Transcript Last ned pdf av årsmeldingen 2013

Årsrapport
Annual Report 2013
Innhold
4
5
6
7
16 18 24 26
28 30 32 36 46 50
Ledelse og styret
Administrerende direktørs kommentarer
Årsberetning 2013
Selskapets aktiviteter
HR og organisasjon
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Finansielle forhold
Resultatregnskap
Balanse
Kontantstrømanalyse
Regnskapsprinsipper
Noter til årsregnskapet
Revisjonsberetning
Eni Norges engasjement ved årsslutt 2013
Management and Board of Directors
Managing Director’s Comments
Annual Report 2013
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 statements
Auditor´s Report
Eni Norge’s engagement by end of year 2013
Contents
4
5
6
7
16
18 24 26 28 30
32 36
46 50 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
Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet /
Health, Safety, Environment and Quality Manager
E. Cingolani
Nestleder / Vice Chairman
Arild Glæserud
Lisensdirektør / Licence Manager
Aksel Luhr
Juridisk direktør / Legal & Corporate Affairs Manager
Gabriele Fuggini
Finansdirektør / Finance and Control Manager
Odd Vårdal
Direktør for prosjekt og teknologi /
Development and Technology Manager
Nils Tveit (from 1. February 2013)
Direktør for personal og organisasjon /
Human Resources and Organisation Manager
Tone Reinskau
Direktør for målstyring og oppfølging /
Performance Monitoring Manager
Raffaele Chiandet (until 30. April 2013) /
Maurizio Maiani (from 2. May 2013)
Goliat Development Project
Salvatore Giammetti
Direktør for leting / Exploration Manager
Franco Picciani
Driftsdirektør / Operations Manager
Maurizio Guerreschi (until 28. June 2013) /
Luca Franchi (from 1. .July 2013)
Direktør for kontrakter og anskaffelser /
Supply chain Manager
Andreas Wulff
Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt /
External Communication Manager
Alfio Guercio (from 1 September 2013)
Sikkerhetsdirektør / Security Manager
Oversikten gjelder 1. januar 2013 – 31. desember 2013 /
Overview applies to the period 1 January 2013 – 31 December 2013.
4
L. Bertelli
Styremedlem / Director
A. Forzoni
Styremedlem / Director
T. Widvey (until 17 October 2013)
Styremedlem / Director
T. Reinskau
Ansattes representant / Elected by the employees
T. B. Tangvald
Ansattes representant / Elected by the employees
O. Vårdal
Ansattes representant / Elected by the employees
Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer Annual Report / Managing Director’s Comments
Administrerende direktørs kommentarer
The Managing Director’s Remarks
Eni Norge har lagt bak seg nok et år med
høyt aktivitetsnivå. Goliat – vår første
egenopererte plattform på norsk sokkel
– har naturligvis fått stort fokus. Det
nærmer seg ferdigstilling av den flytende
produksjonsplattformen, i tillegg til at det
gjennom året er utført viktig arbeid på
feltet i Barentshavet.
Eni Norge er et selskap i vekst. Ved
årsslutt 2013 hadde vi 426 ansatte, en
økning på 98 personer fra året før. Et
høyere aktivitetsnivå i selskapet, særlig knyttet opp mot ferdigstillingen
av Goliat-prosjektet, er en sentral forklaring på veksten.
Om lag 40 av våre medarbeidere flyttet i august inn i nytt kontorbygg i
Hammerfest. Denne delen av Eni Norge skal følge driften av Goliatfeltet.
Selskapet satser tungt i nord. Derfor har vi i våre nye lokaler tatt høyde
for kontorplass til opp mot 120 mennesker.
I 2013 produserte Eni Norge 38,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE),
sammenlignet med 46,2 MFOE året før. Reduksjonen skyldes hovedsakelig naturlig nedgang og planlagt vedlikeholdsstans. Årsresultat ble
3,2 milliarder kroner, sammenlignet med 5 milliarder kroner i 2012.
Resultatet er likevel solid, og vi er i god posisjon til å realisere selskapets
ambisjoner.
I 2013 deltok vi i boringer på hele norsk sokkel, med Barentshavet i fokus.
Her har vi blant annet vært med på å innhente informasjon som vil gi
viktige avklaringer om Johan Castberg-feltet.
Eni Norge fått god uttelling i de siste lisensrundene, og ble tildelt lisenser
i uutforskede områder både i 22. konsesjonsrunde og TFO 2013 (tildeling
i forhåndsdefinerte områder). I førstnevnte fikk vi andeler i alle de fire
områdene i Barentshavet der vi søkte om areal – operatør i tre, partner i
én. Selskapets suksess i 22. konsesjonsrunde styrker definitivt Eni Norges
posisjon i Barentshavet.
Eni Norge er en av pionerene innenfor norsk olje- og gassvirksomhet.
Vi har vært med helt siden den spede begynnelse i 1965, og er stolt over
å ha fått den tilliten det er å bygge ut det første oljefeltet som kommer
i produksjon i Barentshavet. Når Goliat begynner å levere olje til
markedene, betyr det at Eni Norge har produksjon fra alle havområder
på norsk sokkel.
I 2015 kan vi se tilbake på 50 års virksomhet i Norge. Det er verdt å
markere. Samtidig skal vi benytte anledningen til å rette blikket fremover.
Eni har et langsiktig perspektiv på virksomheten i Norge, og satser spesielt
i nord. I de neste årene skal vi bore nye letebrønner, som forhåpentligvis
vil resultere i nye funn og ytterligere verdiskaping. Vi går definitivt en
spennende fremtid i møte.
Eni Norge has reached the end of yet another year with high levels of activity.
Goliat – the first platform to be operated by us on the Norwegian shelf –
has naturally received considerable attention. Completion of the floating
production platform is approaching, and in the course of the year important
work has been carried out at the field location in the Barents Sea.
Eni Norge is a growing company. At the end of 2013 we had 426 employees,
an increase of 98 from the year before. The main reason for this growth is the
higher level of activity within the company, especially in connection with the
completion of the Goliat project.
In August, about 40 of our colleagues moved into the new office building in
Hammerfest. They will follow the operation of the Goliat field. The company is
planning considerable involvement in the Arctic region, so we have provided
office space for up to 120 people in our new premises.
In 2013, Eni Norge produced 38.7 million barrels of oil equivalent (MBOE),
compared to 46.2 MBOE the previous year, mainly as a result of natural
decline and planned shut-downs. The annual net income was NOK 3.2 billion,
as compared with 5 billion in 2012. Nevertheless, the result is solid and we are
well placed to achieve the company’s ambitions.
In 2013 we participated in drilling across the entire Norwegian Shelf, but
focusing on the Barents Sea. Here we were, for example, involved in acquiring
information which will provide vital clarification of the nature of the Johan
Castberg field.
Eni Norge has done well in the latest licensing rounds with awards in
unexplored areas both in the 22nd Round and APA 2013 (Awards in
Predefined Areas, an annual licencing round for mature areas). In the former
we acquired stakes in all four areas of the Barents Sea in which we applied,
becoming operator in three of these and a partner in the fourth. The
company’s success in the 22nd Licensing Round definitively reinforces
Eni Norge’s position in the Barents Sea.
Eni Norge is one of the pioneers of the Norwegian oil and gas industry.
We have been involved right from the very start in 1965 and are proud to
have been entrusted with the development of the first producing oil field in
the Barents Sea. With the start-up of oil delivery from Goliat to the market,
Eni Norge will be producing from all the regions on the Norwegian shelf.
In 2015 we will be able to look back on 50 years of operations in Norway.
This is cause for celebration. At the same time we will take the opportunity
to look to the future. Eni has a long-term perspective for its operations in
Norway, with particular focus on the Arctic. In coming years we will drill new
exploration wells which we hope will result in new discoveries and further
wealth generation. We can definitely look forward to an exciting future.
Andrea Forzoni
Administrerende direktør / Managing Director
5
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report 2013 / Company Activities
Årsberetning 2013 / Annual Report 2013
Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni konsernet. Selskapet
utfører lete- og utvinningsvirksomhet i Norge, og har kontorer på
Forus utenfor Stavanger og i Hammerfest samt prosjektkontor i Ulsan,
Sør-Korea. Eni International B.V., Amsterdam, står som eier av alle
Eni Norges aksjer.
Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni group of companies.
The company carries out petroleum exploration and production activities in
Norway. Eni Norge has offices in Forus outside Stavanger, in Hammerfest, and
a project centre in Ulsan, South Korea. Eni International B.V., Amsterdam, is the
sole shareholder.
Ved årets utgang besto Eni Norges portefølje av 57 utvinningstillatelser
på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 18 av disse
og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd,
Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans og Skuld.
At year-end, Eni Norge’s portfolio on the Norwegian continental shelf
consisted of 57 licences. The company is operator in 18 licences and has
participating interests in the Greater Ekofisk Area, and the Heidrun, Norne, Urd,
Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Skuld fields.
Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliatfeltene. Marulk, som ligger
i Norskehavet, kom i produksjon 2. april 2012. Goliat er under utvikling
i Barentshavet.
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
currently under development.
6
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities
Selskapets aktiviteter / Company Activities
Leting
Exploration
Eni Norge har vært engasjert i viktige boreoperasjoner i Barents- og
Norskehavet i 2013. I Barentshavet deltok selskapet med 30 %
eierinteresse i boringen av to brønner i utvinningstillatelsen PL532, og én
i utvinningstillatelsen PL608. Statoil er operatør for begge lisensene med
50 % eierinteresse og Petoro er den tredje partneren med 20 %
eierinteresse.
In 2013 Eni Norge was involved in important drilling activity both in the
Barents Sea and Norwegian Seas. In the Barents Sea, the company
participated with a 30% interest in the drilling of two wells in the PL532
licence, and one in the PL608 licence. Both licences are operated by Statoil
(50%) with Petoro as the other partner (20%).
I brønn 7220/5-2 (Skavl) i PL532 ble det funnet olje og gass i sandstein
av jura- og triasalder i en struktur fem kilometer sørvest for Johan
Castberg-funnene. Det pågår nå en evaluering av reservetallene.
Foreløpige beregninger indikerer at Skavl inneholder mellom 20 og 50
millioner fat utvinnbar olje.
I PL608 ble det i brønn 7220/7-2S (Iskrystall) funnet en 200 meter
gass- og kondensatkolonne i Realgrunnen-gruppen av jura alder, med
estimerte utvinnbare reserver beregnet til 15,8 MFOE.
Borekampanjen i lisensene PL532 og PL608 pågår fremdeles som en del
av et samarbeid mellom flere selskaper som skal undersøke om det finnes
tilleggsressurser i Johan Castberg-området som kan danne grunnlag for å
etablere et robust feltutbyggingsprosjekt.
Eni Norge boret brønn 7016/2 (Bønna) i lisensen PL529, der selskapet er
operatør med 30 %. Partnere er Repsol med 10 %, samt Dong, OMV og
Wintershall med 20 % hver. Målet med brønnen var å undersøke
muligheten for gass i en høyrisiko eocen letemodell i det vestlige
Barentshavet, men brønnen var tørr. Fra en operatørsynsvinkel er det verdt
å nevne at Bønna-brønnen var den første som ble boret på dypt vann
i Barentshavet etter Macondo-ulykken i Mexicogolfen i 2010.
I Norskehavet deltok Eni Norge i boring av to brønner i lisensen PL128
(der Statoil er operatør med 63,95 %, Petoro 24,55 % og Eni Norge
11,5 %), og én brønn i PL479 (der Statoil er operatør med 34,57 %,
Petoro 35,69 %, Eni Norge 14, 82 %, Total 7,68 % og ExxonMobil 7,24 %).
I lisensen PL128 påviste brønnen 6608/10-15 (Svale Nord) olje
i sandstein av tidlig jura alder i Åre- og Melkeformasjonene. Estimerte
utvinnbare reserver er beregnet til 17,8 MFOE. I PL479 påviste brønnen
6506/9-3 (Smørbukk Nord) rik gass i sandstein av midtre jura alder
i Garn- og Ileformasjonene i Fangst-gruppen. Estimerte utvinnbare
reserver her er omtrent 5 MFOE.
In PL532 the 7220/5-2 well (Skavl) encountered oil and gas in sandstones of
Jurassic and Triassic age in a structure located 5 kilometres south-west of the
Johan Castberg discoveries. An evaluation of the reserves is currently in
progress. Preliminary estimates indicate that Skavl contains between 20 and
50 million barrels of recoverable oil.
In PL608 the 7220/7-2S well (Iskrystall) encountered a 200-metre gas and
condensate column in the Jurassic Realgrunnen Group, with estimated
recoverable reserves of 15.8 MBOE.
The exploration drilling campaign in licences PL532 and PL608 is still in
progress, as part of a joint venture effort designed to establish the presence of
additional oil resources in the Johan Castberg area as a basis for establishing a
robust field development project.
Eni Norge drilled the 7016/2 well (Bønna) in the PL529 licence, where the
company is operator with a 30% owner interest. The other licence participants
are Repsol (10%) and Dong, OMV and Wintershall (20% each). The objective
of the well was to test the high materiality, unproven Eocene gas play in the
Western Barents Sea, but the well proved to be dry. From an operator’s point of
view it is worthy of note that the Bønna well was the first drilled in the Barents
Sea in deep water following the Macondo accident in Gulf of Mexico in 2010.
In the Norwegian Sea, Eni Norge participated in the drilling of two wells in the
PL128 licence (where Statoil is operator with 63.95%, Petoro 24.55% and Eni
Norge 11.5%), and one well in PL479 (where Statoil is operator with 34.57%,
Petoro 35.69%, Eni Norge 14.82%, Total 7.68% and ExxonMobil 7.24%). In
licence PL128 the 6608/10-15 well (Svale North) encountered oil in the
Lower Jurassic sandstones of the Åre and Melke Formations. The estimated
recoverable reserves are 17.8 MBOE. In PL479 the 6506/9-3 well (Smørbukk
North) encountered rich gas in sandstones of Middle-Jurassic age in the Garn
and Ile Formations of the Fangst Group. The estimated recoverable reserves
here are about 5 MBOE.
Borekampanjen i Norskehavet er et typisk eksempel på nærfeltleting, et
viktig element i Eni Norges letestrategi på den norske kontinentalsokkelen.
The exploration drilling campaign in the Norwegian Sea is a typical example
of timely near-field exploration, which is an important element in Eni Norge’s
exploration strategy on the Norwegian continental shelf.
Lisenstildelinger
Licence awards
Eni Norge er tildelt lisenser i uutforskede områder både i 22. konsesjonsrunde og TFO 2013. I førstnevnte ble Eni Norge tildelt andeler i alle de fire
områdene i Barentshavet der selskapet søkte om areal (operatør i tre,
partner i én).
Eni Norge was awarded licences in both the 22nd Licensing Round and the
APA 2013. In the former, Eni Norge was awarded interests in all four of the
areas in the Barents Sea for which the company applied (operator in three,
and partner in one).
Disse lisensene er:
• PL717 Giannutri – Eni Norge 40 % (operatør), Statoil 20 %, Rocksource
20 % og Edison 20 %.
• PL714 Tina – Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 % og Petoro 20 %.
• PL712 Big Brother – Eni Norge 40 % (operatør), Statoil 20 %, BP 20 %
og Petoro 20 %.
• PL716 Bigorna – Eni Norge 40 % (operatør), Bayerngas 20 %, Faroe
20 % og Petoro 20 %.
These licences are:
• PL717 Giannutri – Eni Norge with 40% (operator), Statoil 20%, Rocksource
20% and Edison 20%.
• PL714 Tina – Statoil with 50% (operator), Eni Norge 30% and Petoro 20%.
• PL712 Big Brother – Eni Norge with 40% (operator), Statoil 20%, BP 20%
and Petoro 20%.
• PL716 Bigorna – Eni Norge with 40% (operator), Bayerngas 20%, Faroe
20% and Petoro 20%.
7
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities
Selskapets suksess i 22. konsesjonsrunde kom etter utmerkede resultater
i TFO 2012 og har styrket Eni Norges posisjon i Barentshavet.
The company’s success in the 22nd Round followed excellent results in the
APA 2012 and has consolidated Eni Norge’s position in the Barents Sea.
I forbindelse med TFO 2013 ble Eni Norge i januar 2014 tilbudt en
13,12 % andel i Nordsjølisensen PL044B, sammen med ConocoPhillips
41,88 % (operatør), Statoil 30 % og Total 15 %. Denne tildelingen sikrer
det vestlige nedflankssegmentet av Tommeliten Alpha-funnet og
hoveddelen av Landegode-prospektet.
In January 2014, as part of the APA 2013, Eni Norge was offered a 13.12%
interest in the North Sea licence PL044B (together with ConocoPhillips
41.88% (operator), Statoil 30% and Total 15%). This award secures the
western down-dip flank of the Tommeliten Alpha discovery and the major part
of the Landegode prospect.
Porteføljen ble slanket for å redusere områdeavgiftene. Dette førte til
delvis tilbakelevering av lisensen PL095 og fullstendig tilbakelevering av
PL211. Eni Norge har uttrykt vilje til å se på nytten av mulige
oppkjøpsmuligheter.
Portfolio rationalisations were conducted to reduce area fees. This led to the
partial relinquishment of licence PL095 and full relinquishment of licence
PL211. The company also exhibited a willingness to take advantage of
possible farm-in opportunities.
Utbygging
Field development
Ekofisk Sør og Eldfisk II-prosjektene ble godkjent i februar 2011. PUD ble
levert sommeren 2011. Ekofisk Sør består av en produksjonsplattform,
Ekofisk Zulu, med 36 brønner inkludert 35 produksjonsbrønner og en
injeksjonsbrønn for borekaks. Undervannsinstallasjonen Victor Bravo, med
åtte vanninjektorer, vil gi vannstøtte til produsentene på Ekofisk Zulu.
Oppstart var 25. oktober 2013, to måneder foran tidsplanen.
The Ekofisk South and Eldfisk II projects passed the Gate 3 stage in February
2011. The PDO was submitted in summer 2011. 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,
with eight water injectors, will provide water-drive supporting the producers at
Ekofisk Zulu. Start-up was achieved on 25 October 2013, two months ahead
of schedule.
Eldfisk II består av en kombinert plattform, Eldfisk Sør 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, dersom
2/4J er nedstengt. 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 tidsplan
og budsjett. Forventet oppstart er tidlig i 2015.
Den nye bolig- og feltsenterplattformen, Ekofisk 2/4L, har 552 senger.
Den ligger sørøst for 2/4M-plattformen og er forbundet med en ny bro og
brostøttesystem. Plattformen har også kontrollfunksjon for helikopteroperasjoner for den sørlige Nordsjøen og forsyner Ekofisksenteret med
vann til brannslukking. Den nye Ekofisk 2/4L-modulen ble løftet på plass
og installert i 2013. Første overnatting fant sted 25. november 2013.
Tommeliten Alpha er et gass/kondensatfunn lokalisert i lisensen PL044,
omtrent 30 kilometer vest-sørvest for Ekofisk-feltet. Eni Norge planlegger
å utvikle dette feltet, og arbeidet med konseptvalg vil utføres før fjerde
kvartal i 2014.
Oppgraderingen av Tor-feltet inkluderer en ny satelittplattform som vil
være koblet til eksisterende fasiliteter innenfor Ekofisk-komplekset.
Installasjonen av de nye fasilitetene er planlagt til andre kvartal 2017.
Alt arbeid i forbindelse med konseptvalg er fullført, og sluttrapporter er
utstedt. Endelige økonomiske analyser viser at Tor-oppgraderingen per
i dag ikke er økonomisk gjennomførbar, og videre arbeid er utsatt i tre år.
Den nåværende kampanjen for fjerning av plattformer ble fullført i 2013,
da hovedaktivitetene var fjerning av 7/11 Cod jacket og 1/6 Albuskjell
topsides og jacket.
Tyrihans 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. Gassen blir eksportert via Kristin-plattformen og Åsgard
transportsystem til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. De viktigste
aktivitetene gjennom 2013 har omfattet boring og komplettering av en
tilleggsbrønn. Endelig testing og igangsetting av systemet for undervanns-sjøvannsinjeksjon ble utført så snart vanninjeksjonsbrønnen var
re-komplettert.
Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av
Tyrihans PUD. Tyrihans-lisensen vil følgelig være ansvarlig for ca.
50 prosent av investeringene i ombyggingene på Kristin-plattformen,
8
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, within budget, with a project start-up in early 2015.
The new 2/4L Ekofisk accommodation and field centre facility has 552 beds.
It is located south-east of the 2/4M platform and tied-in via a new bridge and
bridge support system. It also provides a helicopter control function for the
southern North Sea and supplies fire water to the Ekofisk Centre. The new
Ekofisk 2/4 L module was lifted in and installed in 2013. First sleep took place
on 25 November 2013.
Tommeliten Alpha is a gas-condensate discovery located in licence PL044,
approximately 30 kilometres west-south-west of the Ekofisk field. Eni Norge
intends to develop this field, and concept selection work is being carried out in
advance before the fourth quarter 2014.
The Tor re-development project includes a new satellite platform which will
be tied back to existing facilities within the Ekofisk Complex. The installation
of the new facilities is targeted for the second quarter of 2017. All concept
selection work has been completed and final reports issued. Final economic
analysis shows that the Tor re-development is not economically viable at this
time, and further work has been postponed for three years.
The current platform removal campaign was completed in 2013, during
which the main activities were removal of the 7/11 Cod jacket and the 1/6
Albuskjell topsides and jacket.
Tyrihans is a subsea development tied-back to the Kristin facility. Oil from
Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage facility at the
Åsgard C platform prior to being transported by shuttle tanker to the market.
The rich gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard Transport
system to the gas processing terminal at Kårstø.
The main activity during 2013 has been the drilling and completion of an
infill well. Final testing and initial operation of the subsea seawater injection
system took place successfully once the water injection well was
re-completed.
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities
men vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter på Kristinplattformen. Planlagt oppstart er andre kvartal 2014.
I Haltenbanken West Unit/Kristin-lisensen har prosjektet for ombygging
av Kristin-plattformen til lavtrykksproduksjon fortsatt i 2013. Dette er et
prosjekt som også lå i forutsetningene for godkjenningen av PUD for
feltet. Prosjektet består hovedsakelig av installasjon av en stor modul med
en ny kompressor og hjelpeutstyr som skal sikre eksportkapasiteten for
plattformen etter at den er endret til lavtrykksproduksjon. LPP-modulen
ble installert sommeren 2013. Planlagt oppstart er andre kvartal 2014.
Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største av disse er
Åsgard undervannskompresjon. Dette er en førstegangsutvikling av en
The achievement of future low-pressure production was among the
conditions for approval of the Tyrihans PDO. The Tyrihans licence will thus
assume responsibility for approximately 50% of new investment in the
modification of the Kristin platform, but will at the same time also retain
low-pressure production entitlements. Start-up is planned for the second
quarter of 2014.
The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving modification of
the Kristin platform to accommodate low-pressure production (LPP)
continued during 2013. This project constituted part of the preconditions for
approval of the field’s original 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
9
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities
undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til
Åsgard. Hensikten er å overvinne utfordringer i rørledninger når
produksjon og reservoartrykk i de to feltene reduseres. I tillegg til en
høyere utvinning, er lav CO2-gass fra Mikkel- og 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, og tre undervannsmoduler ble
installert i løpet av sommeren 2013. Det arbeides med kompressortesting
og fremstilling av de undersjøiske kompressormodulene før installering
i fjerde kvartal 2014 og planlagt oppstart i 2015.
Det andre Åsgard-prosjektet er utvidelse av Smørbukk Sør. Det omfatter
installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet.
Dette er et prosjekt for økt utvinning, og brønnene vil bli knyttet til Åsgard
A-plattformen. Prosjektet ble sanksjonert i begynnelsen av 2013 og er
i gjennomføringsfasen, med planlagt oppstart i tredje kvartal 2015.
En rekke studier har blitt utført vedrørende 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 fortsatte i 2013 basert
på «tie-back»-alternativet. Konseptvalg planlegges i mars 2014.
Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige
om å revurdere prosjektet så snart endringer i de eksterne rammebetingelsene er avklart.
10
switch over to low-pressure production. The LPP module was installed during
the summer of 2013. Start-up is planned for the second quarter of 2014.
The Åsgard field has two ongoing development projects. The largest of these
is the Åsgard subsea compression project. This involves the first ever use of a
subsea compressor designed to boost production from the Midgard and
Mikkel fields and on to Åsgard. The objective here is to overcome minimum
flow problems in the flow lines as a result of natural production and reservoir
pressure decline in these two fields. In addition to prompting higher recovery
rates, the low-CO2 gas from the Mikkel and Midgard fields is important as a
blending component together with other, higher-CO2 gases, from the
Haltenbanken area required to meet overall sales gas CO2 specifications. The
project is in the execution phase, and three subsea modules were installed as
planned during the summer of 2013. Compressor testing and fabrication of
the subsea compressor modules are progressing prior to installation in the
fourth quarter of 2014, with a planned start-up in 2015.
The other Åsgard-related project is the Smørbukk South Extension Project.
This involves the installation of a new two-well template on the Smørbukk
South field. This is an increased recovery project and the wells will be
tied-back to the Åsgard A platform. The project was given approval in early
2013 and is in the execution phase, with a planned start-up in the third
quarter of 2015.
A number of studies have been carried out to assess the development of the
Trestakk field. These comprise a re-evaluation of the tie-back option to Åsgard
A, and assessments as to a possible joint development involving the recently
discovered Maria field. Studies and commercial evaluations continued during
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities
Skuld-feltet, som ligger nord for Norne, kom i produksjon i mars 2013.
Dette har vært et hurtigprosjekt med undervannstilknytning til Norne
FPSO. Sluttfasen av prosjektet fortsetter til 2015, før fullføring av alle
topside-modifikasjoner på Norne FPSO.
Utbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår.
Sommeren 2013 ble det besluttet å bruke ett ekstra år på konseptvalg,
noe som ventelig vil bli besluttet i juni 2014. Utbyggingsløsningene som
er til vurdering er en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en
oljeterminal, eventuelt en FPSO med overføring av produsert olje til
tankskip. Tre letebrønner ble boret i 2013 og to brønner er planlagt boret
i første halvdel av 2014 i dette området. Målet er å redusere usikkerhet og
øke ressursgrunnlaget.
I 2013 ble også flere utbyggingsløsninger for Alke-feltet i Barentshavet
vurdert. Forsøket på å etablere en individuell gasseksportløsning nådde
ikke frem, og det videre arbeidet vil bli basert på mulig samarbeid med
eksisterende eller ny gassinfrastruktur.
Produksjon
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass hvor selskapet ikke er
operatør, var i 2013 38,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE), som
representerer en nedgang på 16 prosent sammenlignet med 46,2 MFOE
i 2012. Reduksjonen skyldes hovedsakelig naturlig nedgang og planlagt
vedlikeholdsstans. Den største delen av produksjonen kom fra vår andel
i Åsgard-feltet, som produserte 17,3 MFOE sammenlignet med
2013 based on the tie-back option. Concept selection is scheduled for
March 2014.
The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints in the
downstream transportation system. The licence participants have agreed to
reconsider the project as soon as changes to external frame conditions are
resolved.
The Skuld field, located north of Norne, came on stream in March 2013. This
has been a fast-track project, involving the subsea tie-back of nine wells to the
Norne FPSO. The final phase of the project will continue until 2015, prior to
completion of all topside modifications to the Norne FPSO.
Development planning for the Johan Castberg oil field in the Barents Sea is
ongoing. During the summer of 2013 it was decided to use one additional
year on the concept selection phase that now will be concluded in June 2014.
The field development solutions under consideration are a semi-submersible
platform with pipeline to an oil terminal or alternatively a stand-alone FPSO
which will transfer the produced oil to dedicated shuttle tankers. Three
explorations wells were drilled during 2013 and two will be drilled in the first
half of 2014 in the license area. The goal is to reduce the subsurface
uncertainties and to increase the recoverable reserves.
Several field development alternatives were investigated in 2013 for the Alke
gas field in the Barents Sea. The attempts to establish a free standing gas
export solution did not succeed and further work will be based on possible
cooperation with existing or new gas infrastructure.
11
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities
19,8 MFOE i 2012, og feltene i Ekofisk-området, som produserte 8,2
MFOE sammenlignet med 10,1 MFOE i 2012. De resterende 13,2 MFOE
av produksjonen kom fra feltene Morvin, Tyrihans, Mikkel, Heidrun, Kristin,
Skuld, Norne, Marulk og Urd. Olje, kondensat og NGL bidro med
57 prosent av den totale produksjonen.
I mai og juni ble en planlagt driftsstans i Ekofisk-området avsluttet
innenfor forutsatt tidsramme. Planlagte aktiviteter knyttet til Eldfisk
II-prosjektet forlenget nedstengningen av Eldfisk, Embla og Tor til midten
av juli. I november startet produksjonen på Ekofisk Sør-prosjektet, med
mål om å øke oljeutvinningen fra det sørlige segmentet av Ekofiskreservoaret. Prosjektet startet to måneder tidligere enn planlagt.
I september ble produksjonsaktiviteten på alle felt i Haltenbankenområdet, bortsett fra Heidrun, nedstengt grunnet oppgradering og
vedlikehold. Disse aktivitetene ble synkronisert med driftsstansen på
Kårstø. Alle ordinære aktiviteter ble fullført innenfor den planlagte
tidsrammen. Den halvt nedsenkbare Kristin-plattformen ble imidlertid
nedstengt lenger enn forventet på grunn av reparasjon av avgassingssystemet. Sveisesprekker i topside-anlegget, som ble oppdaget under en
inspeksjon, tvang Kristin-operatøren til å forlenge nedstengningen til
begynnelsen av november. Dette påvirket produksjonen på både Kristin
og Tyrihans. Nedstengningen av Norne FPSO, som ble utført for å skifte ut
gasseksport-stigerøret, ble også lengre enn forventet. I slutten av 2012 ble
det oppdaget vibrasjoner som førte til at operatøren måtte begrense
gasseksport store deler av året, inntil utskiftningen var fullført midt
i oktober 2013.
Skuld-feltet startet produksjon fra Fossekall-reservoaret i mars 2013, kun
tre år etter at det ble funnet. Feltet er bygget ut med en brønnramme som
er koblet til Norne FPSO. Produksjonen fra Skuld i 2013 var 0,46 MFOE,
og er forventet å stige når Dompap-reservoaret er i produksjon.
Produksjonen var lavere enn estimert på grunn av uventede reservoarforhold og driftsproblemer. Den ble også indirekte begrenset av
situasjonen med gasseksport-stigerøret på Norne FPSO, som
beskrevet over.
Marulk var nedstengt mesteparten av året på grunn av de ovennevnte
vibrasjonene knyttet til gasseksport-stigerøret på Norne. Normal
produksjon var i gang igjen i midten av oktober. Det er positiv å merke
seg at på grunn av ledig kapasitet på Norne, har Marulk har fått tillatelse
til å produsere på nivåer over de som er beskrevet i produksjonsavtalen.
Gassled opplevde flere tilfeller av produksjonstans i 2013 grunnet
ikke-planlagte hendelser på Kårstø. Dette, i tillegg til CO2-restriksjoner,
førte til produksjonsbegrensninger for de fleste av våre oppstrømsfelt.
Reserver
Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2013 på 17,4
MFOE, hovedsakelig fra feltene Ekofisk/Eldfisk, Mikkel, Åsgard Group
og Morvin.
Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 416,8
MFOE, som er en 4,9 prosent reduksjon fra fjoråret og en reserveerstatningsrate for 2013 på 44,8 prosent. Anslått verdi av sannsynlige
reserver utgjør totalt 381 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige»
og «betingede» beløper seg til 220 MFOE.
Goliat utbyggingsprosjekt
Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt
produksjonsstart er andre halvdel av 2014. Goliat-utbyggingen omfatter
produksjonslisensene PL229/PL229B, der Eni Norge er operatør med en
eierandel på 65 prosent. Statoil er partner med en eierandel på 35 prosent.
Goliat er lokalisert i PL229 og PL229B, som omfatter blokker innenfor
Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8,
12
Production
Eni Norge’s equity production of oil, NGL and gas in 2013 was 38.7 MBOE,
representing a 16% decrease compared with the 46.2 MBOE recorded in
2012. The decrease is attributable mainly to natural decline and planned
maintenance turnarounds. The greatest contributors were the Åsgard Unit,
which produced 17.3 MBOE, compared with 19.8 MBOE in 2012, and the
Ekofisk area, which produced 8.2 MBOE, compared with 10.1 MBOE in 2012.
The remaining 13.2 MBOE of production came from the Morvin, Tyrihans,
Mikkel, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne, Marulk and Urd fields. Oil, condensate
and NGL accounted for 57% of total production.
The Ekofisk area underwent a three-year turnaround in May and June which
was successfully completed within the planned timeframe. Planned activities
linked to the Eldfisk II project extended the shutdown at Eldfisk, Embla and Tor
until mid-July. Furthermore, in November, the Ekofisk South Project started
production with the aim of increasing oil recovery from the southern segment
of the Ekofisk reservoir.
In the Haltenbanken Area, all fields except Heidrun where shut down for the
three-year turnaround in September. These activities were synchronised with
the turnaround at Kårstø. All ordinary activities were completed within the
budgeted time-frame. However, the Kristin semi-sub was shut down for longer
than anticipated in order to repair the exhaust system. The discovery, during
inspections, of welding cracks in the topside facilities forced the Kristin
operator to extend the shutdown until the beginning of November. This
affected production at both Kristin and Tyrihans. The Norne FPSO shutdown,
carried out in order to replace the gas-export riser, was also longer than
anticipated. Vibrations discovered at the end of 2012 forced the operator to
limit gas exports for a large part of the year until the replacement was
completed in mid-October 2013.
The Skuld field started production from the Fossekall reservoir in March 2013,
only three years after its discovery. The field has been developed using a
subsea template tied back to the Norne FPSO. Production from Skuld in 2013
was 0.46 MBOE, and this is expected to increase when the Dompap reservoir
comes on stream. Production was lower than estimated due to unanticipated
reservoir conditions and operational problems. It was also limited indirectly by
the Norne FPSO gas-export riser situation described above.
Marulk was shut in for most of the year due to the aforementioned vibrations
linked to the Norne export riser. Normal production was resumed in
mid-October. On a positive note, Marulk has been permitted to produce at
levels above those stated in the commercial agreement due to available
capacity at Norne.
Gassled experienced several production curtailments in 2013 due to
unplanned incidents at Kårstø. This, added to CO2 restriction periods, resulted
in limitations on production for most of our upstream fields.
Reserves
In 2013, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to
17.4 MBOE, mainly derived from the Ekofisk/Eldfisk, Mikkel, Åsgard Group and
Morvin fields.
At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 416.8 MBOE,
representing a decrease of 4.9% from the previous year, and a 2013 Reserves
Replacement Ratio of 44.8%. The estimated value of probable reserves
corresponds to a total of 381 MBOE, with volumes in the “possible” and
“contingent” reserves categories amounting to 220 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
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities
samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL229 ble tildelt
i «Barentshavrunden» i 1997, og PL229B i 2007. En mindre del av
Goliat-feltet ligger i PL229B.
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 er funnet olje og gass i flere strukturer/
segmenter på flere stratigrafiske nivå.
De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm3 olje.
I utgangspunktet er det planlang at gassen i den første fasen vil bli
reinjisert for trykkstøtte, men mulig eksport vil kunne vurderes på et
senere tidspunkt, avhengig av etablering av mulige eksportløsninger.
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 samme år.
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
med 22 brønner, hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner),
9 brukes til vanninjeksjon og 2 til gassinjeksjon.
For å oppnå målene om lave utslipp, vil prosjektet bruke kraftforsyning fra
land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om
bord på installasjonen.
development includes 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 located 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
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 early
production phase, and to export it at a later date should economic export
alternatives become available. 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
13
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities
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. Den totale
kontraktsandelen tildelt norske selskaper for hele Goliat-utbyggingen
anslås å bli ca. 60 prosent.
De fleste undersjøiske og landbaserte anleggskomponentene i forbindelse
med utbyggingen av Goliat er levert og klare til oppkobling til FPSOen.
De viktigste prosjektene som ble fullført i 2013 er:
• Installasjon av fleksible ekspansjonslengder mellom rørledninger og
stigerørsfundamenter på sjøbunnen.
• Forhåndsinstallasjon av fleksible stigerør.
• Forhåndsinstallasjon av sugeankere og tilhørende kjettingsegmenter
for FPSOen.
• Leveranse av polyestersegmenter for forankringsliner.
De viktigste aktivitetene for 2014 er:
• Levering og installasjon av den undersjøiske høyspentkabelen som
skal levere strøm til FPSOen.
• Ferdigstilling av utrustning av Hyggevatn transformatorstasjon.
• Ferdigstilling av konstruksjon og klargjøring på land av FPSOen.
I september åpnet selskapet det nye kontoret i Hammerfest. En rekke
kontrakter knyttet til drift og vedlikehold av Goliat-feltet ble tildelt
i september 2013. Disse omfatter blant annet:
• En langsiktig time-charter-kontrakt for nybygg av et plattformforsyningsfartøy (Møkster).
• En teknisk serviceavtale for undervannsproduksjonsanlegg
(Aker Subsea).
• Langsiktig leie av boliger i Hammerfest.
• Diverse FPSO-leverandørstøttekontrakter.
Servicekontrakter knyttet til diverse spesialutstyr og tjenester vil
videreføres i 2014.
Saipem startet boring på Goliat fjerde kvartal 2012 med den nybygde
riggen «Scarabeo 8». Boring og komplettering av Goliat-brønnene
fortsetter til 2016.
Marulk
Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av
Nordland II, omlag 30 kilometer sydvest for Norne FPSO og 15 kilometer
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 ti år,
med antatt avslutning ved utgangen av 2021.
I oktober 2012 ble det registrert betydelige vibrasjoner i gasseksportstigerøret på Norne FPSO, noe som førte til midlertidig stans i produksjonen fra Marulk-feltet. Kortsiktige tiltak utført på Norne FPSO
for å løse dette problemet hadde liten effekt på produksjonen fra Marulk.
En permanent løsning med installering av et nytt stigerør, utført under
driftsstansen på Norne i september 2013, førte til at produksjonen kunne
gjenopptas 15. oktober, og feltet oppnådde raskt avtalt produksjonskapasitet på 3,16 millioner Sm3 per dag.
Marulk-prosjektet ble formelt avsluttet ved utgangen av 2013. Aktiviteter
knyttet til feltet vil nå ivaretas av et eget operasjonsteam for Marulk,
som vil ha som overordnet mål å opprettholde en jevn, høy produksjonsregularitet i det som gjenstår av feltets levetid.
14
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 overall contract volume awarded to Norwegian companies for
the entire Goliat development project is expected to be approximately 60%.
Most of the subsea and onshore facilities components for the development of
Goliat have been delivered and are ready for hook-up to the FPSO. The most
significant projects completed during 2013 are as follows:
• 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.
The most important activities scheduled for 2014 are as follows:
• Delivery and installation of the high-voltage subsea cable used to supply
power to the FPSO.
• Completion of outfitting of the Hyggevatn substation.
• Completion of construction and onshore commissioning of the FPSO
The company opened its new administrative office in Hammerfest in
September. Several contracts linked to operation and maintenance of the
Goliat field were awarded in 2013. These include:
• A long-term time charter of a new-build Platform Support Vessel (Møkster).
• A Technical Service Agreement for the subsea production systems (Aker
Subsea).
• Long-term leasing of accommodation in Hammerfest.
• Various FPSO vendor support contracts.
Service contracts linked to various specialised items of equipment and
services will continue during 2014.
Saipem commenced drilling on the Goliat field in the 4th quarter of 2012
using the new-build rig “Scarabeo 8”. Drilling and completion of the Goliat
wells will continue until 2016.
Marulk
The Marulk field is located in licence PL122 in the southern part of the
Nordland II area, approximately 30 kilometres south-west of the Norne FPSO
and 15 kilometres west of Alve. Marulk is a typical subsea satellite
development involving two production wells using a single template tied-back
to the Norne FPSO where processing will take place. The production lifetime is
anticipated to be ten years, concluding in 2021.
Production at Marulk was shut down temporarily in October 2012 due to
severe vibrations registered in the Norne FPSO gas export riser. Short-term
measures carried out on the Norne FPSO to mitigate this problem had only
a minor impact on production from Marulk. A permanent solution involving
the installation of a replacement riser, carried out during the Norne turnaround
in September 2013, allowed production to be resumed on 15 October, and
the field rapidly achieved its agreed production capacity of 3.16 million Sm3
per day.
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities
Basiskonseptet for Marulk forutsetter at produksjonen fortsetter til
utgangen av 2021, med en generell, langsiktig forretningsstrategi som
innebærer:
• Utvikling av tilfredsstillende forretningsmodeller for perioden
etter 2021.
• Fortsatt høy kommersiell proaktivitet for å øke Marulks
gasshåndteringskapasitet.
En oppdatering av reservoarmodellen for Marulk utført i 2013, bekrefter
at det ikke er betydelige endringer i de opprinnelige reservene, og at de
eksisterende reserveestimatene er sammenlignbare med utgangstallene.
The Marulk development project was formally terminated at year-end 2013.
Activities related to the field will now be taken care of by a Marulk Operations
team whose overall objective will be to maintain continuous high production
regularity for the remainder of the lifetime of the field.
The Marulk base case assumes that production will continue until the end of
2021, with an overall long-term commercial strategy involving:
• The development of satisfactory commercial models for the period
following 2021.
• The maintenance of high commercial proactivity in order to improve
Marulk’s access to gas handling capacity.
An update of the Marulk reservoir model carried out in 2013 confirms that
there are no significant changes to original reserve volumes, and that current
recoverable reserves estimates are comparable to the initial figures.
15
Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual Report / Organisation and Human Resources
HR og organisasjon
Organisation and Human Resources
Ved årsslutt 2013 hadde Eni Norge 426 ansatte, en netto økning på 98
personer fra året før. Veksten i antall ansatte er særlig stor innenfor de
tekniske disiplinene. Et høyere aktivitetsnivå i selskapet, særlig knyttet opp
mot ferdigstillingen av Goliat-prosjektet, er en sentral forklaring på
veksten. Gjennom året har selskapet også benyttet midlertidig, innleid
personell under ulike rammeavtaler. Ved utløpet av 2013 var det 217
midlertidig innleide i selskapet, hvorav en vesentlig del er tekniske
spesialister innenfor ulike disipliner knyttet opp mot ferdigstillingen av
Goliat FPSO-enheten i Sør-Korea.
At year-end 2013 Eni Norge had 426 employees, representing a net increase
of 98 compared with 2012. The increase has been especially high among the
technical disciplines, mainly due to higher level of activity within the company
most notably linked to completion of the Goliat project. The company has
utilised temporary contracted personnel under a variety of frame agreements,
and at year-end 2013 there were 217 such personnel in the company. A
significant proportion of these are technical personnel working in disciplines
linked to completion of the Goliat FPSO unit in South Korea.
I løpet året sa tolv personer opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer
3,8 prosent av gjennomsnittlig antall ansatte i 2013. Eni Norge har
retningslinjer for seniorpolitikk. Disse tar blant annet sikte på å beholde
kompetansen til eldre arbeidstagere.
In 2013 a total of twelve persons resigned from their positions in the
company. This is equivalent to 3.8% of the average total number of persons
employed by the company during 2013. Eni Norge operates with a set of
Seniors' Policy guidelines. Among other things, these aim to retain the skills
and expertise possessed by our senior employees.
Ved utløpet av året utgjorde kvinner 25 prosent av arbeidstokken i Eni
Norge, mot 24 prosent i 2012. Av styrets åtte medlemmer var to kvinner
frem til 17. oktober 2013, da et av medlemmene fratrådte. Ved årsslutt
var det dermed ett kvinnelig medlem i selskapets styre. Det er ikke
iverksatt særskilte likestillingstiltak i løpet av 2013. Slike tiltak er heller ikke
planlagt for 2014.
At year-end women constituted 25 per cent of the workforce at Eni Norge,
compared with 24% in 2012. Two of the eight positions on the company's
Board were held by women until 17 October 2013, when one of the women
resigned her position, thus leaving one woman serving on the Board at
year-end. No special measures were taken during 2013 to promote equal
opportunity, nor are any such measures planned for 2014.
Sikkerhet for folk og materiell er grunnleggende i Eni Norge, og i 2013 ble
det opprettet en ny stilling som sikkerhetssjef i selskapet. Sikkerhetssjefen
rapporter direkte til administrerende direktør.
Personnel and asset security are vital to Eni Norge, and 2013 saw the
establishment of the new position of Director of Security. The Director of
Security reports directly to the Managing Director.
Opplæring og utvikling
Training and development
Eni Norge gjennomførte i 2013 om lag 15 000 kurs- og opplæringstimer,
inkludert interaktive e-læringskurs. Som en del av planleggingen for
oppstart av Goliatfeltet er det også igangsatt et betydelig trenings- og
opplæringsprogram for fremtidig offshore- og driftspersonell.
In 2013, Eni Norge arranged 15,000 hours of courses and training sessions
(including interactive e-Learning). As part of planning activities linked to
start-up of production from the Goliat field, a major training programme has
been launched to prepare our offshore and operations personnel.
Eni Norge skal ivareta eventuelle uønskede hendelser på best mulig måte.
Derfor er beredskapstrening høyt prioritert i selskapet. En rekke kurs og
treningssesjoner er gjennomført, inkludert kurs i rolletrening, oppfølgning
av pårørende samt mediehåndtering.
It is Eni Norge's aim to deal with any unwanted incidents in the best way
possible. For this reason, emergency response training has been assigned high
priority. A series of courses and training sessions has been completed,
including role training, the follow-up of next of kin, and media management.
En betydelig del av den tekniske spesialistopplæringen i selskapet forgår
ved Eni Corporate University i Milano.
A large proportion of specialist technical training within the company takes
place at the Eni Corporate University in Milan.
I løpet av året har 60 ansatte i utvalgte stillinger gjennomført
e-læringskurs i Code of Ethics. Videre har samtlige nyansatte
gjennomgått e-læringskurs i ENIMS (Eni Norge Integrated Management
System) og i Synergy, selskapets verktøy for rapportering av hendelser,
avvik og forslag til forbedringer.
In 2013, 60 employees in selected positions completed the e-Learning course
in the company's Code of Ethics. Furthermore, all new employees have
completed the e-Learning course in the Eni Norge Integrated Management
System (ENIMS) and in Synergy – the system used by the company to record
incidents and non-conformances, and register suggestions for improvement.
I 2013 ble det utviklet et eget treningsprogram for ledere i selskapet.
På agendaen her står relevant arbeidsmiljølovgivning samt interne
prosedyrer og lederverktøy. Den første gruppen av ledere gjennomførte
kurset i desember, mens de resterende lederne vil fullføre kurset i løpet
av første kvartal 2014.
A separate training programme for the company's managers was launched in
2013. The programme covered relevant working environment legislation, as
well as in-house procedures and management tools. The first group of
managers completed the course in December, while the remainder will do so
during the first quarter of 2014.
Eni Norge støtter ulike utdanningstiltak. Målet er å fremme både interesse
og kunnskap om de naturvitenskapelige fagene, heve kvaliteten på
utdanningstilbud på ulike skolenivå samt støtte og tilrettelegge for
læreplasser innenfor ulike fagdisipliner.
Eni Norge supports a variety of educational initiatives. The aim here is to
promote interest in, and knowledge of, science subjects, to raise the quality of
course provision in schools at all levels, and support and facilitate educational
opportunities linked to various technical disciplines.
16
Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual Report / Organisation and Human Resources
Både for 2012–2013 og 2013–2014 har Eni Norge hvert skoleår sponset
to norske studenter på Master Medea-studiet ved Eni Corporate
University i Milano.
During each of the two school years 2012/2013 and 2013/2014, Eni Norge
has funded two Norwegian students taking the Master's degree MEDEA at the
Eni Corporate University in Milan.
Kontorlokaler
Office premises
Eni Norges hovedkontor er i leide lokaler i Vestre Svanholmen 12 på
Forus i Sandnes kommune. Tilbakemeldinger fra ansatte bekrefter at det
fysiske arbeidsmiljøet generelt er godt. Bygget er også tilrettelagt for
personer med nedsatt funksjonsevne, i henhold til lov om forbud mot
diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne.
Eni Norge's head office is located in leased premises at Vestre Svanholmen 12
in Forus in Sandnes municipality. Feedback from employees confirms that, in
general terms, the physical working environment is satisfactory. The building is
designed to accommodate persons with reduced functional capacity in
accordance with the Norwegian Disability Discrimination Act.
På grunn av økt aktivitetsnivå og flere ansatte, inkludert en økning
i bemanningen på Goliat-prosjektet, ble det i 2013 inngått avtale om leie
av ekstra kontorlokaler i Vestre Svanholmen 4. Dette er i samme bygg
som deler av District Operations har vært lokalisert siden 2012.
Goliat-prosjektet holdt tidligere til i leide lokaler i Koppholen 20 på Forus,
men flyttet inn i Vestre Svanholmen 4 i oktober 2013, da leiekontrakten
for Koppholen utløp. Vestre Svanholmen 4 er av høyere bygningsteknisk
standard enn Koppholen. Flyttingen har således medført en forbedring
i det fysiske arbeidsmiljøet for ansatte i Goliat-prosjektet. Flyttingen har
også resultert i en tettere og bedre dialog mellom Goliat-prosjektet og
District Operations.
Due to increased levels of activity and numbers of personnel, including
increases linked to completion of the Goliat project, an agreement was
entered into in 2013 to lease additional office space at Vestre Svanholmen 4.
This is the same building where part of the District Operations division has
been located since 2012. The Goliat project formerly occupied leased office
space at Koppholen 20 in Forus, but in October 2013 moved to Vestre
Svanholmen 4 when the leasing agreement for the Koppholen location
expired. The building at Vestre Svanholmen 4 is built to higher construction
standards than that at Koppholen. The move has thus resulted both in an
improvement in the physical working environment of personnel working on
the Goliat project, and closer and more effective communication between the
Goliat project and District Operations.
I august 2013 flyttet deler av District Operations inn i nye leide lokaler
i Strandparken i Hammerfest. Det nye kontorbygget ble offisielt innviet
28. september, og ligger sentralt i sentrum av Hammerfest med utsikt
over havnen. Bygget er moderne og har teknisk utstyr og løsninger som
er vel tilrettelagt for å gi effektiv driftsstøtte til Goliatfeltet. Bygningen er
klassifisert i energigruppe B, er på totalt på 5000 kvadrat meter og har
120 kontorplasser.
Sykefravær
I 2013 var sykefraværet 1,6 prosent, mot 1,4 prosent i 2012.
New Hammerfest office
In August 2013 part of the District Operations division moved into new leased
premises in Strandparken in Hammerfest. The new office building, located in
the centre of town with views over the sea, was formally opened on 28
September. It is a modern building and technically well-equipped to provide
effective support to Goliat project operations. The building covers an area of
5,000 square metres and is classified in Energy Category B. It has office space
for 120 personnel.
Sickness absence
Sickness absence in 2013 was 1.6 per cent, compared with 1.4 per cent
in 2012.
17
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Health, Safety, Environment and Quality
Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og
kvalitet
Declaration regarding health, safety,
environmental and quality issues
Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade mennesker, miljø
og materiell. Utslipp til sjø og luft samt avfall 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.
The Company’s objective is to carry out our operations without injury to
personnel or damage to the environment or material assets. Waste, discharges
to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as
possible, and we shall establish a robust and efficient contingency system to
combat serious pollution, suitably adapted to local conditions.
Det er i 2013 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø
eller materiell i forbindelse med Eni Norges petroleumsvirksomhet på
norsk sokkel. Det er heller ikke rapportert alvorlige personskader eller
skade på miljø eller materiell i forbindelse med utbyggingen av Goliat.
Selskapet har i 2013 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 sommeren
2014 bli plassert på nye depoter i Hasvik og Måsøy.
Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål
for Eni Norge, og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med ISO-standard
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). Målet
for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med relevante
myndigheter. 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 til å bidra til videreutvikling av selskapets
styringssystem. Målet er at dette blant annet skal bidra til å opprettholde
et lav sykefravær.
Avfallshåndtering på kontorer
Eni Norge har i 2013 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Selskapet
har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer
i Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4. Eni Norge flyttet
høsten 2013 inn i nytt kontorbygg i Strandgata 36 i Hammerfest.
In 2013, no serious injuries to personnel or damage to the environment or
material assets were reported in connection with the company’s petroleumrelated activities on the Norwegian shelf. Nor were there reported any serious
injuries to personnel or damage to the environment or material assets in
connection with the Goliat development project.
In 2013 the Company continued to establish its oil spill contingency
organisation linked to its petroleum-related activities in and around the
Barents Sea. Major focus has been 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 coastal waters is a key
component of this strategy. Purpose-built oil spill prevention equipment has
been procured, and is currently stored at Polarbase in Hammerfest. This
equipment will be transferred for storage in new depots in Hasvik and Måsøy
during the summer of 2014.
Promoting a good working environment and HSE culture is one of Eni Norge's
major goals, and thus an integral part of the Company’s overall management
system. The management system is certified according to the ISO 14001
standard.
Health and the working environment
In addition to the mandatory Working Environment Committee and health
and safety delegate system, the Company offers an occupational health
service with an emphasis on prevention. Eni Norge is defined as an Inclusive
Workplace (IW). The aim of the company's IW work has been discussed and
agreed both in-house and with the relevant public 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 awareness. All employees are invited and encouraged
to make a contribution towards improving safety standards and their working
environment, and towards the further development of the Company’s
governance system. The aim is that this will be among the measures helping
towards maintaining low levels of sickness absence.
Waste disposal (offices)
During 2013, Eni Norge has employed personnel at four different locations
in Norway. Eni Norge has its head office at Vestre Svanholmen 12, and
temporary offices in Hammerfest, and at Koppholen 20 and Vestre
Svanholmen 4. In autumn 2013, Eni Norge moved into a new office building
in Strandgata in Hammerfest.
18
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12, Stavanger.
Energy consumption and waste from the Vestre Svanholmen office.
Energi (kWh)
201320122011
Fjernkjøling
436 919
345 800 344 500
Fjernvarme 551 909
591 020 451 690
El
1 238 069
1 223 418 1 224 342
Sum
2 226 897
2 160 238 2 020 532
Energy (kWh)
District cooling
District heating Electricity
Total
Avfall (tonn)
Løst restavfall
0,128
Papir
25,2023,0418,72
Restavfall 44,09640,38629,097
Matavfall 8,4156,8752,420
Sum
77,71170,42950,237
Sorteringsgrad
43,26 %42,48 %42,08 %
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
0.128
Paper
25.2023.0418.72
General waste
44.096
40.386
29.097
Food waste
8.415
6.875
2.420
Total
77.71170.42950.237
Sorting category
43.26%
42.48%
42.08%
Energiforbruk (01.07.13–31.12.13) og avfall (01.09.13–31.12.13) fra
Strandgata 36, Hammerfest.
Energy consumption (1. July–31 December 2013) and waste generated at
Strandgata 36, Hammerfest office (1 September–31 December 2013).
Energi (kWh)
Sum
Energy (kWh)
Total
2013
381 902
2013
436 919
551 909
1 238 897
2 226 897
2012
345 800 591 020 1 223 418 2 160 238 2011
344 500
451 690
1 224 342
2 020 532
2013
381 902
Avfall (tonn)
Løst restavfall Papir 1,000
Restavfall 1,260
Matavfall 0,480
Trevirke1,020
Sum3,760
Sorteringsgrad66,49 %
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
Paper1.000
General waste
1.260
Food waste
0.480
Wood1.020
Total3.760
Sorting category
66.49%
Energiforbruk og avfall fra Sjøgata 6, Hammerfest (01.01.13–30.09.13).
Sjøgata 6, Hammerfest
Energy consumption and waste generated at Sjøgata 6, Hammerfest office
(1 January–30 September 2013).
Energi (kWh)
Sum
Energy (kWh)
Total
2013
97 169
Avfall (tonn)
Løst restavfall
0,484
Papir 1,299
Restavfall 2,209
Matavfall 0,298
Trevirke0,058
Annet0,666
Sum 5,014
Sorteringsgrad33,01 %
2013
97 169
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
0.484
Paper1.299
General waste
2.209
Food waste 0.298
Wood0.058
Other0.666
Total5.014
Sorting category
33.01%
19
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Den norske kontinentalsokkelen
The Norwegian Continental Shelf
Eni Norge boret i 2013 de tre utvinningsbrønnene H1, H3 og H4
(vanninjeksjonsbrønner på template H) samt topphullene på brønnene
D1, D3 og D4 (template D) på Goliatfeltet med Scarabeo 8. Deretter
boret riggen letebrønnen Bønna i PL 529 (Brønn 7016/2-1). Etter boring
av Bønna ble Scarabeo 8 sendt til vekstedsopphold i Ølen i Rogaland, før
riggen igjen startet produksjonsboring på Goliat.
In 2013 Eni Norge drilled three development wells H1, H3 and H4 (water
injection on Template H) and the top holes for the wells D1, D3 and D4
(Template 4) on the Goliat field using the Scarabeo 8, before the rig moved on
to drill the Bønna exploration well in PL529 (well 7016/2-1). After completing
the Bønna well, the Scarabeo 8 was dispatched to workshop facilities at Ølen
in Rogaland before resuming production drilling on the Goliat field.
På Goliat-feltet ble det gjennomført installasjonsarbeid av
undervannssystemet.
Installation work on the subsea production system was carried out on the
Goliat field.
En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2010 kan sees
i tabellen under.
The table below provides a summary of the company’s drilling-related
discharges since 2010.
Utslipp
Borekaks
Grønne kjemikalier
Gule kjemikalier
Røde kjemikalier
Sorte kjemikalier
Discharges
Drill cuttings
Green chemicals
Yellow chemicals
Red chemicals
Black chemicals
Enhet 2013 2012 20112010
tonn/m 0,35 0,25 0,480,09
tonn/m
0,21
0,14
0,15 0,05
kg/m
7,27
2,06
0,02 0,02
kg/m
0
0
0
0
kg/m
0
0,04
0
0
Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall
generert siden 2010 kan sees i tabellen på side 21.
20
Unit
Tonnes/m
Tonnes/m
kg/m
kg/m
kg/m
2013
0.35
0.21
7.27
0
0
2012 20112010
0.25
0.48 0.09
0.14
0.15 0.05
2.06
0.02 0.02
0.00
0
0
0.04
0
0
The table on page 21 shows the company’s total discharges and emissions to
the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since
2010.
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Utslipp og avfall produsert offshore
2013 2012 20112010
Antall brønner
8
5
2
1
Oljeutslipp (m3)
1
0
0
Utslipp av CO2 (t)
35883 31997 10131 6225
Utslipp av CO (t)
79
71
22
Utslipp av NOX (t)
584
546
224
Utslipp av VOC (t)
57
50
16
Borekaks (m3)
1622527 952 Boreslam (m3)
535802 351 Sement (m3)
10 496Generelt avfall (t)
4036 5516
90
Papir (t)
14
12
0,54
Plast (t)
6,6
12,1
0,02
Metall (t)
113
33
26
Farlig avfall (t)
2381 6859
1685
*Ikke alle brønnene er ferdigboret.
Emissions/discharges and waste produced offshore
2013 2012 20112010
Number of wells
8
5
2
1
1
0
0
Oil discharges (m3)
CO2 emissions (t)
35883 31997 10131 6225
CO emissions (t)
79
71
22
NOx emissions (t)
584
546
224
VOC emissions (t)
57
50
16
Drill cuttings (m3)
1622527 952 Drilling mud (m3)
535802 351 Cement (m3)
10 496General waste (t)
4036 5516
90
Paper (t)
14
12
0.5
Plastics (t)
6.6
12.1
0.02
Metals (t)
113
33
26
Hazardous waste (t)
2381 6859
1685
*Not all wells are completed.
Andelseier
Eni Norge as partner
Miljørapportering for felt hvor selskapet er andelseier blir gjennomført
av operatør, i henhold til gjeldende regler for både produserende felt og
prøveboring. Eni Norge har andeler i olje- og gassproduksjonen
i Ekofisk-området, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Skuld,
Tyrihans og Kristin.
Environmental reporting for fields in which the Company is a partner is
carried out by the Operator pursuant to prevailing regulations as they apply to
producing fields and exploration drilling. Eni Norge has interests in oil and gas
production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel,
Morvin, Skuld, 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. I henhold til reglene er
operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med
transport av olje gjennom rørledninger.
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.
Pursuant to prevailing regulations, the Operator is responsible for reporting
emissions in connection with the transport of oil through pipelines.
21
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
HMS-relaterte F&U-prosjekter
HSE-related R&D projects
I 2013 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:
• Forbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på
vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet samt de
subarktiske områdene.
• Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold
med hovedvekt på Barentshavet.
• Miljømessig risikostyring av utforskings- og produksjonsaktivitetene
i Barentshavet og de arktiske områdene.
• Utfordringer relatert til utslipp av borekaks.
In 2013, Eni Norge supported a range of research projects, both by means of
direct funding 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:
• The improvement of oil spill contingency strategies, 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 in exploration and production operations
in the Barents Sea and Arctic regions.
• Challenges related to drill cutting discharges.
Samfunnsansvar
Social responsibility
Bærekraftig virksomhet er en vesentlig del av kulturen i Eni. Det er
drivkraften bak en kontinuerlig forbedring som bidrar til et stadig høyere
prestasjonsnivå.
Sustainable operations are an important part of Eni’s corporate culture and
are the motivation for a continuous improvement process which contributes
to a constant improvement in performance.
Bærekraftig virksomhet
Sustainable operations
Lete, finne og produsere olje og gass er Eni Norges kjernevirksomhet.
Lav risiko, godt arbeidsmiljø, kompetanseoppbyggende tiltak, teknologiutvikling innen kjernevirksomhet og miljøforebyggende tiltak er vesentlige
suksesskriterier. Med første norske oljeproduserende felt i Barentshavet
i porteføljen, har Eni Norge engasjert seg spesielt i teknologiutvikling
innen forebyggende oljevern og miljøvennlig drift.
Eni Norge’s core activities involve the exploration for, and discovery and
production of, oil and gas. Low levels of risk, a good working environment,
skill-enhancing initiatives, technological development linked to Eni Norge’s
core activities, and environmental protection are the most important success
criteria. With the first Norwegian oil-producing field in the Barents Sea in the
portfolio, Eni Norge are committed in particular to preventive oil spill
technology development, combined with environmentally sound operations.
Ringvirkninger for lokalsamfunnene
Eni Norges virksomhet skal gi muligheter for samfunnene der aktiviteten
finner sted. Selskapet ønsker å bidra til økt bosetting, aktivitet og
kompetanseutvikling. Eni Norge legger derfor til rette for lokal sysselsetting og industriutvikling, og støtter en rekke kulturelle og kompetansebyggende tiltak.
Kompetanseutvikling
Eni Norge vil bidra ved å:
• Utføre en økende andel av forsknings- og utviklingsvirksomheten
i Nord-Norge.
• Utvikle regional leverandørindustri.
• Øke kompetansenivået i lokalsamfunnet.
• Bruke lokal industri så langt det er mulig. Store kontrakter deles opp for
at de mindre bedriftene i Nord-Norge skal kunne delta.
22
Spin-offs for local communities
Eni Norge’s operations shall provide opportunities for the local communities
in the places where the company operates. Eni Norge wishes to make a
contribution towards increased settlement, activity and skills development.
This is why the company facilitates projects with the aim of providing local
industrial development and employment opportunities, and support many
cultural and skills development initiatives.
Skills development
Eni Norge wishes to contribute by:
• Carrying out an increasing proportion of its research and development
activities in northern Norway.
• Developing a regional supply industry.
• Enhancing skills levels in local communities.
• Utilising local industrial resources wherever possible. Major contracts are
subdivided to ensure that smaller companies in northern Norway can
participate in the bidding processes.
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Flinke folk og ny kunnskap
Skilled people and new know-how
Goliat og Marulk vil bidra til at folk i Nord-Norge får muligheten til å jobbe
med oljevirksomhet. Eni Norge deltar aktivt med tiltak i grunnskole,
videregående opplæring, universitet/høgskoler og innen forskning.
Eni Norge bidrar blant annet gjennom:
• Kompetansehevende tiltak, læretilbud og skolesamarbeid.
• Partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for høyere
utdanning og forskning.
• Samarbeidsavtaler med Kirkenes og Hammerfest videregående skoler
og EnergiCampus Nord.
• Samarbeid med Statoil om lærlingstillinger som vil gi nødvendig
kompetanse og fagbrev for jobb på Goliat.
• Støtte til digitalt formidlingsprosjekt for reindriftskunnskap.
• Stipender til studenter fra Finnmark.
• Samisk informasjonsmateriell om oljevirksomhet for ungdom.
The Goliat and Marulk projects will provide the people of northern Norway
with an opportunity to work in the oil and gas industry. Eni Norge is playing an
active part in promoting projects in primary and secondary schools,
universities and colleges and in various fields of research. Eni Norge’s
contributions include:
• Skills development initiatives, learning opportunities and joint projects with
local schools.
• Partnership agreements with upper secondary schools and higher
education and research institutes.
• Joint working agreements with upper secondary schools in Kirkenes and
Hammerfest, and with EnergiCampus Nord.
• Collaboration with Statoil linked to traineeships which will provide the
necessary trainee certificates and qualifications for jobs linked to the Goliat
project.
• Funding for a digital knowledge dissemination project linked to reindeer
husbandry.
• Education grants to students from Finnmark.
• Information for young people in the Samí language about the petroleum
industry.
Sponsorvirksomhet
Eni Norge har valgt å støtte prosjekter innen kultur og kompetanse der vi
har virksomhet. Nord Norge og Finnmark er spesielt viktige for oss.
Eksempler på prosjekter som mottok støtte fra Eni Norge i 2013:
• Vitenfabrikken
• Norsk Oljemuseum
• Stavanger konserthus
• Sandnes Opera- og Operettekompani
• Sami Reindeer Races Federation
• Ungt Entreprenørskap
• Hammerfest kulturskole
• Nordkapp Filmfestival
• Varangerfestivalen
• Sørøya Havfiskefestival
• Newton-rom i Hammerfest
I Nord-Norge støtter Eni Norge også:
• Nasjonalt informasjonssenter for sjøfugl i Gjesvær.
• Kulturhus i Alstahaug kommune.
• Interesseorganisasjonen Petro Arctic — for bedrifter som ønsker å
posisjonere seg som leverandør til olje- og gassindustrien i Nord-Norge
og Barentshavet.
• Elevkonkurransen “Schoolnet” — en internasjonal Eni-konkurranse der
formålet er økt kunnskap og kulturforståelse på tvers av landegrensene.
I Norge er det skolene i Finnmark som inviteres.
Sponsorship activities
Eni Norge has chosen to support projects promoting culture and skills
development in the places where we do business. Northern Norway and
Finnmark are particularly important. The following are examples of projects
which received sponsorship funds from Eni Norge in 2013:
• Vitenfabrikken (the Science Factory)
• The Norwegian Petroleum Museum
• Stavanger Concert Hall
• Sandnes Opera and Operetta Company
• The Samí Reindeer Races Federation
• Ungt Entreprenørskap (Young Entrepreneurs)
• Hammerfest Culture School
• Nordkapp Film Festival 2011
• The Varanger Festival
• The Sørøya Deep Sea Fishing Competition
• The Newton Room in Hammerfest
In northern Norway, Eni Norge also
supports:
• A national seabird information centre in Gjesvær.
• The Culture Centre in Alstahaug municipality.
• The special interest organisation Petro Arctic – for companies wishing to
position themselves as suppliers to the oil and gas sector in northern
Norway and the Barents Sea.
• The schools’ competition “Schoolnet” – an international competition
organised by Eni with the aim of promoting knowledge and cultural
awareness across international boundaries. Schools from Finnmark are
invited to take part as representatives from Norway.
23
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 organization or its business activities (e.g. Goliat
and Marulk). Furthermore, a centralized 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 the code of ethics.
Produksjon og salgsinntekter
Production, sales, and other revenues
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2013 var på 38,7 millioner
fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2012, hvor produksjonen var
på 46,2 millioner FOE. Reduksjonen skyldes en kombinasjon av naturlig
produksjonsnedgang og vedlikeholdsstans.
Equity production of oil, NGL, and gas for 2013 amounted to 38.7 million
barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2012 of
46.2 MBOE. This decrease is due to a combination of natural declines,
turnarounds, and field-specific events.
Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2013 ble på NOK 18 151
millioner, en reduksjon på 14,8 % sammenlignet med 2012.
Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2013 var USD 110 pr. fat, ned fra
USD 112 pr. fat i 2012. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD
i 2013 i forhold til 2012. Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp
fra NOK 490 pr. FOE i 2012 til NOK 492 pr. FOE i 2013.
Revenues from product sales in 2013 were NOK 18 151 million, a decrease
of 14,8% compared with 2012. The average realized oil price decreased from
USD 112 per bbl in 2012, to USD 110 per bbl in 2013. The average exchange
rates for NOK against USD were higher in 2013 than in 2012. The average
price for all products increased from NOK 490 per BOE in 2012 to NOK 492
per BOE in 2013.
Driftskostnader
Operating costs
Driftskostnadene for 2013 var på NOK 8 352 millioner, som er en økning
på NOK 670 millioner sammenlignet med 2012. Hovedårsakene er
økning i letekostnader, reduserte tariffinntekter grunnet salg av Gassled
i 2012 og reduksjon i mindreuttak av olje og gass.
Total operating costs for 2013 were NOK 8 352 million, which is an increase
of NOK 670 million compared with 2012. The main reasons are increased
exploration costs, decreased tariff incomes related to sale of Gassled in 2012
and a decrease in underlift of oil and gas.
Finansiell stilling, markeds-, kreditt- og
likviditetsrisiko
Financial position – market, credit and
liquidity risks
Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 8 022 millioner
og NOK 18 060 millioner pr. 31. desember 2013. Selskapet hadde
ubenyttede trekkrettigheter på NOK 7 940 millioner i Eni Finance
International.
As of 31 December 2013, current and other long-term liabilities amounted
to NOK 8 022 million and NOK 18 060 million respectively. Unused drawing
rights with Eni Finance International were NOK 7 940 million.
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 selskap i Eni-gruppen.
Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom
langsiktige gassalgskontrakter.
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.
Totalrentabiliteten før skatt i 2013 er på 21 prosent mot 33 prosent
i 2012. Totalrentabilitet etter skatt er på 8 prosent i 2013 mot 13 prosent
i 2012.
The pre-tax rate of return in 2013 is 21 per cent, compared with 33 percent
in 2012. The rate of return after tax is 8 percent in 2013, compared with
13 percent in 2012.
Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra
driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.
The main differences between pre-tax income and cash flow from operations
are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation.
24
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual Report / Financial Aspects
Regnskapet
The financial result
Selskapets årsresultat for 2013 var NOK 1 807 millioner lavere enn
resultatet for selskapet i 2012. Ordinært resultat før skattekostnad var
NOK 9 481 millioner sammenlignet med NOK 13 389 millioner for
selskapet i 2012. Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK 3 784
millioner og utsatt skatteforpliktelse på NOK 2 462 millioner, fikk
selskapet et årsresultat på NOK 3 235 millioner sammenlignet med
NOK 5 042 millioner for selskapet i 2012. Regnskapet er satt opp basert
på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er
til stede.
The Company’s net income for 2013 was NOK 1 807 million lower than for
2012. The ordinary pre-tax profit for 2013 was NOK 9 481 million, compared
with NOK 13 389 million in 2012. After NOK 3 784 million for tax
expenditures and NOK 2 462 million for deferred tax, net income amounted
to NOK 3 235 million, compared with NOK 5 042 million in 2012. 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)
Årets overskudd:
NOK 3 234 802
Overføring til annen egenkapital:
NOK
734 802
Utdeling av utbytte til aksjonæren:
NOK 2 500 000
Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2013 utgjør NOK
4 607 millioner etter ordinær utbyttebetaling. 27. februar 2014. Foreslått
utbytte ligger innenfor årets resultat og den frie kontantstrøm fra drift
etter skattebetaling. Videre tilsier nåværende Strategisk Plan for 2015,
2016 og 2017 at selskapet forventer gode fremtidige inntekter og
kontantstrømmer som er mer en tilstrekkelig til å betjene nåværende
gjeld med antatte fremtidige utbytter. Selskapet har også tilgang på
konsernintern finansiering av sine av utbyggings- og leteprosjekter.
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:
(Thousands)
Net income:
NOK
3 234 802
To retained earnings:
NOK
734 802
Dividends for distribution:
NOK
2 500 000
The Company’s retained earnings as of 31 December 2013 amount to NOK
4 607 million after the ordinary distribution of dividends. Proposed dividend is
within the net income for the year and free cash flow from operations after
tax payments. Furthermore, current Strategic Plan for 2015, 2016 and 2017
shows that the company will have strong earnings ad sufficient cash flow to
support its current debt and assumed future dividends. The company also has
access to group financing of its current development and exploration projects.
27. februar 2014 / 27 February 2014
F. Magnani
Styreformann/
Chairman
E. Cingolani
O. Vårdal
A. Forzoni
Administrerende direktør/
Managing Director
T. Reinskau
T. B. Tangvald
L. Bertelli
25
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income
Resultatregnskap / Statement of Income
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
2013
Pr. 31.12.
2012
At 31.12.
Driftsinntekter og driftskostnader
Revenue and costs from operations
(Note)
(Note)
Salgsinntekter
(1)(14.3)
18 151 318
21 299 797
Andre driftsinntekter
(1)(14.3)
30 283
6 803
(1)(14.3) Other operating revenue
18 181 601
21 306 600
Total operating revenue
Sum driftsinntekter
Kjøp av gass
Produksjonskostnader
(2)(3)
17 501
97 410
2 681 194
1 924 181
1 212 544
997 105
Letekostnader
(6)
1 491 614
659 962
Avskrivninger
(4)(5)
2 971 292
3 082 127
(4)
7 855
921 221
(14.5)
8 382 000
7 682 006
9 799 601
13 624 594
19 730
24 778
20 619
69 500
1 826
8 756
(53 825)
(33 092)
(290 328)
(291 789)
(16 729)
(14 071)
(318 707)
(235 918)
9 480 894
13 388 676
6 246 092
8 346 535
3 234 802
5 042 141
734 802
742 141
2 500 000
4 300 000
Transportkostnader
Salg og utrangering av anleggsmidler
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)
Disponering av årsresultat
Annen egenkapital
Utbytte
26
Purchase of natural gas
(2)(3) Production costs
Transportation costs
(6) Exploration costs
(4)(5) Depreciation
(4) Sales and retirement of assets
(14.5) Total operating costs
Operating income
(7) Financial income and expenses
(7)
(14.6)
(1)(14.3) Sales 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
Retained earnings
Dividend
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income
27
Eni Norge årsrapport / Balanse Annual Report / Balance Sheet
Balanse / Balance Sheet
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Eiendeler pr. 31.12.
Anleggsmidler
2013
2012
Assets as at 31.12.
(Note) Fixed assets
(Note)
Varige driftsmidler
Tangible assets
Bore- og produksjonsanlegg
18 240 715
16 213 865
Wells and production facilities
Anlegg under utførelse
23 266 392
18 626 770
Facilities under construction
1 434 138
1 593 499
Capitalised exploration wells
65 131
43 832
(4)
43 006 376
36 477 966
(9)
2 126
2 126
(9) Shares in other companies
Total financial assets
Aktiverte letebrønner
Inventar og utstyr
Sum varige driftsmidler
Finansielle anleggsmidler
Aksjer i andre selskap
Office furniture and equipment
(4) Total Tangible assets
Financial assets
Sum finansielle anleggsmidler
Sum anleggsmidler
2 126
2 126
43 008 502
36 480 092
285 093
293 163
Omløpsmidler
Total fixed assets
Current assets
Lager av materiell
Warehouse stocks
Kundefordringer
(14.1)
2 728 282
2 477 886
(14.1) Receivables from customers
Andre fordringer
(10)
1 239 792
1 327 830
(10) Other accounts receivable
(14.1)
210 008
320 000
(11)(14.1)
128 495
141 516 (11)(14.1) Cash and bank
Kortsiktig pengeplassering
Kontanter og bankinnskudd
Sum omløpsmidler
Sum eiendeler
28
4 591 670
4 560 395
47 600 172
41 040 487
(14.1) Short-term deposit
Total current assets
Total assets
Eni Norge årsrapport / Balanse Annual Report / Balance Sheet
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Egenkapital og gjeld pr. 31.12.
2013
Egenkapital
2012
Shareholder’s equity and liabilities as at 31.12.
(Note) Shareholder's equity
(Note)
Innskutt egenkapital
Restricted equity
278 000
278 000
4 606 734
3 834 244
4 884 734
4 112 244
Selskapskapital
Opptjent egenkapital
Share capital
Non restricted equity
Annen egenkapital
Sum egenkapital
(12)
Gjeld
Retained earnings
(12) Total shareholder's equity
Liabilities
Avsetning for forpliktelser
Deferred liabilities
Utsatt skatt
Avslutningsforpliktelser
Pensjonsforpliktelser
Andre avsetninger for forpliktelser
(8)
9 134 033
6 538 762
(15)
7 243 093
7 167 677
(2)
160 797
306 196
(2) Pension liability
(15) Other provisions
(8) Deferred taxes
(15) Asset retirement obligations
106 062
145 603
16 643 985
14 158 238
Total deferred liabilities
18 059 664
9 369 689
(7) Payable to group companies
18 059 664
9 369 689
(14.2)
2 513 493
3 500 260
(8)
1 672 986
4 212 212
132 866
102 249
2 500 000
4 300 000
1 192 444
1 285 595
8 011 789
13 400 316
Total current liabilities
47 600 172
41 040 487
Total shareholder’s equity and liabilities
(15)
Sum avsetning for forpliktelser
Annen langsiktig gjeld
Other long term debt
Gjeld til konsern selskap
(7)
Sum annen langsiktig gjeld
Kortsiktig gjeld
Total other long-term liabilities
Current liabilities
Leverandørgjeld
Betalbar skatt
Skyldige offentlige avgifter
Avsatt til utbytte
Annen kortsiktig gjeld
(13)
(14.2)
Sum kortsiktig gjeld
Sum egenkapital og gjeld
(14.2) Suppliers
(8) Income taxes payable
Employee wh. tax, soc. sec. etc.
Allocated to dividend
(13) Other accounts payable
(14.2)
27. februar 2014 / 27 February 2014
E. Cingolani
O. Vårdal
F. Magnani
Styreformann/
Chairman
T. Reinskau
L. Bertelli
T. B. Tangvald
A. Forzoni
Administrerende direktør/
Managing Director
29
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse Annual Report / Statement of Cash Flow
Kontantstrømanalyse / Statement of Cash Flow
30
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse (NOK 1 000)
Per 31.12
(NOK 1 000)
2013
Likvider tilført fra virksomheten
9 480 894
Avskrivning på eiendeler
2 971 292
Utgifter til fjerning
2012 At 31.12
Cash flow from operating activities
Ordinært resultat før skattekostnad
Nedskriving av varelager
Annual Report / Statement of Cash Flow
1 881
(212 775)
13 388 676 Ordinary income before taxes
3 082 127 Depreciation assets
21 938 Inventory Write-down
(232 304) Abandonment payments
Endring i tidselement fjerningsforpliktelse
290 328
291 789 Accretion discount
Utgiftsføring av tidligere års letebrønn
689 172
113 461 Expensed prior year exploration well
(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler
7 660
(Betalte)/mottatte skatter
(6 323 676)
Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld
(1 207 824)
Avsetning for pensjoner
Netto likviditetsendring fra virksomheten (A)
25 919
5 722 871
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)
Betalt aksjeutbytte
Netto likviditetsendring fra finansiering (C)
Netto endring I likviditetsbeholdning gjennom året
(A+B+C)
1 358 732 Change in current assets and current liabilities
48 731 Accrued pension costs
9 772 452 Net cash flow from operating activities (A)
Cash flow from investing activities
(10 236 054)
195
0
(10 235 859)
Likvider tilført fra/brukt til finansiering
Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap
920 998 (Profit)/loss on tangible assets sold/retired
(9 221 696) Income taxes (paid)/received
(10 634 638) Investments in fixed assets
724 978 Sales of fixed assets (sales value)
80 387 Sales of shares in other companies
(9 829 273) Net cash flow from investing activities (B)
Cash flow from financing activities
8 689 975
(4 300 000)
4 093 021 Increase/(decrease) long-term credit facility associated
company
(3 700 000) Paid dividend
4 389 975
393 021 Net cash flow from financing activities (C)
(123 013)
336 200 Net cash change during the year ( A+B+C)
Likviditetsbeholdning pr. 1. januar
461 516
125 316 Cash at January 1
Likviditetsbeholdning pr. 31. desember
338 503
461 516 Cash at December 31
31
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual Report / Accounting Principles
Regnskapsprinsipper / Accounting Principles
Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998 og
norsk god regnskapsskikk.
Inntekter
Salg av 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
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.
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.
Use of estimates
Skattekostnad
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.
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.
32
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.
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual Report / Accounting Principles
Nedskrivning
Depreciation
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.
Offshore installations are depreciated in accordance with the unit-ofproduction 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.
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. 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.
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
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 economic 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.
33
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual Report / Accounting Principles
Lagerbeholdning
Foreign currency
Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruksvarer i
varelageret er utgiftsført ved kjøp. Beholdninger av petroleumsprodukter
inngår i beregningen av mer-/mindreuttak.
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.
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.
Geografisk område
Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofiskområdet,
feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Skuld, Marulk
og Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i
noter til regnskapet.
34
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.
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual Report / Accounting Principles
Pensjonsforpliktelser
Geographical area
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. Ved regnskapsføring
av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som
opptjeningsgrunnlag lagt til grunn.
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.
Det er gjort endringer i IAS 19 med virkning fra 1. januar 2013.
Hovedtrekkene i denne endringen er at det ikke lenger er tillatt å bruke
korridorløsningen og fremtidige estimatavvik må føres direkte mot other
comprehensive income (OCI). Det er i tillegg nytt prinsipp for fastsettelse
av diskonteringsrenten, med valgadgang til å benytte renten for
foretaksobligasjoner(OMF). Endringer i balanseverdier grunnet nytt
regnskapsprinsipp fremgår i note 16.
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
Pension liability
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. The pension accounting is
based on linear profile of funding and expected salary at the time of the
termination.
There have been changes in IAS 19 effective from 1st of January 2013.
The main changes are that changes in liability and in the pension fund
due to changes and variations in the premises of the calculation
(changes of the estimate) are recognised immediately in other
comprehensive income (OCI). There are also changes in the discount rate
used. From 2013 rate of covered bonds are used (OMF). Restatement due
to changes in IAS 19 is specified in note 16.
Leasing commitments
Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.
Finansposter
Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging balanseføres
som en del av investeringen.
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
Fordringer og gjeld
Shares in other companies are valued at cost.
Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år defineres som kortsiktig
fordring/gjeld.
Financial items
Kontantstrøm
Interest expenses related to material development projects are capitalised
as a part of the investment.
Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte
metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning
omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i
konsernbank.
Assets and liabilities
Assets and liabilities to be paid within one year are classified as
short- term assets/ liabilities.
Salg av anleggsmidler
Cash flow
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 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.
35
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
Noter til årsregnskapet
Notes to the financial statements
1
I nntekter fra salg av olje, gass og NGL pr.
aktivitetsområde og geografisk område
(NOK 1 000)
EU
Råolje
10 426 743
Gass
5 398 418
NGL
Totalt
1 821 119
17 646 280
Norge
Total 2013
1
Total 2012
0 10 426 743 12 587 481
evenue from sale of oil, gas and NGL by area of
R
activity and geographical area
(NOK 1 000)
Crude Oil
EU
Norway
67 081
5 465 499
5 989 787
Gas
437 957
2 259 076
2 722 529
NGL
1 821 119
505 038 18 151 318 21 299 797
Total
17 646 280
5 398 418
Total 2013
Total 2012
0 10 426 743 12 587 481
10 426 743
67 081
5 465 499
5 989 787
437 957
2 259 076
2 722 529
505 038 18 151 318 21 299 797
Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i
Eni-konsernet.
Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the
Eni Group.
Andre driftsinntekter inkluderer hovedsakelig "tie-in" kompensasjon for
Marulk.
Other operating revenue includes mainly tie-in compensation for Marulk.
2
L ønninger, pensjon og andre personalrelaterte
kostnader og godtgjørelser egne ansatte
2
alaries, pensions, and other personnel costs and
S
remunerations own employees
2013
2012
499 668
367 513
80 452
52 944
Social security tax (incl. pension and
social charges for foreign personnel)
Pensjonskostnader
91 578
75 567
Andre personalrelaterte kostnader
80 010
55 437
751 708
551 461
(NOK 1 000)
Lønninger
Folketrygdavgift (inkl. pensjon, og
sosiale utgifter utenlandsk personell)
Totalt
Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg
totalt til KNOK 325 466 (KNOK 262 945 i 2012) og andelen belastet
partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 110 192
(KNOK 164 874 i 2012).
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. 313 ansatte og
13 pensjonister er med i pensjonsordningen.
36
2013
2012
499 668
367 513
80 452
52 944
Pension cost
91 578
75 567
Other personnel related cost
80 010
55 437
751 708
551 461
(NOK 1 000)
Salaries
Total
Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 325 466 (KNOK
262 945 in 2012) and the portion charged to partners in operated joint
ventures amounted to KNOK 110 192 (KNOK 164 874 in 2012).
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. 313 employees and 13 pensioners are included in the scheme.
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
(NOK 1 000)
2013
2012
Årets pensjonskostnader
Årets pensjonsopptjening
76 081
12 428
10 886
(6 924)
(11 651)
0
6 553
81 585
66 571
0
6 553
81 585
66 571
9 993
8 996
91 578
75 567
(496 299)
(583 553)
335 502
277 357
(160 797)
(306 196)
2013
2012
Pensjonsmidler/- forpliktelse pr. 31.12
Estimerte brutto pensjonsforpliktelser
Estimert markedsverdi pensjonsmidler
Balanseført netto forpliktelse/midler pr. 31.12
Spesifikasjon av estimert
markedsverdi pensjonsmidler
60 783
Return on pension
10 886
(11 651)
Arbeidsgiveravgift
76 081
Interest expense of pension obligation
12 428
(6 924)
Årets pensjonskostnad
2012
Company service cost
Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen
Netto pensjonskostnad før
arbeidsgiveravgift
2013
60 783
Avkastning på pensjonsmidlene
Amortisering av estimatavvik
(NOK 1 000)
Pension cost of the year
Amortisation of changes in estimates
Net pension cost before
social security
Social security
Pension cost of the year
9 993
8 996
91 578
75 567
(496 299)
(583 553)
335 502
277 357
(160 797)
(306 196)
2013
2012
Pension fund/ liabilities as of 31.12
Estimated gross pension liabilities
Estimated market value of pension fund
Pension liability/fund as of 31.12.
Specification of estimated market
value of pension fund
Estimerte pensjonsmidler 01.01
277 357
265 219
Estimated pension fund 01.01
277 357
265 219
Estimatavvik
(18 282)
(23 671)
Unrecognised loss/(gain)
(18 282)
(23 671)
Netto innbetalt
70 875
24 764
Net contribution
70 875
24 764
Utbetalte pensjoner
(1 371)
(606)
Benefits paid
(1 371)
(606)
6 923
11 651
6 923
11 651
335 502
277 357
335 502
277 357
Diskonteringsrente
4,10 %
2,30 %
Discount rate
4,10 %
2,30 %
Forventet avkastning
4,10 %
2,30 %
Expected return on plan assets
4,10 %
2,30 %
Avkastning på pensjonsmidlene
Estimert markedsverdi
pensjonsmidler 31.12
Return on pension
Estimated market value of
pension fund
Økonomiske forutsetninger
Financial Assumptions
Lønnsøkning
3,75 %
3,50 %
Expected long-term salary increase
3,75 %
3,50 %
G-regulering
3,50 %
3,25 %
Expected long-term G increase
3,50 %
3,25 %
Regulering av løpende pensjon
3,50 %
3,25 %
Expected long-term pension escalation
3,50 %
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 372 ansatte gjennom året, tilsvarende
370 årsverk.
The social security tax is included in the net pension fund. The economic
assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions in NRS
(V). Average number of employees during the year was 372, equivalent to 370
full time employees.
Godtgjørelse
Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 6 303 (KNOK 5 803 i 2012).
Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i
Italia.
Remunerations
The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 6 303 (KNOK
5803 in 2012). The Managing Director takes part in a pension arrangement
in the Italian parent company.
Styret har mottatt godtgjørelse på KNOK 167 for 2013. 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.
Members of the board received a remuneration of KNOK 167 for 2013. 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.
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 1 820. Forpliktelsen er beregnet med
diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år.
Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2013 beløp seg til
KNOK 1 480 (KNOK 1 371 i 2012). Beløpene er eksklusive
merverdiavgift.
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 1 820 to managers. The obligation is calculated by a discount rate
of 1,15 % of 3 years.
The fee to Ernst & Young expensed in 2013 for audit services was
KNOK 1 480 (KNOK 1 371 in 2012). The amounts are exclusive of VAT.
37
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
3
Produksjonskostnader
3
Production costs
2013
2012
2 072 165
1 781 444
CO2-avgift
127 199
90 612
Endring i mer/mindre uttak
180 005
(206 448)
75 539
64 015
Operational insurance
75 539
64 015
226 286
194 558
Other operating costs
226 286
194 558
2 681 194
1 924 181
2 681 194
1 924 181
Bokført verdi/
Net book
value
Avskrevet/
Deprec.
(NOK 1 000)
Driftskostnader
Forsikringer
Andre driftskostnader
Sum
4
Varige driftsmidler /
4
2013
2012
2 072 165
1 781 444
CO2 tax
127 199
90 612
Variation of over-/underlift
180 005
(206 448)
(NOK 1000)
Operating costs
Total
Property, plant and equipment
(NOK 1 000)
Anskaffelses
verdi/Gross
book value
Overføring/
Reclass.
Tilgang/
Additions
31.12.12
Avgang/
Retirement
Akk. avskr./
Acc. depr.
2013
2013
31.12.13
31.12.13
2013
Bore- og produksjonsanlegg /
Well and production equipment
48 449 431
3 213 959
1 669 262
(89 576)
35 002 361
18 240 715
2 848 516
Anlegg under utførelse /
Works in progress
18 626 770
(3 213 959)
7 853 581
0
0
23 266 392
0
1 677 156
0
641 509
(689 172)
195 355
1 434 138
111 698
262 379
0
32 378
0
229 626
65 131
11 078
69 015 736
0
10 196 730
(778 748)
35 427 342
43 006 376
2 971 292
Aktiverte letebrønner -lisensrettigheter /
Capitalised expl. wells-license rights
Inventar og utstyr /
Office furniture/equipmt
Sum / Sum Total
KNOK 1 738 648 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. / KNOK 1 738 648 of the gross book value is capitalized interest.
Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger.
2013
2012
Økning/reduksjon fjerningsestimat
(39 324)
1 776 400
Avskrivning av fjerningsestimat
549 754
384 091
(NOK 1 000)
I 2013 har vi et tap relatert til salg og utrangering av anleggsmidler på
KNOK 7 855.
38
Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations.
2013
2012
Increase/decr. in asset retirement cost
(39 324)
1 776 400
Asset retirement cost depreciations
549 754
384 091
(NOK 1 000)
In 2013 there are a loss related to retirement of assets of KNOK 7 855.
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
5
Påviste utbygde reserver
5
(Ikke revidert av E&Y)
Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE)
Proved developed reserves
(Not audited by E&Y)
Million barrels of oil equivalents (million BOE)
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.08
304,2
Proved developed reserves as at 31.12.08
304,2
Produksjon 2009
-45,9
Production 2009
-45,9
Endring 2009
20,9
Changes 2009
20,9
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.09
279,2
Proved developed reserves as at 31.12.09
279,2
Produksjon 2010
-44,8
Production 2010
-44,8
Endring 2010
37,9
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.10
Produksjon 2011
272,3
-47,8
Endring 2011
43,1
Changes 2010
37,9
Proved developed reserves as at 31.12.10
Production 2011
272,3
-47,8
Changes 2011
43,1
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11
267,6
Proved developed reserves as at 31.12.11
267,6
Produksjon 2012
-46,2
Production 2012
-46,2
Endring 2012
33,2
Changes 2012
33,2
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.12
254,6
Proved developed reserves as at 31.12.12
254,6
Produksjon 2013
-38,7
Production 2013
-38,7
Endring 2013
22,1
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.13
238,0
Changes 2013
22,1
Proved developed reserves as at 31.12.13
238,0
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, Skuld, Tyrihans, Marulk og Morvin. De totale
påviste reserver pr. 31.12.13 er 416,8 millioner FOE.
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, Skuld, Tyrihans, Marulk, Morvin and Yttergryta. The total
proved reserves at 31.12.13 are 416,8 million BOE.
Konsesjonsperiodene utløper som følger:
Concession periods expire as follows:
År
Year
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
2028
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
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
Skuld
PL 128
2026
Skuld
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
PL 094 B/PL 134/PL 237
2028
2027
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Marulk
PL122
2025
Marulk
PL122
2025
39
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
6
Letekostnader - endringer i status
Lisens / Licence
6
Blokk/ Block
Exploration - changes in status
Operatør/ Operator
Andel/ Share
30,00 %
Tildelinger/kjøp / Awards/acquisitions:
PL 696
7020/1
Statoil
PL 697
7122/10
Eni Norge
65,00 %
PL 712
7218/6
Eni Norge
40,00 %
PL 714
7220/2
Statoil
30,00 %
PL 716
7318/11
Eni Norge
40,00 %
PL 717
7321/10
Eni Norge
40,00 %
Tilbakeleveringer/relinquishments
PL264
Eni Norge
PL211
Total E&P
40,00 %
From February 2014
30,00 %
Forskning og utvikling
Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var
KNOK 53 604 (KNOK 137 084 i 2012).
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 53 604
(KNOK 137 084 in 2012).
7
Finansielle poster
7
Totale rentekostnader for 2013 utgjorde KNOK 441 823 (KNOK 256 006
i 2012). Rentekostnader KNOK 393 214 er kapitalisert. Rentekostnader
belastet fra konsernselskap var KNOK 393 214 (KNOK 223 087 i 2012).
Financial items
Total interest expense for 2013 amounted to KNOK 441 823 (KNOK 256
006 in 2012). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 393 214.
Interest expense charged by group companies was KNOK 393 214 (KNOK
223 087 in 2012).
Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 912.
Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 912.
Valutaterminkontrakter
Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK. Netto
urealisert valutagevinst på KNOK 25 773 per 31.12.13 (tap på KNOK
985 i 2012) er kostnadsført i resultatregnskapet.
Gjeld til konsernselskap
Selskapet har to langsiktige flervaluta lånekontrakter med Eni Finance
International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet
som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen på 16 000 MNOK
utløper 10. oktober 2014, mens låneavtalen på 10 000 MNOK utløper
10. april 2018.
Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en
margin på trekkdagen.
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 gain KNOK 22 773 as of 31.12.12 (loss KNOK
985 in 2012) has been charged to the income statement.
Payable to group companies
The Company has two long-term multi-currency credit facilities with Eni
Finance International. The debt is repaid currently with surplus cash that is
not required for the Company’s operating activities. The contract of 16 000
MNOK expires 10. October 2014, while the contract of 10 000 MNOK expires
10. April 2018.
Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on
the draw down date.
Utestående valutaterminkontrakter pr. 31.12.13 / Forward currency contracts as at 31.12.13
(NOK 1 000)
40
Solgt valuta/
Sold currency
Beløp/
Amount
Kontrakt motverdi/
Counter value
(KNOK)
Kjøpt valuta/
Purchased
currency
Verdi/
Contract value
(KNOK)
Gj. snittlig
terminkurs/
Average rate
Forfall/
Due
KUSD
329 061
KEUR
61 320
1 995 459
KNOK
512 819
KNOK
2 017 428
6,1309
Jan. 2014
518 377
8,4536
KGBP
9 345
93 741
Jan. 2014
KNOK
94 401
10,1018
Jan. 2014
Kjøpt valuta/
Purchased
currency
Beløp/
Amount
Kontrakt motverdi/
Counter value
(KNOK)
Solgt valuta/
Sold currency
Verdi/
Contract value
(KNOK)
Gj. snittlig
terminkurs/
Average rate
Forfall/
Due
KUSD
KEUR
32 303
195 889
KNOK
197 650
6,11863
Jan. 2014
2 500
20 908
KNOK
20 444
8,17748
Jan. 2014
KGBP
208
2 081
KNOK
2 092
10,08101
Jan. 2014
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
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.
Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed.
A corresponding tax asset/liability will be booked when the tax issues
are related to timing of expense/income for tax purposes.
(NOK 1 000)
Skattegrunnlag:
Income taxes
(NOK 1 000)
31.12.13
31.12.12 Basis for taxes:
Resultat før skattekostnad
9 480 894
13 388 676 Income before taxes
Marginal skattesats (78 %)
7 395 097
10 443 167 Marginal tax rate (78%)
Skatteeffekt av:
- Permanente og andre forskjeller
- Endring i skatterate
- Opptjent friinntekt
- Justering tidligere år
Årets skattekostnad
Tax effect of:
121 872
(44 493)
(1 373 154)
146 770
Skatt på transaksjoner i interimperioden for solgte anleggsmidler
Tidligere års skatt
0 - Change in tax rate
(1 500 544) - Earned uplift
16 825 - Previous years’ adjustment
6 246 092
8 346 535 This year’s tax cost
3 592 992
8 262 212 Payable tax
Spesifikasjon årets skattekostnad
Betalbar skatt
(612 913) - Permanent and other differences
Specification of the year’s tax cost
0
57 829
Utsatt skatt på pensjonsforpliktelser ført mot egenkapital
133 628
Utsatt skatt relatert til endring i skatterate
(44 493)
121 829 Taxes on transactions in interim period of sold assets
17 259 Previous years taxes
0 Deferred tax related to pension liability booked to equity
0 Deferred tax related to tax rate change
Utsatt skatt
2 506 136
Årets skattekostnad
6 246 092
8 346 535 This year's tax cost
9 480 894
13 388 676 Income before taxes
Betalbar skatt pr. 31.12
Resultat før skattekostnad
Permanente forskjeller
Endring i midlertidige forskjeller
Grunnlag for 28 % inntektskatt
Friinntekt
Landinntekt
Grunnlag for 50 % særskatt
(54 765) Deferred tax
Payable tax as of 31.12
111 475
(3 445 340)
6 147 029
(2 415 507)
12 127
3 743 649
(733 693) Permanent difference
(708 096) Change in timing differences
11 946 887 Base for 28% income tax
(1 944 553) Uplift
(168 167) Onshore income
9 834 167 Base for 50% special tax
28 % inntektskatt
1 721 168
3 345 128 28% income tax
50 % særskatt
1 871 824
4 917 084 50% special tax
Betalbar skatt på resultat
3 592 992
8 262 212 Payable tax on the result
Fordring tidligere års skatteoppgjør
(9 006)
Terminbetaling av
beregnet skatt
Sum betalbar skatt i balansen
0 Receivable previous year's tax assessments
Tax instalment of
(1 911 000)
1 672 986
Midlertidige forskjeller pr. 31.12
(4 050 000) payable tax
4 212 212 Sum payable tax at year-end
Temporary timing differences as of 31.12
Anleggsmidler
18 946 368
14 833 015 Properties, plant and equipment
Fjerning/miljøkostnader
(4 276 004)
(3 618 088) Decommissioning/environmental
Pensjonsforpliktelser
Annet
(160 797)
109 938
(306 196) Pension liability
141 919 Other
Grunnlag for utsatt selsk.skatt
14 619 505
11 050 650 Basis for deferred ordinary taxes
Fremførbar og fremtidig friinntekt
(4 192 156)
(3 853 935) Uplift carry forward and future uplift
Landaktivitet
Grunnlag utsatt særskatt
(257 220)
10 170 129
(307 555) Onshore activity
6 889 160 Basis for deferred special taxes
3 947 266
3 094 182 Ordinary tax 27%
Særskatt 51 %
5 186 767
3 444 580 Special tax 51%
Utsatt skattegjeld
9 134 033
6 538 762 Deferred tax liabilities
Inntektsskatt 27 %
Utsatt skatt er beregnet etter nye skattesatser gjeldende fra 01.01.2014. / Deferred tax is calculated based on new tax rate applicable from 01.01.2014.
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
9
Aksjer i andre selskap
9
Shares in other companies
Aksjekapital/
Sharecapital
Bokført verdi/
Book value
Pålydende/
Nominal value
Pålydende pr.
aksje/
Nominal value
each share
NOK
10 085
1 526
658
100
6 576
6,52 %
Utvikling AS
NOK
2 209
600
600
1 000
600
0,48 %
Sum / Total
Total
2 126
1 258
(NOK 1 000)
Norpipe Oil AS
Antall aksjer/
Number of
shares
Eierinteresse/
Ownership
Interest
Tjeldbergodden
10
Spesifikasjon av andre fordringer
10
2013
2012
595 675
833 230
2 788
2 808
Forskuddsbetalte utgifter innen ett år
293 445
443 127
Forskuddsbetalte utgifter utover ett år
274 737
0
73 147
48 665
(NOK 1 000)
Netto mindreuttak av hydrokarboner
Ansatte
Annet
1 239 792 1 327 830
Totalt
11
Bundne omløpsmidler
12
Egenkapital pr 31.12.12
Aksjekapital/
Annen egenkapital/
278 000
3 834 244
37 688
Årsresultat
3 234 802
Avsatt til utbytte
Sluttbalanse 31. desember 2013
(2 500 000)
278 000
4 606 734
Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2013
og består av 278 000 aksjer til pari kurs NOK 1 000. Alle aksjene har
samme rettigheter og eies av Eni International B.V., Holland.
13
Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld
(NOK 1 000)
Netto meruttak av hydrokarboner
Ansatte
Annen gjeld
Totalt
42
Net underlift of hydrocarbons
595 675
833 230
2 788
2 808
Prepaid expenses current
293 445
443 127
Prepaid expenses non-current
274 737
0
73 147
48 665
Employees
Other
1 239 792 1 327 830
Total
12
Endring i estimatavvik ført mot egenkapital
2012
Restricted cash
KNOK 48 273 of cash and bank regards employee withholding taxes.
Endring i egenkapitalen
(NOK 1 000)
2013
(NOK 1 000)
11
KNOK 48 273 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk. Specification of other account receivable
(NOK 1 000)
2012
280 987
338 537
29 695
23 061
881 762
923 997
1 192 444
1 285 595
Share capital Retained earnings
Net equity as of 31.12.12
278 000
Changes in estimates booked to equity
3 234 802
Allocated to dividend
Closing balance December 31. 2013
3 834 244
37 688
Net income
(2 500 000)
278 000
4 606 734
The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2013 and
consists of 278 000 shares at par value NOK 1 000. All shares have the
same rights and are owned by Eni International B.V., Holland.
13
2013
Change in shareholder’s equity
Specification of other accounts payable
(NOK 1 000)
Net overlift of hydrocarbons
Employees
Other accounts payable
Total
2013
2012
280 987
338 537
29 695
23 061
881 762
923 997
1 192 444
1 285 595
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
14
Transaksjoner med nærstående parter
14
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)
2013
2012
Kunder
Eni Trading & Shipping B.V.
Eni UK Ltd.
Eni SpA
Andre
Sum kunder
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
2013
2012
2 087 550
1 599 294
-
93 370
99 162
116 959
Customers
2 087 550
1 599 294
-
93 370
99 162
116 959
6 795
3 621
2 193 507
1 813 244
2013
2012
Andre fordringer
Eni Corporate
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping B.V.
Eni UK Ltd.
Eni SpA
Other
Total customers
(NOK 1 000)
6 795
3 621
2 193 507
1 813 244
2013
2012
27 517
2 822
2013
2012
Other accounts receivable
27 517
2 822
Eni Corporate
2013
2012
(NOK 1 000)
Bankinnskudd
Bank deposits
45 142
52 588
45 142
52 588
Eni Finance International
210 008
320 000
Eni Finance International
210 008
320 000
Sum bankinnskudd
255 150
372 588
Total bank deposits
255 150
372 588
2013
2012
565 156
324 748
Banque Eni
Eni Corporate
Alle fordringer forfaller innen 1 år.
All receivables are due within 1 year.
14.2 Kortsiktig gjeld
14.2 Current liabilities
(NOK 1 000)
2013
2012
565 156
324 748
83 261
98 576
Eni SpA
215
23 240
Eni UK Ltd
Leverandører
Saipem SpA
Eni SpA
Eni UK Ltd
Eni Trading & Shipping
Andre
Sum leverandører
Suppliers
125 366
0
15 497
8 526
789 495
455 090
1 744
3 807
Annen gjeld
Eni Corporate
(NOK 1 000)
Saipem SpA
Eni Trading & Shipping
Other
Total suppliers
83 261
98 576
215
23 240
125 366
0
15 497
8 526
789 495
455 090
1 744
3 807
2013
2 012
12 229 706
14 783 367
Other accounts payable
14.3 Salgsinntekter
Eni Corporate
14.3 Sales revenue , ref. note 1
2013
2 012
12 229 706
14 783 367
Eni UK
830 590
1 258 595
Eni UK
830 590
1 258 595
Eni SpA
969 879
1 243 873
Eni SpA
969 879
1 243 873
-
-
14 030 175
17 285 835
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping B.V.
Distrigas NV
Sum salgsinntekter
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping B.V.
Distrigas NV
Total sales revenue
-
-
14 030 175
17 285 835
43
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
14.4 Andre inntekter
14.4 Other revenue
(NOK 1 000)
2013
2012
18
6 803
Eni Insurance Ltd.
14.5 Driftskostnader og investeringer
Eni SpA
Eni Insurance Ltd.
2012
1 557 667
1 025 065
161 445
181 945
38 584
9 931
0
36 940
Eni UK Ltd.
76 400
63 635
Eni Insurance Ltd.
Eni Trading & Shipping SpA
Eni International Resources Ltd.
Eni UK Ltd.
Eni Insurance Ltd.
2013
2012
18
6 803
14.5 Operating and capital expenditures
2013
(NOK 1 000)
Saipem SpA
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Saipem SpA
Eni SpA
Eni International Resources Ltd.
2013
2012
1 557 667
1 025 065
161 445
181 945
38 584
9 931
0
36 940
76 400
63 635
156 010
27 411
156 010
27 411
Tecnomare SPA
9 204
7 225
Tecnomare SPA
9 204
7 225
Andre
2 353
2 080
Other
2 353
2 080
2 001 663
1 354 232
2 001 663
1 354 232
Eni Trading & Shipping SpA
Sum kostnader
14.6 Finansinntekter/kostnader
14.6 Financial income and expenses , ref. note 7
2013
2012
18 552
23 057
1 178
1 721
19 730
24 778
8 295
6 758
393 214
223 087
695
535
402 204
230 380
(NOK 1 000)
Finansinntekter
Eni Finance International
Sum finansinntekter
Finanskostnader
Andre
15
2013
2012
Eni SpA
Eni Finance International
18 552
23 057
Total financial income
1 178
1 721
19 730
24 778
8 295
6 758
393 214
223 087
Financial expenses
Eni SpA
Sum finanskostnader
(NOK 1 000)
Financial income
Eni SpA
Eni Finance International
Total expenditures
Forpliktelser
Eni SpA
Eni Finance International
Other
Total financial expenses
15
695
535
402 204
230 380
Liabilities
15.1 Boreforpliktelser
15.1 Drilling commitments
I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med
lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2013 utgjør 3 brønner med en forventet
kostnad på KNOK 435 000.
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, 2013 are 3 wells, with an estimated
cost of KNOK 435 000.
15.2 Avslutningsforpliktelser 2013
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 production licenses 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.
Totalt kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet
til KNOK 7 243 093 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette
estimatet er på KNOK 10 218 464. Kostnadsført tidselement for
fjerningskostnader i 2013 er på KNOK 290 328. Estimert tidspunkt for
nedstengning og fjerning er fra 2014 til 2048. Diskonteringsrente for
44
Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to be
KNOK 7 243 093. Nominal value of the estimate is KNOK 10 218 464.
Expensed accretion discount in 2012 is KNOK 290 328. Estimated time for
the abandonment is from 2014 to 2048. The discount rate used varies from
Eni Norge årsrapport / Noter Annual Report / Notes
beregning av nåverdi er fra 2,68 % til 4,32 % i forhold til estimert
tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for
beregningen varierer fra 2 % til 2,6 % innen beregningsperioden.
Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse til fjerning. Eni Norge
har gjort avsetninger for dette, beregnet til KNOK 106 062.
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.
I forbindelse med utbyggingen av Goliat har selskapet inngått pr.
31.12.2013 kontrakter som beløper til KNOK 5 640 036 selskapets andel.
Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for å sikre
planlagte aktiviteter de neste fem årene. Det er også inngått en 10-års
avtale om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2007, med rett til forlengelse
av leieperioden. Det ble 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 7 941 480.
Leieavtaler / Leasing commitments
16
2,68 % to 4,32 % dependent on the estimated time of removal and
decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation varies
from 2,0 % to 2,6 % within the calculation period. Eni Norge has a retirement
obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge has accrued KNOK 106 062 for
this purpose.
Eni Norge AS has contingent liabilities in respect of agreements with pipeline
and processing companies, whereby it may be required to provide such
companies with additional funds against future transportation and processing
of petroleum liquids and natural gas delivered by Eni Norge AS to these
companies.
In connection with the development of Goliat, the company has per
31.12.2013 entered contracts amounting to KNOK 5 640 036 company’s
share.
Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and helicopter
to secure planned activities over the next five years. Eni Norge AS has entered
into a 10-year leasing agreement of the office building in Sandnes from 2007,
with a right to extend the lease period. In 2012 a 15-year 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 7 941 480.
2014
2015
2016
2017
2018
>2019
1 730 121
1 516 558
1 667 140
865 363
596 308
1 565 990
Endring i regnskapsprinsipp
16
Changes in accounting principle
Pensjonsforpliktelser
Pensjonsforpliktelser er fra 2013 beregnet i samsvar med endringene i
IAS19. Endringene er som følger:
Pension liability
Pension liability is from 2013 calculated in accordance to the changes in
IAS19. The changes are:
Balanseendring - IAS19R
Change in Balance - IAS19R
Per 01.01.2012
Per 31.12.12
(20 577)
(69 307)
Original pension liability
(20 577)
(69 307)
Revidert pensjonsforpliktelse
(181 510)
(306 196)
Restated pension liability
(181 510)
(306 196)
Endring pensjonsforpliktelse
(160 933)
(236 889)
Change pension liability
(160 933)
(236 889)
125 528
184 772
125 528
184 772
KNOK
Opprinnelig pensjonsforpliktelse
Endring utsatt skatt 78%
Netto endring egenkapital
(35 405)
(52 117)
Endring estimatavvik i 2013 ført mot egenkapital/andre inntekter og
kostnader
Endring pensjonsforpliktelse
Endring utsatt skatt
Netto endring egenkapital
17
171 318
(133 629)
37 689
Konsernregnskap
Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse:
www.eni.com.
(KNOK)
Change deferred taxes 78%
01.01.2012
31.12.2012
Net change equity
(35 405)
(52 117)
Change in estimates in 2013 booked to equity/Other Comprehensive
Income
Change pension liability
Change deferred taxes 78%
Net Change equity
17
171 318
(133 629)
37 689
Consolidated financial statements
Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at
the internet address: www.eni.com.
45
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual Report / Auditor’s Report
Revisjonsberetning / Auditor’s Report
46
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual Report / Auditor’s Report
47
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual Report / Auditor’s Report
Revisjonsberetning / Auditor’s Report
48
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual Report / Auditor’s Report
49
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf
Eni Norges engasjement ved årsslutt 2013
Eni Norge’s engagement by end of year 2013
Stor aktør på norsk sokkel
Major player on the Norwegian Shelf
Eni Norge er aktiv deltaker i 57 lisenser og operatør for 18 lisenser
i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
Eni Norge is an active participant in 57 licences and operator of
18 licences in the North Sea, Norwegian Sea and the Barents Sea.
Utvinningstillatelser / Licences
Eni Norge er operatør for følgende lisenser: / Eni Norge-operated licences:
Utvinningstillatelse
Navn
Eni Norge
229B
Goliat
65 %
PL No.
Name
Eni Norge
293
Afrodite
45 %
122
Marulk
20 %
489
Alke
40 %
122B
Marulk
20 %
529
Bønna
30 %
122C
Marulk
20 %
533
West of Loppa
40 %
122 D
Marulk
20 %
657
East of Loppa
80 %
201
Gamma
66,67 %
697
Goliat Eye
65 %
226
Aurelia
60 %
712
Big Brother
40 %
226B
Aurelia
60 %
716
Bigorna
40 %
229
Goliat
65 %
717
Giannutri
40 %
Lisenser Eni Norge har som rettighetshaver: / Licences in which Eni Norge has a participating interest:
Utvinningstillatelse
Eni Norge (%)
122 D
20 %
293
45 %
PL No.
Eni Norge (%)
124
10 %
312
17 %
18
12,38%
128
11,5%
312 B
17 %
018 B
12,38%
128 B
6,9%
393
30 %
44
13,12%
134
30 %
473
29,4%
62
9,8%
134 B
30 %
479
19,6%
73
5,8%
134 C
30 %
489
40 %
073 B
7,9%
145
20 %
516
11,5%
74
29,4%
201
66,67 %
529
30 %
074 B
29,4%
211
30 %
532
30 %
91
7,9%
211 B
30 %
533
40 %
091 D
7,9%
219
50 %
608
30 %
92
14,9%
220
15 %
657
80 %
94
19,6%
226
100 %
696
30 %
094 B
14,82%
226 B
100 %
697
65 %
95
5%
229
65 %
712
40 %
121
14,9%
229 B
65 %
714
30 %
122
20 %
237
14 %
716
40 %
122 B
20 %
263 C
9,8%
717
40 %
122 C
20 %
275
12,39%
50
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf
18 lisenser i Barentshavet
Eni Norge er operatør for 13 av disse lisensene, hvorav Goliat er under
utbygging. Vi har også 30 prosent eierandel i Johan Castberg.
18 licences in the Barents Sea
Eni Norge is operator for 13 of these licences, of which Goliat is under
development. We also have a 30 per cent share in Johan Castberg.
Goliat
Hammerfest
33 lisenser i Norskehavet
Produksjonen i det Eni Norgeopererte Marulkfeltet startet i 2012.
Vi er operatør i fire av lisensene.
33 licences in the Norwegian Sea
Production on the Eni Norge-operated
Marulk field started in 2012. We are
operator in four of the licences.
6 lisenser i Nordsjøen
Sør på sokkelen er vi operatør
for en lisens. Vi er også partner
i Eksofisk, som er et betydelig
felt på norsk sokkel.
6 licences in the North Sea
We are operator in one licence
in the southern part of the Shelf.
We are also parter in the Ekofisk
field, a significant field on the Shelf.
Stavanger
Marulk
Vestre Svanholmen 12, NO-4313 SANDNES
P.O. Box 101 Forus, NO-4064 STAVANGER
Telephone: +47 52 87 48 00 – Telefax: +47 52 87 49 30
www.eninorge.com
Årsrapport, Annual Report 2013