Årsrapport 2013 - Total E&P Norge

TOTAL E&P NORGE AS
ÅRSRAPPORT
INNHOLD
02
05
07
NØKKELTALL
OM TOTAL E&P NORGE
Å REALISERE VERDIENE
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
242 000
FAT OLJEEKVIVALENTER HVER DAG I 2013.
Å REALISERE
VERDIENE
I alle opererte aktiviteter må vi
tilfredsstille både våre egne og våre
interessenters forventninger hva
angår sikkert arbeid og null negativ
effekt på miljøet.
TOTAL E&P NORGE AS
ÅRSRAPPORT
NØKKELTALL
2013
2012
2011
Driftsinntekter
45 007
51 109
51 326
Driftsresultat
24 017
33 196
36 185
(350)
(358)
(213)
Resultat før skattekostnad
23 667
32 838
35 971
Skattekostnad
16 889
23 417
26 262
Årets resultat
6 778
9 421
9 709
15 894
17 093
19 276
MILLIONER KRONER
RESULTATOVERSIKT
Netto finansielle inntekter / (utgifter)
Tilskudd fra driften (cash flow)
BALANSEOVERSIKT
Immaterielle eiendeler
2 548
2 813
794
Varige driftsmidler
67 105
57 126
49 438
Omløpsmidler
10 506
10 027
12 191
Sum egenkapital
13 782
6 848
6 698
Avsetninger for forpliktelser
29 275
27 571
26 180
Annen langsiktig gjeld
23 513
10 473
126
Kortsiktig gjeld
13 588
25 074
29 418
ANDRE HOVEDTALL
Anskaffelse av varige driftsmidler
(16 806)
16 202
10 410
Leteaktivitet, kostnader og investeringer
1 363
1 433
1 682
Avkastning på sysselsatt kapital*
33,7 %
58,3 %
61,0 %
Produksjonskostnad USD/FAT
9,3
9,0
7,5
Transportkostnad USD/FAT
5,0
4,4
4,6
242
275
287
1 030
1 083
1 057
356
322
289
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.
45 007
24 017
242
1 030
356
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 2013)
MARTIN LINGE-FELTET Plattform og jackup-rigg
Å REALISERE VERDIENE
er i henhold til plan, og i 2014 vil vi se de
første offshorekampanjene med montering
av understell (fabrikkert hos Kværner
Verdal), mobilisering av den oppjekkbare
boreenheten Maersk Intrepid og legging
av gasseksportledningen og tilknyttede
strukturer med Subsea 7. Denne økte aktiviteten er et stort ansvar for organisasjonen
vår i Dusavik, og vi gjør alt for å utføre hele
programmet på en trygg og effektiv måte.
Disse oppgavene byr på mange interessante
utfordringer for medarbeiderne våre, og vi
har også økt innsatsen innen rekruttering
og opplæring.
I ALLE OPERERTE AKTIVITETER må vi tilfreds-
DET ER ALFA OG OMEGA for ethvert olje- og
gasselskap å ha tilgang til nye leteområder
og skape nye muligheter for leteboring.
Dette har vært et fast fokusområde for
Total E&P Norge i de senere år. Vi har
utvidet leteporteføljen og har også økt
antallet brønner vi borer.
stille både våre egne og våre interessenters
forventninger hva angår sikkert arbeid og
null negativ effekt på miljøet. Vi setter høye
standarder for oss selv, og bruker mye tid
og krefter på å sikre at vi har kompetansen,
standardene og atferden vi trenger, både
blant våre egne medarbeidere og kontraktørene. I 2013 hadde jeg gleden av å se at
Total E&P Norge nådde sine HMS-mål for
driften med null fraværsskader. Men dette
er ingen sovepute, for fremtiden bringer
et enda høyere aktivitetsnivå.
VÅR IKKE–OPERERTE lisensportefølje
SELSKAPET BLE TILDELT fire nye operatørskap
og fire deltakerandeler i den 22. konsesjonsrunden og Tildeling i forhåndsdefinerte
områder 2013, og har dermed ytterligere
styrket vår lisensportefølje og posisjon
som en viktig aktør på norsk kontinentalsokkel. Ved utgangen av 2013 var selskapet
operatør for 33 lisenser, i tillegg til å ha
deltakerandeler i 74 lisenser og 29 produ­
serende felt.
LETERESULTATER må bedømmes over tid,
selv om enkeltbrønner ikke alltid gir oss
hva vi håpet. I 2013 ferdigstilte vi vår andre
brønn på Norvarg-strukturen, og resultatene
fra strømningstesten stod ikke til forventningene. Likevel fortsetter vi å evaluere nye
tilgjengelige områder, nominere blokker
og delta i seismikkundersøkelsene i det
sørøstlige Barentshavet for den kommende
23. konsesjonsrunden.
2013 VAR ÅRET da alle gjenværende hovedkontrakter for utbyggingen av Martin Lingefeltet ble tildelt. Generell fremdrift i prosjektet
vil fortsette å spille en nøkkelrolle for
Total E&P Norges virksomhet i Norge
i lang tid fremover, og vi fokuserer på
områder hvor vi både kan gjøre en forskjell
og tilføre verdi. Som lisenspartner prøver
vi alltid å spille en aktiv og konstruktiv rolle.
TOTAL HAR ET EGET forskningssenter i
Stavanger og har hatt stor innsats innen
forskning og utvikling (FoU) i Norge siden
sent på 70-tallet. I 2013 nådde det samlede
FoU-budsjettet et nytt rekordnivå på mer
enn 688 millioner kroner. TOTALs prinsipp
er å dele og gjøre ny teknologi tilgjengelig
når det trengs i de lisensene vi er partner,
i tillegg til i vår egen virksomhet som
operatør.
TIL SLUTT VIL JEG SI at det er en konstant
utfordring for olje- og gassvirksomheten,
både i Norge og globalt, å realisere verdiene
i våre felt til konkurransedyktige og bærekraftige priser. Den stadige kostnads­
inflasjonen vi har sett i industrien i de senere
år, som påvirker både driftskostnader og
kapitalinvesteringer, er helt klart en grunn
til bekymring. TOTAL jobber med dette
problemet sammen med andre operatører,
kontraktører og leverandører, i tillegg til
myndighetene. Jeg er overbevist om at vi
ved felles innsats kan finne bedre måter
å jobbe på og dermed sikre at den norske
kontinentalsokkelen forblir lønnsom i mange
tiår inn i fremtiden.
TOTAL HAR EN KLAR ambisjon om å bidra
aktivt i dette pågående eventyret med alle
våre menneskelige, tekniske og økonomiske
ressurser.
DET CONOCOPHILLIPS-OPERERTE Ekofiskområdet er fortsatt det mest verdifulle
aktivum i vår ikke-opererte portefølje.
2013 var et veldig aktivt år i dette området
hva angår offshorearbeid og installering
av nye innretninger. Jeg vil spesielt nevne
den vellykkede installasjonen av den nye
bolig- og feltsenter­plattformen på Ekofisk og
betimelig oppstart av Ekofisk Sør-prosjektet.
JEG BØR OGSÅ NEVNE at myndighetene
godkjente Plan for utbygging og drift av
Statoil-opererte Gina Krog i juni 2013.
Det Statoil-opererte prosjektet Åsgard
havbunnsgasskompresjon er også et
nøkkelprosjekt der vi har deltatt aktivt.
Dette prosjektet har planlagt oppstart
i 2015.
Martin Tiffen
Adm. Direktør
Total E&P Norge AS
5
FUKA Gass transporteres via nytt knutepunkt
STYRETS BERETNING
1
INNLEDNING
Total E&P Norge AS (Total E&P Norge), et heleid datterselskap av det franske Totalkonsernet, er engasjert i leting etter og utvinning
av hydrokarboner på den norske kontinentalsokkelen. Styrets beretning og regnskapet er
utarbeidet med utgangspunkt i forutsetningen
om selskapets kontinuitet og fortsatte drift,
og dette er etter styrets oppfatning berettiget.
2013 har vært nok et aktivt år for Total E&P
Norge. Vi har bygget videre på vår solide
erfaring fra og kunnskap om norsk sokkel.
Som operatør har vi:
Tildelt alle gjenstående hovedkontrakter
for Martin Linge.
Boret og testet avgrensningsbrønnen i
Norvarg-funnet i Barentshavet, men med
dårligere resultater av produksjonstesten
enn forventet.
Startet boreoperasjoner på letebrønnen
i Trell-prospektet nær Heimdal-feltet.
Blitt tildelt to nye operatørtillatelser i den
22. konsesjonsrunden, begge i Barentshavet.
Levert søknader i forbindelse med Tildelinger i Forhåndsdefinerte Områder 2013,
noe som resulterte i tildeling av to nye
operatørskap og to lisenser som sam-­
arbeidspartner i februar 2014. Lisensene
ligger i Nordsjøen og Norskehavet.
De viktigste hendelsene som samarbeidspartner:
Oppstart i oktober 2013 av produksjon fra
Ekofisk Sør-prosjektet, samt første overnatting på den nye innkvarterings- og feltsenterplattformen på Ekofisk i november.
Installering av understell, bro­støtte og to
broer i Eldfisk II-prosjektet.
Myndighetsgodkjenning av PUD for
Gina Krog.
Vellykket boring av leteavsnittet Rhea i
Visund Nord-prospektet i Nordsjøen og
Smørbukk Nord-prospektet i Norskehavet.
Total E&P Norge oppnådde sine hovedmål
for helse, miljø og sikkerhet (HMS). Det var
ingen dødelige eller alvorlige ulykker i 2013,
og heller ingen fraværsskader.
Den gjennomsnittlige produksjonen i
2013 var på 242 000 fat oljeekvivalenter
(foe) per døgn.
Det store arbeidet og innsatsen til våre
ansatte innen eksisterende aktiviteter, samt
nye tildelinger i konsesjonsrundene, bekrefter
selskapets engasjement og styrke på norsk
kontinentalsokkel.
2
AKTIVITETER PÅ NORSK
KONTINENTALSOKKEL
FORVALTNING AV LISENSPORTEFØLJEN
Total E&P Norge inngikk fire avtaler i 2013:
tre i mai som ble fullført i andre halvdel av året,
og en fjerde som ble undertegnet i desember.
På Bjarmeland-plattformen i Barentshavet
byttet Statoil Petroleum AS (Statoil) og
Total E&P Norge eierandeler i Total E&P Norges
PL535 and PL535B (gassfunnet Norvarg)
og Statoils PL395 (gassfunnet Ververis).
Statoil fikk en eierandel på 10 prosent i
PL535 og PL535B, mens Total E&P Norge
tok over 10 prosent av PL395.
Selskapet inngikk også en bytteavtale
med Det norske oljeselskap ASA (Det norske),
hvor Det norske overlot en 10 prosent andel
i PL535 og PL535B til Total E&P Norge i bytte
for en 62,13 prosent andel i PL026D i Nordsjøen. Dette vil forenkle eierstrukturen i denne
delen av Nordsjøen, som inneholder flere
mindre funn. Det norske ble også tildelt en
andel på 10 prosent i Statoils PL574
fra Total E&P Norge.
Til slutt, inngikk Total E&P Norge en avtale
med Centrica Resources (Norge) i mai om
kjøp av en andel på 10 prosent i PL102F og
PL102G (begge operert av Total E&P Norge),
som inneholder leteprospektet Trell.
17. desember undertegnet Total E&P Norge
en avtale med Ithaca Petroleum Norge AS
(Ithaca) om overdragelse av en andel på 10
prosent i PL102F og PL102G til Ithaca.
KONSESJONSRUNDER
Tildelingene i den 22. konsesjonsrunden
fant sted i juni, og Total E&P Norge ble
tildelt to lisenser som operatør, begge i
Barentshavet: PL710 (blokkene 7218/12,
7219/10 & 11) Vest Skrugard-prospektet og
PL535B (del av blokk 7225/2) Vest Norvarg.
Selskapet leverte en søknad om Tildeling
i Forhåndsdefinerte Områder 2013 (TFO2013)
10. september 2013. Total E&P Norge ble tildelt operatørskap i to lisenser den 19. februar
2014: PL554C (andel på 40 prosent) i blokk
34/5 i den nordre delen av Nordsjøen vest
for Garantiana (PL554, Total E&P Norge
operatør), og PL760 (andel på 50 prosent)
i blokkene 6507/11 og 6507/12 nordvest for
Alve Nord (PL127, Total E&P Norge operatør)
i Norskehavet.
Selskapet ble også tilbudt deltakelse i
Nordsjølisenser, som samarbeidspartner:
22,2 prosent i PL333B (Statoil operatør) og
15 prosent i PL044B (ConocoPhillips operatør).
Som et ledd i forberedelsene til utlysningen
av den 23. konsesjonsrunden inviterte Oljeog energidepartementet (OED) 28. august
2013 industrien til å nominere blokker innen
14. januar 2014, primært sørøst i Barentshavet. Total E&P Norge, som har kjøpt hele
ODs pakke med 2D-seismikk fra Barentshavet
sørøst, nominerte flere blokker innen tidsfristen. Det er forventet at tildelingene vil bli
kunngjort høsten 2015.
PORTEFØLJE
Det samlede resultatet av portefølje­
optimaliseringen i 2013 og tildelingen i den
22. konsesjonsrunden og TFO 2013 er:
Deltakelse i 107 lisenser, hvorav 33 som
operatør. Deltakelse i 29 produserende felt.
7
LETING
problemer og forsinkelser påtraff brønnen
kun begrensede og ikke drivverdige gassvolumer i hovedreservoaret.
BORING
OPERERTE FELT OG BRØNNER
I 2012 etablerte Total E&P Norge et riggkonsortium som håndteres av Rig Management
Norway, og hvor Total E&P Norge er hovedoperatør. Den halvt nedsenkbare riggen
Leiv Eiriksson ble hyret inn på en treårs­
kontrakt med start i 28. april 2013. Dette
sikrer Total E&P Norge riggkapasitet til
å bore to letebrønner i året.
Avgrensningsbrønnen i PL535 i Barentshavet (Norvarg II) ble boret og produksjonstestet i mai-august 2013. Selv om boreoperasjonen var i henhold til plan og budsjett,
var resultatene fra produksjonstesten ikke
så gode som forventet.
I november ble årets andre letebrønn påbegynt i PL102C. Brønnmålet heter Trell og
ligger i Heimdal-området i Nordsjøen. Det
oppstod tekniske problemer i den øverste
delen av brønnen, mest sannsynlig forårsaket
av store steinblokker og løse sedimenter.
Brønnen måtte derfor plugges. Brønnen
ble påbegynt igjen 1. januar 2014.
DEN HALVT NEDSENKBARE RIGGEN
LEIV EIRIKSSON BLE HYRET INN PÅ
EN TREÅRSKONTRAKT. DETTE SIKRER
TOTAL E&P NORGE RIGGKAPASITET TIL Å
BORE TO LETEBRØNNER I ÅRET.
FELT OG BRØNNER OPERERT AV ANDRE
Total E&P Norge deltok i boringen av tre
letebrønner operert av andre på norsk
sokkel i 2013.
Brønn 34/8-15S (Statoil operatør) ble boret
i forbindelse med utbyggingen av Visund
Nord-feltet i PL120. Målet med brønnen var
å påvise hydrokarboner fra mellomjura i
Brentgruppen av Rhea-prospektet, samt
å avklare eventuell sammenheng med
Visund-feltet. Brønnen påtraff en gass­
kolonne på omtrent 50 meter. Foreløpige
utregninger av størrelsen på funnet viser
5–10 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, som er planlagt koblet til eksisterende infrastruktur i Visund-området.
I PL094/479 (Statoil operatør) var hovedmålet for brønn 6506/9-3 Garn- og Ileformasjonene fra mellomjura i Smørbukk
Nord-prospektet. Brønnen bekreftet gass i
begge formasjonene med en bruttokolonne
på 70 meter.
Planen for letebrønn 6406/9-3 i Onyx
Sør i PL255 (Shell operatør) var å teste
det største gjenværende prospektet i
Linnorm-området. Etter driftsmessige
8
HØYDEPUNKTER – UTBYGGINGSPROSJEKTER, EVALUERINGER OG DRIFT
ATLA
Feltet startet produksjon i oktober 2012,
mindre enn to år etter at det ble oppdaget, og
har hatt en jevn produksjon på 2–3 Msm3/d
i hele 2013, med gass- og kondensat­
transport via det Statoil-opererte Heimdalsenteret.
OPERERTE
SKIRNE
MARTIN LINGE
Skirne-feltet har produsert periodevis i samkjøring med Atla i 2013. På grunn av begrensninger i produksjonskapasitet ble feltet stengt
ned i åtte måneder. Produksjonen vil fortsette
i samkjøring gjennom hele 2014.
Etter tildelingen av overstellskontrakten til
Technip/Samsung-konsortiet og SURF­
kontrakten til Subsea 7 på slutten av 2012,
ble alle gjenstående større kontrakter tildelt
i 2013. Dette inkluderte kontrakten for strømforsyning til Kollsnes (Kollsnes Power supply
- KPS), som dekker hele omfanget for
den elektriske transformatorstasjonen.
Kontrakten ble tildelt Siemens i juni.
Kontrakten for konvertering og leie av et
flytende lagrings- og lossefartøy (FSO) ble
i desember tildelt KNOT FSO 1, et datterselskap av Knutsen NYK Offshore Tankers.
Her vil tankeren Hanne Knutsen bli brukt.
Byggingen av understellet ved Kværner
Verdal har gått som planlagt i 2013, uten
fraværshendelser. Understellet vil være klart
for utskipning i april 2014 og installering i mai,
slik at forboringen kan starte når riggen
ankommer feltet i august 2014.
Prosjekteringsarbeidet på skytteltankeren
Hanne Knutsen startet i juni 2013 med
signeringen av tildelingsbrevet til den valgte
entreprenøren.
I forberedelsene til offshore installasjonskampanjen SURF i 2014 har Subsea 7, som
hovedentreprenøren for arbeidsomfanget,
anskaffet og mottatt alle undervanns­
komponenter og rørseksjoner. Arbeidet med
byggingen av undervannsstrukturene og
overflatebehandlingen av rørene har også
kommet videre. Kampanjen i 2014 vil starte
i mars med installasjonene i britisk farvann
ved FUKA, og fortsette med leggingen av
en 70-kilometer lang gasseksportrørledning
med en diameter på 24”.
På Kollsnes har KPS-entreprenøren
Siemens, gjennom sin underentreprenør
Veidekke, fullført utgravingen og forberedelsene av anleggsplassen, og påbegynt
støpingen/byggingen av hovedbygget for
strømforsyningen. Grøften på land for den
elektriske kabelen, samt borehullet og
fundamentet for å trekke hovedkabelen
offshore, ble også fullført i 2013.
De viktigste aktivitetene med overstellsentreprenøren, Technip/Samsung, har vært
prosjektering og innkjøp. Til tross for noen
forsinkelser forventes det at stålarbeidene
i Korea vil begynne i andre kvartal av 2014
som planlagt. Prosjekteringen av boligkvarteret
startet med fullføringen av en modell-lugar
ved utgangen av 2013, utført av Samsungs
underleverandør Apply-Emtunga.
OPERERT AV ANDRE
STATOIL BARENTSHAVET
LNG-anlegget Snøhvit fortsatte å slite med
ikke planlagte utkoplinger i første halvdel
av 2013. Forbedringsprosjektet for Snøhvit,
som ble igangsatt i 2012 for å forbedre
anlegg­­ets resultater og regularitet, vil fortsette.
Det første tiltaket ble iverksatt i andre kvartal
2013, og flere vil bli gjennomført i en planlagt revisjonsstans i andre kvartal i 2014.
Anlegget har hatt gode resultater i andre
halvdel av 2013, uten avbrudd.
STATOIL OG SHELL NORSKEHAVET
På Åsgard fortsatte havbunnskompresjonsprosjektet etter planen i 2013, med planlagt
oppstart i 2015.
På Yttergryta-feltet ble produksjonen
permanent stanset i 2013 etter å ha produsert
50 prosent mer enn estimert.
Etter et skuffende utfall av letebrønnen
Onyx Sør, har rettighetshaverne besluttet
å sette den Shell-opererte Linnormutbyggingen i PL255 på vent i påvente av
kostnads­­delingsmuligheter og/eller andre
eksterne faktorer som kan gjøre Linnorm
økonomisk lønnsom.
STATOIL, MARATHON OG CENTRICA NORDSJØEN
På Visund-feltet startet utvinning fra den
første produksjonsbrønnen på Visund Nord
i november, og en letepilot i samme brønn
tidligere i året gjorde et økonomisk drivverdig funn i Rhea prospektet. En produksjonsbrønn i Rhea ble godkjent av lisens­
haverne senere på året.
Oppstart av kompressoren på Kvitebjørn
er blitt forsinket med ett år, til sommeren 2014,
noe som gjør at produksjonen blir lavere enn
tidligere planlagt.
På Heimdal-feltet har det ikke vært noen
produksjon fra gassbrønnene. Som en følge
av dette er det igangsatt et program for å
forberede permanent plugging og etterlatelse
av brønnene. Det ble foretatt voksfjerning
i kondensateksportrørledningen til Brae, og
rørledningen ble inspisert innvendig for rustdannelse. Det var flere produksjonsforstyrrelser gjennom året som påvirket produk-
sjonen fra tilkoblede felt (Vale, Atla, Skirne
og Huldra).
På Huldra har sluttproduksjonen vært
god, men nærmer seg nå slutten på grunn
av tilknytningen av rikgass fra Valemon til
eksportrørledningen. Dette forventes å skje
i første halvdel av 2014.
Vilje-feltet har produsert bedre enn planlagt. Produksjonen fra Vilje Sør-brønnen er noe
forsinket, og forventes å starte tidlig i 2014.
Produksjonen fra Glitne-feltet stanset i
februar. Produksjonsskipet har forlatt feltet
og brønnene har blitt midlertidig plugget.
En rigg er leid inn for å plugge brønnene
permanent i 2014.
I juni 2013 godkjente myndighetene PUDen
for Gina Krog, og gassimport­­konseptet fra
Gassled ble godkjent av lisens­haverne i
oktober. Byggingen av den oppjekkbare
riggen og understellet pågår, mens overstellet
ennå er i detaljprosjekteringsfasen. En elektrifiseringsstudie av Utsirahøyden, inkludert
feltene Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen
og Johan Sverdrup, er i gang. Konseptvalget
forventes i andre kvartal av 2014.
Lisenshaverne på Oseberg godkjente
utviklingsprosjektet Delta Fase 2 i mai 2013,
sammen med byggingen av en Cat J-rigg
eiet av lisensen. Et prosjekt som skal sikre
mer boring på Oseberg Øst pågår, og investeringsbeslutningen forventes i andre
kvartal 2014.
Eirin-partnerne har besluttet å utsette den
siste investeringsbeslutningen inntil en videre
vurdering av funnet er gjennomført.
Boringen av tilleggsbrønner på Troll fortsetter med fire rigger. De viktigste prosjekt­
investeringene er i forbindelse med prosjektet
for forkompressor 3 og 4 med planlagt opp­­
start i oktober 2015.
CONOCOPHILLIPS EKOFISK-OMRÅDET
I 2013 var produksjonen fra Ekofisk-området
noe over budsjett, hovedsakelig på grunn av
gode resultater, tidlig oppstart av Ekofisk Sørprosjektet, fortsatt produksjon fra 2/4-A
og kortere revisjonsstanser enn forutsatt.
I avviklings- og fjerningsprosjektet ble
den siste strukturen fjernet i september 2013.
Fristen for å oppfylle lisensforpliktelsene
satt av norske myndigheter om fjerning av
ni plattformer innen 2013, ble oppnådd
som planlagt og betydelig under budsjettet.
Tilleggsomfanget for fjerning av 2/4Q gjenstår og forventes sluttført i 2014. Dette
arbeidet forventes å ligge under budsjettet.
Overstellet (bygget ved SMOE i Singapore) i prosjektet for Ekofisk innkvartering &
felttjenestesenter (2/4L) ble installert medio
august 2013. Første overnatting fant sted
sent i november. Prosjektet ligger innenfor
budsjett.
På Ekofisk Sør-prosjektet (2/4Z og 2/4VB),
ble overstellet på 2/4Z (bygget ved Aker Eger-
sund) løftet på plass på Ekofisk-komplekset
midt i juli 2013. Første oljeproduksjon fant
sted sent i oktober, to måneder tidligere enn
planlagt. Forboringen av fire produksjonsbrønner på 2/4Z ble fullført, mens planen
opprinnelig var fem brønner. Hovedborekampanjen på 2/4Z har blitt forsinket fra
januar 2014 til april 2014, da den nye opp­­
jekkbare riggen West Linus etter planen
skal komme i drift. Undervannsinnretningene
(2/4VB) ble installert i 2012, og første vann­­
injeksjon fant sted i midten av mai 2013,
fire måneder tidligere enn planlagt. Boring
av vanninjeksjonsbrønner på 2/4VB startet
i 2012 og pågår fortsatt. Kostnadene for
Ekofisk Sør-anlegget er lavere enn budsjettert, mens de forventede borekostnadene er høyere. Til sammen gir dette en
total prosjektkostnad som er litt høyere
enn budsjettert
Understellet, brostøtte og to broer i Eldfisk
II-prosjektet (2/7S) ble installert offshore på
Eldfisk-komplekset i mai 2013. Byggingen av
overstellet pågår ved Kværner Stord. Prosjek­
­tet er i rute i forhold til å starte oljeproduksjonen i januar 2015. Kostnadene for anleggs­­
delen av prosjektet er lavere enn budsjettert.
Forboring av fire produksjonsbrønner (fem
opprinnelig planlagt) startet i juli 2013.
Den forventede borekostnaden ligger over
bud­sjett, noe som gir en foreløpig total
prosjektkostnad litt over budsjett. Som følge
av resultatene fra FEED-studien og dårlige
økonomiske resultater, ble det tatt en
beslutning om å sette videre studier av
Tor II-prosjektet på vent.
En mulig utbygging av Tommeliten Alphafunnet med gjenbruk av overstellet fra Huldra
blir nå undersøkt, og en beslutning om å gå
videre til FEED vil bli tatt i andre halvdel av
2014. Andre gass-/kondensatprospekter,
nærmere bestemt de som ligger i nærheten
av Statoils King Lear-funn i PL146, vil bli
boret i 2014/15, og en samlet område­­
strategi er også under vurdering.
3
3.1
ØKONOMISKE
HØYDEPUNKTER
KOMMENTARER TIL
RESULTATREGNSKAPET
PRODUKSJONSVOLUMER
I 2013 var den daglige gjennomsnittsproduksjonen på 242 000 fat oljeekvivalenter (foe).
44 prosent av årsproduksjonen var gassproduksjon, tilsvarende et gjennomsnitt på
16,3 millioner standard kubikkmeter per døgn.
Sammenlignet med 2012 var det samlede
produksjonsnivået i 2013 12 prosent lavere.
Årsaken til dette var blant annet vedlikeholdsstansen på Ekofisk og Eldfisk som gjennomføres hvert tredje år, salget av produksjonsfeltene i Tampenområdet på slutten av 2012,
lengre vedlikeholdsstanser på Snøhvit i første
halvdel av 2013 og lavere resultater fra Åsgard
and Troll, delvis kompensert av et forbedret
bidrag fra Oseberg (høyere lisensandel).
I 2013 VAR DEN DAGLIGE
GJENNOMSNITTSPRODUK-SJONEN PÅ
242 000 FAT OLJEEKVIVALENTER.
44 PROSENT AV ÅRSPRODUKSJONEN VAR
GASSPRODUKSJON, , TILSVARENDE ET
GJENNOMSNITT PÅ 16,3 MILLIONER
STANDARD KUBIKKMETER PER DØGN
I 2013 var andelen på 39,9 prosent i PL018
i Ekofiskområdet fortsatt den største bidragsyteren til produksjonen, og utgjorde 30,3
prosent av selskapets samlede utvinning.
INNTEKTER
Inntektene i 2013 var på NOK 45 007 millioner,
sammenlignet med NOK 51 109 millioner
i 2012, en nedgang på 12 prosent.
Inntektene fra salg av råolje og gass var
NOK 44 260 millioner i 2013, sammenlignet
med NOK 49 614 millioner i 2012, delvis kom­­
pensert av globalt gunstige olje- og gasspriser og mindre uttak av olje og gass.
Oppnådd gjennomsnittspris for olje og
kondensat var USD 110 per fat, ned fra USD
112,6 per fat i 2012. Inntekter fra olje og andre
væsker var NOK 31 067 millioner sammenlignet med NOK 36 323 millioner i 2012.
Bokførte gassinntekter var NOK 13 193 millioner i 2013, ned fra NOK 13 291 millioner i
2012, hovedsakelig på grunn av lavere LNGproduksjon og salg fra Snøhvit.
Den årlige gjennomsnittsprisen for gassleveranser fra selskapet (inkludert LNG) økte
noe sammenlignet med 2012. For gass levert
i henhold til langsiktige salgsavtaler, var det
globalt konstante priser. Spotprisen for gass
var noe høyere sammenlignet med 2012.
Til tross for betydelig volatilitet i kursen
på norske kroner gjennom året, ble selskapets
salgsinntekter og andre inntekter totalt sett
positivt påvirket av kursutviklingen mellom
NOK og USD i 2013. Selskapets regnskap
er i norske kroner, mens alle væskesalgsinntekter er i USD. Gassalg faktureres hovedsakelig i euro, britiske pund eller US dollar.
Den gjennomsnittlige valutakursen for NOK/
USD var 5,88, opp 1 prosent fra 5,82 i 2012.
Den gjennomsnittlige valutakursen NOK/
EUR var 7,81, opp 4,1 prosent sammenlignet
med 2012.
I 2013 inkluderer beløpet regnskapsført
som diverse inntekter flere mindre transaksjoner og avregninger, mens det ble regn-
9
skapsført et engangs nettoresultat på
omtrent NOK 1 milliard i 2012 (ført delvis
som diverse inntekter og delvis som betal­
­bar og utsatt skatt) i forbindelse med salget
av feltene i Tampenområdet.
DRIFTSKOSTNADER
Etter fradrag av kostnader belastet partnere,
utgjorde netto driftskostnader NOK 20 990
millioner, opp 17 prosent sammenlignet med
NOK 17 913 millioner i 2012.
Denne økningen er hovedsakelig et resul­
­tat av mindre uttak av olje, gass, kondensat
og LNG (verdt NOK 1 416 million) og en økning
på omtrent NOK 1 milliard for avskrivninger.
Denne økte avskrivningen skyldes de skuffende resultatene fra de to lete- og avgrensningsbrønnene på Onyx Sør og Norvarg, som
ble kostnadsført i sin helhet i 2013.
Avsetninger til brønnplugging, demontering
og fjerningskostnader øker på grunn av nye felt
i drift og høyere beregnede brønnpluggingskostnader.
NETTOINNTEKT
Resultatet før skatt i 2013 var NOK 23 667
millioner, sammenlignet med NOK 32 838
millioner i 2012.
Inkludert betalbar og utsatt skatt på NOK
16 889 millioner, var resultatet etter skatt
NOK 6 778 millioner i 2013, sammenlignet
med NOK 9 421 millioner i 2012.
3.2
KOMMENTARER TIL KONTANTSTRØMOPPSTILLING
KONTANTSTRØMMER
Kontantstrømmen fra driften var NOK 15 894
millioner, sammenlignet med NOK 17 093
millioner i 2012. Etter endring i arbeidskapital
var netto kontantstrøm fra driften NOK 12 598
millioner, ned 29 prosent sammenlignet med
2012. Driftskapitalen fikk et spesielt sterkt
positivt bidrag i 2012 fra kontantoppgjøret
januar 2012 i forbindelse med salgstransaksjonen med Gassled som fant sted i 2011.
DRIFTSKAPITALEN FIKK ET
SPESIELT STERKT POSITIVT BIDRAG
I 2012 FRA KONTANTOPPGJØRET
I JANUAR 2012 I FORBINDELSE MED
SALGSTRANSAKSJONEN MED GASSLED
SOM FANT STED I 2011.
INVESTERINGER
Investeringene var på totalt NOK 16 806
millioner (inkludert leting, avgrensning og
oppkjøp), en økning på 3,7 prosent sammenlignet med NOK 16 202 millioner i 2012. Dette
skyldes høye utbyggingsutgifter i både egenopererte prosjekter og prosjekter operert av
10
andre, samt betydelig leteaktivitet og mindre
oppkjøp av nye eierandeler.
De største utbyggingsinvesteringene
var knyttet til anlegg og boring på Ekofiskområdet (spesielt de nye prosjektene i
forbindelse med Ekofisk Sør, som startet
produksjon i siste kvartal av 2013, og Eldfisk
II), samt til prosjek­tering, anskaffelser og
oppstart av utbyggingsprosjektet Martin
Linge og flere utgiftsposter i forbindelse
med utbygging på Oseberg og i Sleipnerområdet. I tillegg brukte Total E&P Norge
NOK 1 363 millioner på leting i 2013.
SALG AV EIENDELER
Total E&P Norge avhendet enkelte mindre
eierandeler i letelisenser i 2013.
FINANSIERING
Alle kapitalbehov for året ble dekket av
kon­­serninterne ressurser.
På slutten av 2013 hadde Total E&P Norge
lån og kredittfasiliteter fra et tilknyttet selskap
på NOK 22 000 millioner. De faktiske kontant­­
strømbehovene førte til økte låneopptak på
NOK 13 000 millioner og langsiktige lån på
totalt NOK 22 000 millioner fra tilknyttede
selskaper ved årsslutt.
3.3
KOMMENTARER TIL
BALANSEREGNSKAPET
ANLEGGSMIDLER
Sum anleggsmidler etter ordinære avskrivninger har økt til NOK 69 653 millioner i 2013
sammenlignet med NOK 59 939 millioner
i 2012. Total E&P Norge har hatt en økning
i felt under utbygging som følge av et omfattende utbyggings- og leteprogram. Produserende felt etter avskrivninger ligger stabilt
på NOK 12 449 millioner i forbindelse med
oppstarten av Ekofisk Sør-innretningene og
boligkvarteret på Ekofisk i siste kvartal 2013.
OMLØPSMIDLER
Totale omløpsmidler er globalt stabile på
NOK 10 506 millioner, sammenlignet med
NOK 10 027 millioner i 2012. Den delvise
reduksjonen i underproduksjon kompenseres av økte fordringer ved årsslutt.
EGENKAPITAL OG GJELD
Etter en endring i regnskapsprinsippene for
pensjonsforpliktelser, har regnskapet per
31. desember 2012 blitt omarbeidet i tråd med
endringer i regnskapsprinsipper for pensjoner.
Effekten av denne endringen er en reduksjon
i egenkapitalen på NOK 271 millioner.
Egenkapitalen har da økt med NOK 6 934
millioner til NOK 13 782 millioner i 2013, før
foreslått utbetaling av utbytte. Økningen består
av et resultat etter skatt på NOK 6 778 millioner og en positiv effekt i det utvidede resul-
tatet på NOK 156 millioner (endring i løpet
av året i aktuarmessige forutsetninger for
pensjonsforpliktelser).
Etter konvertering av pensjonsforpliktelser
og tilhørende utsatt skatt per 31. desember
2012 i henhold til nye regnskapsprinsipper
har total gjeld økt med NOK 3 258 millioner
til NOK 66 377 millioner i 2013, hovedsakelig
på grunn av økningen i langsiktig gjeld, delvis
dempet av reduksjonen i betalbart utbytte og
betalbar skatt.
AVSATT UTBYTTE
Tatt i betraktning nåværende og forventede
inntekter og utvikling i kontantstrømmen for
selskapet i året som kommer, anbefales det
ikke utbetaling av utbytte på nåværende
tidspunkt. Den økte egenkapitalen og fortsatt finansiering fra eieren og andre tilknyttede selskaper, samt ekstern finansieringstilgang, sikrer selskapet solid egenkapital
og likviditet.
3.4
KOMMENTARER VEDRØRENDE
FINANSIELL RISIKO
MARKEDSRISIKO
Selskapet er eksponert for endringer i valuta­­
kurser, spesielt i USD og EUR, ettersom
selskapets inntekter hovedsakelig er i disse
to valutaene, samt for endringer i olje- og gasspriser. Selskapet sikrer seg mot risikoen i
resultatførte råoljesalg i utenlandsk valuta,
og for en vesentlig del av sitt gassalg.
Selskapet er også eksponert for endringer
i rentesatsnivåer, ettersom selskapets gjeld
har flytende rente.
KREDITTRISIKO
Risiko knyttet til motparters manglende evne
til å oppfylle sine forpliktelser anses som lav,
ettersom selskapets salg hovedsakelig er til
konsernselskaper eller andre store konsern.
Selskapet har ikke realisert tap på fordringer
i tidligere år.
LIKVIDITETSRISIKO
Selskapets likviditet vurderes som tilfredsstillende. Det forventes at selskapet vil være
i stand til å finansiere sitt fremtidige kontantbehov gjennom driften og innlån fra TOTALgruppen, samt eksterne finansinstitusjoner.
4
ANSATTE OG ORGANISASJON
Ved utgangen av 2013 var det totalt 414 ansatte
i selskapet. Dette tallet omfatter 308 lokale
ansatte, 78 utenlandske ansatte og to integrerte kontraktører i Total E&P Norges organi-
sasjon. Dette inkluderer også 26 ansatte på
oppdrag i utlandet eller hos partnere i Norge.
Total E&P Norge er en internasjonal organisasjon i vekst. Ved årsslutt var 27 forskjellige
nasjonaliteter representert i organisasjonen.
Mangfold og internasjonalisering har vært
prioriterte områder i flere år, og er en del av
vår langsiktige strategi. Våre lokale ansatte
omfatter i alt 118 kvinner – 35 prosent av
staben. Vi jobber kontinuerlig for å øke
andelen kvinner, spesielt i tekniske stillinger.
På ledernivå er 23 prosent av de ansatte
kvinner.
I 2013 begynte 46 nyansatte i selskapet,
de fleste innen drift og boring. Vi styrket også
andre deler av organisasjonen innen geovitenskap, forretningsdrift og støttetjenester.
Ti forskjellige nasjonaliteter er representert
blant de nyansatte, og gjennomsnittsalderen
er 38 år. 30 prosent av de nyansatte var
kvinner, noe som bidrar til et større mangfold
i selskapet. Høsten 2013 kjørte vi en rekrutteringskampanje kalt ”Store ting på gang”
for å tiltrekke oss nye medarbeidere til
driftsorganisasjonen på Martin Linge.
37 nye driftsansatte forventes å starte i løpet
av våren 2014.
Ni personer arbeider deltid i selskapet,
åtte av disse er kvinner. Resten av staben
jobber fulltid.
34 prosent av de lokale ansatte var
medlemmer av TEKNA eller IndustriEnergi
Avdeling 268.
Total E&P Norge er medlem av Norsk olje
og gass, som er tilknyttet NHO, Næringslivets
Hovedorganisasjon.
5
ANVENDT FORSKNING
FoU-senteret i Total E&P Norge er det stør­­
ste av seks internasjonale FoU-sentre uten­for
Frankrike innen leting og produksjon (E&P) i
TOTAL-gruppen. Alle disse sentrene er del av en
integrert forskningsstrategi. Total E&P Norges
FoU-målsetting fokuserer på utfordringer
knyttet til den norske konti­nental­­­sokkelen, og
dekker tre tekniske områder: Undergrunn, inkludert bore- og brønnteknologi, utvinning og
miljø. TOTAL-gruppen gir tilgang til betydelig
forskningsressurser i Frankrike og andre steder.
TOTAL E&P NORGES FOU-MÅLSETTING
FOKUSERER PÅ UTFORDRINGER KNYTTET
TIL DEN NORSKE KONTINENTAL­
SOKKELEN, OG DEKKER TRE TEKNISKE
OMRÅDER: UNDERGRUNN, INKLUDERT
BORE- OG BRØNNTEKNOLOGI,
UTVINNING OG MILJØ.
Oljedirektoratet (OD) driver FORCE, et forum
for samarbeid innen reservoarkarakterisering, reservoarteknikk og lete­teknologi.
Total E&P Norge deltar i ekspertutvalg i
FORCE.
Norges forskningsråd har to større FoUprogrammer 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 ved
å bidra med teknisk ekspertise, muligheter
for pilot-testing og økonomisk prosjektstøtte.
I tillegg til deltakelse i forskningsprosjekter
– vanligvis innenfor et industrifelles prosjektformat – kommer deltakelse i opplæringen
av unge fagfolk fra både franske og norske
universiteter. Gjennom FoU-samarbeid med
norske universiteter, bidro Total E&P Norge
faglig og økonomisk i veiledningen av seks
doktorgradsprosjekter i 2013.
6
HMS-RESULTATER, EGENOPERERTE AKTIVITETER I 2013
Selskapet oppfylte sin hovedmålsetting –
å unngå dødsulykker eller alvorlige ulykker
i 2013.
Det var ingen fraværsskader i løpet av året,
noe som gir en frekvens på null, og dermed
oppfylte Total E&P Norge sin målsetting.
Det ble registrert to tilfeller av skader som
krevde medisinsk behandling. Raten for totalt
antall registrerbare skader var 1,12, mens målet
for året var å komme under 2. De to tilfellene
som krevde medisinsk behandling hadde ikke
et potensial for et mer alvorlig utfall.
Total E&P Norge har et årlig HMSprogram med aktiviteter som skal forbedre
HMS-standarden i egenopererte aktiviteter.
96 prosent av dette programmet ble fullført, mens målet var 95 prosent.
Det ble gjennomført totalt seks interne og
18 eksterne tilsyn, samt åtte verifikasjoner
i 2013. Det mest omfattende tilsynet gjaldt
HMS-styringssystemet, og ble gjennomført av
TOTAL E&P sentralt. Rapporten konkluderte
med at alle 12 prinsipper for HMS-styrings­
systemet rangerte øverst på grønt nivå.
Det ble allikevel gitt 58 anbefalinger om
ytterligere forbedring av systemet.
I 2013 ble det gjennomført fem ledelsesinspeksjoner på borerigger, fartøyer og
arbeidssteder, noe som ytterligere styrket
det høye aktivitetsnivået innen HMS.
Diverse helsekampanjer har vært gjennomført i løpet av året. Det ble gjennomført
en screeningkampanje blant ansatte over
50 år for å oppdage tarm- og prostatakreft
på et tidlig stadium. 53 personer deltok.
Det ble avholdt en kampanje for å fremme
fysisk aktivitet fra mars til slutten av juli.
190 ansatte registrerte sin aktivitet, som
deretter ble konvertert til en virtuell fjelltur.
I løpet av våren ble det gjennomført et ukentlig,
individuelt aktivitetsprogram som tok sikte
på å forebygge nakke-, skulder- og rygg­
problemer hos de ansatte. Og til slutt ble
det gjennomført en høstkampanje for
å trene opp muskelstyrken blant de ansatte
med individuell instruksjon og styrketesting.
214 ansatte deltok.
Sykefraværet i selskapet var 2,3 prosent
– samme nivå som fjoråret. Totalt fravær
(egen sykdom og fravær på grunn av sykt
barn) var 2,7 prosent.
Selskapet har en rehabiliteringskomité
som er ansvarlig for å gi relevant bistand til
arbeidstakere som er langtidssykemeldte
7
MILJØREGNSKAP
OG PÅVIRKNING
Målet om ingen negativ påvirkning av det
marine miljøet ble oppnådd for boreoperasjonene på Norvarg II. Målet ble også nådd
for boreoperasjonene på Garantiana som
ble gjennomført i 2012 og analysert i 2013.
Trell-brønnen ble ikke fullført i 2013 og vil bli
analysert i 2014.
MÅLET OM INGEN NEGATIV
PÅVIRKNING AV DET MARINE MILJØET
BLE OPPNÅDD FOR BOREOPERASJONENE
PÅ NORVARG II. MÅLET BLE OGSÅ NÅDD
FOR BOREOPERASJONENE PÅ
GARANTIANA SOM BLE GJENNOMFØRT I
2012 OG ANALYSERT I 2013.
Det var ett utslipp med påbudt varsling
til Petroleumstilsynet i 2013. Før oppstart
av boringen på Norvarg II, oppstod det en
mindre lekkasje av smøreolje fra en av fremdriftsenhetene på Leiv Eiriksson. Lekkasjen
var på totalt 52 liter. Siden den hydrauliske
oljen ikke hadde noen HOCNF, blir den
automatisk klassifisert som et svart utslipp,
og dermed gjelder kravet om varsling.
Det blir foretatt jevnlige konsekvensutredninger eller risikoanalyser av våre aktiviteter.
Disse tar utgangspunkt i offshore miljøovervåking og inngående kjennskap til lagerbeholdninger og miljøet rundt våre driftssteder,
samt sannsynlighet, varighet og beregnet
mengde for en eventuell utblåsing. Ut fra
konklusjonene i disse vurderingene og prinsippet om at selskapet alltid skal følge de
strengeste av myndighetenes krav og selska­­
pets regler, er vi sikre på at Total E&P Norge
11
KJEMIKALIEBRUK OG UTSLIPP
FRA BORING / 2013
(TONN)
MARTIN LINGE PILOTBORING
TRELL
SUM BRUKT
SUM UTSLIPP
SUM BRUKT
SUM UTSLIPP
SUM BRUKT
SUM UTSLIPP
162,744
121,316
1814,873
1447,859
638,1
453,9
Sum gule kjemikalier
1,59
0,053
42,824
34,583
14,608
14,43
Sum røde kjemikalier
0
0
0
0
0
0
Sum sorte kjemikalier
0
0
0
0
1276,0
0
har god kontroll med miljøpåvirkningen av
selskapets aktiviteter.
Sertifiseringen i henhold til ISO 14001standarden var gjenstand for periodisk tilsyn
i 2013. Tilsynet, som ble gjennomført av Det
Norske Veritas Certification AS, avdekket kun
et mindre avvik. Dette vil bli utbedret før det
periodiske tilsynet i 2014.
Detaljerte opplysninger om selskapets
miljøregnskap og dets påvirkning er tilgjengelig i den årlige utslippsrapporten, fremlagt
gjennom det felles elektroniske rapporteringsformatet for Klima- og forurensnings­
direktoratet, Oljedirektoratet og Norsk olje
og gass – NOROG. Denne rapporten finnes
på NOROGs nettsted (www.norog.no).
Det var ingen endringer i utslipp i produksjonen og driften fra Skirne-feltet i 2013,
sammenlignet med fjoråret. Atla-feltet startet
utvinningen i oktober 2012. Hittil produserer
ikke brønnene på Skirne og Atla samtidig,
noe som innebærer at det årlige bidraget
til utslippene fra Heimdal-innretningen er
omtrent det samme.
Utslippstallene fra driften på Norvarg II,
pilotboringen på Martin Linge og brønnene
på Trell er angitt i tabellen under, og inkluderer
miljøinformasjon for kjemikaliene som slippes
ut (utilsiktede utslipp er ikke inkludert).
Det svarte kjemikaliet er en hydraulikkolje
i et lukket system.
I tillegg til kjemikalieutslippene, ble 1168
tonn borkaks etterlatt på stedet ifm. de tre
boreoperasjonene.
CO2 og NOx-utslipp fra egenopererte
aktiviteter i 2013 vises i figurene under.
NOX -UTSLIPP FRA DRIFTS- OG
STØTTEAKTIVITETER (TONN)
CO2 -UTSLIPP FRA DRIFTS- OG
STØTTEAKTIVITETER (1 000 TONN)
Sum grønne kjemikalier
190,3
200
8
UTSIKTER FOR 2014
Total E&P Norge legger stor vekt på selskapets sosiale ansvar og at selskapets ansatte
og samarbeidspartnere overholder de etiske
retningslinjene og reglene som er fastsatt
av TOTAL-gruppen.
20
150
13,5
15
89,4
100
50
9,4
10
5
17,2
0
2,4
0
MARTIN LINGE
PILOTBORING
12
NORVARG II
NORVARG II
TRELL
MARTIN LINGE
PILOTBORING
NORVARG II
TRELL
Styret er av den oppfatning at 2014 vil bli
et viktig år for Total E&P Norge etter hvert
som vi bygger opp vår posisjon som operatør
på den norske kontinentalsokkelen, og etter
hvert som vi går inn i gjennomføringsfasen av
Martin Linge-prosjektet.
Styret har satt fokus på en rekke viktige
begivenheter i året som kommer, først
og fremst i forbindelse med våre hoved­
utfordringer:
Fortsette å oppfylle selskapets ambisjoner
innen helse, miljø og sikkerhet.
Holde fremdriften i utbyggingsprosjektet
Martin Linge i nært samarbeid med våre
hovedkontraktører mot planlagt produksjonsstart sent i 2016.
Sikker og god gjennomføring av våre boreoperasjoner på Trell, Garantiana II og Martin
Linge.
Fortsette å søke på nye lisenser og operatøroppgaver gjennom TFO 2014, i tillegg til
fortsatt porteføljeoptimalisering.
Beholde, rekruttere og utvikle kompetanse
for vårt fremtidige aktivitetsnivå.
Være en aktiv og konstruktiv partner med
innflytelse på nøkkelbeslutninger i vår portefølje av ikke-opererte lisenser.
Tidslinje 2014 – høydepunkter
Viktige offshoreaktiviteter for Martin Lingeprosjektet i 2014 er installasjon av understell, legging av 24” gasseksportledning
og oppkobling til FUKA, starte byggingen
av overstell, og sist, men ikke minst,
bore­operasjoner med mobilisering av
Maersk HDJU i tredje kvartal.
Etter en omfattende rekrutteringskampanje
i 2013, kan selskapet ønske 46 nye kollegaer velkommen til organisasjonen. De
aller fleste av dem vil jobbe med driften
av Martin Linge. Rekruttering vil være
viktig også i 2014.
Med hensyn til de rammebetingelsene på
norsk kontinentalsokkel som berører vår
bransje, vil vi vektlegge følgende:
Det har vært en tendens med kostnadsinflasjon i industrien i flere år, både på norsk
sokkel og globalt. Sett i sammenheng med
økende kompleksitet i nye utbygginger, er
dette en kilde til bekymring i forhold til den
marginale lønnsomheten for mange nye felt­­
utbygginger på norsk sokkel. Endringene
i petroleumsskattesystemet, som ble innført
av den forrige regjeringen i mai 2013, øker
denne bekymringen. Den nye olje- og
energiministeren har uttalt at de nye
skatte­reglene og virkningen av disse vil
bli grundig vurdert.
I juni 2013 godkjente Stortinget åpningen
av Barentshavet Sørøst, med unntak av
Jan Mayen, for petroleumsaktivitet og
inkludering i den 23. konsesjonsrunden.
Dette vil sikre viktig og betimelig adgang
til nytt areal i nordlige farvann. Etter
hvert som store deler av den norske
kontinentalsokkelen fortsetter å modnes,
vil hovedfokus skifte til levetidsforlengelse
for modne felt og anlegg, spesielt gjennom
tilkobling av mindre satelittfunn og/eller
mer utfordrende reservoarer. Dette
krever en mentalitetsutvikling i retning
av kostnadseffektivitet, teknologier som
gjør dette mulig og mer standardisering
av løsninger. Dette er noe som gjelder
alle aktører i bransjen – myndigheter,
oljeselskaper, entreprenører og tjenesteleverandører.
Styrets generelle optimisme for selskapets
fremtidige utvikling slik den kommer til uttrykk
over, er basert på tillit til den kvaliteten og
kompetansen selskapets medarbeidere
i Norge besitter.
9
REGNSKAP
Regnskapet for 2013 med noter presenteres
i denne årsrapporten.
Vi kjenner ikke til noen faktorer som ikke
omhandles av denne rapporten eller regnskapene som er av viktighet for vurderingen
av selskapets stilling pr. 31. desember 2013
og resultatene for 2013.
Hensyntatt de juridiske krav og andre
relevante hensyn, foreslås det at selskapets
resultat etter skatt fordeles som følger:
NOK
Nettoinntekt
6 778 000 000
Til opptjent egenkapital
6 778 000 000
Utbytte
null
STYRET I TOTAL E&P NORGE AS // 11. MARS 2014
PATRICE DE VIVIÈS
PIERRE BOUSQUET
ERIC DENELLE
JORUNN BRIGTSEN*
ODD ROGER ENOKSEN
TOM RUUD
DYVEKE BJØRGUM BRODAL*
LINE STEINNES*
MARTIN TIFFEN
LOUIS VOS*
STYRELWSWE
DOMINIQUE PAUL MARION
* ANSATTEREPRESENTANTER
ADMINISTRERENDE DIREKTØR
13
FLYTENDE Olje transporteres til en FSO
RESULTATREGNSKAP
MILLIONER KRONER
NOTER
2013
2012
VARIASJON
1
44 260
49 614
(5 354)
490
529
(39)
257
966
(709)
45 007
51 109
(6 102)
DRIFTSINNTEKTER
Olje- og gassalg
Tariffinntekter
Diverse inntekter
2
SUM DRIFTSINNTEKTER
DRIFTSKOSTNADER
Kjøp av gass
Lønn og sosiale kostnader
3, 4
Konsesjons-, produksjons- og diverse avgifter
Produksjons- og transportkostnader
412
105
307
831
736
95
558
459
99
7 931
7 982
(51)
Letekostnader
484
612
(128)
Administrasjonskostnader
268
234
34
7
2 139
1 934
205
10
7 272
6 171
1 101
1 095
(321)
1 416
0
3
(3)
Avsetninger for nedstengnings- og fjerningskostnader
Avskrivninger og nedskrivninger
5, 6
Endringer netto mer-/(mindre-)uttak av olje og gass
Diverse kostnader
2
DRIFTSKOSTNADER
20 990
17 913
3 075
DRIFTSRESULTAT
24 017
33 196
(9 177)
FINANSINNTEKTER OG (FINANSKOSTNADER)
Finansinntekter
8
44
63
(19)
Finanskostnader
8
(298)
(364)
(58)
Inntekt på investering i datterselskap og tilknyttet selskap
10
13
(3)
Netto agio/(disagio)
(106)
(70)
(36)
NETTO FINANSINNTEKTER / (FINANSKOSTNADER)
(350)
(358)
(116)
23 667
32 838
(9 293)
16 446
23 232
(6 786)
ORDINÆRT RESULTAT FØR SKATTEKOSTNAD
Betalbar skatt
9
Utsatt skatt
9
ÅRSRESULTAT
443
185
258
6 778
9 421
(2 643)
OVERFØRINGER
Avsatt til utbytte
13
0
9 000
(9 000)
Annen egenkapital
13
6 778
421
6 357
6 778
9 421
(2 643)
SUM OVERFØRINGER
15
BALANSE
MILLIONER KRONER / PER 31. DESEMBER
NOTER
2013
2012
VARIASJON
10
2 548
2 813
(265)
2 548
2 813
(265)
ANLEGGSMIDLER
IMMATERIELLE EIENDELER
Kjøp av lisenser
SUM IMMATERIELLE EIENDELER
VARIGE DRIFTSMIDLER
8, 10
Bygninger
199
224
(25)
Produksjonsanlegg – ferdige
49 661
39 648
10 013
Produksjonsanlegg – under utførelse
12 449
12 416
33
Letebrønner – under utførelse
2 786
2 958
(172)
Transportmidler og inventar
1 522
1 592
(70)
SUM VARIGE DRIFTSMIDLER
66 616
56 838
9 778
212
197
15
276
92
184
FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
Aksjer
11
Langsiktige fordringer
SUM FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER
SUM ANLEGGSMIDLER
488
288
199
69 653
59 939
9 713
OMLØPSMIDLER
VARER
Lagerbeholdning
435
395
40
Mindreuttak av olje og gass
3 324
3 964
(640)
SUM VARER
3 758
4 359
(601)
4 938
3 656
1 282
FORDRINGER
Kunder
12
Andre kortsiktige fordringer
SUM FORDRINGER
BANKINNSKUDD, KONTANTER OG LIGNENDE
16
205
276
(71)
5 143
3 931
1 211
1 605
1 737
(132)
SUM OMLØPSMIDLER
10 506
10 027
478
SUM EIENDELER
80 159
69 966
10 192
12
NOTER
2013
2012
VARIASJON
Aksjekapital
13
4 201
4 201
0
Overkursfond
13
2 340
2 340
0
6 541
6 541
0
7 241
307
6 934
7 241
307
6 934
13 782
6 848
6 934
MILLIONER KRONER / PER 31. DESEMBER
EGENKAPITAL
INNSKUTT EGENKAPITAL
SUM INNSKUTT EGENKAPITAL
OPPTJENT EGENKAPITAL
Annen egenkapital
13
SUM OPPTJENT EGENKAPITAL
SUM EGENKAPITAL
GJELD
LANGSIKTIGE AVSETNINGER
Pensjonsforpliktelser
4
1 322
1 936
(604)
Utsatt skatt
9
15 504
14 509
995
Avsetning for nedstengnings- og fjerningskostnader
7
12 439
11 126
1 313
29 275
27 571
1 704
SUM LANGSIKTIGE AVSETNINGER
ANNEN LANGSIKTIG GJELD
Lån fra selskap i samme konsern
14
22 000
9 000
13 000
Lån fra andre selskap
14
1 505
1 464
41
Annen langsiktig gjeld
9
10
(1)
23 513
10 473
13 039
454
0
454
12
3 414
3 899
(485)
53
50
3
9
9 541
12 005
(2 464)
0
9 000
(9 000)
SUM ANNEN LANGSIKTIG GJELD
KORTSIKTIG GJELD
Meruttak av olje og gass
Leverandørgjeld og skyldige omkostninger
Skyldige offentlige avgifter
Betalbar skatt
Avsatt utbytte
Annen kortsiktig gjeld
126
120
6
SUM KORTSIKTIG GJELD
13 588
25 074
(11 486)
SUM GJELD
66 377
63 118
3 258
SUM EGENKAPITAL OG GJELD
80 159
69 966
10 192
500
380
Garantiansvar
3
Sammenligningstall er omarbeidet i tråd med endring i regnskapsprinsipp vedrørende pensjon, se note 4.
17
KONTANTSTRØMOPPSTILLING
MILLIONER KRONER
2013
2012
VARIASJON
KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
Ordinært resultat før skattekostnad
23 667
32 838
(9 171)
Betalbar skatt
(16 446)
(22 451)
6 005
Avskrivninger
7 272
6 171
1 101
Langsiktige avsetninger
1 418
1 330
88
(17)
(795)
778
15 894
17 093
(1 199)
(1 211)
4 212
(5 423)
1 055
(311)
1 366
Tap /(gevinst) ved avhendelse av driftsmidler
Kontantstrøm fra driften
Kontantstrøm fra endringer i:
Fordringer og forskuddsbetalinger
Lagerbeholdninger
Leverandørgjeld og påløpne utgifter
Skattegjeld
Langsiktige fordringer
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA OPERASJONELLE AKTIVITETER
(491)
901
(1 392)
(2 464)
(4 241)
1 777
(184)
7
(191)
12 598
17 661
(5 063)
(16 806)
(16 202)
(604)
KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
Investeringer i driftsmidler
Innbetalinger ved salg av driftsmidler
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER
37
1 478
(1 441)
(16 769)
(14 724)
(2 045)
13 000
9 000
4 000
39
(197)
236
KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
Økning/(nedgang) i lån fra selskap i samme konsern
Økning/(nedgang) i andre langsiktige lån
Økning/(nedgang) kassekreditt
0
(404)
404
(9 000)
(9 600)
600
NETTO KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER
4 039
(1 201)
5 240
Netto endringer i kontanter og ekvivalenter
(132)
1 737
(1 869)
Beholdninger av kontanter og ekvivalenter 01.01
1 737
0
1 737
BEHOLDNING AV KONTANTER OG EKVIVALENTER 31.12
1 605
1 737
(132)
Utbetalt utbytte
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 leverings­
tidspunkt, 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 resultat­r egnskap gjenspeiler kun selskapets netto andel av
virksomheten.
KLASSIFISERING OG VURDERING AV BALANSEPOSTER. Omløpsmidler
og kortsiktig gjeld omfatter poster som forfaller til betaling innen ett
år etter anskaffelsestidspunktet, samt poster som knytter seg til
varekretsløpet. Øvrige poster er klassifisert som anleggsmiddel/
langsiktig gjeld.
Omløpsmidler vurderes til laveste av anskaffelseskost og virkelig
verdi. Kortsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på opptakstidspunktet.
Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, fratrukket av- og
nedskrivninger. Langsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på
etableringstidspunktet.
VALUTA. Transaksjoner i utenlandsk valuta omregnes til kursen på
transaksjonstidspunktet eller faktureringstidspunktet. Pengeposter
i utenlandsk valuta omregnes til norske kroner ved å benytte balanse­dagens kurs, eller ved inngåtte terminforretninger til kontraktsmessige valutakurser. Valutakursendringer resultatføres løpende
i regnskapsperioden.
KONTANTER. Kontanter og kontantekvivalenter omfatter kontanter,
bankinnskudd og andre kortsiktige og likvide plasseringer med løpetid
på tre måneder eller mindre.
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.
Renter påløpt i forbindelse med vesentlige utbyggingsprosjekter
blir aktivert som en del av utbyggingskostnaden.
LETEKOSTNADER. Letekostnader blir behandlet etter ”successful
efforts”-metoden, med brønnen som basis for vurderingen.
Borekostnader balanseføres i påvente av resultatevaluering, og
dersom brønnen blir erklært kommersiell ulønnsom eller tørr blir de
tidligere balanseførte kostnadene utgiftsført som avskrivningskostnad. Øvrige geologiske og geofysiske kostnader blir løpende
utgiftsført.
FORSKNING OG UTVIKLING. Kostnader påløpt i forbindelse med
forskning og utvikling blir løpende utgiftsført.
LEASINGFORPLIKTELSER. Leasingavtaler hvor en i det vesentligste
overfører all risiko og fordeler forbundet til eierskap fra utleier til leier
blir behandlet som finansiell leasing. Disse kontraktene regnskaps-
føres som eiendel til virkelig verdi, eller om lavere til nåverdi av
minsteleie i følge kontrakt. Motpost er langsiktig gjeld. Disse
eiendelene er avskrevet over det korteste av estimert økonomisk
levetid for eiendelen og leieperioden.
Leasingavtaler som ikke i det vesentligste overfører all risiko
og kontroll til leietaker, anses som operasjonell leasing. Selskapets
leasingutgifter under operasjonell leasing, føres løpende over driften.
AKSJER. Datterselskapet og tilknyttede selskaper vurderes etter
kostmetoden i selskapsregnskapet. Investeringen er vurdert til
anskaffelseskost for aksjene med mindre nedskrivning har vært
nødvendig. Det er foretatt nedskrivning til virkelig verdi når verdifall
skyldes årsaker som ikke kan antas å være forbigående og det må
anses nødvendig etter god regnskapsskikk. Nedskrivninger er
reversert når grunnlaget for nedskrivning ikke lenger er til stede.
Aktiviteten i datterselskapene anses uvesentlig i forhold til
selskapets drift, og det er ikke utarbeidet konsernregnskap. Det
utarbeides konsernregnskap av det endelige morselskap TOTAL S.A.,
som er hjemmehørende i Frankrike.
BEHOLDNINGER. Beholdningen av forbruksvarer består av utstyr
til letevirksomhet og feltutbygging og er vurdert til gjennomsnittlig
anskaffelsesverdi. Reservedeler til driften og forbruksvarer
i varelageret blir løpende utgiftsført.
AVVIK I SALGS- OG PRODUKSJONSPROFIL PÅ OLJE OG GASS. For mye
eller for lite uttatt mengde av petroleumsprodukter i forhold til
selskapets eierandel, er verdsatt til salgspris.
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 opprydnings­
forpliktelsen. 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.
Selskapet har valgt å følge endringer i regnskapsprinsippene som
følge av revidert IAS 19, som også er tillatt under NRS 6. Estimatavvik
føres mot egenkapitalen. Omarbeidet 2012 finansregnskap er
presentert i årets finans­regnskap for sammenligning og effekten i
egenkapitalen er vist i note 13 i linjen ”Effekt av endret regnskaps­
prinsipp for pensjoner”.
Den akkumulerte effekten av endringen i finansielle og aktuarmessige
forutsetninger er presentert i ”Estimatavvik pensjoner” i egenkapitalen.
Dette inkluderer revidert kostnad for tidligere års innskudd, endringer
i rentekostnad, forventet avkastning på midler og diskonteringsrente
benyttet for å beregne pensjonsmidler og pensjonsforpliktelser. Periodens netto pensjonskostnad klassifiserers 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
2013
2012
27 556
32 454
2 535
2 703
13 193
13 291
976
1 166
44 260
49 614
Mesteparten av salget av petroleumsprodukter skjer innen Europa, med noen få leveranser av LNG-laster i andre markeder.
Salg av oljeprodukter skjer i hovedsak til konsernselskaper.
02
03
DIVERSE INNTEKTER/KOSTNADER
Beløp inkludert i diverse inntekter i 2013 består av flere
individuelle mindre transaksjoner og oppgjør.
I 2012 overførte Total E&P Norge AS sine eierandeler i Tampen
området til ExxonMobil Exploration and Production Norway AS
LØNNSKOSTNADER, ANTALL ANSATTE OG GODTGJØRELSER
2013
2012
Lønninger
459
420
Arbeidsgiveravgift og andre ytelser
168
129
65
92
MILLIONER KRONER
Pensjonskostnader
Annet
139
95
Sum lønnskostnader
831
736
Gjennomsnittlig antall årsverk
356
322
Godtgjørelse til styret i 2013 var 565 000 kroner. Totale kostnader
i Total E&P Norge AS for lønn og andre ytelser til administrerende
direktør utgjorde 6 577 004 kroner i 2013. Daglig leder er formelt
ansatt og har pensjonsavtale i et annet konsernselskap. 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
20
(ExxonMobil) i bytte mot ExxonMobil sine interesser i Oseberg
og Dagny. Regnskapsmessig har transaksjonen blitt bokført
som salg og kjøp. Salget bidro til en positiv engangseffekt
etter skatt på omtrent NOK 1 milliard.
bindingsperiode. Enkelte ansatte i Total E&P Norge AS ble
invitert til å delta i planene. Hensyntatt den uvesentlige
verdien av fordelen, har det ikke blitt regnskapsført noen
kostnad i selskapets regnskap for disse planene.
Langsiktige fordringer inkluderer lån til ansatte på 23 millioner
kroner. Selskapet har også stillet garanti ovenfor Nordea
for lån til ansatte i Total E&P Norge AS for totalt 408 millioner
kroner per 31.12.2013. Administrerende direktør deltar ikke
i låneavtalen.
04
PENSJONER
Selskapet har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte
i DNB. Forpliktelsen omfatter samtlige lokalt ansatte
(316 per 31.12.13) og gir rett til fremtidige pensjonsytelser,
såkalte ytelsesplaner. I tillegg omfatter ordningen tidligere
ansatte (231 per 31.12.13) som mottar pensjonsytelser
fra ordningen. Andre selskaper i konsernet er ansvarlig for
ansatte som er underlagt franske eller andre pensjons­
ordninger. Selskapet blir i disse tilfeller belastet netto
periodiserte kostnader for denne kategori ansatte.
Selskapet har også udekkede forpliktelser, utover
kollektivordninger, for høyt avlønnede ansatte.
2013
MILLIONER KRONER
Nåverdi av årets pensjonsopptjening
Netto rentekostnad av påløpte pensjonsforpliktelser
Forventet avkastning på pensjonsmidler
Netto periodisert pensjonskostnad
2012
OMARBEIDET
136
93
78
71
(30)
(36)
183
128
STATUS AV PENSJONSFORPLIKTELSER OG PENSJONSMIDLER PER 31. DESEMBER 2013:
MILLIONER KRONER
FINANSIERTE
UDEKKEDE
FORPLIKTELSER FORPLIKTELSER
Beregnet pensjonsforpliktelser inklusive verdien av fremtidig lønnsvekst
1 287
1 410
959
406
(328)
(1 004)
2013
2012
Diskonteringsrente
4,0 %
2,5 %
Lønnsregulering
4,0 %
4,0 %
Pensjonsregulering
3,8 %
3,8 %
Pensjonsmidler
Balanseført netto pensjonsmidler (forpliktelser)
Udekkede pensjonsforpliktelser er vist som langsiktig avsetning i balansen.
VED AKTUARBEREGNINGENE ER FØLGENDE FORUTSETNINGER LAGT TIL GRUNN:
De omarbeidede 2012 tallene inkluderer effekten av endring i regnskapsprinsipp for pensjoner som er presentert i note 1
regnskapsprinsipper. Sammenlignet med 2012 årsrapport er netto forpliktelse økt med 1 238 millioner kroner, utsatt skatt
redusert med 965 millioner kroner og egenkapital er redusert med 271 millioner kroner.
Total E&P Norge AS er pliktig til å ha tjenestepensjonsordning etter lov om obligatorisk tjenestepensjon.
21
05
06
07
08
REVISOR
Honorar til revisor er i 2013 kostnadsført med 4 150 000
kroner, eks moms. Dette fordeler seg på 2 290 000 kroner
for ordinær revisjon, 130 000 kroner for andre attestasjonstjenester og 1 730 000 kroner for skatte- og avgiftsbistand.
PRODUKSJONS- OG TRANSPORTKOSTNADER
I 2013 har selskapet i egen regi utført forskning for 131
millioner kroner. Total E&P Norge AS sine FoU prosjekter er
en del av TOTAL-gruppens forsknings- og utviklingsplaner,
og det satses på verdiøkning av både foretatte og fremtidige
investeringer på kontinentalsokkelen. Det fokuseres på
økt forståelse og utvikling av nye metoder, modeller og
hardware innen områder som økt utvinningsgrad, reservoar
og brønnovervåkning, strømningsanalyser, kraftforsyning
og distribusjon på havbunnen, teknologi for havbunns­
separasjon og fluid-behandling for transport over lange
avstander, miljøanalyser og -overvåkning. Forsknings­
programmene gjennomføres ved felles industriprosjekter
og samarbeid med norske universitet og forsknings­
institusjoner. Programmet inkluderer også de tekniske
utfordringene som er satt i den nasjonale teknologiske
strategien OG21.
AVSETNING FOR FREMTIDIGE FJERNINGS- OG NEDSTENGNINGSKOSTNADER
I selskapets konsesjoner for olje- og gassutvinning kan
staten blant annet kreve hel eller delvis demontering og
fjerning av installasjonene på norsk sokkel, eventuelt å få
overta anleggene vederlagsfritt ved endelig produksjons­
opphør 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.
Endringen i avsetningen i 2013 for fremtidige fjernings­
kostnader og kostnader til nedstengning av brønner
og plattformer etter produksjonsstans er beregnet til
2 139 millioner kroner etter produksjonsenhetsmetoden.
Påløpte fjerningskostnader i 2013 ført mot tidligere
foretatte avsetninger utgjorde 798 millioner kroner.
FINANSPOSTER
2013
2012
38
41
Annen renteinntekt
6
22
Sum finansinntekter
44
63
MILLIONER KRONER
FINANSINNTEKTER
Renteinntekt fra foretak i samme konsern
FINANSKOSTNADER
Rentekostnader til foretak i samme konsern
(413)
(52)
Annen rentekostnad
(118)
(312)
Aktiverte renteutgifter
Sum finanskostnader
22
233
0
(298 )
(364 )
09
SKATT
Skattekostnadene reflekterer både kortsiktige og fremtidige betalbare skatter som følge av årets aktivitet.
Særskatten på petroleumsvirksomheten er kalkulert etter fratrekk for friinntekt.
2013
MILLIONER KRONER
2012
OMARBEIDET
GRUNNLAGET FOR ÅRETS SKATTEKOSTNAD ER BEREGNET SOM FØLGER:
Resultat før skattekostnad
Permanente forskjeller
23 667
32 838
652
(2 439)
(1 106)
933
23 213
31 332
(104)
83
Friinntekt
(3 216)
(2 611)
Grunnlag for særskatt
19 893
28 804
Inntektsskatt 28%
6 500
8 773
Særskatt 50%
9 947
14 402
(5)
(56)
Endring i midlertidige forskjeller
Årets skattegrunnlag
Landinntekt
Korreksjon – tidligere år
Skatt interrimsperiode ved kjøp og salg av feltandeler
5
114
443
185
Sum årets skattekostnad
16 889
23 418
Første avdrag på forskuddsskatten betalt per 4. kvartal
(6 810)
(11 067)
(95)
(103)
9 541
12 005
Utsatt skatt
Andre betalbare (forskuddsbetalte) skatter relatert til tidligere år
Sum betalbar skatt i balansen
23
09
SKATT (FORTSATT)
2013
MILLIONER KRONER
2012
OMARBEIDET
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
34 984
33 188
Pensjonsforpliktelser
(1 332)
(1 936)
2 215
1 391
(11 736)
(10 405)
24 131
22 238
(5 883)
(4 659)
Annet
Nedstengningskostnader
Sum midlertidige forskjeller
Utsatt friinntekt
Landaktivitet
(754)
(1 017)
17 494
16 562
Ordinær inntektsskatt
6 757
6 227
Særskatt
8 747
8 281
15 504
14 509
443
185
Resultat før skattekostnad
23 667
32 838
Marginal skattesats 78%
18 460
25 614
595
(454)
(2 220)
(1 930)
Grunnlag utsatt særskatt
UTSATT SKATT I BALANSEN BESTÅR AV FØLGENDE POSTER:
Sum utsatt skatt**
Årets endring utsatt skatt**
AVSTEMMING MELLOM SKATTEKOSTNAD OG BEREGNET SKATTEKOSTNAD:
Skatteeffekt av:
- Permanente og midlertidige forskjeller
- Opptjent friinntekt
- Korreksjon – tidligere år
Årets skattekostnad
** Avvik mellom årets endring utsatt skatt og balanseendring, skyldes prinsippendring knyttet til pensjon.
24
54
189
16 889
23 418
10
IMMATERIELLE EIENDELER OG VARIGE DRIFTSMIDLER
MILLIONER KRONER
PROD.
ANLEGG
– FERDIGE
TRANSPORTMIDLER OG
INVENTAR
Anskaffelseskostnader per 01.01.13
PROD.ANLEGG
– UNDER
BYGNINGER
UTFØRELSE
LETEBRØNNER
– UNDER
UTFØRELSE
OPPKJØP
LISENSER
SUM
DRIFTSMIDLER
122 831
1 988
324
12 416
6 126
5 963
149 650
Tilgang**
9 149
40
0
6 662
918
36
16 805
Overføring ferdige anlegg inkl. renter
6 428
5
0
(6 629)
195
0
0
Utrangering og salg
0
0
(37)
0
0
0
(37)
138 408
2 034
288
12 449
7 240
5 999
166 418
Akkumulerte avskrivninger
88 748
512
89
0
4 454
3 450
97 253
Bokført verdi per 31.12.13
49 661
1 522
199
12 449
2 786
2 548
69 165
301
7 272
Bruttoverdi per 31.12.13
Årets avskrivninger
5 564
116
6
0
1 286
10-20 år
30-50 år
Evaluering
Evaluering
Prod. enhet Saldo/LIneær
Saldo
-
-
Økonomisk levetid
Avskrivningsplan
Prod. enhet
** Aktiverte renteutgifter er inkludert i årets tilgang med MNOK 233
Varige driftsmidler inkluderer følgende beløp for leieavtaler som er balanseført per 31.desember 2013 og 2012:
MILLIONER KRONER
Transportmidler og inventar
Akkumulerte avskrivninger
Bokført verdi
31.12.13
31.12.12
1 544
1 544
100
20
1 444
1 524
Finansielle leieavtaler reflekterer en fast leieperiode på 18 år. Total E&P Norge AS har i tillegg en opsjon på å utvide avtalen på 9 år.
11
AKSJER
ALLE BELØP I TUSEN KRONER
FORRETNINGSKONTOR
EIERANDEL
STEMME- EGENKAPITAL
ANDEL
31.12.2012
RESULTAT
2012
BOKFØRT
VERDI
AKSJER I DATTERSELSKAP/TILKNYTTET SELSKAP:
TOTAL Etzel Gaslager GmbH
Düsseldorf
100,00%
100,00%
10 255
(1)
8 736
TOTAL Gass Handel Norge AS
Stavanger
100,00%
100,00%
7 702
170
300
Sola
34,93%
34,93%
70 466
26 166
Norpipe Oil AS
Sum datterselskap og tilknyttet selskap
178 347
187 383
AKSJER I ANDRE SELSKAPER:
Kunnskapsparken Nord AS
11,75%
10 502
Leda Technologies DA
33,33%
13 833
Andre
Sum andre selskap
5
24 340
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 2013 er som følger:
TYPE
MILLIONER KRONER
SALG
KOSTNADER
TILKNYTTEDE SELSKAPER I KONSERNET
TOTAL S.A.
Tjenester
Total Gas & Power Ltd
Salg gass
Total Oil Trading SA
Salg olje/LPG
Total E&P UK
Salg LPG
578
7 943
30 412
65
2013
2012
Kundefordringer
3 864
2 985
Sum kortsiktige fordringer på selskap i samme konsern
3 864
2 985
Leverandørgjeld
87
168
Sum kortsiktig gjeld på selskap i samme konsern
87
168
MILLIONER KRONER
FORDRINGER
GJELD
Ubenyttet kortsiktig multi-valuta trekkrettigheter i assosiert finansselskap utgjorde 1 000 millioner kroner ved årets slutt 2013.
Rentebetingelsene varierer i forhold til valuta og er basert på markedsbetingelser.
Banksinnskudd er inkludert i en konsernkonto ordning.
13
EGENKAPITAL
MILLIONER KRONER
Egenkapital per 31.12.12
AKSJEKAPITAL
OVERKURSFOND
4 201
2 340
Effekt av endret regnskapsprinsipp for pensjoner
Egenkapital per 31.12.12 omarbeidet
4 201
2 340
Årsresultat
Estimatavvik pensjoner
Egenkapital per 31.12.13
4 201
2 340
Total E&P Norge AS var per 31. desember 2013, 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. Aksjekapitalen består av 4 201 000 aksjer à 1 000.
26
ANNEN
SUM
578
7 119
(271)
(271)
307
6 848
6 778
6 778
156
156
7 241
13 782
14
LANGSIKTIG GJELD
Per 31. desember 2013 hadde selskapet ingen ubenyttede
trekkfasiliteter i assosiert finansselskap. Lånerenten på
langsiktig gjeld er i henhold til markedsrente.
Per 31. desember 2013 er lån fra andre selskaper knyttet mot
netto bokført verdi av en leasingforpliktelse.
MILLIONER KRONER
2–5 ÅR
5 ÅR +
203
1 198
Langsiktig gjeld relatert til leasingforpliktelse
15
ANDRE FORPLIKTELSER
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
kontor- og lagerbygg har en varighet fra tre til elleve år.
Selskapet har inngått en avtale (charter parties) om leie
av ett LNG skip for transport av fremtidig andel av produksjon
på Snøhvitfeltet. Kontrakten startet i 2006 (avsluttes 2018).
Selskapet har som partner både i felt under utbygging og
drift, leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre
fartøy. Leiekostnader for Total E&P Norge AS var i 2013
pålydende 2 338 millioner kroner. Totale fremtidige leiekostnader for Total E&P Norge AS
beløper seg til 15 596 millioner kroner.
MILLIONER KRONER
Leieavtaler
16
BOREFORPLIKTELSER. I henhold til inngåtte lisensavtaler
var selskapet, per 31. desember 2013, forpliktet til å delta i
boringen av 4 letebrønner, hvorav 2 som operatør og 2 som
lisensdeltaker.
ANDRE FORPLIKTELSER. Total E&P Norge AS har flere
forpliktelser til å kjøpe varer og tjenester knyttet til utvikling av
produ­serende enheter. Utviklingen av Martin Linge feltet gir
fremtidige vesentlige forpliktelser knyttet til flere signerte
kontrakter for bygging og installasjon tilsvarende omtrent
8 500 millioner kroner. Som partner i andre lisenser har også
selskapet forpliktelser knyttet til utvikling av ulike prosjekter
for et beløp tilsvarende 6 000 millioner kroner.
1 ÅR
2–3 ÅR
4–5 ÅR
> 2019
2 918
5 830
3 996
2 852
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 31.12.2013
Påviste utbygde og ikke utbygde reserver
er emne for kontinuerlig oppdateringer etter godt etablerte
kontroll rutiner.
Fastsettelse av reserveanslagene er en løpende prosess
som gjennomføres i Total E&P Norge AS av høyt kvalifiserte
geologer, ingeniører og økonomer under kontroll av selskapets
ledelse. De involverte ansatte i reserve-evalueringene er
opplært til å følge SEC baserte interne retningslinjer og
prinsipper for kriterier som må være møtt før reserver kan
rapporteres som påvist. Estimatene av påviste reserver er kontrollert av Hoved­
kontoret gjennom etablerte retningslinjer. For ytterligere
informasjon om Total gruppens interne kontrollprosesser,
referer vi til ”Reference Document” utstedt av TOTAL S.A.
og som er tilgjengelig på www.total.com. OLJE, NGL OG KONDENSAT
(MILLIONER FAT)
NATURGASS
(MILLIARDER SM3)
OLJEEKVIVALENTER
(MILLIONER FAT)
471
85
1 030
27
17
28
LISENSPORTEFØLJE PER 31.12.2013
LISENS
BLOKK
FELT
PL006
PL018
PL018B
PL024
PL026
PL029B
PL029C
PL034
PL036
PL036BS
PL036D
PL040
PL043
PL043BS
PL043CS
PL043DS
PL044
PL046
PL046B
PL046C
PL046D
PL048
PL048B
PL048E
PL051
PL052B
PL053
PL054
PL055C
PL062
PL064
PL072C
PL073
PL073B
PL077
PL078
PL079
PL085
PL085B
2/5
2/4&7 , 7/11
1/6
25/1
25/2
(15/6)
(15/6)
30/05
25/4
25/4
25/4
29/9, 30/7
29/6, 30/4
29/6, 30/4 (Islay Carve-out)
29/6 (Islay Carve-out)
29/6 (Islay Carve-out)
1/9
15/8&9
15/9
15/9
15/9
15/5
15/5
15/6
30/2&3
30/3
30/6
31/2
31/4
6507/11
7120/08
16/7
6407/01
6406/03
7120/7
7120/9
30/9
31/3,5&6
31/9, 32/4
Tor
Ekofisk-området
Albuskjell
Frigg
Rind
Gina Krog
Gina Krog
Tune
Vale
Heimdal
Vilje
Martin Linge
Martin Linge
Martin Linge
Islay
Islay
Tommeliten
Sleipner
Volve
"H"-funnet
PL085C
PL092
PL094
PL094B
PL099
PL100
PL102
PL102C
PL102D
PL102E
PL102F
PL102G
PL104
31/3&6
6407/6
6506/12
6406/3
7121/4
7121/7
25/5
25/5
25/5
25/5
25/6
25/7
30/9
Troll
Mikkel
Åsgard
Åsgard
Snøhvit
Albatross
Skirne & Byggve
Atla, Tir etc.
Gina Krog
Glitne
Eirin
Huldra
Huldra
Oseberg Øst
Troll
Oseberg Øst
Åsgard
Snøhvit
Beta & Theta NØ
Tyrihans
Tyrihans
Snøhvit
Snøhvit
Oseberg Sør
Troll
Troll
Skirne utvidelse
Trell prospekt
Trell prospekt
Oseberg Sør
ANDEL
GYLDIG TIL
OPERATØR
100,00 %
39,90 %
39,90 %
47,13 %
62,13 %
30,00 %
100,00 %
10,00 %
24,24 %
16,76 %
24,24 %
51,00 %
51,00 %
51,00 %
100,00 %
100,00 %
15,00 %
10,00 %
10,00 %
10,00 %
10,00 %
21,80 %
21,80 %
21,80 %
24,50 %
18,00 %
14,70 %
3,69 %
14,70 %
24,50 %
5,00 %
10,00 %
29,14 %
26,67 %
10,00 %
25,00 %
14,70 %
3,69 %
3,00 %
31.12.2028
31.12.2028
31.12.2028
23.05.2015
23.05.2025
31.12.2032
31.12.2032
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
31.12.2028
31.12.2032
15.07.2016
31.12.2028
06.04.2015
06.04.2015
01.03.2031
30.09.2030
01.03.2031
10.04.2027
01.10.2035
31.12.2028
31.12.2029
31.12.2029
01.10.2035
10.10.2035
01.03.2031
30.09.2030
08.07.2030
Total E&P Norge AS
ConocoPhillips
ConocoPhillips
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum 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
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
3,69 %
7,65 %
9,80 %
7,68 %
37,50 %
35,00 %
40,00 %
40,00 %
40,00 %
40,00 %
50,00 %
50,00 %
14,70 %
30.09.2030
09.03.2020
10.04.2027
10.04.2027
01.10.2035
01.10.2035
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2025
01.03.2031
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
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
17
LISENSPORTEFØLJE PER 31.12.2013
LISENS
BLOKK
FELT
PL104B
PL110
PL110B
PL110C
PL120
PL120 B
PL121
PL127
PL134
PL134B
PL134C
PL146
PL171B
PL190
PL190B
PL193
PL193C
PL193E
PL199
PL211
PL211B
PL219
PL237
PL249
PL255
PL257
PL263C
PL275
PL303B
PL333
PL395
PL448
PL479
PL535
PL535B
PL554
PL554B
PL569
PL574
PL585
PL618
PL619
PL627
PL661
PL662
PL667
PL675
PL676
PL684
PL685
PL710
30/9
7120/5, 7121/5
7121/6, 8&9, 7122/5&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
30/8
34/11
Oseberg Sør
Snøhvit
Tornerose
Snøhvit
Visund
Gimle
Mikkel
Alve Nord
Åsgard
Kristin & Morvin
Morvin
King Lear prospekt
Oseberg Sør
Tune
6406/2
6506/6, 6507/4
6506/9, 6507/7
6710/06
6407/03
25/5
6406/5,6&9
6406/1&5
6507/11
2/4
2/4
7227/1, 7226/2&3
7120/7,8&9
6506/9&12
7225/3, 7226/1
7225/2
34/6
34/9
16/4
29/9, 30/7&10
6406/7&8
1/2,3,5,6&9
1/3&6, 2/1
25/5,6,8&9
2/2,4&5
2/4
1/3
24/11&12
24/9&12, 25/7
34/8&11
34/6, 35/1&4
7218/12, 7219/10&11
Kvitebjørn
Kvitebjørn
Kvitebjørn
Kristin
Victoria
Victoria utvidelse
Åsgard
Vale
Linnorm
Yttergryta utvidelse
Beta & Theta NØ
King Lear prospekt
Ververis
Snøhvit
Smørbukk Nord
Norvarg
Norvarg
Garantiana prospekt
Garantiana prospekt
Theta NØ
Phoenix prospekt
Solaris prospekt
ANDEL
GYLDIG TIL
14,70 %
25,00 %
18,40 %
18,40 %
11,00 %
11,00 %
7,65 %
50,00 %
10,00 %
6,00 %
6,00 %
22,20 %
14,70 %
10,00 %
10,00 %
5,00 %
5,00 %
5,00 %
6,00 %
40,00 %
40,00 %
15,00 %
7,68 %
24,24 %
20,00 %
6,00 %
24,50 %
39,90 %
10,00 %
22,20 %
10,00%
18,40 %
9,80 %
40,00 %
40,00 %
40,00 %
40,00 %
10,00 %
30,00 %
100,00 %
60,00 %
50,00 %
40,00 %
60,00 %
60,00 %
50,00 %
40,00 %
20,00 %
5,00 %
40,00 %
40,00 %
01.03.2031
01.10.2035
17.12.2014
17.12.2014
23.08.2034
23.08.2034
28.02.2022
28.02.2023
10.04.2027
10.04.2027
10.04.2027
08.07. 2027
01.03.2031
10.09.2032
08.02.2017
10.09.2031
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
12.12.2013
08.07.2027
28.04.2014
15.06.2013
01.03.2015
15.05.2014
15.05.2014
19.02.2016
19.02.2016
04.02.2015
04.02.2020
04.02.2018
03.02.2019
03.02.2020
03.02.2019
08.02.2021
08.02.2021
08.02.2020
08.02.2020
08.02.2020
08.02.2021
08.02.2020
21.06.2019
OPERATØR
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
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
Centrica
Shell
Statoil Petroleum AS
Statoil Petroleum AS
ConocoPhillips
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
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge 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
Total E&P Norge AS
Total E&P Norge AS
Statoil Petroleum AS
Faraoe Petroleum
Statoil Petroleum AS
Total E&P Norge AS
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 2013,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 regn­
skapslovens regler og god regnskapsskikk
i Norge, og for slik intern kontroll 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.
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 mislig­
heter 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 revisjons­
handlinger 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 regnskaps­
prinsippene er hensiktsmessige og om
regnskapsestimatene utarbeidet av ledelsen
er rimelige, samt en vurdering av den
samlede presentasjonen av årsregnskapet.
Etter vår oppfatning er innhentet revi­
sjonsbevis tilstrekkelig og hensiktsmessig
som grunnlag for vår konklusjon.
KONKLUSJON. Etter vår mening er årsregn­
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 revisjons­
skikk i Norge, herunder International Stan­
dards on Auditing. Revisjonsstandardene
krever at vi etterlever etiske krav og
planlegger og gjennomfører revisjonen
for å oppnå betryggende sikkerhet for at
årsregnskapet ikke inneholder vesentlig
feilinformasjon.
Design:
Illustrasjoner: VisCo CG /Total E&P Norge (side 4 og 6)
og Headspin / Total E&P Norge (side 14).
Papir: Arctic Volume High White (150/250g)
Opplag: 400 (engelsk) / 600 (norsk)
Trykk: HBO AS
skapet 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 2013 og av dets
resultater og kontantstrømmer for regn­
skapsåret 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 årsbe­
retningen om årsregnskapet, forutsetningen
om fortsatt drift og forslaget til disponering
av resultatet er konsistente med årsregn­
skapet 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 attes­
tasjonsoppdrag (ISAE) 3000 «Attestasjons­
oppdrag som ikke er revisjon eller forenklet
revisorkontroll av historisk finansiell infor­
masjon», mener vi at styret og administre­
rende direktør har oppfylt sin plikt til å sørge
for ordentlig og oversiktlig registrering og
dokumentasjon av selskapets regnskaps­
opplysninger i samsvar med lov og god
bokføringsskikk i Norge.
Stavanger, 11. mars 2014
ERNST & YOUNG AS
Erik Søreng
statsautorisert revisor
ORGANISASJON
MANAGING
DIRECTOR
MARTIN
TIFFEN
HSEQ
FINANCE/TAX/IT
LEGAL
CORPORATE
AFFAIRS
NEW RESERVES
GROWTH
BJØRN OSCAR
TVETERÅS
CATHERINE
VAN DER LINDEN
ARILD KVANVIK
JØRGENSEN
WENCHE
SANDSUNDETHANSSEN
DOMINIQUE
ROY
GEOSCIENCES
DEVELOPMENT
STUDIES & PLANNING
MARTIN LINGE
PROJECT
OPERATIONS
& PROJECTS
COMMERCIAL
BU GREATER
EKOFISK
BU STATOIL
OPERATED
MARKETING &
TRANSPORTATION
DENIS
FRANCOIS
PER
GRINDE
THIERRY
PERON
TORE
BØ
JARLE
MADSEN
JOHN
CATLOW
ROAR
ARBRIGTSEN
KRISTIN
SKOFTELAND
VÅRE INTERESSER PÅ DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN
TOTAL E&P NORGE
EIERINTERESSER I FELT I PRODUKSJON
OG VIKTIGSTE OPERERTE LETELISENSER
PÅ NORSK SOKKEL
PR 01.05.2014
FELT I PRODUKSJON
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
EIERANDEL (%)
OPERATØR
FELT I PRODUKSJON
ATLA
40.00
TOTAL E&P NORGE
EKOFISK
39,90
CONOCOPHILLIPS
ELDFISK
39,90
CONOCOPHILLIPS
EMBLA
39,90
CONOCOPHILLIPS
GIMLE
4,90
STATOIL
GUGNE
10,00
STATOIL
HULDRA
24,33
STATOIL
ISLAY
100,00*
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
TOTAL E&P NORGE
KRISTIN
6,00
STATOIL
KVITEBJØRN
5,00
STATOIL
MIKKEL
7,65
STATOIL
MORVIN
6,00
STATOIL
OSEBERG
14,70
STATOIL
OSEBERG EAST
14,70
STATOIL
OSEBERG SOUTH
14,70
STATOIL
EIERANDEL (%)
OPERATØR
BA RENT SH AV E T
SKIRNE
40,00
TOTAL E&P NORGE
SLEIPNER EAST
10,00
STATOIL
SLEIPNER WEST
9,41
STATOIL
SNØHVIT
18,40
STATOIL
TOR
48,20
CONOCOPHILLIPS
TROLL
3,69
STATOIL
TUNE
10,00
STATOIL
TYRIHANS
23,18
STATOIL
VALE
24,24
STATOIL
VILJE
24,24
STATOIL
7,70
STATOIL
VISUND
VISUND SOUTH
VOLVE
ÅSGARD
7,70
STATOIL
10.00
STATOIL
7,68
STATOIL
PL710
SNØHVIT
HAMMERFEST
TROMSØ
*NORSK ANDEL (5,51% AV DET TOTALE FELTET)
HARSTAD
TOTAL E&P NORGE OPERERTE FELT
TOTAL E&P NORGE OPERERTE LISENSER
TOTAL E&P NORGE PARTNEROPERERTE FELT
NORSK EH AV E T
PL760
ALVE NORD (PL127)
VICTORIA (PL211)
MORVIN
ÅSGARD
KRISTIN
TYRIHANS
MIKKEL
TRONDHEIM
VISUND
PL685
PL554 & 554B&C
GIMLE
KVITEBJØRN
MARTIN LINGE*
HULDRA
ISLAY
TUNE
VALE
VILJE
TROLL
OSEBERG
BERGEN
OSLO
ATLA
STAVANGER
SLEIPNER
OPERATØR
OLJE
SKIRNE
GLITNE
EIERANDEL (%)
RØRLEDNINGER
PL627
HEIMDAL
TOTAL E&P NORGE
EIERINTERESSER (IKKE VIST PÅ KART)
NORPIPE (OIL)
34,94000
CONOCOPHILLIPS
OSEBERG TRANSPORT (OTS)
12,98159
STATOIL
FROSTPIPE*
36,25000
TOTAL E&P NORGE
TROLL OIL I
3,70687
STATOIL
TROLL OIL II
3,70687
STATOIL
10,00000
STATOIL
1,07910
STATOIL
12,98159
STATOIL
5,00000
STATOIL
SLEIPNER CONDENSATE
ST. FERGUS
NORDSJØEN
ABERDEEN
LANDANLEGG / TERMINALER
GASS
ETZEL GAS LAGER (ETZEL)
OLJE
EKOFISK
PL618/619
PL661/662
ELDFISK
EMBLA
STURE (STURE)
VESTPROSESS (MONGSTAD)
*FROSTPIPE ER IKKE LENGER I DRIFT, MEN BLIR BEVART
*TIDLIGERE HILD
WWW.TOTAL.NO
STAVANGER
(HOVEDKONTOR)
OSLO
HARSTAD
TOTAL E&P NORGE AS
TOTAL E&P NORGE AS
TOTAL E&P NORGE AS
Postadresse
Postboks 168
4001 Stavanger
Postadresse
Postboks 1361, Vika
0113 Oslo
Postadresse
Postboks 63
9481 Harstad
Besøksadresse
Finnestadveien 44,
Dusavik
4029 Stavanger
Besøksadresse
Haakon VIIs gate 1
0161 Oslo
Besøksadresse
Torvet 2
9405 Harstad
Telefon
+47 22 01 95 00
Telefon
+47 77 28 21 50
Telefon
+47 51 50 30 00