Issuu on Google+

Ă…rsrapport Annual Report 2009


INNHOLD

CONTENTS

Ledelse

4

Management

Styret

7

Board of Directors

Nøkkeltall

9

Key Figures

Administrerende direktørs kommentarer

10

Managing Director’s Comments

Årsberetning 2009

12

Annual Report 2009

Selskapets aktiviteter

13

Company Activities

Organisasjon og HR

19

Organisation and Human Resources

Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

22

Health, Safety, Environment and Quality

Finansielle forhold

26

Financial Aspects

Resultatregnskap

29

Statement of Income

Balanse

30

Balance Sheet

Kontantstrømanalyse

32

Statement of Cash Flow

Regnskapsprinsipper

34

Accounting Principles

Noter til årsregnskapet

38

Notes to the Financial Statement

Revisjonsberetning

48

Auditor’s Report

Selskapets engasjement på sokkelen

50

Company’s Engagement on the Shelf

Eni S.P.A.

54

Eni S.P.A.


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / LEDELSE ANNUAL REPORT / MANAGEMENT

LEDELSE ManagEMENT Leonardo Stefani Administrerende direktør / Managing Director Arild Glæserud Teknisk direktør / Technical General Director Ove André Årdal Kommersiell virksomhet / Commercial Aksel Luhr Juridisk / Legal Francesco Caracciolo Finans / Control and Finance Liv Nielsen HMS&K / HSE&Q Bjørn Nilsen Informasjonsteknologi / Information and Communication Technology Massimilliano Valenti Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Allesandro Bellina Terra Kontrakt og anskaffelser / Contract and Procurement Raffaelle Chiandet Goliatprosjektet / Goliat project

4


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / STYRET ANNUAL REPORT / BOARD OF DIRECTORS

StyreT Board of Directors Sverre Garman Bore Styreformann / Chairman Marco Alvera´ Nestformann / Vice chairman Leonardo Stefani Administrerende direktør – Styremedlem / Managing Director – Director Alberto Maria Chiarini Styremedlem / Director Thorhild Widvey Styremedlem / Director Eivind Strøm Styremedlem / Director elected by employees Åse Katrine Thomsen Styremedlem / Director elected by employees

Vararepresentanter / Deputy Directors Giuseppe Libri Valgt av eier / Elected by shareholder Alberto Tonna Valgt av eier / Elected by shareholder Ciro Antonio Pagano Valgt av eier / Elected by shareholder Giancarlo Vacchelli Valgt av eier / Elected by shareholder Dag Stensland Valgt av ansatte / Elected by employees (1) Morten Berg Valgt av ansatte / Elected by employees (2) Bjørg Urstad Hansen Valgt av ansatte / Elected by employees (3) Tor Bustrak Tangvald Valgt av ansatte / Elected by employees (4)

Etablert i 1965 Datterselskap av det italienske Eni S.p.A., som har omfattende internasjonal virksomhet. Per 31.12.2009 er Eni Norge AS operatør på 13 utvinningstillatelser og rettighetshaver i ytterligere 38 lisenser på den norske kontinentalsokkelen.

Established in 1965 Subsidiary of the Italian Eni S.p.A., which has extensive international activities. Per 31.12.2009 Eni Norge AS is operator of 13 production licenses and partner in another 38 licenses on the Norwegian Continental Shelf.

7


E N I N O R G E År sr a p port / N ø k ke lta l l ann u a l re por t / Key f igu re s

NØKKELTALL KEY FIGURES

(NOK 1 000) Påviste reserver Olje og NGL (millioner fat) Gass (millioner Sm3) Sum (millioner FOE) Gjennomsnittlig daglig produksjon Olje og NGL (tusen fat daglig) Gass (tusen Sm3 daglig) Sum (tusen FOE daglig) (Tusen fat oljeekvivalenter, FOE) Solgt mengde (NOK/FOE) Gjennomsnittspris (Mill. NOK) Driftsinntekter Driftskostnader Driftsresultat

Proven reserves 2009 284 24430 434

78 7 751 126

46 066

329

2008 220 25 235 376

83 7 498 129

47 195

445

2007 243 27 212 410

90 7 676 137

50 487

2006 264 29 216 444

97 6 942 140

52 109

349

360

2005 297 31 523 491

96 6 870 138

52 019

292

Oil and NGL (million bbls) Gas (million Sm3) Total (million BOE) Average daily production Oil and NGL (thousand bbls/day) Gas (thousand Sm3/day) Total (thousand BOE/day) (Thousand BOE) Volumes sold (NOK/BOE) Average price

15 170 6 732 8 438

21 002 6 038 14 964

17 620 6 607 11 013

18 766 5 204 13 563

15 216 4 930 10 286

(NOK mill.) Operating revenue Operating costs Operating income

Ordinært resultat før skattekostnad

8 344

14 836

10 883

13 461

10 220

Ordinary income before taxes

Skattekostnad på ordinært resultat

5 986

11 080

7 966

9 976

7 733

Taxes on ordinary income

Årsresultat

2 358

3 757

2 887

3 485

2 487

Net income

Investeringer

3 629

3 103

2 232

2 588

2 095

Investments

491

664

1 190

549

537

Egenkapital

2 417

2 558

2 302

2 415

2 430

Shareholder’s equity

Utbytte

2 500

3 500

3 000

3 500

4 000

Dividend

36 11

60 16

51 14

60 16

48 12

193

192

193

162

129

Letekostnader

(Prosent) Total kapitalrentabilitet før skatt (1) Total kapitalrentabilitet etter skatt (2) Antall ansatte 1)

(Nettoresultat før skatt – netto finansposter)/Sum eiendeler (Net result before tax – net financial items)/Total assets

2)

(Nettoresultat etter skatt – netto finansposter)/Sum eiendeler (Net result after tax – net financial items)/Total assets

Exploration costs

(Percent) Rate of return before tax (1) Rate of return after tax (2) member of employees

9


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / ADMINISTRERENDE DIREKTØRS KOMMENTARER ANNUAL REPORT / MANAGING DIRECTOR’S COMMENTS

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / ADMINISTRERENDE DIREKTØRS KOMMENTARER ANNUAL REPORT / MANAGING DIRECTOR’S COMMENTS

Administrerende direktørs kommentarer Managing Director’s Comments

Leonardo Stefani

Administrerende direktør/ Managing Director

Den største enkeltsaken for selskapet i 2009 var uten tvil Stortingets samtykke til godkjennelse av plan for utbygging og drift av Goliatfeltet. Dette var et viktig skritt i norsk oljehistorie og en milepæl for Eni Norge. Goliat er det første oljefelt som blir bygd ut i Barentshavet. Eni Norge er operatør og dermed en viktig pådriver for et historisk bidrag til norsk olje- og gassindustri. 2009 var et år med global økonomisk uro og store omveltninger i olje- og gassindustrien. Finanskrisen påvirket oss alle, både i forretningslivet med lave råvarepriser og som enkeltpersoner gjennom usikkerhet om framtiden. En utbygging av Goliatfeltet gir derfor kjærkomne oppdrag til leverandørindustrien og jobb til mange mennesker. Eni Norge har tildelt og skal tildele store kontrakter som vi gi sysselsetting og vekst i årene som kommer. De fleste kontraktene er tildelt, og så langt viser norsk næringsliv seg konkurransedyktig gjennom stor norsk andel. Over 50 prosent av tildelte kontrakter har norsk andel. Driften av Goliatfeltet vil skape ringvirkninger og arbeidsplasser i mange år. Goliatfeltet skal etter planen settes i produksjon i fjerde kvartal 2013. Det skal investeres i overkant av 28 milliarder kroner, og cirka én milliard kroner i årlig driftskostnad etter oppstart. Når feltet er i produksjon vil over 100 personer være direkte sysselsatt på innretningen. I tillegg vil det være et driftskontor i Hammerfest med mange direkte og indirekte arbeidsplasser. Eni Norge har startet rekrutteringsprosessen for å fylle stillingene med kompetente medarbeidere både på land og ute i havet. Det har vært stor interesse for å jobbe med Goliat eller på Goliatfeltet. Det tyder på at en utfordrende jobb i et spennende prosjekt i den nordligste landsdelen er attraktivt. Eni Norge investerer betydelige beløp i forskning og utvikling. Mye av dette forskningsarbeidet har blitt tildelt lokale bedrifter i Nord-Norge. Blant annet har Eni Norge nylig tildelt en kontrakt til Norut i Alta for å kartlegge ringvirkninger. I løpet av de neste årene vil følgeforskningen gi ny innsikt når det gjelder ringvirkninger av Goliatprosjektet. En av våre kjerneaktiviteter er å være en solid partner i de felt Eni Norge er rettighetshaver. I 2009 var det 40 år siden Phillips-gruppen fant Ekofisk. Gigantfeltet i det sørlige Nordsjøen var den gang, og er fortsatt, svært viktig for Eni. Det skal foretas store investeringer på Ekofisk for at feltet skal være en viktig bidragsyter i kanskje nye 40 år.

10

Feil i manus

The most significant single event for the company in 2009 was without doubt the Norwegian Parliament’s approval of the Plan for Development and Operation of the Goliat field. This was an important event in Norwegian petroleum history and a milestone for Eni Norge. Goliat is the first oil field to be developed in the Barents Sea. Eni Norge is Operator for the licence and thereby an important driving force behind a historic contribution to the Norwegian oil and gas industry. 2009 was a year marked by global economic unrest and major upheavals in the oil and gas industry. The financial crisis affected us all, both for businesses as a result of low commodity prices, and for individuals because of uncertainty about the future. The development of the Goliat field therefore provides a welcome boost in orders for suppliers as well as jobs for many people. Eni Norge has awarded, and will award, major contracts which will provide employment and growth in the years to come. Most of the contracts have been awarded and so far Norwegian trade and industry has shown itself to be competitive by winning a large proportion of these. About 50 per cent of the estimated value of investments has been awarded to Norwegian suppliers. The operation of Goliat will create spin-off and employment opportunities for many years. According to our plans, the Goliat field will be put into production during the fourth quarter of 2013. Just over NOK 28 billion will be invested in the project, together with about NOK 1 billion in annual operation expenditures once production has commenced. When the Goliat field is in production, about 100 people will be directly employed to work offshore. In addition there will be an operational office in Hammerfest with many direct and indirect employment opportunities. Eni Norge has commenced the recruiting process to fill these positions with skilled employees both onshore and offshore. There has been considerable interest in working on the Goliat project and in the Goliat field itself. This indicates that a challenging job on an exciting project in the northernmost part of Norway is considered an attractive prospect.

Eni Norge har betydelige andeler i lisenser i Norskehavet og er blant annet operatør for Marulk. I 2009 ble det gjort mye arbeid i organisasjonen for å utvikle Marulk til en mulig feltutbygging. Etter planen vil det bli levert en Plan for utbygging og drift innen utgangen av andre kvartal 2010 og myndighetsgodkjennelse i løpet av året. Eni Norge har lenge vært en viktig aktør på norsk sokkel og spesielt i Barentshavet. Vi er nå i ferd med å gå fra å være et partnerselskap til å bli en operatør. Vi har vært aktive i alle konsesjonsrundene de senere år. Det har blitt lagt merke til. Det viser tildelingene som ble gjort i 2009 i 20. konsesjonsrunde og Tildeling i Forhåndsdefinert område, den såkalte TFO-runden. Totalt i disse to tildelingene ble selskapet tildelt tre lisenser som operatør, og to lisenser som partner. Det er god uttelling. Som administrerende direktør for Eni Norge, er jeg optimist for 2010 og de nærmeste årene fremover. Vi har mange viktige oppgaver å ta fatt på, og mange utfordringer vil møte oss. Det synes jeg er helt greit. Selskapet har mange motiverte og dedikerte medarbeidere som vil takle utfordringene og oppnå sterke resultater i årene som kommer.

the Phillips group. This giant field in the southern North Sea was at that time, and still is, very important to Eni. Major investments will take place at Ekofisk which will enable the field to be an important contributor for perhaps another 40 years. Eni Norge has significant stakes in licences in the Norwegian Sea and is among other things the Operator of the Marulk field. In 2009 a great deal of work was done in the organisation to mature Marulk into a potential field development project. We plan to submit a Plan for Development and Operations by April 2010 and approval by the authorities is expected before the summer. Eni Norge has long been an important participant in exploration activities on the Norwegian continental shelf and particularly in the Barents Sea. Eni Norge has been active in all the licensing rounds in recent years. This has been noticed, as demonstrated by the awards made in 2009 in the 20th Licensing Round and the Awards in Pre-defined Areas, the so-called APA Round. For the company, these awards resulted in a total of three licences as operator and two as partner. As Eni Norge’s Managing Director, I am optimistic for 2010 and the years ahead. We have many important tasks to complete and many challenges ahead of us. The company has motivated and dedicated employees who will tackle the challenges and achieve important results in the years ahead.

Leonardo Stefani Administrerende direktør / Managing Director Eni Norge AS

Eni Norge is investing considerable sums in research and development projects. A great deal of the research work has been awarded to local enterprises in northern Norway. One of the company’s core activities is being an active partner in the fields in which Eni is a licensee. 2009 marked the 40th anniversary of the discovery of the Ekofisk field by

11


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

SELSKAPETS AKTIVITETER COMPANY ACTIVITIES

LETING

EXPLORATION

Som partner deltok Eni Norge i fire brønner i 2009. Alle ble fullført i løpet av året. Dompapp-brønnen (6608/10-12/12A) i PL 128 i Norskehavet ble fullført med et oljefunn på juranivå. Brønnen ble påbegynt i 2008, og det ble boret et sidesteg for å få bedre definisjon av reservoaret. På PL 211 i Norskehavet ble Victoria Syd-brønnen (6406/9-1) fullført og testet som et gassfunn på juranivå etter 252 dagers drift. Resultatene sett under ett var under forventningene, og en rask utbyggingstart er ikke planlagt på det nåværende tidspunkt. På PL 312 i Norskehavet er Harepus-brønnen (6407/6-7) fullført som et gassfunn i reservoarer av jura alder. På PL 074 påviste Nona-brønnen (6407/2-5S) olje og gass i reservoarer av jura alder.

As partner, Eni Norge participated in four wells that were completed during the year. The Dompapp well (6608/10-12/12A) on PL 128 in the Norwegian Sea was completed as an oil discovery at Jurassic level. The well was initiated in 2008, and was sidetracked in order to have a better reservoir definition. On PL 211 in the Norwegian Sea, the Victoria South well (6406/9-1) was completed and tested as a gas discovery at Jurassic level after 252 days of operation. Overall results were below the expectations and a quick development start-up is not foreseen at present. On PL 312, on the Norwegian Sea, the Harepus well (6407/67S) has been completed as gas discovery in the Jurassic level. On PL 074 the Nona well (6407/2-5S) discovered oil and gas in the Jurassic level.

Det er samlet inn seismikk i multiklient 3D-undersøkelse på den Eni-opererte utvinningstillatelsen PL 532. 3D-reprosessering ble igangsatt på PL 264 og PL 514.

Seismic data is acquired as a multi client 3D survey on the operated license PL 532. 3D reprocessing was initiated on PL 264 and PL 514.

Det ble søkt om delvis tilbakelevering for de Eni-opererte utvinningstillatelsene PL 201-229-293, og for de ikke-opererte 312-393-tillatelsene (gyldige data per 01/01/2010). Hel tilbakelevering er innvilget for PL 091B-229C (Eni-operert), -259 (Eni-operert) og -329 (Eni-operert).

Partial relinquishments were requested on the operated PL 201-229-293 and on non-operated 312-393 licences (data validity 01/01/2010), while total relinquishment has been granted for PL 091B-229C (operated), PL 259 (operated) and PL 329 (operated) licenses.

TFO 2008 ble tildelt i slutten av januar 2009. Eni Norge ble tildelt operatørskap for PL 514 med samme andel som for PL 122 (20 %) og partnerskap på PL 516 med samme andel som for PL 128 (11,5 %). Til TFO 2009 er det registrert en ikkeoperert søknad.

The APA 2008 applications were granted end of January 2009 and Eni Norge is the operator on PL 514 with the same share of PL 122 (20%), and partner on PL 516 with the same share of PL 128 (11.5%). On APA 2009 one non-operated application has been filed.

Som en del av den 20. konsesjonsrunden, ble Eni Norge tildelt to operatørskap for utvinningstillatelser (PL 529 og PL 533, begge med en andel på 40 %) og en ikke-operert utvinnings-tillatelse (PL 532 med en andel på 30 %). Alle utvinningstillatelsene har boreforpliktelser.

As for 20th Round Eni Norge was granted two operated licenses (PL 529 and PL 533 both with 40% share) and one non-operated license (PL 532 with 30% share); all the licenses have drilling obligation.

UTBYGGING

Tyrihans ble i henhold til plan satt i produksjon i juli 2009. Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin. I november startet injeksjon av gass via Åsgard B. Produksjonen fra Tyrihans har vært stabil siden oppstart. Pågående aktiviteter på Tyrihans er modifikasjoner av overbygg på Kristin, samt fortsatt boring og komplettering.

Production at Tyrihans commenced according to plan in July 2009. Tyrihans is a subsea development connected to Kristin. Gas injection, which commenced in November, is supplied via the Åsgard B platform. Production from Tyrihans has been stable since start-up. Ongoing activities at Tyrihans are the completion of the topside modifications at Kristin and the continuation of drilling and completion operations.

Oljen fra Tyrihans føres til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass vil bli eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø.

Oil from Tyrihans is transported to the storage facility at the Åsgard C platform for further transport by shuttle tanker to the market. Wet gas will be exported via the Åsgard Transport system to the gas treatment terminal at Kårstø.

Eni Norge boret ingen brønner som operatør i 2009. Den planlagte Lundebrønnen på PL 489 ble utsatt til 2010 på grunn av at borerigger ikke var tilgjengelige.

Årsberetning 2009 Annual Report 2009

Eni Norge AS er et norsk selskap i den italienske Eni-gruppen, og alle aksjer er eiet av Eni International B.V., Amsterdam. Selskapet utfører leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og i Hammerfest. Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 51 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 13 utvinningstillatelser og har interesse i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Kristin, Åsgard, Tyrihans og Yttergryta.

12

Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni Group. Eni International B.V., Amsterdam, owns all shares. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. The offices are located in Sandnes and in Hammerfest. By year-end, the company’s portfolio consisted of 51 licenses on the Norwegian Continental Shelf. The company is the operator of 13 licenses and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Kristin, Tyrihans and Yttergryta.

As Operator, no wells were drilled by Eni Norge during 2009. The forecasted Lunde well on PL 489 has been postponed to 2010 due to rig unavailability.

DEVELOPMENT

13


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

Undervannstilknytningen fra Morvin til produksjonsplattformen Åsgard B var om lag 47 prosent fullført ved årets utgang. Alt undervannsarbeid er ferdigstilt, og pågående aktiviteter relaterer seg til overbyggmodifikasjoner på Åsgard B samt boring og komplettering. Boreoperasjonene ble startet høsten 2009 og følger plan mot oppstart tidlig i tredje kvartal 2010. Brønnstrømmen fra Morvin vil bli prosessert på Åsgard B og ført til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass vil bli eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø. Trestakk-prospektet er midlertidig stoppet. Ytterligere vurderinger og optimalisering ble funnet nødvendig før en utbyggingsbeslutning kan tas. På Nornefeltet er arbeidene med installasjon av en ny brønnramme ferdigstilt. Fire produksjonsbrønner er planlagt boret fra denne brønnrammen. Borestart er planlagt i første halvdel av 2010 med den nye boreriggen Aker Spitsbergen, og forventet produksjonsoppstart er planlagt i løpet av 2010. Yttergryta, som ble satt i produksjon 5. januar 2009, er et prosjekt med en brønn koblet opp mot Åsgard. Produksjonen fra feltet har vært stabil siden oppstart. Prosjektet Åsgard Minimum Flow er etablert for å sikre stabile strømningsforhold i rørsystemene mellom Mikkel/ Midgard og Åsgard ved hjelp av undersjøisk kompresjon. Prosjektet er inne i teknologikvalifiseringsfasen. Fullskala kompressortesting pågår ved K-lab på Kårstø. Samtidig utvikles en tradisjonell kompressorplattform i tilfelle teknologikvalifiseringen ikke ferdigstilles i tide. Overordnet mål er å ha en undersjøisk kompressor kvalifisert, installert og i drift før tidspunktet når ustabile strømningsforhold oppstår, som er antatt i 2014.

14

The subsea connection of Morvin to the Åsgard B production platform was approximately 47 per cent complete at the end of the year. All the subsea work has been completed and ongoing activities are related to the topside modifications of Åsgard B, and to drilling and completion operations. The drilling operations commenced in the autumn of 2009 and, according to plan, production start-up will take place early in the third quarter of 2010. The well stream from Morvin will be processed at the Åsgard B platform and transferred to the storage facility at Åsgard C for transport by shuttle tankers to the market. Wet gas will be exported via the Åsgard Transport system to the gas treatment terminal at Kårstø. The Trestakk field has been put on hold. Additional assessments and optimization measures have been found necessary before a decision can be made regarding development. At the Norne field, the work of installing a new template has been completed. Four production wells are planned to be drilled from this template. Drilling is planned to commence in the first half of 2010, using the new drilling platform Aker Spitsbergen, and production start-up is planned to take place in the course of 2010. The Yttergryta project, which commenced production on 5th of January, is a single well development connected to Åsgard. Production from the field has been stable since start-up. The Åsgard Minimum Flow project has been set up to ensure stable flow conditions in the pipeline systems between Mikkel/ Midgard and Åsgard by means of subsea compression. The project is in the technology qualification phase. Full-scale compression testing is currently being carried out at the K-lab facilities at Kårstø. Simultaneously, a traditional compressor platform is being developed in case the technology qualification is not completed in time. The overall goal is to achieve qualification of a subsea compressor and to have it installed and in operation before unstable flow conditions arise, which is expected to be in 2014.

CO2-innholdet i gassen som eksporteres fra Haltenbanken gjennom Åsgard Transport, vil øke i årene fremover. Økningen skyldes at flere nye felt (Tyrihans, Morvin, Skarv) vil levere gass med CO2-innhold over spesifikasjonen, samt at gassen som eksporteres fra Åsgard vil få økt innhold av CO2. Aktørene i Gassled vedtok i 2009 å gjennomføre det såkalte DIXO-prosjektet (”Double Inlet Crossover”) på Kårstø, da dette ble vurdert som mest hensiktsmessig ut i fra en kost-/ nyttevurdering. Anslått investering er 1,2 milliarder kroner, og driftsstart er forventet i april 2011.

The CO2 content of the gas exported from Haltenbanken via Åsgard Transport will increase in the coming years. The increase is the result of several new fields (Tyrihans, Morvin, Skarv) which will supply gas with CO2 content higher than the specification, as well as the increasing CO2 content of the gas exported from Åsgard. In 2009, the Gassled shippers decided to implement the so-called DIXO (Double Inlet Crossover) project at Kårstø, since this was considered most practical based on a cost-benefit analysis. The estimated investment in this project is NOK 1.2 billion and operational start-up is expected in April 2011.

Vekstprosjektet ”Ekofisk Vekst” fortsetter. I 2009 avsluttet Maersk Innovator borekampanjen med boring av 32 brønner på plattformen Ekofisk 2/4 M. Alle brønnslissene er i bruk, 29 oljeproduserende brønner og 1 dumpebrønn. Forboring for foringsrør på Ekofisk 2/4 K har vært en suksess etter flere år med formasjonskollaps i dette området.

The Ekofisk Area Growth Project continued, and in 2009 the Maersk Innovator jack-up rig completed a drilling campaign which commenced in 2005 with the drilling of 32 wells at the 2/4 M platform. All the well slots are in use; with 29 oil production wells and 1 disposal well. Casing drilling on the 2/4 K platform has been a success since 2008, following several years of problems with formation collapse in this area.

I prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II fortsatte utviklingsarbeidet i konseptdefinisjonsfasen. Prosjektet med vanninjeksjon fra havbunnen på Ekofisk Sør, som erstatter injektorene på 2/4 W-plattformen, ble godkjent første halvår i 2009, og boring av brønner med Maersk Innovator ble påbegynt. Deler av anlegget ble stengt ned i juni 2009 på grunn av at stimuleringsfartøyet Big Orange kolliderte med plattformen Ekofisk 2/4 W. Denne hendelsen ble gjenstand for både intern og ekstern gransking. Et nytt boligkvarter, Ekofisk 2/4 L, skal være på plass i 2013. Situasjonen rundt innkvarteringskapasiteten på Ekofisk-senteret må midlertidig forbedres og Master Marine, en oppjekkbar riggløsning, er derfor under bygging i Batam med planlagt ankomst Ekofisk i andre halvår av 2010. Prosjektet ”Life of Field Seismic” ble godkjent for gjennomføringsfase i mars 2009 med forventet installasjon i mars 2010. Tor-feltet er under evaluering med et mål om å avslutte konseptvalget i 2010. Ekofisk sluttdisponeringsprosjekt har avsluttet arbeidet med fjerning av overbygning på Ekofisktanken, og klargjort den gjenstående betongdelen for varig etterlatelse på feltet. Tilleggsarbeid for fjerning av Ekofisk 2/4 W, broer med tilhørende flammetårn, er påført prosjektet etter kollisjonen med Big Orange. Etter søknad ble det i januar 2009 innvilget å utvide levetiden til alle deeldre installasjonene i Ekofisk-området. Det har blitt lagt ned mye arbeid for å forsterke de gamle undervannsstrukturene i henhold til nye miljøkriteria, og for å forberede installasjonene for utvidet levetid. Revidert vedlegg til søknad for utvidet levetid for Eldfisk ble avlevert Petroleumstilsynet desember 2009.

PRODUKSJON

Egenproduksjonen av olje, NGL og gass for 2009 var 45,9 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE), mot et samlet produksjonsvolum på 47,2 MFOE i 2008. Olje-, kondensat og NGL-produksjonen bidro med 30,3 MFOE, eller 64 prosent av den totale produksjonen.

Ekofisk South and Eldfisk II continued their development work in the concept definition phase. The subsea water injection project at Ekofisk South (Victor Alpha) which replaces the injectors at the 2/4 W platform, was approved in the first half of 2009 and drilling of wells commenced using Maersk Innovator. Parts of the installation were shut down in June 2009 after the well stimulation vessel Big Orange collided with the 2/4 W installation. This incident has been the subject of both internal and external investigations. The new Ekofisk accommodation installation, Ekofisk 2/4 L, is to be in place in 2013. Because the situation with regard to capacity at Ekofisk must be improved in the meantime, the jack-up rig facility Master Marine is being built in Batam and is planned to arrive at Ekofisk in the last half of 2010. The “Life of Field Seismic” project was approved for implementation in March 2009 and installation was expected in March 2010. The Tor field is being evaluated with the objective of completing the choice of concept in 2010. The “Cessation” project has completed its work of removing the Ekofisk 2/4 Tank superstructure and has prepared the remaining concrete structure so that it can remain in place. Additional work for the removal of Ekofisk 2/4 W, the bridges and the associated flare tower has been added to the project following the collision of Big Orange. Following an application and revision of attachments, approval was granted in January 2009 to increase the lifetime of all the older facilities in the Ekofisk area. A great deal of work has been carried out to reinforce the old subsea structures pursuant to new environmental criteria and to prepare the installations for an extended lifetime. Revised attachments to the application for extended lifetime for Eldfisk were submitted to the Norwegian Petroleum Safety Authority in December 2009.

PRODUCTION

Our own production of oil, NGL and gas in 2009 was 45.9 million barrels of oil equivalents (MBOE), compared with a total production of 47.2 MBOE in 2008. Oil, condensate and NGL production contributed 30.3 MBOE, or 64 per cent of the total production.

15


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

De største bidragsyterne var Åsgardfeltet (20,3 MFOE) og Ekofisk-området (14,2 MFOE). Heidrun, Kristin, Mikkel, Yttergryta, Tyrihans og Norne-området bidro med til sammen 11,5 MFOE. Det var flere perioder med produksjonsbegrensninger i 2009. Noen var planlagte, slik som revisjonsstans for Åsgard, Mikkel og Kristin i september og Norne/Urd revisjonsstans i juli og august. I desember sørget ekstreme værforhold for en tvunget forflytting av personell, og påfølgende nedstenging av Åsgard, Kristin og Mikkel. Behovet for personellforflytting kan knyttes til påviste mangler vedrørende livbåter. På Ekofiskfeltet ble deler av anlegget satt ut av drift som følge av kollisjon forårsaket av servicefartøyet Big Orange. Påviste fabrikasjonsfeil på Norne og Urd stigerør ga redusert produksjon over en periode.

RESERVER

De dokumenterte reservene ved årets slutt var 437 MFOE, en økning på 15 prosent sammenlignet med foregående år. Den store bidragsyteren til denne økningen var Goliat, utløst av godkjenningen av en Plan for Utbygging og Drift i juni. Andre bidragsytere var Tyrihans som kom i produksjon i 2009, og viste et langt bedre produksjonspotensial enn forventet. Estimatet for dokumenterte og sannsynlige reserver utgjorde totalt 661 MFOE. Kategoriene ”mulige” reserver og ”contingent” ressurser utgjorde til sammen 377 MFOE.

GOLIAT UTBYGGINGSPROSJEKT

Goliat er det første oljefeltet som planlegges utbygd i Barentshavet. En av Eni Norges strategiske målsettinger er å gjennomføre en miljøvennlig og bærekraftig feltutbygging som både er lønnsom og sikker, med en effektiv utnyttelse av ressursene. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet undervannsbrønner. Utbyggingsløsningen ble i løpet av 2008 modnet i henhold til kravene for innlevering av Plan for Utbygging og Drift (PUD) til myndighetene. Goliatfeltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet, underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. I tillegg må produksjonsanleggene utformes slik at et godt arbeidsmiljø kan sikres, samt møte de utfordringer som et barskt klima gir. Konsekvensutredningen ble levert inn til Olje- og energidepartementet i november 2008 for tre måneders offentlig høring.

16

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

The most important contributors were the Åsgard field (20.3 MBOE) and the Ekofisk area (14.2 MBOE). The combined contribution of Heidrun, Kristin, Mikkel, Yttergryta, Tyrihans and the Norne area was 11.5 MBOE. There were several periods of production restriction in 2009. Some were planned, such as the Åsgard, Mikkel and Kristin turnaround in September and the Norne/Urd turnaround in July and August. In December, extreme weather conditions necessitated the evacuation and subsequent shutdown of Åsgard, Kristin and Mikkel. The need for evacuation was connected with shortcomings discovered in the lifeboats. At the Ekofisk field, parts of the installation were put out of operation as a result of the collision of the service vessel Big Orange. The discovery of construction defects in the Norne and Urd risers resulted in a period of reduced production.

RESERVES

The proven reserves at year-end are 437 MBOE, an increase of 15 per cent compared with the previous year. The major contributor to this increase was Goliat, as a result of the approval of the PDO in June. Among the other contributors was Tyrihans, which commenced production in 2009 and showed far better production potential than anticipated. The estimated documented and probable reserves amount to a total of 661 MBOE. The “possible” and “contingent” reserve categories amount to a total of 377 MBOE.

GOLIAT DEVELOPMENT PROJECT

The Goliat field is the first oil field development project in the Barents Sea. One of Eni Norge’s strategic objectives is to carry out an environmentally sound and sustainable field development that is both profitable and secures that the resources are produced in a safe and effective manner. In December 2007 the Goliat owners approved the development concept based on a Floating Production Storage and Offloading (FPSO) facility connected to subsea production wells. During 2008 the development concept was matured to the level required for submittal of a Plan for Development and Operation (PDO) to the Norwegian authorities. Due to its location in the Barents Sea, the Goliat field is subject to stringent HSE requirements in terms of emissions

Den besluttede utbyggingsløsningen omfatter produksjon av hydrokarboner fra Realgrunnen og Kobbereservoarene. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer med 22 brønner, hvorav 11 er produsenter (tre flergrensbrønner), ni brukt til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon.

to the atmosphere and discharges to the sea. In addition, the production facilities will be designed to secure a good working environment and to meet the challenges of the harsh weather conditions. The Impact Assessment Study was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy in November 2008 for a three month public hearing.

Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. Gassen vil bli injisert i reservoaret, men det pågår samtaler med Snøhvitgruppen for å undersøke mulighetene for eksport av Goliatgassen via LNG-anlegget på Melkøya på et senere tidspunkt.

The approved development solution includes the production of hydrocarbons from the Realgrunnen and Kobbe reservoirs by use of a total of 8 subsea templates with 22 wells; 11 producers (of which 3 are multi-lateral), 9 water injectors and 2 gas injectors.

Med tanke på målene om utslippsreduksjon vil prosjektet bruke kraftforsyning fra land via en undervanns strømkabel, kombinert med energi generert om bord på installasjonen. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent i Stortinget i juni 2009, og prosjektet er nå i gjennomføringsfasen. To store kontraktsmessige milepæler ble oppnådd i løpet av 2009: tildelingen av EPC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg til Aker Subsea og EPCI-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon til Technip AS. Det er i tillegg blitt utført en ”Post FEED” studie av Sevan Marine for å bedre det tekniske grunnlaget for byggingen av FPSO-enheten i forbindelse med anbudsforespørselen for EPC-kontrakten som ble gjennomført 2. halvår 2009. EPC-kontrakten for

The selected FPSO concept is a geostationary facility with processing facilities, oil storage and living quarter. The produced water is injected into the reservoir. The produced oil is temporarily stored on the FPSO and shipped to the market in shuttle tankers. The gas is re-injected into the reservoir; however, discussions are ongoing with the Snøhvit group to investigate possible export of the Goliat gas via the Melkøya LNG plant at a later stage. In order to address emissions reduction targets, the project has adopted a power generation system that includes partial energy supply from shore via a subsea power cable, combined with power generated onboard the FPSO. The PDO was submitted to the Norwegian Authorities in February 2009 with approval in June 2009 and the project is now in the execution phase. Two major contractual milestones have been achieved

17


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / ORGANISASJON OG HR ANNUAL REPORT / ORGANISATION AND HUMAN RESOURCES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS AKTIVITETER ANNUAL REPORT / COMPANY ACTIVITIES

bygging av FPSO-enheten ble tildelt i februar 2010 til Hyundai Heavy Industries. Goliat forventes ferdigstilt i løpet av 2013 med produksjonsoppstart i slutten av 4. kvartal.

MARULK

Marulk-utbyggingen er selskapets nest største utbyggingsprosjekt. Planlagt produksjonsstart er andre kvartal 2012. Marulkgruppen omfatter produksjonslisens 122/A/B/C/D der Eni Norge har en eierandel på 20 prosent, Statoil har 50 prosent og DONG Energy 30 prosent. Marulkfeltet ble oppdaget i 1992, og resultatet av de to påfølgende letebrønnene og en evalueringsbrønn i 2007 la grunnlaget for avgjørelsen om videreføring av prosjektet i oktober 2008. I november 2009 ble prosjektet godkjent i lisensen for endelig beslutning om realisering i løpet av første kvartal 2010. Plan for utbygging og drift vil bli ferdigstilt i april 2010. Marulkfeltet er lokalisert i Haltenbanken-området i Nordland nær Nornefeltet. Marulk vil bli utviklet som en satellitt koblet til Norne FPSO-enheten, tilsvarende den utbyggingsløsningen som ble valgt for Alvefeltet. Basiskonseptet består av en brønnramme med fire slisser med to produksjonsbrønner. Kontroll- og kjemikalieinjeksjonskabelen vil være en forlengelse (omtrent 13 km) til Alvefeltet, og en produksjonsrørledning (30 km) vil bli lagt fra brønnrammen på Marulk til FPSO-enheten på Nornefeltet. Feltet er hovedsakelig et lav-CO2 gassfelt med noe kondensat. Utvinnbare reserver er beregnet til 70 MFOE. De totale investeringene vil være i størrelsesorden fire milliarder kroner. For å bidra til en kostnadseffektiv gjennomføring av Marulkutbyggingen, og for å dra nytte av erfaringer og synergier fra Alve-utbyggingen, har Eni Norge og Statoil inngått en samarbeidsavtale. Som en del av avtalen, vil Eni Norge som operatør ha det overordnede ansvar for utbyggingen i tillegg til boring og komplettering, undergrunnsarbeid og kontakt med myndighetene. Statoil vil bistå Eni Norge ved å utføre alt arbeid i forbindelse med anleggene. Nødvendige investeringer i forbindelse med topside-modifikasjoner knyttet til Norne revisjonsstansen i 2010, ble initiert i løpet av konseptvalgfasen. Marulk er et ”fast-track”-prosjekt der det vil bli inngått bindende avtaler på forhånd med tanke på rørledninger og undersjøisk produksjonssystem i første kvartal av 2010, for å muliggjøre produksjonsstart i andre kvartal 2012. For å bidra til en kostnadseffektiv gjennomføring av Marulkutbyggingen, samt for å nyttiggjøre seg erfaringer og synergier fra Alve-utbyggingen, har Eni Norge og Statoil inngått en samarbeidsavtale. Under denne avtalen vil Eni Norge som operatør være hovedansvarlig for selve utbyggingen og undergrunnsarbeidene, mens Statoil vil bistå Eni Norge med feltinstallasjonene og tilkoblingen til Norne-fasilitetene.

18

during 2009: the award of the Subsea Production System EPC contract to Aker Subsea and the Flowlines, Risers & Installation EPCI contract to Technip AS. Post FEED work has been performed under a contract with Sevan Marine and has resulted in a better technical definition of the FPSO unit as basis for the EPC tender process 2nd half of 2009. The EPC contract for the FPSO was awarded the 10th of February to Hyundai Heavy Industries. The Goliat field installations are planned completed in the second half of 2013 with first oil in 4th quarter 2013.

MARULK

ORGANISAsJON OG HR ORGANISATION AND HUMAN RESOURCES

Eni Norge hadde ved utgangen av året 192 ansatte, hvorav 5 er stasjonert i andre selskaper i Eni Gruppen og 3 er ansatt ved kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse har økt i prosjekter som Goliat og Marulk.

The Marulk development is the company’s second major development, with planned production start up in second quarter 2012. The Marulk group comprises Production Licenses 122/A/B/C/D in which Eni Norge has a participation of 20%, Statoil 50% and DONG Energy 30%.

Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk. Flere ansatte har i løpet av 2009 hatt positiv nytte av selskapets seniorpolitikk, noe som har bidratt til at bedriften har fått beholde den viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar.

The Marulk field was discovered in 1992. The results of two subsequent exploration wells and an appraisal well in 2007 provided the basis for the decision to continue with the project in October 2008, when the project passed the Decision Gate 1. In November 2009 the project passed the Decision Gate 2, and is heading for Decision Gate 3 within first quarter of 2010. The Plan for Development and Operations will be completed in April 2010.

Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende prosjekter. Ved kontoret i Hammerfest er det ansatt en ny industrikoordinator. Industrikoordinatoren skal arbeide med å utvikle regional industri i tilknytning til Goliat-utbyggingen og selskapets fremtidige aktiviteter i Barentshavet. I og med at Goliat-utbyggingen nå er godkjent av myndighetene vil selskapet ta spesielt hensyn til kvalifiserte søkere fra Finnmark og de nordlige fylkene.

The Marulk field is located in the Halten Nordland area close to the Norne field. Marulk will be developed as a satellite tie back to the Norne FPSO, similar to the concept selected for Alve. Base case concept consists of one four slot template with two producers. The control and chemical injection umbilical will be an extension (approx. 13 km) from the Alve template, and a production flow line (30 km) will be routed from the Marulk template to the Norne FPSO. The field is primarily a low-CO2 gas field, containing some condensate. Recoverable reserves are estimated to be in the order of 70 MBOE. Total investments will be in the order of NOK 4 billion. Required investments for topside modification to meet the Norne 2010 shut down were initiated during Concept Selection. The project is fast track where pre-commitments will be made for the flowline and subsea production system in first quarter of 2010, enabling production start-up 2Q 2012. In order to promote cost effective implementation of Marulk and to take advantage of the experience gained and synergies developed during the Alve project and other satellite developments in the Norne area, Eni Norge and Statoil have entered into a joint working agreement. As part of the agreement, Eni Norge will, as operator, have the overall responsibility for the development, together with drilling and completion, subsurface work and all contacts towards the authorities. Statoil will assist Eni Norge in doing all work related to the facilities.

Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre er uendret. Av selskapets syv styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke iverksatt likestillingstiltak i 2009, eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i 2010. Det er heller ikke iverksatt tiltak eller planer som fremmer formålet i diskrimineringsloven.

OPPLÆRING

Innenfor området for opplæring og utvikling har fokus i 2009 vært å videreføre eksisterende programmer innenfor, lederutvikling, It-kompetanse, styringssystem og interne prosesser samt helse, miljø, sikkerhet og beredskap. Grunnet fortsatt nyrekruttering er orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte samt videreutvikling av teknisk kjernekompetanse et fokusert område. Integreringen av nyansatte er forsterket med obligatoriske krav til aktiviteter for samhandling og lagbygging innen alle avdelinger. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet blant annet gjennom Eni Corporate University. Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliatfeltet i Barentshavet og etablering i Hammerfest, har selskapet opprettholdt kontakten og dialogen med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra og understøtte til kompetanseheving i dette området. Eni Norge vil bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen som; a) øker interesse for, og kunnskap om de naturvitenskapelige fag, b) øker kunnskap om, og interesse for å velge, petroleumsrettede fag for videre utdannelse, c) øker produksjon av, og kvalitet på, ferdige kandidater fra videregående/høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevante for rekruttering til petroleumsindustrien, d) støtte og tilrettelegging i forbindelse med læreplasser innen ulike fagdisipliner. Partnerskapsavtaler med videregående

At the end of 2009 Eni Norge AS had 192 employees, of whom five were seconded to other companies within the Eni Group and three were employed in the regional office in Hammerfest. The number of hired technical personnel with specialised skills has increased in projects such as Goliat and Marulk. Eni Norge has adopted Seniors Policy guidelines. In 2009, several employees have benefited from the company’s Seniors Policy, enabling the company to retain the important skills and expertise which senior employees possess. The company has consolidated staffing levels and expertise to meet the challenges and requirements which are a natural consequence of demanding projects. A new industrial co-ordinator has been appointed at the Hammerfest office. The industrial co-ordinator will work to develop regional industry associated with the Goliat development and the company’s future operations in the Barents Sea. Now that the Goliat development has been approved by the authorities, the company will give special consideration to qualified job applicants from Finnmark and the northern counties. The ratio of women to men among locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of the company’s seven Board members are women. The company has not initiated any equality initiatives or plans for facilitating equality in 2010.

TRAINING

In the field of training and development, our focus in 2009 has been on continuing existing programmes in management development, IT skills, management systems and internal processes, as well as health, safety, and environmental issues and contingency planning. Because of the continued high level of recruitment, induction and training programmes for new employees and the development of technical core skills are areas of focus. The integration of new employees has been promoted by means of compulsory requirements for activities addressing employee interaction and team building in all departments. Emphasis is placed on active knowledge management in the group, among other things making use of the Eni Corporate University. As a result of the company’s work in developing the Goliat field in the Barents Sea and the establishment of the Hammerfest office, the company has maintained contact and dialogue with educational and knowledge-based institutions in the northern regions, in order to contribute to and support the raising of levels of expertise in the area. Eni Norge will contribute to initiatives at all levels in the educational system, including: a) raising levels of interest in and knowledge of the natural sciences, b) raising levels of interest in and knowledge of petroleum-related subjects in

19


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / ORGANISASJON OG HR ANNUAL REPORT / ORGANISATION AND HUMAN RESOURCES

skoler og miljøer for høyere utdanning og forskning er allerede inngått, samt at konkrete prosjekter er gitt finansiell støtte. Eni Norge har som mål å fortsette dette arbeidet i året som kommer.

KONTORLOKALER

Selskapet leier kontorlokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. Erfaringer gjennom hele perioden fra innflytting i april 2007 bekrefter at våre ansatte i ��kende grad er godt fornøyd med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne og i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven). Grunnet stor bemanningsvekst det siste året har det vært nødvendig med noe omrokering for å ha en god, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen samt gi plass til enkelte avdelinger som har hatt større vekst enn andre. I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest. I tillegg til å være et representasjonskontor med møteromsfasiliteter er arealet møblert for opptil 10 arbeidsplasser. En leieavtale om tilgang til kontor- og møteromsfasiliteter sentralt i Oslo, møblert for fire arbeidsplasser, ble terminert ved årets slutt.

SYKEFRAVÆR

For 2009 var sykefraværet 2,3 prosent. Målsettingen for 2010 vil være å opprettholde et lavt sykefravær.

connection with higher education, c) increasing the number and quality of students qualified in technical fields relevant to recruitment in the petroleum industry from upper secondary schools, colleges and universities in Finnmark, d) support and organisation in connection with studies in various technical fields. Partnerships have already been entered into with upper secondary schools and higher education and research institutions, and financial support has been granted for specific projects. Eni Norge’s objective is to continue this work in the year ahead.

OFFICE PREMISES

The company is located in rented office premises in Vestre Svanholmen 12 at Forus in Sandnes municipality. Continuous experience since moving in April 2007 confirms that our employees are increasingly satisfied with the physical working environment. The building is in accordance to universal design and in compliance with the intent of the Discrimination act. As a result of considerable growth in staffing levels in the past year a certain amount of adaptation has been necessary to create good, rational and professional interaction in the organisation and to make room for some departments which have grown more rapidly than others. In 2008 the company moved into rented office premises in Hammerfest. In addition to being a representative office with conference facilities, the premises are furnished to accommodate up to ten employees. A rental agreement providing access to office and conference facilities in central Oslo, furnished to accommodate four employees was finalised at the end of the year.

SICKNESS ABSENCE

Sickness absence in 2009 was 2.3%. The objective for 2010 will be to maintain a low level of sickness absence.

20

21


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET ANNUAL REPORT / HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENT AND QUALITY

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET ANNUAL REPORT / HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENT AND QUALITY

HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENT AND QUALITY

ERKLÆRING OM HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade personer eller miljø. Avfall og utslipp til sjø og luft skal reduseres så mye som mulig, og det skal etableres en robust og effektiv beredskap for oljesøl som er godt tilpasset de lokale forholdene.

Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med standarden ISO 14001. Det er i 2009 ikke rapportert om skader på mennesker, miljø eller materiell.

HELSE OG ARBEIDSMILJØ

I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA), og målet for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med de relevante myndighetene. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de ansatte. Som et resultat av de nye og sterkt forbedrede treningsfasilitetene i selskapets nye kontorbygg, er alle ansatte blitt tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. Samarbeidet knyttet til arbeidsmiljø er godt. Det gjennomføres regelmessig kartlegging av arbeidsmiljøet, og dette gir grunnlag for en årlig aktivitetsplan som utarbeides og følges opp av arbeidsmiljøutvalget. Et omfattende pilotprosjekt for arbeidslivshelse er startet i bedriften for å måle både psykososialt og fysisk arbeidsmiljø. Det er satt spesielt fokus på å evaluere effekten av den nye kontorbygningen på arbeidsmiljøet. Resultatene er generelt gode. Det er truffet noen umiddelbare tiltak, og flere kommer i begynnelsen av 2010 etter videre drøfting av resultatene, både i ledelsen og i arbeidsmiljøutvalget. Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte, stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og forståelse. Vi håper at vi, som en konsekvens av dette, kan opprettholde lavt sykefravær. Den lave graden av sykefravær ble opprettholdt i samsvar med målet. Gjennomsnittet for året var 2,3 prosent, totalt 1047 dager, inkludert langsiktig sykefravær.

AVFALLSHÅNDTERING

Det er rapportert 550 kilo papiravfall til makulering/mottatt av FRETEX, og 17 500 kg papir og papp tømt av vaktmester. Videre er 27 460 kg restavfall kjørt til tømming av egen vaktmester. Gjenvinningsgrad 38,93 prosent.

22

DECLARATION REGARDING HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENTAL AND QUALITY ISSUES

The company’s objective is to carry out our operations without personal injury or damage to the environment. Waste, discharges to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible and a robust and efficient contingency system to combat oil-spills shall be set up, suitably adapted to the local conditions. Promoting a good working environment and HSE culture is an integral part of the company’s overall management system. The management system is certified according to the ISO 14001 standard. In 2009 there are no reports regarding damage on material, environment or injuries to personnel.

HEALTH AND THE WORKING ENVIRONMENT

In addition to the compulsory Working Environment Committee and the health and safety representative system, the company maintains an occupational health service with an emphasis on preventive measures. Eni Norge is an Inclusive Workplace (IW) and the objective of our IW activities has been discussed and consolidated, both internally and with the relevant authorities. The company has an active sports and social club which is run by the employees. As a result of the new, greatly improved training facilities in the company’s new office building, organised training is available to all employees and forms a preventive health measure. Collaboration with regard to the working environment is good. Regular studies of the working environment are carried out which form a basis of an annual activity plan which is prepared and monitored by the Working Environment Committee. A comprehensive pilot project for occupational health has been initiated in the company to monitor both the psychosocial and the physical working environment. Special attention is being paid to evaluating the effects of the new office building on the working environment. The results are generally positive. Some immediate measures have been adopted and more will come at the beginning of 2009, following further evaluation of the results by the management and the Working Environment Committee. Specific objectives are designed to improve the general working environment, encourage co-operation in the workforce, ensure the best possible introduction of new employees, stimulate the sharing of skills and encourage cultural integration and understanding. As a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. The low level of sickness absence has to date been maintained according to the objectives. The average for the year was 2.3%, a total of

Energiforbruket for kontorlokalene i 2009 var på 1 898 416 kWh mot 1 826 943 kWh i 2008.

1047 work days, including long-term sickness absence.

Selskapet eier ingen bygninger som er bygd i perioden 1960–1980, og har dermed ingen kjente eller sannsynlige aktiviteter knyttet til produkter som er forurenset med PCB.

FRETEX has reported a total of 550 kilograms of waste paper received for shredding, and 17,500 kilograms of paper and cardboard has been disposed of by the caretaker. In addition, 27,460 kg of non-recyclable waste has been transported for disposal by a separate caretaker. The recycling rate is 38.93 per cent.

Styret anser arbeidsmiljøet som godt.

DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN

Selskapet hadde ingen aktivitet på norsk sokkel i året som gikk. En søknad om samtykke ble sendt inn til myndighetene for brønn 7120/12-5 (PL 489), men grunnet forsinket overtakelse av boreinnretningen ble dette boreprosjektet utsatt til høsten 2010. En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2005 kan sees i tabellen på side 25. Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder

WASTE DISPOSAL

The energy consumption in the office premises in 2009 was 1,898,416 kWh, compared with 1,826,943 kWh in 2008. The company owns no buildings constructed during the period 1960–1980 and as such carries on no activities with products that are known or likely to be contaminated with PCBs. The Board of Directors deems the working environment to be good.

23


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET ANNUAL REPORT / HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENT AND QUALITY

industrielt avfall generert siden 2005 kan sees i tabellen på side 25.

ANDELSEIER

Miljørapportering for felter hvor selskapet er andelseier, gjennomføres av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felter og prøveboring. Selskapet har andeler i olje- og gassproduksjonen i Ekofisk-området, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Yttergryta, Tyrihans og Kristin. Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rørledninger og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige påvirkningen av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer. Eni Norges andel av transporten og utslippene er omtrent 2 prosent av den totale norske transporten. I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger.

HMS-RELATERTE F&U-PROSJEKTER

I 2009 har Eni Norge styrket sin forpliktelse til å støtte en rekke forskningsprosjekter, både via direkte finansiering og gjennom konsortier og industriavtaler. Disse aktivitetene har til hensikt å bedre helse- og miljøforholdene og å minimere det miljømessige fotavtrykket fra selskapets aktiviteter. De viktigste forskningsområdene har vært: - Utviklingen av et integrert system for overvåking av havmiljøet basert på sensorer online og på stedet. - Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold i Barentshavet og andre sensitive havområder - Forbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet og de subarktiske områdene. - Miljømessig risikostyring av E&P-aktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene.

THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF

The company has not carried on any activities on the Norwegian Continental Shelf in the last year. An application for approval of drilling operations on well 7120/12-5 (PL 489) was sent to the authorities but as a result of the delay in taking over the drilling platform this drilling project was postponed until the autumn of 2010.

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / HELSE, MILJØ, SIKKERHET OG KVALITET ANNUAL REPORT / HEALTH, SAFETY, ENVIRONMENT AND QUALITY

Utslipp/Discharges

Enhet / Unit

2009

2008

2007

2006

2005

Borekaks/Drill cuttings

Tonn(es)/m

-

0,46

0,37

0,07

0,31

Grønne kjemikalier/Green category chemicals

Tonn(es)/m

-

0,29

0,26

0,11

0,14

Gule kjemikalier/Yellow category chemicals

kg/m

-

18

8,80

0,08

6,00

Røde kjemikalier/Red category chemicals

kg/m

-

0

0

0

0,002

2009

2008

2007

2006

2005

-

2

2

2

3

The table on the next page provides a summary of the company’s drilling-related emissions since 2005. The table shows the company’s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2005.

Utslipp og avfall produsert offshore/ Offshore emissions, discharges and waste generated Antall brønner/Number of wells Oljeutslipp (m )/Oil discharge (m )

-

7

0

0

<0.1

Environmental reporting for fields in which the company is a partner is carried out by the Operator pursuant to the rules for both producing fields and exploration wells. The company has partnership interests in the oil and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel and Kristin fields.

Utslipp av CO 2 (t)/Emissions of CO 2 (t)

-

15 050,0

7 396,0

9 295,0

18 078,0

Utslipp av CO (t)/Emission of CO (t)

-

32,5

16,0

20,0

40,0

Utslipp av NOX (t)/Emission of NOX (t)

-

321,5

165,0

202,0

396,0

Utslipp av VOC (t)/Emissions of VOC (t)

-

22,9

12,0

15,0

28,0

Borekaks (m 3)/Drill cuttings (m 3)

-

1 147,0

706,0

349,0

1 136,0

Boreslam (m 3)/Drilling mud (m 3)

-

4 978,0

4 474,0

2 140,0

2 253,0

The company’s share of gas which is transported through shared pipelines and NGL from Kårstø is reported by Gassco. The environmental impact of gas transportation consists of emissions to the atmosphere from compressors. Eni Norge’s share of the transport and emissions is about 2% of total Norwegian transport.

Sement (m 3)/Cement (m 3)

-

68,2

34,0

35,0

33,0

Generelt avfall (t)/Ordinary waste (t)

-

74,1

25,9

6,6

93,2

Papir (t)/Paper (t)

-

1,7

4,0

2,0

11,0

Plast (t)/Plastics (t)

-

3,4

8,1

1,4

3,5

Metall (t)/Metal (t)

-

69,1

49,0

16,5

134,8

Farlig avfall (t)/Hazardous waste (t)

-

2 657,0

1 059,0

443,0

5 461,0

PARTNERSHIPS

Pursuant to the regulations, the Operator is responsible for reporting emissions in connection with the transport of oil through pipelines.

3

3

HSE RELATED R&D PROJECTS

In 2009, Eni Norge reinforced its commitment to support a range of research projects, both by way of direct financing and through consortiums and industrial agreements. The objective of these activities is to improve health-related end environmental conditions and to minimise the environmental footprint of the company’s activities. The main research areas were: - Development of an integrated Marine Environmental Monitoring System based on in situ, online sensors. - Development of methods and protocols for biodiversity management in the Barents Sea and other sensitive offshore areas - Improvement of oil spill contingency strategies mainly focused on shoreline protection, and related to activities in the Barents Sea and the sub-Arctic regions - Environmental Risk Management of E&P activities in the Barents Sea and Arctic regions.

24

25


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / FINANSIELLE FORHOLD ANNUAL REPORT / FINANCIAL ASPECTS

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / FINANSIELLE FORHOLD ANNUAL REPORT / FINANCIAL ASPECTS

Finansielle forhold Financial Aspects

SARBANES-OXLEY ACT

Eni Norge AS er underlagt ”Sarbanes-Oxley Act” fra 2006. Dette er et krav som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A. som er notert på New York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene, har Eni Norge etablert et styringssystem for internkontroll. Styringssystemet for intern kontroll vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk utbyggingsprosjekt). I tillegg er det etablert en sentralisert internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem til å støtte de etiske reglene.

PRODUKSJON, SALG OG ANDRE INNTEKTER

Egenproduksjonen av olje, NGL og gass i 2009 var på 45,9 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en mindre reduksjon fra 2008, hvor produksjonen var på 47,2 millioner FOE. Nedgangen kommer hovedsakelig fra feltene Kristin, Ekofisk og Norne, og skyldes en kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang og spesifikke hendelser. Denne nedgangen ble bare delvis kompensert av produksjon fra feltene Tyrihans og Yttergryta som begge hadde produksjonsstart i løpet av 2009. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2009 ble på NOK 15 166 millioner, en reduksjon på 27,8 % sammenlignet med 2008. Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2009 var USD 62,4 pr. fat, ned fra USD 96,8 pr. fat i 2008. Gjennomsnittlig kronekurs var svakere mot USD og EUR i 2009 i forhold til 2008. Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk ned fra NOK 445 pr. FOE i 2008 til NOK 329 pr. FOE i 2009.

DRIFTSKOSTNADER

Driftskostnadene for 2009 var på NOK 6 732 millioner, som er en økning på NOK 694 millioner sammenlignet med 2008. Økningen skyldes i stor grad økte avsetninger relatert til selskapets fjerningsforpliktelser. De viktigste enkeltkomponentene bak økningen i produksjonskostnadene fra 2008 til 2009 er produksjonskostnader for feltene Tyrihans og Yttergryta (produksjonsstart i 2009), tap ved utrangering av anleggsmidler og økte forsikringskostnader. Transportkostnadene har økt som følge av økte produksjonsvolumer av rikgass, kombinert med økte enhetstariffer i Gassled. Aktivering av letebrønner med funn, samt boring av færre letebrønner i 2009, bidrar til lavere letekostnader.

FINANSIELL STILLING, MARKEDS-, KREDITTOG LIKVIDITETSRISIKO

Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 7 543 millioner og NOK 1 401 millioner pr. 31. desember 2009. Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 3 600 millioner i Eni Coordination Center.

26

SARBANES-OXLEY ACT Eni Norge AS is subject to the "Sarbanes-Oxley Act" from 2006, to which it is subject as a result of being a subsidiary of Eni S.p.A, a company quoted on the New York Stock Exchange. As a result of the SOX requirements Eni Norge has established an internal control environment. The internal control environment is periodically assessed and modified to align with the changes in the organisation or business activities (e.g. Goliat and Marulk development projects). Further there is a centralised internal audit function in place that periodically tests the appropriateness and the effectiveness of the internal control environment for as far as deemed relevant based on the group risk assessment. Eni Norge has in place a code of ethics and put in place a governance structure to support that code of ethics. PRODUCTION, SALES, AND OTHER REVENUES Equity production of oil, NGL, and gas for 2009 amounted to 45.9 million barrels of oil equivalents (BOE) compared to a total production of 47.2 BOE in 2008. The reduction is mainly from the fields Kristin, Ekofisk and Norne, and is due to natural reduction and specific events. The reduction is only partly compensated with volumes from the fields Tyrihans and Yttergryta that commenced production during 2009. Revenue from sales of products in 2009 was NOK 15 166 million, a reduction of 27.8% compared to the revenue in 2008. The average realised oil price decreased from USD 96.8 per bbl in 2008 to USD 62.4 per bbl in 2009. The average exchange rate of NOK against USD and against EUR was weaker in 2009 compared to 2008. The average price for all products decreased from NOK 445 per BOE in 2008 to NOK 329 per BOE in 2009.

OPERATING COSTS

Total operating costs for 2009 were NOK 6 732 million, which is an increase of NOK 694 million compared to 2008. The increase is mainly due to higher provisions for asset retirement obligations. The main elements of the increase in the operating costs from 2008 to 2009 are production start-up on Tyrihans and Yttergryta, losses on retirement of assets and increased insurance premiums. The transportation costs have increased because of increased production volumes of rich gas, combined with increased unit tariffs in Gassled. Capitalization of exploration wells with discovery and drilling of fewer exploration wells in 2009 contribute to lower exploration costs.

FINANCIAL POSITION, MARKET- , CREDITAND LIQUIDITY RISKS

Current short- and other long-term liabilities at December 31, 2009 were NOK 7 543 million and NOK 1 401 million respectively. Unused drawing rights with Eni Coordination Center were NOK 3 600 million.

Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og gasspris, samt svingninger i valutakurs. Selskapet benytter terminkontrakter for å redusere valutarisiko. Grunnet selskapets sterke finansielle posisjon, kan lave oljepriser og svingninger i valutakurs tolereres i en lengre periode. Selskapet anser kredittrisikoen til å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskap i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter. Totalrentabiliteten før skatt i 2009 er på 36 prosent mot 60 prosent i 2008. Totalrentabilitet etter skatt er på 11 prosent i 2009 mot 16 prosent i 2008. Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften er på grunn av tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.

REGNSKAPET

The financial position of the company is considered good. The financial situation will always be strongly influenced by fluctuations in the price of crude oil and gas and changes in the currency exchange rates. The Company uses forward contracts to reduce the currency exposure. The Company’s strong financial position means that reduced oil prices and fluctuations in exchange rates can be tolerated for an extended period. The Company considers the credit risks to be low since the majority of the sales are to other companies in the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are according to long-term gas sales contracts. The rate of return before taxes in 2009 is 36 percent versus 60 percent in 2008. The rate of return after taxes is 11 percent in 2009 versus 16 percent in 2008. The main differences between income before taxes and cash flow from operations are due to timing differences of payable taxes and depreciation.

Selskapets årsresultat for 2009 var NOK 1 399 millioner lavere enn resultatet for selskapet i 2008. Ordinært resultat før skattekostnad var NOK 8 344 millioner sammenlignet med NOK 14 836 millioner for selskapet i 2008. Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK 6 097 millioner og til utsatt skatt på NOK (111) millioner, fikk selskapet et årsresultat på NOK 2 358 millioner sammenlignet med NOK 3 757 millioner for selskapet i 2008. Regnskapet er satt opp basert på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til stede.

THE FINANCIAL RESULT

OVERSKUDDSDISPONERING

The Board of Directors, having no knowledge of any matters not disclosed that could be of significance when evaluating the Company position and recommends the following distribution of the net income:

Styret har ikke kjennskap til hendelser som kan påvirke regnskapet etter årets slutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd: (NOK 1 000)

The Company’s net income for 2009 was NOK 1 399 million lower than for 2008. Ordinary result before taxes totalled NOK 8 344 million compared to NOK 14 836 million in 2008. After charges of NOK 6 097 million for income tax payable and NOK (111) million for deferred tax, net income amounted to NOK 2 358 million compared to NOK 3 757 million in 2008. The accounts have been established on a going concern basis, and the Board of Directors confirms the premises for this.

ALLOCATION OF NET INCOME

(NOK 1 000)

Årets overskudd

NOK 2 358 037

Net income

NOK 2 358 037

Overføring til annen egenkapital

NOK

To retained earnings

NOK

Utdeling av utbytte til aksjonærene

NOK 2 500 000

Dividends for distribution

NOK 2 500 000

141 963

Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2009 utgjør NOK 2 139 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Etter aksjelovens bestemmelser kan ytterligere NOK 95 millioner av den opptjente egenkapitalen utbetales.

141 963

The Company’s retained earnings at December 31, 2009 amount to NOK 2 139 million after ordinary distribution of dividends. According to the Companies Act another NOK 95 million of the retained earnings can be distributed.

10. mars 2010 / March 10, 2010

Å.K. Thomsen L. Stefani Administrerende direktør/ Managing Director M. Alvera’

S.G. Bore Styreformann/ Chairman

S. Goberti T. Widvey E. Strøm

27


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / RESULTATREGNSKAP ANNUAL REPORT / STATEMENT OF INCOME

Resultatregnskap Statement of income

(NOK 1 000) Per 31.12. Driftsinntekter og driftskostnader Salgsinntekter Andre driftsinntekter

2009 (Note) (1)

Sum driftsinntekter Kjøp av gass Produksjonskostnader Transportkostnader Letekostnader Avskrivninger

2008

At 31.12. Revenue and costs from operations

15 165 766 4 081

(Note) 20 998 571 (1) 3 396

Sales revenue Other operating revenue

15 169 847

21 001 967

Total operating revenue

304 510 2 055 966 831 627 491 020 3 048 632

294 857 1 822 465 (2) (3) 727 357 663 964 (6) 2 529 154 (4) (5)

Purchase of natural gas Production costs Transportation costs Exploration costs Depreciation

Sum driftskostnader

6 731 755

6 037 797

Total operating costs

Driftsresultat

8 438 092

14 964 170

Finansinntekter og -kostnader (7) Renteinntekter fra konsernselskap Annen renteinntekt Aksjeutbytte Rentekostnader Endring i tidselement fjerningsforpliktelse Netto agio/(disagio)

43 574 170 182 6 936 (63 930) (226 288) (24 189)

232 024 28 816 10 714 (178 966) (161 279) (25 374)

Financial income and expenses Interest income from group companies Interest income Dividends Interest expenses Accretion discount Net exchange gains/(losses)

(93 715)

(127 761)

Net financial expenses

(2) (3) (6) (4) (5)

Netto finanskostnader Ordinært resultat før skattekostnad Skattekostnad på ordinært resultat Årsresultat Disponering av årsresultatet Overføring til/fra annen egenkapital Utbytte

(8)

Operating income (7)

8 344 377 14 836 409

Ordinary income before taxes

5 986 340

Taxes on ordinary income

2 358 037

(141 963) 2 500 000

11 079 807 (8) 3 756 602

Net income

256 602 3 500 000

Distribution of net income Transfer to/from retained earnings Dividend

29


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / BALANSE ANNUAL REPORT / BALANCE SHEET

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / BALANSE ANNUAL REPORT / BALANCE SHEET

(NOK 1 000) Egenkapital og gjeld per 31.12.

BALANSE BALANCE SHEET

Egenkapital (NOK 1 000) Eiendeler per 31.12. Anleggsmidler

2009 (Note)

Varige driftsmidler Forretningsbygg Bore- og produksjonsanlegg Anlegg under utførelse Aktiverte letebrønner og lisensrettigheter

Finansielle anleggsmidler Aksjer i andre selskap Sum finansielle anleggsmidler

28 992 (4)

(9)

Sum anleggsmidler Omløpsmidler Lager av materiell Kundefordringer Andre fordringer Kontanter og bankinnskudd Sum omløpsmidler Sum eiendeler

(Note)

7 321 15 854 592 3 783 257 1 350 249

Inventar og utstyr Sum varige driftsmidler

2008

21 024 411

4 550 4 550 21 028 961

(11) (10) (11)

6 600 16 676 879 2 205 663 1 666 998

33 566 20 589 706 (4)

4 550 (9) 4 550 20 594 256

Assets at 31.12. Fixed assets Tangible assets Industrial buildings Wells and production facilities Facilities under construction Capitalised exploration wells and concession rights Office furniture and equipment Total tangible assets Financial assets Shares in other companies Total financial assets Total fixed assets

163 732 1 480 473 313 523 241 404

147 948 1 609 680 (11) 352 665 (10) 2 066 045 (11)

Current assets Warehouse stocks Receivables from customers Other accounts receivable Cash and bank

2 199 132

4 176 338

Total current assets

23 228 093

24 770 594

Total assets

2009

(Note)

Shareholder’s equity and liabilities as at 31.12. (Note)

Innskutt egenkapital Selskapskapital Opptjent egenkapital Annen egenkapital Sum egenkapital

2008

(12)

Shareholder’s equity Restricted equity Share capital

278 000

278 000

2 138 516

2 280 479

Retained earnings Retained earnings

2 416 516

2 558 479 (12)

Total shareholder’s equity

Gjeld

Liabilities

Avsetning for forpliktelser Utsatt skatt Avslutningsforpliktelser Pensjonsforpliktelser

Deferred liabilities Deferred taxes Asset retirement obligations Pension liability

(8) (15) (2)

6 821 639 5 046 687 (437)

Sum avsetning for forpliktelser Annen langsiktig gjeld Gjeld til konsernselskap

11 867 889

(7)

Sum annen langsiktig gjeld

6 933 092 (8) 5 212 884 (15) (3 078) (2) 12 142 898

Total deferred liabilities

1 400 718

0 (7)

Other long-term debt Payable to group companies

1 400 718

0

Total other long-term liabilities

Kortsiktig gjeld Leverandørgjeld Betalbar skatt Skyldige offentlige avgifter Avsatt til utbytte Annen kortsiktig gjeld

Current liabilities (14) (8)

399 246 3 685 611 100 928 2 500 000 857 185

(13) (14)

Sum kortsiktig gjeld Sum egenkapital og gjeld

469 384 (14) 5 273 014 (8) 43 080 3 500 000 783 739 (13) (14)

Suppliers Income taxes payable Employee withholding tax, social security, etc. Allocated to dividend Other accounts payable

7 542 970

10 069 217

Total current liabilities

23 228 093

24 770 594

Total shareholder’s equity and liabilities

10. mars 2010 / March 10, 2010

Å.K. Thomsen L. Stefani Administrerende direktør/ Managing Director M. Alvera’

30

S.G. Bore Styreformann/ Chairman

S. Goberti T. Widvey E. Strøm


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / KONTANTSTRØMANALYSE ANNUAL REPORT / STATEMENT OF CASH FLOW

Kontantstrømanalyse Statement of cash flow

(NOK 1 000) Per 31.12.

2009

2008

Likvider tilført fra virksomheten

At 31.12. Cash flow from operating activities

Ordinært resultat før skattekostnad

8 344 377

14 836 409

Avskrivninger

3 048 632

2 529 154

Depreciations

Utgifter til fjerning

(302 589)

(153 171)

Abandonment payments

226 288

194 975

0

57 924

56 216

3

Endring i tidselement fjerningsforpliktelse Utgiftsføring av tidligere års letebrønner (Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler Betalte skatter Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld Avsetning for pensjoner Netto likviditetsendring fra operasjonelle aktiviteter (A)

(7 685 197) (10 133 932) 213 745

(95 081)

2 617

(8 270)

3 904 089

7 228 011

Likvider tilført/brukt til investeringer Investeringer i varige driftsmidler Salg av varige driftsmidler (salgssum) Netto likviditetsendring fra investeringer (B)

Økning /(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap

Accretion discount Expensed prior years’ expl. well (Profit)/loss on tangible assets sold/retired Income taxes paid Change in current assets and current liabilities Accrued pensions Net cash flow operating activities (A) Cash flow from investing activities

(3 629 448) (3 103 498) 0

0

(3 629 448) (3 103 498)

Likvider tilført fra/brukt til finansiering (Økning)/nedgang finansielle anleggsmidler

Ordinary income before taxes

Investments in fixed assets Sales of fixed assets (sales value) Net cash flow from investing activities (B) Cash flow from financing activities

0

0

(Increase) /decrease long-term financial assets

1 400 718

0

Increase/(decrease) long-term credit facility associated company

Betalt aksjeutbytte

(3 500 000) (3 000 000)

Paid dividend

Netto likviditetsendring fra finansiering (C)

(2 099 282) (3 000 000)

Net cash flow from financing activities (C)

Netto endring i likviditetsbeholdning gjennom året (A+B+C)

(1 824 641)

1 124 513

Net cash change during the year (A+B+C)

2 066 045

941 532

241 404

2 066 045

Likviditetsbeholdning per 1. januar Likviditetsbeholdning per 31. desember

Cash as at January 1 Cash as at December 31

Selskapet har ubenyttede trekkrettigheter på NOK 3 600 millioner i Eni Coordination Center. The company has unused drawing rights with Eni Coordination Center of NOK 3 600 million.

32


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / REGNSKAPSPRINSIPPER ANNUAL REPORT / ACCOUNTING PRINCIPLES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / REGNSKAPSPRINSIPPER ANNUAL REPORT / ACCOUNTING PRINCIPLES

REGNSKAPSPRINSIPPER ACCOUNTING PRINCIPLES

Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998 og norsk god regnskapsskikk.

INNTEKTER

Salg av flytende petroleumsprodukter er bokført som inntekt i henhold til leveringsdato (risiko-overdragelse), og salg av gass er bokført som inntekt i henhold til leveringspunkt.

DELTAKELSE I FELLESKONTROLLERT VIRKSOMHET

Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner.

SKATTEKOSTNAD

Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar skatt for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning til gjeld vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive midlertidige forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert i regnskapet, og de verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert for skatteformål. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare tatt i betraktning i tilfeller hvor det kan sannsynliggjøres at fordelen vil bli realisert.

KOSTNADER TIL LETING OG FORSKNING OG UTVIKLING Letekostnader blir behandlet etter ”successful efforts”-metoden, med den enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet til letebrønner under arbeid blir balanseført, inntil det er gjennomført en evaluering av hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige letekostnader og forsknings- og utviklingskostnader kostnadsføres løpende.

UTBYGGINGSKOSTNADER

Direkte og indirekte kostnader i forbindelse med utbyggings­ prosjekter, kapitaliseres. Øvrige kostnader knyttet til produserende felt, kostnadsføres løpende.

AVSKRIVNINGER

Sokkelinstallasjoner avskrives, med unntak av rørledninger, etter produksjonsenhetsmetoden (forholdet mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare restreserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Rørledninger blir avskrevet lineært over konsesjonsperioden. Investeringer på land blir avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid.

AVSLUTNINGSKOSTNADER

Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging, vedlikehold og fjerning av installasjoner på kontinental­ sokkelen. Fjernings- og nedstengningskostnader er

34

The financial statement is reported in accordance with the Norwegian Accounting Act of 1998 and Norwegian General Accepted Accounting Principles.

REVENUE

Sales of liquid petroleum products are recorded as revenue according to the date of delivery (risk transfer to buyer) and sales of gas are recorded as revenue according to point of delivery.

PARTICIPATION IN JOINT VENTURES

Eni Norge AS reflects the Company's net share of income, costs, assets and liabilities in the balance sheet and income statement regarding interests in joint ventures.

INCOME TAXES

Income taxes include current payable taxes, adjustment of prior years’ payable taxes and deferred taxes. The deferred taxes are calculated using the full liability method, under which temporary timing differences between assets and liabilities in the financial statements are recognised against their tax basis. The earned uplift on incurred investment is fully taken into consideration when calculating the deferred taxes. Deferred tax assets are only recognised if it is highly probable that the asset will be realised.

EXPLORATION AND R&D COSTS

beregnet i samsvar med nåverdimetoden etter NRS 13 Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjernings­ utgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av for­pliktelsen i hele den økonomiske levetiden for drifts­ middelet. Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av forpliktelsen er justert i forhold til estimert tidspunkt for fjerning og nedstengning på feltet. Endringen i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen kostnadsføres årlig som en finanskostnad og øker balanseført fjerningsforpliktelse. Fjerningseiendelen avskrives i samsvar med produksjonsenhetsmetoden.

VALUTA

Pengeposter i utenlandsk valuta blir omregnet til norske kroner etter kurs ved årsslutt. Tilhørende valutatap og -gevinst er ført til utgift/inntekt i resultatregnskapet. Unntak vil være når de er sikret ved terminkontrakter; i disse tilfeller brukes kontraktpris.

LAGERBEHOLDNING

Materialer i operatørens lager er vurdert til det laveste av den virkelige verdi og den opprinnelige kostprisen. Forbruksvarer i varelageret er utgiftsført ved kjøp. (Selskapet har ikke lager av petroleumsprodukter slik de er definert i petroleums­ skatteloven.)

Exploration costs are treated in accordance with the successful effort method; each well making the basis for the evaluation. Costs related to exploration wells in progress are capitalized until the wells have been evaluated whether the discovery is commercial. Other exploration and R&D costs are expensed as incurred.

FOR MEGET UTTAK/FOR LITE UTTAK OG GASSLÅN

DEVELOPMENT EXPENDITURES

Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofisk-området, feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Norne, Urd og Åsgard samt Gassled, et interessentskap for gass­ transport. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i noter til regnskapet.

Direct and indirect expenditures relating to development projects are capitalised. Other costs related to fields in production are expensed as incurred.

DEPRECIATION

Offshore installations, except pipelines, are depreciated in accordance with the unit-of-production method (the ratio between annual production quantity and the total proved developed reserves, whereupon the reserves are updated quarterly). Pipelines are depreciated over the licence period, according to the straight-line method. Onshore assets are depreciated over the anticipated economical lifetime, according to the straight-line method.

For meget uttatt mengde av petroleumsprodukter verdsettes etter produksjonskostnad, mens for lite uttatt mengde verdsettes etter det som er lavest av produksjonskostnad og salgspris.

GEOGRAFISK OMRÅDE

PENSJONSFORPLIKTELSER

Pensjonskostnader blir beregnet i samsvar med IAS 19. Pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på forutsetninger om diskonterings­rente, fremtidig regulering av lønn, pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen.

ASSET RETIREMENT COSTS

Asset retirement costs are calculated in accordance to net present value method in NRS 13 Contingent liabilities and Contingent assets. The present value of the asset retirement costs is entered in the balance sheet as a part of the acquisition costs of the fixed assets and is depreciated as part of this. The provision corresponds to the present value of the asset retirement obligation in the total economical lifetime of the fixed asset. The discount rate used in the calculation of the net present value of the obligation is adjusted in accordance with the estimated time of removal and decommissioning at the fields. Changes in the time element (net present value) of the abandonment provision are expensed annually as a financial item and increase in the asset retirement obligation in the balance sheet. The asset retirement costs are depreciated based on the unit-of-production method.

FOREIGN CURRENCY

Financial items are valued at year-end exchange rates and the corresponding currency loss/gain is recorded in the profit and loss account. Exception is when these are hedged by foreign exchange contracts in which case the contract rate is used.

INVENTORIES

Materials in the operator's warehouse are valued at the lower of net realisable value and original cost. Consumable stocks are expensed as incurred. (The Company does not have inventories of petroleum products as defined by the petroleum taxation regulations.)

OVER/UNDERLIFTING AND GAS LOAN

Overlift of petroleum products is valued at production cost, while underlift is valued at the lower of production cost and sales value.

GEOGRAPHICAL AREA

The Company's major operating activity is related to its interest in the Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Norne, Urd and Åsgard, and the gas transportation joint venture Gassled. Geographical areas of investments and sales are specified in the notes to the financial statements.

PENSION LIABILITY

The pension costs are calculated in accordance with IAS 19. The pension costs and the pension liability are calculated according to the principle of linear accrual/earning based on estimated factors for the discount rate, future regulation of salary, pensions and contributions from social security, future earnings on the pension fund in addition to actuary premises concerning death rate, voluntary turnover of employees, etc.

35


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / REGNSKAPSPRINSIPPER ANNUAL REPORT / ACCOUNTING PRINCIPLES

Endringer i forpliktelsen og pensjonsmidlene som skyldes endringer i og avvik i beregningsforutsetningene (estimatendringer), fordeles over antatt gjennomsnittlig gjenværende opptjeningstid hvis avvikene ved årets begynnelse overstiger 10 prosent av det største av brutto pensjonsforpliktelse og pensjonsmidler. Planendringer som ikke er betinget av fremtidig ansettelse (vested), resultatføres umiddelbart. Endringer som er betinget av fremtidig ansettelse (non-vested), amortiseres lineært over tiden frem til ytelsen ikke lenger er betinget av fremtidig ansettelse. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag, lagt til grunn.

LEASINGFORPLIKTELSER

Leasingavtaler som ikke overfører det vesentligste av risiko og kontroll til leietaker, anses som operasjonell leasing. Selskapets leasingutgifter under operasjonell leasing, føres løpende over driften. Framtidige leasingforpliktelser fremgår av note 15.

AKSJER I ANDRE SELSKAP

Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.

FINANSPOSTER

Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging, balanseføres som en del av investeringen.

FORDRINGER OG GJELD

Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år, defineres som kortsiktig fordring/ gjeld.

KONTANTSTRØM

Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning omfatter kontanter og bankinnskudd.

The pension fund is evaluated according to actual value and is deducted from the net pension liability in the balance sheet at the balance sheet date. Changes in the liability and in the pension fund due to changes and variations in the premises of the calculation (changes of the estimates) are allocated according to estimated average funding provided the difference by the start of the year exceeds 10% of the greater of the gross pension liability and the pension fund. Changes in the defined benefit plan are allocated over the expected remaining funding period until the benefit becomes vested. To the extent that the defined benefit plan is already vested, changes in the defined benefit plan are recorded immediately. The pension accounting is based on linear profile of funding and expected salary at the time of the termination.

LEASING COMMITMENTS

Leasing agreements without transfer of material risk and control to the leaser are considered as operational leasing. The Company’s leasing expenses in operating leases are reflected as current operating costs. Future leasing liabilities are specified in note 15.

SHARES IN OTHER COMPANIES

Shares in other companies are valued at cost.

FINANCIAL ITEMS

Interest expenses related to material development projects are capitalised as a part of the investment.

ASSETS AND LIABILITIES

Assets and liabilities to be paid within one year are classified as short-term assets/ liabilities.

CASH FLOW

The statement of cash flow has been prepared in accordance with the indirect method as per the temporary Norwegian Accounting Standard. Cash consists of cash and bank deposits.

37


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

(NOK 1 000)

Noter Notes

2009

2008

Årets pensjonsopptjening

47 276

17 252

Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen

10 193

8 176

Avkastning på pensjonsmidlene

(9 866)

(8 525)

Årets pensjonskostnader

Amortisering av estimatavvik

1. I nntekter fra salg av olje, gass og NGL per aktivitetsområde og geografisk område (NOK 1 000)

EU

EU

Norway

Crude oil

8 526 156

0

769 550

5 035 617

6 466 529

Gas

4 266 067

769 550

5 035 617

6 466 529

259 996

1 603 993

1 895 654

NGL

1 343 997

259 996

1 603 993

1 895 654

1 029 546 15 165 766 20 998 571

Total

14 136 220

0

Gass

4 266 067

NGL

1 343 997

(NOK 1 000)

Total 2009

Arbeidsgiveravgift

8 526 156 12 636 388

8 526 156

14 136 220

1. Revenue from sale of oil, gas and NGL by area of activity and geographical area

Norge Totalt 2009 Totalt 2008

Råolje

Totalt

Netto pensjonskostnad før arbeidsgiveravgift

Total 2008

8 526 156 12 636 388

1 029 546 15 165 766 20 998 571

Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the Eni Group.

2. Salaries, pensions, and other personnel costs and remunerations own employees

2. Lønninger, pensjon og andre personalrelaterte kostnader og godtgjørelser egne ansatte

2 866

Estimerte brutto pensjonsforpliktelser

(290 337)

(268 573)

Estimert markedsverdi pensjonsmidler

176 471

142 037

(113 866)

(126 536)

114 303

129 614

437

3 078

Pensjonsmidler/- forpliktelse per 31.12.09

Balanseført netto forpliktelse per 31.12.

2009

2008

229 277

196 100

Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale utgifter utenlandsk personell)

42 738

33 284

Pensjonskostnader

60 664

Lønninger

Andre personalrelaterte kostnader Totalt

(NOK 1 000)

2009

2008

229 277

196 100

Social security tax (incl. pension and social charges for foreign personnel)

42 738

33 284

21 198

Pension cost

60 664

21 198

37 189

35 698

Other personnel related cost

369 868

286 280

Salaries

Total

37 189

35 698 286 280

Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt til KNOK 131 954 (KNOK 9 638 i 2008) og andelen belastet partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 103 594 (KNOK 82 412 i 2008).

Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 131 954 (KNOK 9 638 in 2008) and the portion charged to partners in operated joint ventures amounted to KNOK 103 594 (KNOK 82 412 in 2008).

Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i Vital. Selskapets pensjonsordning oppfyller kravene etter lov om obligatorisk tjenestepensjon. Pensjonsforsikringen gir rett til bestemte fremtidige pensjonsytelser. Selskapet har også tilleggspensjon som gjelder ansatte med høy lønn. Denne forpliktelsen er også dekket av Vital. Verdien av pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS 19. 156 ansatte og 8 pensjonister er med i pensjonsordningen.

Pension cost and pension fund/-obligations Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees with Vital. The pension scheme fulfils the requirements in the mandatory occupational pension act. The pension arrangement gives defined future benefits. The Company also has additional defined pension insurance for personnel in higher salary grades. This obligation is also covered through Vital. The value of the pension obligations is assessed according to IAS 19 by an Actuary. 156 employees and 8 pensioners are included in the scheme.

47 276

17 252

Interest expense

10 193

8 176

Return on pension

(9 866)

(8 525)

Amortisation of changes in estimates Net pension cost Social security Pension cost of the year

7 292

1 429

54 895

18 332

5 769

2 866

60 664

21 198

Estimated gross pension liabilities Estimated market value of pension fund

(290 337)

(268 573)

176 471

142 037

Estimated net pension liability Unrecognised estimate variances

(113 866)

(126 536)

114 303

Pension liability as of 31.12.

129 614

437

3 078

Specification of estimated market value of pension fund 142 037

132 709

Estimated pension fund 01.01.

142 037

132 709

Estimatavvik

(31 628)

(27 759)

Unrecognised loss/(gain)

(31 628)

(27 759)

56 856

29 075

56 856

29 075

Utbetalte pensjoner

(660)

(513)

Benefits paid

(660)

(513)

Avkastning på pensjonsmidlene

9 866

8 525

Return on pension

9 866

8 525

176 471

142 037

Estimert markedsverdi

Net contribution

Estimated market value of 176 471

142 037

Diskonteringsrente

4,4 %

3,8 %

Discount rate

4.4%

3.8%

Forventet avkastning

5,6 %

5,8 %

Expected return on plan assets

5.6%

5.8%

Lønnsøkning

4,3 %

4,0 %

Expected long-term salary increase

4.3%

4.0%

G-regulering

4,0 %

3,8 %

Expected long-term G increase

4.0%

3.8%

Regulering av løpende pensjon

4,0 %

3,8 %

Expected long-term pension escalation

4.0%

3.8%

Økonomiske forutsetninger

pension fund 31.12. Assumptions

Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 192 ansatte gjennom året, tilsvarende 191 årsverk.

The social security tax is included in the net pension fund. The economical assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions in NRS (V). Average number of employees during the year was 192, equivalent to 191 full time employees.

Godtgjørelse Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 4 358 (KNOK 3 201 i 2008). Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i Italia. Styret har fått en godtgjørelse på til sammen KNOK 303 for 2009, hvorav styreleder mottok KNOK 103. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser til administrerende direktør, styreformann eller andre nærstående parter. Selskapet har ingen sluttvederlagsforpliktelse for styreleder eller daglig leder. Selskapet har en bonusordning for alle ansatte, kalkulert i henhold til oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for ledende ansatte på KNOK 1 964. Forpliktelsen er beregnet med diskonteringsrate på 4,6 prosent i 3 år.

Remunerations

Honorar til PricewaterhouseCoopers for revisjon kostnadsført i 2009 beløp seg til KNOK 2 541 (KNOK 1 903 i 2008). Honorar for andre attestasjonstjenester utgjorde KNOK 57. Beløpene er eksklusive merverdiavgift. 38

Company service cost

Estimerte pensjonsmidler 01.01.

pensjonsmidler 31.12.

369 868

2008

Pension fund/liabilities as of 31.12.08

Spesifikasjon av estimert markedsverdi pensjonsmidler

Netto innbetalt (NOK 1 000)

1 429 18 332

21 198

Ikke regnskapsførte estimatavvik Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i Eni-konsernet.

7 292 54 895 5 769

Estimert netto pensjonsforpliktelse

2009

Pension cost of the year

60 664

Årets pensjonskostnad

(NOK 1 000)

The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 4 358 (KNOK 3 201 in 2008). The Managing Director takes part of a pension arrangement in the home company in Italy. Members of the Board received a remuneration of KNOK 303 for 2009, of which the Chairman of the Board received KNOK 103. No loans/guarantees have been given to the Managing Director, the Chairman of the Board, or other close parties. The company has no commitments with regard to severance to the Managing Director or the Chairman of the Board. The Company has a bonus scheme for all employees calculated according to achieved objectives. The company has an obligation related to stock options of KNOK 1 964 to managers. The obligation is calculated by a discount rate of 4.6% of 3 years. The fee to PricewaterhouseCoopers expensed in 2009 for audit services was KNOK 2 541 (KNOK 1 903 in 2008). Fees for other attestation services amounted to KNOK 57. The amounts are exclusive of VAT.

39


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

3. Production costs

3. Produksjonskostnader (NOK 1 000)

2009

Operatørenes driftskostnader

2009

2008

1 598 167

1 536 752

CO2 tax

108 970

104 551

(6 969)

Variation of over-/underlift

(32 023)

(6 969)

1 598 167

1 536 752

CO2-avgift

108 970

104 551

Endring i mer/mindre uttak

(32 023)

Forsikringer Andre driftskostnader Sum

(NOK 1 000)

2008

Operators’ operating costs

91 873

55 408

Operational insurance

91 873

55 408

288 979

132 723

Other operating costs

288 979

132 723

2 055 966

1 822 465

2 055 966

1 822 465

Total

4. V  arige driftsmidler/Property, plant and equipment (NOK 1 000)

Anskaffelsesverdi/Gross book value 31.12.08

Overføring/ Reclass

7 537

0

Forretningsbygg/Industrial buildings

Tilgang/ Additions 2009

Avgang/ Sales 2009

Akk. avskr./ Acc. depr. 31.12.09

Bokført verdi/ Net book value 31.12.09

Avskrevet/ Deprec. 2009

930

0

1 146

7 321

209

17 211 589

0

634 896

(36 031)

12 959 132

4 851 322

224 685

0

0

0

224 685

0

0

Norne

1 380 192

0

82 548

(351)

1 149 153

313 236

72 944

Heidrun

2 986 280

0

113 271

0

2 211 362

888 189

179 811

134 743

0

41

0

75 559

59 225

5 277

Dunkerque Terminal

10 494

0

104

0

5 088

5 510

448

Heidrun Gasseksport/Heidrun Gas Export

38 671

0

0

0

14 895

23 776

1 852

3 609 924

0

(11 772)

0

1 343 196

2 254 956

176 459

Mikkel

488 129

0

8 216

0

284 572

211 773

40 326

Åsgard

9 971 237

0

400 714

(5 255)

5 185 099

5 181 597

633 068

Kristin

2 193 629

0

49 386

(14 579)

1 197 841

1 030 595

213 303

621 003

0

4 441

0

317 532

307 912

43 288

Tyrihans

0

686 813

70 473

0

97 270

660 016

97 270

Yttergryta

0

163 043

14 040

0

110 598

66 485

110 598

38 870 576

849 856

1 366 358

(56 216)

25 175 982

15 854 592

2 982 282

Tommeliten

Haltenpipe

Gassled

Urd

Sum bore- og produksjonsanlegg/ Total well and production

1 407 638

Arbeid under utførelse/ Work in progress Ekofisk

34 990

0

220 879

0

0

255 869

0

Åsgard

4 053

0

77 012

0

0

81 065

0

Kristin

43 023

0

1 830

0

0

44 853

0

Norne

20 820

0

62 696

0

0

83 516

0

Tyrihans

686 813

(686 813)

108 518

0

0

108 518

0

Gassled

546

0

2 502

0

0

3 048

0

Yttergryta

163 043

(163 043)

0

0

0

0

0

Morvin

944 324

0

610 839

0

0

1 555 163

0

Marulk

1 244

0

3 156

0

0

4 400

0

306 807

837 818

502 200

0

0

1 646 825

0

2 205 663

(12 038)

1 589 632

0

0

3 783 257

0

Goliat Sum arbeid under utførelse/ Total work in progress Aktiverte letebrønner/-kostnader/ Capitalised expl. wells/-costs Inventar og utstyr/ Office furniture/equipment Sum/Total

2009

2008

Økning fjerningsestimat

(89 896)

1 509 649

Avskrivning av fjerningsestimat

659 264

260 285

419.5

Produksjon 2005

(50,5)

Production 2005

(50.5)

Endring 2005

26,6

Changes 2005

26.6

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.05

395,6

Proved developed reserves as at 31.12.05

395.6

Produksjon 2006

(51,2)

Production 2006

(51.2)

32,8

Changes 2006

32.8

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.06

377,2

Proved developed reserves as at 31.12.06

377.2

Produksjon 2007

(49,9)

Production 2007

(49.9)

Endring 2007

30,5

Changes 2007

30.5

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.07

357,8

Proved developed reserves as at 31.12.07

357.8

Produksjon 2008

(47,2)

Production 2008

(47.2)

Endring 2008

(6,4)

Changes 2008

(6.4)

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.08

304,2

Proved developed reserves as at 31.12.08

304.2

Produksjon 2009

(45,9)

Production 2009

(45.9)

Endring 2009

20,9

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.09

279,2

De påviste utbygde reserver, basert på Eni Norges egen evaluering basert på amerikanske ”Security and Exchange Commissions” (SEC) prinsipper, gjelder følgende olje- og gassfelt: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Tyrihans og Yttergryta. De totale påviste reserver pr. 31.12.09 er 434 millioner FOE.

Changes 2009

20.9

Proved developed reserves as at 31.12.09

279.2

The proved developed reserves, based on Eni Norge’s own evaluations based on U.S. Security and Exchange Commission’s (SEC) principles, include the following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Tyrihans and Yttergryta. The total proved reserves at 31.12.09 are 434 million BOE. Concession periods expire as follows:

Konsesjonsperiodene utløper som følger:

Year

År Ekofisk

PL 018/PL 018 B

2028

Ekofisk

PL 018/PL 018 B

2028

Heidrun

PL 095

2024

Heidrun

PL 095

2024

2025

Heidrun

PL 124

2025

PL 134B

2027

Heidrun

PL 124

Kristin

PL 134B

2027

Kristin

Mikkel

PL 092

2020

Mikkel

PL 092

2020

Mikkel

PL 121

2022

Mikkel

PL 121

2022

Norne

PL 128/PL 128 B

2026

Norne

PL 128/PL 128 B

2026

Urd

PL 128

2026

Urd

PL 128

2026

Åsgard

PL 062/PL 074/PL 094/

45 537

Åsgard

237 924

0

16 032

0

224 964

28 992

20 604 3 048 632

260 285

Proved developed reserves as at 31.12.04

1 350 249

21 024 411

659 264

419,5

143 793

25 545 885

Asset retirement cost depreciations

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.04

0

(56 216)

1 509 649

Million barrels of oil equivalents (million BOE).

566 600

3 539 552

2008

(89 896)

Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE).

(837 818)

0

2009

Increase in asset retirement cost

5. Proved developed reserves (Not audited by PwC)

1 765 260

43 086 960

(NOK 1 000)

5. Påviste utbygde reserver (Ikke revidert av PwC)

Endring 2006

Bore- og produksjonsanlegg/ Well and production equipment Ekofisk-området/Ekofisk area

(NOK 1 000)

PL 062/PL 074/PL 094/

PL 094 B/PL 134/PL 237

2027

Tyrihans

PL 073/PL 073 B/PL 091

2029

Yttergryta

PL 062

2027

PL 094 B/PL 134/PL 237

2027

Tyrihans

PL 073/PL 073 B/PL 091

2029

Yttergryta

PL 062

2027 2028

Gassled

Gassled

2028

Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger. /Specification of increase in asset retirement cost and depreciations. 40

41


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

6. E ndringer i status på letelisenser Lisens

Blokk

Operatør

Eni Norge andel

PL 514

6507/1, 2

Eni Norge

20,0 %

PL 516

6608/10

Statoil

11,5 %

PL 529

7016/2,7116/11

Eni Norge

40,0 %

PL 532

7219/9,7220/4,5,7,8

Statoil

30,0 %

PL 533

7219/12,7220/10

Eni Norge

40,0 %

Tildelinger/kjøp

Tilbakelevert/salg PL 229C

7122/9

Eni Norge

65,0 %

PL 259 (fra 01.01.2010)

6506/2,3,5

Eni Norge

70,0 %

PL 329

6607/1,2,4

Eni Norge

40,0 %

Forskning og utvikling Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var NOK 52 millioner (NOK 62 millioner i 2008).

6. C  hanges in exploration licences Licence

Eni Norge share

7. Finansielle poster

7. Financial items

Totale rentekostnader for 2009 utgjorde KNOK 63 930 (KNOK 178 966 i 2008). Rentekostnader KNOK 26 661 er kapitalisert. Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK 46 186 (KNOK 144 793 i 2008).

Total interest expense for 2009 amounted to KNOK 63 930 (KNOK 178 966 in 2008). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 26 661. Interest expense charged by group companies was KNOK 46 186 (KNOK 144 793 in 2008).

Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 993.

Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 993.

Valutaterminkontrakter

Forward currency contracts

Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK. Netto urealisert valutagevinst på KNOK 1 244 pr. 31.12.09 (KNOK 16 005 i 2008) er inntektsført i resultatregnskapet.

Forward currency contracts are used to reduce the currency exposure of the value of short-term foreign exchange denominated receipts and payments to NOK. Net unrealised exchange gain KNOK 1 244 as of 31.12.09 (KNOK 16 005 in 2008) has been entered as income in the income statement.

Utestående valutaterminkontrakter pr. 31.12.09.

Forward currency contracts entered into as at 31.12.09.

(NOK 1 000) Solgt valuta/ Sold currency

Beløp/ Amount

Motverdi/Counter value (KNOK)

Kjøpt valuta/ Purchased currency

Kontraktert verdi/ Contract value

Gj.snittlig terminkurs/ Average rate

Forfall/ Due

KUSD

193525

1 114 992

KNOK

1 119293

5,7837

Jan./Feb. 2010

KEUR

37 673

312 686

KNOK

313 997

8,3348

Jan. 2010

KGBP

1 109

10 361

KNOK

10 208

9,2047

Jan. 2010

Beløp/ Amount

Motverdi/Counter value (KNOK)

Solgt valuta/ Sold currency

Kontraktert verdi/ Contract value

Gj.snittlig terminkurs/ Average rate

Forfall/ Due

Block

Operator

PL 514

6507/1, 2

Eni Norge

20.0%

PL 516

6608/10

Statoil

11.5%

Kjøpt valuta/ Purchased currency

PL 529

7016/2,7116/11

Eni Norge

40.0%

KUSD

1 300

7 490

KNOK

7 511

5,7777

Jan. 2010

PL 532

7219/9,7220/4,5,7,8

Statoil

30.0%

KEUR

9 300

77 190

KNOK

80 548

8,6611

Jan./Mar. 2010

PL 533

7219/12,7220/10

Eni Norge

40.0%

KGBP

108

1 012

KNOK

1 000

9,2593

Jan. 2010

PL 229C

7122/9

Eni Norge

65.0%

PL 259 (from 01.01.2010)

6506/2,3,5

Eni Norge

70.0%

PL 329

6607/1,2,4

Eni Norge

40.0%

Awards/acquisitions

Relinquished/sale

Research and Development The Company participates in several R&D projects with other oil companies. Total R&D costs coordinated by Eni Norge reached NOK 52 million (NOK 62 million in 2008).

Langsiktig gjeld

Long-term debt

Selskapet har en langsiktig multivalutalånekontrakt med Eni Coordination Center. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen utløper i 2012.

The Company has a long-term multi currency credit facility with Eni Coordination Center. The debt is repaid currently with surplus cash that is not required for the Company’s operating activities. The contract expires in 2012.

Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en margin på trekkdagen.

Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on the draw down date.

(NOK 1 000)

42

2009

2008

Realisert

(7 218)

(13 149)

(NOK 1 000) Realised

2009

2008

(7 218)

(13 149)

Urealisert

(16 971)

(12 225)

Unrealised

(16 971)

(12 225)

Sum

(24 189)

(25 374)

Total

(24 189)

(25 374)

43


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

8. Skattekostnad

8. Income taxes

Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skattemyndighetene når de oppstår. Når skattesaken er begrenset til tidspunktet for skattemessig fradrag/ inntektsførsel, vil det bli registrert tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld.

Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed. A corresponding tax asset/liability will be booked when the tax issues are related to timing of expense/income for tax purposes.

(NOK 1 000) Skattegrunnlag:

9. Aksjer i andre selskap/Shares in other companies (NOK 1 000)

31.12.08 Basis for taxes:

NOK

10 085

1 526

658

100

6 576

6,52 %

NOK

58 247

2 424

3 885

100

38 845

6,669 %

21 127

600

600

1 000

600

0,66 %

4 550

5 143

Tjeldbergodden Utvikling AS NOK

Marginal skattesats (78 %)

6 508 614

11 572 399 Marginal tax rate (78%)

Sum/Total

Tax effect of: 73 264

(160 222) - Permanent and other differences

- Opptjent friinntekt

(457 720)

- Justering tidligere år

(137 818)

Årets skattekostnad

5 986 340

11 079 807 This year’s tax cost

Betalbar skatt

6 235 611

11 243 014 Payable tax

Tidligere års skatt

(137 858)

Utsatt skatt

(111 453)

Spesifikasjon årets skattekostnad

Årets skattekostnad

Permanente forskjeller Endring i midlertidige forskjeller

(395 049) - Earned uplift

40

61 845 Previous years’ taxes (225 885) Deferred tax 833 Taxes paid to Great Britain

5 986 340

11 079 807 This years tax cost

8 344 377

14 836 409 Income before taxes

Payable tax as of 31.12.08 229 177 55 563

Anvendelse fremførbart underskudd

(44 156) Permanent difference 265 244 Change in timing differences 0 Use of tax loss carry forward

Grunnlag for 28 % inntektsskatt

8 629 117

28 % inntektsskatt

2 416 153

4 216 099 28% income tax

Friinntekt

(790 019)

(750 789) Uplift

Landinntekt

(200 182)

(252 879) Onshore income

Grunnlag for 50 % særskatt

7 638 916

50 % særskatt

3 819 458

Betalbar skatt på resultat

6 235 611

Terminbetaling av beregnet skatt

(2 550 000)

Skatt tidligere år +/(-) Sum betalbar skatt i balansen

10. Spesifikasjon av andre fordringer

10. Specification of other accounts receivable

62 679 - Previous years’ adjustment (NOK 1 000)

2009

2008

160 906

122 506

1 645

2 386

137 908

202 383

15 057 497 Base for 28% income tax

14 053 829 Base for 50% special tax 7 026 915 50% special tax 11 243 014 Payable tax on the result (5 970 000) Tax installment of payable tax

Netto mindreuttak av hydrokarboner Ansatte Forskuddsbetalte utgifter Annet

13 064

25 390

Totalt

313 523

352 665

3 685 611

5 273 014 Sum payable tax at year-end

12 301 826

12 300 953 Properties, plant and equipment

Fjerning/miljøkostnader

(2 599 902)

(2 274 318) Decommissioning/environmental

Annet

Fremførbar og fremtidig friinntekt

0

160 906

122 506

Employees Prepaid expenses Other Total

1 645

2 386

137 908

202 383

13 064

25 390

313 523

352 665

11. C  urrent assets

11.1 Omløpsmidler konsernselskap

11.1 Current assets group companies

(NOK 1 000) Kunder Andre fordringer Pengeplasseringer Bankinnskudd Totalt

2009

2008

1 194 794

794 021

6 615

19 988

165 011 2 042 344 13 962

10 424

1 380 382

2 866 777

(NOK 1 000) Customers

2009

2008

1 194 794

794 021

6 615

19 988

Other accounts receivable Short-term deposits

165 011 2 042 344

Bank deposits Total

Alle fordringer forfaller innen 1 år.

All receivables are due within 1 year.

11.2 Bundne omløpsmidler

11.2 R  estricted cash

13 962

10 424

1 380 382

2 866 777

KNOK 43 946 of cash and bank regards employee withholding taxes.

3 078 (48 778) 9 656 224 (1 093 450)

12. E ndring i egenkapitalen

0 Spare parts (5 192) Pension liability (99 975) Other 9 921 468 Basis for deferred ordinary taxes (1 054 141) Uplift carry forward and future uplift

Landaktivitet

(104 076)

(105 395) Onshore activity

Grunnlag utsatt særskatt

8 458 698

8 761 932 Basis for deferred special taxes

Inntektsskatt 28 %

2 703 743

2 778 011 Ordinary tax 28%

Særskatt 50 %

4 229 349

4 380 966 Special tax 50%

Utsatt skattegjeld

6 933 092

7 158 977 Deferred tax liabilities

44

Net underlift of hydrocarbons

Temporary timing differences as of 31.12.

Anleggsmidler

Grunnlag for utsatt selsk.skatt

2008

0 Tax previous years +/(-)

Midlertidige forskjeller per 31.12.

Pensjonsforpliktelser

2009

11. Omløpsmidler

KNOK 43 946 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk.

Reservedelslager

(NOK 1 000)

Specification of the year’s tax cost

Betalbar skatt per 31.12.08 Resultat før skattekostnad

Eierinteresse/ Ownership interest

Norsea Gas A/S 14 836 409 Income before taxes

Skatteeffekt av:

Pålydende/ Pålydende per aksje/ Antall aksjer/ Nominal Nominal value Number of shares value each share

Norpipe Oil AS

8 344 377

Skatter betalt til Storbritannia

Bokført verdi/ Book value

(NOK 1 000) 31.12.09

Resultat før skattekostnad

- Permanente og andre forskjeller

Aksjekapital/ Share capital

12. C  hange in shareholder’s equity Aksjekapital

Annen egenkapital

278 000

2 280 479

Net equity as of 31.12.08

2 358 037

Net income

(NOK 1 000) Egenkapital pr. 31.12.08

Retained earnings

278 000

2 280 479

(NOK 1 000)

Årsresultat Avsatt til utbytte Sluttbalanse 31. desember 2009

Share capital

(2 500 000) 278 000

2 138 516

Selskapskapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2009 og består av 278 000 aksjer til pari kurs NOK 1 000. Alle aksjene har samme rettigheter og eies av Eni International B.V., Holland.

2 358 037

Allocated to dividend Closing balance December 31, 2009

(2 500 000) 278 000

2 138 516

The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2009 and consists of 278 000 shares at par value NOK 1 000. All shares have the same rights and are owned by Eni International B.V., Holland.

45


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / NOTER ANNUAL REPORT / NOTES

13. Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld (NOK 1 000)

15.3 Andre forpliktelser

13. Specification of other accounts payable

2009

2008

2009

2008

Partnere i samarbeidsprosjekter

703 287

648 833

Partners in joint ventures

703 287

648 833

Netto meruttak av hydrokarboner

122 512

116 135

Net overlift of hydrocarbons

122 512

116 135

16 581

15 590

16 581

15 590

Ansatte Annen gjeld Totalt

14 805

3 181

857 185

783 739

14. Kortsiktig gjeld konsernselskap (NOK 1 000) Leverandører Annen gjeld Totalt

(NOK 1 000)

Employees Other accounts payable Total

14 805

3 181

857 185

783 739

14. Current liabilities group companies 2009

2008

52 856

57 227

5 370

3 983

58 226

61 210

(NOK 1 000) Suppliers Other accounts payable Total

15. Forpliktelser

15. Contingent liabilities

15.1 Boreforpliktelser

15.1 Drilling commitments

I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2009 utgjør 5 brønner med en forventet kostnad på KNOK 543 000.

2009

2008

52 856

57 227

5 370

3 983

58 226

61 210

The Company together with the licence partners has an obligation to participate in drilling wells according to the licence agreements. Remaining drilling commitments at December 31, 2009 are 5 wells, with an estimated cost of KNOK 543 000.

Under avtaler med rørlednings- og foredlingsselskaper har Eni Norge AS mulige forpliktelser idet disse selskaper kan innkalle midler for fremtidig transport og foredling av flytende petroleum og gass som leveres av Eni Norge AS til disse selskapene. I forbindelse med utbyggingen av Goliat har selskapet inngått pr. 31.12.2009 kontrakter som beløper seg til KNOK 3 593 890 selskapets andel. Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for å sikre planlagte aktiviteter de neste fem årene. Det er også inngått en 10-årsavtale om leie av kontorbygg fra 2007, med rett til forlengelse av leieperioden. Eni Norge AS har som partner i Ekofisk-lisensen en leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet frem til 2020. I tillegg har selskapet som partner i felt under utbygging og drift, leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy med varighet fram til 2013. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS beløper seg til KNOK 8 494 869.

Leieavtaler/Leasing commitments

16. Konsernregnskap 15.2 Avslutningspliktelser

15.2 Asset retirement obligation

Total kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet til KNOK 5 046 687 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette estimatet er på KNOK 7 399 525. Kostnadsført tidselement for fjerningskostnader i 2009 er på KNOK 226 288. Estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning er fra 2010 til 2029. Diskonteringsrente for beregning av nåverdi er fra 2,9 % til 5,4 % i forhold til estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for beregningen varierer fra 1,8 % til 2,5 % innen beregningsperioden.

Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to be KNOK 5 046 687. Nominal value of the estimate is KNOK 7 399 525. Expensed accretion discount in 2010 is KNOK 226 288. Estimated time for the abandonment is from 2010 to 2029. The discount rate used varies from 2.9 % to 5.4 % dependent on the estimated time of removal and decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation varies from 1.8% to 2.5% within the calculation period.

Etter betingelsene som er stilt for de utvinningstillatelser selskapet deltar i på den norske kontinentalsokkelen, kan staten overta de faste anlegg uten godtgjørelse når tillatelsen utløper eller produksjonen opphører. Hvis denne retten ikke utøves av staten, kan departementet kreve at installasjonene fjernes av rettighetshaverne. Det knytter seg stor usikkerhet til størrelsen på fjerningskostnadene og når installasjonene vil bli fjernet.

46

Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on the Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the permanent installations free of charge when production terminates or when the licence period expires. If the State does not exercise this right, the Ministry may require that the owners shall remove the installations. There is a high degree of uncertainty regarding the extent of the abandonment costs and the timing in the removal of the installations.

15.3 Other commitments

Eni Norge AS has contingent liabilities in respect of agreements with pipeline and processing companies, whereby it may be required to provide such companies with additional funds against future transportation and processing of petroleum liquids and natural gas delivered by Eni Norge AS to these companies. In connection with the development of Goliat, the company has per 31.12.2009 entered contracts amounting to KNOK 3 593 890 company’s share. Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and helicopter to secure planned activities over the next five years. Eni Norge AS has entered into a 10-year leasing agreement of the office building from 2007, with a right to extend the lease period. As partner in the Ekofisk-license Eni Norge AS has a leasing agreement for the offices and base in Tananger with duration till 2020. In addition, as a partner in the fields under development and operation the Company has leasing agreements for drilling rigs, helicopter, storage vessel and other vessels with a duration till 2013. Total future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK 8 494 869.

2010

2011

2012

2013

2014

<2015

1 090 464

1 761 965

1 589 388

1 430 662

1 394 143

1 228 247

Konsolidert regnskap for Eni-gruppen kan hentes på internettadressen: www.eni.com

16. Consolidated financial statements

Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at the internet address: www.eni.com

47


E N I N O R G E Å r s r app or t / REVI SJON S BERET NING annual re por t / AUDITOR’S REPORT

E N I N O R G E År sr a p port / R E V ISJ O NSB E R ET N I N G annu a l re por t / AU D I TO R ’ S R E PO R T

REVISJONSBERETNING AUDITOR’S REPORT

48

49


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS ENGASJEMENT PÅ SOKKELEN ANNUAL REPORT / COMPANY’S ENGAGEMENT ON THE SHELF

Utvinningstillatelser Licenses

SELSKAPETS ENGASJEMENT PÅ SOKKELEN COMPANY’S ENGAGEMENT ON THE SHELF Barentshavet / Barents Sea Salina 40 % Nucula 30 % Goliat 65 % Lunde 40 % Bønna 40 %

Norskehavet / Norwegian Sea Åsgard 14,82 Haltenbanken Vest Unit 8,2478 Mikkel 14,9 Norne 6,9 Urd 11,5 Heidrun 5,11937 Marulk 20 Viktoria 30 Morvin 30 Yttergryta 9,8 Trestakk 7,9 Tyrihans 6,22966

Nordsjøen / North Sea Afrodite 45 % Ekofisk 12,388 % Eldfisk 12,388 % Embla 12,388 % Tor 10,81656 % Tommeliten Alfa 9,13 %

Utvinningstillatelser PL No.

Hammerfest

% % % % % % % % % % % %

Stavanger

Tildelt Awarded

Blokker/felt Blocks/fields

Eni Norge (%)

Operatør Operator

018

1965

2/4, 2/7, 7/11

12,388

ConocoPhillips

018B

1995

1/6

12,388

ConocoPhillips

13,120

044

1976

1/9

062

1981

6507/11

9,800

ConocoPhillips Statoil

073

1982

6407/1

5,800

Statoil

073B

2004

6406/3

7,900

Statoil

074

1982

6407/2

29,400

Statoil

074B

2008

6407/2

29,400

Statoil

091

1984

6406/3

7,900

Statoil

092

1984

6407/6

14,900

Statoil

094

1984

6506/12

19,600

Statoil

094B

2002

6406/3

14,820

Statoil

095

1984

6507/7

5,000

121

1986

6407/5

14,900

ConocoPhillips Statoil

122

1986

6507/2

20,000

Eni Norge

122B

2002

6507/3

20,000

Eni Norge

122C

2004

6607/12

20,000

Eni Norge

122D

2006

6607/11

20,000

Eni Norge

124

1986

6507/8

10,000

Statoil

128

1986

6608/10, 11

11,500

Statoil

128B

1998

6508/1

134

1987

6506/11

6,900

Statoil

30,000

Statoil

134B

2000

6506/11

30,000

Statoil

134C

2006

6506/11

30,000

Statoil

145

1988

2/7 (part)

20,000

ConocoPhillips

201

1993

7018/3, 7019/1

66,670

Eni Norge

211

1996

6506/6, 6507/4

30,000

TOTAL

211B

1996

6506/9, 6507/7

30,000

TOTAL

219

1996

6710/6

50,000

Statoil

220

1996

6710/10

15,000

Statoil

226-227

1997

Area C

31,000

Statoil

229

1997

7122/7, 8, 9, 10, 7123/7

65,000

Eni Norge

229B

2007

7122/10,11

65,000

Eni Norge

237

1998

6407/3

14,820

Statoil

263C

2008

6507/11

264

2000

6706/5, 6, 6707/4

9,800 40,000

Statoil Eni Norge

275

2002

2/4 (part)

12,388

ConocoPhillips

293

2003

34/12, 35/7, 10

45,000

Eni Norge

312

2003

6407/3, 6

17,000

Statoil

312B

2010

6407/5

17,000

Statoil

323

2004

6406/7, 8

20,000

TOTAL

393

2006

7124/6, 7125/4, 5

30,000

Statoil

473

2008

6407/2, 5

29,400

Statoil

479

2008

6506/9, 12

19,600

Statoil

489

2008

7120/11, 12

40,000

Eni Norge

514

2009

6507/1, 2

20,000

Eni Norge

516

2009

6608/10

11,500

Statoil

529

2009

7016/2, 7116/11

40,000

Eni Norge

532

2009

7219/9, 7220/4, 5, 7, 8

30,000

Statoil

533

2009

7219/12, 7220/10

40,000

Eni Norge 51


ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS ENGASJEMENT PÅ SOKKELEN ANNUAL REPORT / COMPANY’S ENGAGEMENT ON THE SHELF Norne

Åsgard Mikkel Yttergryta Tyrihans

ENI NORGE ÅRSRAPPORT / SELSKAPETS ENGASJEMENT PÅ SOKKELEN ANNUAL REPORT / COMPANY’S ENGAGEMENT ON THE SHELF

Urd

Heidrun

Kristin

Tjeldbergodden Nyhamna

Kollsnes

Kårstø

St. Fergus

Felt i produksjon Fields in production Felt Fields

Utvinningstillatelse Production License

Eni Norge (%)

Operatør Operator

Tor Unit

PL 006, PL 018

10,81656

ConocoPhillips

Ekofisk

PL 018

12,388

ConocoPhillips

Eldfisk

PL 018

12,388

ConocoPhillips

Embla

PL 018

12,388

ConocoPhillips

Åsgard Unit

PL 062, PL 074, PL 094, PL 094B, PL 134, PL 237

14,820

Statoil

Mikkel Unit

PL 092, PL 121

14,900

Statoil

Heidrun Unit

PL 095, PL 124

5,11937

Statoil

Norne

PL 128,128B

6,900

Statoil

Urd

PL 128

11,500

Statoil

Kristin

PL134B, PL 199, PL 257 Haltenbanken West Unit

8,2478

Statoil

Yttergryta

PL 062, PL 263C

9,800

Statoil

Tyrihans

PL 073, PL 073C, PL09

6,22966

Statoil

Vedtatt utbygd eller funn under vurdering Developed or discoveries in evaluation

Ekofisk Eldfisk Embla Tor Teesside

Easington

Felt Fields

Utvinningstillatelse Production License

Eni Norge (%)

Operatør Operator

Tommeliten A

PL 044

9,130

ConocoPhillips

Trestakk

PL 091, PL 091B

7,900

Statoil

Marulk

PL 122, PL 122B, PL 122C, PL122D

20,000

Eni Norge

Morvin

PL 134B

30,000

Statoil

Victoria

211, 211B

30,000

TOTAL

Goliat

PL 229, PL 229B, PL 229C

65,000

Eni Norge

Afrodite

293

45,000

Eni Norge

Nucula

393

30,000

Statoil

Alke

489

40,000

Eni Norge

Eni Norge (%)

Operatør Operator

Dornum Emden

Zeebrügge Dunkerque

Rørledninger Pipelines Gassled-rørledninger / Gassled pipelines

1,525

Gassco

Haltenpipe

5,000

Gassco

Heidrun Gasseksport / Heidrun Gas Export

5,120

Statoil

Norpipe Oljerørledning / Norpipe Oil Pipeline

6,520

ConocoPhillips

53


E N I N O R G E Å r s r app or t / ENI S. P.A. a nnual report / E ni s.p.a.

ENI S.P.A. ENI S.P.A.

Sammen med direkte og indirekte kontrollerte selskap er Eni S.p.A. (Eni) et av verdens største integrerte energiselskap. Selskapet har en ledende posisjon innen leting etter og produksjon av olje og gass, kjøp, transport og distribusjon av naturgass, raffinering og distribusjon av oljeprodukter, produksjon av elkraft, petrokjemisk industri og ingeniørvirksomhet og service. Eni ble etablert i 1953 som et statlig selskap og ble i 1992 gjort om til et aksjeselskap. Som børsnotert i Italia og New York siden 1995, er Eni Italias største selskap med hensyn til kapitalisert verdi og et av verdens ledende energiselskap. Eni hadde i 2009 en omsetning på EUR 83 227 millioner og en netto fortjeneste på EUR 5,2 milliarder. Ved årsslutt hadde Eni 78 400 ansatte. I dag har Eni aktiviteter i 77 land, på alle kontinent. Gjennom Exploration & Production-divisjonen driver Eni leting etter og produksjon av hydrokarboner i Italia, Nord- og Vest-Afrika, Nordsjøen, Mexicogolfen, Alaska, Latin-Amerika, Australia, Midtøsten, Fjerne Østen og Kaspihavet. Gjennomsnittlig daglig produksjon i 2009 var 1,769 millioner FOE, og ved årsslutt var reservene på 6,571 milliarder FOE.

Eni S.p.A. (Eni), together with directly or indirectly controlled companies, is one of the most important integrated energy companies in the world, operating in the oil and gas, power generation, petrochemicals, oilfield services and engineering industries. Eni was established in 1953 as a state run company and was transformed into a joint-stock company in 1992. Quoted in Italy and on the New York Stock Exchange since 1995, Eni is, in terms of market capitalisation, Italy’s largest company and one of the world’s leading energy companies. The 2009 consolidated financial statements of Eni show a turnover of EUR 83 227 billion and a net profit of EUR 5.2 billion. At year-end Eni had 78 400 employees. Today Eni operates in 77 countries, in all continents. Through its Exploration & Production Division Eni conducts activities in Italy, North and West Africa, the North Sea, the Gulf of Mexico,Alaska, Latin America, Australia, Middle and Far East, and the Caspian Sea. In 2009 average daily hydrocarbon production was 1 769 thousand BOE and at year-end hydrocarbon reserves were 6 571 million BOE.

Gas & Power-divisjonen er ansvarlig for naturgass- og elkraft-aktivitetene. Gassalget i 2009 var 103,72 milliarder Sm3. Elsalget i 2009 var på 33,96 TWh.

Gas & Power Division is entrusted with managing natural gas and electricity generation activities. In 2009 Eni’s natural gas sales totalled 103.72 billion Sm³ and electricity sales were 33.96 TWh.

Refining & Marketing-divisjonen forestår raffinering og markedsføring av oljeprodukter, hovedsakelig i Italia, hvor selskapet er den ledende operatøren, og i Europa. Salget i 2009 var på totalt 45,59 millioner tonn.

Refining & Marketing Division is engaged in activities primarily in Italy, where the company is the leading operator, and in Europe. In 2009 sales of refined products totalled 45.59 million tons.

Enis petrokjemiske industri drives gjennom Polimeri Europa med olefiner og aromatiske forbindelser, klorderivater, polystyrener og elastomerer og er en av Europas ledende produsenter av polyetylen. Eni solgte 4,265 millioner tonn petrokjemiske produkter i 2009.

In the petrochemical industry Eni, through Polimeri Europa, operates in olefins and aromatics, polystyrenes, and elastomers and is one of the major European polyethylene producers. In 2009 Eni sold 4.265 million tons of petrochemical products.

Enis service- og ingeniørselskap Saipem er spesialist innen undervannsrørlegging, installasjon av plattformer, utforming og konstruksjon av anlegg for energi og kjemisk industri.

In the services and engineering sector Eni, through Saipem, is specialised in laying subsea pipelines, installing platforms, and design and construction for the energy and chemical industries.

For ytterligere informasjon, se www.eni.com

For further information, please see more on www.eni.com

54


Foto: Øyvind Haug og News on Request / Photos: Øyvind Haug and News on Request

Vestre Svanholmen 12, NO-4313 SANDNES P.O. Box 101 Forus, NO-4064 STAVANGER Telephone: +47 52 87 48 00 - Telefax: +47 52 87 49 30 www.eninorge.no


Eni norge arsrapport 2009