Transcript Årsrapport 2010 - Total E&P Norge

2010
TOTAL E&P NORGE AS
ÅRSRAPPORT
Vi går mot
produksjon på
Hild og ATLA
Som energiselskap står vi foran mange
utfordringer. Men løsningene finner vi ofte
i vår egen kreativitet. I TOTAL vet vi at
morgendagens løsninger vil være et resultat
av vår evne til å tenke annerledes – i dag.
Derfor er vår kreativitet en viktig ressurs.
NB! Gammel tekst!
TOTAL har en svært omfattende lisensportefølje på store deler av den norske sokkelen.
Vi står foran utfordrende oppgaver som lisenseier
i ikke-opererte aktiviteter, men også foran nye
oppgaver som operatør. Vi har stor tro på
vår framtidige rolle som en viktig energiaktør
i Norge.
Total E&P Norge AS er en del av TOTALgruppen, et av verdens største olje- og gasselskap,
med virksomhet i 130 land.
innhold
//2010
Tilbake i driftsmodus
Nøkkeltall for de siste årene
Styrets beretning for 2010 Resultatregnskap Balanse Kontantstrømoppstilling Regnskapsprinsipper Noter til regnskapet Revisors rapport for 2010
Våre interesser på sokkelen
Organisasjonskart Side Side Side Side Side Side Side Side Side Side Side 5
7
9
19
20
22
23
25
34
36
39
ÅRSRAPPORT 2010 // 3
– De gode resultatene fra to opererte brønner på
Hild og Atla* var spesielt oppmuntrende for oss i 2010.
Nå jobber vi med å modne to utbyggingsplaner for
2011, og setter sammen teknologi og personalressurser
for å komme tilbake som en viktig operatør i Norge.
*Tidligere David.
MARTIN TIFFEN
Administrerende direktør
Total E&P Norge AS
4 // ÅRSRAPPORT 2010
ÅRSRAPPORT 2010 // 5
TILBAKE I
driftsmodus!
2010
Total E&P Norge har en sterk
posisjon på norsk kontinentalsokkel,
både som operatør og partner. Vi deltar
i 34 felt i produksjon, og har den største
reservebasen i Norge av de internasjonale
oljeselskapene. Produksjonen i 2010
lå gjennomsnittlig på 310 000 fat
oljeekvivalenter per dag. Det utgjør
rundt 14 prosent av TOTAL-gruppens
produksjon, og dermed er vi den største
bidragsyteren av datterselskapene.
De gode resultatene fra to opererte
brønner på Hild og Atla* var spesielt
oppmuntrende for oss i 2010. Nå jobber
vi med å modne to utbyggingsplaner for
2011, og setter sammen teknologi og
personalressurser for å komme tilbake
som en viktig operatør i Norge. I 2010
fullførte vi også avslutningsprosjektet for
Frigg på en sikker måte. Frigg var vår
siste store operatøroppgave i Norge.
Vi styrker dermed vår langsiktige
tilstedeværelse i Norge, og skal
undersøke nye muligheter i TFO 2011
og gjennom porteføljeaktiviteter. De to
nye utbyggingsprosjektene representerer
to svært forskjellige utfordringer. Atla*
er en liten og rask undervannsutbygging,
mens Hild blir en frittstående plattform
med bøyelasting. Det blir også boret
to opererte letebrønner i år – Norvarg
i Barentshavet og Alve Nord i Norskehavet. Vi er som alltid opptatt av å
gjennomføre slike aktiviteter sikkert og
med et minimum av miljøpåvirkning.
*Tidligere David.
Som partner, og med ConocoPhillips som operatør, godkjente vi i
februar 2010 et nytt boligkvarter med
550 senger på Ekofisk-feltet. Året etter
godkjente vi to enda større prosjekter –
Eldfisk II – ombyggingen av Eldfisk-feltet,
og en ny stor brønnhodeplattform for
utbyggingen av Ekofisk Sør. Vi deltar
også i nye utbygginger med Statoil som
operatør både i Nordsjøen og Norskehavet, spesielt gjennom vår deltakelse
i tre hurtigprosjekter. Total E&P Norge
ønsker å spille en aktiv rolle ved å dele
vår erfaring og våre ressurser.
Etter hvert som norsk sokkel
modnes legges det mer og mer vekt på
økt utvinning og satellittutbygginger.
Dette innebærer en utvikling i
tenkemåten mot kostnadseffektive,
standardiserte løsninger med riktig
teknologi. Samtidig leter oljeindustrien
etter ressurser som er vanskeligere å finne
i stadig mer utfordrende omgivelser. For
å møte disse utfordringene må vi sette
inn våre teknologiske, personalmessige
og økonomiske ressurser. Gjennom vår
FoU-innsats er TOTAL i en god posisjon
til å møte disse utfordringene både
internasjonalt og i Norge.
Aktivitetene på norsk sokkel
forflytter seg gradvis mot nord.
TOTAL er overbevist om at Norskehavet
og Barentshavet har et stort potensial
på lang sikt, og har over tid bygget
seg opp en posisjon ved å delta
i konsesjonsrunder og leting. Etter
nærmere 40 års forhandlinger var
avtalen i 2010 mellom Russland og
Norge om delelinjen i Barentshavet
en historisk bragd. Med de siste
ratifiseringene i Stortinget og i Dumaen
har norske myndigheter nå signalisert
vilje til med tiden å åpne disse områdene
for petroleumsaktivitet. TOTAL er godt
representert i Barentshavet gjennom
sin deltakelse i Snøhvit LNG- og
Shtokman-prosjektene. Med boringen
av letebrønnen Norvarg i 2011 skal vi
fortsette å satse på muligheter i disse
områdene.
MARTIN TIFFEN
Administrerende direktør
Total E&P Norge AS
ÅRSRAPPORT 2010 // 7
Nøkkeltall for de siste årene
2010 2009 2008
RESULTATOVERSIKT (i millioner kr.)
Driftsinntekter
47 777 41 571 57 122
Driftsresultat
29 774
22 006
37 625
Netto finansielle inntekter/(utgifter)
(236)
134
582
Resultat før skattekostnad
29 539
22 140
38 207
Skattekostnad
20 184
16 397
28 692
Årets resultat
9 354
5 744
9 515
Tilskudd fra driften (cash flow) 13 711
15 804
17 713
BALANSEOVERSIKT (i millioner kr.)
Immaterielle eiendeler
1 200
1 342
1 494
Varige driftsmidler
48 821
51 978
49 575
Omløpsmidler
6 829
6 131
5 315
Sum egenkapital
6 589
6 635
6 691
23 670
24 497
21 784
Avsetninger for forpliktelser
Annen langsiktig gjeld
1 129
8 160
1 372
Kortsiktig gjeld
25 463
20 158
26 536
ANDRE HOVEDTALL
Anskaffelse av varige driftsmidler (i millioner kr.)
8 308
9 615
8 340
Leteaktivitet, kostnader og investeringer (i millioner kr.)
671
1 153
611
Avkastning på sysselsatt kapital *)
69,4 %
33,0 %
63,5 %
Produksjonskostnad USD/fat
6,86,16,3
Transportkostnad USD/fat
4,14,24,2
PRODUKSJON (i tusen f.o.e.)
Netto gjennomsnittlig daglig produksjon
310
327
335
RESERVEOVERSIKT (i millioner f.o.e.)
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver per 31.12.
1 065
997
1 089
Gjennomsnittlig antall ansatte
277 270
257
*) Overskudd pluss lånekostnader etter skatt i prosent av sysselsatt kapital per 1. januar. Sysselsatt kapital består av sum
egenkapital og gjeld minus ikke rentebærende gjeld.
ÅRSRAPPORT 2010 // 9
Styrets beretning for 2010
1. Innledning
Total E&P Norge AS (Total E&P Norge)
er et heleid datterselskap i den franske
TOTAL-gruppen og 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.
2010 har vært nok et aktivt år for
Total E&P Norge, og vi har fortsatt å
bygge et solid fundament for langsiktig
satsing i Norge: Først og fremst som
operatør hvor vi har foretatt en sikker
og vellykket gjennomføring av
avgrensingsbrønnen Hild Øst og
letebrønnen David*, vellykket prosjektgjennomføring av Frigg avslutningsprosjektet og tildelingen i forbindelse
med Tildelinger i forhåndsdefinerte
områder 2010 av en ny lisens som
operatør i Norskehavet. Dernest som
partner, hvor de viktigste begivenhetene
var arbeidet med å forberede Ekofiskområdet for 40 nye år, med en endelig
investeringsbeslutning i begynnelsen
av 2010 for et nytt boligkvarter og
feltsenterprosjekt, og ferdigstillingen
av prosjektdefineringsfasen for en
gjenutbygging av Eldfisk-feltet (Eldfisk
II), og en ny brønnhodeplattform
for utbygging av den sørlige delen
av Ekofisk-feltet som førte til en
investeringsbeslutning i lisensen, og
innlevering av en Plan for Utbygging og
Drift (PUD) i februar 2011. Vi kan også
nevne ferdigstilling og oppstart av det
Statoil-opererte Morvin olje- og
gassutbyggingsprosjektet, samt
innlevering av PUD for olje- og gassfunnet Valemon til myndighetene.
Når det gjelder helse, miljø og
sikkerhet (HMS), har Total E&P Norge
oppfylt sitt viktigste mål, nemlig å
unngå dødsulykker eller alvorlige
*Nytt navn Atla.
ulykker i 2010, til tross for høy aktivitet
både innen boring og i avslutningsprosjektet på Frigg.
Produksjonen i 2010 nådde et
årsgjennomsnitt på 310 tusen fat
oljeekvivalenter per dag (kboe/d) som er
over prognosen, men likevel 5,2 prosent
under 2009-nivået. Med en gradvis
vekst i oljeprisene i løpet av året, betyr
dette gode produksjonsnivået, sammen
med en kontinuerlig innsats for å styre
kostnadene, og ikke minst engangsgevinsten fra salget av deltakereiendeler
i Vallhall- og Hod-feltene, at vi har
oppnådd økonomisk tilfredsstillende
resultater.
Det betydelige arbeidet og
innsatsen som våre ansatte legger ned
innen eksisterende aktiviteter, i tillegg til
nye tildelinger i konsesjonsrundene er en
bekreftelse på selskapets engasjement og
sterke stilling på norsk sokkel.
TFO2010, fikk Total E&P Norge
18. januar 2011 tilbud om
operatøransvaret med en eierandel
på 100 prosent i PL585 (blokkene
6406/7 & 8) i Norskehavet.
Arbeidsforpliktelsen består av en
3D-seismikkundersøkelse, og et valg
om å bore eller ikke (“drill-or-drop”)
innen to år etter tildelingen.
I tillegg fikk selskapet tilbud
om en deltakerandel i tre lisenser, alle
i Nordsjøen og med Statoil som
operatør. Disse besto av en deltakerandel på 40 prosent i PL574, ytterligere
en deltakerandel på ti prosent i PL569
og en deltakerandel på fem prosent i
PL193C.
I 2010 ble Total E&P Norge også
tildelt tre nye lisenser gjennom vanlige
fradelinger, to som operatør, PL043CS
og PL043DS (Hild-området) og én som
partner, PL048E (Dagny-området) med
Statoil som operatør.
2010 har
vært nok et
aktivt år for
Total E&P
Norge, og vi
har fortsatt å
bygge et solid
fundament
for langsiktig
satsing i
Norge.
2. Aktiviteter på den norske
kontinentalsokkelen
Styring av lisensporteføljen
Total E&P Norge har i løpet av året
gjennomført salg av sine eierandeler i
Valhall- og Hod-feltene (henholdsvis
15,72 og 25 prosent) til BP. Salget er en
del av TOTAL-gruppens pågående
optimalisering av sine oppstrømseiendeler.
I 2010 kjøpte selskapet Statoils
og Petoros eierandeler i de fradelte
lisensene PL043CS og PL043D (som nå
eies 100 prosent av Total E&P Norge),
for å forenkle utbyggingen av gassfeltet
Islay, som er et mindre, men grenseoverskridende felt. Feltet bygges ut med
TOTAL E&P UK i rollen som operatør,
og ligger hovedsakelig i den britiske
sektoren med kun en mindre del
(5,51 prosent) i Norge.
Konsesjonsrunder
I tråd med vår søknad om tildelinger i
Transport
Under etableringen av partnerprosjektet
Gassled i 2002 ble partnerne enige
om å justere deltakerandelene per
1. januar 2011. Som følge av dette ble
Total E&P Norges deltakerandel justert
fra 7,783 prosent til 6,102 prosent.
Leting
Boring
Operert
I løpet av 2010 ble avgrensingsbrønnen
på Hild-funnet (PL040 og 043 i nordlige
Nordsjøen) ferdigstilt av boreriggen
West Phoenix i tillegg til letebrønnen i
David*-prospektet (PL102C) i Heimdalområdet. Begge brønnene resulterte i
drivverdige funn.
Operert av andre
Total E&P Norge deltok i boringen av
to avgrensingsbrønner på den norske
kontinentalsokkelen i 2010, begge
I løpet av
2010 ble
avgrensingsbrønnen på
Hild-funnet
ferdigstilt av
boreriggen
West Phoenix
i tillegg til
letebrønnen
i David*prospektet
i Heimdalområdet.
Begge
brønnene
resulterte i
drivverdige
funn.
10 // ÅRSRAPPORT 2010
operert av Statoil. Begge var
påviste funn: Beta Vest i PL046 (vil
sannsynligvis bli satt i produksjon i
løpet av 2011), og Ermintrude Vest
i PL048 (ferdigstilt i februar 2011).
Hele
avslutningsprosjektet
for Frigg ble
ferdigstilt i
2010.
Utgangskonseptet for
utbyggingen
er å ferdigstille
letebrønnen
og kople
den til den
eksisterende
infrastrukturen
mellom Skirne
og Heimdal
sju kilometer
unna.
Høydepunkter fra
utviklingsprosjekter,
evalueringer og drift
Operert
Hild
Boringen av avgrensingsbrønnene på
gass- og oljefunnet Hild i Nordsjøen ble
fullført på en tilfredsstillende måte
7. juli 2010. Formålet med brønnen
er å vurdere den oljebærende Friggformasjonen av eocen alder, samt den
dypere gassførende Brent-formasjonen
av jura alder. Det ble innsamlet en
betydelig mengde data fra begge
reservoarene. Etter en lang produksjonstest av den dypere, gassførende Brentformasjonen, ble brønnen midlertidig
plugget og forlatt, og reservoartrykkdata
ble overvåket via trådløs kommunikasjon
frem til 7. september.
Hild-utbyggingen nådde konseptvalgfasen ved utgangen av 2010. Den
anbefalte utbyggingsløsningen er en
frittstående plattform med gasseksport
til Frigg UK rørledningen og Frigg
UK terminalen i St. Fergus (FUKA) og
væske ledet til et ”Floating Storage and
Offloading” (FSO) fartøy. Oppstart av
boreoperasjonene er planlagt i 2014,
med første gass i 2016. Prosessen med
obligatorisk miljøkonsekvensanalyse ble
påbegynt i begynnelsen av 2011.
David*
Etter påvisning av gass på Brent-nivå
under boringen av David*-letebrønnen
i PL102C i oktober 2010, besluttet
selskapet å starte et hurtigutbyggingsprosjekt. Utgangskonseptet for
utbyggingen er å ferdigstille letebrønnen
og kople den til den eksisterende
*Nytt navn Atla.
infrastrukturen mellom Skirne og
Heimdal sju kilometer unna, og
behandle hydrokarbonene på Heimdal.
Skirne
Skirne-feltet produserte mer enn
forventet i 2010. Regulariteten har vært
høy på Skirnes havbunnsinstallasjoner
og vertsplattformen Heimdel. Byggvebrønnen er fremdeles i produksjon.
Avslutningen av Frigg-feltet
Hele avslutningsprosjektet for Frigg
ble ferdigstilt i 2010. Den endelige
opprenskningen av havbunnen ble utført
i november, samtidig som opphuggingsarbeidet på Aker Stord ble avsluttet.
Operert av andre – Statoil Barentshavet
Etter en rekke mekaniske problemer
siden oppstarten av den første LNGproduksjonen i september 2007, viste
Snøhvit-prosjektet i Barentshavet
forbedret produksjonsregularitet i 2010,
til tross for en ikke-planlagt driftsstans
på tre uker i slutten av desember.
Operert av andre – Statoil og Shell
Norskehavet
I Norskehavet ble Morvin-feltet satt i
drift 1. august 2010. Feltet er en satellitt
som produserer til Åsgard B, og boring
og ferdigstillelse av de gjenværende
brønnene vil fortsette til mai 2011.
På Tyrihans-feltet var produksjonen
høyere enn forventet, og benyttet all
ekstra prosesseringskapasitet på Kristin
gjennom mesteparten av 2010. Planen er
å fortsette boringen av produksjons- og
injeksjonsbrønner fram til begynnelsen
av 2012.
En lavtrykksproduksjon har blitt
godkjent for selve Kristin-feltet. Planen
er å sette i gang prosjektet i 2014.
Dette vil øke produksjon og reserver
både på Kristin og Tyrihans ved å senke
brønnhodetrykket.
Modningen av den Shell-opererte
Linnorm-utbyggingen (tidligere Onyx) i
PL255 fortsatte i 2010, og konseptvalg
planlegges i 2011.
Som et tiltak for å verne reserver
fra Midgard- og Mikkel-feltene, har
man modnet en kompresjonsløsning på
Midgard. Konseptvalget høsten 2010
konkluderte med valg av et undervannskompressorkonsept, med planlagt
prosjektgodkjennelse og innlevering av
PUD i juni 2011. Forventet kompresjonsoppstart er tidligst i 2014.
Operert av andre – Statoil Nordsjøen
Aktivitetsnivået på Troll har vært høyt
i 2010 med oppstart av både Troll C
lavtrykk- og Troll O2 bunnrammeproduksjon. I tillegg gikk tredje og
fjerde kompressorprosjekt til konseptutvelgelse. Datoen for kommersiell drift
av det kombinerte varme- og kraftverket
på Mongstad med gass fra Troll var
31. desember 2010.
PUD for Valemon ble innlevert til
myndighetene i oktober 2010. Feltet
skal bygges ut som en vanlig, ubemannet
plattform med oppjekkbar boreenhet.
Rikgass skal eksporteres til Heimdal,
mens væske vil bli sendt til Kvitebjørn.
Første olje forventes i 2014.
Visund Sør-utbyggingen
(Pan Pandora) er den første av Statoils
nye hurtigutbyggingsprosjekter.
Utbyggingen er en undervannstilkopling
til Gullfaks C. Prosjektet er klargjort
for godkjenning og utstedelse av PUD
i januar 2011. Første olje forventes
i 2012.
Det ble utført to større
modifikasjoner på Oseberg feltsenter
i 2010 – utskifting av et tog av gassbearbeidingsanlegget, og utskifting
av en varmegjenvinnings- og dampgenereringsenhet. Begge aktivitetene
påvirket produksjonen og gasseksporten
fra feltet i sommermånedene.
Utbyggingen av Katla, en
ÅRSRAPPORT 2010 // 11
undervannssatelitt til Oseberg Sør,
ble også videre modnet som enda et
av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter
med konseptvalg i september 2010.
Prosjektet tar sikte på godkjennelse
i april 2011 og produksjonsoppstart i
2012.
Haleproduksjonen på Huldra,
realisert gjennom lavtrykksproduksjon,
forventes nå å fortsette til 2013.
Inntakstrykkprosjektet på Sleipner
A ble gjennomført på en god måte i
løpet av våren 2010, og produksjonsprofilene hittil tyder på gode bidrag
fra dette prosjektet. På Sleipner Vest
ble borekampanjen forlenget til august
2011. Sleipners eiere mottok i løpet av
2010 flere forespørsler om tilkopling, og
disse vil bidra til en fremtidig kostnadsdeling dersom de blir godkjent.
Operert av andre – ConocoPhillips
Ekofisk-området
Driftsstansen som utføres hvert tredje år
ble gjennomført i 2010 som del av den
langsiktige vedlikeholdsstrategien.
Boring av de åtte vanninjeksjonsbrønnene i Ekofisks undervannsvanninjeksjonsprosjekt ble ferdigstilt
i 2010, og anlegget ble satt i drift med
prosjektert produksjonsrate. Boring
for videre utbygging ved de ulike
installasjonene på Ekofisk og Eldfisk
pågikk hele året.
Ekofisks innkvarterings- og
feltsenterprosjekt, som skal erstatte
eksisterende boligplattformer på
Ekofisk, ble godkjent i første kvartal.
Hoveddekket blir bygget av SMOE
i Singapore, og understellet av Aker
i Verdal. Første overnatting forventes
i fjerde kvartal 2013.
For å øke produksjonen og modne
fremtidige boremål for Ekofisk-feltet,
har seismikkprosjektet for Ekofisks
levetid (LoFS) pågått i hele 2010, og den
første datainnhentingen ble satt i gang
ved slutten av året.
Det pågår undersøkelser med
tanke på mulige utskiftninger av enkelte
av plattformene i Ekofisk-området for å
øke produksjonen og utvinningsgraden
fra feltene i Ekofisk-området. Saneringen
av Eldfisk II og utbyggingen av Ekofisk
Sør er i siste fase av evalueringen, og
lisensens endelige investeringsbeslutning
for begge prosjektene vil bli tatt i første
kvartal 2011. For disse utbyggingene er
det påkrevd med boring av et betydelig
antall nye injeksjons- og produksjonsbrønner, og de nødvendige skritt blir
nå tatt for å sikre borerigger til dette
arbeidet.
Byggearbeidet på den nye innleide,
midlertidige boligenheten går fremover,
og den forventes å ankomme Ekofisk
i andre kvartal 2011.
Undersøkelser angående
revitalisering av eksisterende felt samt
områdefunn er blitt ytterligere modnet.
Avslutningsarbeidet for Ekofiskområdet har gått som forventet i 2010,
og vil bli videreført i årene framover.
3. Økonomiske
høydepunkter
3.1 Kommentarer til
resultatregnskapet
Produksjonsvolumer
Gjennomsnittlig produsert mengde
i 2010 var på 310 tusen fat oljeekvivalenter (kboe) per dag, 5,2 prosent
under 2009-nivået som hadde en årlig
gjennomsnittsproduksjon på 327 kboe
per dag. Av dette kom 41 prosent fra
gassproduksjon, noe som tilsvarer et
gjennomsnitt på 19,4 millioner standard
kubikkmeter per dag.
Samlet produksjon i 2010 lå fire
prosent over den første prognosen
for året. På den ene siden var gassløft
fortsatt lavere enn forventet i 2010 som
følge av et marked med større tilbud
enn etterspørsel (noe som særlig berørte
produksjonen på Oseberg og Troll),
og selskapet solgte sin deltakerandel
i Valhall- og Hod-lisensene (per
1. september). På den annen side ble
produksjonen fra de fleste andre felt
bedre enn forventet, med merkbare
forbedringer i bidragene fra felt i
Norskehavet (Tyrihans, Yttergryta,
Åsgard) og Nordsjøen (Sleipner- og
Huldra-området, Eldfisk).
I 2010 var PL018 Ekofisk-området
fremdeles den største bidragsyter til
produksjonen, og sto for 36 prosent av
selskapets samlede produksjon.
Inntekter
I 2010 var våre årlige inntekter i
norske kroner (NOK) 47 777 millioner
sammenliknet med NOK 41 571
millioner i 2009. Regnskapstallene for
2010 inkluderte en gevinst på
NOK 1 504 millioner for avhending
av deltakerandeler i Valhall- og Hodlisensene, samt forsikringsutbetalinger
i forbindelse med skader på Ekofisk
W-plattformen i 2009. Salg av råolje
og gass utgjorde NOK 42 267 millioner
i 2010, sammenliknet med
NOK 38 908 millioner i 2009. Høyere
oppnådde priser for væsker oppveier
virkningen av lavere volum.
Den oppnådde gjennomsnittsprisen
for olje og kondensater var USD
80,4 per fat, en økning på 30 prosent
sammenliknet med gjennomsnittsprisen
på USD 61,7 per fat i 2009.
Inntekter fra olje og andre væsker var
NOK 31 160 millioner, sammenliknet
med NOK 26 288 millioner i 2009.
Gjennomsnittsprisen i 2010 for
gass (inkludert LNG) levert av selskapet
ligger nær gjennomsnittet for 2009, men
med en annen salgsmiks. For gass som
er levert på langsiktige salgsavtaler holdt
prisene seg på et relativt stabilt nivå
før en gradvis stigning i annet halvår,
hvor de gjenspeilet situasjonen for de
oljeproduktene de er knyttet til med
I 2010 var
PL018
Ekofiskområdet
fremdeles
den største
bidragsyter til
produksjonen,
og sto for
36 prosent
av selskapets
samlede
produksjon.
12 // ÅRSRAPPORT 2010
Prisen for
salg av gass
på spotmarkedet
hadde en
markert
forbedring
sammenliknet
med 2009,
noe som
gjenspeilet
forbedringen
av markedssituasjonen i
Storbritannia
og Europa,
spesielt ved
utgangen av
året.
et par måneders forsinkelse. Prisen for
salg av gass på spotmarkedet hadde en
markert forbedring sammenliknet med
2009, noe som gjenspeilet forbedringen
av markedssituasjonen i Storbritannia
og Europa, spesielt ved utgangen av året.
Salg av LNG økte som følge av bedre
stabilitet ved Snøhvits LNG-anlegg på
Melkøya.
Gassinntektene nådde
NOK 11 107 millioner, en nedgang fra
NOK 12 620 millioner året før.
I 2010 ble selskapet påvirket av
at norske kroner (NOK) styrket seg
i forhold til de fleste andre valutaer.
Selskapets regnskap utarbeides i NOK,
mens alt væskesalg faktureres i USD, og
gassalg faktureres hovedsakelig i euro
(EUR), britiske pund eller USD. Den
gjennomsnittlige valutakursen for NOK/
USD var 6,04 i 2010, en nedgang på fire
prosent sammenliknet med 6,26 i 2009.
Den gjennomsnittlige valutakursen for
NOK/EUR var 8,00 i 2010, en nedgang
på åtte prosent sammenliknet med
8,73 i 2009.
Tariffinntektene på NOK 2 565
millioner inkluderer transporttariffer
og prosesseringsavgifter.
Driftskostnader
Etter fradrag av kostnader belastet
partnerne, utgjorde netto driftskostnader NOK 18 003 millioner,
sammenliknet med NOK 19 565
millioner i 2009. Reduksjonen skyldes
delvis endringer i selskapets portefølje
(avhending av eierandeler i Valhall og
Hod), og et lavere avskrivningsgebyr
for tørre letebrønner. Dessuten har
driftskostnadene blitt holdt på et lavere
nivå enn 2009, og reflekterer de
kostnadsbesparingstiltak som gjennomføres av selskapet og operatørene av felt
som vi har en deltakerandel i.
For opererte letebrønner ble
kostnadene for David*-funnet i
2010 kapitalisert, og kostnadene
*Nytt navn Atla.
for Hild Øst-brønnen ble beholdt i
balanse-regnskapet i påvente av videre
økonomisk vurdering. Det siste gjelder
også kostnadene for den ikke-opererte
avgrensningsbrønnen boret i 2010 på
Beta Vest 15/9-B. Det gjelder fremdeles
også Titan-brønnen boret i 2009 (PL120
i Visund-området), og Dagny-brønnen
boret i 2008. Kostnader til andre
letebrønner som ble ferdigstilt i løpet
av året ble utgiftsført. Ingen brønner
som ble boret før 2010 ble utgiftsført
i løpet av året. Ved utgangen av 2010
var letebrønnen på Lunde teknisk sett
fremdeles under arbeid, og kostnadene
for den beholdes i balanseregnskapet.
Brønnen ble rapportert tørr i 2011.
Selskapet bokførte et valutakurstap på
NOK 59 millioner i 2010, sammenliknet
med et kurstap på NOK 270 millioner i
2009. I 2009 førte selskapet opp ekstra
renteinntekter i forbindelse med en
skatterefusjon knyttet til avskrivninger
på avviklingsforpliktelser.
Nettoinntekt
Resultat før skatt i 2010 var
NOK 29 539 millioner sammenliknet
med NOK 22 140 millioner registrert
i 2009. Etter å ha tatt hensyn til
betalbar og utsatt skatt på NOK 20 184
millioner, var nettofortjenesten for året
NOK 9 354 millioner, sammenliknet
med NOK 5 744 millioner i 2009.
3.2 Kommentarer til
kontantstrømoppstilling
Kontantstrømmer
Kontantstrømmen fra drift var
NOK 13 711 millioner, sammenliknet
med NOK 15 804 millioner i 2009.
Alle kapitalbehov for året ble dekket av
konserninterne ressurser.
Investeringer
Investeringene var på totalt NOK 8 308
millioner (inkludert leting, avgrensing
og kapitaliserte renter), og utgjør en
nedgang på 14 prosent sammenliknet
med NOK 9 615 millioner i 2009.
De største investeringene var knyttet
til innretninger og boring i Ekofiskområdet, boring i Oseberg-området,
utbyggingen av Tyrihans og tilleggsinvesteringer i Åsgard- og Visundfeltene.
Salg av eiendom, anlegg og utstyr
I 2010 var fortjenesten på
NOK 6 403 millioner (avhending av
deltakerandeler i Valhall- og Hodfeltene).
Finansiering
Forrige periodes finansieringsordninger
i European Investment Bank på
EUR 135 millioner ble tilbakebetalt
i 2010. Ved årets slutt var det også
kommet på plass finansieringsordninger
i et tilknyttet selskap på NOK 8 000
millioner som representerer lån og
kassakredittordninger for å møte de
forventede behov på kort og middels
lang sikt.
3.3 Kommentarer til
balanseregnskapet
Anleggsmidler
Totale anleggsmidler har gått ned
med NOK 3 300 millioner til
NOK 50 021 millioner etter
avskrivninger og nedbetalinger, og
gjenspeiler også endringene i selskapets
portefølje. Sum omløpsmidler har økt
med NOK 698 millioner til
NOK 6 829 millioner.
Egenkapital og gjeld
Samlet egenkapital er redusert
med NOK 46 millioner til
NOK 6 589 millioner etter tildeling
av avsatt utbytte. Total gjeld har
minsket med NOK 2 554 millioner
til NOK 50 261 millioner.
ÅRSRAPPORT 2010 // 13
Ved utgangen av 2010 var de
langsiktige lånefinansieringsordningene
som selskapet har hos tilknyttede
selskaper ikke benyttet.
Avsatt utbytte
Det anbefales en utdeling av
NOK 9 400 millioner i utbytte.
3.4 Kommentarer
vedrørende den
økonomiske risiko
Markedsrisiko
Selskapet er eksponert for endringer i
valutakursene, 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 eksponering i forbindelse med
bokførte salg av råolje i utenlandsk
valuta og en vesentlig del av sitt gassalg.
Selskapet er også eksponert for
endringer i rentesatsene, ettersom
selskapets gjeld har en flytende rentesats.
Kredittrisiko
Risiko knyttet til motparters mislighold
av 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 foregående år.
Likviditetsrisiko
Selskapets likviditet vurderes som
tilfredsstillende. Det forventes at
selskapet vil være i stand til å finansiere
sitt fremtidige kontantbehov gjennom
driftsinntekter og interne lån innen
TOTAL-gruppen.
4. Ansatte og
organisasjon
Ved utgangen av 2010 var det totalt
330 ansatte i selskapet. Dette tallet
omfatter både lokale og utenlandske
*Nytt navn Atla.
ansatte i Total E&P Norges
organisasjon, ansatte på oppdrag i
utlandet, på oppdrag hos partnere,
personer i permisjon, samt integrerte
kontraktører. En nærmere oppdeling
viser at 230 var lokale medarbeidere,
50 utenlandske medarbeidere,
40 medarbeidere på oppdrag i utlandet
eller hos partnere i Norge, og ti
integrerte kontraktører.
Selskapet rekrutterte ni nye
medarbeidere i 2010. Total E&P Norge
bygger ut organisasjonen og planlegger
en omfattende rekrutterings- og
opplæringsprosess som forberedelse til
utbygging og produksjon av Hild og
David*. Kompetanse er den viktigste
utvelgelsesfaktoren i intern og ekstern
rekruttering. Der kvalifikasjonene ellers
er like, skal det legges vekt på balanse
mellom kjønnene. Forutsatt like
kvalifikasjoner for likt arbeid, er det
ingen forskjeller i lønningene på
begynnernivå. Videre lønnsutvikling
er avhengig av ytelse og resultater.
Total E&P Norge har en
svært internasjonal organisasjon.
Ved årets slutt var det 22 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 101 kvinner. Når det
gjelder lederstillinger er 22 prosent
av arbeidstakerne kvinner.
Selskapets målsetting er å være
en arbeidsplass uten diskriminering
på grunn av nedsatt funksjonsevne,
og det arbeides aktivt med å utforme
og tilrettelegge de fysiske forholdene
slik at flest mulig kan bruke de ulike
funksjonene. Det gjøres individuelle
tilpassinger av arbeidsplass og oppgaver
for medarbeidere og søkere med nedsatt
funksjonsevne.
Tretten personer arbeider deltid
i selskapet, og tolv av disse er kvinner.
Resten av personalet er i fulltidsstillinger.
Per 31. desember 2010 var
42 prosent av de lokale arbeidstakerne
fagorganisert i én av følgende
foreninger: TEKNA, IndustriEnergi
Avdeling 268 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, og gjennom
TOTAL-gruppen gis tilgang til
betydelige forskningsresultater
i Frankrike og andre steder.
Oljedirektoratet (OD) driver
FORCE, et forum for samarbeid
innen reservoarkarakterisering,
reservoardrenering og leteteknologi.
Total E&P Norge bidrar i ekspertkomiteer og sitter som medlem av
styret.
Norges forskningsråd kjører to
større FoU-programmer i tråd med
OG21-prioriteringene: disse er PETROMAKS som dekker grunnforskning og
DEMO2000 som dekker utvikling og
demonstrasjon. Total E&P Norge spiller
en aktiv rolle i begge programmene
og bidrar med teknisk ekspertise,
muligheter til pilottesting og økonomisk
støtte til prosjektene. Selskapet satt
i styret til OG21 fram til midten av
2010, og har fremdeles et styremedlem
i PETROMAKS. I 2010 var lederen for
FoU-avdelingen i Total E&P Norge med
i komiteen for ONS2010s nyskapings-
Total E&P
Norge har
en svært
internasjonal
organisasjon.
Ved årets
slutt var det
22 forskjellige
nasjonaliteter
representert
i organisasjonen.
FoU-senteret
i Total E&P
Norge er det
største av fem
internasjonale
FoU-sentre
utenfor
Frankrike
innen leting
og produksjon
i TOTALgruppen.
14 // ÅRSRAPPORT 2010
Selskapet
oppfylte
sin hovedmålsetting
– å unngå
dødsulykker
eller alvorlige
ulykker –
i 2010.
pris (ONS2010 Innovative
6. HMS-resultater,
Ingen av hendelsene hadde et potensial
operert aktivitet i 2010
Awards Committee).
for høyere risiko.
Forskningsprogrammene som
Målsettingen om å fullføre minst
Selskapet oppfylte sin hovedmålsetting
Total E&P Norge er involvert i dekker
94 prosent av HMS-programmet for
– å unngå dødsulykker eller alvorlige
tre tekniske områder: undergrunn,
2010 ble oppfylt – med 97 prosent
ulykker – i 2010. Ikke desto mindre
inkludert bore- og brønnteknologi,
oppnådd. De fleste av aktivitetene i
inntraff fire rapporteringspliktige
produksjon og miljø.
programmet tar sikte på å forbedre
skader i løpet av året. Tre av disse var
I tillegg til å delta i forskningsHMS-standarden i opererte aktiviteter,
fraværsskader og én trengte medisinsk
prosjekter – ofte innenfor et felles
dvs. Frigg avslutning og boreaktivitetene
behandling. De tilsvarende frekvenstall
bransjeprosjekt – deltar selskapet også
på Hild og David*. Et nytt beredskapser TRIR=2,73 og LTIF=2,05. To av
i opplæringen av unge fagfolk både
rom ble tatt i bruk ved Stavangerfraværsulykkene var på borerigger.
fra franske og norske universiteter.
kontoret i 2010.
Én hendelse gjaldt klemming av en
Gjennom FoU-samarbeid med de norske
“Verdens sikkerhetsdag” med ulike
av NOx
fra drifts-og
ogénstøtteaktiviteter
i en containerdør,
fikk foten
universitetene har Total E&P Norge Utslippfinger
typer HMS-opplæring ble gjennomført
satt fast under en last fôringsrør, men
finansiert og bidratt
over hele selskapet, inkludert StavangerTONN faglig i veiledningen
det
var
ingen
bruddskader.
Den
siste
av ni doktorgradsstudenter
i
2010.
kontoret, den 28. april. Totalt er det
1200
fraværsulykken gjaldt en person som
gjennomført 203 arbeidsdager med
1000
falt på gulvet på Stavanger-kontoret.
HMS-opplæring i løpet av året.
800
Utslipp av NOx fra drifts- og støtteaktiviteter Frigg operasjon
CO 2-utslipp fra drift og støtteaktiviteter
600
TONN
Frigg fjerning støtte
200
1000
0
800
Frigg plugging og
abandonnering av brønner
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
Frigg operasjon
600
Frigg operasjon støtte
Frigg operasjon støtte
400
Frigg fjerning støtte
200
0
Frigg operasjon støtte
Frigg operasjon støtte
400
1200
Frigg plugging og
abandonnering av brønner
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
Utslipp
av av
COCO
fra
Drifts- og støtteaktiviteter
2
Utslipp
2 fra drifts- og støtteaktiviteter
1000 TONN
200
150
Utslipp av CO 2 fra drifts- og støtteaktiviteter
100
1000 TONN
Frigg operasjon
Frigg operasjon støtte
Frigg operasjon støtte
50
200
Frigg fjerning støtte
Frigg plugging og
1500
abandonnering av brønner
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
Frigg operasjon
Luftutslippene
fra avviklingsaktivitetene på MCP01 er ikke inkludert i figurene over, siden MCP01 ligger i britisk farvann på den tidligere
100
Frigg operasjon støtte
Frigg – St. Fergus gassrørledningen.
Frigg operasjon støtte
50
Frigg fjerning støtte
*Nytt navn Atla.
Frigg plugging og
0
abandonnering av brønner
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
ÅRSRAPPORT 2010 // 15
Det ble gjennomført i alt 77 tilsyn
og verifiseringer i 2010. Mesteparten
gjaldt verifisering av marine fartøyer.
I 2010 var sykefraværet i selskapet
på to prosent, sammenliknet med 2,8
prosent i 2009. Det totale sykefraværet
(ansattes eget sykefravær og permisjon
pga. barns sykdom) var 2,6 prosent.
Det ble gjennomført en kampanje
blant de ansatte for å fremme og
registrere fysisk aktivitet. De ansatte fikk
også tilbud om å delta i en kampanje
for å kartlegge helse- og livsstilsfaktorer,
samt en undersøkelse for å avdekke
kreft i tykktarm og prostata.
Selskapet har en rehabiliteringskomité som er ansvarlig for å skaffe
passende hjelp til arbeidstakere som er
langtidssyke.
Miljømålene for året ble oppfylt
uten utslipp fra selskapets operasjoner
som måtte rapporteres til Petroleumstilsynet. Det ble heller ikke funnet noen
skadevirkninger på det marine miljøet
etter boreoperasjonen på Hild.
ISO 14001-sertifiseringen ble revidert
med jevne mellomrom i 2010 uten
noen vesentlige anmerkninger. Dette
bekrefter at selskapets miljøforvaltning
og -innsats er tilfredsstillende.
av Det Norske Veritas Certification AS
viser kun mindre avvik, og disse er
utbedret.
Nærmere informasjon om vårt
miljøregnskap og virkningene finnes
i den årlige utslippsrapporten som
innleveres via det felles elektroniske
rapporteringsformatet for Klima- og
forurensningsdirektoratet, Klif (tidligere
Statens forurensningstilsyn, SFT),
Oljedirektoratet og Oljeindustriens
Landsforening (OLF). Denne rapporten
er tilgjengelig på OLFs hjemmeside
(www.olf.no).
Frigg-feltet har blitt undersøkt
hvert tredje år siden 1977, og den siste
obligatoriske miljøundersøkelsen om
sedimentering ble foretatt i mai 2010.
Total E&P Norge har laget en
vurderingsrapport som oppsummerer
miljøforholdene i området. Den
konkluderte med at påbudet om
miljøovervåking er oppfylt, og at
det ikke er påkrevd med ytterligere
overvåking. Klif vil evaluere rapporten
og avgjøre om det er nødvendig med
flere undersøkelser eller ikke.
Det ble utarbeidet en rapport
for å vurdere om miljømålet for Hildbrønnen om null skadelig påvirkning
på det marine miljøet, var oppfylt.
Vurderingen konkluderte med at det
7. Miljøregnskap og
virkninger
Det blir jevnlig foretatt analyser av
miljøpåvirkninger fra våre aktiviteter.
Denne rapporten inneholder en
oppsummering av de viktigste
miljøpåvirkningsfaktorene fra våre
operasjoner.
Det ble kun observert mindre
utilsiktede utslipp med ubetydelig
miljøpåvirkning fra alle våre
operasjoner i 2010.
Det har jevnlig blitt foretatt
konsekvensutredninger eller risikoanalyser for våre aktiviteter. Disse har
vært basert på miljøovervåking offshore,
samt detaljkunnskap om beholdninger
og miljøet rundt våre innretninger,
og eventuell sannsynlighet, varighet
og estimert mengde fra et utblåsingsscenario. Basert på konklusjonene fra
disse analysene og prinsippet om at
selskapet alltid skal følge det som er
strengest av myndighetenes forskrifter
og selskapets regler, føler vi oss trygge
på at Total E&P Norge har god
kontroll med miljøpåvirkningen fra sine
aktiviteter.
Sertifiseringen i henhold til ISO
14001-standarden er opprettholdt.
Den periodiske revisjonen som utføres
Drilling mud discharges from the drilling of Hild and David * wells in 2010
Kjemikaliebruk og
utslipp fra
boring (tonn)
Sum grønne
stoffer
Sum
Hild
brukt
Sum
Hild
eksportert
Sum
Hild
utslipp
Sum
David*
brukt
Sum
David*
eksportert
Sum
David*
utslipp
Sum
brukt
Sum
eksportert
Årlig kjemisk
boreutslipp av
kjemikalier
2 492
880
0
993
78
398
3 485
957
398
Sum gule
stoffer
917
407
0
234
113
5
1 151
519
5
Sum røde
stoffer
47
13
0
0
0
0
47
14
0
*Nytt navn Atla.
Miljømålene
for året ble
oppfylt.
16 // ÅRSRAPPORT 2010
Total E&P
Norge utvikler
seg stadig
innen opererte
aktiviteter.
ble funnet ubetydelig påvirkning på det
marine miljøet. Bare helt i nærheten av
brønnen ble det funnet ubetydelig fysisk
påvirkning på det sedimentære miljøet
som følge av avsetning av uskadelig
borekaksmateriale.
Analyser av miljørisiko og
oljevernberedskap for boring av
Hild-brønnen konkluderte med at
risikoen lå godt innenfor kapasiteten
til den regionale oljevernberedskapen,
mens boringen av David*-prosjektet
krevde en avtale med to andre
operatører for å få tilgang til deres
dedikerte oljevernfartøyer. Disse
avtalene kom i stand gjennom den
reviderte fartøysavtalen under
NOFO-avtalen.
Det ble ikke registrert noen
større endringer i utslippene i 2010
sammenlignet med fjorårets tall for
produksjon og drift på Skirne.
Regnskap for utslippene fra Hildog David*-brønnene finnes i tabellen
nedenfor, inkludert miljøklassifiseringen
av de kjemikaliene som ble sluppet ut.
I tillegg til 1 874 tonn vannbasert
slam fra Hild og David* som er fjernet
på stedet, ble totalt 7 169 tonn
oljebasert slam og kaks fraktet til
land for behandling.
Avslutning for Frigg
Den siste testen var en trålingstest
som ble vel gjennomført av Scottish
Fishermen Federation Services Ltd.
Målsettingen for hoveddekket og
understellet for Frigg-installasjonene
var å gjenvinne eller gjenbruke
98 prosent av det materialet som ble
brakt på land. Dette målet ble nådd.
Av alt materialet som ble brakt på land,
inkludert rørledninger, kabler, skrot fra
havbunnen, farlig avfall osv., ble 97
prosent enten gjenbrukt, resirkulert eller
energigjenvunnet.
Totalt ble 72 980 tonn materialer
endelig sortert, i tillegg til 829,5 tonn
*Nytt navn Atla.
Endelig sortering
av materiell fra Friggfjerningen
Gjenbruk
15 %
Energigjenvinning
1%
Landdeponi
3%
Resirkulert
82 %
farlige materialer. I tråd med fjerningsplanen som er godkjent av myndighetene, vil en endelig rapport om
ferdigstillingen av avslutningsprosjektet
for Frigg & MCP01 bli oversendt til
norske og britiske myndigheter.
Det er laget en detaljert rapport
med tilbakemeldinger om HMSerfaringene fra prosjektet, i tillegg til
flere artikler som er presentert i
fagmagasiner og konferanser.
Vi har også delt våre erfaringer
fra prosjektet med andre operatører og
myndighetene på forespørsel.
8. Utsikter for 2011
2011 vil bli nok et viktig år for
Total E&P Norge når det gjelder å sikre
selskapets fremtidige vekst og utvikling
på den norske kontinentalsokkelen.
I tillegg til sin rolle som
partner, utvikler Total E&P Norge
seg stadig innen opererte aktiviteter,
og utfordringene i 2011 er mange.
Vi kan kort nevne noen av disse:
• Oppfylle selskapets krevende helse-,
miljø- og sikkerhetsmål.
• Holde fokus på målene for erstatning av reserver, samt på produksjon og kostnadskontroll i et krevende miljø.
• Innlevere PUDer for det opererte David*-gassfunnet nær Heimdal i
annet kvartal 2011, og det opererte
Hild olje- og gassfunnet i Nordsjøen i
fjerde kvartal 2011 til rett tid.
• Ferdigstille boring og testing av
gassprospektene på Norvarg i
Barentshavet og Alve Nord i Norskehavet på en god måte. Man håper at
det ene eller begge disse prospektene
kan føre til fremtidige PUDbeslutninger.
• Være en aktiv og konstruktiv
partner med innflytelse på viktige
beslutninger innen vår portefølje
av ikke-opererte lisenser. Vi vil
være spesielt oppmerksomme på
Eldfisk II-gjenutbyggingen og
Ekofisk Sør-utbyggingen. Tett følge
kostnadsutviklingen og tidsplanen
for pågående prosjekter.
• Optimalisere Total E&P Norges
posisjon som en betydelig gasseksportør og eier av gassinfrastruktur
på norsk sokkel.
• Fortsette å søke etter nye lisenser og
operatøroppgaver gjennom søknader
i TFO 2011, i tillegg til aktiviteter
innen porteføljeoptimalisering.
Total E&P Norge legger også stor
vekt på selskapets samfunnsansvar, og
at selskapets ansatte og samarbeidspartnere overholder det etiske manifest
og de etiske retningslinjene fastsatt av
TOTAL-gruppen.
Når det gjelder rammebetingelsene
for norsk kontinentalsokkel som berører
vår sektor, kan følgende fremheves:
• Økningen i oljeprisene i 2007/2008
var knyttet til den betydelige
kostnadsinflasjonen på den norske
kontinentalsokkelen som vedvarte
inn i 2010. Dette skaper bekymring
ÅRSRAPPORT 2010 // 17
i forhold til den marginale lønnsomheten av mange nye feltutbygginger
på den norske kontinentalsokkelen,
og selv om oljeprisen tok seg opp
noe i annet halvår 2010, er dette
ikke tilfellet for gassprisen på
spotmarkedet.
• Etter hvert som den norske
kontinentalsokkelen eldes, vil man gå
over til å legge mer vekt på styringen
av eldre felt og anlegg, og spesielt
levetidsforlengelse med tilknytning
av mindre satelittfunn og/eller mer
utfordrende reservoarer. Dette
krever nye tankebaner i retning
av kostnadseffektivitet, utløsende
teknologier og bedre standardisering
av løsninger. Alle aktørene i
bransjen må forholde seg til dette –
myndigheter, oljeselskaper,
kontraktører og serviceselskaper.
Selskapets økonomiske resultater
i 2011 er avhengig av at vi når våre
produksjons- og kostnadsmål og vil
også være avhengig av gjeldende priser
på hydrokarboner og valutakursene.
Styret merker seg at det foreligger en
del usikkerhet rundt vurderingen av
fremtidige resultater.
Styrets generelle optimisme for
selskapets fremtidige utvikling, slik den
kommer til uttrykk ovenfor, er basert på
vår tillit til den kvalitet og kompetanse
selskapets medarbeidere her i Norge
innehar.
9. Regnskap
Regnskapet for 2010 med noter fremlegges 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 per 31. desember
2010, og dermed av årsresultatet.
I samsvar med lovens krav foreslås
det at selskapets nettofortjeneste
fordeles som følger:
Til disposisjon for tildeling:
2010 årsresultat NOK9 354 000 000
Fra annen
NOK 46 000 000
egenkapital
Utbytte
NOK9 400 000 000
Styret i TOTAL E&P NORGE AS, 25. mars 2011
Patrice de Viviés
Olav Steffensen*
Tom Ruud
Odd Roger Enoksen
Jean-Pierre Sbraire
Ingvild Grøsfjeld*
Harriet Elizabeth Dreyer*
Kristine Holm*
Styreformann
Eric Denelle
Alain Lehner
Martin Tiffen
Administrerende direktør
* Ansatterepresentanter
18 // ÅRSRAPPORT 2010
ÅRSRAPPORT 2010 // 19
Resultatregnskap
Millioner kroner
DRIFTSINNTEKTER
Olje- og gassalg
Tariffinntekter
Diverse inntekter
SUM DRIFTSINNTEKTER
DRIFTSKOSTNADER
Kjøp av gass
Lønn og sosiale kostnader
Konsesjons-, produksjons- og diverse avgifter
Produksjons- og transportkostnader
Letekostnader
Administrasjonskostnader
Avsetninger for nedstengnings- og fjerningskostnader
Avskrivninger
Netto mer-/(mindre-)uttak av olje og gass
DRIFTSKOSTNADER
DRIFTSRESULTAT
FINANSINNTEKTER OG (FINANSKOSTNADER)
Finansinntekter
Finanskostnader
Inntekt på investering i datterselskap og tilknyttet selskap
Netto agio/(disagio)
NETTO FINANSINNTEKTER / (FINANSKOSTNADER)
ORDINÆRT RESULTAT FØR SKATTEKOSTNAD
Betalbar skatt
Utsatt skatt
ÅRSRESULTAT
OVERFØRINGER
Avsatt til utbytte
Annen egenkapital
SUM OVERFØRINGER
Noter
2010
2009
42 267
2 565
2 946
47 777
38 908
2 568
96
41 571
3 359
(3)
2 850
6 205
209
707
520
8 434
189
213
1 545
6 183
2
18 003
29 774
266
593
538
9 072
159
183
1 432
7 318
5
19 565
22 006
(57)
114
(18)
(638)
30
30
113
(1 135)
(3)
(1 563)
7 768
8
8
50
(315)
89
(59)
(236)
29 539
584
(195)
15
(270)
134
22 140
(534)
(121)
74
211
(371)
7 398
9
9
21 165
(981)
9 354
14 129
2 268
5 744
7 036
(3 249)
3 610
13
13
9 400
(46)
9 354
1
2
3, 4
5, 6
7
10
5 800
(56)
5 744
Variasjon
3 600
10
3 610
20 // ÅRSRAPPORT 2010
Balanse
Millioner kroner
Noter
ANLEGGSMIDLER PER 31.12
IMMATERIELLE EIENDELER
Oppkjøp av lisenser
SUM IMMATERIELLE EIENDELER
2010
2009
1 200
1 200
1 342
1 342
(142)
(142)
333
44 493
1 969
1 472
74
48 341
357
48 845
658
1 413
185
51 457
(24)
(4 352)
1 311
59
(111)
(3 117)
342
26
111
480
50 021
340
57
124
521
53 320
2
(31)
(13)
(41)
(3 300)
320
422
742
356
424
780
(36)
(2)
(37)
12
5 551
208
5 758
4 949
402
5 351
602
(194)
407
12
328
6 829
0
6 131
328
698
56 850
59 451
10
VARIGE DRIFTSMIDLER
Bygninger
Produksjonsanlegg – ferdige
Produksjonsanlegg – under utførelse
Letebrønner – under utførelse
Maskiner, biler og inventar
SUM VARIGE DRIFTSMIDLER
8, 10
FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
Aksjer
Netto pensjonsmidler
Langsiktige fordringer
SUM FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
SUM ANLEGGSMIDLER
11
4
OMLØPSMIDLER
VARER
Lagerbeholdning
Netto (mer-)/mindre uttak av olje og gass
SUM VARER
FORDRINGER
Kundefordringer
Andre kortsiktige fordringer
SUM FORDRINGER
BANKINNSKUDD, KONTANTER OG LIGNENDE
SUM OMPLØPSMIDLER
SUM EIENDELER
Patrice de Viviés
STYREFORMANN
Tom Ruud
Variasjon
Odd Roger Enoksen
Jean-Pierre Sbraire
Olav Steffensen*
(2 601)
Ingvild Grøsfjeld*
ÅRSRAPPORT 2010 // 21
Millioner kroner
Noter
EGENKAPITAL PER 31.12
INNSKUTT EGENKAPITAL
Selskapskapital (4 201 000 aksjer à 1 000,00)
Overkursfond
SUM INNSKUTT EGENKAPITAL
OPPTJENT EGENKAPITAL
Annen egenkapital
SUM OPPTJENT EGENKAPITAL
SUM EGENKAPITAL
GJELD
LANGSIKTIGE AVSETNINGER
Pensjonsforpliktelser
Utsatt skatt
Avsetning for nedstengnings- og fjerningskostnader
SUM LANGSIKTIGE AVSETNINGER
ANNEN LANGSIKTIG GJELD
Lån fra selskap i samme konsern
Lån fra andre selskap
Annen langsiktig gjeld
SUM ANNEN LANGSIKTIG GJELD
KORTSIKTIG GJELD
Kassakreditt
Leverandørgjeld og skyldige omkostninger
Skyldige offentlige avgifter
Betalbar skatt
Avsatt utbytte
Annen kortsiktig gjeld
SUM KORTSIKTIG GJELD
SUM GJELD
2010
2009
Variasjon
13
13
4 201
2 340
6 541
4 201
2 340
6 541
0
0
0
13
48
48
6 589
94
94
6 635
(46)
(46)
(46)
464
14 232
8 973
23 670
422
15 213
8 862
24 497
42
(981)
111
(827)
14
14
1 000
0
129
1 129
7 000
1 141
19
8 160
(6 000)
(1 141)
110
(7 031)
12
12
0
2 272
39
13 699
9 400
53
25 463
50 261
861
2 788
59
10 547
5 800
102
20 158
52 815
(861)
(517)
(20)
3 152
3 600
(49)
5 305
(2 554)
56 850
59 451
(2 601)
319
281
4
9
7, 15
9
SUM EGENKAPITAL OG GJELD
Garantiansvar
3
Styret i TOTAL E&P NORGE AS, 25. mars 2011
Eric Denelle
Kristine Holm*
Harriet Elizabeth Dreyer*
Alain Lehner
Martin Tiffen
ADMINISTRERENDE DIREKTØR
* Ansattes representant
22 // ÅRSRAPPORT 2010
KONTANTSTRØMOPPSTILLING
Millioner kroner
KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
Ordinært resultat før skattekostnad
Betalbar skatt
Avskrivninger
Langsiktige avsetninger
Tap/(gevinst) ved avhendelse av driftsmidler
Tilskudd fra driften (cash flow)
Kontantstrøm fra endringer i:
Fordringer og forskuddsbetalinger
Lagerbeholdninger
Leverandørgjeld og påløpne utgifter
Skattegjeld
Langsiktige fordringer
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
2010
2009
Variasjon
29 539
(21 165)
6 183
659
(1 504)
13 711
22 140
(14 129)
7 318
474
0
15 804
7 399
(7 036)
(1 135)
185
(1 504)
(2 093)
(407)
37
(579)
3 152
13
15 927
(769)
(47)
263
(2 836)
15
12 430
362
84
(842)
5 988
(2)
3 497
KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
Investeringer i driftsmidler
Innbetalinger ved salg av driftsmidler
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
(8 308)
6 403
(1 905)
(9 615)
4
(9 611)
1 307
6 399
7 706
KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
Økning/(nedgang) i lån fra selskap i samme konsern
Økning/(nedgang) i andre langsiktige lån
Økning/(nedgang) kassekreditt
Utbetalt utbytte
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
(6 000)
(1 031)
(861)
(5 800)
(13 692)
7 000
(212)
(107)
(9 500)
(2 819)
(13 000)
(819)
(754)
3 700
(10 873)
Netto endringer i kontanter og ekvivalenter
Beholdninger av kontanter og ekvivalenter 01.01
BEHOLDNING AV KONTANTER OG EKVIVALENTER 31.12
328
0
328
0
0
0
328
0
328
ÅRSRAPPORT 2010 // 23
Regnskapsprinsipper
Generelt
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
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.
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
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
5). 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.
24 // ÅRSRAPPORT 2010
Avvik i salgs- og
produksjonsprofil på
olje og gass
Vesentlige avvik som fremkommer
som følge av ulik produksjons- og
salgsprofil på olje og gass, blir
regnskapsmessig reflektert under
driftskostnader i resultatregnskapet
og som kortsiktige poster i balansen.
Avvikene regnskapsføres for å tilpasse
produksjonskostnadene til solgte kvanta
(salgsmetoden) og verdsettes til kostpris,
alternativt ved mindre uttak til antatt
fremtidig salgspris, dersom denne er
lavere.
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 reverserer eller kan reversere 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.
ÅRSRAPPORT 2010 // 25
Noter til regnskapet
Resultatregnskapet
Note 1
Salgsinntekter
Millioner kroner
Råolje
Våtgass
Gass
Kondensat
Sum
2010
2009
27 899
2 227
11 107
1 034
42 267
23 938
1 865
12 620
485
38 908
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.
Note 2
Andre inntekter
Total E&P Norge AS har per 1. september 2010 avhendet sine eierandeler i Valhall og Hod. Salget innebar en gevinst på
1 504 millioner kroner og er klassifisert som andre inntekter i resultatregnskapet, og utover dette er utsatt skatteposisjon relatert
til eiendelen reversert som del av salget. Andre inntekter inkluderer også inntektsføring av forsikringsoppgjøret etter skadene
på Ekofisk W plattformen i 2009.
Note 3
Lønnskostnader, antall ansatte og godtgjørelser
Millioner kroner
Lønninger
Arbeidsgiveravgift og andre ytelser
Pensjonskostnader
Annet
Sum lønnskostnader
Gjennomsnittlig antall årsverk:
2010
2009
433
108
69
97
707
277
321
105
67
100
593
270
Godtgjørelse til styret i 2010 var 587 500 kroner. Lønn og andre ytelser til administrerende direktør utgjorde 4 741 028 kroner
i 2010. Det foreligger verken avtale om lønn etter fratreden eller spesiell bonus for administrerende direktør eller styre.
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 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.
Lønnskostnader inkluderer avsetning for kostnader vedrørerende en tidlig pensjonsplan gjennomført i 2010.
Langsiktige fordringer inkluderer lån til ansatte på 23 millioner kroner. Selskapet har også stillet garanti for lån til ansatte
i Nordea for totalt 271 millioner kroner per 31.12.2010.
26 // ÅRSRAPPORT 2010
Note 4
Pensjoner
Selskapet har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i Vital Forsikring ASA. Forpliktelsen omfatter samtlige lokalt ansatte
(263 per 31.12.10) og gir rett til fremtidige pensjonsytelser, såkalte ytelsesplaner. I tillegg omfatter ordningen tidligere ansatte
(240 per 31.12.10) 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
2010
2009
71
86
(58)
62
161
63
82
(65)
37
117
Status av pensjonsforpliktelser og pensjonsmidler per 31. desember 2010:
Millioner kroner
Beregnet pensjonsforpliktelser inklusive verdien av fremtidig lønnsvekst
Pensjonsmidler
Estimert netto pensjonsmidler (forpliktelser)
Uamortiserte estimatavvik
Balanseført netto pensjonsmidler/(forpliktelser)
Finansierte
forpliktelser
Udekkede
forpliktelser
1 355
895
(460)
486
26
815
185
(630)
166
(464)
Overfinansierte ordninger er vist som langsiktig fordring, mens udekkede pensjonsforpliktelser er vist som langsiktig avsetning i
balansen.
Ved aktuarberegningene er følgende forutsetninger lagt til grunn:
Diskonteringsrente
Lønnsregulering
Pensjonsregulering
Forventet avkastning på fondsmidler
Note 5
2010
2,5 – 3,4
4,0
3,8
5,0
%
%
%
%
2009
4,0 – 4,5
4,5
4,2
5,5
Revisor
Honorar til revisor er kostnadsført med 3 205 000 kroner. Dette fordeler seg på 1 720 000 kroner for ordinær revisjon,
4 000 kroner for andre attestasjonstjenester og 1 481 000 kroner for skatte og avgiftsbistand.
%
%
%
%
ÅRSRAPPORT 2010 // 27
Note 6
Produksjons- og transportkostnader
Driftskostnadene inkluderer en kompensasjon pålydende 384 millioner kroner, som en del av oppgjør for tidligere bytter av
eierinteresser på den Norske Kontinentalsokkelen i 1988.
I 2010 har selskapet i egen regi utført forskning for 84 millioner kroner i 2010. 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 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.
Note 7
Avsetning for fremtidige fjernings og nedstengningskostnader
Avsetningen i 2010 for fremtidige fjerningskostnader og kostnader til nedstengning av brønner og plattformer etter
produk­sjons­stans er beregnet til 1 545 millioner kroner etter produksjonsenhetsmetoden. Påløpte fjerningskostnader i 2010
ført mot tidligere foretatte avsetninger utgjorde 1 153 millioner kroner.
Note 8
Finansposter
2010
2009
50
50
3
581
584
Finanskostnader
2010
2009
Rentekostnader fra foretak i samme konsern
Annen rentekostnad
Aktiverte renteutgifter
Sum finanskostnader
(170)
(146)
1
(315)
(184)
(45)
34
(195)
Millioner kroner
Finansinntekter
Renteinntekt fra foretak i samme konsern
Annen renteinntekt
Sum finansinntekter
Renteutgifter aktivert som utbyggingskostnader i 2010 er knyttet til Ekofisk investeringer.
28 // ÅRSRAPPORT 2010
Note 9
Skatt
Skattekostnadene reflekterer både kortsiktige og fremtidige betalbare skatter som følge av årets aktivitet. Særskatten på
petroleums­virksomheten er kalkulert etter fratrekk for friinntekt. Grunnlaget for årets skattekostnad er beregnet som følger:
2010
2009
Resultat før skattekostnad
Permanente forskjeller *
Endring i midlertidige forskjeller
Årets skattegrunnlag
Landinntekt
Friinntekt
Grunnlag for særskatt
29 539
(5 897)
4 167
27 809
120
(2 286)
25 643
22 140
250
97
22 487
(476)
(2 788)
19 223
Innteksskatt 28 %
Særskatt 50 %
Korreksjon – tidligere år
Utsatt skatt
Sum årets betalbare skatter
7 787
12 822
557
(981)
20 184
6 296
9 612
(1 779)
2 268
16 397
Første avdrag på forskuddsskatten betalt per 4. kvartal
Andre betalbare (forskuddsbetalte) skatter relatert til tidligere år
Sum betalbar skatt i balansen
(7 176)
266
13 699
(5 364)
1 782
10 547
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:
2010
2009
Varige driftsmidler
Pensjonsforpliktelser
Annet
Nedstengningskostnader
Sum midlertidige forskjeller
Utsatt friinntekt
Landaktivitet
Grunnlag utsatt særskatt
29 035
(554)
(143)
(7 832)
20 506
(3 181)
(345)
16 980
30 421
(365)
(122)
(7 717)
22 217
(3 942)
(290)
17 985
Utsatt skatt i balansen består av følgende poster:
Ordinær inntektsskatt – 28 %
Særskatt – 50 %
Sum utsatt skatt
5 742
8 490
14 232
6 221
8 992
15 213
Millioner kroner
Årets endring utsatt skatt
* I hovedsak relatert til salg av Valhall- og Hod-lisensene i 2010.
(981)
2 271
ÅRSRAPPORT 2010 // 29
Avstemming mellom skattekostnad og beregnet skattekostnad:
Resultat før skattekostnad
Marginal skattesats 78 %
Skatteeffekt av:
– Permanente og midlertidige forskjeller
– Opptjent friinntekt
– Korreksjon – tidligere år
Årets skattekostnad
29 539
23 040
22 140
17 269
(4 283)
(1 014)
2 440
20 184
267
(1 248)
109
16 397
Note 10 Immaterielle eiendeler og varige driftsmidler
Prod. anlegg Lete­brønner
– under
under
utførelse
utførelse
Bygninger
Millioner kroner
Prod.
anlegg
– ferdige
Maskiner,
biler og
inventar
Anskaffelseskostnader per 01.01.10
Tilgang
Overføring ferdige anlegg inkl. renter
Utrangering og salg
Bruttoverdi per 31.12.10
131 201
6 436
352
(9 513)
128 476
642
138
(220)
(69)
491
557
3
(15)
(2)
543
83 983
44 493
417
74
Årets avskrivninger
5 799
Økonomisk levetid
Avskrivningsplan
1 – 30 år
Prod. enhet
Akkumulerte avskrivninger
Bokført verdi per 31.12.10
658
1 321
(10)
3 959
402
(107)
Oppkjøp
lisenser
4 898
8
Sum
driftsmidler
141 914
8 308
0
(10 661)
139 561
1 969
4 254
(1 077)
3 829
210
333
1 969
2 782
1 472
2 629
1 200
90 020
49 541
26
9
0
235
114
6 183
10 – 20 år
Saldo
30 – 50 år
Saldo
Evaluering
-
Evaluering 15 – 30 år
- Prod. enhet
30 // ÅRSRAPPORT 2010
Note 11 Aksjer
Alle beløp i tusen kroner
Forretningskontor
Eierandel
Stemme- Egenkapital
andel 31.12.2009
Resultat
2009
Bokført
verdi
1 279
(361)
235 314
313
109
8 736
300
178 347
1 500
500
189 383
Aksjer i Datterselskap/Tilknyttet selskap:
TOTAL Etzel Gaslager GmbH
TOTAL Gass Handel Norge AS
Norpipe Oil AS
Oslo Lufthavn Tankanlegg
Gardermoen Fuelling Services AS
Sum datterselskap og tilknyttet selskap
Düsseldorf
Stavanger
Sola
Ullensaker
Ullensaker
100,00
100,00
34,93
20,00
20,00
%
%
%
%
%
100,00
100,00
34,93
20,00
20,00
%
%
%
%
%
12 722
7 385
66 763
7 593
1 384
Aksjer i Andre selskaper:
Norsea Gas A/S
Gasnor ASA
Kunnskapsparken Nord AS
Andre
Sum andre selskap
14,40 %
7,40 %
11,75 %
140 897
4 637
6 751
5
152 290
Note 12 Kortsiktig fordring og gjeld med selskap i samme konsern
Millioner kroner
Fordringer
Kundefordringer
Sum kortsiktige fordringer på selskap i samme konsern
Gjeld
Kassakreditt
Leverandørgjeld
Sum kortsiktig gjeld på selskap i samme konsern
2010
2009
3 201
3 201
3 755
3 755
141
141
753
167
920
Ubenyttet kortsiktig multi-valuta trekkrettigheter i assosiert finansselskap utgjorde 1 millioner kroner ved årets slutt 2010.
Rentebetingelsene varierer i forhold til valuta og er basert på internbankrente betingelser.
Note 13 Egenkapital
Millioner kroner
Egenkapital 31.12.09
Årsresultat
Utbytte
Egenkapital 31.12.10
Aksjekapital
Overkursfond
4 201
2 340
4 201
2 340
Annen
94
9 354
(9 400)
48
Total E&P Norge AS var per 31. desember 2010, 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.
Sum
6 635
9 354
(9 400)
6 589
ÅRSRAPPORT 2010 // 31
Note 14 Langsiktig gjeld
Per 31. desember 2010 hadde selskapet ubenyttede trekkfasiliteter i assosiert finansselskap på 6 000 millioner kroner
og lånerenten er i henhold til markedsrente.
Note 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.
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 1 til 2 år. Selskapets leie av kontor- og lagerbygg har en varighet fra 3 til 11 år.
Selskapet har også inngått 2 avtaler (charter parties) om leie av 2 LNG skip for transport av fremtidig andel av produksjon på
Snøhvit feltet. Hvorav en av kontraktene startet i 2006 og neste har oppstart i 2018. I tillegg har selskapet inngått avtale om leie
av ytterligere ett LNG frem til 4 kvartal 2011.
I tillegg har selskapet 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 9739 millioner kroner.
Leieavtaler
1 år
2 289
2 – 3 år
2 441
4 – 5 år
920
>2015
4 089
BOREFORPLIKTELSER
I henhold til inngåtte lisensavtaler var selskapet, per 31. desember 2010, forpliktet til å delta i boringen av 4 letebrønner,
hvorav 1 som operatør og 3 som lisensdeltaker.
Note 16 Olje og gassreserver (ikke revidert)
Definisjonen for påviste, utbygde og ikke utbygde olje og gass reserver 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 produksjons nivå, 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 nøykatige målinger og er emne
for kontinuerlig oppdateringer etter godt etablerte kontrollrutiner.
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 innvolverte 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.
32 // ÅRSRAPPORT 2010
Estimatene av påviste reserver er kontrollert av Hovedkontoret gjennom etablerte retningslinjer. For ytterligere informasjon
om TOTAL-gruppens intern kontroll prosess referer vi til ”Reference Document” utstedt at Total S.A. og som er tilgjengelig på
www.total.com.
Reserver 31.12.2010
Olje, NGL
og kondensat
(millioner fat)
Naturgass
(milliarder
Sm3)
Olje.
ekvivalenter
(millioner fat)
546
79
1 065
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver
Note 17 Lisensportefølje 31.12.2010
Lisens
Blokk
Felt
PL 006
PL 018B
PL 018
PL 024
PL 026
PL 034
PL 036
PL 036BS
PL 036D
PL 040
PL 043
PL 043BS
PL 043CS
PL 043DS
PL 044
PL 046
PL 046B
PL 048
PL 048B
PL 048E
PL 051
PL 052B
PL 053
PL 054
PL 055C
PL 062
PL 064
PL 073
PL 073B
PL 077
PL 078
PL 079
PL 085B
PL 085C
PL 085
2/5
1/6
2/4, 2/7, 7/11
25/1
25/2
30/05
25/4
25/4
25/4
29/9, 30/7
29/6, 30/4
29/6, 30/4
29/6
29/6
1/9
15/8, 15/9
15/9
15/5
15/5
15/6
30/2, 30/3
30/3
30/6
31/2
31/4
6507/11
7120/08
6407/01
6406/03
7120/7
7120/9
30/9
31/9, 32/4
31/3, 31/6
31/3, 31/5, 31/6
Tor
Albuskjell
Ekofisk area
Frigg**
Rind
Tune
Vale
Heimdal
Vilje
Hild*
Hild*
Hild*
*Funn
**Frigg nedstengt og fjernet
Tommeliten*
Sleipner
Volve
Dagny*
Glitne
Erin
Huldra
Huldra
Oseberg Øst
Troll
Oseberg Øst
Åsgard
Snøhvit
Tyrihans
Tyrihans
Snøhvit
Snøhvit
Oseberg Sør
Troll
Troll
Troll
Andel
Gyldig til
Operatør
100,00 %
39,90 %
39,90 %
47,13 %
62,13 %
10,00 %
24,24 %
16,76 %
24,24 %
49,00 %
49,00 %
49,00 %
100,00 %
100,00 %
15,00 %
10,00 %
10,00 %
21,80 %
21,80 %
21,80 %
24,50 %
18,00 %
10,00 %
5,21 %
10,00 %
24,50 %
5,00 %
29,14 %
26,67 %
10,00 %
25,00 %
10,00 %
3,00 %
3,69 %
3,00 %
31.12.2028
31.12.2028
31.12.2028
23.05.2015
23.05.2015
14.11.2015
11.06.2021
11.06.2021
11.06.2021
31.12.2027
31.12.2027
31.12.2027
31.12.2027
31.12.2027
31.12.2028
31.12.2028
31.12.2028
31.12.2028
18.02.2013
31.12.2028
06.04.2015
06.04.2015
01.03.2031
30.09.2030
01.03.2031
10.04.2027
01.10.2035
31.12.2029
31.12.2029
01.10.2035
10.10.2035
01.03.2031
08.07.2030
30.09.2030
30.09.2030
Total E&P Norge AS
ConocoPhillips
ConocoPhillips
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
ConocoPhillips
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
ÅRSRAPPORT 2010 // 33
Lisens
Blokk
Felt
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
PL
34/7
6407/6
6406/3
6506/12
7121/4
7121/7
25/5
25/5
30/9
7120/5, 7121/5, 7121/5
7121/6, 8&9, 7122/4, 5&6
7123/4
34/7, 34/8
34/7, 34/8
6407/5
6607/12
6506/11
6506/11
6506/11
2/4
30/12
30/8
34/11
Snorre, Vigdis, Tordis, Statfj.Ø
Mikkel
Åsgard
Åsgard
Snøhvit
Albatross
Skirne & Byggve
Tir*, Atla** etc
Oseberg Sør
Snøhvit
Tornerose*
Snøhvit
Visund, Titan*, Pan-Pandora*
Visund
Mikkel
Alve North*
Kristin
Morvin
Åsgard
089
092
094B
094
099
100
102
102C
104
110
110B
110C
120
120B
121
127
134B
134C
134
146
171B
190
193
193B
199
211
211B
219
237
249
255
257
263C
275
333
448
479
488
535
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
6507/11
2/4
2/4
7120/7, 7120/8, 7120/9
*Funn
**Tidligere David.
Oseberg Sør
Tune
Kvitebjørn, Valemon*
Kvitebjørn ext.
Kristin
Victoria*
Victoria extension*
Åsgard
Vale
Linnorm*
Erlend*
Yttergryta ext.
Snøhvit
Smørbukk North
Andel
Gyldig til
Operatør
5,60 %
7,65%
7,68 %
9,80 %
37,50 %
35,00 %
40,00 %
40,00 %
10,00 %
25,00 %
18,40 %
18,40 %
11,00 %
11,00 %
7,65 %
50,00 %
6,00 %
6,00 %
10,00 %
22,20 %
10,00 %
10,00 %
5,00 %
5,00 %
6,00 %
40,00 %
40,00 %
15,00 %
7,68 %
24,24 %
20,00 %
6,00 %
24,50 %
39,90 %
22,20 %
18,40 %
9,80 %
18,40 %
40,00 %
09.03.2024
09.03.2020
10.04.2027
10.04.2027
01.10.2035
01.10.2035
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2031
01.10.2035
17.12.2013
17.12.2013
23.08.2023
23.08.2023
28.02.2022
28.02.2023
10.04.2027
06.01.2009
10.04.2027
08.07.2027
01.03.2031
10.09.2032
10.09.2031
10.09.2031
10.09.2033
02.02.2032
02.02.2032
02.02.2014
10.04.2027
11.06.2021
12.05.2038
10.09.2033
12.05.2037
31.12.2028
17.12.2013
15.06.2013
28.02.2013
28.02.2014
15.05.2014
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Shell
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
ConocoPhillips
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
34 // ÅRSRAPPORT 2010
REVISORS BERETNING 2010
Uttalelse om årsregnskapet
Vi har revidert årsregnskapet for Total E&P Norge AS, som består av balanse per 31. desember 2010, resultatregnskap for
regnskapsåret avsluttet per denne datoen og en beskrivelse av vesentlige anvendte regnskapsprinsipper og andre noteopplysninger.
Styrets og daglig leders ansvar for årsregnskapet
Styret og daglig leder 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 intern kontroll som styret og daglig leder 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 mening 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. 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 utforme 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 2010 og av dets resultater for regnskapsåret som ble avsluttet per denne datoen
i samsvar med regnskapslovens regler og god regnskapsskikk 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
og forutsetningen om fortsatt drift er konsistente med årsregnskapet og i samsvar med lov og forskrifter.
Konklusjon 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 daglig leder 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, 25. mars 2011
ERNST & YOUNG AS
Jostein Johannessen
Statsautorisert revisor
ÅRSRAPPORT 2010 // 35
36 // årsrapPORT 2008
2010
TOTAL-gruppens eierandeler i produksjonslisenser
(Norge), felt (Norge, Storbritannia, Nederland)
og transportsystemer i Nordsjøen, Norskehavet
og Barentshavet
per 01.05.2011
* For fullstendig oversikt over vår
lisensportefølje, se note 17, side 32.
37 // årsrapPORT 2010
årsrapPORT 2008 // 37
Våre interesser på den norske kontinentalsokkelen
per 01.05.2011 (alfabetisk rekkefølge)
Total E&P Norge %
Operatør
Felt i produksjon
Ekofisk
Eldfisk Embla Gimle Glitne Heimdal Huldra Kristin Kvitebjørn Mikkel Morvin
Oseberg
Oseberg Øst
Oseberg Sør
Skirne Sleipner Øst
Sleipner West/Alpha Nord
Snorre Snøhvit Statfjord Øst
Sygna Tor Tordis Troll Tune Tyrihans Vale
Vigdis Vilje Visund Yttergryta Åsgard 39,90ConocoPhillips
39,90
ConocoPhillips
39,90
ConocoPhillips
4,90
Statoil
21,80
Statoil
16,76
Statoil
24,33
Statoil
6,00
Statoil
5,00
Statoil
7,65
Statoil
6,00Statoil
10,00Statoil
10,00
Statoil
10,00
Statoil
40,00
Total E&P Norge
10,00
Statoil
9,41
Statoil
6,18
Statoil
18,40
Statoil
2,80Statoil
2,52
Statoil
48,20
ConocoPhillips
5,60
Statoil
3,69
Statoil
10,00
Statoil
23,18
Statoil
24,24Statoil
5,60
Statoil
24,24
Statoil
7,70
Statoil
24,50
Statoil
7,68
Statoil
årsrapPORT 2010 // 38
Rørledninger og landanlegg
(Direkte eierandel)
Total E&P Norge %
Operatør
Rørledninger
GASS
Gassled*
6,102Gassco
OLje
Norpipe (olje)
34,93
ConocoPhillips
Oseberg Transport (OTS)
8,65439
Statoil
Frostpipe**
36,2500
Total E&P Norge
Troll Oil I
3,70687
Statoil
3,70687
Statoil
Troll Oil II
Sleipner condensate
10,0000
Statoil
Landanlegg/terminaler
GASS
Kårstø Gas Plant
6,102
Gassco
Kollsnes Gas Plant
6,102
Gassco
(Emden) 6,102
Gassco
Norsea Gas Terminal
Europipe Terminals (ERF/EMS) (Emden/Dornum) 6,102
Gassco
Zeepipe Terminal (Zeebrugge) 2,98985
Gassco
Dunkirk Terminal (Dunkirk)
3,96612
Gassco
Etzel Gas Lager (Etzel) 1,0791
Statoil
OLJE
Sture (Sture)
8,65439
Statoil
Vestprosess (Mongstad)
5,00000
Statoil
* Består av tidligere Statpipe, Oseberg Gas Transport, Zeepipe, Europipe I, Europipe II, Franpipe, Vesterled, Åsgard Transport,
Norpipe rørledningene, Langeled, Tampen Link, Norne Gas Transport System og Kvitebjørn Gas Pipeline.
I tillegg eier Total E&P Norge AS 14,4 % i Norsea Gas A/S, som igjen eier 2,807 % i Gassled.
**Frostpipe er ikke lenger i drift, men blir bevart.
ÅRSRAPPORT 2010 // 39
OrganisaSJonSKart, Total E&P Norge AS
per 01.05.2011
Ledelse
Managing Director:
Martin Tiffen
Deputy MD:
Gunnar Wilhelm Syslak
Samfunnskontakt
HMSQ
Bjørn Arne Næsgaard
Bjørn Oscar Tveterås
HR & Administrasjon
FinanS/skatt/it
Pierre Bousquet
Sigmund Pettersen
JURIDISK
New Reserves Growth
Jean-Paul Thiriet
Arild Kvanvik Jørgensen
Marketing &
Transport
Kristin Skofteland
Forretningsenhet
STATOIL operert
Martin Borthne
Forretningsenhet
Greater Ekofisk
John Catlow
Commercial
Jarle Madsen
Drift & Prosjekter
Tore Bø
Øyvind Fjellvang
Hild & Atla PUD
prosjektorg.
Utvikling &
planlegging
Kevin Boyne
Geosciences
Rune Rosnes Hope
Melvær&Lien Idé-entreprenør
Foto: Anne Lise Norheim og Tom Haga
Illustrasjon: Lasse Skarbøvik
Trykk: Gunnarshaug
www.total.no
Hovedkontor: Total E&P Norge AS, Postboks168, 4001 Stavanger. Telefon +47 51 50 30 00
Oslo: Total E&P Norge AS, Postboks 1361 Vika, 0113 Oslo. Telefon +47 22 01 95 00
Harstad: Total E&P Norge AS, Postboks 63, 9481 Harstad. Telefon +47 77 28 21 50