Årsrapport 2009 GDF SUEZ E&P Norge AS

Transkript

1 Årsrapport 2009 GDF SUEZ E&P Norge AS

2 Gjøa-plattformen under konstruksjon SØR-KOREA, SAMSUNG-VERFTET SOMMEREN 2009 TRANSPORT AV BOLIGMUDUL MAI 2009 SAMMENKOPLING AV DEKKMODULER, STORD JULI 2009 FRAKT FRA SØR-KOREA TIL STORD GJENNOM ADEN-BUKTA HØSTEN 2009 ANKOMST NORSKE FARVANN OKTOBER 2009 SAMMENKOPLING AV DEKK OG SKROG DESEMBER 2009

3 GDF SUEZ E&P Norge AS skal skape verdier langs hele verdikjeden ved å lete etter, bygge ut, produsere og transportere olje og gass på den norske kontinentalsokkelen. GDF SUEZ E&P Norge AS skal gjøre dette på en bærekraftig måte, og gjennom fremragende drift vinne respekt blant våre interessenter. Det er vår visjon å være blant de ti største oppstrømsselskapene på den norske kontinentalsokkelen, respektert for våre prestasjoner innen drift og HMS. innhold 3 OPPGAVE OG VISJON 4 NØKKELTALL ADMINISTRERENDE DIREKTØRS BERETNING 8 GJØA FEATURE 14 GDF SUEZ E&P NORGE AS 20 AKTIVITETER 22 GJØA-UTBYGGINGEN 24 GJØA DRIFTSFORBEREDELSER 26 SNØHVIT OG BARENTSHAVET 28 NORSKEHAVET 32 BÆREKRAFTIG UTVIKLING 34 SAMFUNNSENGASJEMENT 36 VÅRT TEAM 42 STYRETS BERETNING 46 ÅRSREGNSKAP 16 GDF SUEZ LETING OG PRODUKSJON 30 NORDSJØEN 56 REVISJONSBERETNING 18 GDF SUEZ-GRUPPEN

4 ÅRET 2009 Nøkkeltall OMSETNING MILLIONER NOK SISTE NI ÅR MILLIONER NOK INVESTERINGER MILLIONER NOK SISTE NI ÅR MILLIONER NOK RESULTAT MILLIONER NOK SISTE NI ÅR MILLIONER NOK LETEKOSTNADER MILLIONER NOK SISTE NI ÅR MILLIONER NOK OLJE- OG GASSPRODUKSJON MILLIONER FOE SISTE NI ÅR MILLIONER FOE EGENKAPITAL MILLIONER NOK SISTE NI ÅR MILLIONER NOK 11, , , , , , , , , , Høydepunkter Vår første letebrønn som operatør Boringen av GDF SUEZ E&P Norges aller første letebrønn som operatør på slutten av året var en milepæl for selskapet. Pumbaa-brønnen, som ligger i PL469 i Norskehavet, viste seg å være tørr, men kampanjen var en teknisk suksess. Brønnen ble boret etter planen. Gjøa utbyggingsprosjekt Boligkvarteret på Gjøa ble ferdigstilt i april og sammenstilt med resten av dekket i juli. I juni ble skroget gjort ferdig i Sør-Korea. Skroget ankom Stord den 3. oktober. I desember nådde plattformen en ferdigstillelsesgrad på 90 prosent, og det ble foretatt en vellykket sammenkopling av skrog og dekk. Utbyggingsprosjektet var over 73 prosent ferdigstilt ved utgangen av året. Alle kontrollkabler, stigerør og rørledninger var installert. Gjøa driftsforberedelser To brønner ble ferdigstilt og klargjort for drift i november. Den første milepælen for overlevering ble nådd i september. Over 100 av de 700 delsystemene ble overlevert til GDF SUEZ E&P Norge drift fra Statoil ferdigstillelse i løpet av året. Rekrutteringsarbeidet var ved nyttår på det nærmeste fullført. Gro-prospektet Boringen av Gro-prospektet i PL326 førte til et gassfunn i juni. Shell er operatør for lisensen, der GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 10 prosent etter en transaksjon som ble fullført i mai Brønnen ble boret på 1376 meters vanndybde, som er det største dyp for noe funn hittil på norsk sokkel. Nye lisenser Tidlig i 2009 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt operatøransvar og en eierandel på 40 prosent i PL530 Heilo i Barentshavet, så vel som en andel på 20 prosent i to lisenser hvor Statoil er operatør. Disse to lisensene ligger nær Njord-feltet i Norskehavet, hvor GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 20 prosent. Myndighetene godkjente en transaksjon med Idemitsu Petroleum AS for oppkjøp av 20 prosent i PL377S Prospekt Apollon. Vellykket boring på Njord I desember førte boringen av en tilleggsbrønn til en 30 prosents økning i oljeproduksjonen på Njord. Njord er et hovedfelt i GDF SUEZ E&P Norges portefølje. Det står for 38 prosent av selskapets samlede produksjon og ga en oljeproduksjon på 4,3 millioner fat oljeekvivalenter i

5 ADMINISTRERENDE DIREKTØRS BERETNING På terskelen til Gjøa-året Mot slutten av 2009 kunne vi se resultatet av flere års målrettet arbeid, og vi nærmer oss raskt den dagen da vi vil ta over som operatør på Gjøa-feltet, som er et av de større olje- og gassfeltene i Norge. År 2010 vil bli det mest spennende og utfordrende året i GDF SUEZ E&P Norges historie. Dette er året da vi går fra å være rettighetshaver til å bli operatør for et felt i drift på den norske kontinentalsokkelen. Gjøa. Både byggearbeider og marine aktiviteter nærmer seg ferdigstillelse. I slutten av desember nådde vi en viktig milepæl da dekket og skroget på den halvt nedsenkbare plattformen ble koplet sammen uten problemer. Forut for dette imponerende presisjonsarbeidet ankom skroget Stord uten uhell av noe slag etter en krevende transport fra Sør-Korea. Driftsstaben i GDF SUEZ E&P Norge er engasjert i alle deler av prosjektet, og bidrar til at innretningen blir driftssikker og lett å holde ved like. Planlagt tidspunkt for overtakelse av operatøransvaret fra Statoil er oktober Det er utarbeidet et strategidokument med alle milepæler for å sikre en gradvis, jevn og kontrollert overleveringsprosess. Den første av fire milepæler ble nådd i september som planlagt. Et av våre mål for Gjøa er å bli ledende når det gjelder å innarbeide integrerte operasjoner som driftskonsept, og vi er godt på vei mot dette målet. Tilgang til data i sanntid bidrar til bedre beslutninger. Samarbeid på tvers av geografiske grenser sørger for en felles forståelse av driftsspørsmål. Dette er noen av de fordelene vi vil oppnå ved bruk av integrerte operasjoner. Den strategiske plasseringen av produksjonsinnretningen Gjøa gjør den til et sentralt knutepunkt i dette området. Muligheten til å tilby ledig kapasitet etter hvert som produksjonen fra selve Gjøa avtar, utgjør et godt oppsidepotensial for GDF SUEZ E&P Norge som operatør for Gjøa, spesielt ettersom selskapet også er rettighetshaver i flere utvinningstillatelser i nærheten. Produksjon. Produksjonstallene for 2009 var på 11,3 millioner fat oljeekvivalenter som planlagt, og representerer en svak økning sammenlignet med 2008 (10,8 millioner fat). På Snøhvit nådde anlegget ca 100 prosent produksjonskapasitet, men med ganske lav regularitet. Den lave regulariteten skyldtes en større 12-ukers nedstengning for å optimalisere anlegget. I tillegg opplevde vi oppstartsproblemer etter nedstengningen. Det vil være behov for ytterligere reparasjoner / modifikasjoner i Fram og Njord er fortsatt viktige eiendeler i vår portefølje, og står for henholdsvis 33 og 38 prosent av produksjonen. Leting. I løpet av året deltok selskapet i boringen av fire undersøkelsesbrønner som førte til to funn. Boringen av brønnen Pumbaa i PL469 i Norskehavet var en viktig milepæl. Dette var vår første letebrønn som operatør i Norge. Boreaktiviteten var vellykket, men brønnen var dessverre tørr. Gassfunnet i Gro PL326 var også et av årets høydepunkter. Den første avgrensningsbrønnen i Gro er planlagt i andre kvartal En boreoperasjon i PL348 Gygrid påviste olje, men på PL376 Grosso var brønnen tørr. Tidlig i 2009 ble selskapet tildelt to nye utvinningstillatelser, samt operatøransvar i Barentshavet for PL530 Heilo. Myndighetene godkjente en transaksjon med AS Norske Shell for overtakelsen av 10 prosent av PL326 Gro, og med Idemitsu Petroleum AS for oppkjøp av 20 prosent i PL377S Prospekt Apollon. Utbygginger. På Gudrunlisensen, hvor selskapet har en eierandel på 25 prosent, har planleggingsarbeidet fortsatt hele året. Plan for utbygging og drift ble oversendt til myndighetene i februar 2010, og godkjennelse ventes i mai Operatøren for Njord har foreslått et utbyggingskonsept for Njords nordvestflanke som går ut på å bore to brønner fra Njordplattformen. Endelig beslutning vil bli tatt i første kvartal Økonomiske resultater var nok et godt år med solide økonomiske resultater som lå over budsjettet. Terje Overvik Administrerende direktør 6 7

6 Åpner nytt område i Nordsjøen med Gjøa Høsten 2010 gjør GDF SUEZ et kjempesprang på norsk sokkel. For første gang skal selskapet ha ansvaret for å drive et felt som skal produsere olje og gass i Norge. Det skjer i den nordlige delen av Nordsjøen, i et område der det ikke finnes slik virksomhet fra før. En nykommer åpner en ny petroleumsprovins. Nye muligheter skapes. Menneskene som skal gjøre jobben er vel forberedte. De har lang og solid erfaring. «På en godværsdag skal vi kunne se land fra plattformen, men vi er like fullt til havs, og på kontinentalsokkelen», sier Gunnar Løvås (45) fra Askøy utenfor Bergen. Han er en av dem som skal være med og drive Gjøa. Gjøa-feltet ligger drøye 60 kilometer vest for kysten av Sogn og Fjordane. Dette er sannsynligvis den siste av de store utbyggingene i Nordsjøen. Plattformen vil få strøm fra land, og denne løsningen vil spare miljøet for CO 2 tilsvarende utslipp fra biler i året. Eventyret startet for kanskje så mye som 150 millioner år siden, i den geologiske tidsalder som kalles Jura. Vår tids drømmer startet for over tjue år siden. I 1988 fikk Norsk Hydro tildelt letelisens nr Lisensen besto av de to blokkene 35/9 og 36/7, som til sammen utgjør Gjøa. Lisensperioden strekker seg frem til Driftsstaben I GDF SUEZ har vært engasjert i alle deler av prosjektet, og bidrar til at innretningen blir driftssikker og lett og holde ved like. Fra venstre: Gunnar Løvås, Pål Hamre and Tom Borger Nielsen. Integrerte operasjoner er en viktig del av Gjøa. Dette betyr bedre sikkerhet, større effektivitet og kostnadsbesparelser. Alt det vi gjør vil bli kjennetegnet av en høy profil for helse, miljø og sikkerhet. Oddvar Aarberg 8 9

7 1. april 1989 startet boreriggen Polar Pioneer boringen i brønn nummer 1375 på norsk sokkel. Vanndypet i området var 361 meter og det skulle bores meter ned i havbunnen. Letingen avdekket i 1989 reserver som er beregnet til 82 millioner fat olje og kondensat, og 40 milliarder kubikkmeter gass. I tillegg skal Gjøa produsere reservene i satellittfeltene Vega og Vega sør. Det dreier seg om utvinnbare tilleggsreserver på anslagsvis 26 millioner fat kondensat og 18 milliarder kubikkmeter gass. Reservoaret er fra naturens side dannet med flere skråstilte forkastningssegmenter, og det er ikke av de enkleste å produsere. Innholdet fordeler seg med en gasskappe over en relativt tynn oljesone. Reservoaret vil bli tømt ved naturlig trykkavlastning. Regional næringsutvikling Utviklingen av Gjøa blir fulgt med argusøyne, ikke minst i Sogn og Fjordane, der lokale og regionale myndigheter hadde store ambisjoner om å få sin del av olje- og gassvirksomheten. Drømmen var å få ilandføring av olje og gass til Lutelandet, i tillegg til strømleveranser fra det samme området. Slik gikk det ikke. Konklusjonen ble at oljen fra Gjøa skal ilandføres via den ene av de to oljerørledningene fra Troll til Mongstad, og gassen skal gå via det britiske transportsystemet FLAGS til St. Fergus i Skottland. Det er 55 kilometer fra Gjøa til tilkoblingspunktet på oljerørledningen og 130 kilometer til gassrørledningen. Folk i Sogn og Fjordane har ambisjoner om vekst, og utbyggingen av Gjøa styrker Florø som oljeby. «Vi har inngått en 20 års leiekontrakt ved Fjord Base i Florø. Herfra skal Gjøa-plattformen få alle de nødvendige forsyninger så lenge den er i drift. Herfra skal vi også fly offshorepersonellet til og fra plattformen», forteller base- og logistikksjef Oddvar Aarberg. 53-åringen fra Florø er strålende fornøyd med den omfattende og langvarige virksomheten Gjøa skaper på hjemplassen hans. I årene fremover skal Aarberg stå i spissen for et lag av 12 medarbeidere som skal sørge for at plattformen vest i havet får det den trenger og kan drive uten avbrudd. Fra basen i Florø skal også et beredskapsfartøy og et forsyningsfartøy for Gjøa drives, pluss at operatøren skal ha et dedikert helikopter til personelltransport fra Florø. GDF SUEZ E&P Norge skal videre etablere et anlegg for lagring og vedlikehold av undervanns produksjonsutstyr. Hele Gjøa vil for øvrig få sitt reservedelslager i Florø. «Dette blir et viktig punkt i hele Gjøa-kjeden. Her får vi også et rom for samhandling som er identisk med det vi har i Sandnes og på plattformen. Integrerte operasjoner er en viktig del av Gjøa. Dette betyr bedre sikkerhet, større effektivitet og kostnadsbesparelser. Alt det vi gjør vil bli kjennetegnet av en høy profil for helse, miljø og sikkerhet», sier Aarberg. Han mener det er bra for Gjøaprosjektet å være en del av et veletablert og solid basemiljø. Det er nå rundt 50 bedrifter som står bak baseselskapet Fjord Base med leveranser. Baseaktivitetene har til sammen skapt 450 arbeidsplasser. Statoil henter basetjenester til feltene i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen herfra. «Et godt eksempel på geografisk spredning av petroleumsaktivitetene og et bra tilskudd til næringsliv og sysselsetting i Florø-regionen», sier Oddvar Aarberg. Gunnar Løvås, driftstekniker, har i likhet med flere av sine kolleger tilbrakt mye tid på Stord for å delta i ferdigstillelsen av plattformen før utslep. Base- og logistikksjef Oddvar Aarberg fra Florø er strålende fornøyd med den omfattende og langvarige virksomheten Gjøa skaper på hjemplassen hans. Mange ser nok på oss med argusøyne. Vi har forberedt oss godt. Vi vet at her er det ikke rom for feiling. Vi ivrer etter å komme i gang, og vi kommer til å arbeide for at driften av Gjøa skal bli en suksess. Gunnar Løvås 10 11

8 Vellykket samarbeid Etter fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet, er Gjøa blitt utviklet av Statoil. Stortinget ga grønt lys for utbyggingen 14. juni 2007, på dagen 35 år etter at vedtaket om å etablere Statoil ble fattet i nasjonalforsamlingen. Statoil har hatt ansvaret for å gjennomføre utbyggingen av Gjøa. I driftsfasen skal GDF SUEZ E&P Norge overta som operatør. Det har vært et nært og godt samarbeid mellom utbyggings- og driftsoperatøren gjennom hele utbyggingsfasen, for å sikre en god overføring av operatøransvaret. Pål Hamre (53) fra Stavanger er en av de som måtte bo vel et år i Sør-Korea da skroget til produksjonsplattformen ble bygd ved Samsung-verftet. Han skal være drifts- og vedlikeholdsleder på feltet. Det har vært av stor betydning å kunne gjøre seg kjent med plattformen etter hvert som den har tatt form. «Det var fantastisk å se skroget bli satt sammen av mange små biter. Det hele var et stort puslespill. Jeg ble veldig imponert over å se koreanernes systematikk. Logistikk og orden var helt på topp. Her har også nordmenn noe å lære», sier Hamre. Det ferdige skroget ble fraktet på et spesialfartøy fra Sør-Korea til Stord for sammenkobling med dekket, som ble bygd i Norge. Hamre og kona satte seg på flyet og dro hjem, mange opplevelser og erfaringer rikere etter vel et år i et fremmed land. «Jeg starter min jobb i Gjøa på land, men etter hvert skal jeg offshore og ta mine tørner om bord i plattformen. Det ser jeg frem til.» Og Hamre vet nok hva han går til med sin lange erfaring fra oljeindustrien; mange år i Phillips, Saga, Hydro og Statoil før han kom til GDF SUEZ i mai Han var med på byggingen av skroget til Snorre A ved Rosenberg i Stavanger og skroget til Snorre B ved Dragados i Spania. Han var blant annet driftsleder på Snorre B. «Vi fikk et meget bra produkt i Sør-Korea», sier Hamre om Gjøa-skroget. Solid erfaring Gjøa er et spesielt prosjekt for GDF SUEZ fordi det er selskapets første operatøroppgave i Norge. «Mange ser nok på oss med argusøyne. Vi har forberedt oss godt. Vi vet at her er det ikke rom for feiling. Vi ivrer etter å komme i gang, og vi kommer til å arbeide for at driften av Gjøa skal bli en suksess», sier Gunnar Løvås. Han skal være driftstekniker på Gjøa og på sine to ukers turnuser arbeide en uke i kontrollrommet og en uke i de ytre anlegg. Han føler at han er med på et pionerprosjekt, og tror at Gjøa vil by på varierte og spennende arbeidsoppgaver. Løvås har i likhet med flere av sine kolleger tilbrakt mye tid på Stord for å delta i ferdigstillelsen av plattformen før utslep. Dekket er 110 x 85 meter og veier tonn. I boligkvarteret er det 100 lugarer. Arild Jåsund (47) er en av de fire som skal være plattformsjef på Gjøa. For tredje gang har han vært med på å få levert en plattform fra Stord. De to første var Snorre A og B, og nå har det vært Gjøa. Når plattformsjef Arild Jåsund setter sine bein på helikopterdekket for å ta fatt på sin første runde på plattformen ute i havet, er det en erfaren oljemann som tar kommandoen. Han startet på Frigg for Elf i 1983, og rakk senere å være innom alle de tre norske oljeselskapene som en gang var; Saga, Hydro og Statoil. I Hydrotiden var han blant annet med på Varg-prosjektet med utstasjonering i Singapore og Indonesia. På Snorre var han driftsleder og vikarierende plattformsjef. Gjøa får et dedikert helikopter, som skal operere fra GDF SUEZ base i Florø. Dette vil bidra til fleksibilitet og til å oppnå en sikker og effektiv drift av Gjøa-feltet. Arild Jåsund er en av de fire som skal være plattformsjef på Gjøa. Han har lang erfaring, og har vært ansatt i alle de tre store norske oljeselskapene. Det var fantastisk å se skroget bli satt sammen av mange små biter. Det hele var et stort puslespill. Jeg ble veldig imponert over å se koreanernes systematikk. Pål Hamre 12 13

9 Trebarnsfaren bor midt i hjertet av Olje-Norge, i Tananger, utenfor Stavanger. Han gleder seg over å være med på et nytt prosjekt fra null av. «Det føles betryggende å ha et stort morselskap i ryggen når man går i gang med dette prosjektet.» Gjøa er en plattform uten eget boreanlegg. Brønnene blir boret av en mobil borerigg og plassert i fem havbunnsrammer som er knyttet til plattformen på Gjøa. Jåsund sier at dette innebærer at man får en romsligere, ryddigere og mer oversiktlig plattform. «Plattformen ser veldig bra ut. Jeg tror at vi skal produsere reservene både i Gjøa og Vega på en god måte. Dessuten er jeg optimist med tanke på å identifisere tilleggsreserver i området som kan knyttes opp mot vår plattform», sier Jåsund. Grundig forberedt Personellet som skal drive Gjøa er godt forberedt. Tom Borger Nielsen (52) skal være drifts- og vedlikeholdsleder på plattformen. I forberedelsesfasen for å overta operatøransvaret har han hatt ansvaret for opplæring av offshorepersonell ved hjelp av en prosessimulator ved selskapets kontor i Sandnes. Selv har han som pendler fra sin bolig i Tønsberg reist offshore i 20 år; ti år på Gyda for BP og ti år for ExxonMobil på Jotun. Nå venter nye år på Gjøa. «Simulatoren har gitt oss anledning til å bli kjent med prosessanlegg og systemer på Gjøa. Fordi simulatoren er identisk med virkeligheten som møter oss til havs, har vi også kunnet overkomme noen barnesykdommer i et nytt anlegg. Verdien av dette er stor med tanke på hvor mye det koster å stenge ned et anlegg til havs», sier Nielsen. Når produksjonen på Gjøa starter er målet å få ut mest mulig av ressursene i området på en god måte. En del av den norske petroleumsformuen skal konverteres til finansformue. Gjøa er satt sammen av biter som er bygd i Norge, i Sør-Korea og i flere andre land. Til driftsorganisasjonen er det rekruttert medarbeidere fra 45 ulike selskaper og 15 forskjellige nasjoner. Verdien av integrerte operasjoner Rebecca Christensen (55) er teknisk sjef i GDF SUEZ E&P Norge. Hun er født i delstaten Wyoming i USA, er utdannet kjemiingeniør og har tretti års erfaring fra oljeindustrien. I Norge har hun vært siden 1981, først ansatt i Conoco og Conoco- Phillips og fra 2005 i GDF SUEZ. Hun mener organisasjonen er vel forberedt på å overta selskapets første operatørskap. Hun fremhever organiseringen av oppgavene gjennom såkalte integrerte operasjoner. Personell på land og på plattformen kan dele samtidig informasjon, noe som er av uvurderlig betydning for sikkerhet, effektiv drift og lønnsomhet. «Vi har et kontinuerlig behov for å sikre en høyest mulig produksjon til lavest mulig kostnad. Vi lever i en industri der svingninger i oljepris gir veldig store utslag. Gjennom integrerte operasjoner evner vi å se endringer og gjøre tilpasninger raskere, slik at vi kan operere optimalt. Integrerte operasjoner er et spørsmål om å ta i bruk informasjonsteknologi, kommunikasjonsteknologi og instrumentteknologi på en måte som gir menneskene optimale verktøy for samhandling, slik at de beste resultater skapes», sier Rebecca Christensen. Hun gleder seg til Gjøa. Utstyret er topp, folkene er kvalifiserte og motiverte og sikkerheten er satt i høysetet. Det åpner et nytt kapittel i norsk oljehistorie. Når produksjonen på Gjøa starter er målet å få ut mest mulig av ressursene i området på en god måte. Tom Borger Nielsen har hatt ansvar for opplæring av offshorepersonell. Teknisk sjef, Rebecca Christensen, ser med forventning fram til Gjøa. Vi har et kontinuerlig behov for å sikre en høyest mulig produksjon til lavest mulig kostnad. Vi lever i en industri der svingninger i oljepris gir veldig store utslag. Rebecca Christensen 14 15

10 GDF SUEZ E&P NORGE Vår historie i Norge Som en av nykommerne på den norske kontinentalsokkelen, har GDF SUEZ E&P Norge etablert en solid portefølje av undersøkelses- og utvinningstillatelser i sin niårige historie VEKST I LISENS-PORTEFØLJEN GDF SUEZ E&P NORGE AS LETELISENSER PRODUKSJONSLISENSER Etter transport av skroget fra Sør-Korea og en vellykket sammenkopling med dekket på Stord var Gjøa-plattformen 90 prosent ferdigstilt. Utbyggingsprosjektet for Gjøa gikk fremover, og nådde 73,3 prosent ferdigstilling ved årsskiftet. I den 20. konsesjonsrunden ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt operatøransvar og en andel på 40 prosent i PL530 i Barentshavet. I TFO2008 fikk vi en andel på 20 prosent i PL107B og PL107C. Myndighetene godkjente en transaksjon for oppkjøp av 10 prosent i PL326 Gro og et oppkjøp på 20 prosent i PL377S Prospekt Apollon. Boringen på PL469 Pumbaa var GDF SUEZ E&P Norges første lete-brønn som operatør, og var en viktig milepæl for selskapet. PL006C Snøhvit Njord PL187 PL174 PL191 PL285 Fram Gudrun Snøhvit Njord Area F PL187 PL174 PL191 PL285 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord PL110B PL311B PL347 PL348 PL329 PL328 PL311 Area F PL187 PL285 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord PL110B PL311B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 PL311 Area F PL187 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør PL110C PL394 PL376 PL090D PL110B PL311B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 PL311 Area F PL187 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL347 PL348 PL289 PL329 PL328 Area F PL187 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør PL153B PL448B PL469 PL488 PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL348 PL289 PL329 PL328 PL230 PL187 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør PL377S PL326 PL530 PL107B PL107C PL153B PL448B PL469 PL488 PL448 PL423S PL394 PL110C PL376 PL090D PL110B PL348 PL289 PL328 PL230 PL187 Gjøa Fram Gudrun Snøhvit Njord Astero Vega Sør GJØA FRAM GUDRUN NJORD SNØHVIT TILSTEDEVÆRELSE PÅ NORSK SOKKEL Den formelle etableringen av Gaz de France Norge AS, et heleid datterselskap av GDF International S.A.S., ble registrert i april, og innen 1. juni var de fire første ansatte på plass i selskapets kontor i Stavanger. Den endelige godkjennelse av overtakelsen av eierandelene i Snøhvit og Njord fra Statoil ble gitt tidlig i juli, og PUDen for Snøhvit ble vedtatt av partnerne i september. Ved årsskiftet ble en eierandel i PL006C (Tyr) overtatt fra Enterprise, men etter at det ble boret en tørr brønn leverte selskapet tilbake denne lisensen. I mars nådde Snøhvit-prosjektet en milepæl da PUDen ble godkjent av Stortinget. Gjennom salget av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), fikk Gaz de France Norge en eierandel på 15 prosent i Framfeltet i den nordlige Nordsjøen, og gjennom overtakelse fra BP en andel på 12,5 prosent i blokk 15/3 i Gudrun-området. I den 17. konsesjonsrunden fikk vi tildelt en eierandel på 30 prosent i PL285 i Norskehavet, men etter en 3D-seismikkundersøkelse besluttet partnerne å levere tilbake lisensen i Gjennom en transaksjon med Norsk Hydro overtok Gaz de France Norge en 30 prosents eierandel i Gjøa, et funn i Nordsjøen med betydelige mengder gass og olje. Parallelt med dette engasjerte selskapet seg i den viktige prosessen med å bli prekvalifisert som operatør på norsk kontinentalsokkel, og i oktober fikk vi departementets godkjennelse. Fram Vest-feltet ble satt i produksjon 2. oktober, i hht. planen og under budsjett. Ved årsskiftet overtok vi en eierandel fra Amerada Hess på 15 prosent i Område F i Barentshavet. Vi nådde en historisk milepæl da det ble inngått en avtale med Statoil om felles operatøroppgaver på Gjøa. Den ble godkjent av alle partnerne og myndighetene i februar. Statoil ble operatør for utbyggingsfasen, og Gaz de France Norge vil ta over ved oppstart av produksjonsfasen. I den 18. konsesjonsrunden fikk vi tildelt eierandeler i PL328 og PL329 i Norskehavet, og gjennom TFOtildelingen senere samme år ble vi tildelt andre eierandeler i Norskehavet og i Barentshavet. Plan for utbygging og drift (PUD) for gasseksportprosjektet Njord ble godkjent av myndighetene i januar, og PUD for Fram Øst ble godkjent i april. Tildelingene i TFO 2005 av en eierandel på 15 prosent i PL090D sammen med de andre partnerne i Fram, samt 20 prosent i PL376, vil ytterligere styrke Gaz de France Norges tilstedeværelse i det produktive Fram-området. Astero-funnet i Fram PL090Blisensen var det første funnet for Gaz de France i Norge, og var opptakten til en omfattende leteboringskampanje i området. I den 19. konsesjonsrunden ble Gaz de France Norge tildelt eierandeler i Barentshavet, en andel på 12 prosent i PL110C sammen med de andre Snøhvitpartnerne, og en andel på 20 prosent i PL394 sammen med Norsk Hydro, Statoil og Petoro. I løpet av året ble det boret vellykkede testbrønner på Gudrun (Nordsjøen), Tornerose (Barentshavet) og Astero (Framområdet). Den første brønnen på Fram Øst ble satt i drift 30. oktober. PUD for Gjøa og Fram B ble godkjent av partnerne, og innlevert til myndighetene for godkjennelse 15. desember. I juni ble PUD for Gjøa-feltet godkjent av norske myndigheter. Snøhvit-prosjektet nådde en viktig milepæl i august da brønnene ble åpnet og hydrokarboner strømmet inn i LNGanlegget på Melkøya. I oktober gikk den første LNG-lasten fra øya. Njord- og Fram-feltene ble gassprodusenter da gasseksporten startet opp (i oktober for Fram og desember for Njord). I TFO 2006 ble Gaz de France Norge tildelt operatøransvar for PL423 S Gråtass. Selskapet samlet inn 3D-seismikk for denne lisensen tidlig på høsten Årsproduksjonen ble fordoblet og nådde rekordhøye 10,8 millioner fat oljeekvivalenter. Byggingen av Gjøa gikk fremover på Stord og i Korea med henholdsvis dekk og skrog. Vår første egne LNG-last ble hentet ut fra Snøhvit 5. mars. I TFO 2007 ble Gaz de France Norge tildelt fire lisenser, deriblant operatøransvar i PL469 Pumbaa der det ble gjennomført en vellykket stedsundersøkelse i august. Utbyggingsløsningen for Gudrun ble valgt i desember. Fusjonen førte til en endring av selskapets navn pr 1. januar 2009 GDF SUEZ E&P Norge AS

11 GDF SUEZ LETING OG PRODUKSJON Blikket mot nye områder Lete- og produksjonsdivisjonen (DEP) er ansvarlig for alle gruppens lete- og produksjonsaktiviteter rundt omkring i verden. Divisjonens oppgave er: å oppnå vekst og størrelse på linje med et stort, uavhengig selskap innen leting og produksjon gjennom verdiorientert vekst på mellomlang sikt å utvikle lønnsom integrasjon med resten av konsernet å bygge og drive virksomheten på en langsiktig bærekraftig måte. Snøhvit Njord INDONESIA 4 1 Elgin Franklin Southern Gas Basin Gjøa Fram NORGE Offshore Netherlands USA Bains STORBRITANNIA NEDERLAND Altmark TYSKLAND FRANKRIKE Peg Pays du Saulnois Yalama ASERBAJDSJAN Absheron AUSTRALIA Reserver (påviste og sannsynlige) Naturgass og olje. Geografisk fordeling TOTALE RESERVER 2009: 762,9 MILLIONER FAT O.E. Produksjonsområder Naturgass og olje. Geografisk fordeling TOTAL PRODUKSJON 2009: 52,9 MILLIONER FAT O.E. Offshore Mauritania MAURITANIA ALGERIE Touat LIBYA Murzuq Sirte West el Burullus EGYPT NW Damietta Alam El Shawish West Anadarko / Block 4 QUATAR 1 NORGE (38%) 4 NEDERLAND (13%) 1 NORGE (24%) 4 NEDERLAND (34%) 2 3 TYSKLAND (19%) STORBRITANNIA (13%) 5 ANDRE (17%) 2 3 TYSKLAND (20%) STORBRITANNIA (20%) 5 ANDRE (2%) ELFENBENS- KYSTEN Foxtrot Storbritannia 4 3 I 1998 bidro gruppen til å utvikle Elgin-Franklin-feltet i det sentrale nordsjøbassenget på britisk sektor, og utvidet siden sin lisensportefølje fortløpende. Ved årsslutt 2009 hadde gruppen 20 produserende felt, med en ytterligere portefølje på fire betydelige og sannsynlige utbyggingsprosjekter i nær fremtid (Cygnus, Juliet, West Franklin og Jackdaw), 2 i tillegg til ytterligere prospekter og leteområder. Det bør nevnes at GDF SUEZ er operatør for to av disse utbyggingene. Et av disse er Cygnus-feltet, som p.t. er under vurdering på nordsiden av kvadrant 44, som forventes å være et av de største gassfunnene i den sørlige Nordsjøen de siste tjue år. Pr 31. desember 2009 representerte gruppens andel av påviste og antatte reserver i disse feltene (inkl. reservene gjennom vår 22,5 prosent eierandel i EFOG) ca 100 millioner fat oljeekvivalenter med 1 ytterligere ressurser på 50 millioner oljeekvivalenter som, dersom de tilfredsstiller visse tekniske og kommersielle krav, kan modnes til fremtidige reserver. 18 Nederland Gruppen ble offshore-operatør i Nederland i år 2000 gjennom oppkjøp av selskaper som 7 var eiet av TransCanada Pipelines. Pr i dag er selskapet operatør for to større nederlandske offshorerørledninger, nemlig Noordgastransport B.V 6 og NOGAT B.V. Noordgastransport-rørledningen går fra vest til øst, med ilandføring i Uithuizen. NOGAT-rørledningen går fra nord til sør, og kommer i land i Den Helder. Den har også forbindelse med felt i Tyskland og Danmark. 5 Konsernet har 15 undersøkelseslisenser, er deltaker i 34 produserende felt, og er den største operatøren i den nederlandske sektoren av Nordsjøen. Pr 31. desember 2009 representerer 4 selskapets andel av påviste og antatte reserver i disse feltene 101 millioner fat oljeekvivalenter. Praktisk talt alt dette er naturgass. 8 Tyskland 9 10 Gruppens lete- og produksjonsvirksomhet begynte i 1994 med oppkjøpet av Erdöl-Erdgas Gommern GmbH (EEG). I 2003 kjøpte virksomheten landbaserte felt i Tyskland som var eid av Preussag Energie GmbH (PEG). EEG fusjonerte med PEG i 2007 og ble innlemmet i dette selskapet. Enheten som oppsto etter denne fusjonen heter nå GDF SUEZ E&P Deutschland 1 GmbH. Idag har selskapet mer enn 630 ansatte, og genererer nesten 17 prosent av all tysk oljeproduksjon og 11 prosent av landets gassproduksjon. Selskapet har den tekniske driften av fire gasslagringsanlegg, og tilbyr også tjenester for leveranser til byområdene Hamburg, München og Stuttgart. Pr 31. desember 2009 hadde gruppen eierinteresser i 76 felt for olje og naturgass 2 i Tyskland, hvorav 44 var egenopererte, med påviste og antatte reserver på 142,5 millioner oljeekvivalenter. Totalproduksjonen 3 i 2009 var 10,5 millioner oljeekvivalenter. Overtakelsen av PEGs verdier gjorde at GDF SUEZ kunne utvide sitt indirekte nærvær på det tyske markedet pga. eierandelen på 11 prosent i EGM. Selskapet eier infrastruktur for overføring og distribusjon, og selger en andel av den gassen konsernet produserer i det nordvestlige Tyskland Egypt Gruppen vant en anbudsprosess, og inngikk en lisensavtale med det statlige egyptiske selskapet EGAS og den egyptiske stat i Dermed fikk de en eierandel på 100 prosent i offshore-blokken West El Burullus som ligger i Nildeltaet. 50 prosent av aksjene ble senere solgt til Dana Petroleum. Funnet av tidligere brønn WEB-1X og den nye suksessen i Papyrus i 2010 bekrefter det fremtidige potensialet for leting og utvikling i West El Burullus. I 2007 utvidet gruppen sitt nærvær i Egypt gjennom oppkjøp av en andel på 45 prosent i lisensavtalen Alam El Shawish West og en produksjonsleieavtale fra Vegas Oil & Gas. Ved utløpet av 2008 hadde konsernet en andel av påviste og antatte reserver i Egypt på 12,7 millioner fat oljeekvivalenter. Fra desember 2009 ble Shell Egypt en partner i Alam el Shawish etter signering av en overdragelsesavtale med Vegas og GDF SUEZ, med følgende prosentandeler: Shell 40 prosent, Vegas 35 prosent og GDF SUEZ 25 prosent. Fra 2008 har gruppen en andel på 10 prosent i North West Damietta-lisensen, hvor Shell er operatør. Lisensen ligger offshore i Nildeltaet, og inneholder interessante HP/HT-prospekter. Gruppen overtok også en eierandel på 50 prosent av det produserende offshore-feltet Ashrafi i 2008 hvor Eni er operatør, og styrket dermed sin stilling i Egypt. Andre områder GDF SUEZ er også representert i Algerie, Elfenbenskysten, Mauritania, Libya, Aserbajdsjan, USA, Qatar, Australia, Indonesia og Frankrike. Algerie: Gruppen har vært operatør for Touatlisensen sør i Algerie siden 2002, i samarbeid med Sonatrach. Lete- og avgrensningsfasen ble avsluttet i 2007, og planen for utbygging ble godkjent i Mauritania: I henhold til avtalene som ble inngått med Dana Petroleum i 2006 fikk GDF SUEZ eierandeler i tre offshore-blokker utenfor kysten i Mauritainia: 24 prosent i blokk 1, 27,85 prosent i blokk 7 og 26 prosent i blokk 8, men sistnevnte blokk er frafalt på grunn av manglende utsikter. Elfenbenskysten: ENERCI er et heleid datterselskap av GDF SUEZ. Selskapet har en eierandel på 12 prosent i en offshoreprodusent og viktig industriell aktør i energisektoren som leverer til det lokale markedet i energisektoren. Libya: GDF SUEZ begynte sin virksomhet i Libya i 2008 ved å kjøpe en eierandel på 20 prosent fra Hellenic Petroleum S.A. i en undersøkelses- og utvinningstillatelse. Lisensen gjelder fem blokker på land i Sirte-bassenget og én blokk i Murzuqbassenget offshore. USA: GDF SUEZ har ti lisenser i Mexico-gulfen. Aserbajdsjan: GDF SUEZ overtok en eierandel på 20 prosent i offshoreblokken Absheron i den aserbajdsjanske sektoren av Kaspihavet i Gruppen har også en andel på 15 prosent i undersøkelseslisensen Yalama i Aserbajdsjan. Qatar: I 2009 overtok GDF SUEZ 100 prosent av eierinteressene i Qatars offshore-blokk 4 gjennom kjøpet av Anadarko Qatar Block 4 Company, LLC, og Edisons utgang. Blokken inneholder flere prospekter. Australia: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på 60 prosent fra Santos i hvert av de tre offshore gassfeltene (Petrel, Tern og Frigate) som ligger i Bonaparte-bassenget i Australia. Dette prosjektet muliggjør at GDF SUEZ kan utvikle en FPSO (flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning) for LNG. Indonesia: I 2009 overtok GDF SUEZ en eierandel på 45 prosent fra ENI i Muara Bakau Production Sharing Contract (PSC) for offshore letevirksomhet. Frankrike: Gruppen har en deltakerandel på 50 prosent i Pays de Saulnois-lisensen i Frankrike. Og i Kasakhstan har GDF SUEZ i 2009 inngått en prinsippavtale i samarbeid med Total for å kjøpe halvparten av en eierandel på 50 prosent av KazMunaïGas (KMG) i offshorefeltet Khvalinskoye, som ligger nær grensen mellom Russland og Kasakhstan i Kaspihavet. 7

12 GDF SUEZ-GRUPPEN Virksomhet over hele verden GDF SUEZ-gruppen er aktiv langs hele energikjeden for energi innen elektrisitet og naturgass, oppstrøms og nedstrøms Salg av naturgass Pr type kunde TOTALT SALG AV NATURGASS 2009: 274 TWH PRIVATE HUSHOLDNINGER (46%) OFFENTLIG DISTRIBUSJON (32%) KONTRAKTER TIL MARKEDSPRIS (15%) REGULERT TARIFF (7%) NORGE (25%) ALGERIE (13%) 4 NEDERLAND (11%) Geografisk fordeling av leveranseporteføljen Naturgass og flytende hydrokarboner TOTALE LEVERANSER 2009: 1196 MILLIARDER KWH RUSSLAND (16%) EGYPT (8%) TRINIDAD OG TOBAGO (8%) MIDTØSTEN OG ASIA (7%) ANDRE (7%) 9 LIBYA (3%) STORBRITANNIA (2%) NORD-AMERIKA: ANSATTE 4,7 MILLIARDER INNTEKTER 2009 SØR-AMERIKA: ANSATTE 2,6 MILLIARDER INNTEKTER 2009 AFRIKA: EUROPA: ANSATTE 68,6 MILLIARDER INNTEKTER ANSATTE 0,8 MILLIARDER INNTEKTER 2009 FRANKRIKE: ANSATTE MILLIARDER INNTEKTER 2008 ASIA & STILLEHAVET: ANSATTE 3,2 MILLIARDER INNTEKTER 2009 BELGIA: ANSATTE 30,5 13 MILLIARDER INNTEKTER Aktiviteter Utviklingsstrategi Profil Rangering Gruppens aktiviteter inkluderer: Innkjøp, produksjon og markedsføring av naturgass og elektrisitet Overføring, lagring, distribusjon, styring og utvikling av store infrastrukturer for naturgass. Energitjenester og tjenester i forbindelse med miljøforvaltning (vann, avfall). GDF SUEZ har en firepunkts utviklingsstrategi: Å styrke sin ledende stilling i de to hjemmemarkedene Frankrike og Benelux. Å utnytte det nye selskapets samlede fordeler for å utvide tilbudet innen todelte gass- og elektrisitetsanlegg og nyskapende energitjenester. Å satse på industriutvikling, spesielt oppstrøms gassaktiviteter (leting og produksjon), flytende naturgass (LNG), infrastruktur og kraftproduksjon (kjernekraft, fornybare energikilder osv). Å fremme vekstmuligheter i et bredere internasjonalt marked (Latin-Amerika, Sørøst-Asia, Midtøsten og Nord-Amerika), spesielt ved å utvikle selvstendig kraftproduksjon i nye markeder i sterk vekst, samt gjennom integrert leting og produksjon og LNG-prosjekter i Asia. I 2009 hadde GDF SUEZ, med sine over ansatte i rundt 40 land, en inntekt på 79,9 milliarder euro. GDF SUEZ fremstår med en balansert profil. Selskapet er ikke bare aktivt innen supplerende virksomhet i hele energiverdikjeden, men driver også innenfor områder som periodevis utsettes for økonomiske svingninger og markedstrender. De to gruppene Suez og Gaz de France som fusjonerte i 2008, utfyller hverandre geografisk og industrielt, og gir GDF SUEZ en ledende posisjon i både det europeiske og globale energimarkedet. GDF SUEZ er børsnotert i Brussel, Luxembourg og Paris, og er representert i de store internasjonale indeksene CAC 40, BEL 20, DJ Stoxx 50, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe og ASPI Eurozone. I 2009 rangerte Forbes GDF SUEZ som verdens største børsnoterte kraftleverandør i den årlige klassifiseringen som magasinet gjør av verdens største børsnoterte selskaper (nr. 17 i den generelle kategorien, nr. 2 blant de franske selskapene). Selskapet ble også nr. 6 av de 40 beste selskapene i verden i henhold til rangeringen som det internasjonale konsulentselskapet A.T. Kearney gjør for Business Week. Et medarbeiderforum med deltakere fra hele gruppen definerte i 2009 gruppens grunnleggende verdier som drivkraft, engasjement, dristighet og samhold. Ledende innen naturgass i Europa: Største innkjøper Største overførings- og distribusjonsnett Nest største lagringsoperatør Verdensleder innen LNG: Største importør og kjøper i Europa Nest største operatør av LNG-terminaler Ledende i Atlanterhavsbassenget Ledende innen elektrisitet: Verdensleder innen selvstendig kraftproduksjon Femte største produsent og leverandør i Europa Verdensleder innen tjenester for energi- og miljøeffektivitet 20 21

13 Aktiviteter Satsingsområder Feltutbygging og drift Gjøa Leting og utbygging Snøhvit-feltet i Barentshavet Leting og utbygging Norskehavet Leting og utbygging Fram/Gjøa-området Gjøa-feltet er GDF SUEZ E&P Norges første operatøransvar for produksjon på den norske kontinentalsokkelen, og forventes å produsere hydrokarboner i mer enn 15 år. Statoil er operatør i utbyggingsfasen, mens GDF SUEZ E&P Norge vil overta operatør-ansvaret ved oppstart av produksjonen som er planlagt til Gjøa er GDF SUEZ E&P Norges første større forpliktelse på veien mot å oppfylle ambisjonen om å bli en betydelig aktør på den norske kontinentalsokkelen. Gjøa vil gjøre det mulig for GDF SUEZ E&P Norge å bygge opp kompetanse innen feltutbygging og drift, og forberede organisasjonen på fremtidige operatøransvar. Snøhvit er det første LNGutbyggingsprosjektet på den norske kontinentalsokkelen med en forventet årlig produksjon på 4,3 millioner tonn LNG. Snøhvit-feltet, som i sin helhet består av undervannsinstallasjoner, ligger ca 140 km fra land. Anleggene for gassmottak og -håndtering, foredling for LNG-lagring og lasting på LNG-tankere ligger på Melkøya. Den aller første LNG-lasten fra GDF SUEZ ble hentet ut 5. mars Denne leveransen markerte åpningen av en ny forsyningsrute for LNG som kan levere 700 millioner kubikkmeter gass i løpet av ett år. GDF SUEZ E&P Norge har dedikerte leteressurser til påvisning av ytterligere reserver som kan rettferdiggjøre en fase nr. to av LNG-utbyggingen på Snøhvit. Norskehavet har fremdeles store potensielle volumer av uoppdagede ressurser. I partnerskap med andre operatørselskaper påtar GDF SUEZ E&P Norge seg et omfattende leteprogram i området. Njord-feltet i Norskehavet er allerede en viktig bidragsyter til GDF SUEZ E&P Norges totale oljeproduksjon. Eksport av gass fra Njord startet i desember Nye funn i nærheten av Njord-feltet kan generere nye utbyggingsmuligheter som også kan gagne levetiden på Njord-feltet og anleggene der. Fram / Gjøa-området er påvist som et produktivt område av Nordsjøen og kan fremdeles inneholde betydelige funn. GDF SUEZ E&P Norge har sikret seg ytterligere leteareal i Fram / Gjøaområdet. Gjennom denne innsatsen har GDF SUEZ E&P Norge etablert en sterk stilling, og dette vil vi bygge videre på når det gjelder å utforske nye muligheter i området. Som et nytt prosesseringsog transportknutepunkt i området tilbyr Gjøa ekstra kapasitet for tilkopling av nye og eksisterende funn. GJØA FELTUTBYGGING OG DRIFT SNØHVIT OG BARENTSHAVET NORSKEHAVET NORDSJØEN

14 Gjøa-utbyggingen % 2004 Oppdaget av Norsk Hydro GDF SUEZ E&P Norge overtar en eierandel i feltet andel eies av GDF SUEZ E&P Norge Avtale om felles operatørskap med Statoil sluttført Sammenkoplingen av dekket og skroget ble gjennomført i desember, og Gjøa-plattformen var 90 prosent ferdigstilt LISENSPARTNERE GJØA 5 1 GJØA GDF SUEZ E&P NORGE (30%) PETORO (30%) STATOIL (20%) SHELL (12%) RWE-DEA (8%) PLASSERING GJØA LIGGER I BLOKKENE 35/9 OG 36/7, CA 70 KM NORD FOR TROLL OG 60 KM UTENFOR DEN NORSKE VESTKYSTEN. Prosjektutbygging med klare mål For utbyggingsfasen av Gjøaanlegget har operatøren og lisenspartnerne hatt sterkt fokus på sikkerhet, med null dødsulykker, ulykker, tap eller personskader som et klart uttalt mål. Boreriggen Transocean Searcher er kontraktert for boringen av 13 produksjonsbrønner. Fire brønner skal ferdigstilles til den planlagte produksjonsoppstarten den 1. oktober Utbyggingsplanen angir at de Statoil-opererte gass-/kondensatfeltene Vega og Vega Sør skal tilknyttes Gjøa-plattformen. Utbyggingskonsept verdiskaping Den valgte utbyggingsløsningen og produksjonsstrategien vil maksimere verdien av Gjøas ressurser, og samtidig redusere risikoen så mye som mulig. Utbyggingskonseptet for Gjøa-feltet har fire brønnrammer med fire brønnslisser og én ramme med én brønnslisse, og én satellittbrønn, tilkoblet en halvt nedsenkbar produksjonsenhet med komplette prosesseringsfunksjoner. Eksporten av stabilisert olje er planlagt gjennom en ny 53 km lang rørledning tilknyttet rørledningen som går fra Troll C- plattformen til råoljeterminalen på Mongstad (rørledningssystemet TOR2). Eksport av rikgass er planlagt gjennom en ny 130 km lang rørledning tilknyttet det britiske rørledningssystemet FLAGS, som ender i St. Fergus gassterminal i Skottland. GDF SUEZ egenproduserte gass vil bli solgt på ilandføringsstedet i Storbritannia. Gjøa-reservoaret vil bli utbygget med enkelt trykkfall. Injisering av enten gass eller vann for å opprettholde trykket har ennå ikke vist seg å være kostnadseffektivt. Strøm til feltinstallasjonene vil stort sett komme fra kraftforsyningen på Mongstad. Det er første gang vekselstrøm blir levert direkte til en produksjonsinnretning på norsk sokkel. Denne løsningen ble valgt ut fra en betydelig reduksjon i utslippsnivåene for CO 2 og NO x, lavere kostnader, bedre inntjening, redusert støynivå og mindre drivstofforbruk noe som er i tråd med den miljøprofilen vi ønsker å ha som fremtidig operatør på Gjøa. Områdeløsning et nytt knutepunkt i Nordsjøen Gjøa har åpnet et nytt område av Nordsjøen for olje- og gassproduksjon. Den koordinerte utbyggingen av Vega- og Gjøafeltene gir partnerselskapene gjensidige fordeler, i tillegg til å tilfredsstille kravene fra myndighetene om å optimalisere den totale produksjonen fra området. Den strategiske plasseringen av Gjøas produksjonsanlegg som et sentralt knutepunkt i området, gjør det mulig å tilby ledig væskekapasitet når Gjøas oljeproduksjon går nedover, og ekstra gasskapasitet når Vega går av platå. Dette er en stor fordel for GDF SUEZ som en stor rettighetshaver og fremtidig operatør av Gjøa og som partner i nærliggende utvinningstillatelser. Gjøapartnerne og andre interessegrupper har også sett hvilke muligheter dette kan innebære. Det faktum at det finnes infrastruktur kombinert med anlegg med ekstra prosesseringskapasitet, vil støtte ytterligere leting og utbygging i området

15 Gjøa driftsforberedelser Planlagt oppstart av produksjon milliarder NOK beregnet total investering i feltet milliarder Sm 3 gass er estimerte reserver millioner fat olje og kondensat er estimerte reserver Flere milepæler ble nådd i forberedelsene til overtakelse av operatørskapet for Gjøa i oktober Driftskonseptet for Gjøa baserer seg på GDF SUEZ kjernekompetanse i olje- og gassproduksjon i samspill med kompetanse og personell fra våre leverandører av driftsstøtte. Den viktigste drifts støttekontrakten ble tildelt IKM-gruppen i Stavanger tidlig i Rekruttering av egne ansatte fortsatte også utover i Vårt driftspersonell er engasjert i alle aspekter av prosjektet der de kan påvirke anleggenes drifts- og vedlikeholdsevne. Ansatte fra GDF SUEZ E&P Norge har vært med på ferdigstillelsen av skroget ved Samsung i Korea, byggingen av boligkvarteret ved LMT på Stord, ferdigstillelse og oppstartsforberedelser, overvåking av produksjonen og utprøvingen av havbunnssystemene. Ingeniører og driftspersonell ved Sandnes-kontoret arbeider med å utvikle arbeidsprosesser og funksjonskrav for drift og tilhørende IKT-systemer. Vedlikeholdsstyring Vi er i gang med konfigurering og testing av det datastyrte vedlikeholdsstyringssystemet og et tilhørende teknisk databibliotek. I tillegg til systemene for hydrokarbonstyring, er dette kjerneverktøy for å opprettholde integriteten i alle systemer og alt utstyr på Gjøa. Disse verktøyene vil ha grensesnitt til mange andre av selskapets styrings- og regnskapssystemer. Integrasjon av det tekniske biblioteksystemet gir et verktøy for øyeblikkelig oppdatering av anleggsdata. Målet er å ha systemene klare til bruk ved oppstart av anleggene våren Overlevering av operatøroppgaver Planlagt dato for overlevering av operatøroppgavene fra Statoil til GDF SUEZ E&P Norge er 1. oktober Innen den tid skal alle forberedelser til drift være fullført alt personell er ansatt og opplært, alle prose - dyrer og styrende dokumenter utarbeidet, og alle kontrakter i forbindelse med drifts tjenester tildelt. Det er utarbeidet et strategidokument med mile pæler for å sikre en trinnvis, smidig og kontrollert over leveringsprosess. Arbeidet er organisert i 12 arbeids grupper med representanter fra hvert selskap. Det blir utarbeidet sjekklister og protokoller for hvert angitt område. En koordineringsgruppe leder og rapporterer om fremdriften i denne overføringsprosessen. Milepæl nr. 1 av i alt 4 ble nådd i september 2009 med overleveringen av de første delsystemene fra ferdigstillelse til drift. Integrerte operasjoner (IO) Tilgang til sanntidsdata forbedrer beslutningsprosessene. Samarbeid på tvers av geo grafiske skillelinjer fremmer gruppearbeid i en større sammenheng, og sørger for en felles forståelse av drifts problematikk. Dette er noen av fordelene som man forventer å få gjennom Integrerte operasjoner, og som vil føre til sikker og kostnadseffektiv drift med høy regularitet. GDF SUEZ E&P Norge har ambisjoner om å være ledende når det gjelder å integrere IO i feltutbygging, og vi har innført den beste teknologien som finnes for å nå dette målet. Installasjon og igangkjøring av sam handlingsrom er fullført ved Sandneskontoret, og arbeid er også i gang i Gjøas boligkvarter. Basen i Florø vil også ha et slikt anlegg i kontorene som skal stå ferdige sommeren Tilstandsovervåkings systemene gjelder ikke lenger bare roterende maskineri, men nå også viktige ventiler og statisk utstyr og prosess elementer. Det er valgt IT-løsninger som har trådløs forbindelse mellom programvare og data kilder. De har mulighet til å utvide tilstandsovervåkingen til også å omfatte intelligent overvåking av komplekse prosesselementer

16 Snøhvit og Barentshavet % Snøhvit-feltet oppdaget via brønn 7121/4-1 GDF SUEZ E&P Norge blir med i prosjektet andel eies av GDF SUEZ E&P Norge 4,1 millioner tonn LNG vil bli produsert årlig Tildelingen av vår første operatøroppgave i Barentshavet var et høydepunkt for selskapet i SNØHVIT LISENSPARTNERE SNØHVIT GDF SUEZ E&P NORGE (12%) STATOIL (33,53%) PETORO (30%) TOTAL (18,4%) AMERADA HESS (3,26%) RWE-DEA (2,81%) PLASSERING SNØHVIT-FELTET LIGGER CA 140 KM FRA MELKØYA,HAMMERFEST. Snøhvits LNG-anlegg Driften ved LNG-anlegget på Snøhvit viste bedring i Anlegget var imidlertid ikke så robust og effektivt som planlagt. I mars ble det derfor tatt en beslutning om å skifte ut prosessutstyr og gjennomføre visse modifikasjoner i løpet av en 81-dagers revisjonsstans som startet i midten av august. For å redusere risikoen for svikt i varmevekslerne i perioden frem mot revisjonsstansen, ble det gjennomført en 14-dagers stopp for inspeksjon i april. I løpet av stansen på høsten ble det skiftet ut viktig utstyr, og større modifikasjoner ble gjennomført på anlegget. Ved oppstart av anlegget tidlig i november førte et sammenbrudd i en elektrisk motor til at nedstengningen ble forlenget til 17. desember. Anlegget yter bedre etter reparasjonene, men det er fortsatt behov for ytterligere modifikasjoner i 2010 for å forbedre resultatene og oppnå beregnet kapasitet. Snøhvit er en viktig del av GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og et av våre tre produserende felt. Snøhvit bidro med en samlet produksjon på 3,3 millioner fat oljeekvivalenter i 2009, noe som utgjør 29 prosent av datterselskapets samlede produksjon. GDF SUEZ hentet ut til sammen fem LNG-laster fra Snøhvitanlegget i Snøhvits offshore-anlegg Feltytelsen er i henhold til planen. Albatross ble satt i produksjon i januar Snøhvit Tog II Studiene av mindre togstørrelser fortsetter, og planen er å fastslå gjennomførbar heten innen utgangen av Leting i Barentshavet Barentshavet er fortsatt et av kjerneområdene for GDF SUEZ E&P Norge, og vi fortsetter vår innsats for å utvide porteføljen. I 2009 ble GDF SUEZ E&P Norge tildelt sin første operatøroppgave og en eierandel på 40 prosent i PL530 Heilo i Barentshavet, som del av 20. konsesjonsrunde. PL530 ligger mellom Tornerose-funnet i vest og Nucula-funnet i øst, ca 50 km nord for norske kysten. Partnerne i PL530 er Front Exploration, North Energy og Rocksource. Deler av arbeidsforpliktelsene for PL530 er å bore en fast brønn innen to år etter tildelingen. I november 2009 foretok vi en grunnundersøkelse av det aktuelle boreområdet ved hjelp av MV Ocean Observer fra Gardline

17 Norskehavet % 2007 Produksjonsoppstart på Njord GDF SUEZ E&P Norge overtar en eierandel i Njord-feltet andel eies av GDF SUEZ E&P Norge Oppstart av Njord gasseksportprosjekt Vellykket boring av vår første undersøkelsesbrønn som operatør var en milepæl for selskapet NJORD LISENSPARTNERE NJORD GDF SUEZ E&P NORGE (20%) E.ON RUHRGAS (30%) STATOIL (20%) EXXON MOBIL (20%) PETORO (7,5%) ENDEAVOUR (2,5%) PLASSERING NJORD-FELTET ER PLASSERT 130 KM NORDVEST FOR KRISTIANSUND OG 30 KM VEST FOR DRAUGEN. Njord Njord-feltet ligger i blokkene 6407/7 og 6407/10, rundt 130 km nordvest for Kristiansund og 30 km vest for Draugen-feltet. Njord-feltet er utbygd med havbunnsbrønner tilkoplet det halvt nedsenkbare bore- og produksjonsanlegget Njord A. Oljen blir lagret og losset fra lagringsfartøyet Njord B til tankere for transport til markedet. Njord er et nøkkelfelt i GDF SUEZ E&P Norges portefølje, og ett av våre tre produserende felt. Njord bidro med en samlet produksjon på 4,3 millioner fat oljeekvivalenter i 2009, noe som utgjorde 38 prosent av datterselskapets samlede produksjon. Etter boringen av to ganske skuffende produksjonsbrønner i 2008 og 2009, oppførte endelig den tredje brønnen seg som forventet sent i desember. Brønn A-19 økte oljeproduksjonen med 30 prosent fra til fat per dag, og er for tiden strupet ned for å forsinke gassgjennombrudd. Bore programmet for tilleggsbrønner fortsetter på Njord, og brønnmål er blitt utpekt for å støtte boring i hele Nordvestflanken Nordvestflanken omfattet opprinnelig et gass-/kondensatfunn, B-strukturen, ca 6 km nordvest for Njord. I 2007 ble ca 360 km vest for Brønnøysund i den nordvestlige delen av Norske havet. Brønn 6603/12-1 ble boret på 1376 meters vanndybde, som er det største havdybden for noe funn på den norske sokkelen til dags dato. Gro-funnet ble offentliggjort i juni i Det hersker betydelig usikkerhet angående størrelsen av dette funnet. Foreløpige anslag antyder et sted mellom 10 og 100 milliarder standard kubikkmeter (Sm 3 ) utvinnbar gass. Første avgrensningsbrønn på Gro er planlagt i andre kvartal i Gygrid-prospektet i PL348, hvor GDF SUEZ E&P Norge har en eierandel på 20 prosent, ligger 20 km nordøst for Njorddet boret en brønn med både et letemål i den nærliggende A-strukturen og et avgrensnings mål i B-strukturen. Letebrønnen var vellykket, og A-strukturen ble bekreftet som et funn med liknende ressurspotensial som B-strukturen, men med mye bedre reservoarkvalitet. Statoil er operatør og har planlagt rask utbygging av prosjektet. Dette inkluderer høyavviksbrønner som skal bores fra Njord-plattformen til A-strukturen, og mindre modifikasjoner på plattformen. Planen per i dag er å foreta kombinert konseptvalg og godkjennelse i første kvartal Leting i Norskehavet Pumbaa-prospektet i PL469 som GDF SUEZ E&P Norge eier 52,5 prosent av, ligger omkring 10 km sør for Draugen-feltet og 130 km nord for Kristiansund. Brønnen, som ble boret i desember, støtte på reservoarbergarter av mindre tykkelse og dårligere kvalitet enn ventet. Resultatet for brønnen ble negativt, i og med at man ikke traff på hydrokarboner. Selv om resultatene fra brønn 6407/12-2 er skuffende, utgjør denne brønnen en milepæl for GDF SUEZ E&P Norge som operatør på den norske kontinentalsokkelen. Teknisk sett var brønnen vellykket. Resultatene viser at våre undergrunnsevalueringer og brønnprognoser holdt høy kvalitet. Planleggingen av brønnen var en utfordring fordi det er korallrev i nærheten av den angitte brønnlokasjonen, og at den dessuten ligger innenfor vernesonen rundt Sula-revet. De nødvendige sikkerhetsforanstaltninger ble tatt for å unngå skade på korallrevet, og de miljømessige restriksjonene som ble satt som betingelse i utslippstillatelsen fra Statens Forurensningstilsyn, er alle blitt overholdt. I mai 2009 overtok GDF SUEZ E&P Norge en eierandel på 10 prosent i PL326 Gro fra Norske Shell. Denne lisensen ligger feltet og 10 km nordvest for Draugenfeltet i Norskehavet. Undersøkelsesbrønn 6407/8-5S påviste olje i reservoarbergarter fra nedre jura. Brønn 6407/8-5A ble boret som sidesteg for å avgrense funnet. Brønnen bekreftet en oljesøyle i reservoarbergarter fra nedre jura. Størrelsen på funnet er mellom 3 og 5 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) utvinnbar olje. TFO 2008 GDF SUEZ E&P Norge fokuserte på områdene nær Njord, og dette førte i januar 2009 til tildelingen av lisensene PL107B og PL107C som partner med en eierandel på 20 prosent

18 Nordsjøen % GDF SUEZ E&P Norge erverver eierandeler i Fram-feltet Produksjonsoppstart på Fram Vest andel eies av GDF SUEZ E&P Norge i Fram-feltet 3,74 millioner foe egenproduksjon på Fram i 2008 Gjøa-Fram er et kjerneområde, og vi har fortsatt letingen her med tanke på å utvide vår portefølje. 3 2 LISENSPARTNERE FRAM 4 1 GJØA FRAM GUDRUN GDF SUEZ E&P NORGE (15%) STATOIL (45%) EXXON MOBIL (25%) IDEMITSU (15%) PLASSERING FRAM-FELTET LIGGER 20 KM NORD FOR TROLL. GUDRUN LIGGER CA 40 KM NORD FOR SLEIPNER-OMRÅDET. Fram Fram er et nøkkelfelt i GDF SUEZ E&P Norges portefølje. Produksjonen fra Fram-feltet bidro med en samlet oljeproduksjon på 3,74 millioner fat oljeekvivalenter i 2009, noe som utgjorde 33 prosent av den totale produksjonen i vårt selskap. Gjennomsnittlig oljeproduksjon for GDF SUEZ fra dette feltet var fat per døgn et jevnt produksjonsresultat over budsjett. Fram økte også gasseksporten 1. oktober fra 1,1 millioner Sm 3 i døgnet til 2,0 millioner Sm 3 i døgnet. Vega Sør Vega Sør ligger ca 10 km nordnordvest for Fram-feltet i blokk 35/11, og vil bli bygget ut sammen med Vega-feltet. Vega og Vega Sør vil bli bygget ut med tre undersjøiske brønnrammer med to produksjonsbrønner i hver tilknyttet Gjøa-plattformen. Vega og Vega Sør vil ha tilgang til felles produksjons- og eksportanlegg på Gjøa gjennom en tilkoplings-og prosesseringsavtale. Produksjonen er planlagt å starte i oktober Astero Det lovende oljefunnet Astero (PL090B) som ble gjort i 2005 i Fram-området, ble avgrenset i Partnerne stiller seg positive til å fortsette mot en kommersiell utbygging av dette funnet. Nåværende plan går ut på å fastsette utbyggingskonseptet innen utgangen av 2011, og starte produksjonen i slutten av Gudrun Etter at utbyggingsløsningen (DG2) ble valgt for PL025 i januar 2009, har arbeidet fortsatt for å modne prosjektet fram mot en beslutning om utbygging tidlig i Gudrun ble oppdaget i 1975 og er ytterligere avgrenset av tre brønner, den siste i Planen er å bygge ut dette høytrykks-/høytemperatur- funnet av lettolje/gasskondensat med en lett prosessplattform forbundet med Sleipner, som ligger ca 50 km lenger sør. Oppstart av produksjonen er planlagt til første kvartal Boring av Brynhildprospektet forventes i 2010, og forutsatt funn kan dette utbygges fra Gudrun-plattformen. Leting i Nordsjøen Gjøa-Fram-området utgjør et av kjerneområdene for GDF SUEZ E&P Norge, og vi har fortsatt letingen i området med tanke på å utvide vår portefølje. I mars 2010 ble vi tildelt en eierandel på 15 prosent som partner i PL090E, en eierandel på 30 prosent og operatøransvaret for PL423BS, og 10 prosent som partner i PL547S i TFO2009. Grosso-prospektet i PL376, der GDF SUEZ E&P Norge hadde en eierandel på 20 prosent, ligger 18 km nord for Gjøa-feltet og 60 km vest for Florø. Brønn 35/6-1S ble skrinlagt på grunn av tekniske problemer etter å ha blitt boret ned til 600 meter. Boringen ble omgående gjenopptatt, nå som brønn 35/6-2S. Brønnen støtte på sandstein av ubetydelig tykkelse og dårlig reservoar kvalitet i øvre kritt, og sandstein av betydelig tykkelse men av middels til dårlig kvalitet i nedre kritt. Resultatene fra brønnen var negative, og lisensen ble tilbakelevert i januar Operatøroppgaver i PL423S En ny bearbeiding av 3D-seismikken som ble innhentet for lisensen i 2007, ble levert på sensommeren i Delvis basert på disse dataene besluttet rettighetshaverne i PL423S å søke om ytterligere et halvt års forlengelse av den første lisensperioden, noe som utsetter drill-or-drop -beslutningen til august

19 Helse, miljø og sikkerhet Borekaks blir fraktet bort langs havbunnen. HMS-mål og kultur Første egenopererte brønn De strategiske HMS-målene for GDF SUEZ E&P Norge er å være blant de 25 prosent beste innen alle aktiviteter der selskapet er operatør på norsk sokkel. Dette måles i forhold til resultatene i RNNP-rapporten om risikonivå i petroleumsvirksomheten som utgis av Petroleumstilsynet hvert år. Vårt strategiske mål støtter opp om vår HMS-policy og vår ambisjon om null hendelser. Vår HMS-policy er i tråd med tilsvarende retningslinjer hos alle datterselskaper innen forretningsenheten GDF SUEZ Exploration & Production (DEP), og bekrefter derved at vern av helse, miljø og sikkerhet er en kjerneverdi som gagner alle aktiviteter innen DEP. Vårt viktigste HMS-prosjekt i 2009 var en satsing på HMSkultur som ble satt i gang i januar. Vi innførte prosjektet basert på følgende grunnsetning: Forståelse for forbindelsen mellom organisasjonskultur og HMS, samt å gjøre denne forståelsen til en integrert del av vårt daglige arbeid, vil føre til gode HMS-resultater. Dette vil igjen føre til gode resultater for hele virksomheten. Dette prosjektet har vært en prosess der hele organisasjonen har deltatt og kommet med gode innspill, og har også omfattet de viktigste underleverandørene, noe som støtter prosjektets hovedmål: Alle går sammen om å bygge en felles kultur for GDF SUEZ E&P Norge med HMS som selve grunnmuren. Retningen vi har valgt er basert på intervjuer fra hele organisasjonen og samlinger i de forskjellige avdelingene, og går ut på å styrke GDF SUEZ E&P Norge som et samarbeidende fellesskap. Et samarbeidende fellesskap er en organisasjon som kjennetegnes av høy spesialisering og avansert arbeidsfordeling, og som koordineres ved bevisst samarbeid. Dette kan beskrives som samhandlende arbeid mot et felles mål. De første operatøroppgavene for GDF SUEZ E&P Norges ble gjennomført i 2009 med boringen på Pumbaa-prospektet (brønn 6407/12-2) i tidsrommet mellom 20. november og 21. desember 2009, med den nye halvt nedsenkbare boreriggen Aker Barents. I denne perioden registrerte vi tre personskader, alle klassifisert som ikke alvorlige i henhold til Opplysningspliktforskriftens 13. Boreoperasjonen ble utført på en god måte, med et svært høyt rapporteringsnivå for HMSrelaterte forhold fra riggen og gode kontrollmekanismer på plass hos GDF SUEZ. En ulykke grunnet en fallende gjenstand, som ble registrert den 26. november 2009, ble gransket og førte til forslag om flere risikoreduserende tiltak. Noen av disse tiltakene ble formidlet til andre boreriggeiere i form av en sikkerhetsnotis. Brønnen ble boret innenfor de særskilte miljømessige krav som ble stilt av Statens Forurensningstilsyn fordi brønnen lå nær korallrevene på Sula. Borekaks fra de to topphullseksjonene ble transportert langs havbunnen, 500 meter bort fra de nærmeste korallene, ved hjelp av Cuttings Transport System-teknologi (CTS). CTS-arbeidet var vellykket, og vi fikk verdifull operatørerfaring. Det ble opprettet et særskilt program for å overvåke omfanget av sedimenter i vannsøylen, måle faktisk strømhastighet og turbiditet og fastslå spredningen av borekaks under operasjoner ved å innhente sedimentprøver. Visuelle inspeksjoner ble foretatt ved hjelp av ROV (fjernstyrt undervannsfartøy) for å observere mulig effekt av borekaks på korallene i nærheten av borestedet og utslippsstedet

20 Samfunnsengasjement Retningslinjer Florø International Chamber Music Festival Den Norske Turistforening GDF SUEZ E&P Norge har fastsatt retningslinjer for sponsorvirksomhet i samsvar med dem GDF SUEZ-gruppen benytter. Fokus er på prosjekter som dreier seg om natur, kultur og sport. Vi bidrar hovedsakelig med støtte i de fylkene hvor selskapet har aktiviteter, dvs. Rogaland, Finnmark og Sogn og Fjordane. Florø 150. I 2010 feirer Florø sitt 150-års jubileum. Jubileumsprogrammet består av en rekke sosiale, kulturelle og sportslige begivenheter for gammel som ung. GDF SUEZ E&P Norge står som generalsponsor for feiringen. Byjubileet i 2010 faller sammen med at GDF SUEZ E&P Norge tar over som operatør for Gjøafeltet utenfor kysten av Florø. FTIF Florø Turn & Idrettsforening. I 2008 opprettet GDF SUEZ E&P Norge en sponsoravtale med Florø Turn & Idrettsforening, som er den lokale idrettsforeningen i Florø. Avtalen fokuserte på idrettsaktiviteter for barn og ungdom, og ble forlenget i 2009, noe som gjør GDF SUEZ E&P Norge til klubbens generalsponsor til og med Klubben har over 900 medlemmer. GDF SUEZ Gjøa-base vil ligge i Florø, og gjennom Florø Turn & Idrettsforening ønsker vi å bidra til positive aktiviteter for ungdom i lokalsamfunnet. GDF SUEZ E&P Norge har vært en av hovedsponsorene for den internasjonale kammermusikkfestivalen i Stavanger (ICMF) siden Selskapet signerte en ny treårsavtale med ICMF i Denne festivalen finner sted i begynnelsen av august hvert år i Stavanger-regionen. Programmet består av norske og internasjonale artister, og er utarbeidet av festivalens kunstneriske ledelse. Festivalen i 2009 var den siste som ble ledet av Grieg Trio. Den kunstneriske ledelsen består nå av Martin Fröst og Christian Ihle Hadland. Det positive samarbeidet som ble opprettet med Den Norske Turistforening i 2003 fortsatte i 2009, og ved utgangen av året signerte vi en ny samarbeidsavtale for tre år. DNTs viktigste formål er å inspirere så mange som mulig til å benytte seg av naturen, og legge til rette for at alle aktiviteter blir utført på en miljøvennlig måte. Som del av vårt samarbeid med DNT, gir GDF SUEZ E&P Norge støtte til prosjekter i regi av Stavanger Turistforening (STF), Flora Turlag og Hammerfest og Omegn Turlag. Disse prosjektene omfatter bl.a. STFs Preikestolen Basecamp som ble åpnet i april 2009, og som nå inngår som del av STFs pedagogiske program om natur og bærekraftig utvikling for barn og unge