Transcript Årsrapport 2011 - Total E&P Norge

total E&P norge AS
årsrapport
innhold
02
05
07
Nøkkeltall
om total E&P norge
Taktskifte
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
287 000
fat oljeekvivalenter hver dag i 2011.
Sterk posisjon og
langsiktig satsing
Vi er i ferd med å styrke vår
posisjon som feltoperatør på
den Norske kontinentalsokkelen.
PUD for gassfunnet Atla i Nordsjøen
er godkjent. Atla er et lite, hurtigutbyggings- og ‘subsea’-prosjekt.
Vi har også levert PUD for
Martin Linge-feltet i Nordsjøen
til Olje- og energidepartementet.
Martin Linge vil bli bygget ut som
en selvstendig plattform med en
flytende lagrings- og lasteenhet.
nøkkeltall
2011
2010
Driftsinntekter
51 326
47 777
41 571
Driftsresultat
36 185
29 774
22 006
(213)
(236)
134
Resultat før skattekostnad
35 971
29 539
22 140
Skattekostnad
26 262
20 184
16 397
Årets resultat
9 709
9 354
5 744
19 276
13 711
15 804
Millioner kroner
2009
RESULTATOVERSIKT
Netto finansielle inntekter / (utgifter)
Tilskudd fra driften (cash flow)
BALANSEOVERSIKT
Immaterielle eiendeler
794
1 200
1 342
Varige driftsmidler
49 438
48 821
51 978
Omløpsmidler
12 191
6 829
6 131
Sum egenkapital
Avsetninger for forpliktelser
Annen langsiktig gjeld
Kortsiktig gjeld
6 698
6 589
6 635
26 180
23 670
24 497
126
1 129
8 160
29 418
25 463
20 158
ANDRE HOVEDTALL
Anskaffelse av varige driftsmidler Mill kroner
10 410
8 308
9 615
Leteaktivitet, kostnader og investeringer Mill kroner
1 682
671
1 153
Avkastning på sysselsatt kapital*
61,0%
69,4%
33,0%
Produksjonskostnad USD/fat
7,5
6,8
6,1
Transportkostnad USD/fat
4,6
4,1
4,2
–9 999
–13 692
3 693
287
310
327
1 057
1 065
997
289
277
270
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.
51 326
36 185
287
1 057
289
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 2011)
Taktskifte
gjennom en 170 km lang vekselsstrømkabel, den lengste som noensinne er lagt.
De største kontraktene skal tildeles i løpet
av 2012, avhengig av Stortingets endelige
godkjennelse av PUD’en, noe som er ventet
før sommeren. Planlagt produksjonsstart
er mot slutten av 2016. Prosjektorganisasjonen er godt etablert og Total E&P Norge
rekrutterer nå aktivt i det norske markedet.
Det er tegn til kapasitetsbegrensninger
i enkelte leverandørindustrier, og vi holder
fast ved våre kostnadsbegrensende tiltak.
2011 vil huskes som en renessanse
Etter den vellykkede boringen
av to lete-/avgrensningsbrønner
i 2010, med Total E&P Norge AS som
operatør, ble det utarbeidet to
PUD’er for godkjenning av norske
myndigheter for feltene som nå
er kjent som Atla og Martin Linge.
Atla er et lite satellittfelt tilknyttet
Heimdal via Skirne-feltet der vi er operatør.
Dette er et prioritert undervannsprosjekt med
mål om produksjonsstart til høsten, kun to år
etter at funnet ble gjort. Martin Linge-feltet,
som er oppkalt etter den norske krigshelten,
er en storutbygging av et gass / kondensatfelt sammen med et separat oljefelt. Denne
utbyggingen vil igjen gjøre Total E&P Norge
til en av de mest betydningsfulle operatørselskapene i Norge, et mål vi har hatt helt
siden vi avsluttet produksjonen på Frigg
i 2004, og fullførte avslutningsprosjektet
på Frigg i 2010.
Martin Linge-feltet skal bygges ut med
en kombinert produksjons-, hjelpe- og boligplattform med stålunderstell og en flytende
lagringsenhet (FSO) for endelig prosessering,
lagring og utskiping av oljen. Produksjonsboring vil begynne i 2014 med en stor, oppjekkbar rigg. Gassen vil tas ut gjennom en
rørledning som er tilkoplet den eksisterende
FUKA-rørledningen til St. Fergus i Skottland.
Plattformen vil få kraftforsyning fra Kollsnes
for leting på norsk sokkel med funn som
Johan Sverdrup og Skrugard/Havis. Total
E&P Norge gjorde to store funn – Norvarg
i Barentshavet og Alve Nord i Norskehavet.
Selv med de begrensningene som er i
det norske riggmarkedet, holder Total E&P
Norge fast ved sine planer om å bore rundt
seks opererte lete-/avgrensningsbrønner
i løpet av de tre neste årene. Garantianaprospektet er først ut i 2012, etterfulgt av
avgrensningsbrønner på både Norvarg og
Alve Nord i løpet av 2013. Vi er også svært
fornøyde med å ha blitt tildelt tilleggsområder i TFO-konsesjonsrunden i 2011.
Som eier av 90 utvinningstillatelser, hvorav
22 som operatør, har Total E&P Norge en
viktig rolle på den norske kontinentalsokkelen,
Vi er deleier i 35 produserende felt og har
den største reserveporteføljen i Norge blant
de internasjonale oljeselskapene.
Total E&P Norges produksjon i 2011 (287
kboe/d) utgjør rundt 12 prosent av produksjonen i TOTAL-konsernet og er den største
bidragsyteren blant datterselskapene.
Investeringene i 2011 utgjorde 12 milliarder
kroner og vil fortsette å vokse i årene fremover. I fjor realiserte vi også en engangsgevinst fra salget av våre interesser i transportnettverket Gassled. Alt i alt var 2011 et
av våre beste år i Norge. Aller viktigst er det
at Total E&P Norges ambisiøse HMS-mål
ble nådd i 2011.
boligplattform og en ny stor brønnhodeplattform på Ekofisk, samt gjenutbyggingen
av Eldfisk, går bra. Vi deltar også i flere
nye utbyggingsprosjekter i Nordsjøen og
Norskehavet med Statoil som operatør,
inkludert undervannsprosjektet på Åsgard
som benytter seg av banebrytende kompresjonsteknologi. Som lisenspartner er det
Total E&P Norges mål å spille en aktiv og
konstruktiv rolle der vi deler våre erfaringer
og ressurser til felles beste.
TOTAL driver utstrakt forsknings- og
utviklingsvirksomhet (FoU) i Norge, med
base i et eget forskningssenter i Stavanger.
I 2011 var det totale FoU-budsjettet på 220
millioner kroner, som i Norge kun overgås
av Statoil. Det er TOTALs mål å gjøre ny
teknologi tilgjengelig og dele denne når det
er nødvendig i lisensene.
Fjoråret var også et historisk år i Barentshavet da avtalen mellom Russland og Norge
om delelinjen i det tidligere ’Omdiskuterte
område’ trådte i kraft den 7. juli 2011. Det er
oppmuntrende å se at norske myndigheter
ønsker å sikre en rettidig åpning av disse
områdene for petroleumsaktivitet. Det er
TOTALs klare mål å delta aktivt med all vår
ekspertise i konkurransen om nye tildelinger
i Barentshavet og den østlige utvidelsen her.
Vi har vært til stede i Barentshavet siden de
første lisensene ble tildelt nord for 62. breddegrad i 1980, og er en av de store medeierne
i Snøhvit-utbyggingen og nå operatør for
Norvarg-funnet.
I løpet av de første månedene i 2012 har
vi blitt minnet om den iboende risikoen i vår
virksomhet. Gasslekkasjen på Elgin-feltet,
operert av vårt søsterselskap TOTAL E&P
UK, viste at vi må være ydmyke og årvåkne
i forhold til de utfordringene vi står ovenfor.
Vårt viktigste fokus er fremdeles å sørge for
et sikkert driftsmiljø. Sikkerheten kommer
alltid først!
Ekofisk-området, der ConocoPhillips er
operatør, er selskapets mest verdifulle aktivum
i Norge. Ekofisk Sør og Eldfisk II-prosjektene
ble godkjent i 2011, og byggingen av en ny
Martin Tiffen
Administrerende direktør
Total E&P Norge AS
5
styrets beretning
1
Innledning
Total E&P Norge AS (Total E&P Norge),
et heleid datterselskap i den franske
Total-gruppen, er engasjert i leting etter og
produksjon av hydrokarboner på den norske
kontinentalsokkelen. Styrets beretning og
regnskapet er utarbeidet med utgangspunkt
i forutsetningen om selskapets kontinuitet
og fortsatt drift, og etter styrets oppfatning
er dette berettiget.
2011 har vært et aktivt og vellykket år for
Total E&P Norge, og vi har fortsatt å bygge
på vårt solide fundament med langsiktig
satsing på, og kunnskap om den norske
kontinentalsokkelen. Som operatør har vi:
Boret to vellykkede letebrønner på
Norvarg i Barentshavet og Alve Nord
Norskehavet.
Fått godkjennelse av Plan for utbygging
og drift (PUD) for Atla.
Drevet PUD-søknaden for Hild gjennom
godkjennelse internt og fra partnere,
noe som gjorde det mulig å innlevere
PUD til myndighetene i januar 2012.
Søkt om Tildeling i forhåndsdefinerte
områder (TFO) 2011. Dette resulterte
i tilbud om fem nye operatørlisenser
og tre som partner, alle i Nordsjøen.
De viktigste hendelsene som partner:
Stortingets godkjennelse av PUD for
Ekofisk Sør og Eldfisk II.
Godkjennelse av Åsgard havbunnskompresjonsprosjektet og hurtigprosjekter
hvor Total er partner.
Når det gjelder helse, miljø og sikkerhet (HMS)
oppnådde Total E&P Norge sitt viktigste mål,
nemlig å unngå dødsulykker eller alvorlige
ulykker i 2011, i et miljø preget av høy aktivitet og strenge HMS-krav i forbindelse med
boring i Barentshavet og Norskehavet.
Produksjonen i 2011 nådde et årsgjennomsnitt på 287 tusen fat oljeekvivalenter pr dag.
Sett i sammenheng med økte olje- og gass-
priser, og sammen med pågående tiltak for
kostnadsstyring og engangsgevinster fra
salg av deltakereiendeler i Gassled, har dette
produksjonsnivået resultert i tilfredsstillende
økonomiske resultater for året.
Det viktige arbeidet og innsatsen som
våre ansatte legger ned innen eksisterende
aktiviteter, i tillegg til nye tildelinger i konsesjonsrundene, bekrefter selskapets engasjement og sterke stilling på den norske
kontinentalsokkelen.
2
Aktiviteter på den norske
kontinentalsokkelen
Styring av lisensporteføljen
21. februar 2011 undertegnet Total E&P Norge
en avtale med Bridge Energy AS om å kjøpe
og overta en 40 prosent andel i lisensene
PL554 og PL554B. Avtalen ble undertegnet
31. mai. Total E&P Norge er nå operatør for
denne lisensen, og som etter planen omfatter boring av en brønn i 2012.
10. september 2010 inngikk Total E&P
Norge, Statoil Petroleum AS (Statoil) og
ExxonMobil Leting og Produksjon Norge AS
(Exxon) en avtale som innebærer at de tre
selskapene skal levere en felles søknad om
en blokk ved siden av PL046 / PL072 / PL303,
og samkjøre eierandelene i området. Som
følge av transaksjonen, fikk Total E&P Norge
en ti prosent eierandel av PL072C fra Exxon,
en ti prosent eierandel av PL303B fra Statoil
og en ti prosent eierandel i PL569 i TFOrunden for 2010. Transaksjonene ble godkjent
av myndighetene i desember 2011 og fullført
i januar 2012.
Total E&P Norge og Statoil inngikk en
avtale 24. oktober 2011 som medførte at
selskapet overtok ytterligere to prosent i Hild
(PL040, PL043 og PL043BS). Som motytelse
overdro Total E&P Norge hele sin 2,5 prosent
eierandel i Valemon-enheten (fem prosent
i PL193B og PL193D) til Statoil. Avtalen ble
sluttført i januar 2012 før innlevering av PUD
for Hild, men med virkning fra 1. januar 2011.
Som et resultat av dette byttet, økte Total
E&P Norges andel som operatør for Hild fra
49 prosent til 51 prosent. Statoils andel
ble redusert fra 21 prosent til 19 prosent.
Den gjenværende andelen på 30 prosent
tilhører Petoro.
I juni 2011 gikk Total E&P Norge med på
å selge hele sin direkte og indirekte eierandel på 6,4 prosent i Gassled Joint Venture
til Silex Gas Norge AS. Salget ble godkjent
av norske myndigheter i desember 2011,
og salget ble gjennomført 24. januar 2012.
Det har bidratt til et positivt engangs nettoresultat på rundt NOK to milliarder i årsregnskapet for 2011. Salget er en del av gruppens
strategi om å fokusere på oppstrømseierandeler. Total E&P Norge vil selvsagt fortsette
å delta i den norske gassinfrastrukturen
som transportør.
Konsesjonsrunder
I Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO)
2010 4. februar 2011, ble Total E&P Norge
tildelt operatøransvaret med en eierandel på
100 prosent i PL585 (blokkene 6406/7 & 8)
i Norskehavet.
Selskapet ble også tildelt andeler i tre
lisenser, samtlige i Nordsjøen og med Statoil
som operatør. Disse andelene bestod av
en deltakerandel på 40 prosent i PL574, en
deltakerandel på ti prosent i PL569 og en
deltakerandel på fem prosent i PL193C.
I tråd med vår søknad for TFO 2011, fikk
Total E&P Norge tilbud om andeler i åtte nye
lisenser 16. januar 2012, alle i Nordsjøen.
Fem innebærer operatøransvar: To i den
sørligste delen av Nordsjøen: en 60 prosent
andel i PL618 og 50 prosent i PL619. De gjenværende tre lisensene ligger i nærheten av det
opererte Atla-feltet og Nord-Utsira-området,
og utgjør en andel på 40 prosent i PL102E,
40 prosent i PL102D og 40 prosent i PL627.
PL618 innebærer en fast brønnforpliktelse.
Avslutningsvis ble selskapet tildelt en
deltakerandel i tre lisenser operert av Statoil:
fem prosent i PL193E, ti prosent i PL046D
og ti prosent i PL104 B.
7
Leting
Boring
Operert
I august 2011 avsluttet borefartøyet West
Phoenix en vellykket leteboring av Norvargprospektet i PL535 i Barentshavet, ca 275
km nord for Hammerfest. En vellykket
produksjonstest ble gjennomført med god
strømningsrate. Foreløpige anslag beregner
størrelsen på funnet til mellom 10 og 50
milliarder Sm3 utvinnbar gass.
I oktober 2011 avsluttet boreriggen
Songa Delta en vellykket boring av letebrønnen på Alve Nord-prospektet (PL127)
på Haltenbanken. Både olje og gass ble
påvist i brønnen. Foreløpige anslag beregner
størrelsen på funnet til mellom 20 og 100
millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
Utbygging av funnet vil bli vurdert sammen
med øvrige felt i området.
Operert av andre
Total E&P Norge deltok i boringen av tre
letebrønner på den norske kontinentalsokkelen i 2011, alle operert av Statoil.
Det ble gjort to funn i Nordsjøen:
Ermintrude West i PL048 påviste gass,
og mulige utbyggingskonsepter vurderes
sammen med Dagny. Theta Nord Øst
i PL569 fant mindre mengder av gass/
kondensat, og lisensen vil vurdere funnet
sammen med andre nærliggende funn.
Letebrønnen i PL488 i Barentshavet ble
plugget og forlatt som tørr.
Gassen fra Hild vil bli eksportert gjennom
den nye 24” rørledningen som kobles opp
mot Frigg UK-rørledningen og Frigg UKterminalen ved St. Fergus (FUKA) i Skottland.
Kraftforsyningen vil skje gjennom en 170 km
lang undervannskabel fra Kollsnes til Hild.
Forventet produksjonsstart for Hild er fjerde
kvartal 2016.
I august 2011 avsluttet
borefartøyet West Phoenix
en vellykket leteboring av
Norvarg-prospektet i PL535
i Barentshavet, ca 275 km
nord for Hammerfest.
Atla
PUD for gassfunnet Atla i 2010 ble levert
OED 7. juli 2011 og godkjent av norske
myndigheter 4. november 2011. Atla vil
bygges ut som en sju kilometer lang tilkopling til eksisterende infrastruktur mellom
Skirne og Heimdal, med hydrokarbonprosessering på Heimdal. I 2011 var aktivitetene konsentrert rundt prosjekterings- og
innkjøpsfasene av prosjektet, og installasjon
offshore er planlagt i 2012 i forkant av den
planlagte oppstarten i oktober samme år.
Skirne
Skirne-feltet produserte bedre enn forventet
i 2011. Regulariteten på Skirnes havbunnsinstallasjoner har vært høy gjennom hele året,
mens den på vertsplattformen Heimdal har
vært lavere enn forventet.
Operert av andre
Høydepunkter fra utbyggingsprosjekter, evalueringer og drift
Operert
Statoil Barentshavet
Snøhvit-prosjektet i Barentshavet har hatt en
rekke mekaniske problemer siden oppstarten
av den første LNG-produksjonen i september
2007, og en del utfordringer gjenstår fortsatt.
Hild
Rettighetshaverne gjorde et konseptvalg for
Hild mot slutten av 2010, og dette innledet
før-prosjektfasen. Den grunnleggende
prosjekteringsfasen startet i september
2011. Prosjektet ble godkjent av partnerne
13. januar 2012, og Plan for utbygging og
drift (PUD) for Hild ble overlevert Olje- og
energidepartementet (OED) 19. januar 2012.
Konseptet for Hild-utbyggingen består
av en plattform med anlegg for hydrokarbonprosessering, gasseksport og boligkvarter.
Endelig olje/vannseparasjon vil skje på et
flytende lagrings- og lossefartøy (FSO) som
er fortøyd på feltet og som kobles til plattformen, før oljen losses til skytteltankskip.
8
Statoil og Shell Norskehavet
PUD for Åsgard havbunnskompresjonsprosjekt i Norskehavet ble innlevert til myndighetene i august 2011. Etterhvert som tiden
går vil trykket fra reservoarene bli for lavt
til å opprettholde en stabil strømning og
høy utvinningsgrad tilbake til plattformen.
For å kompensere for dette skal det installeres kompressorer på havbunnen nær brønnhodene for å øke trykket og derved også
øke utvinningen fra Midgard- og Mikkelfeltene. Avgjørelsen representerer et teknologisteg som kan bidra til økt utvinning og
levetid på modne felt. Total E&P Norge har
avgitt personell til prosjektet.
På den Shell-opererte Linnorm-utbyggingen
i PL255, ble det foretatt konseptvalg i 2011.
Konseptet er en utbygging med havbunnsbrønner og en 50 km lang undervannstilkopling til Draugen-plattformen. Partnerne
fortsetter å modne prosjektet mot en investeringsbeslutning i 2013.
På Åsgard er Nordøst-utbyggingen gjennomført, og produksjonsstart er planlagt
tidlig i 2012.
Statoil Nordsjøen
På Troll har to store prosjekter blitt godkjent i 2011. I juli godkjente styringskomitéen for Troll kontrakter for bygging av to
rigger i kategori D for produksjonsboring.
Kontraktene er for åtte år hver, med borestart i 2014/2015. Dette er del av en fireriggsstrategi for produksjonsboring på Troll.
Tredje og fjerde kompressorprosjekt ble godkjent i midten av september med planlagt
oppstart av de nye kompressorene i 2015.
I tillegg ble Troll innvilget tillatelse for økt gassutvinning av 30 Gsm3 for 2011, sammenlignet
med 24 Gsm3 for 2010.
Fra og med mai 2011 opplevde Visundfeltet en stans på flere måneder på grunn
av tekniske problemer med en del av stigerørene. De aktuelle stigerørene vil bli skiftet
ut i løpet av de neste årene.
Visund Sør, det første av Statoils nye
hurtigprosjekter, blir bygget ut som en undervannstilkopling til Gullfaks C. PUD ble innlevert i januar 2011, og den første oljen er
ventet i 2012. Hurtigprosjektet på Visund Nord
ble godkjent i november 2011, og første olje
er ventet i 2013.
På Oseberg var det høy aktivitet ved feltsenteret i 2011 for å redusere vedlikeholdsog modifikasjonskøen, og for å fremskynde
store prosjekter som boreforbedring og opppussingen av boligkvarteret på Oseberg B.
Utbyggingen av Stjerne (tidl. Katla), en
undervannssatellitt til Oseberg Sør, ble
godkjent av lisenspartnerne i april 2011,
og PUD ble godkjent av myndighetene i
september. Prosjektet tar sikte på produksjonsstart tidlig i 2013, og vil bli bygget ut
i henhold til Statoils retningslinjer for hurtigprosjekter.
I Heimdal-området ble produksjonen på
Heimdal-feltet stoppet mot slutten av året,
grunnet bekymring for brønnintegriteten.
Produksjonen på Vale er fremdeles stengt
på grunn av mislykket voksfjerning i kondensateksportledningen fra Heimdal til Brae.
Hurtigprosjektet Vilje Sør ble godkjent i
september 2011. Dette er en tilleggsbrønn
på Vilje-feltet som er tilkoblet eksisterende
infrastruktur på havbunnen.
Glitne-lisensen har godkjent boring av en ny
brønn på feltet i 2012. Etter at OED innvilget
lisensutvidelse i januar 2012, har produksjonsperioden blitt forlenget til slutten av 2014.
På grunn av lavtrykksproduksjonsmodus
og bedre brønnproduktivitet enn forventet
har produksjonen på Huldra vært høyere
enn forventet.
To Sleipner Vest Beta-brønner ble satt i
produksjon i april 2011 fra Sleipner B og har
gitt gode resultater. I løpet av 2011 vurderte
Sleipner A flere søknader om tredjepartsbruk (Luno /Draupne, Dagny/Ermintrude,
Eirin, Varg). I tillegg ble tredjepartsfeltprosjektet Gudrun igangsatt – et prosjekt som
vil bidra til kostnadsdeling i fremtiden.
Dagny /Ermintrude- og Eirin-partnerne
godkjente konseptvalget i desember 2011.
Dagny /Ermintrude-utbyggingen består av
en bemannet fundamentbasert plattform
hvor olje blir prosessert på plattformen,
og losset fra en flytende lagringsenhet.
Gassen transporteres til Sleipner A. Eirinfeltet vil bli bygget ut som en undervannstilkopling til Dagny/Ermintrude-plattformen.
Hurtigprosjektet Vigdis Nord Øst ble
godkjent av lisenspartnerne i april 2011.
Konseptet for Hild-utbyggingen
består av en plattform med
anlegg for hydrokarbonprosessering, gasseksport
og boligkvarter. Forventet
produksjonsstart for Hild
er fjerde kvartal 2016.
Prosjektet inkluderer installasjon av en
havbunnsbrønnramme (installert i november
2011) og boring av fire undervannsbrønner.
Produksjonen forventes å starte tidlig i 2013.
For Snorre 2040-prosjektet har man
gjennomgått scenarioene, og konseptvalg
er planlagt mot slutten av 2012.
ConocoPhillips Ekofisk-området
Den nye, innleide midlertidige boligenheten
ble mobilisert og tatt i bruk ved Ekofiskkomplekset i august 2011. Arbeidet med det
nye permanente Ekofisk bolig- og feltsenterprosjektet fortsatte gjennom hele 2011.
Overstellet bygges ved SMOE i Singapore
og stålunderstellet ved Kværner i Verdal.
Kostnadsprognosen er innenfor budsjett.
Ekofisk Sør-prosjektets mål er å øke produksjon og utvinning ved utvidet tilleggsproduksjonsboring og iverksetting av
vanninjeksjonsstøtte i de sørlige områdene
av feltet. Prosjektet ble godkjent av lisenspartnerne i februar 2011, og PUD ble godkjent av Stortinget i juni 2011. En ny brønnhodeplattform, som skal kobles opp mot
Ekofisk-komplekset, blir bygget av Kværner
Egersund, overstellsbroen og stålunderstellett bygges av Dragados Offshore i Cádiz.
Et nytt undervannsvanninjeksjonsanlegg
bygges av FMC Technologies Norge. Boring
av brønnene vil bli utført av oppjekkbare
borerigger som allerede er kontrahert.
Prosjektet er innenfor budsjett og i rute
med første oljeutvinning i desember 2013
og første vanninjeksjon i september 2013.
Ekofisk Sør-prosjektets mål
er å øke produksjon og utvinning
ved utvidet tilleggsproduksjonsboring og iverksetting
av vanninjeksjonsstøtte i de
sørlige områdene av feltet.
Eldfisk II-prosjektets mål er å gjenutbygge
Eldfisk- og Embla-feltene slik at de også
kan benyttes etter 2015. Prosjektet ble
godkjent av lisenspartnerne i februar 2011,
og PUDen ble godkjent av Stortinget
i juni 2011. En ny brønnhode-, prosessog boligplattform ved Eldfisk-komplekset
blir bygget av Kværner Stord, mens overstellsbroer og stålunderstellet bygges
av Dragados Offshore i Cádiz. Den nye
plattformen vil bli koblet opp mot Eldfiskkomplekset. Eksisterende plattformer ved
Eldfisk og Embla vil bli bygget om, modifisert og/eller oppgradert. En ny oppjekkbar
borerigg, som skal gjennomføre hoveddelen av borekampanjen er kontrahert,
og er for tiden under bygging ved Jurongverftet i Singapore. Prosjektet er innenfor
budsjett og i rute med første oljeproduksjon
i januar 2015.
Med mål om å øke produksjon og utvinningsgraden, gjennomføres nå undersøkelser
for å gjenutbygge Tor-feltet for produksjon
utover 2015.
Undersøkelser med tanke på en revitalisering av tidligere produserte felt, samt funn
i området, fortsetter i lisensen.
Avslutningsarbeidet i Ekofiskområdet
er i rute og ligger under budsjett i 2011,
og arbeidet vil fortsette i 2012.
3
Økonomiske
høydepunkter
3.1 Kommentarer til
resultatregnskapet
Produksjonsvolumer
I 2011 var den gjennomsnittlige produserte
mengden 287 tusen fat oljeekvivalenter (kboe)
pr dag, 7,4 prosent under 2010-nivået som
hadde en årlig gjennomsnittsproduksjon på
310 tusen fat oljeekvivalenter pr dag. Av dette
kom 40 prosent kboe fra gassproduksjon,
noe som tilsvarer et gjennomsnitt på 17,5
millioner standard kubikkmeter pr dag.
Generelt ble produksjonen i 2011 påvirket
av forsinkelser i boringen i Ekofiskområdet
og driftsstans på Snøhvit. En del stigerør
og boreproblemer reduserte produksjonen
i Tampen-området (Visund og Snorre), og
gassløft på Troll ble lavere enn beregnet.
På den annen side ble produksjonen på
øvrige felt bedre enn forventet.
I 2011 var andelen på 39,9 prosent i Ekofiskområdet fortsatt den største bidragsyteren
i forhold til produksjon, tilsvarende 35,2
prosent av selskapets samlede utvinning.
Inntekter
I 2011 var våre årlige inntekter NOK 51 326
millioner, sammenlignet med NOK 47 777
millioner i 2010. Inntektene rapportert for
2010 inkluderer en gevinst på NOK 1 504
millioner for avhending av deltakerandeler
i Valhall- og Hod-lisensene, samt forsikringserstatning i forbindelse med skadene Ekofisk
W-plattformen fikk i 2009. Råolje og gassalg
bidro med NOK 49 129 millioner i 2011,
sammenlignet med NOK 42 267 millioner
i 2010. Høyere realiserte priser for væsker
kompenserte for lavere volum.
Gjennomsnittsprisen oppnådd for olje og
kondensat var USD 112,89 pr fat, en økning
på 40,4 prosent sammenlignet med USD
80,4 pr fat i gjennomsnitt i 2010. Inntekter
fra olje og andre væsker var på NOK 37 263
millioner, sammenlignet med NOK 31 160
millioner i 2010.
Årlig gjennomsnittspris på gassleveranser
fra selskapet i 2011 (innbefattet LNG) økte
vesentlig sammenlignet med 2010. For gassleveranser under langsiktige salgsavtaler
økte prisene, og reflekterte situasjonen for
oljeprodukter som de er knyttet til med noen
få måneders forsinkelse. Pris for spot gassalg
viste en betydelig forbedring sammenlignet
9
med 2010. LNG-prisene økte som et resultat
av kommersiell optimalisering av solgt LNG
fra Snøhvit LNG-anlegget.
Gassinntektene var i 2011 på NOK 11 866
millioner, en økning fra NOK 11 107 millioner
foregående år.
Selskapet ble i 2011 påvirket av at den
norske kronen styrket seg mot de fleste andre
valutaer. Selskapets regnskap er i norske kroner,
mens alle væskesalgsinntekter er i US dollar
og gassalg hovedsakelig faktureres i euro,
britiske pund eller US dollar. Gjennomsnittlig
valutakurs for NOK/USD ble 5,6, ned 7,3 prosent
sammenlignet med 6,04 i 2010. Den gjennomsnittlige valutakursen NOK/EUR var 7,8, ned
2,5 prosent sammenlignet med 8,00 i 2010.
Tariffinntekt på NOK 2 076 millioner inkluderer transporttariffer og foredlingsavgifter.
Det er 19 prosent lavere enn 2 565 millioner
realisert i 2010 på grunn av en lavere deltakerandel i Gassled-aktiva i løpet av 2011.
Driftskostnader
Etter fradrag av gebyrer til partnere, utgjorde
netto driftskostnader NOK 15 141 millioner,
sammenlignet med NOK 18 003 millioner i 2010.
Denne reduksjonen er i stor grad resultat
av endringene i selskapets vurderingsmetoder vedrørende mer/mindre produksjonsposisjoner for olje, gass, kondensat og LNG,
som verdsettes til de senest kjente prisene
på overdragelsesdagen i stedet for produksjonskostnaden. Ved å bruke denne nye tilnærmingsmåten, økte produktbeholdningen
i 2011 med NOK 3 221 millioner. Den påløpte
effekten etter skatt av denne endringen er
på NOK 680 millioner.
Total E&P Norge har solgt sin deltakerandel i Gassled-aktiva i løpet av 2011 til
Silex Gas Norway AS. Dette salget bidro
til et positivt netto engangsresultat på ca
NOK 2,5 milliarder, ført delvis som ‘øvrige
driftskostnader’ og dels som nåværende
og utsatt skatt. Produksjons- og transportutgifter var lavere enn først anslått, hovedsakelig grunnet arbeidsglidning fra 2011 til
2012 (særlig i Ekofisk-området). De var også
lavere enn i 2010, hovedsakelig grunnet
reduksjon i transportkostnader.
Total E&P Norge har oppnådd flere tekniske
suksesser innen leting i løpet av året (særlig
i opererte lisenser), og tilhørende kostnader
har derfor blitt kapitalisert for videre økonomisk vurdering.
Bokført verdi av lisensanskaffelser av en
del aktiva har blitt nedskrevet i løpet av året,
og gitt en liten økning i avskrivningskostnader for 2011 sammenlignet med 2010.
10
Nettoinntekt
Resultat før skatt i 2011 var NOK 35 971
millioner sammenlignet med NOK 29 539
millioner i 2010. Etter å ha tatt hensyn til
betalbar og utsatt skatt på NOK 26 262
millioner, var nettofortjenesten for året
NOK 9 709 millioner, sammenlignet med
NOK 9 354 millioner i 2010.
3.2 Kommentarer til
kontantstrømoppstillingen
til viktige utbyggings- og letekostnader,
og produserende aktiva har blitt lavere på
grunn av avhendingen av deltakerandelen
i Gassled.
Sum omløpsmidler økte med NOK 5 363
millioner til NOK 12 191 millioner. Denne
økningen er et resultat av endringene i
selskapets vurderingsmetode vedrørende
mer/mindre produksjonsposisjoner og
utestående fordringer ved årsslutt i forbindelse med Gassled-transaksjonen.
Egenkapital og gjeld
Kontantstrøm
Kontantstrømmen fra drift var NOK 19 276
millioner sammenlignet med NOK 13 711
millioner i 2010. Alle kapitalbehov for året
ble dekket av konserninterne ressurser.
Investeringer
Investeringene var på totalt NOK 10 410
millioner (inkludert leting, avgrensning og
kapitaliserte renter), og utgjør en økning på
25,3 prosent sammenlignet med NOK 8 308
millioner i 2010. De største investeringene
var i forbindelse med innretninger og boring
i Ekofiskområdet (spesielt de nye prosjektene knyttet til Ekofisk Sør og Eldfisk II), og
tilleggsinvesteringer i Åsgard- og Visundfeltene. I tillegg har Total E&P Norge også
i 2011 hatt en betydelig leteaktivitet.
Den samlede egenkapitalen har økt med
NOK 109 millioner til NOK 6 698 millioner
etter tildeling av avsatt utbytte. Total gjeld
har økt med NOK 5 463 millioner til NOK
55 724 millioner, i hovedsak på grunn av
økningen i skyldig skatt. Ved slutten av
2011 ble de langsiktige lånefinansieringsordningene som selskapet har hos tilknyttede selskaper ikke benyttet.
Avsatt utbytte
Det anbefales en utbetaling av NOK 9 600
millioner i utbytte.
3.4 Kommentarer vedrørende
den økonomiske risiko
Markedsrisiko
Salg av eiendom, anlegg og utstyr
Ettersom eierskap i de norske midtstrøms
gasstransportaktiva ikke lenger ble ansett som
en del av kjernevirksomheten til selskapet,
solgte Total E&P Norge sin deltakerandel i
Gassled-systemet med virkning fra 1. januar
2011 for NOK 4,6 milliarder.
Finansiering
Ved årsslutt var finansieringsordninger på
plass hos et tilknyttet selskap på NOK 5 000
millioner. Det utgjør lån og kassekreditter for
å møte estimerte krav. Selve kontantstrømsituasjon for selskapet har bidratt til å
begrense kredittbehovet i løpet av året.
3.3 Kommentarer til
balanseregnskapet
Selskapet er eksponert for endringer i
valutakurser, spesielt i USD og EUR, siden
selskapets inntekter hovedsakelig er i disse
to valutaene, og for endringer i olje- og gassprisene. Selskapet sikrer seg mot risikoen
i forbindelse med bokført råoljesalg i utenlandsk valuta og for en vesentlig del av
sitt gassalg.
Selskapet er også eksponert for endringer
i rentesatsene, siden selskapets gjeld har
en flytende rentesats.
Kredittrisiko
Risiko knyttet til motparters mislighold av
sine forpliktelser anses som lav, siden
selskapets salg hovedsakelig er til selskap
i TOTAL-gruppen eller andre store konsern.
Selskapet har ikke realisert tap på fordringer
i løpet av de foregående år.
Anleggsmidler
Likviditetsrisiko
Totale anleggsmidler økte til NOK 50 232
millioner etter nedskrivninger og avskrivninger.
Men to hovedendringer førte til betydelige
endringer i analysen av varige driftsmidler:
Total E&P Norge økte sine aktiva i forhold
Selskapets likviditet vurderes som tilfredsstillende. Det forventes at selskapet vil være
i stand til å finansiere sitt fremtidige behov
for kontanter gjennom driftsinntektene og
interne lån innen TOTAL-gruppen.
4
Ansatte og organisasjon
Ved utgangen av 2011 var det totalt 353
ansatte i selskapet. Dette tallet omfatter
246 lokale arbeidstakere, 57 ekspatrierte
arbeidstakere og 14 integrerte kontraktører i Total E&P Norge AS’ organisasjon.
Det totale antallet omfatter også 36 arbeidstakere på utenlandsoppdrag eller på oppdrag hos partnerne i Norge.
Total E&P Norge forbereder organisasjonen på ny operert aktivitet i forbindelse
med Hild- og Atla-utbyggingene. En omfattende rekrutteringsprosess er i gang, og vil
vare i flere år. Det nåværende arbeidsmarkedet for erfarne fagpersoner i Stavangerregion er stramt, men selskapet vil ikke gå
på akkord når det gjelder kompetanse- og
kvalifikasjonskrav. I tillegg til rekruttering,
gjøres det også en betydelig innsats i å
legge til rette for utvikling av arbeidstakere
som allerede er i organisasjonen.
Total E&P Norge har en meget
internasjonal organisasjon.
Ved årsslutt var 23 forskjellige
nasjonaliteter representert
i organisasjonen. Mangfold
og internasjonalisering har
vært prioriterte områder
i flere år, og er en del av vår
langsiktige strategi.
Total E&P Norge har en meget internasjonal
organisasjon. Ved årsslutt var 23 forskjellige
nasjonaliteter representert i organisasjonen.
Mangfold og internasjonalisering har vært
prioriterte områder i flere år, og er en del
av vår langsiktige strategi. Vår lokale stab
omfatter i alt 104 kvinner. I lederstillinger
er 22 prosent av arbeidstakerne kvinner.
I 2011 rekrutterte selskapet 33 nyansatte.
Tolv personer arbeider deltid i selskapet,
elleve av disse er kvinner. Resten av personalet er i fulltidsstillinger.
40 prosent av de lokale arbeidstakerne er
fagforeningsmedlemmer i en av de følgende
organisasjonene: TEKNA, IndustriEnergi
Avdeling 268, EANOF og NITO.
Total E&P Norge er medlem av OLF, Oljeindustriens Landsforening, 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.
FoU-målene for Total E&P Norge fokuserer
på utfordringer i forbindelse med norsk
kontinentalsokkel, mens TOTAL-gruppen
skaffer tilgang til betydelige forskningsresultater i Frankrike og andre steder.
Oljedirektoratet (OD) 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.
Forskningsprogrammene som
Total E&P Norge er involvert i dekker tre
tekniske områder: underegrunn, inkludert
bore- og brønnteknologi, utvinning og miljø.
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 til veiledning av
sju studenters doktorgrader i 2011.
6
HMS-resultater,
operert aktivitet i 2011
Selskapet oppfylte sin hovedmålsetting –
å unngå dødsulykker eller alvorlige ulykker
i 2011. Det var dessverre to registrerbare
skader i løpet av året, begge var fraværsulykker (LTI). En av skadene skjedde på en
borerigg. En person løftet en ventil med
hånden i verkstedet, og fikk to fingre i klem
under løfteoperasjon. Den andre fraværsulykken skjedde på et undersøkelsesskip
der en person fikk en finger i klem i luken
på et utstyrsbur. Resultatet var et mindre
brudd i fingertuppen. Ingen av hendelsene
hadde et større risikopotensial.
Målsettingen med å fullføre minst 94
prosent av HMS-programmet for 2011
ble oppfylt – med oppnådde 98 prosent.
De fleste aktivitetene i programmet har
som mål å bedre HMS-standardene i
opererte aktiviteter, f.eks. boreoperasjoner
på Norvarg og Alve Nord. Det ble gjort en
særlig innsats under boringen av Norvargbrønnen i Barentshavet der det forventes
og kreves en høy HMS-standard. Miljøstyring, håndtering av borekaks, og solid
beredskap er eksempler på områder der
det er innført høyere standard sammenlignet
med boring lengre sør. HMS-resultatene
gjennom hele arbeidsoperasjonen viste
seg å være tilfredsstillende.
I alt ble det gjennomført 77 tilsyn og verifiseringer i 2011. Hoveddelen var i forbindelse
med verifikasjon av marine fartøyer. I 2011
var sykefraværet i selskapet 1,9 prosent,
sammenlignet med 2,0 prosent i 2010, mens
det totale sykefraværet (ansattes eget sykefravær og permisjon pga. barns sykdom)
var 2,1 prosent.
I tillegg ble det gjennomført en kampanje
blant de ansatte for å fremme og registrere
fysisk aktivitet. Det ble også gjennomført
en kampanje for å redusere nakke-, skulderog ryggsmerter, samt at ansatte ble tilbudt
sjekk for endetarms- og prostatakreft.
Selskapet har en rehabiliteringskomité
som er ansvarlig for å skaffe relevant hjelp
til arbeidstakere som er langtidssyke.
7
Miljøregnskap
og påvirkning
Miljømålene for året ble oppfylt med null
utslipp fra selskapets aktiviteter som ville
krevd varsling til Petroleumstilsynet. Videre
ble målsettingen om ingen negativ innvirkning på det marine miljøet oppnådd for boreoperasjonene på Norvarg og Alve Nord.
Det har jevnlig blitt utført konsekvensutredninger og risikoanalyser av våre aktiviteter. Disse har tatt utgangspunkt i offshore
miljøovervåking og inngående kjennskap
til miljøpåvirkningen som følger med bruken
av, og utslipp av de kjemikaliene vi benytter
i tillegg til miljøet rundt våre innretninger,
samt sannsynlighet, varighet og beregnet
mengde for en eventuell utblåsing.
11
Kjemikaliebruk og utslipp
fra boring / 2011
(tonn)
Norvarg
Alve Nord
brukt
eksportert
utslipp
brukt
eksportert
utslipp
brukt
Sum grønne stoffer
3 111
2 049,1
213,91
2 321,7
861,57
814,01
5 433
2 911
1028
Sum gule stoffer
124,2
79,8
0,364
349,95
2
10,65
474
346
11
Sum røde stoffer
0,651
0
0
0,93
0,93
0
1,58
0,93
0
Sum sorte stoffer
1,47
0
0
9,31
0
0
10,8
0
0
Basert på konklusjonene i disse vurderingene, og prinsippet om at selskapet alltid
skal følge myndighetenes krav og selskapets
regler alt etter hvilke som er de strengeste,
har vi full tiltro til at Total E&P Norge styrer
miljøpåvirkning av sine aktiviteter på en god
måte. Sertifiseringen i henhold til ISO 14001standarden er opprettholdt. Det periodiske
tilsynet gjennomført av Det norske Veritas
Certification AS påviste kun mindre avvik
som er korrigert, eller som vil bli korrigert før det nye resertifiseringstilsynet.
Detaljerte opplysninger om vårt miljøregnskap og dets påvirkning er tilgjengelig i den
årlige utslippsrapporten som er fremlagt
gjennom det felles elektroniske rapporteringsformatet for Klima- og forurensningsdirektoratet, Oljedirektoratet (OD) og
Oljeindustriens Landsforening (OLF).
Denne rapporten er tilgjengelig fra OLFs
nettsted (www.olf.no).
To rapporter ble utarbeidet for å vurdere
om miljømålene for Norvarg og Alve Nordbrønnene – ingen innvirkning på det marine
miljøet – ble oppfylt. Denne vurderingen
konkluderte med at det ikke var observert
noen vesentlig innvirkning på det marine
miljøet. Fysisk innvirkning på sedimentmiljøet var begrenset til den umiddelbare
nærhet av brønnlokaliteten som følge av
deponering av borekaksmateriale.
Når det gjelder produksjonen og driften
av det opererte Skirne-feltet, var det ingen
større endringer i utslipp sammenlignet
med tallene rapportert for 2011.
Utslippsregnskapet for både Norvargog Alve Nord-brønnene er angitt i tabellen
ovenfor, inkludert miljøvurdering av kjemikalier som ble sluppet ut.
Sorte kjemikalier dekker hydrauliske oljer
brukt på riggen og som ikke har HOCNF-data.
I tillegg til 7 751 tonn vannbasert slam og
borekaks fra Norvarg og Alve Nord som ble
deponert på stedet, ble i alt 1 907 tonn oljebasert slam og borekaks fraktet til land for
behandling.
CO2- og NOX-utslippene til luft fra opererte
aktiviteter i 2011 vises i grafene nedenfor.
NOx -utslipp fra drifts- og
støtteaktiviteter (tonn)
CO2 -utslipp fra drifts- og
støtteaktiviteter (1 000 tonn)
400
329
20
19,9
300
15
200
10
62
100
0
6,5
5
0
norvarg
12
totalT
alve nord
norvarg
alve nord
8
eksportert
utslipp
Utsikter for 2012
Styret er av den oppfatning at 2012 vil være
et viktig år for Total E&P Norge når det
gjelder å sikre fremtidig vekst og utvikling
som en viktig operatør på den norske
kontinentalsokkelen (NKS).
Med innleveringen av PUD for Hild
til norske myndigheter i januar 2012, og
forutsatt Stortingets godkjennelse, vil
Total E&P Norge gå inn i gjennomføringsfasen av en utbygging som fører fram til
en betydelig egenoperert produksjon.
Kombinert med et meget høyt aktivitetsnivå i alle deler av organisasjonen, er utfordringene i 2012 mange. Styret ønsker å
trekke frem noen av disse:
Oppfylle selskapets krevende helse-,
miljø- og sikkerhetsmål.
Vellykket ferdigstillelse og oppstart av
operert Atla-produksjon, som planlagt
og innen budsjett i oktober.
Stortingets godkjenning av PUD for Hild i
løpet av sommeren 2012. Planmessig fremdrift i Hild-utbyggingen i tett samarbeid
med våre hovedkontraktører med tanke
på planlagt produksjonsstart sent i 2016.
Vellykket gjennomføring av boring og
testing av Garantiana-prospektet i PL554
i Nordsjøen, og forberedelser av avgrensningsbrønnene på Norvarg og Alve Nordfunnene i henholdsvis Barentshavet og
Norskehavet til planlagt tid. Håpet er at
ett eller flere av disse prosjektene kan
føre til fremtidig feltutbygging.
Være en aktiv og konstruktiv partner med
innflytelse på nøkkelbeslutninger innen
vår portefølje av ikke-opererte lisenser.
Særlig oppmerksomhet vil bli viet Ekofisk
Boligkvarter, Eldfisk II og Ekofisk Sørprosjektene med tett oppfølgning av
kostnadsutvikling og fremdriftsplan.
Fortsette å søke etter nye lisenser og
operatøransvar gjennom søknader i den
22. konsesjonsrunden og TFO 2012,
i tillegg til porteføljeoptimaliseringsaktiviteter.
Opprettholde og rekruttere nødvendig
kompetanse for vårt fremtidige aktivitetsnivå.
Total E&P Norge legger stor vekt på selskapets sosiale ansvar, og at selskapets
ansatte og samarbeidspartnere overholder
de etiske retningslinjer som er fastsatt av
TOTAL-gruppen.
I forhold til rammebetingelsene på
norsk sokkel som berører vår bransje,
kan følgende trekkes frem:
Økningene i oljeprisene i 2007/2008 var
knyttet til vesentlige kostnadsøkninger på
norsk sokkel som har fortsatt inn i 2011.
Dette skaper bekymring i forhold til den
marginale lønnsomheten i mange nye feltutbygginger på norsk sokkel, og selv om
oljeprisen har styrket seg i løpet av 2011
er gassprisen fortsatt lavere på et energisammenligningsgrunnlag.
Styret merker seg overenskomsten
mellom Norge og Russland vedrørende
det tidligere omstridte området i det
østlige Barentshavet, og uttalelsene fra
olje- og energiministeren om å foreslå en
åpning av dette nye området for lisenser
for Stortinget i første halvdel av 2013.
Disse tiltakene vil, sammen med omfattende tilbud om nye lisenser i den
22. konsesjonsrunden, sikre petroleumsindustrien viktig og god tilgang til nye
letearealer i de nordlige farvann.
Etter hvert som store deler av den norske
kontinentalsokkelen modnes, vil man
legge mer vekt på håndtering av levetidsforlengelse for modne felt og innretninger,
særlig gjennom tilkopling av mindre satellittfunn og/eller mer utfordrende reservoarer.
Dette krever en utvikling av ny tenkemåte
i retning av kostnadseffektivitet, teknologier som muliggjør dette og mer standardiserte løsninger. Dette er noe alle aktører
i bransjen må forholde seg til – myndigheter, oljeselskaper, leverandører og
tjenesteleverandører.
Styrets generelle optimisme
for selskapets fremtidige
utvikling bygger på vår
tillit til kvaliteten og
kompetansen til selskapets
medarbeidere her i Norge.
9
regnskap
Regnskapet for 2011 med noter presenteres
i denne årsrapporten. Vi kjenner ikke til
noen saker som ikke omhandles av denne
rapporten eller regnskapene som er av
betydning ved vurderingen av selskapets
stilling pr 31. desember 2011 og dermed
av årsresultatet.
I samsvar med lovens krav foreslås det
at selskapets nettofortjeneste fordeles som
følger:
NOK 9 709 000 000
Nettoinntekt
Til tilbakeholdt kapital NOK 109 000 000
Utbytte NOK 9 600 000 000
Selskapets økonomiske resultater i 2012
avhenger av at vi når våre produksjonsog kostnadsmål, og er delvis avhengig
av gjeldende hydrokarbonpriser og utenlandske valutakurser.
Styrets generelle optimisme for selskapets fremtidige utvikling, slik den kommer
til uttrykk ovenfor, bygger på vår tillit til
kvaliteten og kompetansen til selskapets
medarbeidere her i Norge.
Styret i TOTAL E&P NORGE AS // 7. Mars 2012
Patrice de Viviès
Eric Denelle
Odd Roger Enoksen
Dominique Paul Marion
Tom Ruud
Kristine Holm*
Line Steinnes*
Olav Steffensen*
MARTIN TIFFEN
Jean-Pierre Sbraire
styreformann
Harriett Elizabeth Dreyer*
* ANSATTErepresentaNTER
administrerende Direktør
13
resultatregnskap
Millioner kroner
Noter
2011
2010
Variasjon
1
49 129
42 267
6 862
2 076
2 565
–489
121
2 946
–2 825
51 326
47 777
3 548
DRIFTSINNTEKTER
Olje- og gassalg
Tariffinntekter
Diverse inntekter
SUM DRIFTSINNTEKTER
DRIFTSKOSTNADER
Kjøp av gass
Lønn og sosiale kostnader
3, 4
Konsesjons-, produksjons- og diverse avgifter
Produksjons- og transportkostnader
186
209
–23
628
707
–79
481
520
–39
8 122
8 434
–312
Letekostnader
237
189
48
Administrasjonskostnader
206
213
–7
7
1 583
1 545
38
10
6 365
6 183
182
–3 221
2
–3 223
554
0
554
DRIFTSKOSTNADER
15 141
18 003
–2 549
DRIFTSRESULTAT
36 185
29 774
6 097
Avsetninger for nedstengnings- og fjerningskostnader
Avskrivninger
5, 6
Netto mer-/(mindre-) uttak av olje og gass
Diverse kostnader
2
FINANSINNTEKTER OG (FINANSKOSTNADER)
Finansinntekter
8
89
50
39
Finanskostnader
8
–206
–315
109
Inntekt på investering i datterselskap og tilknyttet selskap
37
89
–52
Netto agio/(disagio)
–133
–59
–74
NETTO FINANSINNTEKTER / (FINANSKOSTNADER)
–213
–236
22
35 971
29 539
6 118
25 137
21 165
3 972
ORDINÆRT RESULTAT FØR SKATTEKOSTNAD
Betalbar skatt
9
Utsatt skatt
9
ÅRSRESULTAT
1 125
–981
2 106
9 709
9 354
355
OVERFØRINGER
Avsatt til utbytte
13
9 600
9 400
200
Annen egenkapital
13
109
–46
155
9 709
9 354
355
SUM OVERFØRINGER
15
BALANse
Millioner kroner / pr 31. DEsEMBER
Noter
2011
2010
Variasjon
10
794
1 200
–406
794
1 200
–406
ANLEGGSMIDLER
IMMATERIELLE EIENDELER
Oppkjøp av lisenser
SUM IMMATERIELLE EIENDELER
VARIGE DRIFTSMIDLER
8, 10
Bygninger
235
333
–98
41 188
44 493
–3 305
Produksjonsanlegg – under utførelse
5 573
1 969
3 604
Letebrønner – under utførelse
Produksjonsanlegg – ferdige
2 081
1 472
609
Maskiner, biler og inventar
62
74
–12
SUM VARIGE DRIFTSMIDLER
49 139
48 341
798
11
200
342
–142
4
0
26
–26
FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
Aksjer
Netto pensjonsmidler
Langsiktige fordringer
99
111
–12
299
480
–180
50 232
50 021
212
405
320
85
Netto (mer-)/mindreuttak av olje og gass
3 643
422
3 221
SUM VARER
4 047
742
3 306
SUM FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
SUM ANLEGGSMIDLER
OMLØPSMIDLER
VARER
Lagerbeholdning
FORDRINGER
Kundefordringer
4 211
5 551
–1 340
Andre kortsiktige fordringer
3 932
208
3 724
SUM FORDRINGER
8 143
5 758
2 384
0
328
–328
SUM OMPLØPSMIDLER
12 191
6 829
5 363
SUM EIENDELER
62 423
56 850
5 573
BANKINNSKUDD, KONTANTER OG LIGNENDE
16
12
12
Noter
2011
2010
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
157
48
109
157
48
109
6 698
6 589
109
Millioner kroner / pr 31. DEsEMBER
EGENKAPITAL
INNSKUTT EGENKAPITAL
SUM INNSKUTT EGENKAPITAL
OPPTJENT EGENKAPITAL
Annen egenkapital
13
SUM OPPTJENT EGENKAPITAL
SUM EGENKAPITAL
GJELD
LANGSIKTIGE AVSETNINGER
Pensjonsforpliktelser
4
520
464
56
Utsatt skatt
9
15 337
14 232
1 105
Avsetning for nedstengnings- og fjerningskostnader
10 324
8 973
1 351
26 180
23 670
2 511
0
1 000
–1 000
Annen langsiktig gjeld
126
129
–3
SUM ANNEN LANGSIKTIG GJELD
126
1 129
–1 003
7, 15
SUM LANGSIKTIGE AVSETNINGER
ANNEN LANGSIKTIG GJELD
Lån fra selskap i samme konsern
14
KORTSIKTIG GJELD
Kassakreditt
12
404
0
404
Leverandørgjeld og skyldige omkostninger
12
3 066
2 272
794
46
39
7
16 246
13 699
2 547
9 600
9 400
200
56
53
3
SUM KORTSIKTIG GJELD
29 418
25 463
3 955
SUM GJELD
55 724
50 261
5 463
SUM EGENKAPITAL OG GJELD
62 423
56 850
5 573
330
319
Skyldige offentlige avgifter
Betalbar skatt
9
Avsatt utbytte
Annen kortsiktig gjeld
Garantiansvar
3
17
KONTANTSTRØMOPPSTILLING
Millioner kroner
2011
2010
Variasjon
KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
Ordinært resultat før skattekostnad
35 971
29 539
6 432
Betalbar skatt
–25 137
–21 165
–3 972
Avskrivninger
6 365
6 183
182
Langsiktige avsetninger
1 548
659
889
529
–1 504
2 033
19 276
13 711
5 565
Fordringer og forskuddsbetalinger
–2 384
–407
–1 977
Lagerbeholdninger
–3 306
37
–3 343
Tap /(gevinst) ved avhendelse av driftsmidler
Tilskudd fra driften (cash flow)
Kontantstrøm fra endringer i:
Leverandørgjeld og påløpne utgifter
Skattegjeld
Langsiktige fordringer
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
804
–579
1 383
2 547
3 152
–605
12
13
–1
16 948
15 927
1 021
–10 410
–8 308
–2 102
KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
Investeringer i driftsmidler
Innbetalinger ved salg av driftsmidler
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
3 788
6 403
–2 615
–6 622
–1 905
–4 717
–1 000
–6 000
5 000
–3
–1 031
1 028
KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
Økning/(nedgang) i lån fra selskap i samme konsern
Økning/(nedgang) i andre langsiktige lån
Økning/(nedgang) kassekreditt
404
–861
1 265
Utbetalt utbytte
–9 400
–5 800
–3 600
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
–9 999
–13 692
3 693
Netto endringer i kontanter og ekvivalenter
328
328
0
Beholdninger av kontanter og ekvivalenter 01.01
328
0
328
0
328
–328
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 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.
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
(se også note 15). 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 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.
For 2010 og tidligere var prinsippet at avvik som følge av ulik
produksjons- og salgsprofil på olje og gass ble regnskapsført for å
tilpasse produksjonskostnadene til solgte kvanta (salgsmetoden)
og verdsatt til kostpris, alternativt ved mindre uttak til antatt fremtidig salgspris, dersom denne var lavere. Hadde vi benyttet årets
prinsipp også i 2010 ville regnskapsført balanse ved begynnelsen
av perioden vært MNOK 2 069 for denne posten, sammenlignet
mot MNOK 442 som er angitt i 2010 regnskapet med en tilhørende
justering av utsatt skatt. Egenkapital ville vært MNOK 169 høyere.
Nedstengnings- 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
2011
2010
33 576
27 899
2 723
2 227
11 866
11 107
964
1 034
49 129
42 267
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
diverse kostnader
Total har avhendet sine eierandeler i Gassled, Dunkerque, Zeepipe og pr 31.12.2011 og til en netto salgspris lik 3,8 milliarder kroner.
Norsea Gas AS med økonomisk dato 1.1.2011 for 4,6 millarder kroner. Effekten i regnskapet for 2011, inklusive skattemessige effekter,
For regnskapsmessig formål ble salget bokført med en effektiv dato er en netto positiv resultateffekt på 2 milliarder kroner.
03
Lønnskostnader, antall ansatte og godtgjørelser
2011
2010
Lønninger
356
433
Arbeidsgiveravgift og andre ytelser
100
108
62
69
Annet
110
97
Sum lønnskostnader
628
707
Gjennomsnittlig antall årsverk
289
277
Millioner kroner
Pensjonskostnader
Godtgjørelse til styret i 2011 var 572 500 kroner. Lønn og andre
ytelser til administrerende direktør utgjorde 5 467 517 kroner
i 2011. 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 ansatte i Total E&P Norge AS
20
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 330 millioner kroner
pr 31.12.2011.
04
pensjoner
Selskapet har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte
i DNB. Forpliktelsen omfatter samtlige lokalt ansatte (281 pr
31.12.11) og gir rett til fremtidige pensjonsytelser, såkalte
ytelsesplaner. I tillegg omfatter ordningen tidligere ansatte
(237 pr 31.12.11) 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.
2011
2010
Nåverdi av årets pensjonsopptjening
84
71
Rentekostnad av påløpte pensjonsforpliktelser
69
86
–54
–58
37
62
136
161
Millioner kroner
Forventet avkastning på pensjonsmidler
Amortisering av estimatavvik
Netto periodisert pensjonskostnad
Status av pensjonsforpliktelser og pensjonsmidler pr 31. desember 2011:
Millioner kroner
Beregnet pensjonsforpliktelser inklusive verdien av fremtidig lønnsvekst
Pensjonsmidler
Estimert netto pensjonsmidler (forpliktelser)
Finansierte
Udekkede
forpliktelser forpliktelser
1 374
849
918
167
–456
–682
Uamortiserte estimatavvik
439
179
Balanseført netto pensjonsmidler/(forpliktelser)
–17
–503
2011
2010
2.5–3.4 %
2.5–3.4 %
Lønnsregulering
4.0 %
4.0 %
Pensjonsregulering
3.8 %
3.8 %
Forventet avkastning på fondsmidler
4.8 %
5.0 %
Udekkede pensjonsforpliktelser er vist som langsiktig avsetning i balansen.
Ved aktuarberegningene er følgende forutsetninger lagt til grunn:
Diskonteringsrente
21
05
revisor
Honorar til revisor er kostnadsført med 4 566 000 kroner.
Dette fordeler seg på 2 146 000 kroner for ordinær revisjon,
06
Produksjons- og transportkostnader
Driftskostnadene inkluderer en kompensasjon pålydende
400 millioner kroner, som en del av oppgjør for tidligere bytter
av eierinteresser på den Norske Kontinentalsokkelen i 1988.
I 2011 har selskapet i egen regi utført forskning for 95
millioner kroner i 2011. Total E&P Norge AS sine FoU prosjekter
er en del av TOTAL-gruppens forskning- og utviklingsplaner,
og det satses på verdiøkning av både foretatte og fremtidige
investeringer på kontinentalsokkelen. Det fokuseres på økt
07
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 i 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
Avsetningen i 2011 for fremtidige fjerningskostnader og
kostnader til nedstengning av brønner og plattformer etter
produksjonsstans er beregnet til 1 583 millioner kroner etter
08
301 000 kroner for andre attestasjonstjenester og
2 119 000 kroner for skatte og avgiftsbistand.
produksjonsenhetsmetoden. Påløpte fjerningskostnader
i 2011 ført mot tidligere foretatte avsetninger utgjorde
763 millioner kroner.
Finansposter
Millioner kroner
2011
2010
Finansinntekter
Renteinntekt fra foretak i samme konsern
88
50
Annen renteinntekt
1
-
Sum finansinntekter
89
50
–31
–170
–210
–146
35
1
–206
–315
Finanskostnader
Rentekostnader til foretak i samme konsern
Annen rentekostnad
Aktiverte renteutgifter
Sum finanskostnader
Renteutgifter aktivert som utbyggingskostnader i 2010 og 2011 er i hovedsak knyttet til Ekofisk investeringer.
22
09
SKATT
Skattekostnadene reflekterer både kortsiktige og fremtidige betalbare skatter som følge av årets aktivitet.
Særskatten på petroleumsvirksomheten er kalkulert etter fratrekk for friinntekt.
2011
2010
Resultat før skattekostnad
35 971
29 539
Permanente forskjeller *
–2 299
–5 897
Endring i midlertidige forskjeller
–1 612
4 167
Årets skattegrunnlag
32 060
27 809
–179
120
Friinntekt
–2 295
–2 286
Grunnlag for særskatt
29 586
25 643
8 977
7 787
14 793
12 822
Korreksjon – tidligere år
1 367
557
Utsatt skatt
1 125
–981
Sum årets skattekostnad
26 262
20 184
Første avdrag på forskuddsskatten betalt pr 4. kvartal
–8 664
–7 176
1 140
266
16 246
13 699
Millioner kroner
Grunnlaget for årets skattekostnad er beregnet som følger:
Landinntekt
Innteksskatt 28%
Særskatt 50%
Andre betalbare (forskuddsbetalte) skatter relatert til tidligere år
Sum betalbar skatt i balansen
23
09
SKATT (Fortsatt)
2011
2010
29 718
29 035
Pensjonsforpliktelser
–636
–554
Annet
3 091
–143
Nedstengningskostnader
–9 506
–7 832
Sum midlertidige forskjeller
22 667
20 506
Utsatt friinntekt
–3 544
–3 181
Landaktivitet
–1 144
–345
Grunnlag utsatt særskatt
17 979
16 980
6 347
5 742
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
Utsatt skatt i balansen består av følgende poster:
Ordinær inntektsskatt – 28%
Særskatt – 50%
8 991
8 490
Sum utsatt skatt
15 337
14 232
1 125
–981
Årets endring utsatt skatt
Avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnad:
Resultat før skattekostnad
35 971
29 539
Marginal skattesats 78%
28 057
23 040
- Permanente og midlertidige forskjeller
–2 032
–4 283
- Opptjent friinntekt
–1 352
–1 014
1 589
2 440
26 262
20 184
Skatteeffekt av:
- Korreksjon – tidligere år
Årets skattekostnad
* I hovedsak relatert til salg av Gassled i 2011 og Valhall/Hod i 2010.
24
10
Immaterielle eiendeler og varige driftsmidler
letebrønner
– under
utførelse
Oppkjøp
lisenser
Sum
driftsmidler
1 969
4 254
3 829
139 561
22
3 872
1 391
6
10 410
0
–28
–483
0
0
–106
–237
–240
–20
2
–11 436
123 235
421
328
5 573
5 142
3 836
138 535
Akkumulerte avskrivninger
82 047
358
93
0
3 060
3 042
88 601
Bokført verdi pr 31.12.11
41 188
62
235
5 573
2 081
794
49 933
5 635
28
11
-
280
412
6 365
10-20 år
30-50 år
Evaluering
Evaluering
Saldo
Saldo
-
-
Prod. enhet
STEMME- egenKapital
ANDEL
31.12.2010
resultat
2010
Bokført
verdi
1 279
8 736
Millioner kroner
Prod.
Anlegg
– ferdige
maskiner,
biler og
inventar
Anskaffelseskostnader pr 01.01.11
128 475
491
543
5 085
35
511
0
Utrangering og salg
–10 835
Bruttoverdi pr 31.12.11
Tilgang
Overføring ferdige anlegg inkl. renter
Årets avskrivninger
Økonomisk levetid
Avskrivningsplan
11
Prod. enhet
Prod.Anlegg
– under
Bygninger
utførelse
aksjer
Alle beløp i tusen kroner
forretningskontor
eierandel
Aksjer i Datterselskap/Tilknyttet selskap:
TOTAL Etzel Gaslager GmbH
Düsseldorf
100,00%
100,00%
TOTAL Gass Handel Norge AS
Stavanger
100,00%
100,00%
7 458
73
300
Sola
34,93%
34,93%
66 763
235 314
178 347
Norpipe Oil AS
Sum datterselskap og tilknyttet selskap
12 722
187 383
Aksjer i Andre selskaper:
Gasnor ASA
Kunnskapsparken Nord AS
Andre
Sum andre selskap
7,40%
4 637
11,75%
8 002
5
12 644
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 2011 er som følger:
Type
Millioner kroner
Salg
kostnader
Tilknyttede selskaper i konsernet
Total S.A.
Tjenester
Total International Ltd
Salg olje
32 392
Total Gas & Power Ltd
Salg gass
4 944
Total Oil Trading SA
Salg LPG
1 724
468
2011
2010
Kundefordringer
2 793
3 201
Sum kortsiktige fordringer på selskap i samme konsern
2 793
3 201
398
-
Millioner kroner
fordringer
gjeld
Kassakreditt
Leverandørgjeld
Sum kortsiktig gjeld på selskap i samme konsern
40
141
438
141
Ubenyttet kortsiktig multi-valuta trekkrettigheter i assosiert finansselskap utgjorde 602 millioner kroner ved årets slutt 2011.
Rentebetingelsene varierer i forhold til valuta og er basert på markedsbetingelser.
13
egenkapital
Millioner kroner
Egenkapital pr 31.12.10
AKSJEKapital
OVERKURSFOND
ANNEN
SUM
4 201
2 340
48
6 589
Årsresultat
Utbytte
Egenkapital pr 31.12.11
4 201
2 340
Total E&P Norge AS var pr 31. desember 2011, 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
9 709
9 709
–9 600
–9 600
157
6 698
14
langsiktig gjeld
Pr 31. desember 2011 hadde selskapet ubenyttede trekkfasiliteter i assosiert finansselskap på 4 000 millioner kroner.
15
Lånerenten er i henhold til markedsrente.
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.
Selskapet har også inngått to avtaler (charter parties) om leie
av to LNG skip for transport av fremtidig andel av produksjon
på Snøhvitfeltet. Hvorav en av kontraktene startet i 2006
(avsluttes 2018) og neste har oppstart i 2018. I tillegg har
selskapet inngått avtale leie av ytterligere ett LNG skip frem
til fjerde kvartal 2030.
Selskapet har som partner både i felt under utbygging og
drift, leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre
fartøy. Totale fremtidige leiekostnader for Total E&P Norge AS
beløper seg til 12 303 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
av disse avtalene er fra et til to år. Selskapets leie av kontorog lagerbygg har en varighet fra tre til elleve år.
BOREFORPLIKTELSER. I henhold til inngåtte lisensavtaler
var selskapet, pr 31. desember 2011, forpliktet til å delta
i boringen av seks letebrønner, hvorav en som operatør og
fem som lisensdeltaker.
Millioner kroner
Leieavtaler
16
1 år
2–3 år
4–5 år
> 2015
2 979
3 182
2 109
4 033
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 31.12.2011
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver
er emne for kontinuerlig oppdateringer etter godt etablert
kontroll rutiner. Fastsettelse av reserveanslagene er en
løpende prosess som er gjennomføres i Total E&P Norge
av høyt kvalifiserte geologer, ingeniører og økonomer under
kontroll av selskapets ledelse. De involverte ansatte i reserveevalueringene 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 at Total S.A.
og som er tilgjengelig på www.total.com.
Olje, NGL og kondensat
(millioner fat)
NaturGass
(milliarder Sm3)
OljeEkvivalenter
(millioner fat)
520
82
1 057
27
17
28
Lisensportefølje pr 31.12.2011
Lisens
Blokk
Felt
PL 006
2/5
Tor
andel
gyldig til
100,00%
31.12.2028
Operatør
Total E&P Norge AS
PL 018
2/4, 2/7, 7/11
Ekofisk-området
39,90%
31.12.2028
ConocoPhillips
PL 018B
2/5
Albuskjell
39,90%
31.12.2028
ConocoPhillips
PL 024
25/1
Frigg
47,13%
23.05.2015
Total E&P Norge AS
PL 026
25/2
Rind
62,13%
23.05.2015
Total E&P Norge AS
PL 034
30/05
Tune
10,00%
14.11.2015
Statoil Petroleum AS
PL 036
25/4
Vale
24,24%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
PL 036BS
25/4
Heimdal
16,76%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
PL 036D
25/4
Vilje
24,24%
11.06.2021
Statoil Petroleum AS
PL 040
29/9, 30/7
Hild
51,00%
31.12.2027
Total E&P Norge AS
PL 043
29/6, 30/4
Hild
51,00%
31.12.2027
Total E&P Norge AS
PL 043BS
29/6, 30/4 (Islay carve-out)
Hild
51,00%
31.12.2027
Total E&P Norge AS
PL 043CS
29/6 (Islay carve-out)
Islay
100,00%
31.12.2027
Total E&P Norge AS
PL 043DS
29/6 (Islay carve-out)
Islay
100,00%
31.12.2027
Total E&P Norge AS
PL 044
1/9
Tommeliten
15,00%
31.12.2028
ConocoPhillips
PL 046
15/8, 15/9
Sleipner
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 046B
15/9
Volve
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 046C
15/9
’H’-funnet
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 048
15/5
Dagny
21,80%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 048B
15/5
Glitne
21,80%
18.02.2013
Statoil Petroleum AS
PL 048E
15/6
Eirin
21,80%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 051
30/2, 30/3
Huldra
24,50%
06.04.2015
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
PL 052B
30/3
Huldra
18,00%
06.04.2015
PL 053
30/6
Oseberg Øst
10,00%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
PL 054
31/2
Troll
3,69%
30.09.2030
Statoil Petroleum AS
PL 055C
31/4
Oseberg Øst
10,00%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
PL 062
6507/11
Åsgard
24,50%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
PL 064
7120/08
Snøhvit
5,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
PL 072C
16/7
Beta & Theta NØ
10,00%
31.12.2028
Statoil Petroleum AS
PL 073
6407/01
Tyrihans
29,14%
31.12.2029
Statoil Petroleum AS
PL 073B
6406/03
Tyrihans
26,67%
31.12.2029
Statoil Petroleum AS
PL 077
7120/7
Snøhvit
10,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
PL 078
7120/9
Snøhvit
25,00%
10.10.2035
Statoil Petroleum AS
PL 079
30/9
Oseberg Sør
10,00%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
PL 085
31/3, 31/5, 31/6
Troll
3,69%
30.09.2030
Statoil Petroleum AS
PL 085B
31/9, 32/4
Troll
3,00%
08.07.2030
Statoil Petroleum AS
PL 085C
31/3, 31/6
Troll
3,69%
30.09.2030
Statoil Petroleum AS
PL 089
34/7
Snorre, Vigdis,
Tordis, Statfjord Øst
5,60%
09.03.2024
Statoil Petroleum AS
PL 092
6407/6
Mikkel
7,65%
09.03.2020
Statoil Petroleum AS
PL 094
6506/12
Åsgard
9,80%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
PL 094B
6406/3
Åsgard
7,68%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
17
Lisensportefølje pr 31.12.2011
Lisens
Blokk
Felt
andel
gyldig til
PL 099
7121/4
Snøhvit
37,50%
01.10.2035
Operatør
Statoil Petroleum AS
PL 100
7121/7
Albatross
35,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
PL 102
25/5
Skirne & Byggve
40,00%
01.03.2025
Total E&P Norge AS
PL 102C
25/5
Atla
40,00%
01.03.2025
Total E&P Norge AS
PL 104
30/9
Oseberg Sør
10,00%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
PL 110
7120/5, 7121/5, 7121/5
Snøhvit
25,00%
01.10.2035
Statoil Petroleum AS
PL 110B
7121/6, 8&9, 7122/4, 5&6
Tornerose
18,40%
17.12.2010
Statoil Petroleum AS
PL 110C
7123/4
Snøhvit
18,40%
17.12.2010
Statoil Petroleum AS
PL 120
34/7, 34/8
Visund
11,00%
23.08.2023
Statoil Petroleum AS
PL 120B
34/7, 34/8
Gimle
11,00%
06.10.2007
Statoil Petroleum AS
PL 121
6407/5
Mikkel
7,65%
28.02.2022
Statoil Petroleum AS
PL 127
6607/12
Alve North
50,00%
28.02.2023
Total E&P Norge AS
PL 134
6506/11
Åsgard
10,00%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
PL 134B
6506/11
Kristin & Morvin
6,00%
10.04.2027
PL 134C
6506/11
Morvin
6,00%
06.01.2009
Statoil Petroleum AS
PL 146
2/4
22,20%
08.07.2027
Statoil Petroleum AS
PL 171B
30/12
Oseberg Sør
10,00%
01.03.2031
Statoil Petroleum AS
PL 190
30/8
Tune
10,00%
10.09.2032
Statoil Petroleum AS
PL 193
34/11
Kvitebjørn
5,00%
10.09.2031
Statoil Petroleum AS
PL 193C
34/11
Kvitebjørn ext.
5,00%
04.02.2012
Statoil Petroleum AS
PL 199
6406/2
Kristin
6,00%
10.09.2033
Statoil Petroleum AS
PL 211
6506/6, 6507/4
Victoria
40,00%
02.02.2032
Total E&P Norge AS
PL 211B
6506/9, 6507/7
Victoria ext.
40,00%
16.02.2010
Total E&P Norge AS
PL 219
6710/06
15,00%
02.02.2010
Statoil Petroleum AS
PL 237
6407/03
Åsgard
7,68%
10.04.2027
Statoil Petroleum AS
Vale
PL 249
25/5
PL 255
6406/5, 6406/6, 6406/9
PL 257
6406/1, 6406/5
PL 263C
6507/11
PL 275
2/4
PL 303B
15/6
Yttergryta ext.
24,24%
11.06.2021
Centrica
20,00%
12.05.2007
Shell
6,00%
10.09.2033
Statoil Petroleum AS
24,50%
12.05.2037
Statoil Petroleum AS
39,90%
15.03.2009
ConocoPhillips
Beta & Theta NØ
10,00%
12.12.2012
Statoil Petroleum AS
22,20%
17.12.2009
Statoil Petroleum AS
18,40%
15.06.2013
Statoil Petroleum AS
9,80%
28.02.2013
Statoil Petroleum AS
PL 333
2/4
PL 448
7120/7, 7120/8, 7120/9
Snøhvit
PL479
6506/9, 6506/12
Smørbukk Nord
PL488
7019/2, 3, 11&12, 7120/10
PL535
7225/3, 7226/1
PL554
34/6
PL554B
34/9
PL569
16/4
PL574
29/9, 30/7, 30/10
PL585
6406/7, 6406/8
Norvarg
Theta NØ
18,40%
01.03.2014
Statoil Petroleum AS
40,00%
15.05.2014
Total E&P Norge AS
40,00%
19.02.2015
Total E&P Norge AS
40,00%
19.02.2015
Total E&P Norge AS
10,00%
04.02.2015
Statoil Petroleum AS
40,00%
04.02.2018
Statoil Petroleum AS
100,00%
04.02.2018
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 2011, 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:
Foto: Woldcam /Total E&P Norge (side 4 og 6),
Tom Haga (side 5) og Total E&P Norge (side 7).
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 2011 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, 7. mars 2012
ERNST & YOUNG AS
Jostein Johannessen
statsautorisert revisor
organisasjon
MANAgEMENT
Managing
Director
Deputy
Managing
Director
Martin
Tiffen
Gunnar
Wilhelm Syslak
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
Rune
Rosnes Hope
per
grinde
foudil
cheglibi
Tore
Bø
Jarle
Madsen
John
Catlow
Martin
Borthne
Kristin
Skofteland
våre interesser på den Norske kontinentalsokkelen
total e&P norge
ownershiP in Production
eierinteresser
i felt i Produksjon
fields
and
og viktigste
main oPerated
oPererte
Production
letelisenser
licences
on
På norsk
the ncs
sokkel
aT 01.05.2012
Pr
01.05.2012
fields
felt
i Produksjon
in Production
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
norvarg (Pl535)
eierandel
share (%)(%)
oPeratør
oPerator
fields
felt
i Produksjon
in Production
EKofiSK
39,90
39.90
EldfiSK
39,90
39.90
CoNoCoPHilliPS
EMbla
39,90
39.90
CoNoCoPHilliPS
giMlE
4,90
4.90
STaToil
gliTNE
21,80
21.80
STaToil
gugNE
10,00
10.00
STaToil
HEiMdal
16,76
16.76
STaToil
Huldra
iSlay
•
CoNoCoPHilliPS
24,33
24.33
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
STaToil
100,00*
100.00*
ToTal E&P NorgE
KriSTiN
6,00
6.00
STaToil
KViTEbJØrN
5,00
5.00
STaToil
MiKKEl
7,65
7.65
STaToil
MorViN
6,00
6.00
STaToil
oSEbErg
10,00
10.00
STaToil
oSEbErg EaST
10,00
10.00
STaToil
oSEbErg SouTH
10,00
10.00
STaToil
SKirNE
40,00
40.00
ToTal E&P NorgE
SlEiPNEr EaST
10,00
10.00
STaToil
eierandel
share (%)(%)
SlEiPNEr WEST/
oPeratør
oPerator
9,41
9.41
STaToil
SNorrE
6,18
6.18
STaToil
SNØHViT
18,40
18.40
STaToil
STaTfJord EaST
2,80
2.80
STaToil
SygNa
2,52
2.52
STaToil
bba arre ennt ts sh as ve ea t
alPHa NorTH
Tor
48,20
48.20
TordiS
5,60
5.60
STaToil
Troll
3,69
3.69
STaToil
TuNE
10,00
10.00
STaToil
TyriHaNS
23,18
23.18
STaToil
ValE
24,24
24.24
STaToil
VigdiS
5,60
5.60
STaToil
VilJE
24,24
24.24
STaToil
7,70
7.70
STaToil
24,50
24.50
STaToil
7,68
7.68
STaToil
ViSuNd
yTTErgryTa
ÅSgard
snøhvit
CoNoCoPHilliPS
hammerfest
tromsø
*norwegian
*norsk
andelshare
(5,51%
(5.51%
av detoftotale
the total
feltet)
field)
harstad
ToTal E&P NorgE oPererte
oPerated fields
felt
ToTal E&P NorgE oPererte
oPerated licences
lisenser
ToTal E&P NorgE PartneroPererte
Partner oPerated felt
fields
nnoorrwsekgei ha anvseet a
alve nord (Pl127)
victoria (Pl211)
morvin
kristin
åsgard
yttergryta
tyrihans
Pl585
mikkel
trondheim
visund
snorre
Pl554 & 554b
vigdis
tordis
gimle
statfjord øst
kvitebjørn
sygna
martin linge*
troll
huldra
islay
tune
vale
vilje
oseberg
bergen
oslo
atla
eierandel
share (%)
(%)
oil
olje
skirne
NorPiPE (oil)
stavanger
glitne
sleiPner
oPerator
oPeratør
PiPelines
rørledninger
Pl627
heimdal
total e&P norge
ownershiP (not shown
eierinteresser
(ikkeon
vist
map)
på kart)
oSEbErg TraNSPorT (oTS)
34,93000
34.93000
8,65439
8.65439
CoNoCoPHilliPS
STaToil
froSTPiPE*
36,25000
36.25000
Troll oil i
3,70687
3.70687
Troll oil ii
3,70687
3.70687
STaToil
10,00000
10.00000
STaToil
1,07910
1.07910
STaToil
STurE (STurE)
8,65439
8.65439
STaToil
VESTProSESS (MoNgSTad)
5,00000
5.00000
STaToil
SlEiPNEr CoNdENSaTE
ToTal E&P NorgE
STaToil
st. fergus
nnoorrdt shj søee an
aberdeen
Plants / terminals
landanlegg
/ terminaler
gas
gass
ETzEl gaS lagEr (ETzEl)
oil
olje
ekofisk
Pl618/619
tor
eldfisk
embla
*frostpipe er
is no
ikke
longer
lenger
in operation,
i drift, menbut
blirisbevart
kept
*tidligere
*formerly hild
hild
www.total.no
s​ tavanger
(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