Issuu on Google+

Ă…rsrapport Annual Report 2012


Innhold

Contents

Ledelse og styret 4 Administrerende direktørs kommentarer 5 Årsberetning 2012 6 Selskapets aktiviteter 7 Organisasjon og HR 14 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 16 Finansielle forhold 20 Resultatregnskap 22 Balanse 24 Kontantstrømanalyse 26 Regnskapsprinsipper 28 Noter til årsregnskapet 32 Revisjonsberetning 42 Selskapets engasjement på sokkelen 46

Management and Board of Directors Managing Director’s Comments Annual Report 2012 Company Activities Organisation and Human Resources Health, Safety, Environment and Quality Financial Aspects Statement of Income Balance Sheet Statement of Cash Flow Accounting Principles Notes to the Financial Statement Auditor’s Report Company’s Engagement on the Shelf

4 5 6 7 14 16 20 22 24 26 28 32 44 46


Eni Norge årsrapport / Ledelse og styret

Annual Report / Management and Board Of Directors

Ledelse og styret – Management and Board of Directors

Ledelse / Management

Styret / Board of Directors

Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director

F. Magnani Styreleder / Chairman

Liv Nielsen Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q

E. Cingolani Styremedlem / Director

Arild Glæserud Lisens / Licence

L. Bertelli Styremedlem / Director

Aksel Luhr Juridisk / Legal

A. Forzoni Styremedlem / Director

Gabriele Fuggini Finans / Control and Finance

T. Widvey Styremedlem / Director

Odd Vårdal Utvikling og teknologi/ Development & Technology

T. Reinskau Ansattes representant / Elected by the employees

Nils Tveit Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation

T. B. Tangvald Ansattes representant / Elected by the employees

Tone Reinskau Performance monitoring

O. Vårdal Ansattes representant / Elected by the employees

Raffaele Chiandet Goliat-prosjektet/ Goliat Development Project Salvatorre Giammetti Leting/ Exploration Franco Picciani Drift / Operations Maurizio Guerreschi Kontrakt og anskaffelser / Contracts and Procurement Andreas Wulff Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt / External Communication

4


Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer

Annual Report / Managing Director’s Comments

Administrerende direktørs kommentarer – Managing Director’s Comments

Eni Norge leverte i 2012 et rekordhøyt årsresultat på NOK 5 042 millioner sammenlignet med NOK 4 495 millioner i 2011. Dette skyldes både høye oljepriser og stabil produksjon, og viser samtidig at selskapet lykkes i sine vekstambisjoner. Eni Norge opprettholder et høyt aktivitetsnivå og var engasjert i fire viktige boreoperasjoner i Barentshavet i året som gikk. Det betydelige Johan Castberg-funnet, hvor Eni Norge har en eierandel på 30 prosent, styrker selskapets posisjon i Barentshavet. Eni Norge boret ytterligere tre letebrønner, hvorav to resulterte i funn og ett er under evaluering. Oppstarten av Marulkfeltet i Norskehavet markerte en viktig milepæl i Eni Norges historie. Feltet kom i produksjon 2. april 2012 i henhold til plan og budsjett, og er det første Eni Norge-opererte feltet på norsk sokkel. De nye funnene – med Johan Castberg i spissen – konsoliderer Eni Norges langsiktige strategi i Barentshavet, hvor selskapet har vært en ledende aktør siden 1990-tallet. Med Goliat og Johan Castberg i porteføljen har Eni Norge nå et langsiktig perspektiv på aktivitetene i Barentshavet. Det medfører i tillegg en betydelig økning i selskapets portefølje på sokkelen, og gir et solid fotfeste i en tidlig fase i denne svært lovende petroleumsregionen. Utbyggingen av Goliat, som blir det første oljefeltet som kommer i drift i Barentshavet, nådde samtidig viktige milepæler i året som gikk. Blant annet ble det utført avgjørende installasjonsarbeid offshore og beredskapsfartøy Esvagt Aurora ble overlevert. I tillegg startet boringen av den første av totalt 22 produksjonsbrønner. Goliat er et pionerprosjekt i Barentshavet. Byggingen av Goliat-plattformen kjennetegnes av unike teknologiske utfordringer og løsninger, og resultatet vil bli en produksjonsinnretning spesialdesignet for arktiske forhold. Selskapet har i 2012 fortsatt oppbyggingen av oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Det er lagt stor vekt på å utvikle den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Det er verdt å merke seg at Konsekvensutredningen for Barentshavet sørøst omtaler beredskapsløsningen for Goliat som beste praksis for kyst- og strandsoneberedskap på norsk sokkel per i dag. Eni Norge ønsker å stimulere norsk og særlig nordnorsk næringsliv. Dette skjer blant annet ved å dele opp kontraktene knyttet til drift og vedlikehold av Goliat i mindre enheter, stille krav om lokal tilstedeværelse og oppfordre til industriallianser. Når det gjelder kontrakter knyttet til utbyggingsfasen er norske leverandører tildelt kontrakter for mer enn 60 prosent av investeringene.

In 2012, Eni Norge presented a record annual profit of NOK 5 042 million, compared with NOK 4 495 million in 2011. This was the result of both high crude oil prices and stable production, and also demonstrates that the Company’s growth ambitions have been successful. Eni Norge maintains a high level of activity and was involved in four important drilling operations in the Barents Sea in the past year. The significant Johan Castberg discovery, in which Eni Norge has a 30 per cent stake, has reinforced the Company’s position in the Barents Sea. Eni Norge drilled a further three exploration wells, two of which resulted in discoveries, while the third is in the process of evaluation. The start-up of the Marulk field in the Norwegian Sea marked an important milestone in Eni Norge’s history. Production commenced at the field on 2 April 2012, in accordance with the plan and budget, and this is the first field to be operated by Eni Norge on the Norwegian shelf. The new discoveries – with Johan Castberg in the forefront – consolidate Eni Norge’s long-term strategy in the Barents Sea, where the Company has been a leading participant since the 1990s. With Goliat and Johan Castberg in its portfolio, Eni Norge has a long-term perspective for its activities in the Barents Sea. This also entails a significant growth in the Company’s portfolio on the northern shelf and provides a solid foothold at an early stage in this highly promising petroleum exploration region. The development of Goliat, which will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea, also reached important milestones. Among other things, crucial installation work was carried out offshore, and we took delivery of the standby safety vessel Esvagt Aurora. Drilling also commenced on the first of in all 22 production wells. Goliat is a pioneer project in the Barents Sea. The construction of the Goliat FPSO is characterized by unique technological challenges and achievements, and will result in a floating platform specially designed for Arctic conditions. In 2012 the Company has continued to build up an oil spill contingency apparatus for its petroleum operations in the Barents Sea. Major focus has been directed towards developing our coastal oil spill contingency strategy, and new contingency concepts have been developed for application in coastal areas and along shorelines. It should be noted that the Impact Study for the south-eastern Barents Sea describes the contingency strategy for Goliat as the Best Practice currently in existence on the Norwegian shelf as regards coastal and shore-zone contingency. Eni Norge wishes to stimulate Norwegian trade and industry, particularly in the country’s northern region. The results of this work are manifested in a number of local and regional companies now participating in the Goliat project. Furthermore, Norwegian content on the Goliat development project is exceeding 60 per cent of total investment value.

Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director

5


Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2012

Annual Report 2012 / Company Activities

Årsberetning 2012 – Annual Report 2012

Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni S.p.A. Selskapet utfører leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og Hammerfest, samt prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Eni International B.V., Amsterdam står som eier av alle Eni Norges aksjer. Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 52 utvinnings-tillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 14 av utvinningstillatelsene og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Morvin, Kristin, Åsgard, Tyrihans og Yttergryta. Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliat-feltet. Marulk som ligger i Norskehavet, kom i produksjon 2. april 2012. Goliat ligger i Barentshavet og planlegges å være i produksjon i løpet av 3. kvartal 2014.

6

Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian integrated energy concern Eni S.pA. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. Its offices are located in Sandnes, Hammerfest and at its project centre in Ulsan, South Korea. Eni International B.V., Amsterdam, owns all the shares. At year-end, the company’s portfolio on the Norwegian Continental Shelf consisted of 52 licences. It is operator of 14 licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Yttergryta. Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk, in the Norwegian Sea, came on stream on 2 April 2012. Goliat, in the Barents Sea, is under development and planned to come on stream in the third quarter of 2014.


Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter

Annual Report / Company Activities

Selskapets aktiviteter – Company Activities

Leting

Exploration

Eni Norge har vært engasjert i viktige boreoperasjoner i Barentshavet i 2012. To brønner ble boret i lisens 532 der Statoil er operatør med 50 % eierinteresse, Eni Norge har 30 % eierinteresse og Petoro er den tredje partneren med 20 % eierinteresse.

During 2012 Eni Norge was involved in key drilling activities in the Barents Sea. The company had a 30% interest in the drilling of two wells in the Statoil-operated PL532 licence. Statoil has a 50% interest in this licence, and Petoro 20%. The 7220/7-1 (Havis) well tested an analogue Jurassic/ LateTriassic structure at approximately 1740 metres depth, located 7 km to the south-west of Skrugard. This well resulted in a major oil and gas discovery with estimated recoverable reserves of 235 MBOE and 5.4 Bcm gas.

Brønn 7220/7-1 testet en Jura/Trias-struktur 1740 meter under havoverflaten. Strukturen er en analog til Skrugard-funnet og er lokalisert 7 km sydvest for Skrugard. Brønnen resulterte i et stort olje- og gass funn. Estimerte utvinnbare ressurser er 235 millioner fat olje og 5,4 milliarder m3 gass. Brønn 7220/5-1 avgrenset Skrugard-funnet som ble påvist i 2011 av brønn 7220/8-1. Reservoaret på Skrugard ligger på omtrent 1250 meters dyp under havoverflaten. Brønn 7220/5-1 viste at det gode Jura/ Trias-reservoaret strekker seg over hele strukturen og bekreftet det store olje- og gassfunnet. Estimerte utvinnbare ressurser er 251,7 millioner fat olje og 5,4 milliarder m3 gass. Eni Norge boret brønn 7220/10-1 (Salina) i lisens 533 som operatør med 40 % eierinteresse. Partnere i lisensen er Lundin, RWE og Det norske, alle med 20 % eierinteresse. Brønnen utforsket en Kritt/Øvre Jura-struktur omtrent 1740 meter under havoverflaten, og brønnen resulterte i et gass/ kondensatfunn. Funnet blir ennå evaluert, men foreløpige beregninger indikerer tilstedeværende ressurser på mellom 5 og 7 milliarder m3 rik gass. Eni Norge boret også brønn 7016/2-U-1 på Bønna-strukturen i lisens 529 der Eni Norge er operatør med 30 %. Partnere er Repsol med 10 %, og Dong, OMV og Wintershall med 20 %. Brønnen var en pilotbrønn og hadde som formål å undersøke om de øvre lagene over Bønna-strukturen inneholdt grunn gass. Brønnen gav viktig informasjon til bruk i planleggingen av letebrønn 7016/2-1 som vil bli boret i 2013. Funnene som har blitt gjort i 2012 har økt interessen for det gjenværende letepotensialet i Barentshavet vest. Store mengder seismikk har blitt samlet inn eller kjøpt, og geokjemisk sjøbunns-datainnsamling har blitt utført for å forberede framtidige letekampanjer og lisensrunder. Eni Norge har vært engasjert i både 22. konsesjonsrunde og APA 2012. I januar 2013 ble Eni Norge tilbudt to lisenser i Barentshavet og én lisens i Norskehavet som del av APA 2012. I Barentshavet er lisensene PL 697 (Eni Norge er operatør med 65 % og Statoil er partner med 35 %) og PL 696 (Statoil er operatør med 50 %, Eni Norge er partner med 30 % og Petoro med 20 %). I Norskehavet er Eni Norge blitt tilbudt en 7,9 % andel i PL 091D (Statoil er operatør med 59,1 %, og ExxonMobil har 33 %) som en forlengelse av PL 091, Trestakk-funnet. Flere studier og seismiske tolkningsprosjekter har blitt utført både i Nordsjøen og Norskehavet som del av forberedelsene av borekampanjene i 2013. Det er blitt utført porteføljerasjonalisering for å redusere arealavgiften, noe som har ført til delvis tilbakelevering av lisens 293 og fullstendig tilbakelevering av lisens 264. Personell fra Eni Norge har deltatt i mange datarom, tilrettelagt av selskaper som ønsker å redusere eller selge interesser i lisenser, og Eni Norge har uttrykt vilje til å se på eventuelle oppkjøpsmuligheter.

Utbygging Prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II ble vedtatt i 2011. Ekofisk Sør består av en produksjonsplattform, Ekofisk Zulu, med 36 brønner inkludert 35 produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn for borekaks. En undervanns-installasjon kalt Victor Bravo (VB) med 8 vanninjektorer vil gi vannstøtte til produsentene på Ekofisk Zulu. Alle installasjonene er under bygging. Kost og plan er som planlagt.

The 7220/5-1 well appraised the Skrugard structure, discovered in 2011 by the 7220/8-1 well at approximately 1250 metres depth. The well proved the continuity of the Jurassic/Late Triassic reservoir across the entire structure, and confirmed a major oil and gas discovery with estimated recoverable reserves of 251.7 MBOE and 5.4 Bcm gas. Eni Norge was operator with a 40% share in the drilling of the 7220/10-1 well (Salina) in licence PL 533. Lundin, RWE and Det norske are partners in this licence, each with a 20% interest. A gas/condensate discovery was made in a Cretaceous/Upper Jurassic structure at approximately 1740 metres depth. Evaluation of the reserves is currently in progress, but preliminary estimates indicate that Salina contains between 5 and 7 Bcm rich gas in place. A pilot hole (7016/2-U-1) was drilled on the Bønna prospect in licence PL529, where Eni Norge is operator with a 30% share. Partners in the licence are Repsol (10%), and Dong, OMV and Wintershall with 20% each. The pilot hole encountered no shallow gas or water hazards are present in the surface structure, and enabled us to obtain useful information as a basis for better planning of the 7016/2-1 exploration well which will be drilled in 2013. Discoveries made in 2012 have promoted interest in the remaining exploration potential of the western Barents Sea, and a significant amount of seismic data were acquired or purchased, together with the results of geochemical sea bottom sampling surveys, as preparation for future exploration campaigns and licensing rounds. Eni Norge has also been involved in new venture activity linked to both 22nd Concession Round (new exploration areas) and the APA2012 (Predefined open acreage). In the APA 2012 round Eni Norge in January 2013 was offered participating interests in three licences, two in the Barents Sea and one in the Norwegian Sea. The Barents Sea licences are PL697, where Eni Norge is operator with a 65% interest with Statoil as partner (35%), and PL696, where Statoil is operator with a 50% share together with Eni Norge (30%) and Petoro (20%). In the Norwegian Sea, Eni Norge was offered a 7.9% share in PL091D, where Statoil is operator with 59.1%, and the other partner is ExxonMobil (33%). This licence is regarded as protection acreage for the Trestakk discovery in PL091. Several studies and seismic interpretation projects have been continued in the Norwegian and North Seas in preparation for drilling campaigns in 2013. Portfolio rationalisations were implemented in order to reduce area fees, and this led to the partial relinquishment of licence PL293 and the full relinquishment of PL264. Eni personnel attended several data rooms offered by companies willing to rationalise or sell interests in their licences, and the company exhibited a willingness to take advantage of possible farm-in opportunities.

Field development The Ekofisk South and Eldfisk II projects passed the Gate 3 stage in February 2011. The PDO was submitted in summer 2011.

7


Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011

Annual Report / Company Activities

Eldfisk II består av en kombinert plattform, med boligkvarter for 160 personer, 40 brønnslotter og et prosessanlegg for å skille gass, olje og vann. Anlegget inkluderer vannrensing og utslipp av produsert vann til sjø. Videre er det et gasskompresjonsanlegg for re-injeksjon av gass til bruk ved en eventuell nedstengning av 2/4J. Ved normal operasjon blir olje og gass skilt, sendt i to rørledninger til Ekofisk, der våtgassen går til behandling på 2/4J og oljen går direkte til eksportpumpen på 2/4J. Prosjektet er i henhold til plan og kost. Et nytt 560-sengs boligkvarter, Ekofisk 2/4L, er under bygging ved SMOE-verftet i Singapore og skal være på plass i 2013. Det ble også besluttet å sette i gang en FEED-studie for mulig installasjon av ny brønnhodeplattform på Tor-feltet. Flere plattformer er blitt fjernet i løpet av 2012 som del av Ekofisk Decommissioning Project. Prosjektet følger plan og er under budsjett. Tyrihans har siden oppstarten opprettholdt et stabilt produksjonsnivå. Prosjektet er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget. Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen før videre transport med skytteltanker til markedet. Den rike gassen blir eksportert via Kristinplattformen og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. De viktigste aktivitetene gjennom 2012 har omfattet boring og komplettering av produksjonsbrønner. Endelig testing og igangsetting av sjøvannsinjeksjonssystemet undervann vil skje når vanninjeksjonsbrønnen er re-komplettert, en aktivitet planlagt for 2013. Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av Tyrihans PUD. Ytterligere investeringer i modifikasjoner på Kristinplattformen vil være nødvendig. Oppstart er planlagt til første kvartal 2014. Haltenbanken West Unit / Kristin-prosjektet med ombygging av Kristin-plattformen for å imøtekomme lavtrykksproduksjon fortsatte i 2012. Dette prosjektet utgjorde en del av forutsetningene for godkjenning av feltets opprinnelige plan for utbygging og drift (PUD). I hovedsak involverer prosjektet installasjon av en stor modul utstyrt med en ny kompressor og hjelpeutstyr som vil garantere plattformens eksportkapasitet etter konverteringen til lavtrykksproduksjon. Det er i løpet av 2012 blitt gjennomført studier knyttet til en mulig fremtidig tilknytning til Kristin-plattformen av nærliggende prospekter og funn. Kommersielle forhandlinger er også iverksatt for en mulig grentilknytning til ny gassinfrastruktur som planlegges i området.

8

Ekofisk South comprises a production platform, the Ekofisk Zulu, operating 36 wells including 35 producers and a cuttings injection well. The subsea installation Victor Bravo (VB), with eight water injectors, will provide waterdrive supporting the producers at Ekofisk Zulu. All installations are currently under construction, and the process is proceeding according to plan and within budget. Eldfisk II comprises an integrated platform, Eldfisk South, with living quarters for 160 persons, 40 well slots, and a processing facility designed to separate gas, oil and water. The facility will also carry out water decontamination and the discharge of produced water into the sea. There is also a gas compression plant to facilitate gas re-injection in the event of 2/4J being shut down. During normal operations the oil and gas are separated and transported in two pipelines to Ekofisk, from where the wet gas is sent to 2/4J for processing, and the oil directly to the 2/4J export pump. The project is proceeding according to plan and within budget. A new, 560-bed accommodation module, Ekofisk 2/4 L, is currently being built at the SMOE yard in Singapore and will be on location in 2013. It was also decided to implement a FEED study to assess the possible installation of a wellhead platform for the Tor field. Several platforms were removed during 2012 as part of the Ekofisk Decommissioning Project, which is proceeding according to plan and well within budget. Since coming on stream, Tyrihans has maintained stable levels of production. This is a subsea development tied-back to the Kristin facility. Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tanker to the market. The rich gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard Transport system to the processing terminal at Kårstø. Main activities during 2012 have included the drilling and completion of production wells. Final testing and initial operation of the subsea seawater injection system will take place on re-completion of the water injection well scheduled for 2013. Future low pressure production was among the preconditions for approval of the Tyrihans PDO. This will involve further investment in modifications to the Kristin platform, and start-up is planned for the first quarter of 2014. The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving modification of the Kristin platform to accommodate low-pressure production continued during 2012. This project constituted part of the


Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter

Annual Report / Company Activities

Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største prosjektet er et undervannskompresjons-prosjekt som er en førstegangsutvikling av en undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til Åsgard. Hensikten er å overvinne problemer i rørledningene ved lave strømningsrater når produksjon og reservoartrykk reduseres over tid på de to feltene. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO2-gass fra Mikkelog Midgard-feltene viktig for blanding med andre høyere CO2-gassstrømmer i Haltenbanken-området for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO2. Prosjektet er i gjennomføringsfasen, med planlagt oppstart i løpet av 2015.

preconditions for approval of the field’s original Plan for Development and Operation (PDO). Principally, the project involves the installation of a large module equipped with a new compressor and auxiliary equipment which will guarantee the platform’s export capacity following the switch over to low-pressure production.

Det andre Åsgard-prosjektet er knyttet til installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette prosjektet for økt utvinning vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektsanksjonering er planlagt tidlig 2013.

There are two current development projects on the Åsgard field. The largest of these is the Åsgard subsea compression project which is the first of its kind, involving the use of a subsea compressor to boost production from the Midgard and Mikkel fields and transport to Åsgard. The purpose is to overcome minimum flow problems generated in the flowlines due to natural declines in production and reservoir pressure on the two fields. In addition to improved recovery, it is important to blend the low CO2 gas from the Mikkel and Midgard fields with other higher CO2 gases from the Haltenbanken area in order to meet overall sales gas CO2 specifications. The project is in the execution phase with planned start-up during 2015.

Morvin-feltet kom i produksjon i 2010, og all boreaktivitet ble ferdigstilt året etter. Produksjonsnivået har vært i henhold til plan. Morvin havbunnsanlegg er knyttet opp til Åsgard B-plattformen. Brønnstrømmen blir prosessert på Åsgard B-plattformen og overført til lagringsanlegget på Åsgard C før videre transport med skytteltanker til markedet. Våtgass blir eksportert via Åsgard B og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. En rekke studier har blitt gjennomført for mulig utbygging av Trestakkfeltet, inkludert evaluering av «tie-back»-alternativet til Åsgard A, samt studier knyttet til en felles utbygging med det nylig oppdagede Maria-feltet. Studier og kommersielle vurderinger vil fortsette i 2013 med et mulig konseptvalg i løpet av høsten. Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige om å revurdere prosjektet. Skuld-prosjektet er godt i gang. Dette er et «fast track»-prosjekt beliggende nord for Norne og er en undervannstilknytning til Norne FPSO. Det planlegges ni brønner, og oljeproduksjon er planlagt å starte første kvartal 2013. I Barentshavet planlegges en ny oljefeltutbygging, Skrugard/Havis. Prosjektet er foreløpig i konseptstudie-fasen. Tre utbyggingsløsninger er under evaluering, skipsformet FPSO, sirkelformet FPSO og halvt nedsenkbar plattform med ilandføring av olje til terminal. (Konseptvalg med ilandføring ble tatt i februar 2013).

Studies have been undertaken during 2012 related to a possible future tie-back to the Kristin platform of adjacent prospects and discoveries. Commercial negotiations have also been initiated for a possible branch connection to the new gas infrastructure being planned in the area.

The smaller Åsgard project involves the installation of a new two-well template on the Smørbukk South field. This improved recovery project will be tied-back to the Åsgard A platform. Project sanction is planned for early 2013. The Morvin field came on stream in 2010 and all drilling activity was completed the following year. Morvin has since maintained its expected production levels. The Morvin subsea development is tied-back to the Åsgard B platform. The wellstream is processed at the Åsgard B platform and transferred to the storage facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tankers to the market. Wet gas is exported via Åsgard B and the Åsgard Transport system to the processing terminal at Kårstø. A number of studies have been undertaken in connection with development of the Trestakk field. These have involved both a re-evaluation of the tie-back option to Åsgard A, as well as studies looking into a possible joint development with the recently discovered Maria field. Studies and commercial evaluations will continue into 2013 with possible concept selection in the autumn. The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints in the downstream transportation system. The licensees have agreed to reconsider the project.

Det fremtidige Alke-gassfeltet i Barentshavet er under vurdering. Undervannstilknytning til Goliat er den foreløpig konseptløsningen. Første beslutningspunkt (DG1) er planlagt i løpet av våren 2013.

The Skuld project is well underway. This is a fast-track project located north of Norne, involving a subsea tie-back to the Norne FPSO. Nine wells are planned, and oil production is scheduled to start in the first quarter of 2013.

Produksjon

Skrugard/Havis is a new Barents Sea oil field development project currently in its planning stages (concept selection phase). The three concepts under evaluation are; an FPSO vessel, a circular FPSO, or a semi connected to an onshore oil terminal. (A decision on the oil to shore concept was made in February 2013).

Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass fra felt hvor selskapet ikke er operatør, var i 2012 46,2 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) – et godt resultat og i tråd med forventningene. Olje, kondensat og NGL bidro med 58 % av total produksjon. Eni Norges første egenopererte felt, Marulk, kom i produksjon i april og bidro med 0,85 MFOE i 2012. Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet (19,8 MFOE sammenlignet med 19,1 MFOE i 2011), og Ekofisk-området (10,1 MFOE sammenlignet med 11,5 MFOE i 2011). Den totale produksjonen fra Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norne var på 10,3 MFOE (sammenlignet med 12,8 MFOE i 2011). Morvin-feltet har fortsatt å gi betydelige bidrag, totalt 5,1 MFOE i 2012. I løpet av 2012 var det flere perioder med redusert produksjon. Noe var planlagt, slik som vedlikehold av kompressor på Kristin-plattformen og oppgradering av aminanlegget på Åsgard B. I periodene med planlagte og ikke planlagte aktiviteter var produksjonen redusert. Arbeidet ble imidlertid utført som planlagt og produksjonstapet minimalisert.

The future development of the Alke gas field in the Barents Sea is currently being assessed using subsea tie-back to the Goliat field as the current base case. The first decision (DG1) is planned for spring 2013.

Production Eni Norge’s equity production of oil, NGL and gas in 2012 was 46.2 million barrels of oil equivalents (MBOE). This was an excellent achievement and in line with expectations. Oil, condensate and NGL accounted for 58% of total production. Marulk, Eni Norge’s first own-operated field, came on stream in April, and in 2012 delivered 0.85 MBOE. The greatest contributors were the Åsgard Unit (19.8 MBOE, compared with 19.1 MBOE in 2011), and the Ekofisk area fields (10.1 MBOE

9


Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011

Annual Report / Company Activities

I mars forårsaket en vanninjeksjonssvivel på Norne FPSO endring i produksjon fra alle berørte felt. På slutten av 2012 ble trykkstøtten i reservoaret ved vanninjeksjon igjen opprettholdt.

compared with 11.5 MBOE in 2011). The total contribution from Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was 10.3 MBOE (compared with 12.8 MBOE in 2011).

I oktober oppstod vibrasjonsproblemer i gasseksportledningen fra Norne FPSO, noe som førte til at produksjonen fra Marulk ble nedstengt. Det arbeides kontinuerlig med ulike kortsiktige tiltak for raskt å gjenopprette produksjon. Dette har imidlertid så langt ikke hatt den ønskede virkning. En permanent løsning med installasjon av nytt stigerør vil være på plass i løpet av høsten 2013.

The Morvin field continued to make a considerable contribution with 5.07 MBOE in 2012.

Avleiringsbehandling har blitt utført på flere Morvin-brønner etter en periode med nedstenging i løpet av sommeren. Avleiring er en utfordring på dette feltet, og det ble nødvendig å utføre lett brønnintervensjon (LWI) for å løse opp og forhindre avleiring. Et omfattende stigerørs-inspeksjonsprogram har blitt utført på Åsgard for å verifisere utstyret. Dette ble gjennomført uten produksjonstap. I løpet av vintermånedene, særlig januar, ble produksjonen i Ekofiskområdet spesielt påvirket av ekstreme værforhold. Streik i løpet av sommermånedene og også noen begrensninger på gasseksporten påvirket produksjon fra Haltenbankområdet.

Reserver Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2012 på 13 MFOE, hovedsakelig fra følgende felt: Morvin, Åsgard-gruppen, Fossekall og Tyrihans. Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 438,2 MFOE som er en 6,5 % nedgang fra fjoråret og en reserveerstatning for 2012 på 28 %. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 398 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 192 MFOE.

Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt produksjonsstart er 2. halvdel av 2014. Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisens PL 229/PL 229B der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %. Goliat er lokalisert i PL 229 og PL 229B som omfatter flere blokker innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL 229 ble tildelt i «Barentshavsrunden» i 1997. Runden ble igangsatt av myndighetene for å få en økt interesse for Barentshavet som olje- og gassregion. PL 229B ble tildelt i 2007. En mindre del av Goliat er kartlagt til å ligge i PL 229B. Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn 7122/7-1 i 2000. Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat i perioden 2000-2007. Det har blitt funnet olje og gass i flere strukturer/ segmenter på flere nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm3 olje. Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte, men planlegges eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for oppstart av gass-salg er blant annet avhengig av produksjonsforløpet på feltet og etablering av mulige eksportløsninger. Eni Norge har forskjellige pågående studier for å utrede mulige gasseksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm3. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni 2009. 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. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer

10

There were several periods of production curtailment during 2012. Some were planned, such as compressor maintenance on the Kristin platform and the amine facilities upgrade on Åsgard B. Production was reduced during both planned and unplanned activities. However, work was carried out according to plan and production losses minimised. In March a problem in the water injection swivel on the Norne FPSO impacted on production from associated fields throughout the year. At year-end pressure support in the reservoir from water injection was fully restored. In October vibration problems in the gas export riser on the Norne FPSO resulted in total shutdown of the Marulk field. Short term measures to resume production have been evaluated, but without the expected results. It appears that replacement of the gas export riser is the only permanent solution, and this can be carried out in autumn 2013. Scale treatment has been carried out in some Morvin wells after a period of shut-in during the summer. Scale formation presents a challenge on this field and it was necessary to implement an LWI in order to dissolve scale and inhibit its formation. An extensive riser inspection was carried out at Åsgard in order to assess equipment integrity. This was carried out without loss of production. During the winter months, especially in January, production was significantly affected by extreme weather conditions in the Ekofisk Area. An industrial dispute during the summer, combined with restrictions in production due to gas export limitations, also affected production from the Haltenbanken area.

Reserves In 2012, Eni Norge recorded additions to its proven reserves of 13 MBOE. These were derived mainly from the Morvin, Asgard group, Fossekall and Tyrihans fields. At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 438.2 MBOE, representing a decrease of 6.5 per cent on the previous year, with a 2012 Reserves Replacement Ratio of 28%. The estimated probable reserves figures correspond to a total of 398 MBOE, with volumes in the “possible” and “contingent” reserves categories amounting to 192 MBOE.

The Goliat development project Goliat will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea. Production start-up is planned for the second half of 2014. The Goliat development will take place in production licences PL229/PL229B, where Eni Norge is operator with a 65% interest. Statoil is the other partner with a 35% interest. Goliat is located in licences PL229 and PL229B covering several blocks (7122/7, 7122/8 and parts of 7122/9, 7122/10 and 7123/7) within the Finnmark West area of the southern Barents Sea. PL229 was awarded during the “Barents Sea Round” in 1997 and PL229B in 2007. A small portion of the Goliat field is identified in PL229B. Oil was encountered in the Realgrunnen exploration well (7122/7-1) in 2000. During the period 2000-2007 the licence drilled a total of five wells on the Goliat field, including one sidetrack. Oil and gas have been found in several structural compartments/segments, and at several stratigraphic levels. The recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm3. There are plans to re-inject the gas to provide pressure drive during the


Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter

med 22 brønner hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner), ni brukes til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon. For å oppnå målene om utslippsreduksjon vil prosjektet bruke kraftforsyning fra land via en undervanns-strømkabel, kombinert med energi generert om bord på installasjonen. Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet, underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjonsanleggene planlegges utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles. De største EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse. De største og mest betydningsfulle kontraktene er: • E  PC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg - Aker Subsea høsten 2009 • EPC-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon – Technip Norge høsten 2009 • EPC-kontrakt for bygging av FPSO-enheten tildelt i februar 2010 – Hyundai Heavy Industries (Sør-Korea) • EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land – ABB AB (Sverige) sommeren 2010 • EPC-kontrakt for bygging av landbasert strømforsyningsanlegg for Goliat-feltet - Siemens AS høsten 2010 • EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankringsutstyr - Aker Pusnes sommeren 2010. • EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje – APL/NOV Norge sommeren 2010 • EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene – Vicinay Cadenas (Spania) • EPC-kontrakt for fabrikasjon av polyester forankringsliner – Lankhorst Ropes sommeren 2011 • EPC-kontrakt for marine operasjoner og installasjon av FPSO – DOF sommeren 2011 • Leiekontrakt for to nye skytteltankere - Knutsen Shuttle Tankers sommeren 2011 Norsk andel av Goliat-utbyggingen anslås å bli ca. 60 %.

Annual Report / Company Activities

early production phase, and to export it at a later date. The timing of commencement of gas sales is dependent on the resolution of export options, and Eni Norge is currently conducting a number of studies to investigate these. The recoverable gas reserves are estimated to be approximately 8 billion Sm3. In December 2007 the licence approved a development concept based on a floating production, storage and offloading facility (FPSO) tied to subsea wells. The PDO was submitted to the Norwegian government in February 2009 and approved by the Storting (Parliament) in June 2009. The selected FPSO concept consists of a circular hull containing processing plants, oil storage facilities and living quarters. Produced water will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored on the FPSO prior to onward transport to the market by shuttle tankers. The reservoir drainage strategy includes water and gas injection, using a total of 8 templates with 22 wells, 11 of which are producers (including three multilateral wells). Nine wells will be used for water injection and two for gas injection. In the light of emissions reduction targets, the project will employ a combination of electrical power from land transmitted via a subsea cable, and energy generated on board the installation. Due to its location in the Barents Sea, the Goliat development project is subject to stringent HSE requirements in terms of emissions to the atmosphere and discharges to the sea. Furthermore, production facilities are designed both to ensure a good working environment and to comply with all relevant rules and regulations. The major EPC contracts have been awarded and are now being implemented. The most important of these are as follows; • E  PC contract for the subsea production systems, awarded to Aker Subsea (autumn 2009). • EPC contract for the flow lines, risers and subsea installation, awarded to Technip Norge (autumn 2009). • EPC contract for the FPSO unit, awarded in February 2010 to Hyundai Heavy Industries (South Korea). • EPC contract for the subsea cable, awarded in the summer of 2010 to ABB AB (Sweden).

11


Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011

Annual Report / Company Activities

Fabrikasjon av utstyr for Goliat pågår hos de aller fleste EPCleverandørene, og de viktigste hendelsene for 2012 kan oppsummeres som: • • • • •

Installering av manifolder i havbunnsrammene Installasjon av strømningsrør og kontrollkabler Nedgraving av og steinbeskyttelse på strømningsrør og kontrollkabler Leveranse av 10 havbunns produksjonsventiltre Sammenstilling av FPSO-skrog ble nesten ferdig i 2012 og installasjon av prosessanleggsmoduler påbegynt • Oppkobling av transformatorstasjon ved Hyggevatn utenfor Hammerfest til lokalt 132 kV nett • Stand-by-fartøyet “Esvagt Aurora” ble ferdigstilt og overlevert

• E  PC contract for the construction of an onshore transformer station together with grid upgrades, awarded to Siemens (autumn 2010). • EPC contract for the anchor winches and mooring equipment, awarded to Aker Pusnes (summer 2010). • EPC contract for the oil offloading system, awarded to APL Norway (summer 2010) • EPC contract for the fabrication of the mooring chains, awarded in the late summer of 2010 to Vicinay Cadenas (Spain). • EPC contract for the fabrication of polyester mooring line segments, awarded to Lankhorst Ropes (summer 2011). • EPC contract for marine operations and installation of the FPSO, awarded to DOF (summer 2011). • Time charter party for two new shuttle tankers, awarded to Knutsen Shuttle Tankers (summer 2011).

De viktigste aktivitetene for 2013 vil bli: • Installasjon av fleksible ekspansjonslengder mellom rørledninger og stigerørsfundamenter på sjøbunnen • Forhåndsinstallasjon av fleksible stigerør • Forhåndsinstallasjon av sugeankere og tilhørende kjettingsegmenter for forankringsliner for FPSO’en • Leveranse av polyestersegmenter for forankringsliner for FPSO’en • Leveranse og installasjon av høyspenningskabel for kraftforsyning til FPSO’en • Ferdigstillelse av utrustning av transformatorstasjon på Hyggevatn • Ferdigstilling av FPSO inklusiv uttesting ved verft • Leveranse av to nybygde skytteltankere som skal frakte Enis del av oljeproduksjonen fra Goliat Konstruksjonen av Goliat FPSO har ikke hatt fremdrift som forventet ved kontraktsinngåelse, og det ble nødvendig å utsette offshore installasjon og oppstart av oljeproduksjon til 2. halvdel av 2014.

The overall contract volume awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is expected to be approximately 60%. The fabrication of equipment linked to the Goliat project is currently being carried out by the majority of the aforementioned EPC Contractors. Key milestones completed in 2012 can be summarised as follows: • • • • •

Installation of manifolds on the subsea templates Installation of subsea flow lines and umbilicals Trenching and rock dumping for the subsea flow-lines and umbilicals. Delivery of 10 subsea production trees Assembly of the FPSO hull was almost completed and the installation of topside modules had commenced • Connection of the Hyggevatn transformer substation outside Hammerfest to the local 132kV grid system • Delivery of the new build stand-by vessel “Esvagt Aurora” Key activities scheduled for 2013 are as follows:

Flere viktige driftskontrakter ble tildelt i 2012: • Drift og vedlikehold (O&M) – Apply Sørco • Vedlikehold og modifikasjon (M&M) – Apply Sørco • Isolasjon, stillas og overflate (ISO) - Norisol Saipem startet boring på Goliat fjerde kvartal 2012 med den nybygde riggen «Scarabeo 8». Saipem vil fortsette boring av Goliat-brønner til første kvartal 2016.

Marulk Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507 i den sørlige delen av Nordland II omlag 30 km sydvest for Norne FPSO og 15 km vest for Alve. Marulk er en typisk undervanns satellittutbygging med produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner samt tilkobling for prosessering på Norne FPSO. Produksjon vil gå over 10 år med antatt avslutning ved utgangen av 2021. Første brønn på Marulk-feltet ble satt i produksjon 2. april 2012 i henhold til plan. På grunn av tekniske problemer og dårlig vær under riggoperasjonene på brønn to, ble det bestemt å foreløpig stanse videre arbeid og utsette ferdigstillelse av brønnen til høsten 2012 med bruk av ny rigg.

• Installation of flexible expansion loops between the subsea flow-lines and riser bases • Pre-installation of flexible risers • Pre-installation of FPSO suction anchors and corresponding bottom chain segments • Delivery of the FPSO polyester mooring line segments • Delivery and installation of the high voltage subsea cable which will provide power to the FPSO. • Finalisation of outfitting of the Hyggevatn transformer substation. • Finalisation of construction and onshore commissioning of the FPSO • Delivery of two shuttle tankers purpose-built for transportation of Eni’s share of Goliat oil production. Construction of the Goliat FPSO has not progressed as expected at contract award, and it has been necessary to delay offshore installation and start-up of the oil production until the second half of 2014. Several important contracts for the operation and maintenance of the Goliat field were awarded in 2012; • Operation and Maintenance (O&M) support services – Apply Sørco • Maintenance and Modification services (M&M) – Apply Sørco • Insulation, Scaffolding and Surface Protection (ISO) Services – Norisol

Brønn to på Marulk ble ferdig komplettert 23. november godt i forkant av planlagt ferdigstillelse.

In the fourth quarter of 2012, Saipem commenced drilling using the new build “Scarabeo 8” rig. The drilling of production wells on Goliat will continue until the first quarter of 2016.

Med dette er selve utbyggingsprosjektet Marulk så godt som avsluttet og kun enkeltstående demobiliseringsaktiviteter og endelige kommersielle sluttoppgjør gjenstår.

Marulk

I begynnelsen av oktober 2012 ble det registrert betydelige vibrasjoner i gasseksport-stigerør på Norne FPSO, noe som har medvirket til full stans i produksjon fra Marulk-feltet. Problemet var ved årsslutt ikke løst, men det arbeides kontinuerlig med å komme frem til både kortsiktige og permanente langsiktige løsninger for å få igangsatt produksjonen så raskt som mulig. Disse vil imidlertid ikke kunne realiseres før et godt stykke inn i 2013.

12

The Marulk field is located in PL122 in the southern part of the Nordland II area, approximately 30 km southwest of the Norne FPSO and 15 km west of the Alve field. It is a typical subsea satellite development with production from a single template utilising two producers and tie-back to facilitate processing on the Norne FPSO. The production lifetime is 10 years, ending in 2021. The first well on the Marulk field came on stream as planned on 2 April 2012.


Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter

En serviceavtale er etablert med FMC Kongsberg Subsea for å ivareta rene serviceoppdrag på undervannsanlegget i tiårsperioden frem til 2021. Med Statoil Harstad er det inngått en driftsstøtte-avtale for rene driftsaktiviteter på Marulk som det er naturlig at Statoil ivaretar som operatør av vertsinnretningen Norne FPSO. Produksjonen på Marulk begrenses av tilgjengelig gassprosesseringskapasitet på Norne FPSO. En eventuell forlengelse av Norne FPSO sin levetid utover 2021 vil derfor ha betydelige positive konsekvenser for Marulk både når det gjelder utvinningsgrad fra feltet og prosjektets økonomi. Marulk har knyttet seg til beredskapen for Norne og til den regionale beredskapsordningen på Halten Nordland.

Annual Report / Company Activities

Due to a variety of rough weather conditions and technical and operational problems while drilling the second well, a decision was made to stop further work and suspend drilling and completion of this well until autumn 2012 so that a replacement rig could be found. The second well on Marulk was completed on 23 November, considerably earlier than planned. With the completion and the following commissioning of the second Marulk well, development activities have come to an end. Remaining work will be linked to the demobilisation of tools, equipment and personnel, followed by commercial close-out. In early October 2012 serious vibrations were discovered in the Norne FPSO gas export riser. This resulted in the complete shutdown of production from the Marulk field. The problem remained unresolved at year-end, but both short-term and permanent solutions are being considered in order to restore production as soon as possible. However, no solution can be implemented until an indeterminate date in 2013. A service agreement has been established with FMC Kongsberg Subsea for the implementation of routine service tasks on the subsea production system during the ten-year period leading up to 2021. An operations support agreement has been established with Statoil Harstad for those Marulk activities which it is natural and expedient for Statoil to carry out on Eni’s behalf, since Statoil is operator of the host facility (Norne FPSO). Production from Marulk is constrained by available gas processing capacity on the Norne FPSO. A possible extension of the lifetime of the Norne FPSO beyond 2021 will benefit the field’s recovery factor and commerciality. Eni’s Marulk organisation has affiliated itself to both the Norne and Halten Nordland emergency response arrangements.

13


Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR

Annual Report / Organisation and Human Resources

Organisasjon og HR – Organisation and Human Resources

Eni Norge hadde ved utgangen av året 328 ansatte, hvorav fem er stasjonert i andre selskaper i Eni-gruppen og 23 er ansatt ved kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse har økt i prosjekter som Goliat og Marulk og utgjør i dag 293 personer. Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk for å beholde den viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar. I 2012 benyttet én person seg av tilbudet. Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende prosjekter. Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre er uendret. Av selskapets åtte styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke iverksatt likestillingstiltak, eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i 2013.

At the end of the year Eni Norge AS had 328 employees, of whom 23 are employed in the regional office in Hammerfest, and five seconded to other companies within the Eni Group. The number of contracted specialists currently working on projects such as Goliat and Marulk has increased to 293. Eni Norge has adopted a set of Seniors’ Policy guidelines which enables the company to retain the important skills and expertise which senior employees possess. In 2012, one person has benefited from the company’s Seniors’ Policy. The company has consolidated staffing levels and expertise to meet the challenges and requirements which are a natural consequence of the aforementioned, demanding projects. The ratio of women to men among locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of the company’s eight Board members are women. No specific measures to promote equal opportunity have been taken, nor are any planned for 2013.

Opplæring & Utvikling

Training and personal development

I 2012 har vi prioritert å videreføre og oppdatere eksisterende programmer innenfor opplæring og utvikling av ansatte, styringssystemet vårt ENIMS og interne prosesser samt HMSK- og beredskapstrening.

In 2012 we have focused on advancing and revising our existing employee training and personal development programmes, as well as our governance system ENIMS, in-house procedures, and HSEQ and contingency training.

Eni Norge har i siste kvartal 2012 startet oppgradering av de ansattes programvare og pc. Alle ansatte ved kontorene våre i Stavanger, Hammerfest og Ulsan får tre timers opplæring. Arbeidet fortsetter ut februar 2013. Arbeid knyttet til kompetansekartlegging og -styring iht. interne og eksterne krav er igangsatt. Det er sendt ut og mottatt anbud fra flere aktuelle leverandører mht. kompetansestyringssystem.

14

During Q4 2012 Eni Norge began an upgrade of our employees’ PCs and software. All employees at our offices in Stavanger, Hammerfest and Ulsan receive three hours training. Work is continuing until the end of February 2013. Work linked to skills and expertise assessment and development in relation to the company’s in-house and external requirements has been


Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR

Et annet prioritert område er obligatoriske orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte og konsulenter, samt videreutvikling av teknisk kjernekompetanse. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet blant annet gjennom Eni Corporate University. Alle mottar «Code of Ethics» og «ENIMS» via e-learning når de starter i Eni Norge. Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet i Barentshavet og etablering i Hammerfest opprettholder selskapet kontakt og dialog med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra til og understøtte kompetanseheving. Eni Norge vil fortsette å bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen for å: • øke interesse og kunnskap om de naturvitenskapelige fagene • øke kvantitet og kvalitet på ferdige kandidater fra videregående/ høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevant for rekruttering til petroleumsindustrien • støtte og tilrettelegge i forbindelse med læreplasser innen ulike fagdisipliner Det er allerede inngått partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for høyere utdanning og forskning, og det er gitt finansiell støtte til konkrete prosjekter. 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 bekrefter at ansatte er fornøyd med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og er tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven).

Annual Report / Organisation and Human Resources

commenced. Several suppliers have submitted bids in connection with the skills development system. Other areas of focus are the mandatory induction and training programmes prepared for new employees and consultants, and the advancement of our technical core expertise. Emphasis is placed on active knowledge management within the Eni Group, including utilisation of the Eni Corporate University. On starting at Eni Norge, all employees receive a copy of our “Code of Ethics” and “ENIMS” via our e-learning system. As a result of Eni Norge’s Goliat field development project in the Barents Sea, and the establishment of its office in Hammerfest, the company is maintaining contact and dialogue with educational and knowledgebased institutions in northern Norway, in order to contribute and provide support towards the advancement of skills and expertise in the region. Eni Norge will continue to support initiatives at all levels of the school system in order to: • increase interest in, and knowledge of, the natural sciences • increase the numbers and quality of upper secondary, college and university graduates in Finnmark, in subjects relevant to recruitment to the oil and gas industry • support and facilitate the provision of educational opportunities within a variety of disciplines Eni Norge has already entered into joint partnership agreements with upper secondary schools, higher education institutions and research centres, and financial support has been provided for specific projects. Eni Norge’s objective is to continue this work in the year ahead.

Office premises

Goliat-prosjektet er lokalisert i leide lokaler i Koppholen 20. I tillegg er avdelingen for «District Operations» flyttet til leide kontorlokaler i Vestre Svanholmen 4, begge på Forus i Sandnes kommune. Dette er i samsvar med selskapets ønske om å legge til rette for et best mulig arbeidsmiljø, en grei, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen, samt gi plass til enkelte avdelinger og enheter som har hatt en større vekst enn andre.

The company is located in leased office premises at Vestre Svanholmen 12 in Forus in Sandnes municipality. Surveys confirm that employees are satisfied with their physical working environment. The office complex is designed to facilitate universal access, and is adapted for disabled persons in compliance with the Norwegian Act Anti-Discrimination and Access Act.

I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest. I tillegg til å være et representasjonskontor med møteromsfasiliteter er arealet gjennom året blitt møblert for opptil 57 arbeidsplasser.

The Goliat project organisation is located in premises at Koppholen 20 in Forus. In August, District Operations moved into the premises at Vestre Svanholmen 4. This move was in line with the company’s wish to facilitate easy and rational technical communication within the organisation, and to provide the necessary space for those departments and groups which have undergone greater expansion than others.

Selskapet signerte en leieavtale for nytt kontorbygg i Strandparken i Hammerfest. Bygget som reises på Findustomten sentralt i byen, er på 5000 m2 fordelt på 5 etasjer over kjelleretasjen og skal ferdigstilles innen juni 2013.

Sykefravær For 2012 var sykefraværet 1,4 prosent, mot 1,6 prosent i 2011.

In 2008 the company moved into leased office premises in Hammerfest which function as a representative office with conference facilities, and can accommodate up to 57 employees. The company entered into a lease agreement for a new office building currently under construction at Strandparken in Hammerfest. This urban facility covers 5000m2 and consists of five floors and a basement, located on the Findus seafront site in the centre of the town. It will be completed by June 2013.

Sickness absence Sickness absence in 2012 was recorded as 1.4% and 1.6% in 2011.

15


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

16


Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality

Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

Declaration regarding health, safety, environmental and quality issues

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 mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2012 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med selskapets petroleumsvirksomhet.

The Company’s objective is to carry out our operations without injury to personnel 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. In 2012, no serious injuries to personnel or damage to the environment or material assets were reported in connection with the Company’s petroleum-related activities.

Selskapet har i 2012 fortsatt med oppbygging av oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det er lagt stor vekt på å styrke den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene er et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell er anskaffet og lagret på Polarbase i Hammerfest. Materiellet vil bli plassert på nye depoter i Hasvik og Måsøy kommuner når disse er etablert. Oljevernberedskapen ble verifisert og operasjonalisert før oppstart av boring av avgrensningsbrønn 7122/7-6 på Goliat-feltet i november 2012. Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål for selskapet og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med standarden ISO 14001.

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 treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. 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. Alle ansatte er invitert og oppfordret til å bidra til forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø, og å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem.

Avfallshåndtering (Kontorer) Eni Norge har i 2012 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Eni Norge har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer i Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4. Eni Norge vil i 2013 flytte inn i nytt kontorbygg i Hammerfest. Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12 Energi (kWh) Fjernkjøling Fjernvarme El Sum

2012 345 800 591 020 1 223 418 2 160 238

2011 344 500 451 690 1 224 342 2 020 532

Avfall (tonn) Løst restavfall Papir Restavfall Matavfall Sum Sorteringsgrad

0,128 23,040 18,720 40,386 29,097 6,875 2,420 70,429 50,237 42,84 % 42,08 %

In 2012 the Company continued to establish its oil spill contingency apparatus linked to its petroleum-related activities in and around the Barents Sea. Major focus was directed towards consolidating our coastal oil spill contingency strategy, and new contingency concepts have been developed for application in coastal areas and along shorelines. The use of fishing vessels with specially adapted oil spill protection equipment and manned by crews with an intimate knowledge of the waters in question, is a key component of this strategy. The dedicated oil spill protection equipment now acquired is stored at Polarbase in Hammerfest. In the future, it will be stored in new depots in Hasvik and Måsøy municipalities as soon as these have been established. Systems linked to, and the organisation of, the oil spill protection strategy were verified and made operative prior to drilling of the 7122/7-6 appraisal well on the Goliat field in November 2012. Promoting a good working environment and HSE culture is one of our major goals, and thus an integral part of the Company’s overall management system. Our management system is certified according to the ISO 14001 standard.

Health and the working environment In addition to the mandatory Working Environment Committee, and the health and safety representative system, the Company offers an occupational health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is an Inclusive Workplace (IW) and the objective of our IW activities has been discussed and agreed on, both in-house and with the relevant authorities. The Company has an active sports and social club which is run by the employees. All employees are now offered organised training as a preventive health measure using our training facilities located in the Company’s office building. Specific objectives include general improvement of the working environment, the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing, cultural integration and understanding. All employees are invited and encouraged to make a contribution towards improving safety and their working environment, and towards enhancing the Company’s governance system. As a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. To date, a low level of sickness absence has been maintained in line with our objectives.

Waste disposal (Offices) In 2012, Eni Norge has employed personnel at four locations in Norway; the company’s main office at Vestre Svanholmen 12, temporary offices in Hammerfest, Koppholen and Vestre Svanholmen 4. In 2013 Eni Norge will move into new offices in Hammerfest. Energy consumption and waste disposal from Vestre Svanholmen 12 Energy (kWh) Cooling Heating Electricity Sum

2012 345 800 591 020 1 223 418 2 160 238

2011 344 500 451 690 1 224 342 2 020 532

Waste (tonnes) Other waste Paper Non-recyclable waste Food waste Sum Per cent recycled

0.128 23,040 18.720 40.386 29.097 6.875 2.420 70.429 50.237 42.84 % 42.08 %

17


Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality

Den norske kontinentalsokkelen

The Norwegian Continental Shelf

Selskapet boret i løpet av 2012 produksjonsbrønn nr. 2 på Marulk i produksjonslisens PL122. Brønnen ble boret med boreriggen Scarabeo 5 og boreriggen Transocean Spitsbergen. Eni Norge boret også en letebrønn for Statoil (Odden i PL 318). Dette var en «shakedown» brønn for den nye boreriggen Scarabeo 8. Videre boret Eni Norge pilothull til letebrønnen Bønna i Barentshavet (PL 529) med Scarabeo 8, og letebrønnen Salina i Barentshavet (PL 533) med boreriggen Scarabeo 8. Scarabeo 8 ble deretter sendt videre til Goliat-feltet for å bore en avgrensningsbrønn, før den startet på boring av produksjonsbrønnene til Goliat-feltet (PL 229).

In 2012 the company drilled the second production well in the Marulk licence (PL122) using the Scarabeo 5 and Transocean Spitsbergen rigs. Eni Norge also drilled an exploration well for Statoil (Odden in PL 318). This was a “shakedown” well for the new rig Scarabeo 8. Eni also used the Scarabeo 8 in the Barents Sea to drill a pilot hole for the Bønna exploration well in PL 529, and the Salina exploration well in PL 533. Scarabeo 8 was then moved to Goliat (PL229) to drill an appraisal well prior to starting production drilling on the field.

På Goliat-feltet ble det gjennomført installasjon av manifolder, strømningsrør og kontrollkabler med tilhørende nedgraving og steinbeskyttelse.

Andelseier

On the Goliat field manifolds were installed on the subsea templates, and subsea flow lines and umbilicals also hooked up. Trenching and rock dumping was carried out to protect the subsea flow lines and umbilicals.

Eni Norge as partner

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 Ekofiskområdet, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans og Kristin.

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

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.

The Company’s share of gas 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.

I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger.

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

HMS-relaterte F&U-prosjekter

HSE-related R&D projects

I 2012 har Eni Norge støttet 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 av selskapets aktiviteter. De viktigste forskningsområdene har vært følgende:

In 2012, Eni Norge supported 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 and environmental conditions and to minimise the environmental footprint of the Company’s activities. The most important research fields have been:

• F orbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet og de subarktiske områdene • Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold med hovedvekt på Barentshavet • Miljømessig risikostyring av lete- og produksjonsaktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene • Utfordringer relatert til utslipp av borekaks

• T  he improvement of strategies for oil spill contingency, with special focus on the protection of coastal areas and activities in the Barents Sea and the sub-Arctic regions • The development of methods and procedures for the management of biological diversity, focusing principally on the Barents Sea • Environmental risk management linked to exploration and production operations in the Barents Sea and Arctic regions. • Challenges related to drill cuttings discharges.

18


Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality

En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below provides a summary of the Company’s drillingrelated emissions since 2006. Utslipp / Discharges

Enhet / Unit metric

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Borekaks / Drill cuttings

Tonn(es)

0,11

0,48

0,09

-

0,46

0,37

0,07

Grønne kjemikalier / Green category chemicals

Tonn(es)

0,08

0,15

0,05

-

0,29

0,26

0,11

Gule kjemikalier / Yellow category chemicals

kg

1,35

0,02

0,02

-

18

8,8

0,08

Røde kjemikalier / Red category chemicals

kg

0,013

0

0

-

0

0

0

Sorte kjemikalier / Black category chemicals

kg

0,021

0

0

-

0

0

0

Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below shows the Company’s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2006. Utslipp og avfall produsert offshore/ Offshore emissions, discharges and waste generated Antall brønner / Number of wells Oljeutslipp (m ) / Oil discharge (m ) 3

3

Utslipp av CO2 (t) / Emissions of CO2 (t)

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

5

2

1

-

2

2

2

0,0225

0

0

-

7

0

0

31 884,64

7294,91

6,225

-

15 050

7 396,00

9 295,00

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

70,407

-

-

-

32,5

16

20

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

450,14

161,09

-

-

321,5

165

202

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

50,291

11,51

-

-

22,9

12,00

15

Borekaks (m ) / Drill cuttings (m )

513,6

952

-

-

1 147

706,0

349,0

Boreslam (m3) / Drilling mud (m3)

802

350,66

-

-

4 978

4 474,00

2 140,00

3

3

Sement (m3) / Cement (m3)

4,12

95,52

-

-

68,2

34

35,0

5 516,3

63,701

-

-

74,1

25,9

6,6

Papir (t) / Paper (t)

11,5

0,54

-

-

1,7

4

2,0

Plast (t) / Plastics (t)

12,1

0,02

-

-

3,4

8,1

1,4

Metall (t) / Metal (t)

33,4

26,32

-

-

69,1

49

16,5

6 858,6

-

-

2 657

1 059,00

443,00

Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t)

Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t)

19


Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold

Annual Report / Financial Aspects

Finansielle forhold – Financial Aspects

Sarbanes-Oxley Act

The 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 som vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk). Det er i tillegg 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 som støtter de etiske reglene.

Eni Norge AS is subject to the “Sarbanes-Oxley Act” from 2006 as a result of its 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 which is periodically assessed and modified to comply with changes in the organisation or its business activities (e.g. Goliat and Marulk). Furthermore, a centralised internal audit function is in place which carries out regular tests of the appropriateness and effectiveness of the internal control environment as deemed relevant based on group risk assessments. Eni Norge has introduced a code of ethics and a governance structure to support this code.

Produksjon og salgsinntekter Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2012 var på 46,2 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2011, hvor produksjonen var på 47,8 millioner FOE. Reduksjonen skyldes en kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans og spesifikke hendelser. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2012 ble på NOK 21 300 millioner, en reduksjon på 1 % sammenlignet med 2011. Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2012 var USD 112 pr. fat, ned fra USD 113 pr. fat i 2011. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD i 2012 i forhold til 2011. Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp fra NOK 482 pr. FOE i 2011 til NOK 490 pr. FOE i 2012.

Production, sales, and other revenues Equity production of oil, NGL, and gas for 2012 amounted to 46.2 million barrels of oil equivalents (MBOE). This is compared to total production in 2011 of 47.8 MBOE. The decrease is due to a combination of natural declines, turnarounds, and field-specific events. Revenues from product sales in 2012 were NOK 21 300 million, a decrease of 1% compared with 2011. The average realised oil price decreased from USD 113 per bbl in 2011, to USD 112 per bbl in 2012. The average exchange rates for NOK against USD were higher in 2012 than in 2011. The average price for all products increased from NOK 482 per BOE in 2011 to NOK 490 per BOE in 2012.

Operating costs Driftskostnader Driftskostnadene for 2012 var på NOK 7 682 millioner, som er en økning på NOK 1 780 millioner sammenlignet med 2011. Hovedårsakene til økningen er bokført tap ved salg av Gassled, økte kostnader knyttet til vedlikehold, økte letekostnader, reduserte tariffinntekter og økte tariffkostnader på grunn av høyere enhetskostnader.

Finansiell stilling, markeds-, kreditt- og likviditetsrisiko Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 13 400 millioner og NOK 9 370 millioner pr. 31. desember 2012. Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 6 630 millioner i Eni Finance International. Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter terminkontrakter for å redusere valutarisikoen. Grunnet selskapets sterke finansielle posisjon, kan lave oljepriser og svingninger i valutakurs tolereres over en lengre periode. Selskapet anser kredittrisikoen for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskaper i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter. Totalrentabiliteten før skatt i 2012 er på 33 prosent mot 47 prosent i 2011. Totalrentabilitet etter skatt er på 13 prosent i 2012 mot 15 prosent i 2011. Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.

20

Total operating costs for 2012 were NOK 7 682 million, which is an increase of NOK 1 780 million compared with 2011. The main reasons for the increase are booked loss related to the sale of Gassled, increased maintenance costs, increased exploration costs, decreased tariff incomes and increased tariff costs related to increased unit cost.

Financial position – market, credit and liquidity risks As of 31 December 2012, current and other long-term liabilities amounted to NOK 13 400 million and NOK 9 370 million respectively. Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 6 630 million. The financial position of the Company is regarded as good. The financial situation will always be influenced strongly by fluctuations in the price of crude oil and gas, and in exchange rates. The Company uses forward contracts to reduce its currency exposure. The Company’s strong financial position means that it is able to withstand reduced oil prices and fluctuations in exchange rates for an extended period. The Company regards credit risks as low since the majority of sales are to other companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are made under long-term gas sales contracts. The pre-tax rate of return in 2012 is 33 per cent, compared with 47 per cent in 2011. The rate of return after tax is 13 per cent in 2012, compared with 15 per cent in 2011. The main differences between pre-tax income and cash flow from operations are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation.


Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold

Annual Report / Financial Aspects

Regnskapet

The financial result

Selskapets årsresultat for 2012 var NOK 547 millioner høyere enn resultatet for selskapet i 2011. Ordinært resultat før skattekostnad var NOK 13 267 millioner sammenlignet med NOK 15 278 millioner for selskapet i 2011. Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK 8 279 millioner og utsatt skattefordel på NOK 54 millioner, fikk selskapet et årsresultat på NOK 5 042 millioner sammenlignet med NOK 4 495 millioner for selskapet i 2011. Regnskapet er satt opp basert på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til stede.

The Company’s net income for 2012 was NOK 547 million higher than for 2011. The ordinary pre-tax profit for 2012 was NOK 13 267 million, compared with NOK 15 278 million in 2011. After NOK 8 279 million for tax expenditures and NOK 55 million for deferred tax, net income amounted to NOK 5 042 million, compared with NOK 4 495 million in 2011. The accounts have been prepared based on a going concern assumption, and the Board of Directors confirms that the conditions for this assumption are in place.

Allocation of net income

Overskuddsdisponering Styret har ikke kjennskap til hendelser som kan påvirke regn­skapet etter årsslutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd: (Tusen)

The Board of Directors, having no knowledge of any matters not disclosed that could be of significance when evaluating the Company’s position, recommends the following allocation of net income: (Thousand)

Årets overskudd

NOK 5 042 141

Overføring til annen egenkapital

NOK 742 141

Utdeling av utbytte til aksjonærene

NOK 4 300 000

Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2012 utgjør NOK 3 886 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Etter aksjelovens bestemmelser kan ytterligere NOK 60 millioner av den opptjente egenkapitalen utbetales.

Net income

NOK 5 042 141

From retained earnings

NOK 742 141

Dividends for distribution

NOK 4 300 000

The Company’s retained earnings as of 31 December 2012 amount to NOK 3 886 million after the ordinary distribution of dividends. Pursuant to the Companies Act, a further NOK 60 millions of retained earnings can be distributed.

4. mars 2013 / 4 March, 2013

E. Cingolani

F. Magnani Styreformann/ Chairman

L. Bertelli

T. B. Tangvald

T. Widvey

T. Reinskau

A. Forzoni Administrerende direktør/ Managing Director

O. Vårdal

21


Eni Norge ĂĽrsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income

Resultatregnskap – Statement of Income

22


Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income

(NOK 1 000) 2012

Per 31.12.

2011

At 31.12.

Driftsinntekter og driftskostnader

Revenue and costs from operations (Note)

(Note)

Salgsinntekter

(1) (14.3)

21 299 797

Andre driftsinntekter

(1) (14.4)

6 803

Sum driftsinntekter

21 306 600

Kjøp av gass Produksjonskostnader

(2) (3)

21 498 251 (1) (14.3) Sales revenue 34 146 (1) (14.4) Other operating revenue 21 532 397

97 410

266 602

1 924 181

1 532 172

997 105

853 979

Letekostnader

(6)

659 962

377 712

Avskrivninger

Transportkostnader (4) (5)

3 087 467

3 087 467

Salg og utrangering av anleggsmidler

(4)

921 221

0

Nedskrivning av varige driftsmidler

(4)

0

(215 748)

(14.5)

7 682 006

5 902 184

13 624 594

15 630 213

24 778

31 059

69 500

28 415

Sum driftskostnader Driftsresultat Finansinntekter og -kostnader Renteinntekter fra konsernselskap Annen renteinntekt Aksjeutbytte Rentekostnader

(14.6)

Renteelement fjerning Netto agio/(disagio) Netto finanskostnader Ordinært resultat før skattekostnad Skattekostnad på ordinært resultat Årsresultat

(8)

8 756

10 368

(33 092)

(100 555)

(291 789)

(258 678)

(14 071)

(62 981)

(235 918)

(352 372)

13 388 676

15 277 841

8 346 535

10 782 857

5 042 141

4 494 984

Disponering av årsresultat Annen egenkapital Utbytte

Purchase of natural gas (2) (3) Production costs Transportation costs (6) Exploration costs (4) (5) Depreciation (4) Sales and retirement of assets (4) Write-down tangible assets (14.5) Total operating costs Operating income (7) Financial income and expenses

(7) (14.6)

Total operating revenue

(14.6) Interest income from group companies Interest income Dividends (14.6) Interest expenses Accretion removal Net exchange gains/(losses) Net financial expenses Ordinary income before taxes (8) Taxes on ordinary income Net income Distribution of net income

742 141

794 984

4 300 000

3 700 000

Retained earnings Dividend

23


Eni Norge årsrapport / Balanse

Annual Report / Balance Sheet

Balanse – Balance Sheet (NOK 1 000) Eiendeler per 31.12. Anleggsmidler

2012

Assets at 31.12.

2011

(Note)

(Note)

Varige driftsmidler

Fixed assets Tangible assets

0

Forretningsbygg

8 835

Industrial buildings

Bore- og produksjonsanlegg

16 213 865

16 585 421

Wells and production facilities

Anlegg under utførelse

18 626 770

11 071 090

Facilities under construction

1 593 499

1 314 008

43 832

26 682

36 477 966

29 006 036

Aktiverte letebrønner Inventar og utstyr Sum varige driftsmidler

(4)

Capitalised exploration wells Office furniture and equipment (4)

Finansielle anleggsmidler Aksjer i andre selskap

Financial assets (9)

Sum finansielle anleggsmidler Sum anleggsmidler

2 126

4 550

2 126

4 550

36 480 092

29 010 586

293 163

161 234

(9)

Total fixed assets Current assets

Lager av materiell

Warehouse stocks

Kundefordringer

(14.1)

2 477 886

2 826 466

(14.1)

Andre fordringer

(10)

1 327 830

1 224 954

(10)

Kortsiktig pengeplassering

(14.1)

320 000

0

(14.1)

Kontanter og bankinnskudd

(11)(14.1)

141 516

125 316

(11)(14.1)

4 560 395

4 337 970

41 040 487

33 348 556

Sum eiendeler

24

Shares in other companies Total financial assets

Omløpsmidler

Sum omløpsmidler

Total Tangible assets

Receivables from customers Other accounts receivable Short-term deposit Cash and bank Total current assets Total assets


Eni Norge årsrapport / Balanse

Annual Report / Balance Sheet

(NOK 1 000) Egenkapital og gjeld per 31.12. Egenkapital

2012

Shareholder’s equity and liabilities as of 31.12.

2011

(Note)

(Note)

Innskutt egenkapital

Restricted equity

Aksjekapital

278 000

278 000

3 886 360

3 144 219

4 164 360

3 422 219

Share capital

Opptjent egenkapital

Retained earnings

Annen egenkapital Sum egenkapital

Shareholder’s equity

(12)

Retained earnings (12)

Gjeld

Total shareholder's equity Liabilities

Avsetning for forpliktelser Utsatt skatt

Deferred liabilities (8)

6 723 535

6 778 300

(8)

Deferred taxes

Avslutningsforpliktelser

(15)

7 167 677

5 353 208

(15)

Pensjonsforpliktelser

(2)

69 307

20 576

(2)

Pension liability

Andre avsetninger for forpliktelser

(15)

145 603

0

(15)

Other provisions

14 106 122

12 152 084

Sum avsetning for forpliktelser

Total deferred liabilities

Annen langsiktig gjeld Gjeld til konsern selskap

Asset retirement obligations

Other long-term debt (7)

Sum annen langsiktig gjeld

9 369 689

5 276 668

9 369 689

5 276 668

(7)

Payable to group companies Total other long-term liabilities

Kortsiktig gjeld

Current liabilities

Leverandørgjeld

(14.2)

3 500 260

3 124 910

(14.2)

Betalbar skatt

(8)

4 212 212

5 154 438

(8)

Suppliers Income taxes payable

102 249

73 178

4 300 000

3 700 000

1 285 595

445 059

Sum kortsiktig gjeld

13 400 316

12 497 585

Total current liabilities

Sum egenkapital og gjeld

41 040 487

33 348 556

Total shareholder’s equity and liabilities

Skyldige offentlige avgifter Avsatt til utbytte Annen kortsiktig gjeld

(13)(14.2)

Employee wh. tax, soc. sec. etc. Allocated to dividend (13)(14.2)

Other accounts payable

4. mars 2013 / 4 March, 2013

E. Cingolani

F. Magnani Styreformann/ Chairman

L. Bertelli

T. B. Tangvald

T. Widvey

T. Reinskau

A. Forzoni Administrerende direktør/ Managing Director

O. Vårdal

25


Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse

Annual Report / Statement of Cash Flow

Kontantstrømanalyse – Statement of Cash Flow

Photo: ???

26


Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse

Annual Report / Statement of Cash Flow

(NOK 1 000) Per 31.12.

2012

2011

Likvider tilført fra virksomheten

Ordinært resultat før skattekostnad Avskrivning på eiendeler

Cash flow from operating activities

13 388 676

15 277 841

3 082 127

3 087 467

0

(215 748)

21 938

0

(232 304)

(266 700)

Endring i tidselement fjerningsforpliktelse

291 789

258 678

Utgiftsføring av tidligere års letebrønn

113 461

0

Nedskrivning av varige driftsmidler Nedskriving av varelager Utgifter til fjerning

(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler (Betalte)/mottatte skatter Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld Avsetning for pensjoner

Netto likviditetsendring fra virksomheten (A)

920 998

7 654

(9 221 696)

(9 318 870)

1 358 732

178 599

48 731

21 833

9 772 452

9 030 754

Likvider tilført/brukt til investeringer

Investeringer i varige driftsmidler Salg av varige driftsmidler (salgssum) Salg av aksjer i andre foretak

Netto likvditetsendring fra investeringer (B)

At 31.12.

Ordinary income before taxes Depreciation assets Write-down on tangible assets Inventory Write-down Abandonment payments Accretion discount Expensed prior year exploration well (Profit)/loss on tangible assets sold/retired Income taxes (paid)/received Change in current assets and current liabilities Accrued pension costs

Net cash flow from operating activities (A)

Cash flow from investing activities

(10 634 638)

(8 672 646)

724 978

0

Sales of fixed assets (sales value)

80 387

0

Sales of shares in other companies

(9 829 273)

(8 672 646)

Likvider tilført fra/brukt til finansiering

Investments in fixed assets

Net cash flow from investing activities (B)

Cash flow from financing activities

4 093 021

2 321 484

(3 700 000)

(2 900 000)

Netto likviditetsendring fra finansiering (C)

393 021

(578 516)

Net cash flow from financing activities (C)

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

336 200

(220 408)

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

Likviditetsbeholdning pr. 1. januar

125 316

345 724

Cash at January 1

Likviditetsbeholdning pr. 31. desember

461 516

125 316

Cash at December 31

Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap Betalt aksjeutbytte

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

27


Eni Norge ĂĽrsrapport / Regnskapsprinsipper

Annual Report / Accounting Principles

Regnskapsprinsipper – Accounting Principles

Photo: News on Request

28


Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper

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

Inntekter Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt på leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgsavtalene. Andre inntekter bokføres på tidspunktet for levering.

Deltakelse i felleskontrollert virksomhet Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner etter bruttometoden.

Bruk av estimater Selskapet benytter estimater og forutsetninger i utarbeidelsen av årsregnskapet i henhold til god regnskapsskikk. Disse er basert på beste estimat, og kan avvike fra de endelige faktiske kostnadene.

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 forskningsog utviklingskostnader kostnadsføres løpende.

Utbyggingskostnader Utbyggingsfasen starter når lisenspartnerne har foretatt en beslutning om konsept for utbygging. Direkte og indirekte kostnader i forbindelse med utbyggingsprosjekter kapitaliseres. Mislykkede produksjonsbrønner blir kostnadsført. Vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.

Avskrivninger Sokkelinstallasjoner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden (forholdet mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare reserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Investeringer på land blir avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid.

Nedskrivning Varige driftsmidler blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er høyere enn nåverdi av kontantgenererende enhet. Vurderingen av olje- og gassanleggsmidler skjer på felt- eller lisensnivå. Nedskrivning resultatføres når balanseført verdi overstiger nåverdien av kontantstrømmen. Nedskrivning blir tilsvarende reversert hvis vilkårene for nedskrivningen ikke lenger er tilstede.

Avslutningskostnader Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning av installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjernings- og nedstengningskostnader er beregnet i samsvar med nåverdimetoden etter NRS 13, Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet.

Annual Report / Accounting Principles

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

Revenue Sales of petroleum products are recorded as revenue according to the sales method on the date of delivery, based on the terms and conditions in the sales agreements. Other revenue is recorded at the time of the delivery.

Participation in jointly controlled operations 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 jointly controlled operations based on the gross method.

Use of estimates The company uses estimates and assumptions in preparation of the financial statements in accordance with generally accepted accounting principles. These are based on best estimates available, and can deviate from the final actual costs.

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 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.

Development expenditures The development phase commences when the license partners have decided the concept selection. Direct and indirect expenditures relating to development projects are capitalised. Other costs related to fields in production are expensed as incurred. Unsuccessful production wells are expensed. Maintenance is expensed as incurred, whereas costs for improving and upgrading production facilities are added to the acquisition cost and depreciated with the related asset.

Depreciation Offshore installations are depreciated in accordance with the unitof-production method (the ratio between annual production quantity and the total proved developed reserves, whereupon the reserves are updated quarterly. Onshore assets are depreciated over the anticipated economical lifetime, according to the straight-line method.

Impairment Tangible assets are assessed for potential loss in value when events or changes of circumstances indicate that the book value of assets is higher than the net present value of the cash generating unit. The assessment of oil- and gas assets is carried out at the field or license level. Write-downs are recognised when the book value exceeds the net present value of the cash flow. Write-downs are correspondingly reversed if the conditions for the write-down are no longer present.

Asset retirement costs Asset retirement costs are calculated in accordance to net present value

29


Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper

Annual Report / Accounting Principles

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. Estimatendringer balanseføres mot anleggsmidler. For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper. Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde.

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

Lagerbeholdning Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruksvarer i varelageret er utgiftsført ved kjøp. Beholdninger av petroleumsprodukter inngår i beregningen av mer-/mindreuttak.

Mer-/mindreuttak av petroleumsprodukt og gasslån For meget uttatt mengde av petroleumsprodukter verdsettes etter produksjonskostnad, mens for lite uttatt mengde verdsettes etter det som er lavest av produksjonskostnad og salgspris.

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. Changes in estimates are recorded as tangible assets. Eni Norge has a liability as a shipper for Gassled. The liability is recorded as the net present value of estimated future retirement obligations based on accumulated shipped volumes.

Foreign currency Transactions in foreign currency are recorded at monthly exchange rates. 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 warehouse are valued at original cost. Consumable stocks are expensed as incurred. Inventories of petroleum products are included in over/underlifting.

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.

30


Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper

Annual Report / Accounting Principles

Geografisk område

Geographical area

Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofiskområdet, feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Marulk og Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i noter til regnskapet.

The Company’s major operating activity is related to its interest in the Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Marulk and Åsgard. Geographical areas of investments and sales are specified in the notes to the financial statements.

Pensjonsforpliktelser

Pension liability

Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere pensjonskostnadene i henhold til 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. 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 % 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.

The company uses the option in GRS 6 to measure and classify pension costs 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. 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.

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, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i konsernbank.

Salg av anleggsmidler Salg av anleggsmidler på norsk sokkel behandles som etterskatttransaksjoner jfr. § 10 i petroleumsskatteloven, for å sikre skattenøytralitet. Effektiv dato for skatt er 01.01, mens inntekter og kostnader blir regnskapsført frem til oppgjørsdato.

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 shortterm 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 consist of cash, bank deposits and short-term deposits in affiliated bank.

Sale of assets Sale of assets on the Norwegian continental shelf are treated as after tax transactions according to the petroleum tax act § 10, to ensure tax neutrality. Effective date for tax purposes are 01.01, while revenues and costs are booked until completion date.

31


Eni Norge årsrapport / Noter

1

Annual Report / Notes

I nntekter fra salg av olje, gass og NGL per aktivitetsområde og geografisk område

(NOK 1 000)

1

Norge Totalt 2012 Totalt 2011

EU

0 12 587 481 13 688 573

R  evenue from sale of oil, gas and NGL by area of activity and geographical area

(NOK 1 000)

Norway

Total 2012

Total 2011

0 12 587 481 13 688 573

Råolje

12 587 481

Gass

5 973 567

16 220

5 989 787

5 421 759

Gas

5 973 567

16 220

5 989 787

5 421 759

NGL

2 225 928

496 601

2 722 529

2 387 919

NGL

2 225 928

496 601

2 722 529

2 387 919

Totalt

20 786 976

512 821 21 299 797 21 498 251

Total

20 786 976

Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i Eni-konsernet. Andre driftsinntekter inkluderer hovedsakelig forsikringsutbetalinger.

2

Lønninger Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale utgifter utenlandsk personell)

12 587 481

512 821 21 299 797 21 498 251

Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the Eni Group. Other operating revenue includes mainly insurance reimbursements.

L ønninger, pensjon og andre personalrelaterte kostnader og godtgjørelser egne ansatte

(NOK 1 000)

Crude Oil

EU

2

 alaries, pensions, and other personnel costs S and remunerations own employees

2012

2011

367 513

279 951

52 944

51 223

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

(NOK 1 000) Salaries

2012

2011

367 513

279 951

52 944

51 223

Pensjonskostnader

75 567

61 049

Pension cost

75 567

61 049

Andre personalrelaterte kostnader

55 437

66 989

Other personnel related cost

55 437

66 989

551 461

459 212

551 461

459 212

Totalt

Total

Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt til KNOK 262 945 (KNOK 239 646 i 2011) og andelen belastet partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 164 874 (KNOK 138 170 i 2011).

Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 262 945 (KNOK 239 646 in 2011) and the portion charged to partners in operated joint ventures amounted to KNOK 164 874 (KNOK 138 170 in 2011).

Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i DNB. 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 DNB. Verdien av pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS 19. 241 ansatte og 9 pensjonister er med i pensjonsordningen.

Pension cost and pension fund/-obligations Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees with DNB. 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 DNB. The value of the pension obligations is assessed according to IAS 19 by an Actuary. 241 employees and 9 pensioners are included in the scheme.

32


Eni Norge årsrapport / Noter

2012

2011

Årets pensjonsopptjening

60 783

46 825

Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen

10 886

12 687

(11 651)

(12 367)

(NOK 1 000) Årets pensjonskostnader

Avkastning på pensjonsmidlene Amortisering av estimatavvik Netto pensjonskostnad før arbeids­ giveravgift Arbeidsgiveravgift Årets pensjonskostnad

6 553

6 475

66 571

53 620

8 996

7 429

75 567

61 049

(545 715)

(419 021)

2010

Company service cost

60 783

46 825

Interest expense

10 886

12 687

(11 651)

(12 367)

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

6 553

6 475

66 571

53 620

8 996

7 429

75 567

61 049

(545 715)

(419 021)

Pension fund/liabilities as of 31.12. 277 357

265 219

(268 358)

(153 802)

Ikke regnskapsførte estimatavvik

199 051

133 226

Balanseført netto forpliktelse per 31.12.

(69 307)

(20 576)

Estimert markedsverdi pensjonsmidler Estimert netto pensjonsforpliktelse

2011

(NOK 1 000) Pension cost of the year

Pensjonsmidler/- forpliktelser per 31.12. Estimerte brutto pensjonsforpliktelser

Annual Report / Notes

Spesifikasjon av estimert markedsverdi pensjonsmidler

Estimated gross pension liabilities

277 357

265 219

(268 358)

(153 802)

Unrecognised estimate variances

199 051

133 226

Pension liability as of 31.12.

(69 307)

(20 576)

Estimated market value of pension fund Estimated net pension liability

Specification of estimated market value of pension fund

Estimerte pensjonsmidler 01.01.

265 219

229 170

Estimated pension fund 01.01.

265 219

229 170

Estimatavvik

(23 671)

(12 677)

Unrecognised loss/(gain)

(23 671)

(12 677)

24 764

37 098

24 764

37 098

(606)

(739)

(606)

(739)

Netto innbetalt Utbetalte pensjoner

11 651

12 367

277 357

265 219

Diskonteringsrente

2,30 %

2,60 %

Forventet avkastning

4,00 %

4,10 %

Avkastning på pensjonsmidlene Estimert markedsverdi pensjonsmidler 31.12. Økonomiske forutsetninger

Net contribution Benefits paid

11 651

12 367

277 357

265 219

Discount rate

2,30 %

2,60 %

Expected return on plan assets

4,00 %

4,10 %

Return on pension Estimated market value of pension fund 31.12. Assumptions

Lønnsøkning

3,50 %

3,50 %

Expected long-term salary increase

3,50 %

3,50 %

G-regulering

3,25 %

3,25 %

Expected long-term G increase

3,25 %

3,25 %

Regulering av løpende pensjon

3,25 %

3,25 %

Expected long-term pension escalation

3,25 %

3,25 %

Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 291 ansatte gjennom året, tilsvarende 290 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 291, equivalent to 290 full time employees.

Godtgjørelse Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 5 803 (KNOK 4 909 i 2011). Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i Italia. Styret har fått en godtgjørelse på til sammen KNOK 200 for 2012. Styreleder mottar ikke godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser til administrerende direktør, styreleder 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 1 506. Forpliktelsen er beregnet med diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år.

Remunerations The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 5 803 (KNOK 4 909 in 2011). The Managing Director takes part of a pension arrangement in the home company in Italy. Members of the board received a remuneration of KNOK 200 for 2012. The Chairman receives no remuneration. 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 1 506 to managers. The obligation is calculated by a discount rate of 1,15 % of 3 years.

Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2012 beløp seg til KNOK 1 371 (KNOK 1 495 i 2011). Beløpene er eksklusive merverdiavgift.

The fee to Ernst & Young expensed in 2012 for audit services was KNOK 1 371 (KNOK 1 495 in 2011). The amounts are exclusive of VAT.

33


Eni Norge årsrapport / Noter

3

Annual Report / Notes

Produksjonskostnader

3

(NOK 1 000) Driftskostnader – ikke opererte CO2-avgift Endring i mer/mindre uttak Forsikringer Andre driftskostnader Sum

4

Varige driftsmidler /

4

Production costs

2012

2011

1 781 444

1 458 739

2012

2011

1 781 444

1 458 739

90 612

112 342

90 612

112 342

(206 448)

(297 330)

64 015

66 058

Operational insurance

(206 448) 64 015

(297 330) 66 058

194 558

192 363

Other operating costs

194 558

192 363

1 924 181

1 532 172

1 924 181

1 532 172

(NOK 1 000) Operating costs – non operated CO2 tax Variation of over-/underlift

Total

 Property, plant and equipment

(NOK 1 000)

Anskaffelsesverdi / Gross book value 31.12.11

Overføring / Reclass

Tilgang / Additions 2012

Avgang / Retirement 2012

Akk. avskr. / Acc. depr. 31.12.12

Bokført verdi / Net book value 31.12.12

Avskrevet / Deprec. 2012

9 948

0

1 017

(10 965)

0

0

102

Bore- og produksjonsanlegg / Well and production equipment

47 437 832

1 208 363

3 180 912

(3 377 676)

32 235 566

16 213 865

3 065 746

Arbeid under utførelse / Work in progress

10 990 813

(1 141 551)

8 780 513

(3 005)

0

18 626 770

0

Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheter / Capitalised expl. wells/-licence rights

1 478 030

(66 812)

265 938

0

83 657

1 593 499

5 879

238 223

0

38 975

(14 818)

218 548

43 832

10 400

60 154 846

0

12 267 355

(3 406 464)

32 537 771

36 477 966

3 082 127

Forretningsbygg/Industrial buildings

Inventar og utstyr / Office furniture/equipment Sum / Total

KNOK 1 345 433 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. / KNOK 1 345 433 of the gross book value is capitalized interest.

Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger (NOK 1 000) Økning/reduksjon av fjerningsestimat Avskrivning av fjerningsestimat

Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations

2012

2011

1 776 400

597 977

Increase/decr. in asset retirement cost

384 091

153 480

Asset retirement cost depreciations

(NOK 1 000)

2012

2011

1 776 400

597 977

384 091

153 480

Salg av anleggsmidler viser et regnskapsmessig tap, men hensyntatt tilhørende utsatt skatt gir det netto gevinst. / Sale of assets shows an accounting loss, but considering related deferred tax the result is a net gain.

34


Eni Norge årsrapport / Noter

5

Påviste utbygde reserver (Ikke revidert av E&Y)

5

Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE).

Annual Report / Notes

Proved developed reserves (Not audited by E&Y)

Million barrels of oil equivalents (million BOE).

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 per 31.12.07

357,8

Proved developed reserves as at 31.12.08

304.2

Produksjon 2009

(45,9)

Production 2009

(45.9)

Endring 2009

20,9

Changes 2009

20.9

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.09

279,2

Proved developed reserves as at 31.12.09

304.2

Produksjon 2010

(44,8)

Production 2010

(44.8)

Endring 2010

37,9

Changes 2010

37.9

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.10

272,3

Proved developed reserves as of 31.12.10

272.3

Produksjon 2011

(47,8)

Production 2011

(47.8)

Endring 2011

43,1

Changes 2011

43.1

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11

267,6

Proved developed reserves as of 31.12.11

267.6

Produksjon 2012

(46,2)

Production 2012

(46.2)

Endring 2012

33,2

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.12

254,6

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, Marulk og Morvin. De totale påviste reserver pr. 31.12.12 er 438 millioner FOE. Konsesjonsperiodene utløper som følger:

Changes 2012

33.2

Proved developed reserves as at 31.12.12

254.6

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, Marulk og Morvin. The total proved reserves at 31.12.12 are 438 million BOE. Concession periods expire as follows:

År

Year

Ekofisk

PL 018/PL 018 B

2028

Ekofisk

PL 018/PL 018 B

2028

Heidrun

PL 095

2024

Heidrun

PL 095

2024

Heidrun

PL 124

2025

Heidrun

PL 124

2025

Kristin

PL 134B

2027

Kristin

PL 134B

2027

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/

Åsgard

PL 062/PL 074/PL 094/

PL 094 B/PL 134/PL 237

2027

Tyrihans

PL 073/PL 073 B/PL 091

2029

Marulk

PL122

2025

PL 094 B/PL 134/PL 237

2027

Tyrihans

PL 073/PL 073 B/PL 091

2029

Marulk

PL122

2025

35


Eni Norge årsrapport / Noter

6

Annual Report / Notes

Letekostnader – endringer i status /

Lisens / Licence

6

Exploration – changes in status

Blokk / Block

Operatør / Operator

Eni Norge andel / Share

Tildelinger/kjøp / Awards/acquisitions PL 293B

35/10

Eni Norge

45,00 %

PL 657

7122/8&9

Eni Norge

80,00 %

Forskning og utvikling Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var KNOK 137 084 (KNOK 41 768 i 2011). Research and Development The Company participates in several R&D projects with other oil companies. Total R&D costs coordinated by Eni Norge reached KNOK 137 084 (KNOK 41 768 in 2011).

7

Finansielle poster

7

Totale rentekostnader for 2012 utgjorde KNOK 256 006 (KNOK 251 327 i 2011). Rentekostnader KNOK 223 087 er kapitalisert. Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK 223 087 (KNOK 151 848 i 2011).

Financial items

Total interest expense for 2012 amounted to KNOK 256 006 (KNOK 251 327 in 2011). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 223 087. Interest expense charged by group companies was KNOK 223 087 (KNOK 151 848 in 2011).

Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 914. Valutaterminkontrakter Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK. Netto urealisert valutatap på KNOK 985 KNOK 31.12.12 (KNOK 58 063 i 2011) er kostnadsført i resultatregnskapet.

Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 914. Forward currency contracts 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 loss KNOK 985 as of 31.12.12 (KNOK 58 063 in 2011) has been charged to the income statement.

(NOK 1 000) Utestående valutaterminkontrakter per 31.12.12 / Forward currency contracts as of 31.12.12 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

282 245

1 571 942

KNOK

1 570 739

5,5652

Jan. 2013

KEUR

62 129

456 543

KNOK

458 606

7,3815

Jan. 2013

KGBP

10 820

97 425

KNOK

97 383

9,0003

Jan. 2013

Kjøpt valuta / Purchased currency

Beløp / Amount

Motverdi / Counter value (KNOK)

Solgt valuta / Sold currency

Kontraktert verdi / Contract value

Gj.snittlig terminkurs / Average rate

Forfall / Due Jan. 2013

KUSD

33 855

199 692

KNOK

199 717

5,89919

KEUR

18 330

134 694

KNOK

135 295

7,38107

Jan. 2013

KGBP

5 252

47 290

KNIK

47 218

8,99048

Jan. 2013

Gjeld til konsern selskap Selskapet har en langsiktig flervaluta lånekontrakt med Eni Finance International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen utløper 25 September 2013.

Payable to group companies The Company has a long-term multi-currency credit facility with Eni Finance International. The debt is repaid currently with surplus cash that is not required for the Company’s operating activities. The contract expires 25th of September 2013.

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.

36


Eni Norge årsrapport / Noter

8

Skattekostnad

8

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. (NOK 1 000) Skattegrunnlag:

Income taxes

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

(NOK 1 000) 31.12.12

31.12.11 Basis for taxes:

Resultat før skattekostnad

13 388 676

15 277 841 Income before taxes

Marginal skattesats (78 %)

10 443 167

11 916 716 Marginal tax rate (78%)

Skatteeffekt av: - Permanente og andre forskjeller - Opptjent friinntekt - Justering tidligere år Årets skattekostnad

Tax effect of: (612 913) (1 500 544) 16 825 8 346 535

Spesifikasjon årets skattekostnad Betalbar skatt Skatt på transaksjoner i interimperioden for solgte anleggsmidler Tidligere års skatt Utsatt skatt Årets skattekostnad

10 050 - Permanent and other differences (1 222 454) - Earned uplift 78 545 - Previous years’ adjustment 10 782 857 This year’s tax cost Specification of the year’s tax cost

8 262 212 121 829 17 259 (54 765) 8 346 535

Betalbar skatt per 31.12. Resultat før skattekostnad

10 254 438 Payable tax 0 Taxes on transactions in interim 78 545 Previous years’ taxes 449 874 Deferred tax 10 782 857 This year’s tax cost Payable tax as of 31.12.

13 388 676

15 277 841 Income before taxes

Permanente forskjeller

(733 693)

5 458 Permanent difference

Endring i midlertidige forskjeller

(708 096)

(1 255 942) Change in timing differences

Grunnlag for 28 % inntektsskatt

11 946 887

14 027 357 Base for 28% income tax

Friinntekt

(1 944 553)

(1 385 323) Uplift

Landinntekt

(168 167)

Grunnlag for 50 % særskatt

9 834 167

28 % inntektskatt

3 345 128

50 % særskatt

4 917 084

Betalbar skatt på resultat

8 262 212

Terminbetaling av beregnet skatt Sum betalbar skatt i balansen

Annual Report / Notes

(4 050 000) 4 212 212

Midlertidige forskjeller per 31.12.

11 522 Onshore income 12 653 556 Base for 50% special tax 3 927 660 28% income tax 6 326 778 50% special tax 10 254 438 Payable tax on the result (5 100 000) Tax installment of payable tax 5 154 438 Sum payable tax at year-end Temporary timing differences as of 31.12.

Anleggsmidler

14 833 015

13 797 714 Properties, plant and equipment

Fjerning/miljøkostnader

(3 618 088)

(3 211 470) Decommissioning/environmental

Pensjonsforpliktelser

(69 307)

(20 576) Pension liability

Annet

141 919

(17 145) Other

Grunnlag for utsatt selskapsskatt

11 287 539

10 548 523 Basis for deferred ordinary taxes

Fremførbar og fremtidig friinntekt

(3 853 935)

(2 797 400) Uplift carry forward and future uplift

Landaktivitet

(307 555)

(101 695) Onshore activity

Grunnlag utsatt særskatt

7 126 049

7 649 428 Basis for deferred special taxes

Inntektsskatt 28 %

3 160 511

2 953 586 Ordinary tax 28%

Særskatt 50 %

3 563 024

3 824 714 Special tax 50%

Utsatt skattegjeld

6 723 535

6 778 300 Deferred tax liabilities

Effekt på skattekostnad i forbindelse med salg av anleggsmidlene er KNOK 1 273 418, dette er hovedsakelig oppløsing av utsatt skattegjeld. The tax impact related to sales of assets are KNOK 1 273 418, this is mainly resolved deferred tax.

37


Eni Norge årsrapport / Noter

9

Annual Report / Notes

Aksjer i andre selskap /

Shares in other companies

9

(NOK 1 000) Aksjekapital / Share capital

Bokført verdi / Book value 1 526

Norpipe Oil AS

NOK

10 085

Tjeldbergodden Utvikling AS

NOK

2 209

Sum / Total

10

6 576

6,52 %

600

600

1 000

600

0,48 %

2 126

1 258

2012

2011

833 230

591 684

2 808

3 006

443 127

609 955

Ansatte Forskuddsbetalte utgifter Annet

48 665

20 309

Totalt

1 327 830

1 224 954

11

Bundne omløpsmidler

(NOK 1 000)

Netto meruttak av hydrokarboner Ansatte Annen gjeld Totalt

38

Total

2012

2011

833 230

591 684

2 808

3 006

443 127

609 955

48 665

20 309

1 327 830

1 224 954

Other

Restricted cash

Change in shareholder’s equity

(NOK 1 000)

Annen egenkapital

278 000

3 144 219

Net equity as of 31.12.11

5 042 141

Net income

278 000

(4 300 000)

Allocated to dividend

3 886 360

Closing balance 31 December, 2011

Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld

(NOK 1 000)

Prepaid expenses

Aksjekapital

Avsatt til utbytte

13

Employees

12

Årsresultat Sluttbalanse 31. desember 2012

Net underlift of hydrocarbons

KNOK 22 881 of cash and bank regards employee withholding taxes.

Endring i egenkapitalen

Egenkapital per 31.12.11

Specification of other accounts receivable

(NOK 1 000)

11

KNOK 22 881 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk.

12

Eierinteresse / Ownership interest

100

10

(NOK 1 000)

Antall aksjer / Number of shares

658

Spesifikasjon av andre fordringer

Netto mindreuttak av hydrokarboner

Pålydende / Pålydende per aksje / Nominal value Nominal value each share

13

2012

2011

338 537

303 439

23 061

18 065

Share capital

Retained earnings

278 000

3 144 219 5 042 141 (4 300 000)

278 000

3 886 360

Specification of other accounts payable

(NOK 1 000) Net overlift of hydrocarbons Employees

923 997

123 555

Other accounts payable

1 285 595

445 059

Total

2012

2011

338 537

303 439

23 061

18 065

923 997

123 555

1 285 595

445 059


Eni Norge årsrapport / Noter

14

Transaksjoner med nærstående parter

14

Annual Report / Notes

Transactions with affiliated companies

Eni Norge har flere transaksjoner med andre heleide eller kontrollerte selskap i Eni-konsernet. Inntekter består hovedsakelig av salg av råolje, gass og NGL. Kostnadene er hovedsakelig knyttet til tekniske tjenester, innleid personell og forsikring.

Eni Norge has a number of transactions with other wholly owned or controlled companies in the Eni Group. Revenues are mainly related to sale of oil, gas and NGL. The expenditures are mainly related to technical services, seconded personnel and insurance.

14.1 Omløpsmidler

14.1 Current assets

(NOK 1 000)

2012

2011

Eni Trading & Shipping B.V. Eni SpA Andre Sum kunder

1 599 294

2 172 474

93 370

104 336

116 959

81 288

3 621

3 911

1 813 244

2 362 009

2 822

853

Eni Finance International Sum bankinnskudd

Eni Trading & Shipping B.V. Eni UK Ltd. Eni SpA Other Total customers

Eni Corporate

52 588

16 143

320 00

0

372 588

16 143

Eni Corporate Eni Finance International Total bank deposits

Alle fordringer forfaller innen 1 år.

All receivables are due within 1 year.

14.2 Kortsiktig gjeld

14.2 Current liabilities

(NOK 1 000)

2012

2011

324 748

161 856

Eni SpA Eni UK Ltd Andre Sum leverandører

98 576 23 240

64 311 0

8 526

20 889

455 090

247 056

3 807

38 909

14.3 Salgsinntekter, ref. note 1 (NOK 1 000) Eni Trading & Shipping B.V. Eni UK Eni SpA Distrigas NV Sum salgsinntekter

104 336

116 959

81 288

3 621

3 911

1 813 244

2 362 009

2 822

853

52 588

16 143

(NOK 1 000)

320 00

0

372 588

16 143

2012

2011

324 748

161 856

Eni SpA

98 576

64 311

Eni UK Ltd

23 240

0

Saipem SpA

Other Total suppliers

8 526

20 889

455 090

247 056

3 807

38 909

2012

2011

Other accounts payable

Annen gjeld Eni Corporate

2 172 474

93 370

Suppliers

Leverandører Saipem SpA

1 599 294

Bank deposits

Bankinnskudd Banque Eni

2011

Other accounts receivable

Andre fordringer Eni Corporate

2012

Customers

Kunder Eni UK Ltd.

(NOK 1 000)

Eni Corporate

14.3 Sales revenue , ref. note 1 2012

2011

14 783 367 15 572 245

(NOK 1 000) Eni Trading & Shipping B.V.

14 783 367 15 572 245

896 805

Eni UK

1 258 595

896 805

1 243 873

823 860

Eni SpA

1 243 873

823 860

0

153 692

Distrigas NV

0

153 692

1 258 595

17 285 835 17 446 602

14.4 Andre inntekter

Total sales revenue

17 285 835 17 446 602

14.4 Other revenue

(NOK 1 000)

2012

2011

Eni Insurance Ltd.

6 803

0

(NOK 1 000)

2012

2011

Eni Insurance Ltd.

6 803

0

39


Eni Norge 책rsrapport / Noter

Annual Report / Notes

14.5 Driftskostnader og investeringer (NOK 1 000) Saipem SpA Eni SpA

14.5 Operating and capital expenditures 2011 391 142

Saipem SpA

181 945

126 134

Eni SpA

9 931

21 385

Eni UK Ltd.

36940

0

Eni Insurance Ltd.

63 635

Eni Trading & Shipping SpA

27 411

Eni International Resources Ltd.

0

48 383

Eni Trading & Shipping SpA

27 411

48 383

1 354 232

671 534

14.6 Finansinntekter/kostnader, ref. note 7 2012

2011

Sum finanskostnader

40

7 225

0

Other

2 080

17 876

1 354 232

671 534

Total expenditures

(NOK 1 000)

2012

2011

23 057

26 127

Financial income 23 057

26 127

1 721

4 932

24 778

31 059

6 758

13 860

223 087

151 549

535

1 419

230 380

166 828

Eni SpA Eni Finance International Total financial income

1 721

4 932

24 778

31 059

Financial expenses

Finanskostnader

Andre / Other

Tecnomare SPA

14.6 Financial income and expenses , ref. note 7

Finansinntekter

Eni Finance International

21 385 66 614

0

Eni SpA

9 931 63 635

17 876

Sum finansinntekter

126 134

Eni Insurance Ltd.

7 225

Eni SpA

181 945

66 614

2 080

Eni Finance International

2011 391 142

36940

Other

(NOK 1 000)

Eni International Resources Ltd.

2012 1 025 065

Eni UK Ltd.

Tecnomare SPA Sum kostnader

(NOK 1 000)

2012 1 025 065

Eni SpA Eni Finance International Andre / Other Total financial expenses

6 758

13 860

223 087

151 549

535

1 419

230 380

166 828


Eni Norge årsrapport / Noter

15

Forpliktelser

15

Annual Report / Notes

Commitments

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 2012 utgjør 4 brønner med en forventet kostnad på KNOK 412 000.

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, 2012 are 4 wells, with an estimated cost of KNOK 412 000.

15.2 Avslutningsforpliktelser

15.2 Asset retirement obligation

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.

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.

Total kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet til KNOK 7 167 670 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette estimatet er på KNOK 9 486 977. Kostnadsført tidselement for fjerningskostnader i 2012 er på KNOK 291 789. Estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning er fra 2013 til 2048. Diskonteringsrente for beregning av nåverdi er fra 2,98 % til 4,07 % i forhold til estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for beregningen varierer fra 1,98 % til 2,57 % innen beregningsperioden. Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning. Eni Norge har avsatt for dette, beregnet til KNOK 145 603.

Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to be KNOK 7 167 670. Nominal value of the estimate is KNOK 9 486 977. Expensed accretion discount in 2012 is KNOK 291 789. Estimated time for the abandonment is from 2013 to 2048. The discount rate used varies from 2,98 % to 4,07 % dependent on the estimated time of removal and decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation varies from 1,98 % to 2,57 % within the calculation period. Eni Norge has an retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge has accrued KNOK 145 603 for this purpose.

15.3 Other commitments

15.3 Andre forpliktelser 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.

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.

I forbindelse med utbyggingen av Goliat har selskapet inngått pr. 31.12.2012 kontrakter som beløper til KNOK 8 171 936 selskapets andel.

In connection with the development of Goliat, the company has per 31.12.2012 entered contracts amounting to KNOK 8 171 936 company’s share.

Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger, fartøy og helikopter for å sikre planlagte aktiviteter de neste årene. Det er også inngått en 10-års avtale om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2007, med rett til forlengelse av leieperioden. Det er i 2012 inngått en 15-års avtale om leie av kontorbygg i Hammerfest. Eni Norge AS har som partner i Ekofisklisensen 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 2021. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS beløper seg til KNOK 8 967 543.

Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs, vessels and helicopter to secure planned activities over the next years. Eni Norge AS has entered into a 10-year leasing agreement of the office building in Sandnes from 2007, with a right to extend the lease period. In 2012 a 15year leasing agreement of the office building in Hammerfest was entered. 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 2021. Total future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK 8 967 543.

Leieavtaler / Leasing commitments 16

2013

2014

2015

2016

2017

<2018

1 859 362

1 526 421

1 453 802

1 505 600

799 359

1 822 999

Konsernregnskap

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

16

Consolidated financial statements

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

41


Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning

Annual Report / Auditor’s Report

Regnskapsprinsipper – Auditor’s Report

42


Eni Norge ĂĽrsrapport / Revisjonsberetning

Annual Report / Auditorâ&#x20AC;&#x2122;s Report

43


Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning

Annual Report / Auditor’s Report

Regnskapsprinsipper – Auditor’s Report

44


Eni Norge ĂĽrsrapport / Revisjonsberetning

Annual Report / Auditorâ&#x20AC;&#x2122;s Report

45


Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen

Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf

Selskapets engasjement på sokkelen ved årsslutt 2012/ Company’s Engagement on the Shelf by end of year 2012

12 lisenser i Barentshavet Eni Norge er operatør for 7 av disse lisensene, hvorav Goliat er under bygging. Vi har 30 % eierandel i de lovende funnene Skrugard og Havis. 12 licences in the Barents Sea Eni Norge is the operator of 7 of these licences, whereof Goliatis under construction. We have a 30% share in the promising discoveries Skrugard and Havis.

Major player on the Stor aktør på norsk sokkel Norwegian continental shelf Eni Norge er aktiv deltaker i 52 lisenser og operatør i 14 produksjons­lisenser i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.

Eni Norge is an active participant in 52 licences and operator of 14 production licences in the North Sea, Norwegian Sea and Barents Sea.

33 lisenser i Norskehavet Produksjonen i det Eni Norge-opererte feltet Marulk startet i april 2012. Vi er operatør i 5 av lisensene. 33 licences in the Norwegian Sea Production on the Eni Norge-operated field Marulk started in April 2012. We are operator in 5 of the licences.

7 lisenser i Nordsjøen Sør på sokkelen er vi operatør i 2 lisenser. Ekofisk er en betydelig bidragsyter i dette området. 7 licences in the North Sea We are operator in 2 licences in the southern part of the shelf. Ekofisk is a significant contributor in this area.

Eni Norge partner / Eni Norge partner

46

Eni Norge operatør / Eni Norge operator

Stavanger


Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen

Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf

Utvinningstillatelser / Licences Lisensene som Eni Norge er operatør for: / Eni Norge-operated licences: Utvinningstillatelse

Navn

Eni Norge

PL No.

Name

Eni Norge

122

Marulk

20 %

122B

Marulk

20 %

122C

Marulk

20 %

122D

Marulk

20 %

201

Gamma

66, 67 %

229

Goliat

65 %

229B

Goliat

65 %

264

Hvitveis

40 %

293

Afrodite

45 %

293B

Afrodite

45 %

489

Alke

40 %

529

Bønna

30 %

533

West of Loppa

40 %

657

East of Loppa

80 %

Lisensene som Eni Norge er rettighetshaver i: / Licences in which Eni Norge has a participating interest: Utvinningstillatelse

Eni Norge (%)

201

67,67

PL No.

Eni Norge (%)

211

30,0

018

12,388

211B

30,0

018B

12,388

219

50,0

044

13,12

220

15,0

062

9,8

226

31,0

073

5,8

226B

31,0

073B

7,9

229

65,0

074

29,4

229B

65,0

074B

29,4

237

14,82

091

7,9

263C

9,8

092

14,9

264

40,0

094

19,6

275

12,388

094B

14,82

293

45,0

095

5,0

293B

45,0

121

14,9

312

17,0

122

20,0

312B

17,0

122B

20,0

393

30,0

122C

20,0

473

29,4

122D

20,0

479

19,6

124

10,0

489

40,0

128

11,5

516

11,5

128B

6,9

529

30,0

134

30,0

532

30,0

134B

30,0

533

40,0

134C

30,0

608

30,0

145

20,0

657

80,0

47


Vestre Svanholmen 12, NO-4313 SANDNES P.O. Box 101 Forus, NO-4064 STAVANGER Telephone: +47 52 87 48 00 â&#x20AC;&#x201C; Telefax: +47 52 87 49 30 www.eninorge.com


Eni norge arsrapport 2012