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
© Copyright 2024