO 2013, i tillegg til
aktiviteter innen porteføljeoptimalisering.
Opprettholde og rekruttere nødvendig
kompetanse for vårt fremtidige aktivitetsnivå.
Når det gjelder rammebetingelsene på norsk
sokkel som berører vår bransje, kan vi trekke
frem følgende:
Økningene i oljeprisene i 2007/2008 var
knyttet til vesentlige kostnadsøkninger
på norsk sokkel som har vedvart inn i
2012. Dette fører til bekymring i forbindelse med den marginale lønnsomheten
av mange nye feltutbygginger på norsk
sokkel. Selv om oljeprisene har tatt seg
opp i 2012, forblir gassprisene lave på
et energiekvivalent sammenligningsgrunnlag.
Styret merker seg at olje- og energiministeren vil legge frem en Stortingsmelding i løpet av våren 2013 med forslag
om å åpne Barentshavet sørøst og Jan
Mayen for petroleumsaktivitet og ta med
disse områdene i den 23. konsesjonsrunden. Disse tiltakene vil, sammen med
politiske signaler om en mulig gjenåpning
av Nordland VI etter stortingsvalget i
september 2013, sikre petroleumsindustrien viktig og betimelig tilgang til nye
arealer i prospektive områder i nordlige
farvann.
Etter hvert som store deler av den norske
kontinentalsokkelen fortsetter å modnes,
vil hovedfokuset skifte til styring av levetidsforlengelse for modne felt og anlegg,
spesielt gjennom tilkopling av mindre satelittfunn og/eller mer utfordrende reservoarer.
Dette krever en justering av tenkemåten i
retning av kostnadseffektivitet, teknologier
som gjør dette mulig og større standardisering av løsninger. Dette må alle aktører
i bransjen se på – myndigheter, oljeselskaper, kontraktører og serviceselskaper.
I lys av den forventede nedgangen i produksjonsnivå på grunn av de mange planlagte
feltrevisjoner og produksjonsstanser, vil
selskapets økonomiske resultater i 2013
sannsynligvis bli svakere enn de siste årene.
De økonomiske resultatene vil også avhenge
av utgiftsmålene, og er nok en gang delvis
avhengig av gjeldende hydrokarbonpriser
og valutakurser.
Styrets generelle optimisme for selskapets
fremtidige utvikling, slik den kommer til uttrykk
over, er basert på tillit til den kvalitet og
kompetanse som selskapets medarbeidere
her i Norge innehar.
9
REgnskaP
Regnskapet for 2012 med noter presenteres
i denne årsrapporten.
Vi kjenner ikke til noen saker som ikke
omhandles av denne rapporten eller regnskapene som er av viktighet ved vurderingen
av selskapets stilling pr. 31. desember 2012
og dermed av årsresultatet.
I samsvar med lovens krav foreslås det
at selskapets nettofortjeneste fordeles som
følger:
NOK 9 421 000 000
Nettoinntekt
421 000 000
Til tilbakeholdt kapital NOK
Utbytte
NOK 9 000 000 000
styREt i total E&P noRgE as // 5. Mars 2013
Patrice De ViViès
eric Denelle
oDD roger enoksen
DoMinique Paul Marion
toM ruuD
kristine HolM*
line steinnes*
olaV steffensen*
Martin tiffen
Pierre bousquet
styreforMann
Harriett elizabetH Dreyer*
* AnSAttErEprESEntAntEr
aDMinistrerenDe Direktør
13
Martin linge-reservoarene
resULtatreGNsKap
Millioner kroner
Noter
2012
2011
1
49 614
49 129
485
529
2 076
(1 547)
966
121
845
51 109
51 326
(217)
VariasjoN
DriFtsiNNteKter
olje- og gassalg
Tariffinntekter
Diverse inntekter
2
SUM DriFTSinnTekTer
DriFtsKostNaDer
kjøp av gass
lønn og sosiale kostnader
3, 4
konsesjons-, produksjons- og diverse avgifter
Produksjons- og transportkostnader
105
186
(81)
736
628
108
459
481
(22)
7 982
8 122
(140)
letekostnader
612
237
375
Administrasjonskostnader
234
206
28
7
1 934
1 583
351
10
6 171
6 365
(194)
(321)
(3 221)
2 900
3
554
(551)
Avsetninger for nedstengnings- og fjerningskostnader
Avskrivninger
5, 6
netto mer-/(mindre-) uttak av olje og gass
Diverse kostnader
2
DriFTSkoSTnADer
17 913
15 141
2 772
DriFtsresULtat
33 196
36 185
(2 989)
FiNaNsiNNteKter oG (FiNaNsKostNaDer)
Finansinntekter
8
63
89
(26)
Finanskostnader
8
(364)
(206)
(158)
inntekt på investering i datterselskap og tilknyttet selskap
netto agio/(disagio)
neTTo FinAnSinnTekTer / (FinAnSkoSTnADer)
orDiNÆrt resULtat FØr sKatteKostNaD
Betalbar skatt
9
Utsatt skatt
9
ÅrsresULtat
13
37
(24)
(70)
(133)
63
(358)
(213)
(145)
32 838
35 971
(3 133)
23 232
25 137
(1 905)
185
1 125
(940)
9 421
9 709
(288)
oVerFØriNGer
Avsatt til utbytte
13
9 000
9 600
(600)
Annen egenkapital
13
421
109
312
9 421
9 709
(288)
sUM oVerFØriNGer
15
BaLaNse
Millioner kroner / Per 31. DeSeMBer
Noter
2012
2011
VariasjoN
10
2 813
794
2 019
2 813
794
2 019
aNLeGGsMiDLer
iMMaterieLLe eieNDeLer
kjøp av lisenser
SUM iMMATerielle eienDeler
VariGe DriFtsMiDLer
8, 10
Bygninger
224
235
(11)
Produksjonsanlegg – ferdige
39 648
41 188
(1 540)
Produksjonsanlegg – under utførelse
12 416
5 573
6 843
letebrønner – under utførelse
2 958
2 081
877
Transportmidler og inventar
1 592
62
1 530
SUM VAriGe DriFTSMiDler
56 838
49 139
7 699
197
200
(3)
92
99
(7)
FiNaNsieLLe aNLeGGsMiDLer
Aksjer
11
langsiktige fordringer
SUM FinAnSielle AnleGGSMiDler
sUM aNLeGGsMiDLer
288
299
(11)
59 939
50 232
9 707
oMLØpsMiDLer
Varer
lagerbeholdning
395
405
(10)
netto (mer-)/mindreuttak av olje og gass
3 964
3 643
321
SUM VArer
4 359
4 047
311
3 656
4 211
(555)
276
3 932
(3 656)
3 931
8 143
(4 212)
ForDriNGer
kunder
12
Andre kortsiktige fordringer
SUM ForDrinGer
BAnkinnSkUDD, konTAnTer oG liGnenDe
16
1 737
0
1 737
sUM oMLØpsMiDLer
10 027
12 191
(2 164)
sUM eieNDeLer
69 966
62 423
7 543
12
Noter
2012
2011
VariasjoN
Selskapskapital (4 201 000 aksjer à 1 000,00)
13
4 201
4 201
0
overkursfond
13
2 340
2 340
0
6 541
6 541
0
578
157
421
578
157
421
7 119
6 698
421
Millioner kroner / Per 31. DeSeMBer
eGeNKapitaL
iNNsKUtt eGeNKapitaL
SUM innSkUTT eGenkAPiTAl
opptjeNt eGeNKapitaL
Annen egenkapital
13
SUM oPPTJenT eGenkAPiTAl
sUM eGeNKapitaL
GjeLD
LaNGsiKtiGe aVsetNiNGer
Pensjonsforpliktelser
4
699
520
179
Utsatt skatt
9
15 475
15 337
138
Avsetning for nedstengnings- og fjerningskostnader
7, 15
SUM lAnGSikTiGe AVSeTninGer
11 126
10 324
802
27 299
26 180
1 119
aNNeN LaNGsiKtiG GjeLD
lån fra selskap i samme konsern
14
9 000
0
9 000
lån fra andre selskap
14
1 464
0
1 464
Annen langsiktig gjeld
SUM Annen lAnGSikTiG GJelD
10
126
(116)
10 473
126
10 347
KortsiKtiG GjeLD
kassakreditt
12
0
404
(404)
leverandørgjeld og skyldige omkostninger
12
3 899
3 066
833
50
46
4
9
12 005
16 246
(4 241)
9 000
9 600
(600)
Skyldige offentlige avgifter
Betalbar skatt
Avsatt utbytte
Annen kortsiktig gjeld
120
56
64
SUM korTSikTiG GJelD
25 074
29 418
(4 344)
sUM GjeLD
62 847
55 724
7 122
sUM eGeNKapitaL oG GjeLD
69 966
62 423
7 543
380
330
Garantiansvar
3
17
KoNtaNtstrØMoppstiLLiNG
Millioner kroner
2012
2011
VariasjoN
KoNtaNtstrØMMer Fra operasjoNeLLe aKtiViteter
ordinært resultat før skattekostnad
32 838
35 971
(3 133)
Betalbar skatt
(22 451)
(25 137)
2 686
Avskrivninger
6 171
6 365
(194)
langsiktige avsetninger
1 330
1 548
(218)
Tap /(gevinst) ved avhendelse av driftsmidler
(795)
529
(1 324)
17 093
19 276
(2 183)
Fordringer og forskuddsbetalinger
4 212
(2 384)
6 596
lagerbeholdninger
(311)
(3 306)
2 995
tilskudd fra driften
kontantstrøm fra endringer i:
leverandørgjeld og påløpne utgifter
Skattegjeld
langsiktige fordringer
Netto KoNtaNtstrØMMer Fra operasjoNeLLe aKtiViteter
901
804
97
(4 241)
2 547
(6 788)
7
12
(5)
17 661
16 948
713
(16 202)
(10 410)
(5 792)
KoNtaNtstrØMMer Fra iNVesteriNGsaKtiViteter
investeringer i driftsmidler
innbetalinger ved salg av driftsmidler
1 478
3 788
(2 310)
(14 724)
(6 622)
(8 102)
Økning/(nedgang) i lån fra selskap i samme konsern
9 000
(1 000)
10 000
Økning/(nedgang) i andre langsiktige lån
(197)
(3)
(194)
Netto KoNtaNtstrØMMer Fra iNVesteriNGsaKtiViteter
KoNtaNtstrØMMer Fra FiNaNsieriNGsaKtiViteter
Økning/(nedgang) kassekreditt
(404)
404
(808)
Utbetalt utbytte
(9 600)
(9 400)
(200)
Netto KoNtaNtstrØMMer Fra FiNaNsieriNGsaKtiViteter
(1 201)
(9 999)
8 798
1 737
328
1 409
0
328
(328)
1 737
0
1 737
Netto endringer i kontanter og ekvivalenter
Beholdninger av kontanter og ekvivalenter 01.01
BeHoLDNiNG aV KoNtaNter oG eKViVaLeNter 31.12
18
reGNsKapspriNsipper
Årsregnskapet er satt opp i samsvar med regnskapslovens
bestemmelser og god regnskapsskikk.
saLGsiNNteKter. inntektsføring av salg av hydrokarboner registreres
når eiendomsretten overføres til kunden på varenes leveringstidspunkt, basert på de kontraktsfestede vilkårene i avtalen.
Andre inntekter inntektsføres på det tidspunkt tjenesten leveres.
FeLLesKoNtroLLert VirKsoMHet. ideelle andeler i felleskontrollert
olje- og gassvirksomhet, som ikke er organisert som et selskap,
regnskapsføres etter bruttometoden. kostnader i forbindelse
med felleskontrollert virksomhet reflektert i Total e&P norge AS
sitt resultatregnskap gjenspeiler kun selskapets netto andel av
virksomheten.
KLassiFiseriNG oG VUrDeriNG aV BaLaNseposter. omløpsmidler
og kortsiktig gjeld omfatter poster som forfaller til betaling innen ett
år etter anskaffelsestidspunktet, samt poster som knytter seg til
varekretsløpet. Øvrige poster er klassifisert som anleggsmiddel/
langsiktig gjeld.
omløpsmidler vurderes til laveste av anskaffelseskost og virkelig
verdi. kortsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på opptakstidspunktet.
Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, fratrukket av- og
nedskrivninger. langsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på
etableringstidspunktet.
VaLUta. Transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til kursen på
transaksjonstidspunktet eller faktureringstidspunktet. Pengeposter
i utenlandsk valuta omregnes til norske kroner ved å benytte balansedagens kurs, eller ved inngåtte terminforretninger til kontraktsmessige valutakurser. Valutakursendringer resultatføres løpende
i regnskapsperioden.
KoNtaNter. kontanter og kontantekvivalenter omfatter kontanter,
bankinnskudd og andre kortsiktige og likvide plasseringer.
VariGe DriFtsMiDLer. immaterielle eiendeler og varige driftsmidler
balanseføres og avskrives over driftsmidlets forventede levetid.
Direkte vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under
driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges
driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.
Avskrivningene på merverdier knyttet til oppkjøp av lisenser,
sokkelinstallasjonene i nordsjøen og produksjonsanleggene på land
er beregnet etter produksjonsenhetsmetoden. Andre varige driftsmidler
blir avskrevet lineært eller etter saldometoden.
Dersom gjenvinnbart beløp av driftsmiddelet er lavere enn
balanseført verdi foretas nedskrivning til gjenvinnbart beløp.
Gjenvinnbart beløp er det høyeste av netto salgsverdi og verdi i bruk.
Verdi i bruk er nåverdien av de fremtidige kontantstrømmene som
eiendelen forventes å generere.
LeteKostNaDer. letekostnader blir behandlet etter ”successful
efforts”-metoden, med brønnen som basis for vurderingen.
Borekostnader balanseføres i påvente av resultatevaluering, og
dersom brønnen blir erklært kommersiell ulønnsom eller tørr blir de
tidligere balanseførte kostnadene utgiftsført som avskrivningskostnad. Øvrige geologiske og geofysiske kostnader blir løpende
utgiftsført.
ForsKNiNG oG UtViKLiNG. kostnader påløpt i forbindelse med
forskning og utvikling blir løpende utgiftsført.
aKtiVeriNG aV reNteUtGiFter. renter påløpt i forbindelse med
finansieringen av utbyggingsarbeider, som enkeltvis er beregnet
til å koste mer enn 800 millioner kroner, blir aktivert.
LeasiNGForpLiKteLser. leasingavtaler hvor en i det vesentligste
overfører all risiko og fordeler forbundet til eierskap fra utleier til leier
blir behandlet som finansiell leasing. Disse kontraktene regnskapsføres som eiendel til virkelig verdi, eller om lavere til nåverdi av
minsteleie i følge kontrakt. Motpost er langsiktig gjeld. Disse
eiendelene er avskrevet over det korteste av estimert økonomisk
levetid for eiendelen og leieperioden.
leasingavtaler som ikke i det vesentligste overfører all risiko
og kontroll til leietaker, anses som operasjonell leasing. Selskapets
leasingutgifter under operasjonell leasing, føres løpende over driften.
aKsjer. Datterselskapet og tilknyttede selskaper vurderes etter
kostmetoden i selskapsregnskapet. investeringen er vurdert til
anskaffelseskost for aksjene med mindre nedskrivning har vært
nødvendig. Det er foretatt nedskrivning til virkelig verdi når verdifall
skyldes årsaker som ikke kan antas å være forbigående og det må
anses nødvendig etter god regnskapsskikk. nedskrivninger er
reversert når grunnlaget for nedskrivning ikke lenger er til stede.
Aktiviteten i datterselskapene anses uvesentlig i forhold til
selskapets drift, og det er ikke utarbeidet konsernregnskap. Det
utarbeides konsernregnskap av det endelige morselskap ToTAl S.A.,
som er hjemmehørende i Frankrike.
BeHoLDNiNGer. Beholdningen av forbruksvarer består av utstyr
til letevirksomhet og feltutbygging og er vurdert til gjennomsnittlig
anskaffelsesverdi. reservedeler til driften og forbruksvarer
i varelageret blir løpende utgiftsført.
aVViK i saLGs- oG proDUKsjoNsproFiL pÅ oLje oG Gass. Fra og med
2011 er for meget eller for lite uttatt mengde av petroleumsprodukter
verdsatt til salgspris og er klassifisert som annen fordring/gjeld
i balansen.
NeDsteGNiNGs- oG FjerNiNGsKostNaDer. Det foretas årlige
avsetninger for å møte fremtidige fjernings- og oppryddingskostnader.
Ved beregning av forpliktelsen vurderes hvert felt for seg og nåverdimetoden legges til grunn for å beregne fjernings og opprydningsforpliktelsen. endring i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen
kostnadsføres årlig og øker forpliktelsen. endring i estimater fordeles
over gjenværende produksjon, med mindre produksjonen er helt eller
tilnærmet avsluttet. i disse tilfellene resultatføres hele estimatendringen umiddelbart.
peNsjoNer. Ytelsesbaserte pensjonsordninger, vurderes til nåverdien
av de fremtidige pensjonsytelser som regnskapsmessig anses
opptjent på balansedagen. Pensjonsmidler vurderes til virkelig verdi.
endring i ytelsesbaserte pensjonsforpliktelser som skyldes
endringer i pensjonsplaner, fordeles over antatt gjennomsnittlig
gjenværende opptjeningstid.
Akkumulert virkning av estimatendringer og endringer i finansielle
og aktuarielle forutsetninger (aktuarielle gevinster og tap) som
overskrider 10 % av det som er størst av pensjonsforpliktelsene og
pensjonsmidlene ved begynnelsen av året, innregnes og resultatføres
over antatt gjennomsnittlig gjenværende opptjeningstid. Periodens
netto pensjonskostnad klassifiseres som lønns- og personalkostnader.
sKatt. Skattekostnadene reflekterer både kortsiktige og fremtidige
betalbare skatter som følge av årets aktivitet. Ved beregning av utsatt
skatt, benyttes gjeldende skattesatser på avslutningstidspunktet.
Skatteøkende og skattereduserende midlertidige forskjeller som
reverseres eller kan reverseres i samme periode er utlignet og nettoført.
Særskatten på petroleumsvirksomheten er kalkulert etter fradrag for
opptjent, ubenyttet friinntekt.
KoNtaNtstrØMoppstiLLiNG. kontantstrømoppstillingen er utarbeidet
i henhold til den indirekte metode ifølge foreløpig nrS.
19
Noter
01
saLGsiNNteKter
Millioner kroner
råolje
Våtgass
Gass
kondensat
Sum
2012
2011
32 454
33 576
2 703
2 723
13 291
11 866
1 166
964
49 614
49 129
Mesteparten av salget av petroleumsprodukter skjer innen europa, med noen få leveranser av lnG-laster i andre markeder.
Salg av oljeprodukter skjer i hovedsak til konsernselskaper.
02
03
DiVerse iNNteKter/KostNaDer
Total e&P norge AS har i 2012 overført sine eierandeler i Tampen
området til exxonMobil exploration and Production norway AS
(exxonMobil) i bytte mot exxonMobil sine interesser i oseberg
og Dagny. effektiv dato for transaksjonen var 1. januar 2012.
regnskapsmessig har transaksjonen blitt bokført som salg
og kjøp ved oppgjørstidspunktet 3. desember 2012.
i 2011 solgte Total e&P norge AS sine eierinteresser i Gassled
til Silex Gas norway AS. Dette salget har bidratt til en positiv
engangseffekt på omtrent nok 2 milliard etter skatt.
LØNNsKostNaDer, aNtaLL aNsatte oG GoDtGjØreLser
2012
2011
lønninger
420
356
Arbeidsgiveravgift og andre ytelser
129
100
Millioner kroner
Pensjonskostnader
92
62
Annet
95
110
Sum lønnskostnader
736
628
Gjennomsnittlig antall årsverk
322
289
Godtgjørelse til styret i 2012 var 582 500 kroner. lønn og
andre ytelser til administrerende direktør utgjorde 5 594 274
kroner i 2012. Det foreligger verken avtale om lønn etter
fratreden eller spesiell bonus for administrerende direktør
eller styret.
Generalforsamlingen i ToTAl S.A., har vedtatt
en årlig begrenset aksjeplan og opsjonsplan. Aksjeplanen
er underlagt visse kriterier om økonomiske resultater for
ToTAl S.A. konsernet etter en bindingsperiode. enkelte
20
Salget har bidratt til en positiv engangseffekt etter skatt
på omtrent nok 1 milliard.
ansatte i Total e&P norge AS ble invitert til å delta i planene.
Hensyntatt den relativt uvesentlige verdien av fordelen,
har det ikke blitt regnskapsført noen kostnad i selskapets
regnskap for disse planene.
langsiktige fordringer inkluderer lån til ansatte på 25
millioner kroner. Selskapet har også stillet garanti ovenfor
nordea for lån til ansatte i Total for totalt 380 millioner kroner
per 31.12.2012.
Administrerende direktør deltar ikke i låneavtalen.
04
peNsjoNer
Selskapet har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i DnB.
Forpliktelsen omfatter samtlige lokalt ansatte (287 per 31.12.12)
og gir rett til fremtidige pensjonsytelser, såkalte ytelsesplaner.
i tillegg omfatter ordningen tidligere ansatte (237 per 31.12.12)
som mottar pensjonsytelser fra ordningen. Andre selskaper i
konsernet er ansvarlig for ansatte som er underlagt franske
eller andre pensjonsordninger. Selskapet blir i disse tilfeller
belastet netto periodiserte kostnader for denne kategori
ansatte. Selskapet har også udekkede forpliktelser, utover
kollektivordninger, for høyt avlønnede ansatte.
Millioner kroner
nåverdi av årets pensjonsopptjening
rentekostnad av påløpte pensjonsforpliktelser
Forventet avkastning på pensjonsmidler
Amortisering av estimatavvik
netto periodisert pensjonskostnad
2012
2011
93
84
71
69
(52)
(54)
34
37
146
136
FiNaNsierte
ForpLiKteLser
UDeKKeDe
ForpLiKteLser
1 617
1 548
880
348
statUs aV peNsjoNsForpLiKteLser oG peNsjoNsMiDLer per 31. DeseMBer 2012:
Millioner kroner
Beregnet pensjonsforpliktelser inklusive verdien av fremtidig lønnsvekst
Pensjonsmidler
estimert netto pensjonsmidler (forpliktelser)
(737)
(1 200)
Uamortiserte estimatavvik
734
504
Balanseført netto pensjonsmidler/(forpliktelser)
(3)
(696)
2012
2011
Diskonteringsrente
2,5 %
2,5–3,4 %
lønnsregulering
4,0 %
4,0 %
Pensjonsregulering
3,8 %
3,8 %
Forventet avkastning på fondsmidler
2,5 %
4,8 %
Udekkede pensjonsforpliktelser er vist som langsiktig avsetning i balansen.
VeD aKtUarBereGNiNGeNe er FØLGeNDe ForUtsetNiNGer LaGt tiL GrUNN:
Total e&P norge AS er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon.
Pensjonsordningen tilfredsstiller kravene i denne lov.
21
05
06
07
08
reVisor
Honorar til revisor er kostnadsført med 4 486 000 kroner
eks moms. Dette fordeler seg på 2 670 000 kroner for ordinær
revisjon, 150 000 kroner for andre attestasjonstjenester
og 1 666 000 kroner for skatte- og avgiftsbistand.
proDUKsjoNs- oG traNsportKostNaDer
Driftskostnadene inkluderer en kompensasjon pålydende
440 millioner kroner, som en del av oppgjør for tidligere
bytter av eierinteresser på den norske kontinentalsokkelen
i 1988.
i 2012 har selskapet i egen regi utført forskning for 104
millioner kroner. Total e&P norge AS sine FoU prosjekter er
en del av ToTAl-gruppens forsknings- og utviklingsplaner,
og det satses på verdiøkning av både foretatte og fremtidige
investeringer på kontinentalsokkelen. Det fokuseres på økt
forståelse og utvikling av nye metoder, modeller og hardware
innen områder som økt utvinningsgrad, reservoar og
brønnovervåkning, strømningsanalyser, miljøanalyser
og -overvåkning. Forskningsprogrammene gjennomføres
ved felles industriprosjekter og samarbeid med norske
universitet og forskningsinstitusjoner. Programmet
inkluderer også de tekniske utfordringene som er satt
i den nasjonale teknologiske strategien oG21.
aVsetNiNG For FreMtiDiGe FjerNiNGs- oG NeDsteNGNiNGsKostNaDer
endringen i avsetningen i 2012 for fremtidige fjerningskostnader og kostnader til nedstengning av brønner og
plattformer etter produksjonsstans er beregnet til 1 934
millioner kroner etter produksjonsenhetsmetoden.
Påløpte fjerningskostnader i 2012 ført mot tidligere
foretatte avsetninger utgjorde 874 millioner kroner.
FiNaNsposter
2012
2011
renteinntekt fra foretak i samme konsern
41
88
Annen renteinntekt
22
1
Sum finansinntekter
63
89
Millioner kroner
FiNaNsiNNteKter
FiNaNsKostNaDer
rentekostnader til foretak i samme konsern
Annen rentekostnad
Aktiverte renteutgifter
Sum finanskostnader
22
(52)
(31)
(312)
(210)
0
35
(364 )
(206)
09
sKatt
Skattekostnadene reflekterer både kortsiktige og fremtidige betalbare skatter som følge av årets aktivitet.
Særskatten på petroleumsvirksomheten er kalkulert etter fratrekk for friinntekt.
2012
2011
resultat før skattekostnad
32 838
35 971
Permanente forskjeller *
(2 439)
(2 299)
933
(1 612)
31 332
32 060
Millioner kroner
GrUNNLaGet For Årets sKatteKostNaD er BereGNet soM FØLGer:
endring i midlertidige forskjeller
Årets skattegrunnlag
landinntekt
83
(179)
Friinntekt
(2 611)
(2 295)
Grunnlag for særskatt
28 804
29 586
8 773
8 977
14 402
14 793
(56)
1 367
Skatt interrimsperiode ved kjøp og salg av feltandeler
114
–
Utsatt skatt
185
1 125
23 418
26 262
(11 067)
(8 664)
(103)
1 140
12 005
16 246
innteksskatt 28%
Særskatt 50%
korreksjon – tidligere år
Sum årets skattekostnad
Første avdrag på forskuddsskatten betalt per 4. kvartal
Andre betalbare (forskuddsbetalte) skatter relatert til tidligere år
Sum betalbar skatt i balansen
23
09
sKatt (ForTSATT)
2012
2011
33 188
29 718
Pensjonsforpliktelser
(699)
(636)
Annet
1 391
3 091
(10 405)
(9 506)
Millioner kroner
Årets Utsatte sKatteKostNaD er BereGNet MeD Basis i De MiDLertiDiGe ForsKjeLLeNe soM er etaBLert
GjeNNoM Året MeLLoM reGNsKapsMessiGe oG sKatteMessiGe VerDier, oG oMFatter FØLGeNDe poster:
Varige driftsmidler
nedstengningskostnader
Sum midlertidige forskjeller
23 475
22 667
Utsatt friinntekt
(4 659)
(3 544)
landaktivitet
(1 017)
(1 144)
Grunnlag utsatt særskatt
17 799
17 979
Utsatt sKatt i BaLaNseN BestÅr aV FØLGeNDe poster:
ordinær inntektsskatt – 28%
6 573
6 347
Særskatt – 50%
8 900
8 991
15 473
15 337
185
1 125
resultat før skattekostnad
32 838
35 971
Marginal skattesats 78%
25 614
28 057
Sum utsatt skatt**
Årets endring utsatt skatt**
aVsteMMiNG MeLLoM sKatteKostNaD oG BereGNet sKatteKostNaD:
Skatteeffekt av:
- Permanente og midlertidige forskjeller
- opptjent friinntekt
(454)
(2 032)
(1 930)
(1 352)
189
1 589
23 418
26 262
- korreksjon – tidligere år
Årets skattekostnad
* i hovedsak relatert til salg av Tampen-området i 2012 og Gassled i 2011.
** Avvik mellom årets endring utsatt skatt og balanseendring, skyldes tilgang friinntekt overtatt fra selger ved oppkjøp etter Psktl §10.
24
10
iMMaterieLLe eieNDeLer oG VariGe DriFtsMiDLer
LeteBrØNNer
– UNDer
UtFØreLse
oppKjØp
LiseNser
sUM
DriFtsMiDLer
Millioner kroner
proD.
aNLeGG
– FerDiGe
Anskaffelseskostnader per 01.01.12
123 235
421
328
5 573
5 142
3 836
138 535
5 699
1 568
(4)
7 476
833
2 126
17 697
459
0
0
(633)
174
0
0
Tilgang
overføring ferdige anlegg inkl. renter
traNsportMiDLer oG
iNVeNtar
proD.aNLeGG
– UNDer
ByGNiNGer
UtFØreLse
Utrangering og salg
(6 562)
0
0
0
(22)
0
(6 584)
Bruttoverdi per 31.12.12
122 831
1 988
324
12 416
6 126
5 963
149 649
Akkumulerte avskrivninger
83 184
396
101
0
3 168
3 150
89 998
Bokført verdi per 31.12.12
39 648
1 592
224
12 416
2 958
2 813
59 651
108
6 171
Årets avskrivninger
5 892
37
8
0
125
10-20 år
30-50 år
evaluering
evaluering
Prod. enhet Saldo/lineær
Saldo
-
-
Økonomisk levetid
Avskrivningsplan
Prod. enhet
Varige driftsmidler inkluderer følgende beløp for leieavtaler som er balanseført per 31.desember 2012 og 2011:
Millioner kroner
Transportmidler og inventar
Akkumulerte avskrivninger
Bokført verdi
31.12.12
31.12.11
1 544
0
20
0
1 524
0
Finansielle leieavtaler reflekterer en fast leieperiode på 18 år. Total e&P norge AS har i tillegg en opsjon på å utvide avtalen på 9 år.
11
aKsjer
Alle BelØP i TUSen kroner
ForretNiNGsKoNtor
eieraNDeL
steMMe- eGeNKapitaL
aNDeL
31.12.2011
resULtat
2011
BoKFØrt
VerDi
(2)
8 736
aKsjer i DatterseLsKap/tiLKNyttet seLsKap:
ToTAl etzel Gaslager GmbH
Düsseldorf
100,00%
100,00%
ToTAl Gass Handel norge AS
Stavanger
100,00%
100,00%
7 532
74
300
Sola
34,93%
34,93%
72 300
40 800
178 347
norpipe oil AS
Sum datterselskap og tilknyttet selskap
11 053
187 383
aKsjer i aNDre seLsKaper:
kunnskapsparken nord AS
Andre
Sum andre selskap
11,75%
9 252
5
9 257
Total e&P norge AS solgte sine aksjer i Gasnor i 2012.
25
12
traNsaKsjoNer oG MeLLoMVÆreNDe MeD NÆrstÅeNDe parter
Total e&P norge AS foretar flere forskjellige transaksjoner med tilknyttede selskaper. Alle transaksjoner er foretatt som del
av den ordinære virksomheten og til armlengdes priser. De vesentligste transaksjonene som er foretatt i 2012 er som følger:
type
Millioner kroner
saLG
KostNaDer
tiLKNytteDe seLsKaper i KoNserNet
ToTAl S.A.
Tjenester
Total international ltd
Salg olje
Total Gas & Power ltd
Salg gass
Total oil Trading SA
Salg olje/lPG
Total e&P Uk
Salg lPG
540
479
7 909
33 013
55
2012
2011
kundefordringer
2 985
2 793
Sum kortsiktige fordringer på selskap i samme konsern
2 985
2 793
Millioner kroner
ForDriNGer
GjeLD
kassakreditt
-
398
leverandørgjeld
168
40
Sum kortsiktig gjeld på selskap i samme konsern
168
438
Ubenyttet kortsiktig multi-valuta trekkrettigheter i assosiert finansselskap utgjorde 1 000 millioner kroner ved årets slutt 2012.
rentebetingelsene varierer i forhold til valuta og er basert på markedsbetingelser.
13
eGeNKapitaL
Millioner kroner
egenkapital per 01.01.12
aKsjeKapitaL
oVerKUrsFoND
4 201
2 340
Årsresultat
Utbytte
egenkapital per 31.12.12
4 201
2 340
Total e&P norge AS var per 31. desember 2012, et heleid datterselskap av Total Holdings europe S.A., et selskap i ToTAl-gruppen.
konsernregnskap for ToTAl S.A. er tilgjengelig på www.ToTAl.com.
26
aNNeN
sUM
157
6 698
9 421
9 421
(9 000)
(9 000)
578
7 119
14
LaNGsiKtiG GjeLD
Per 31. desember 2012 hadde selskapet ingen ubenyttede trekk- Per 31. desember 2012 er lån fra andre selskaper knyttet mot
fasiliteter i assosiert finansselskap. lånerenten er i henhold til netto bokført verdi av en leasingforpliktelse.
markedsrente.
Millioner kroner
2–5 År
5 År +
196
1 268
langsiktig gjeld relatert til leasingforpliktelse
15
aNDre ForpLiKteLser
aNsVar For oppryDDiNG i NorDsjØeN. i selskapets konsesjoner
for olje- og gassutvinning kan staten blant annet kreve hel eller
delvis demontering og fjerning av installasjonene i nordsjøen,
eventuelt å få overta anleggene vederlagsfritt ved endelig
produksjonsopphør eller ved konsesjonstidens utløp samt
ved oppgivelse og tilbakekallelse av konsesjonen. Ved overtagelse vil staten overta ansvaret for demontering og fjerning
av produksjonsanleggene. Dersom Stortinget krever fjerning
av installasjonene, vil fjerningskostnadene bli fullt ut skattemessig fradragsberettiget for rettighetshaverne.
av disse avtalene er fra et til to år. Selskapets leie av kontorog lagerbygg har en varighet fra tre til elleve år.
Selskapet har inngått 1 avtale (charter parties) om leie av
1 lnG skip for transport av fremtidig andel av produksjon på
Snøhvitfeltet. kontrakten startet i 2006 (avsluttes 2018).
Selskapet har som partner både i felt under utbygging og
drift, leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre
fartøy. leiekostnader for Total e&P norge AS var i 2012 1 386
millioner kroner. Totale fremtidige leiekostnader for Total e&P
norge AS beløper seg til 14 426 millioner kroner.
LeieaVtaLer – aNLeGGsUtstyr . i egenskap av operatør har
selskapet inngått leieavtaler for rigger og annet utstyr for
å sikre de planlagte aktiviteter de neste årene. Varigheten
BoreForpLiKteLser. i henhold til inngåtte lisensavtaler
var selskapet, per 31. desember 2012, forpliktet til å delta
i boringen av fire letebrønner, hvorav to som operatør og
to som lisensdeltaker.
Millioner kroner
leieavtaler
16
1 År
2–3 År
4–5 År
> 2018
3 082
4 655
3 096
3 593
oLje oG GassreserVer (iKKe reViDert)
Definisjonen for påviste, utbygde og ikke utbygde olje og
gassreserver er i henhold til ”United States Securities & exchange
Commission (SeC)’s rule Modernization of oil and Gas reporting”
utgitt 31. desember 2008. Påviste reserver er et estimat basert
på kjente geologiske data og tekniske løsninger med en viss
sannsynlighet for at olje eller gass i reservoarene vil kunne
produseres under dagens økonomiske og tekniske driftsbetingelser.
reserveanslagene for olje og gass vurderes årlig for å
reflektere eventuell ny informasjon blant annet som nye
opplysninger om produksjonsnivå, revurdering av feltet,
nye reserver fra funn eller kjøp, overdragelser av reserver
eller andre økonomiske faktorer.
evaluering av reservene bygger på subjektive vurderinger.
Følgelig er ikke estimatene basert på nøyaktige målinger og
reSerVer 31.12.2012
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver
er emne for kontinuerlig oppdateringer etter godt etablerte
kontroll rutiner.
Fastsettelse av reserveanslagene er en løpende prosess
som gjennomføres i Total e&P norge AS av høyt kvalifiserte
geologer, ingeniører og økonomer under kontroll av selskapets
ledelse. De involverte ansatte i reserve-evalueringene er
opplært til å følge SeC baserte interne retningslinjer og
prinsipper for kriterier som må være møtt før reserver kan
rapporteres som påvist.
estimatene av påviste reserver er kontrollert av Hovedkontoret gjennom etablerte retningslinjer. For ytterligere
informasjon om Total gruppens interne kontrollprosesser,
referer vi til ”reference Document” utstedt av ToTAl S.A.
og som er tilgjengelig på www.total.com.
oLje, NGL oG KoNDeNsat
(MiLLioNer Fat)
NatUrGass
(MiLLiarDer sM3)
oLjeeKViVaLeNter
(MiLLioNer Fat)
493
90
1 083
27
17
28
LiseNsporteFØLje per 31.12.2012
LiseNs
BLoKK
FeLt
aNDeL
GyLDiG tiL
operatØr
Pl006
2/5
Tor
100,00%
31.12.2028
Total e&P norge AS
Pl018
2/4, 2/7, 7/11
ekofisk-området
39,90%
31.12.2028
ConocoPhillips
Pl018B
1/6
Albuskjell
39,90%
31.12.2028
ConocoPhillips
Pl024
25/1
Frigg
47,13%
23.05.2015
Total e&P norge AS
Pl026
25/2
rind
62,13%
23.05.2015
Total e&P norge AS
Pl029B
(15/6)
Dagny
30,00%
23.05.2015
Statoil Petroleum AS
Pl029C
(15/6)
Dagny
100,00%
31.12.2028
Total e&P norge AS
Pl034
30/05
Tune
10,00%
14.11.2015
Statoil Petroleum AS
Pl036
25/4
Vale
24,24%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
Pl036BS
25/4
Heimdal
16,76%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
Pl036D
25/4
Vilje
24,24%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
Pl040
29/9, 30/7
Martin linge
51,00%
31.12.2027
Total e&P norge AS
Pl043
29/6, 30/4
Martin linge
51,00%
31.12.2027
Total e&P norge AS
Pl043BS
29/6, 30/4 (islay Carve-out)
Martin linge
51,00%
31.12.2027
Total e&P norge AS
Pl043CS
29/6 (islay Carve-out)
islay
100,00%
31.12.2027
Total e&P norge AS
Pl043DS
29/6 (islay Carve-out)
islay
100,00%
31.12.2027
Total e&P norge AS
Pl044
1/9
Tommeliten
15,00%
31.12.2028
ConocoPhillips
Pl046
15/8, 15/9
Sleipner
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl046B
15/9
Volve
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl046C
15/9
"H"-funnet
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl046D
15/9
10,00%
03.02.2013
Statoil Petroleum AS
Pl048
15/5
Dagny
21,80%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl048B
15/5
Glitne
21,80%
15.07.2016
Statoil Petroleum AS
Pl048e
15/6
eirin
21,80%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl051
30/2, 30/3
Huldra
24,50%
06.04.2015
Statoil Petroleum AS
Pl052B
30/3
Huldra
18,00%
06.04.2015
Statoil Petroleum AS
14,70%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
3,69%
30-09.2030
Statoil Petroleum AS
Pl053
30/6
oseberg Øst
Pl054
31/2
Troll
Pl055C
31/4
oseberg Øst
14,70%
01-03.2031
Statoil Petroleum AS
Pl062
6507/11
Åsgard
24,50%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Pl064
7120/08
Snøhvit
5,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
Pl072C
16/7
Beta & Theta nØ
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
Pl073
6407/01
Tyrihans
29,14%
31.12.2029
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Pl073B
6406/03
Tyrihans
26,67%
31.12.2029
Pl077
7120/7
Snøhvit
10,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
Pl078
7120/9
Snøhvit
25,00%
10.10.2035
Statoil Petroleum AS
Pl079
30/9
oseberg Sør
14,70%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
Pl085
31/3 ,31/5, 31/6
Troll
3,69%
30.09.2030
Statoil Petroleum AS
Pl085B
31/9, 32/4
Troll
3,00%
08.07.2030
Statoil Petroleum AS
Pl085C
31/3, 31/6
Troll
3,69%
30.09.2030
Statoil Petroleum AS
Pl092
6407/6
Mikkel
7,65%
09.03.2020
Statoil Petroleum AS
Pl094
6506/12
Åsgard
9,80%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Pl094B
6406/3
Åsgard
7,68%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Pl099
7121/4
Snøhvit
37,50%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
Pl100
7121/7
Albatross
35,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
17
LiseNsporteFØLje per 31.12.2012
LiseNs
BLoKK
FeLt
aNDeL
GyLDiG tiL
Pl102
25/5
Pl102C
25/5
Pl102D
25/5
Pl102e
25/5
Pl104
30/9
oseberg Sør
Pl104B
30/9
oseberg Sør
operatØr
Skirne & Byggve
40,00%
01.03.2025
Total e&P norge AS
Atla
40,00%
01.03.2025
Total e&P norge AS
40,00%
03.02.2013
Total e&P norge AS
40,00%
03.02.2013
Total e&P norge AS
14,70%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
14,70%
03.02.2013
Statoil Petroleum AS
Pl110
7120/5 ,7121/5
Snøhvit
25,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
Pl110B
7121/6, 8&9,7122/5&6
Tornerose
18,40%
17.12.2014
Statoil Petroleum AS
Pl110C
7123/4
Snøhvit
18,40%
17.12.2014
Statoil Petroleum AS
Pl120
34/7, 34/8
Visund
11,00%
23.08.2023
Statoil Petroleum AS
11,00%
23.08.2034
Statoil Petroleum AS
7,65%
28.02.2022
Statoil Petroleum AS
Pl120 B
34/7, 34/8
Gimle
Pl121
6407/5
Mikkel
Pl127
6607/12
Alve nord
50,00%
28.02.2023
Total e&P norge AS
Pl134
6506/11
Åsgard
10,00%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Pl134B
6506/11
kristin & Morvin
6,00%
10.04.2027
Pl134C
6506/11
Morvin
6,00%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Pl146
2/4
king lear-funnet
22,20%
08.07.2027
Statoil Petroleum AS
Pl171B
30/12
oseberg Sør
14,70%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
Pl190
30/8
Tune
10,00%
10.09.2032
Statoil Petroleum AS
Pl193
34/11
kvitebjørn
5,00%
10.09.2031
Statoil Petroleum AS
Pl193C
34/11
34/11
6406/2
6506/6, 6507/4
6506/9, 6507/7
6710/06
6407/03
25/5
6406/5, 6406/6, 6406/9
6406/1,6406/5
kvitebjørn
5,00%
10.09.2031
Statoil Petroleum AS
kvitebjørn
5,00%
03.02.2013
Statoil Petroleum AS
Pl193e
Pl199
Pl211
Pl211B
Pl219
Pl237
Pl249
Pl255
Pl257
Pl263C
6507/11
Pl275
2/4
Pl303B
15/6
2/4
7120/7, 7120/8, 7120/9
6506/9&12
7019/2,3,11 &12, 7120/10
7225/9, 7226/1
34/6
34/9
16/4
29/9, 30/7, 30/10
6406/7&8
1/2,3,5,6&9
1/3,6&9
25/5,6,8&9
Pl333
Pl448
Pl479
Pl488
Pl535
Pl554
Pl554B
Pl569
Pl574
Pl585
Pl618
Pl619
Pl627
6,00%
10.09.2033
Statoil Petroleum AS
Victoria-funnet
kristin
40,00%
02.02.2032
Total e&P norge AS
Victoria ext.
40,00%
02.02.2032
Total e&P norge AS
15,00%
02.02.2014
Statoil Petroleum AS
7,68%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Vale
Åsgard
24,24%
11.06.2021
Centrica
linnorm
20,00%
12.05.2038
Shell
6,00%
10.09.2033
Statoil Petroleum AS
Yttergryta ext.
Beta & Theta nØ
24,50%
12.05.2037
Statoil Petroleum AS
39,90%
31.12.2028
ConocoPhillips
10,00%
12.02.2012
Statoil Petroleum AS
king lear-funnet
22,20%
17.12.2013
Statoil Petroleum AS
Snøhvit
18,40%
15.06.2013
Statoil Petroleum AS
9,80%
01.03.2012
Statoil Petroleum AS
18,40%
01.03.2014
Statoil Petroleum AS
Smørbukk nord
norvarg-funnet
40,00%
15.05.2014
Total e&P norge AS
Garantiana-funnet
40,00%
19.02.2015
Total e&P norge AS
Garantiana-funnet
40,00%
19.02.2015
Total e&P norge AS
Theta nØ
10,00%
04.02.2015
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
40,00%
04.02.2018
100,00%
04.02.2018
Total e&P norge AS
60,00%
03.02.2019
Total e&P norge AS
50,00%
03.02.2020
Total e&P norge AS
40,00%
03.02.2019
Total e&P norge AS
29
reVisors BeretNiNG
UttaLeLse oM ÅrsreGNsKapet
Vi har revidert årsregnskapet for Total
E&P Norge AS, som består av balanse per
31. desember 2012, resultatregnskap og
kontantstrømoppstilling for regnskapsåret
avsluttet per denne datoen og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger.
styrets oG aDMiNistrereNDe DireKtØrs
aNsVar For ÅrsreGNsKapet. Styret og
administrerende direktør er ansvarlig for
å utarbeide årsregnskapet og for at det gir
et rettvisende bilde i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk
i Norge, og for slik internkontroll som styret
og administrerende direktør finner nødvendig for å muliggjøre utarbeidelsen av et
årsregnskap som ikke inneholder vesentlig
feilinformasjon, verken som følge av misligheter eller feil.
reVisors oppGaVer oG pLiKter. Vår oppgave er å gi uttrykk for en menig om dette
årsregnskapet på bakgrunn av vår revisjon.
Vi har gjennomført revisjonen i samsvar med
lov, forskrift og god revisjonsskikk i Norge,
herunder International Standards on Auditing.
Revisjonsstandardene krever at vi etterlever
etiske krav og planlegger og gjennomfører
revisjonen for å oppnå betryggende sikkerhet for at årsregnskapet ikke inneholder
vesentlig feilinformasjon.
Design:
Illustrasjoner: VisCo CG /Total E&P Norge (side 4 og 6)
og Headspin / Total E&P Norge (side 14).
Papir: Arctic Volume High White (150/250g)
Opplag: 400 (engelsk) / 600 (norsk)
Trykk: HBO AS
En revisjon innebærer utførelse av handlinger for å innhente revisjonsbevis for
beløpene og opplysningene i årsregnskapet.
De valgte handlingene avhenger av revisors
skjønn, herunder vurderingen av risikoene
for at årsregnskapet inneholder vesentlig
feilinformasjon, enten det skyldes misligheter eller feil. Ved en slik risikovurdering tar
revisor hensyn til den interne kontrollen som
er relevant for selskapets utarbeidelse av
et årsregnskap som gir et rettvisende bilde.
Formålet er å utorme revisjonshandlinger
som er hensiktsmessige etter omstendighetene, men ikke for å gi uttrykk for en
mening om effektiviteten av selskapets
interne kontroll. En revisjon omfatter også
en vurdering av om de anvendte regnskapsprinsippene er hensiktsmessige og om regnskapsestimatene utarbeidet av ledelsen er
rimelige, samt en vurdering av den samlede
presentasjonen av årsregnskapet.
Etter vår oppfatning er innhentet revisjonsbevis tilstrekkelig og hensiktsmessig
som grunnlag for vår konklusjon.
KoNKLUsjoN. Etter vår mening er årsregnskapet for Total E&P Norge AS avgitt i
samsvar med lov og forskrifter og gir et
rettvisende bilde av selskapets finansielle
stilling per 31. desember 2012 og av dets
resultater og kontantstrømmer for regnskapsåret som ble avsluttet per denne
datoen i samsvar med regnskapslovens
regler og god regnskapssikk i Norge.
UttaLeLse oM ØVriGe ForHoLD
KoNKLUsjoN oM ÅrsBeretNiNGeN. Basert på
vår revisjon av årsregnskapet som beskrevet
ovenfor, mener vi at opplysningene i årsberetningen om årsregnskapet, forutsetningen
om fortsatt drift og forslaget til disponering
av resultatet er konsistente med årsregnskapet og i samsvar med lov og forskrifter.
KoNKLUsjoNer oM reGistreriNG oG
DoKUMeNtasjoN. Basert på vår revisjon
av årsregnskapet som beskrevet ovenfor,
og kontrollhandlinger vi har funnet nødvendig i henhold til internasjonal standard for
attestasjonsoppdrag (ISAE) 3000 ”Attestasjonsoppdrag som ikke er revisjon eller
forenklet revisorkontroll av historisk finansiell informasjon”, mener vi at styret og
administrerende direktør har oppfylt sin
plikt til å sørge for ordentlig og oversiktlig
registrering og dokumentasjon av selskapets
regnskapsopplysninger i samsvar med lov
og god bokføringsskikk i Norge.
Stavanger, 5. mars 2013
ERNST & YOUNG AS
Jostein Johannessen
statsautorisert revisor
oRgANIsAsjoN
MANAgINg
dIREcToR
MARTIN
TIFFEN
hsEq
ExTERNAl
AFFAIRs
FINANcE/TAx/IT
huM. REs. & AdM.
lEgAl
NEw REsERvEs
gRowTh
BjøRN oscAR
TvETERås
BjøRN ARNE
NæsgAARd
cAThERINE
vAN dER lINdEN
sIgMuNd
pETTERsEN
ARIld kvANvIk
jøRgENsEN
jEAN-pAul
ThIRIET
gEoscIENcEs
dEvElopMENT
sTudIEs & plANNINg
hIld
pRojEcT
opERATIoNs
& pRojEcTs
coMMERcIAl
Bu gREATER
EkoFIsk
Bu sTAToIl
opERATEd
MARkETINg &
TRANspoRTATIoN
dENIs
FRANcoIs
pER
gRINdE
FoudIl
chEglIBI
ToRE
Bø
jARlE
MAdsEN
johN
cATlow
RoAR
ARBRIgTsEN
kRIsTIN
skoFTElANd
ouR
våREINTEREsTs
INTEREssER
oNpå
ThE
dEN
NoRwEgIAN
NoRskE koNTINENTAlsokkElEN
coNTINENTAl shElF
total e&P norge
eierinteresser i felt i Produksjon
og viktigste oPererte letelisenser
På norsk sokkel
Pr 01.05.2013
felt i Produksjon
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
norvarg (Pl535)
eierandel (%)
oPeratør
felt i Produksjon
EKofiSK
39,90
CoNoCoPHilliPS
EldfiSK
39,90
CoNoCoPHilliPS
EMbla
39,90
CoNoCoPHilliPS
giMlE
4,90
STaToil
gliTNE
21,80
STaToil
gugNE
10,00
STaToil
HEiMdal
16,76
STaToil
Huldra
iSlay
24,33
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
STaToil
100,00*
ToTal E&P NorgE
KriSTiN
6,00
STaToil
KViTEbJØrN
5,00
STaToil
MiKKEl
7,65
STaToil
MorViN
6,00
STaToil
oSEbErg
14,70
STaToil
oSEbErg EaST
14,70
STaToil
eierandel (%)
oSEbErg SouTH
14,70
oPeratør
ba rent sh av e t
STaToil
SKirNE
40,00
ToTal E&P NorgE
SlEiPNEr EaST
10,00
STaToil
SlEiPNEr WEST/
9,41
STaToil
SNØHViT
18,40
STaToil
Tor
48,20
CoNoCoPHilliPS
alPHa NorTH
Troll
3,69
STaToil
TuNE
10,00
STaToil
TyriHaNS
23,18
STaToil
ValE
24,24
STaToil
VilJE
24,24
STaToil
ViSuNd
7,70
STaToil
ÅSgard
7,68
STaToil
snøhvit
hammerfest
tromsø
*norsk andel (5,51% av det totale feltet)
harstad
ToTal E&P NorgE oPererte felt
ToTal E&P NorgE oPererte lisenser
ToTal E&P NorgE PartneroPererte felt
norsk eh av e t
alve nord (Pl127)
victoria (Pl211)
morvin
åsgard
kristin
tyrihans
Pl585
mikkel
trondheim
visund
Pl685
Pl554 & 554b
gimle
kvitebjørn
martin linge*
huldra
islay
tune
vale
vilje
troll
oseberg
bergen
oslo
atla
stavanger
sleiPner
oPeratør
olje
skirne
glitne
eierandel (%)
rørledninger
Pl627
heimdal
total e&P norge
eierinteresser (ikke vist på kart)
NorPiPE (oil)
34,93000
oSEbErg TraNSPorT (oTS)
12,98000
STaToil
froSTPiPE*
36,25000
ToTal E&P NorgE
Troll oil i
3,70687
Troll oil ii
3,70687
STaToil
10,00000
STaToil
1,07910
STaToil
12,98000
STaToil
5,00000
STaToil
SlEiPNEr CoNdENSaTE
CoNoCoPHilliPS
STaToil
st. fergus
nordsjøen
aberdeen
landanlegg / terminaler
gass
ETzEl gaS lagEr (ETzEl)
olje
ekofisk
Pl618/619
Pl661/662
eldfisk
embla
STurE (STurE)
VESTProSESS (MoNgSTad)
*frostpipe er ikke lenger i drift, men blir bevart
*tidligere hild
www.total.no
stavanger
(hovedkontor)
osLo
harstad
TOTAL E&P NORGE AS
TOTAL E&P NORGE AS
TOTAL E&P NORGE AS
Postadresse
Postboks 168
4001 Stavanger
Postadresse
Postboks 1361, Vika
0113 Oslo
Postadresse
Postboks 63
9481 Harstad
Besøksadresse
Finnestadveien 44,
Dusavik
4029 Stavanger
Besøksadresse
Haakon VIIs gate 1
0161 Oslo
Besøksadresse
Torvet 2
9405 Harstad
telefon
+47 22 01 95 00
telefon
+47 77 28 21 50
telefon
+47 51 50 30 00