1. No category

Årsrapport
Annual Report 2012
Innhold
Contents
Ledelse og styret
4
Administrerende direktørs kommentarer
5
Årsberetning 2012
6
Selskapets aktiviteter
7
Organisasjon og HR
14
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
16
Finansielle forhold
20
Resultatregnskap22
Balanse24
Kontantstrømanalyse26
Regnskapsprinsipper28
Noter til årsregnskapet
32
Revisjonsberetning42
Selskapets engasjement på sokkelen
46
Management and Board of Directors
Managing Director’s Comments
Annual Report 2012
Company Activities
Organisation and Human Resources
Health, Safety, Environment and Quality
Financial Aspects
Statement of Income
Balance Sheet
Statement of Cash Flow
Accounting Principles
Notes to the Financial Statement
Auditor’s Report
Company’s Engagement on the Shelf
4
5
6
7
14
16
20
22
24
26
28
32
44
46
Eni Norge årsrapport / Ledelse og styret
Annual Report / Management and Board Of Directors
Ledelse og styret – Management and Board of Directors
Ledelse / Management
Styret / Board of Directors
Andrea Forzoni
Administrerende direktør / Managing Director
F. Magnani
Styreleder / Chairman
Liv Nielsen
Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q
E. Cingolani
Styremedlem / Director
Arild Glæserud
Lisens / Licence
L. Bertelli
Styremedlem / Director
Aksel Luhr
Juridisk / Legal
A. Forzoni
Styremedlem / Director
Gabriele Fuggini
Finans / Control and Finance
T. Widvey
Styremedlem / Director
Odd Vårdal
Utvikling og teknologi/ Development & Technology
T. Reinskau
Ansattes representant / Elected by the employees
Nils Tveit
Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation
T. B. Tangvald
Ansattes representant / Elected by the employees
Tone Reinskau
Performance monitoring
O. Vårdal
Ansattes representant / Elected by the employees
Raffaele Chiandet
Goliat-prosjektet/ Goliat Development Project
Salvatorre Giammetti
Leting/ Exploration
Franco Picciani
Drift / Operations
Maurizio Guerreschi
Kontrakt og anskaffelser / Contracts and Procurement
Andreas Wulff
Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt /
External Communication
4
Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer
Annual Report / Managing Director’s Comments
Administrerende direktørs kommentarer – Managing Director’s Comments
Eni Norge leverte i 2012 et rekordhøyt
årsresultat på NOK 5 042 millioner
sammenlignet med NOK 4 495 millioner
i 2011. Dette skyldes både høye
oljepriser og stabil produksjon, og viser
samtidig at selskapet lykkes i sine
vekstambisjoner.
Eni Norge opprettholder et høyt
aktivitetsnivå og var engasjert i fire
viktige boreoperasjoner i Barentshavet i
året som gikk. Det betydelige Johan
Castberg-funnet, hvor Eni Norge har en
eierandel på 30 prosent, styrker
selskapets posisjon i Barentshavet. Eni Norge boret ytterligere tre
letebrønner, hvorav to resulterte i funn og ett er under evaluering.
Oppstarten av Marulkfeltet i Norskehavet markerte en viktig milepæl i Eni
Norges historie. Feltet kom i produksjon 2. april 2012 i henhold til plan og
budsjett, og er det første Eni Norge-opererte feltet på norsk sokkel.
De nye funnene – med Johan Castberg i spissen – konsoliderer Eni Norges
langsiktige strategi i Barentshavet, hvor selskapet har vært en ledende
aktør siden 1990-tallet. Med Goliat og Johan Castberg i porteføljen har
Eni Norge nå et langsiktig perspektiv på aktivitetene i Barentshavet. Det
medfører i tillegg en betydelig økning i selskapets portefølje på sokkelen,
og gir et solid fotfeste i en tidlig fase i denne svært lovende petroleumsregionen.
Utbyggingen av Goliat, som blir det første oljefeltet som kommer i drift i
Barentshavet, nådde samtidig viktige milepæler i året som gikk. Blant annet
ble det utført avgjørende installasjonsarbeid offshore og beredskapsfartøy
Esvagt Aurora ble overlevert. I tillegg startet boringen av den første av
totalt 22 produksjonsbrønner.
Goliat er et pionerprosjekt i Barentshavet. Byggingen av Goliat-plattformen
kjennetegnes av unike teknologiske utfordringer og løsninger, og resultatet
vil bli en produksjonsinnretning spesialdesignet for arktiske forhold.
Selskapet har i 2012 fortsatt oppbyggingen av oljevernberedskapen for
selskapets petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Det er lagt stor vekt på
å utvikle den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Det er verdt å merke seg at Konsekvensutredningen for Barentshavet sørøst omtaler beredskapsløsningen for Goliat
som beste praksis for kyst- og strandsoneberedskap på norsk sokkel per i dag.
Eni Norge ønsker å stimulere norsk og særlig nordnorsk næringsliv. Dette
skjer blant annet ved å dele opp kontraktene knyttet til drift og vedlikehold
av Goliat i mindre enheter, stille krav om lokal tilstedeværelse og oppfordre
til industriallianser. Når det gjelder kontrakter knyttet til utbyggingsfasen
er norske leverandører tildelt kontrakter for mer enn 60 prosent av
investeringene.
In 2012, Eni Norge presented a record annual profit of NOK 5 042
million, compared with NOK 4 495 million in 2011. This was the result of
both high crude oil prices and stable production, and also demonstrates
that the Company’s growth ambitions have been successful.
Eni Norge maintains a high level of activity and was involved in four
important drilling operations in the Barents Sea in the past year. The
significant Johan Castberg discovery, in which Eni Norge has a 30 per
cent stake, has reinforced the Company’s position in the Barents Sea. Eni
Norge drilled a further three exploration wells, two of which resulted in
discoveries, while the third is in the process of evaluation.
The start-up of the Marulk field in the Norwegian Sea marked an
important milestone in Eni Norge’s history. Production commenced at the
field on 2 April 2012, in accordance with the plan and budget, and this is
the first field to be operated by Eni Norge on the Norwegian shelf.
The new discoveries – with Johan Castberg in the forefront – consolidate
Eni Norge’s long-term strategy in the Barents Sea, where the Company
has been a leading participant since the 1990s. With Goliat and Johan
Castberg in its portfolio, Eni Norge has a long-term perspective for its
activities in the Barents Sea. This also entails a significant growth in the
Company’s portfolio on the northern shelf and provides a solid foothold
at an early stage in this highly promising petroleum exploration region.
The development of Goliat, which will be the first oil field to come on
stream in the Barents Sea, also reached important milestones. Among
other things, crucial installation work was carried out offshore, and we
took delivery of the standby safety vessel Esvagt Aurora. Drilling also
commenced on the first of in all 22 production wells.
Goliat is a pioneer project in the Barents Sea. The construction of the
Goliat FPSO is characterized by unique technological challenges and
achievements, and will result in a floating platform specially designed for
Arctic conditions.
In 2012 the Company has continued to build up an oil spill contingency
apparatus for its petroleum operations in the Barents Sea. Major focus
has been directed towards developing our coastal oil spill contingency
strategy, and new contingency concepts have been developed for
application in coastal areas and along shorelines. It should be noted
that the Impact Study for the south-eastern Barents Sea describes the
contingency strategy for Goliat as the Best Practice currently in existence
on the Norwegian shelf as regards coastal and shore-zone contingency.
Eni Norge wishes to stimulate Norwegian trade and industry, particularly
in the country’s northern region. The results of this work are manifested in
a number of local and regional companies now participating in the Goliat
project. Furthermore, Norwegian content on the Goliat development
project is exceeding 60 per cent of total investment value.
Andrea Forzoni
Administrerende direktør / Managing Director
5
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2012
Annual Report 2012 / Company Activities
Årsberetning 2012 – Annual Report 2012
Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni S.p.A. Selskapet utfører
leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og
Hammerfest, samt prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Eni International B.V.,
Amsterdam står som eier av alle Eni Norges aksjer.
Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 52 utvinnings-tillatelser
på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 14 av
utvinningstillatelsene og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene
Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Morvin, Kristin, Åsgard, Tyrihans og Yttergryta.
Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliat-feltet. Marulk som ligger i
Norskehavet, kom i produksjon 2. april 2012. Goliat ligger i Barentshavet
og planlegges å være i produksjon i løpet av 3. kvartal 2014.
6
Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian integrated energy
concern Eni S.pA. The company carries out petroleum exploration
and production activities in Norway. Its offices are located in Sandnes,
Hammerfest and at its project centre in Ulsan, South Korea. Eni
International B.V., Amsterdam, owns all the shares.
At year-end, the company’s portfolio on the Norwegian Continental
Shelf consisted of 52 licences. It is operator of 14 licences and has
participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd,
Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Yttergryta.
Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk, in the
Norwegian Sea, came on stream on 2 April 2012. Goliat, in the Barents
Sea, is under development and planned to come on stream in the third
quarter of 2014.
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter
Annual Report / Company Activities
Selskapets aktiviteter – Company Activities
Leting
Exploration
Eni Norge har vært engasjert i viktige boreoperasjoner i Barentshavet i
2012. To brønner ble boret i lisens 532 der Statoil er operatør med 50 %
eierinteresse, Eni Norge har 30 % eierinteresse og Petoro er den tredje
partneren med 20 % eierinteresse.
During 2012 Eni Norge was involved in key drilling activities in the Barents
Sea. The company had a 30% interest in the drilling of two wells in the
Statoil-operated PL532 licence. Statoil has a 50% interest in this licence,
and Petoro 20%. The 7220/7-1 (Havis) well tested an analogue Jurassic/
LateTriassic structure at approximately 1740 metres depth, located 7 km to
the south-west of Skrugard. This well resulted in a major oil and gas discovery
with estimated recoverable reserves of 235 MBOE and 5.4 Bcm gas.
Brønn 7220/7-1 testet en Jura/Trias-struktur 1740 meter under
havoverflaten. Strukturen er en analog til Skrugard-funnet og er lokalisert
7 km sydvest for Skrugard. Brønnen resulterte i et stort olje- og gass funn.
Estimerte utvinnbare ressurser er 235 millioner fat olje og 5,4 milliarder
m3 gass.
Brønn 7220/5-1 avgrenset Skrugard-funnet som ble påvist i 2011 av
brønn 7220/8-1. Reservoaret på Skrugard ligger på omtrent 1250 meters
dyp under havoverflaten. Brønn 7220/5-1 viste at det gode Jura/
Trias-reservoaret strekker seg over hele strukturen og bekreftet det store
olje- og gassfunnet. Estimerte utvinnbare ressurser er 251,7 millioner fat
olje og 5,4 milliarder m3 gass.
Eni Norge boret brønn 7220/10-1 (Salina) i lisens 533 som operatør med
40 % eierinteresse. Partnere i lisensen er Lundin, RWE og Det norske, alle
med 20 % eierinteresse. Brønnen utforsket en Kritt/Øvre Jura-struktur
omtrent 1740 meter under havoverflaten, og brønnen resulterte i et gass/
kondensatfunn. Funnet blir ennå evaluert, men foreløpige beregninger
indikerer tilstedeværende ressurser på mellom 5 og 7 milliarder m3 rik gass.
Eni Norge boret også brønn 7016/2-U-1 på Bønna-strukturen i lisens
529 der Eni Norge er operatør med 30 %. Partnere er Repsol med 10 %,
og Dong, OMV og Wintershall med 20 %. Brønnen var en pilotbrønn og
hadde som formål å undersøke om de øvre lagene over Bønna-strukturen
inneholdt grunn gass. Brønnen gav viktig informasjon til bruk i
planleggingen av letebrønn 7016/2-1 som vil bli boret i 2013.
Funnene som har blitt gjort i 2012 har økt interessen for det gjenværende
letepotensialet i Barentshavet vest. Store mengder seismikk har blitt
samlet inn eller kjøpt, og geokjemisk sjøbunns-datainnsamling har blitt
utført for å forberede framtidige letekampanjer og lisensrunder.
Eni Norge har vært engasjert i både 22. konsesjonsrunde og APA 2012. I
januar 2013 ble Eni Norge tilbudt to lisenser i Barentshavet og én lisens i
Norskehavet som del av APA 2012. I Barentshavet er lisensene PL 697
(Eni Norge er operatør med 65 % og Statoil er partner med 35 %) og PL
696 (Statoil er operatør med 50 %, Eni Norge er partner med 30 % og
Petoro med 20 %). I Norskehavet er Eni Norge blitt tilbudt en 7,9 % andel i
PL 091D (Statoil er operatør med 59,1 %, og ExxonMobil har 33 %) som
en forlengelse av PL 091, Trestakk-funnet.
Flere studier og seismiske tolkningsprosjekter har blitt utført både i
Nordsjøen og Norskehavet som del av forberedelsene av borekampanjene
i 2013. Det er blitt utført porteføljerasjonalisering for å redusere arealavgiften,
noe som har ført til delvis tilbakelevering av lisens 293 og fullstendig
tilbakelevering av lisens 264. Personell fra Eni Norge har deltatt i mange
datarom, tilrettelagt av selskaper som ønsker å redusere eller selge interesser i
lisenser, og Eni Norge har uttrykt vilje til å se på eventuelle oppkjøpsmuligheter.
Utbygging
Prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II ble vedtatt i 2011. Ekofisk Sør består av en
produksjonsplattform, Ekofisk Zulu, med 36 brønner inkludert 35 produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn for borekaks. En undervanns-installasjon kalt
Victor Bravo (VB) med 8 vanninjektorer vil gi vannstøtte til produsentene på
Ekofisk Zulu. Alle installasjonene er under bygging. Kost og plan er som planlagt.
The 7220/5-1 well appraised the Skrugard structure, discovered in
2011 by the 7220/8-1 well at approximately 1250 metres depth. The
well proved the continuity of the Jurassic/Late Triassic reservoir across
the entire structure, and confirmed a major oil and gas discovery with
estimated recoverable reserves of 251.7 MBOE and 5.4 Bcm gas.
Eni Norge was operator with a 40% share in the drilling of the 7220/10-1
well (Salina) in licence PL 533. Lundin, RWE and Det norske are partners
in this licence, each with a 20% interest. A gas/condensate discovery
was made in a Cretaceous/Upper Jurassic structure at approximately 1740
metres depth. Evaluation of the reserves is currently in progress, but preliminary
estimates indicate that Salina contains between 5 and 7 Bcm rich gas in place.
A pilot hole (7016/2-U-1) was drilled on the Bønna prospect in licence
PL529, where Eni Norge is operator with a 30% share. Partners in the
licence are Repsol (10%), and Dong, OMV and Wintershall with 20%
each. The pilot hole encountered no shallow gas or water hazards
are present in the surface structure, and enabled us to obtain useful
information as a basis for better planning of the 7016/2-1 exploration
well which will be drilled in 2013.
Discoveries made in 2012 have promoted interest in the remaining
exploration potential of the western Barents Sea, and a significant
amount of seismic data were acquired or purchased, together with the
results of geochemical sea bottom sampling surveys, as preparation for
future exploration campaigns and licensing rounds.
Eni Norge has also been involved in new venture activity linked to both
22nd Concession Round (new exploration areas) and the APA2012 (Predefined open acreage).
In the APA 2012 round Eni Norge in January 2013 was offered participating
interests in three licences, two in the Barents Sea and one in the Norwegian
Sea. The Barents Sea licences are PL697, where Eni Norge is operator with
a 65% interest with Statoil as partner (35%), and PL696, where Statoil is
operator with a 50% share together with Eni Norge (30%) and Petoro (20%).
In the Norwegian Sea, Eni Norge was offered a 7.9% share in PL091D, where
Statoil is operator with 59.1%, and the other partner is ExxonMobil (33%). This
licence is regarded as protection acreage for the Trestakk discovery in PL091.
Several studies and seismic interpretation projects have been continued
in the Norwegian and North Seas in preparation for drilling campaigns
in 2013. Portfolio rationalisations were implemented in order to reduce
area fees, and this led to the partial relinquishment of licence PL293 and
the full relinquishment of PL264. Eni personnel attended several data
rooms offered by companies willing to rationalise or sell interests in their
licences, and the company exhibited a willingness to take advantage of
possible farm-in opportunities.
Field development
The Ekofisk South and Eldfisk II projects passed the Gate 3 stage in
February 2011. The PDO was submitted in summer 2011.
7
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011
Annual Report / Company Activities
Eldfisk II består av en kombinert plattform, med boligkvarter for 160
personer, 40 brønnslotter og et prosessanlegg for å skille gass, olje og
vann. Anlegget inkluderer vannrensing og utslipp av produsert vann til sjø.
Videre er det et gasskompresjonsanlegg for re-injeksjon av gass til bruk
ved en eventuell nedstengning av 2/4J. Ved normal operasjon blir olje og
gass skilt, sendt i to rørledninger til Ekofisk, der våtgassen går til
behandling på 2/4J og oljen går direkte til eksportpumpen på 2/4J.
Prosjektet er i henhold til plan og kost.
Et nytt 560-sengs boligkvarter, Ekofisk 2/4L, er under bygging ved
SMOE-verftet i Singapore og skal være på plass i 2013.
Det ble også besluttet å sette i gang en FEED-studie for mulig installasjon
av ny brønnhodeplattform på Tor-feltet.
Flere plattformer er blitt fjernet i løpet av 2012 som del av Ekofisk
Decommissioning Project. Prosjektet følger plan og er under budsjett.
Tyrihans har siden oppstarten opprettholdt et stabilt produksjonsnivå.
Prosjektet er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget.
Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til
lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen før videre transport med
skytteltanker til markedet. Den rike gassen blir eksportert via Kristinplattformen og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget på Kårstø.
De viktigste aktivitetene gjennom 2012 har omfattet boring og
komplettering av produksjonsbrønner. Endelig testing og igangsetting av
sjøvannsinjeksjonssystemet undervann vil skje når vanninjeksjonsbrønnen
er re-komplettert, en aktivitet planlagt for 2013.
Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av
Tyrihans PUD. Ytterligere investeringer i modifikasjoner på Kristinplattformen vil være nødvendig. Oppstart er planlagt til første kvartal 2014.
Haltenbanken West Unit / Kristin-prosjektet med ombygging av
Kristin-plattformen for å imøtekomme lavtrykksproduksjon fortsatte i
2012. Dette prosjektet utgjorde en del av forutsetningene for godkjenning
av feltets opprinnelige plan for utbygging og drift (PUD). I hovedsak
involverer prosjektet installasjon av en stor modul utstyrt med en ny
kompressor og hjelpeutstyr som vil garantere plattformens
eksportkapasitet etter konverteringen til lavtrykksproduksjon.
Det er i løpet av 2012 blitt gjennomført studier knyttet til en mulig
fremtidig tilknytning til Kristin-plattformen av nærliggende prospekter og
funn. Kommersielle forhandlinger er også iverksatt for en mulig
grentilknytning til ny gassinfrastruktur som planlegges i området.
8
Ekofisk South comprises a production platform, the Ekofisk Zulu, operating
36 wells including 35 producers and a cuttings injection well. The subsea
installation Victor Bravo (VB), with eight water injectors, will provide waterdrive supporting the producers at Ekofisk Zulu. All installations are currently
under construction, and the process is proceeding according to plan and
within budget.
Eldfisk II comprises an integrated platform, Eldfisk South, with living
quarters for 160 persons, 40 well slots, and a processing facility designed
to separate gas, oil and water. The facility will also carry out water
decontamination and the discharge of produced water into the sea. There
is also a gas compression plant to facilitate gas re-injection in the event
of 2/4J being shut down. During normal operations the oil and gas are
separated and transported in two pipelines to Ekofisk, from where the wet
gas is sent to 2/4J for processing, and the oil directly to the 2/4J export
pump. The project is proceeding according to plan and within budget.
A new, 560-bed accommodation module, Ekofisk 2/4 L, is currently being
built at the SMOE yard in Singapore and will be on location in 2013.
It was also decided to implement a FEED study to assess the possible
installation of a wellhead platform for the Tor field.
Several platforms were removed during 2012 as part of the Ekofisk
Decommissioning Project, which is proceeding according to plan and
well within budget.
Since coming on stream, Tyrihans has maintained stable levels of
production. This is a subsea development tied-back to the Kristin facility.
Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage
facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tanker to the
market. The rich gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard
Transport system to the processing terminal at Kårstø.
Main activities during 2012 have included the drilling and completion of
production wells. Final testing and initial operation of the subsea seawater
injection system will take place on re-completion of the water injection
well scheduled for 2013.
Future low pressure production was among the preconditions for
approval of the Tyrihans PDO. This will involve further investment in
modifications to the Kristin platform, and start-up is planned for the first
quarter of 2014.
The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving
modification of the Kristin platform to accommodate low-pressure
production continued during 2012. This project constituted part of the
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter
Annual Report / Company Activities
Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største prosjektet
er et undervannskompresjons-prosjekt som er en førstegangsutvikling av
en undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til
Åsgard. Hensikten er å overvinne problemer i rørledningene ved lave
strømningsrater når produksjon og reservoartrykk reduseres over tid på
de to feltene. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO2-gass fra Mikkelog Midgard-feltene viktig for blanding med andre høyere CO2-gassstrømmer i Haltenbanken-området for å tilfredsstille den generelle
salgsgass-spesifikasjonen for CO2. Prosjektet er i gjennomføringsfasen,
med planlagt oppstart i løpet av 2015.
preconditions for approval of the field’s original Plan for Development
and Operation (PDO). Principally, the project involves the installation of a
large module equipped with a new compressor and auxiliary equipment
which will guarantee the platform’s export capacity following the switch
over to low-pressure production.
Det andre Åsgard-prosjektet er knyttet til installasjon av en ny
bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette prosjektet for
økt utvinning vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektsanksjonering er planlagt tidlig 2013.
There are two current development projects on the Åsgard field. The
largest of these is the Åsgard subsea compression project which is the first
of its kind, involving the use of a subsea compressor to boost production
from the Midgard and Mikkel fields and transport to Åsgard. The purpose
is to overcome minimum flow problems generated in the flowlines due
to natural declines in production and reservoir pressure on the two fields.
In addition to improved recovery, it is important to blend the low CO2 gas
from the Mikkel and Midgard fields with other higher CO2 gases from the
Haltenbanken area in order to meet overall sales gas CO2 specifications.
The project is in the execution phase with planned start-up during 2015.
Morvin-feltet kom i produksjon i 2010, og all boreaktivitet ble ferdigstilt
året etter. Produksjonsnivået har vært i henhold til plan. Morvin
havbunnsanlegg er knyttet opp til Åsgard B-plattformen. Brønnstrømmen
blir prosessert på Åsgard B-plattformen og overført til lagringsanlegget på
Åsgard C før videre transport med skytteltanker til markedet. Våtgass blir
eksportert via Åsgard B og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget
på Kårstø.
En rekke studier har blitt gjennomført for mulig utbygging av Trestakkfeltet, inkludert evaluering av «tie-back»-alternativet til Åsgard A, samt
studier knyttet til en felles utbygging med det nylig oppdagede
Maria-feltet. Studier og kommersielle vurderinger vil fortsette i 2013 med
et mulig konseptvalg i løpet av høsten.
Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av
kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er
enige om å revurdere prosjektet.
Skuld-prosjektet er godt i gang. Dette er et «fast track»-prosjekt beliggende
nord for Norne og er en undervannstilknytning til Norne FPSO. Det
planlegges ni brønner, og oljeproduksjon er planlagt å starte første kvartal
2013.
I Barentshavet planlegges en ny oljefeltutbygging, Skrugard/Havis.
Prosjektet er foreløpig i konseptstudie-fasen. Tre utbyggingsløsninger er
under evaluering, skipsformet FPSO, sirkelformet FPSO og halvt
nedsenkbar plattform med ilandføring av olje til terminal. (Konseptvalg
med ilandføring ble tatt i februar 2013).
Studies have been undertaken during 2012 related to a possible future
tie-back to the Kristin platform of adjacent prospects and discoveries.
Commercial negotiations have also been initiated for a possible branch
connection to the new gas infrastructure being planned in the area.
The smaller Åsgard project involves the installation of a new two-well
template on the Smørbukk South field. This improved recovery project
will be tied-back to the Åsgard A platform. Project sanction is planned for
early 2013.
The Morvin field came on stream in 2010 and all drilling activity was
completed the following year. Morvin has since maintained its expected
production levels. The Morvin subsea development is tied-back to the
Åsgard B platform. The wellstream is processed at the Åsgard B platform
and transferred to the storage facility at Åsgard C prior to onward
transport by shuttle tankers to the market. Wet gas is exported via Åsgard
B and the Åsgard Transport system to the processing terminal at Kårstø.
A number of studies have been undertaken in connection with development
of the Trestakk field. These have involved both a re-evaluation of the tie-back
option to Åsgard A, as well as studies looking into a possible joint development
with the recently discovered Maria field. Studies and commercial evaluations
will continue into 2013 with possible concept selection in the autumn.
The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints
in the downstream transportation system. The licensees have agreed to
reconsider the project.
Det fremtidige Alke-gassfeltet i Barentshavet er under vurdering.
Undervannstilknytning til Goliat er den foreløpig konseptløsningen. Første
beslutningspunkt (DG1) er planlagt i løpet av våren 2013.
The Skuld project is well underway. This is a fast-track project located north
of Norne, involving a subsea tie-back to the Norne FPSO. Nine wells are
planned, and oil production is scheduled to start in the first quarter of 2013.
Produksjon
Skrugard/Havis is a new Barents Sea oil field development project
currently in its planning stages (concept selection phase). The three
concepts under evaluation are; an FPSO vessel, a circular FPSO, or a
semi connected to an onshore oil terminal. (A decision on the oil to shore
concept was made in February 2013).
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass fra felt hvor selskapet ikke er
operatør, var i 2012 46,2 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) – et godt
resultat og i tråd med forventningene.
Olje, kondensat og NGL bidro med 58 % av total produksjon.
Eni Norges første egenopererte felt, Marulk, kom i produksjon i april og
bidro med 0,85 MFOE i 2012.
Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet (19,8
MFOE sammenlignet med 19,1 MFOE i 2011), og Ekofisk-området (10,1
MFOE sammenlignet med 11,5 MFOE i 2011). Den totale produksjonen
fra Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norne var på 10,3
MFOE (sammenlignet med 12,8 MFOE i 2011). Morvin-feltet har fortsatt
å gi betydelige bidrag, totalt 5,1 MFOE i 2012.
I løpet av 2012 var det flere perioder med redusert produksjon. Noe var
planlagt, slik som vedlikehold av kompressor på Kristin-plattformen og
oppgradering av aminanlegget på Åsgard B. I periodene med planlagte og
ikke planlagte aktiviteter var produksjonen redusert. Arbeidet ble imidlertid
utført som planlagt og produksjonstapet minimalisert.
The future development of the Alke gas field in the Barents Sea is
currently being assessed using subsea tie-back to the Goliat field as the
current base case. The first decision (DG1) is planned for spring 2013.
Production
Eni Norge’s equity production of oil, NGL and gas in 2012 was
46.2 million barrels of oil equivalents (MBOE). This was an excellent
achievement and in line with expectations.
Oil, condensate and NGL accounted for 58% of total production.
Marulk, Eni Norge’s first own-operated field, came on stream in April, and
in 2012 delivered 0.85 MBOE.
The greatest contributors were the Åsgard Unit (19.8 MBOE, compared
with 19.1 MBOE in 2011), and the Ekofisk area fields (10.1 MBOE
9
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011
Annual Report / Company Activities
I mars forårsaket en vanninjeksjonssvivel på Norne FPSO endring i
produksjon fra alle berørte felt. På slutten av 2012 ble trykkstøtten i
reservoaret ved vanninjeksjon igjen opprettholdt.
compared with 11.5 MBOE in 2011). The total contribution from Heidrun,
Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was 10.3 MBOE
(compared with 12.8 MBOE in 2011).
I oktober oppstod vibrasjonsproblemer i gasseksportledningen fra Norne
FPSO, noe som førte til at produksjonen fra Marulk ble nedstengt. Det
arbeides kontinuerlig med ulike kortsiktige tiltak for raskt å gjenopprette
produksjon. Dette har imidlertid så langt ikke hatt den ønskede virkning.
En permanent løsning med installasjon av nytt stigerør vil være på plass i
løpet av høsten 2013.
The Morvin field continued to make a considerable contribution with 5.07
MBOE in 2012.
Avleiringsbehandling har blitt utført på flere Morvin-brønner etter en
periode med nedstenging i løpet av sommeren. Avleiring er en utfordring
på dette feltet, og det ble nødvendig å utføre lett brønnintervensjon (LWI)
for å løse opp og forhindre avleiring.
Et omfattende stigerørs-inspeksjonsprogram har blitt utført på Åsgard for
å verifisere utstyret. Dette ble gjennomført uten produksjonstap.
I løpet av vintermånedene, særlig januar, ble produksjonen i Ekofiskområdet
spesielt påvirket av ekstreme værforhold. Streik i løpet av sommermånedene
og også noen begrensninger på gasseksporten påvirket produksjon fra
Haltenbankområdet.
Reserver
Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2012 på 13 MFOE,
hovedsakelig fra følgende felt: Morvin, Åsgard-gruppen, Fossekall og
Tyrihans.
Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 438,2
MFOE som er en 6,5 % nedgang fra fjoråret og en reserveerstatning for
2012 på 28 %. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 398
MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg
til 192 MFOE.
Goliat utbyggingsprosjekt
Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt
produksjonsstart er 2. halvdel av 2014. Goliat-utbyggingen omfatter
produksjonslisens PL 229/PL 229B der Eni Norge er operatør med en
eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %.
Goliat er lokalisert i PL 229 og PL 229B som omfatter flere blokker
innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og
7122/8, samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL 229 ble tildelt i
«Barentshavsrunden» i 1997. Runden ble igangsatt av myndighetene for å
få en økt interesse for Barentshavet som olje- og gassregion. PL 229B ble
tildelt i 2007. En mindre del av Goliat er kartlagt til å ligge i PL 229B.
Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn 7122/7-1 i 2000.
Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat
i perioden 2000-2007. Det har blitt funnet olje og gass i flere strukturer/
segmenter på flere nivå.
De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm3 olje.
Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte, men planlegges
eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for oppstart av gass-salg er
blant annet avhengig av produksjonsforløpet på feltet og etablering av
mulige eksportløsninger. Eni Norge har forskjellige pågående studier for å
utrede mulige gasseksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er
beregnet til om lag 8 milliarder Sm3.
I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en
flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet
undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009
og godkjent av Stortinget i juni 2009.
Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med
prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i
reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport
med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene
vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer
10
There were several periods of production curtailment during 2012. Some
were planned, such as compressor maintenance on the Kristin platform
and the amine facilities upgrade on Åsgard B. Production was reduced
during both planned and unplanned activities. However, work was carried
out according to plan and production losses minimised.
In March a problem in the water injection swivel on the Norne FPSO
impacted on production from associated fields throughout the year. At
year-end pressure support in the reservoir from water injection was fully
restored.
In October vibration problems in the gas export riser on the Norne FPSO
resulted in total shutdown of the Marulk field. Short term measures to
resume production have been evaluated, but without the expected results.
It appears that replacement of the gas export riser is the only permanent
solution, and this can be carried out in autumn 2013.
Scale treatment has been carried out in some Morvin wells after a period
of shut-in during the summer. Scale formation presents a challenge on
this field and it was necessary to implement an LWI in order to dissolve
scale and inhibit its formation.
An extensive riser inspection was carried out at Åsgard in order to assess
equipment integrity. This was carried out without loss of production.
During the winter months, especially in January, production was
significantly affected by extreme weather conditions in the Ekofisk Area.
An industrial dispute during the summer, combined with restrictions in
production due to gas export limitations, also affected production from
the Haltenbanken area.
Reserves
In 2012, Eni Norge recorded additions to its proven reserves of 13 MBOE.
These were derived mainly from the Morvin, Asgard group, Fossekall and
Tyrihans fields.
At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 438.2
MBOE, representing a decrease of 6.5 per cent on the previous year, with
a 2012 Reserves Replacement Ratio of 28%. The estimated probable
reserves figures correspond to a total of 398 MBOE, with volumes in the
“possible” and “contingent” reserves categories amounting to 192 MBOE.
The Goliat development project
Goliat will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea.
Production start-up is planned for the second half of 2014. The Goliat
development will take place in production licences PL229/PL229B,
where Eni Norge is operator with a 65% interest. Statoil is the other
partner with a 35% interest.
Goliat is located in licences PL229 and PL229B covering several blocks
(7122/7, 7122/8 and parts of 7122/9, 7122/10 and 7123/7) within the
Finnmark West area of the southern Barents Sea. PL229 was awarded
during the “Barents Sea Round” in 1997 and PL229B in 2007. A small
portion of the Goliat field is identified in PL229B.
Oil was encountered in the Realgrunnen exploration well (7122/7-1) in
2000. During the period 2000-2007 the licence drilled a total of five
wells on the Goliat field, including one sidetrack. Oil and gas have been
found in several structural compartments/segments, and at several
stratigraphic levels.
The recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm3.
There are plans to re-inject the gas to provide pressure drive during the
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter
med 22 brønner hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner),
ni brukes til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon.
For å oppnå målene om utslippsreduksjon vil prosjektet bruke
kraftforsyning fra land via en undervanns-strømkabel, kombinert med
energi generert om bord på installasjonen.
Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet, underlagt
strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjonsanleggene planlegges utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at
alle relevante krav og regler tilfredsstilles.
De største EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse. De største
og mest betydningsfulle kontraktene er:
• E
PC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg - Aker Subsea
høsten 2009
• EPC-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon
– Technip Norge høsten 2009
• EPC-kontrakt for bygging av FPSO-enheten tildelt i februar 2010
– Hyundai Heavy Industries (Sør-Korea)
• EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne
Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land – ABB AB (Sverige)
sommeren 2010
• EPC-kontrakt for bygging av landbasert strømforsyningsanlegg for
Goliat-feltet - Siemens AS høsten 2010
• EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankringsutstyr
- Aker Pusnes sommeren 2010.
• EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje – APL/NOV Norge
sommeren 2010
• EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene – Vicinay
Cadenas (Spania)
• EPC-kontrakt for fabrikasjon av polyester forankringsliner – Lankhorst
Ropes sommeren 2011
• EPC-kontrakt for marine operasjoner og installasjon av FPSO
– DOF sommeren 2011
• Leiekontrakt for to nye skytteltankere - Knutsen Shuttle Tankers
sommeren 2011
Norsk andel av Goliat-utbyggingen anslås å bli ca. 60 %.
Annual Report / Company Activities
early production phase, and to export it at a later date. The timing of
commencement of gas sales is dependent on the resolution of export
options, and Eni Norge is currently conducting a number of studies
to investigate these. The recoverable gas reserves are estimated to be
approximately 8 billion Sm3.
In December 2007 the licence approved a development concept based
on a floating production, storage and offloading facility (FPSO) tied to
subsea wells. The PDO was submitted to the Norwegian government in
February 2009 and approved by the Storting (Parliament) in June 2009.
The selected FPSO concept consists of a circular hull containing
processing plants, oil storage facilities and living quarters. Produced water
will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored on the
FPSO prior to onward transport to the market by shuttle tankers. The
reservoir drainage strategy includes water and gas injection, using a total
of 8 templates with 22 wells, 11 of which are producers (including three
multilateral wells). Nine wells will be used for water injection and two for
gas injection.
In the light of emissions reduction targets, the project will employ a
combination of electrical power from land transmitted via a subsea cable,
and energy generated on board the installation.
Due to its location in the Barents Sea, the Goliat development project
is subject to stringent HSE requirements in terms of emissions to the
atmosphere and discharges to the sea. Furthermore, production facilities
are designed both to ensure a good working environment and to comply
with all relevant rules and regulations.
The major EPC contracts have been awarded and are now being
implemented. The most important of these are as follows;
• E
PC contract for the subsea production systems, awarded to Aker
Subsea (autumn 2009).
• EPC contract for the flow lines, risers and subsea installation, awarded
to Technip Norge (autumn 2009).
• EPC contract for the FPSO unit, awarded in February 2010 to Hyundai
Heavy Industries (South Korea).
• EPC contract for the subsea cable, awarded in the summer of 2010 to
ABB AB (Sweden).
11
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011
Annual Report / Company Activities
Fabrikasjon av utstyr for Goliat pågår hos de aller fleste EPCleverandørene, og de viktigste hendelsene for 2012 kan oppsummeres
som:
•
•
•
•
•
Installering av manifolder i havbunnsrammene
Installasjon av strømningsrør og kontrollkabler
Nedgraving av og steinbeskyttelse på strømningsrør og kontrollkabler
Leveranse av 10 havbunns produksjonsventiltre
Sammenstilling av FPSO-skrog ble nesten ferdig i 2012 og installasjon
av prosessanleggsmoduler påbegynt
• Oppkobling av transformatorstasjon ved Hyggevatn utenfor
Hammerfest til lokalt 132 kV nett
• Stand-by-fartøyet “Esvagt Aurora” ble ferdigstilt og overlevert
• E
PC contract for the construction of an onshore transformer station
together with grid upgrades, awarded to Siemens (autumn 2010).
• EPC contract for the anchor winches and mooring equipment,
awarded to Aker Pusnes (summer 2010).
• EPC contract for the oil offloading system, awarded to APL Norway
(summer 2010)
• EPC contract for the fabrication of the mooring chains, awarded in the
late summer of 2010 to Vicinay Cadenas (Spain).
• EPC contract for the fabrication of polyester mooring line segments,
awarded to Lankhorst Ropes (summer 2011).
• EPC contract for marine operations and installation of the FPSO,
awarded to DOF (summer 2011).
• Time charter party for two new shuttle tankers, awarded to Knutsen
Shuttle Tankers (summer 2011).
De viktigste aktivitetene for 2013 vil bli:
• Installasjon av fleksible ekspansjonslengder mellom rørledninger og
stigerørsfundamenter på sjøbunnen
• Forhåndsinstallasjon av fleksible stigerør
• Forhåndsinstallasjon av sugeankere og tilhørende kjettingsegmenter
for forankringsliner for FPSO’en
• Leveranse av polyestersegmenter for forankringsliner for FPSO’en
• Leveranse og installasjon av høyspenningskabel for kraftforsyning
til FPSO’en
• Ferdigstillelse av utrustning av transformatorstasjon på Hyggevatn
• Ferdigstilling av FPSO inklusiv uttesting ved verft
• Leveranse av to nybygde skytteltankere som skal frakte Enis del av
oljeproduksjonen fra Goliat
Konstruksjonen av Goliat FPSO har ikke hatt fremdrift som forventet ved
kontraktsinngåelse, og det ble nødvendig å utsette offshore installasjon og
oppstart av oljeproduksjon til 2. halvdel av 2014.
The overall contract volume awarded to Norwegian companies for the
entire Goliat development project is expected to be approximately 60%.
The fabrication of equipment linked to the Goliat project is currently
being carried out by the majority of the aforementioned EPC Contractors.
Key milestones completed in 2012 can be summarised as follows:
•
•
•
•
•
Installation of manifolds on the subsea templates
Installation of subsea flow lines and umbilicals
Trenching and rock dumping for the subsea flow-lines and umbilicals.
Delivery of 10 subsea production trees
Assembly of the FPSO hull was almost completed and the installation
of topside modules had commenced
• Connection of the Hyggevatn transformer substation outside
Hammerfest to the local 132kV grid system
• Delivery of the new build stand-by vessel “Esvagt Aurora”
Key activities scheduled for 2013 are as follows:
Flere viktige driftskontrakter ble tildelt i 2012:
• Drift og vedlikehold (O&M) – Apply Sørco
• Vedlikehold og modifikasjon (M&M) – Apply Sørco
• Isolasjon, stillas og overflate (ISO) - Norisol
Saipem startet boring på Goliat fjerde kvartal 2012 med den nybygde
riggen «Scarabeo 8». Saipem vil fortsette boring av Goliat-brønner til
første kvartal 2016.
Marulk
Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507 i den sørlige delen av
Nordland II omlag 30 km sydvest for Norne FPSO og 15 km vest for Alve.
Marulk er en typisk undervanns satellittutbygging med produksjon fra en
brønnramme med to produksjonsbrønner samt tilkobling for prosessering
på Norne FPSO. Produksjon vil gå over 10 år med antatt avslutning ved
utgangen av 2021.
Første brønn på Marulk-feltet ble satt i produksjon 2. april 2012 i henhold
til plan.
På grunn av tekniske problemer og dårlig vær under riggoperasjonene på
brønn to, ble det bestemt å foreløpig stanse videre arbeid og utsette
ferdigstillelse av brønnen til høsten 2012 med bruk av ny rigg.
• Installation of flexible expansion loops between the subsea flow-lines
and riser bases
• Pre-installation of flexible risers
• Pre-installation of FPSO suction anchors and corresponding bottom
chain segments
• Delivery of the FPSO polyester mooring line segments
• Delivery and installation of the high voltage subsea cable which will
provide power to the FPSO.
• Finalisation of outfitting of the Hyggevatn transformer substation.
• Finalisation of construction and onshore commissioning of the FPSO
• Delivery of two shuttle tankers purpose-built for transportation of Eni’s
share of Goliat oil production.
Construction of the Goliat FPSO has not progressed as expected at
contract award, and it has been necessary to delay offshore installation
and start-up of the oil production until the second half of 2014.
Several important contracts for the operation and maintenance of the
Goliat field were awarded in 2012;
• Operation and Maintenance (O&M) support services – Apply Sørco
• Maintenance and Modification services (M&M) – Apply Sørco
• Insulation, Scaffolding and Surface Protection (ISO) Services – Norisol
Brønn to på Marulk ble ferdig komplettert 23. november godt i forkant av
planlagt ferdigstillelse.
In the fourth quarter of 2012, Saipem commenced drilling using the
new build “Scarabeo 8” rig. The drilling of production wells on Goliat will
continue until the first quarter of 2016.
Med dette er selve utbyggingsprosjektet Marulk så godt som avsluttet og
kun enkeltstående demobiliseringsaktiviteter og endelige kommersielle
sluttoppgjør gjenstår.
Marulk
I begynnelsen av oktober 2012 ble det registrert betydelige vibrasjoner i
gasseksport-stigerør på Norne FPSO, noe som har medvirket til full stans i
produksjon fra Marulk-feltet. Problemet var ved årsslutt ikke løst, men det
arbeides kontinuerlig med å komme frem til både kortsiktige og permanente
langsiktige løsninger for å få igangsatt produksjonen så raskt som mulig.
Disse vil imidlertid ikke kunne realiseres før et godt stykke inn i 2013.
12
The Marulk field is located in PL122 in the southern part of the Nordland
II area, approximately 30 km southwest of the Norne FPSO and 15 km
west of the Alve field. It is a typical subsea satellite development with
production from a single template utilising two producers and tie-back
to facilitate processing on the Norne FPSO. The production lifetime is 10
years, ending in 2021.
The first well on the Marulk field came on stream as planned on 2 April 2012.
Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter
En serviceavtale er etablert med FMC Kongsberg Subsea for å ivareta
rene serviceoppdrag på undervannsanlegget i tiårsperioden frem til 2021.
Med Statoil Harstad er det inngått en driftsstøtte-avtale for rene
driftsaktiviteter på Marulk som det er naturlig at Statoil ivaretar som
operatør av vertsinnretningen Norne FPSO.
Produksjonen på Marulk begrenses av tilgjengelig gassprosesseringskapasitet på Norne FPSO. En eventuell forlengelse av Norne FPSO sin
levetid utover 2021 vil derfor ha betydelige positive konsekvenser for
Marulk både når det gjelder utvinningsgrad fra feltet og prosjektets
økonomi.
Marulk har knyttet seg til beredskapen for Norne og til den regionale
beredskapsordningen på Halten Nordland.
Annual Report / Company Activities
Due to a variety of rough weather conditions and technical and
operational problems while drilling the second well, a decision was made
to stop further work and suspend drilling and completion of this well until
autumn 2012 so that a replacement rig could be found.
The second well on Marulk was completed on 23 November, considerably
earlier than planned.
With the completion and the following commissioning of the second
Marulk well, development activities have come to an end. Remaining work
will be linked to the demobilisation of tools, equipment and personnel,
followed by commercial close-out.
In early October 2012 serious vibrations were discovered in the Norne
FPSO gas export riser. This resulted in the complete shutdown of
production from the Marulk field. The problem remained unresolved
at year-end, but both short-term and permanent solutions are being
considered in order to restore production as soon as possible. However,
no solution can be implemented until an indeterminate date in 2013.
A service agreement has been established with FMC Kongsberg Subsea
for the implementation of routine service tasks on the subsea production
system during the ten-year period leading up to 2021.
An operations support agreement has been established with Statoil
Harstad for those Marulk activities which it is natural and expedient for
Statoil to carry out on Eni’s behalf, since Statoil is operator of the host
facility (Norne FPSO).
Production from Marulk is constrained by available gas processing
capacity on the Norne FPSO. A possible extension of the lifetime of the
Norne FPSO beyond 2021 will benefit the field’s recovery factor and
commerciality.
Eni’s Marulk organisation has affiliated itself to both the Norne and
Halten Nordland emergency response arrangements.
13
Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR
Annual Report / Organisation and Human Resources
Organisasjon og HR – Organisation and Human Resources
Eni Norge hadde ved utgangen av året 328 ansatte, hvorav fem er
stasjonert i andre selskaper i Eni-gruppen og 23 er ansatt ved kontoret
i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse har økt i
prosjekter som Goliat og Marulk og utgjør i dag 293 personer.
Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk for å beholde den
viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar. I 2012 benyttet én
person seg av tilbudet.
Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de
utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende
prosjekter.
Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre
er uendret. Av selskapets åtte styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke
iverksatt likestillingstiltak, eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i
2013.
At the end of the year Eni Norge AS had 328 employees, of whom 23
are employed in the regional office in Hammerfest, and five seconded
to other companies within the Eni Group. The number of contracted
specialists currently working on projects such as Goliat and Marulk has
increased to 293.
Eni Norge has adopted a set of Seniors’ Policy guidelines which enables
the company to retain the important skills and expertise which senior
employees possess. In 2012, one person has benefited from the
company’s Seniors’ Policy.
The company has consolidated staffing levels and expertise to meet the
challenges and requirements which are a natural consequence of the
aforementioned, demanding projects. The ratio of women to men among
locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of
the company’s eight Board members are women. No specific measures
to promote equal opportunity have been taken, nor are any planned for
2013.
Opplæring & Utvikling
Training and personal development
I 2012 har vi prioritert å videreføre og oppdatere eksisterende programmer
innenfor opplæring og utvikling av ansatte, styringssystemet vårt ENIMS
og interne prosesser samt HMSK- og beredskapstrening.
In 2012 we have focused on advancing and revising our existing
employee training and personal development programmes, as well as
our governance system ENIMS, in-house procedures, and HSEQ and
contingency training.
Eni Norge har i siste kvartal 2012 startet oppgradering av de ansattes
programvare og pc. Alle ansatte ved kontorene våre i Stavanger,
Hammerfest og Ulsan får tre timers opplæring. Arbeidet fortsetter ut
februar 2013.
Arbeid knyttet til kompetansekartlegging og -styring iht. interne og
eksterne krav er igangsatt. Det er sendt ut og mottatt anbud fra flere
aktuelle leverandører mht. kompetansestyringssystem.
14
During Q4 2012 Eni Norge began an upgrade of our employees’ PCs
and software. All employees at our offices in Stavanger, Hammerfest and
Ulsan receive three hours training. Work is continuing until the end of
February 2013.
Work linked to skills and expertise assessment and development in
relation to the company’s in-house and external requirements has been
Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR
Et annet prioritert område er obligatoriske orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte og konsulenter, samt videreutvikling av
teknisk kjernekompetanse. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning
i konsernet blant annet gjennom Eni Corporate University. Alle mottar
«Code of Ethics» og «ENIMS» via e-learning når de starter i Eni Norge.
Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet i
Barentshavet og etablering i Hammerfest opprettholder selskapet kontakt
og dialog med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra til
og understøtte kompetanseheving.
Eni Norge vil fortsette å bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen for å:
• øke interesse og kunnskap om de naturvitenskapelige fagene
• øke kvantitet og kvalitet på ferdige kandidater fra videregående/
høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevant for
rekruttering til petroleumsindustrien
• støtte og tilrettelegge i forbindelse med læreplasser innen ulike
fagdisipliner
Det er allerede inngått partnerskapsavtaler med videregående skoler og
miljøer for høyere utdanning og forskning, og det er gitt finansiell støtte til
konkrete prosjekter.
Eni Norge har som mål å fortsette dette arbeidet i året som kommer.
Kontorlokaler
Selskapet leier kontorlokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes
kommune. Erfaringer bekrefter at ansatte er fornøyd med det fysiske
arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og er tilpasset
personer med nedsatt funksjonsevne i henhold til lov om forbud mot
diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og
tilgjengelighetsloven).
Annual Report / Organisation and Human Resources
commenced. Several suppliers have submitted bids in connection with
the skills development system.
Other areas of focus are the mandatory induction and training
programmes prepared for new employees and consultants, and the
advancement of our technical core expertise. Emphasis is placed on
active knowledge management within the Eni Group, including utilisation
of the Eni Corporate University. On starting at Eni Norge, all employees
receive a copy of our “Code of Ethics” and “ENIMS” via our e-learning
system.
As a result of Eni Norge’s Goliat field development project in the Barents
Sea, and the establishment of its office in Hammerfest, the company
is maintaining contact and dialogue with educational and knowledgebased institutions in northern Norway, in order to contribute and provide
support towards the advancement of skills and expertise in the region.
Eni Norge will continue to support initiatives at all levels of the school
system in order to:
• increase interest in, and knowledge of, the natural sciences
• increase the numbers and quality of upper secondary, college and
university graduates in Finnmark, in subjects relevant to recruitment to
the oil and gas industry
• support and facilitate the provision of educational opportunities within
a variety of disciplines
Eni Norge has already entered into joint partnership agreements with
upper secondary schools, higher education institutions and research
centres, and financial support has been provided for specific projects.
Eni Norge’s objective is to continue this work in the year ahead.
Office premises
Goliat-prosjektet er lokalisert i leide lokaler i Koppholen 20. I tillegg er
avdelingen for «District Operations» flyttet til leide kontorlokaler i Vestre
Svanholmen 4, begge på Forus i Sandnes kommune. Dette er i samsvar
med selskapets ønske om å legge til rette for et best mulig arbeidsmiljø,
en grei, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen, samt gi plass til
enkelte avdelinger og enheter som har hatt en større vekst enn andre.
The company is located in leased office premises at Vestre Svanholmen
12 in Forus in Sandnes municipality. Surveys confirm that employees
are satisfied with their physical working environment. The office complex
is designed to facilitate universal access, and is adapted for disabled
persons in compliance with the Norwegian Act Anti-Discrimination and
Access Act.
I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest. I tillegg
til å være et representasjonskontor med møteromsfasiliteter er arealet
gjennom året blitt møblert for opptil 57 arbeidsplasser.
The Goliat project organisation is located in premises at Koppholen
20 in Forus. In August, District Operations moved into the premises at
Vestre Svanholmen 4. This move was in line with the company’s wish
to facilitate easy and rational technical communication within the
organisation, and to provide the necessary space for those departments
and groups which have undergone greater expansion than others.
Selskapet signerte en leieavtale for nytt kontorbygg i Strandparken i
Hammerfest. Bygget som reises på Findustomten sentralt i byen, er på
5000 m2 fordelt på 5 etasjer over kjelleretasjen og skal ferdigstilles innen
juni 2013.
Sykefravær
For 2012 var sykefraværet 1,4 prosent, mot 1,6 prosent i 2011.
In 2008 the company moved into leased office premises in Hammerfest
which function as a representative office with conference facilities, and
can accommodate up to 57 employees.
The company entered into a lease agreement for a new office building
currently under construction at Strandparken in Hammerfest. This urban
facility covers 5000m2 and consists of five floors and a basement,
located on the Findus seafront site in the centre of the town. It will be
completed by June 2013.
Sickness absence
Sickness absence in 2012 was recorded as 1.4% and 1.6% in 2011.
15
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet – Health, Safety, Environment and Quality
16
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Erklæring om helse,
miljø, sikkerhet og kvalitet
Declaration regarding health, safety,
environmental and quality issues
Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade personer eller
miljø. Avfall og utslipp til sjø og luft skal reduseres så mye som mulig, og
det skal etableres en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning
som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2012 ikke rapportert
om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med
selskapets petroleumsvirksomhet.
The Company’s objective is to carry out our operations without injury to
personnel or damage to the environment. Waste, discharges to the sea
and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible and
a robust and efficient contingency system to combat oil-spills shall be set
up, suitably adapted to the local conditions. In 2012, no serious injuries to
personnel or damage to the environment or material assets were reported
in connection with the Company’s petroleum-related activities.
Selskapet har i 2012 fortsatt med oppbygging av oljevernberedskapen for
selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det er lagt stor
vekt på å styrke den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye
beredskapskonsepter for kyst og strand. Bruk av fiskefartøy med tilpasset
oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til
farvannene er et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell er
anskaffet og lagret på Polarbase i Hammerfest. Materiellet vil bli plassert
på nye depoter i Hasvik og Måsøy kommuner når disse er etablert.
Oljevernberedskapen ble verifisert og operasjonalisert før oppstart av
boring av avgrensningsbrønn 7122/7-6 på Goliat-feltet i november 2012.
Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål
for selskapet og er derfor en integrert del av selskapets totale
ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med standarden
ISO 14001.
Helse og arbeidsmiljø
I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med
verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på
forebyggende tiltak.
Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA), og målet for IA-arbeidet er
diskutert og omforent, både internt og med de relevante myndighetene.
Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de
ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg er
alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak.
Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til
samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte,
stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og
forståelse. Alle ansatte er invitert og oppfordret til å bidra til forbedret
sikkerhet og arbeidsmiljø, og å bidra til videreutvikling av selskapets
styringssystem.
Avfallshåndtering (Kontorer)
Eni Norge har i 2012 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Eni Norge
har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer i
Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4. Eni Norge vil i 2013
flytte inn i nytt kontorbygg i Hammerfest.
Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12
Energi (kWh)
Fjernkjøling
Fjernvarme El
Sum
2012
345 800 591 020 1 223 418 2 160 238 2011
344 500
451 690
1 224 342
2 020 532
Avfall (tonn)
Løst restavfall
Papir
Restavfall
Matavfall
Sum
Sorteringsgrad
0,128
23,04018,720
40,38629,097
6,8752,420
70,42950,237
42,84 %
42,08 %
In 2012 the Company continued to establish its oil spill contingency
apparatus linked to its petroleum-related activities in and around the Barents
Sea. Major focus was directed towards consolidating our coastal oil spill
contingency strategy, and new contingency concepts have been developed
for application in coastal areas and along shorelines. The use of fishing
vessels with specially adapted oil spill protection equipment and manned
by crews with an intimate knowledge of the waters in question, is a key
component of this strategy. The dedicated oil spill protection equipment now
acquired is stored at Polarbase in Hammerfest. In the future, it will be stored in
new depots in Hasvik and Måsøy municipalities as soon as these have been
established. Systems linked to, and the organisation of, the oil spill protection
strategy were verified and made operative prior to drilling of the 7122/7-6
appraisal well on the Goliat field in November 2012.
Promoting a good working environment and HSE culture is one of our major
goals, and thus an integral part of the Company’s overall management system.
Our management system is certified according to the ISO 14001 standard.
Health and the working environment
In addition to the mandatory Working Environment Committee, and
the health and safety representative system, the Company offers an
occupational health service with an emphasis on prevention.
Eni Norge is an Inclusive Workplace (IW) and the objective of our IW
activities has been discussed and agreed on, both in-house and with the
relevant authorities. The Company has an active sports and social club
which is run by the employees. All employees are now offered organised
training as a preventive health measure using our training facilities
located in the Company’s office building.
Specific objectives include general improvement of the working environment,
the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the
best possible induction of new employees, and the encouragement of skills
sharing, cultural integration and understanding. All employees are invited and
encouraged to make a contribution towards improving safety and their working
environment, and towards enhancing the Company’s governance system. As
a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. To date, a
low level of sickness absence has been maintained in line with our objectives.
Waste disposal (Offices)
In 2012, Eni Norge has employed personnel at four locations in Norway;
the company’s main office at Vestre Svanholmen 12, temporary offices
in Hammerfest, Koppholen and Vestre Svanholmen 4. In 2013 Eni Norge
will move into new offices in Hammerfest.
Energy consumption and waste disposal from Vestre Svanholmen 12
Energy (kWh)
Cooling
Heating
Electricity
Sum
2012
345 800 591 020 1 223 418 2 160 238 2011
344 500
451 690
1 224 342
2 020 532
Waste (tonnes)
Other waste
Paper
Non-recyclable waste
Food waste
Sum
Per cent recycled
0.128
23,04018.720
40.386
29.097
6.875
2.420
70.42950.237
42.84 %
42.08 %
17
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Den norske kontinentalsokkelen
The Norwegian Continental Shelf
Selskapet boret i løpet av 2012 produksjonsbrønn nr. 2 på Marulk i
produksjonslisens PL122. Brønnen ble boret med boreriggen Scarabeo 5
og boreriggen Transocean Spitsbergen. Eni Norge boret også en letebrønn
for Statoil (Odden i PL 318). Dette var en «shakedown» brønn for den nye
boreriggen Scarabeo 8. Videre boret Eni Norge pilothull til letebrønnen
Bønna i Barentshavet (PL 529) med Scarabeo 8, og letebrønnen Salina i
Barentshavet (PL 533) med boreriggen Scarabeo 8. Scarabeo 8 ble
deretter sendt videre til Goliat-feltet for å bore en avgrensningsbrønn, før
den startet på boring av produksjonsbrønnene til Goliat-feltet (PL 229).
In 2012 the company drilled the second production well in the Marulk
licence (PL122) using the Scarabeo 5 and Transocean Spitsbergen rigs.
Eni Norge also drilled an exploration well for Statoil (Odden in PL 318).
This was a “shakedown” well for the new rig Scarabeo 8. Eni also used
the Scarabeo 8 in the Barents Sea to drill a pilot hole for the Bønna
exploration well in PL 529, and the Salina exploration well in PL 533.
Scarabeo 8 was then moved to Goliat (PL229) to drill an appraisal well
prior to starting production drilling on the field.
På Goliat-feltet ble det gjennomført installasjon av manifolder,
strømningsrør og kontrollkabler med tilhørende nedgraving og
steinbeskyttelse.
Andelseier
On the Goliat field manifolds were installed on the subsea templates,
and subsea flow lines and umbilicals also hooked up. Trenching and rock
dumping was carried out to protect the subsea flow lines and umbilicals.
Eni Norge as partner
Miljørapportering for felter hvor selskapet er andelseier gjennomføres av
operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felter og
prøveboring. Selskapet har andeler i olje- og gassproduksjonen i Ekofiskområdet, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans og Kristin.
Environmental reporting for fields in which the Company is a partner
is carried out by the Operator pursuant to the rules governing both
producing fields and exploration wells. The Company has interests in oil
and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd,
Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans and Kristin fields.
Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rørledninger
og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige påvirkningen
av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer.
The Company’s share of gas transported through shared pipelines, and
NGL from Kårstø, is reported by Gassco. The environmental impact of gas
transportation consists of emissions to the atmosphere from compressors.
I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i
forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger.
Pursuant to prevailing regulations, the Operator is responsible for reporting
emissions in connection with the transport of oil through pipelines.
HMS-relaterte F&U-prosjekter
HSE-related R&D projects
I 2012 har Eni Norge støttet en rekke forskningsprosjekter, både via
direkte finansiering og gjennom konsortier og industriavtaler. Disse
aktivitetene har til hensikt å bedre helse- og miljøforholdene og å minimere
det miljømessige fotavtrykket av selskapets aktiviteter. De viktigste
forskningsområdene har vært følgende:
In 2012, Eni Norge supported a range of research projects, both by way
of direct financing and through consortiums and industrial agreements.
The objective of these activities is to improve health-related and
environmental conditions and to minimise the environmental footprint of
the Company’s activities. The most important research fields have been:
• F orbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på
vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet og de subarktiske
områdene
• Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold
med hovedvekt på Barentshavet
• Miljømessig risikostyring av lete- og produksjonsaktivitetene i
Barentshavet og de arktiske områdene
• Utfordringer relatert til utslipp av borekaks
• T
he improvement of strategies for oil spill contingency, with special
focus on the protection of coastal areas and activities in the Barents
Sea and the sub-Arctic regions
• The development of methods and procedures for the management of
biological diversity, focusing principally on the Barents Sea
• Environmental risk management linked to exploration and production
operations in the Barents Sea and Arctic regions.
• Challenges related to drill cuttings discharges.
18
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below provides a summary of the Company’s drillingrelated emissions since 2006.
Utslipp / Discharges
Enhet / Unit metric
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
Borekaks / Drill cuttings
Tonn(es)
0,11
0,48
0,09
-
0,46
0,37
0,07
Grønne kjemikalier / Green category chemicals
Tonn(es)
0,08
0,15
0,05
-
0,29
0,26
0,11
Gule kjemikalier / Yellow category chemicals
kg
1,35
0,02
0,02
-
18
8,8
0,08
Røde kjemikalier / Red category chemicals
kg
0,013
0
0
-
0
0
0
Sorte kjemikalier / Black category chemicals
kg
0,021
0
0
-
0
0
0
Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below shows the
Company’s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2006.
Utslipp og avfall produsert offshore/
Offshore emissions, discharges and waste generated
Antall brønner / Number of wells
Oljeutslipp (m ) / Oil discharge (m )
3
3
Utslipp av CO2 (t) / Emissions of CO2 (t)
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
5
2
1
-
2
2
2
0,0225
0
0
-
7
0
0
31 884,64
7294,91
6,225
-
15 050
7 396,00
9 295,00
Utslipp av CO (t) / Emissions of CO (t)
70,407
-
-
-
32,5
16
20
Utslipp av NOX (t) / Emissions of NOX (t)
450,14
161,09
-
-
321,5
165
202
Utslipp av VOC (t) / Emissions of VOC (t)
50,291
11,51
-
-
22,9
12,00
15
Borekaks (m ) / Drill cuttings (m )
513,6
952
-
-
1 147
706,0
349,0
Boreslam (m3) / Drilling mud (m3)
802
350,66
-
-
4 978
4 474,00
2 140,00
3
3
Sement (m3) / Cement (m3)
4,12
95,52
-
-
68,2
34
35,0
5 516,3
63,701
-
-
74,1
25,9
6,6
Papir (t) / Paper (t)
11,5
0,54
-
-
1,7
4
2,0
Plast (t) / Plastics (t)
12,1
0,02
-
-
3,4
8,1
1,4
Metall (t) / Metal (t)
33,4
26,32
-
-
69,1
49
16,5
6 858,6
-
-
2 657
1 059,00
443,00
Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t)
Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t)
19
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold
Annual Report / Financial Aspects
Finansielle forhold – Financial Aspects
Sarbanes-Oxley Act
The Sarbanes-Oxley Act
Eni Norge AS er underlagt «Sarbanes-Oxley Act» fra 2006. Dette er et
krav som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A. som er notert på
New York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene har Eni Norge
etablert et styringssystem for internkontroll som vurderes periodisk
og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens
aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk). Det er i tillegg etablert en sentralisert
internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av
internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå. Eni
Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som støtter
de etiske reglene.
Eni Norge AS is subject to the “Sarbanes-Oxley Act” from 2006 as a result
of its being a subsidiary of Eni S.p.A, a company quoted on the New
York Stock Exchange. As a result of the SOX requirements Eni Norge has
established an internal control environment which is periodically assessed
and modified to comply with changes in the organisation or its business
activities (e.g. Goliat and Marulk). Furthermore, a centralised internal audit
function is in place which carries out regular tests of the appropriateness
and effectiveness of the internal control environment as deemed relevant
based on group risk assessments. Eni Norge has introduced a code of
ethics and a governance structure to support this code.
Produksjon og salgsinntekter
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2012 var på 46,2 millioner
fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2011, hvor produksjonen var
på 47,8 millioner FOE. Reduksjonen skyldes en kombinasjon av naturlig
produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans og spesifikke hendelser.
Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2012 ble på NOK 21 300
millioner, en reduksjon på 1 % sammenlignet med 2011. Gjennomsnittlig
realisert pris på råolje i 2012 var USD 112 pr. fat, ned fra USD 113 pr. fat
i 2011. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD i 2012 i forhold
til 2011. Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp fra NOK 482 pr.
FOE i 2011 til NOK 490 pr. FOE i 2012.
Production, sales, and other revenues
Equity production of oil, NGL, and gas for 2012 amounted to 46.2 million
barrels of oil equivalents (MBOE). This is compared to total production
in 2011 of 47.8 MBOE. The decrease is due to a combination of natural
declines, turnarounds, and field-specific events.
Revenues from product sales in 2012 were NOK 21 300 million, a
decrease of 1% compared with 2011. The average realised oil price
decreased from USD 113 per bbl in 2011, to USD 112 per bbl in 2012.
The average exchange rates for NOK against USD were higher in 2012
than in 2011. The average price for all products increased from NOK 482
per BOE in 2011 to NOK 490 per BOE in 2012.
Operating costs
Driftskostnader
Driftskostnadene for 2012 var på NOK 7 682 millioner, som er en økning
på NOK 1 780 millioner sammenlignet med 2011. Hovedårsakene
til økningen er bokført tap ved salg av Gassled, økte kostnader knyttet
til vedlikehold, økte letekostnader, reduserte tariffinntekter og økte
tariffkostnader på grunn av høyere enhetskostnader.
Finansiell stilling, markeds-,
kreditt- og likviditetsrisiko
Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 13 400
millioner og NOK 9 370 millioner pr. 31. desember 2012. Selskapet
hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 6 630 millioner i Eni Finance
International.
Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle
situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og
gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter
terminkontrakter for å redusere valutarisikoen. Grunnet selskapets
sterke finansielle posisjon, kan lave oljepriser og svingninger i valutakurs
tolereres over en lengre periode. Selskapet anser kredittrisikoen for å
være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskaper i Eni-gruppen.
Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom
langsiktige gassalgskontrakter.
Totalrentabiliteten før skatt i 2012 er på 33 prosent mot 47 prosent i
2011. Totalrentabilitet etter skatt er på 13 prosent i 2012 mot 15 prosent
i 2011.
Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra
driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.
20
Total operating costs for 2012 were NOK 7 682 million, which is an
increase of NOK 1 780 million compared with 2011. The main reasons
for the increase are booked loss related to the sale of Gassled, increased
maintenance costs, increased exploration costs, decreased tariff incomes
and increased tariff costs related to increased unit cost.
Financial position
– market, credit and liquidity risks
As of 31 December 2012, current and other long-term liabilities
amounted to NOK 13 400 million and NOK 9 370 million respectively.
Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 6 630
million.
The financial position of the Company is regarded as good. The financial
situation will always be influenced strongly by fluctuations in the price
of crude oil and gas, and in exchange rates. The Company uses forward
contracts to reduce its currency exposure. The Company’s strong
financial position means that it is able to withstand reduced oil prices
and fluctuations in exchange rates for an extended period. The Company
regards credit risks as low since the majority of sales are to other
companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside
the Eni Group are made under long-term gas sales contracts.
The pre-tax rate of return in 2012 is 33 per cent, compared with 47
per cent in 2011. The rate of return after tax is 13 per cent in 2012,
compared with 15 per cent in 2011.
The main differences between pre-tax income and cash flow from
operations are due to differences in the timing of tax expenditures and
depreciation.
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold
Annual Report / Financial Aspects
Regnskapet
The financial result
Selskapets årsresultat for 2012 var NOK 547 millioner høyere enn
resultatet for selskapet i 2011. Ordinært resultat før skattekostnad var
NOK 13 267 millioner sammenlignet med NOK 15 278 millioner for
selskapet i 2011. Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK 8 279
millioner og utsatt skattefordel på NOK 54 millioner, fikk selskapet
et årsresultat på NOK 5 042 millioner sammenlignet med NOK 4
495 millioner for selskapet i 2011. Regnskapet er satt opp basert på
forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til
stede.
The Company’s net income for 2012 was NOK 547 million higher than
for 2011. The ordinary pre-tax profit for 2012 was NOK 13 267 million,
compared with NOK 15 278 million in 2011. After NOK 8 279 million
for tax expenditures and NOK 55 million for deferred tax, net income
amounted to NOK 5 042 million, compared with NOK 4 495 million
in 2011. The accounts have been prepared based on a going concern
assumption, and the Board of Directors confirms that the conditions for
this assumption are in place.
Allocation of net income
Overskuddsdisponering
Styret har ikke kjennskap til hendelser som kan påvirke regn­skapet etter
årsslutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd:
(Tusen)
The Board of Directors, having no knowledge of any matters not
disclosed that could be of significance when evaluating the Company’s
position, recommends the following allocation of net income:
(Thousand)
Årets overskudd
NOK 5 042 141
Overføring til annen egenkapital
NOK 742 141
Utdeling av utbytte til aksjonærene
NOK 4 300 000
Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2012 utgjør
NOK 3 886 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Etter aksjelovens
bestemmelser kan ytterligere NOK 60 millioner av den opptjente
egenkapitalen utbetales.
Net income
NOK 5 042 141
From retained earnings
NOK 742 141
Dividends for distribution
NOK 4 300 000
The Company’s retained earnings as of 31 December 2012 amount to
NOK 3 886 million after the ordinary distribution of dividends. Pursuant
to the Companies Act, a further NOK 60 millions of retained earnings can
be distributed.
4. mars 2013 / 4 March, 2013
E. Cingolani
F. Magnani
Styreformann/
Chairman
L. Bertelli
T. B. Tangvald
T. Widvey
T. Reinskau
A. Forzoni
Administrerende direktør/
Managing Director
O. Vårdal
21
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income
Resultatregnskap – Statement of Income
22
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual Report / Statement of Income
(NOK 1 000)
2012
Per 31.12.
2011
At 31.12.
Driftsinntekter og driftskostnader
Revenue and costs from operations
(Note)
(Note)
Salgsinntekter
(1) (14.3)
21 299 797
Andre driftsinntekter
(1) (14.4)
6 803
Sum driftsinntekter
21 306 600
Kjøp av gass
Produksjonskostnader
(2) (3)
21 498 251 (1) (14.3) Sales revenue
34 146 (1) (14.4) Other operating revenue
21 532 397
97 410
266 602
1 924 181
1 532 172
997 105
853 979
Letekostnader
(6)
659 962
377 712
Avskrivninger
Transportkostnader
(4) (5)
3 087 467
3 087 467
Salg og utrangering av anleggsmidler
(4)
921 221
0
Nedskrivning av varige driftsmidler
(4)
0
(215 748)
(14.5)
7 682 006
5 902 184
13 624 594
15 630 213
24 778
31 059
69 500
28 415
Sum driftskostnader
Driftsresultat
Finansinntekter og -kostnader
Renteinntekter fra konsernselskap
Annen renteinntekt
Aksjeutbytte
Rentekostnader
(14.6)
Renteelement fjerning
Netto agio/(disagio)
Netto finanskostnader
Ordinært resultat før skattekostnad
Skattekostnad på ordinært resultat
Årsresultat
(8)
8 756
10 368
(33 092)
(100 555)
(291 789)
(258 678)
(14 071)
(62 981)
(235 918)
(352 372)
13 388 676
15 277 841
8 346 535
10 782 857
5 042 141
4 494 984
Disponering av årsresultat
Annen egenkapital
Utbytte
Purchase of natural gas
(2) (3) Production costs
Transportation costs
(6) Exploration costs
(4) (5) Depreciation
(4) Sales and retirement of assets
(4) Write-down tangible assets
(14.5) Total operating costs
Operating income
(7) Financial income and expenses
(7)
(14.6)
Total operating revenue
(14.6) Interest income from group companies
Interest income
Dividends
(14.6) Interest expenses
Accretion removal
Net exchange gains/(losses)
Net financial expenses
Ordinary income before taxes
(8) Taxes on ordinary income
Net income
Distribution of net income
742 141
794 984
4 300 000
3 700 000
Retained earnings
Dividend
23
Eni Norge årsrapport / Balanse
Annual Report / Balance Sheet
Balanse – Balance Sheet
(NOK 1 000)
Eiendeler per 31.12.
Anleggsmidler
2012
Assets at 31.12.
2011
(Note)
(Note)
Varige driftsmidler
Fixed assets
Tangible assets
0
Forretningsbygg
8 835
Industrial buildings
Bore- og produksjonsanlegg
16 213 865
16 585 421
Wells and production facilities
Anlegg under utførelse
18 626 770
11 071 090
Facilities under construction
1 593 499
1 314 008
43 832
26 682
36 477 966
29 006 036
Aktiverte letebrønner
Inventar og utstyr
Sum varige driftsmidler
(4)
Capitalised exploration wells
Office furniture and equipment
(4)
Finansielle anleggsmidler
Aksjer i andre selskap
Financial assets
(9)
Sum finansielle anleggsmidler
Sum anleggsmidler
2 126
4 550
2 126
4 550
36 480 092
29 010 586
293 163
161 234
(9)
Total fixed assets
Current assets
Lager av materiell
Warehouse stocks
Kundefordringer
(14.1)
2 477 886
2 826 466
(14.1)
Andre fordringer
(10)
1 327 830
1 224 954
(10)
Kortsiktig pengeplassering
(14.1)
320 000
0
(14.1)
Kontanter og bankinnskudd
(11)(14.1)
141 516
125 316
(11)(14.1)
4 560 395
4 337 970
41 040 487
33 348 556
Sum eiendeler
24
Shares in other companies
Total financial assets
Omløpsmidler
Sum omløpsmidler
Total Tangible assets
Receivables from customers
Other accounts receivable
Short-term deposit
Cash and bank
Total current assets
Total assets
Eni Norge årsrapport / Balanse
Annual Report / Balance Sheet
(NOK 1 000)
Egenkapital og gjeld per 31.12.
Egenkapital
2012
Shareholder’s equity and liabilities as of 31.12.
2011
(Note)
(Note)
Innskutt egenkapital
Restricted equity
Aksjekapital
278 000
278 000
3 886 360
3 144 219
4 164 360
3 422 219
Share capital
Opptjent egenkapital
Retained earnings
Annen egenkapital
Sum egenkapital
Shareholder’s equity
(12)
Retained earnings
(12)
Gjeld
Total shareholder's equity
Liabilities
Avsetning for forpliktelser
Utsatt skatt
Deferred liabilities
(8)
6 723 535
6 778 300
(8)
Deferred taxes
Avslutningsforpliktelser
(15)
7 167 677
5 353 208
(15)
Pensjonsforpliktelser
(2)
69 307
20 576
(2)
Pension liability
Andre avsetninger for forpliktelser
(15)
145 603
0
(15)
Other provisions
14 106 122
12 152 084
Sum avsetning for forpliktelser
Total deferred liabilities
Annen langsiktig gjeld
Gjeld til konsern selskap
Asset retirement obligations
Other long-term debt
(7)
Sum annen langsiktig gjeld
9 369 689
5 276 668
9 369 689
5 276 668
(7)
Payable to group companies
Total other long-term liabilities
Kortsiktig gjeld
Current liabilities
Leverandørgjeld
(14.2)
3 500 260
3 124 910
(14.2)
Betalbar skatt
(8)
4 212 212
5 154 438
(8)
Suppliers
Income taxes payable
102 249
73 178
4 300 000
3 700 000
1 285 595
445 059
Sum kortsiktig gjeld
13 400 316
12 497 585
Total current liabilities
Sum egenkapital og gjeld
41 040 487
33 348 556
Total shareholder’s equity and liabilities
Skyldige offentlige avgifter
Avsatt til utbytte
Annen kortsiktig gjeld
(13)(14.2)
Employee wh. tax, soc. sec. etc.
Allocated to dividend
(13)(14.2)
Other accounts payable
4. mars 2013 / 4 March, 2013
E. Cingolani
F. Magnani
Styreformann/
Chairman
L. Bertelli
T. B. Tangvald
T. Widvey
T. Reinskau
A. Forzoni
Administrerende direktør/
Managing Director
O. Vårdal
25
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse
Annual Report / Statement of Cash Flow
Kontantstrømanalyse – Statement of Cash Flow
Photo: ???
26
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse
Annual Report / Statement of Cash Flow
(NOK 1 000)
Per 31.12.
2012
2011
Likvider tilført fra virksomheten
Ordinært resultat før skattekostnad
Avskrivning på eiendeler
Cash flow from operating activities
13 388 676
15 277 841
3 082 127
3 087 467
0
(215 748)
21 938
0
(232 304)
(266 700)
Endring i tidselement fjerningsforpliktelse
291 789
258 678
Utgiftsføring av tidligere års letebrønn
113 461
0
Nedskrivning av varige driftsmidler
Nedskriving av varelager
Utgifter til fjerning
(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler
(Betalte)/mottatte skatter
Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld
Avsetning for pensjoner
Netto likviditetsendring fra virksomheten (A)
920 998
7 654
(9 221 696)
(9 318 870)
1 358 732
178 599
48 731
21 833
9 772 452
9 030 754
Likvider tilført/brukt til investeringer
Investeringer i varige driftsmidler
Salg av varige driftsmidler (salgssum)
Salg av aksjer i andre foretak
Netto likvditetsendring fra investeringer (B)
At 31.12.
Ordinary income before taxes
Depreciation assets
Write-down on tangible assets
Inventory Write-down
Abandonment payments
Accretion discount
Expensed prior year exploration well
(Profit)/loss on tangible assets sold/retired
Income taxes (paid)/received
Change in current assets and current liabilities
Accrued pension costs
Net cash flow from operating activities (A)
Cash flow from investing activities
(10 634 638)
(8 672 646)
724 978
0
Sales of fixed assets (sales value)
80 387
0
Sales of shares in other companies
(9 829 273)
(8 672 646)
Likvider tilført fra/brukt til finansiering
Investments in fixed assets
Net cash flow from investing activities (B)
Cash flow from financing activities
4 093 021
2 321 484
(3 700 000)
(2 900 000)
Netto likviditetsendring fra finansiering (C)
393 021
(578 516)
Net cash flow from financing activities (C)
Netto endring I likviditetsbeholdning gjennom året
(A+B+C)
336 200
(220 408)
Net cash change during the year ( A+B+C)
Likviditetsbeholdning pr. 1. januar
125 316
345 724
Cash at January 1
Likviditetsbeholdning pr. 31. desember
461 516
125 316
Cash at December 31
Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap
Betalt aksjeutbytte
Increase/(decrease) long-term credit facility associated company
Paid dividend
27
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
Annual Report / Accounting Principles
Regnskapsprinsipper – Accounting Principles
Photo: News on Request
28
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998
og norsk god regnskapsskikk.
Inntekter
Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt på
leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgsavtalene. Andre inntekter
bokføres på tidspunktet for levering.
Deltakelse i felleskontrollert virksomhet
Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og
gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner
etter bruttometoden.
Bruk av estimater
Selskapet benytter estimater og forutsetninger i utarbeidelsen av
årsregnskapet i henhold til god regnskapsskikk. Disse er basert på beste
estimat, og kan avvike fra de endelige faktiske kostnadene.
Skattekostnad
Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar skatt
for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning til gjeld
vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive midlertidige
forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert i regnskapet og de
verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert for skatteformål. Opptjent
friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av
utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare tatt i betraktning i tilfeller hvor det
kan sannsynliggjøres at fordelen vil bli realisert.
Kostnader til leting og forskning og
utvikling
Letekostnader blir behandlet etter ”successful efforts”-metoden, med den
enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet til letebrønner
under arbeid blir balanseført inntil det er gjennomført en evaluering av
hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige letekostnader og forskningsog utviklingskostnader kostnadsføres løpende.
Utbyggingskostnader
Utbyggingsfasen starter når lisenspartnerne har foretatt en beslutning om
konsept for utbygging. Direkte og indirekte kostnader i forbindelse med
utbyggingsprosjekter kapitaliseres. Mislykkede produksjonsbrønner blir
kostnadsført. Vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under
driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges
driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.
Avskrivninger
Sokkelinstallasjoner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden (forholdet
mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare
reserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Investeringer på land blir
avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid.
Nedskrivning
Varige driftsmidler blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller
endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er høyere
enn nåverdi av kontantgenererende enhet. Vurderingen av olje- og
gassanleggsmidler skjer på felt- eller lisensnivå. Nedskrivning resultatføres
når balanseført verdi overstiger nåverdien av kontantstrømmen.
Nedskrivning blir tilsvarende reversert hvis vilkårene for nedskrivningen
ikke lenger er tilstede.
Avslutningskostnader
Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning av
installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjernings- og nedstengningskostnader
er beregnet i samsvar med nåverdimetoden etter NRS 13, Usikre forpliktelser
og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften balanseføres som
en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen
tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet.
Annual Report / Accounting Principles
The financial statement is reported in accordance with the Norwegian
Accounting Act of 1998 and Norwegian General Accepted Accounting
Principles.
Revenue
Sales of petroleum products are recorded as revenue according to the
sales method on the date of delivery, based on the terms and conditions
in the sales agreements. Other revenue is recorded at the time of the
delivery.
Participation in jointly controlled
operations
Eni Norge AS reflects the Company’s net share of income, costs, assets
and liabilities in the balance sheet and income statement regarding
interests in jointly controlled operations based on the gross method.
Use of estimates
The company uses estimates and assumptions in preparation of the
financial statements in accordance with generally accepted accounting
principles. These are based on best estimates available, and can deviate
from the final actual costs.
Income taxes
Income taxes include current payable taxes, adjustment of prior years’
payable taxes and deferred taxes. The deferred taxes are calculated
using the full liability method, under which temporary timing differences
between assets and liabilities in the financial statements are recognised
against their tax basis. The earned uplift on incurred investment is fully
taken into consideration when calculating the deferred taxes. Deferred
tax assets are only recognised if it is highly probable that the asset will be
realised.
Exploration and R&D costs
Exploration costs are treated in accordance with the successful effort
method; each well making the basis for the evaluation. Costs related to
exploration wells in progress are capitalized until the wells have been
evaluated whether the discovery is commercial. Other exploration and
R&D costs are expensed as incurred.
Development expenditures
The development phase commences when the license partners have
decided the concept selection. Direct and indirect expenditures relating
to development projects are capitalised. Other costs related to fields in
production are expensed as incurred. Unsuccessful production wells
are expensed. Maintenance is expensed as incurred, whereas costs
for improving and upgrading production facilities are added to the
acquisition cost and depreciated with the related asset.
Depreciation
Offshore installations are depreciated in accordance with the unitof-production method (the ratio between annual production quantity
and the total proved developed reserves, whereupon the reserves are
updated quarterly. Onshore assets are depreciated over the anticipated
economical lifetime, according to the straight-line method.
Impairment
Tangible assets are assessed for potential loss in value when events or
changes of circumstances indicate that the book value of assets is higher
than the net present value of the cash generating unit. The assessment of
oil- and gas assets is carried out at the field or license level. Write-downs
are recognised when the book value exceeds the net present value of the
cash flow. Write-downs are correspondingly reversed if the conditions for
the write-down are no longer present.
Asset retirement costs
Asset retirement costs are calculated in accordance to net present value
29
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
Annual Report / Accounting Principles
Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av forpliktelsen er
justert i forhold til estimert tidspunkt for fjerning og nedstengning på
feltet. Endringen i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen
kostnadsføres årlig som en finanskostnad og øker balanseført
fjerningsforpliktelse. Estimatendringer balanseføres mot anleggsmidler.
For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper.
Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige
fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde.
Valuta
Transaksjoner i utenlandsk valuta bokføres til månedlig valutakurs.
Pengeposter i utenlandsk valuta blir omregnet til norske kroner etter kurs
ved årsslutt. Tilhørende valutatap og -gevinst er ført til kostnad/inntekt i
resultatregnskapet. Unntak vil være når de er sikret ved terminkontrakter; i
disse tilfeller brukes kontraktpris.
Lagerbeholdning
Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruksvarer i
varelageret er utgiftsført ved kjøp. Beholdninger av petroleumsprodukter
inngår i beregningen av mer-/mindreuttak.
Mer-/mindreuttak av petroleumsprodukt
og gasslån
For meget uttatt mengde av petroleumsprodukter verdsettes etter
produksjonskostnad, mens for lite uttatt mengde verdsettes etter det som
er lavest av produksjonskostnad og salgspris.
method in NRS 13 Contingent liabilities and Contingent assets. The
present value of the asset retirement costs is entered in the balance sheet
as a part of the acquisition costs of the fixed assets and is depreciated as
part of this. The provision corresponds to the present value of the asset
retirement obligation in the total economical lifetime of the fixed asset.
The discount rate used in the calculation of the net present value of the
obligation is adjusted in accordance with the estimated time of removal
and decommissioning at the fields. Changes in the time element (net
present value) of the abandonment provision are expensed annually as
a financial item and increase in the asset retirement obligation in the
balance sheet. Changes in estimates are recorded as tangible assets.
Eni Norge has a liability as a shipper for Gassled. The liability is recorded
as the net present value of estimated future retirement obligations based
on accumulated shipped volumes.
Foreign currency
Transactions in foreign currency are recorded at monthly exchange
rates. Financial items are valued at year-end exchange rates and the
corresponding currency loss/gain is recorded in the profit and loss
account. Exception is when these are hedged by foreign exchange
contracts in which case the contract rate is used.
Inventories
Materials in the warehouse are valued at original cost. Consumable
stocks are expensed as incurred. Inventories of petroleum products are
included in over/underlifting.
Over/underlifting and gas loan
Overlift of petroleum products is valued at production cost, while underlift
is valued at the lower of production cost and sales value.
30
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
Annual Report / Accounting Principles
Geografisk område
Geographical area
Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofiskområdet,
feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Marulk og
Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i
noter til regnskapet.
The Company’s major operating activity is related to its interest in the
Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans,
Urd, Marulk and Åsgard. Geographical areas of investments and sales are
specified in the notes to the financial statements.
Pensjonsforpliktelser
Pension liability
Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere
pensjonskostnadene i henhold til IAS 19. Pensjonskostnader og
pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på
forutsetninger om diskonteringsrente, fremtidig regulering av lønn,
pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på
pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig
avgang, osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto
pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen. Endringer i forpliktelsen
og pensjonsmidlene som skyldes endringer i og avvik i
beregningsforutsetningene (estimatendringer), fordeles over antatt
gjennomsnittlig gjenværende opptjeningstid hvis avvikene ved årets
begynnelse overstiger 10 % av det største av brutto pensjonsforpliktelse
og pensjonsmidler. Planendringer som ikke er betinget av fremtidig
ansettelse (vested), resultatføres umiddelbart. Endringer som er betinget
av fremtidig ansettelse (non-vested), amortiseres lineært over tiden frem
til ytelsen ikke lenger er betinget av fremtidig ansettelse.
The company uses the option in GRS 6 to measure and classify pension
costs in accordance with IAS 19. The pension costs and the pension
liability are calculated according to the principle of linear accrual/earning
based on estimated factors for the discount rate, future regulation of
salary, pensions and contributions from social security, future earnings
on the pension fund in addition to actuary premises concerning death
rate, voluntary turnover of employees, etc. The pension fund is evaluated
according to actual value and is deducted from the net pension liability
in the balance sheet at the balance sheet date. Changes in the liability
and in the pension fund due to changes and variations in the premises
of the calculation (changes of the estimates) are allocated according to
estimated average funding provided the difference by the start of the
year exceeds 10% of the greater of the gross pension liability and the
pension fund. Changes in the defined benefit plan are allocated over the
expected remaining funding period until the benefit becomes vested. To
the extent that the defined benefit plan is already vested, changes in the
defined benefit plan are recorded immediately.
Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet
sluttlønn som opptjeningsgrunnlag lagt til grunn.
Leasingforpliktelser
Leasingavtaler som ikke overfører det vesentligste av risiko og kontroll til
leietaker, anses som operasjonell leasing. Selskapets leasingutgifter under
operasjonell leasing, føres løpende over driften. Framtidige
leasingforpliktelser fremgår av note 15.
Aksjer i andre selskap
Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.
Finansposter
Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging balanseføres
som en del av investeringen.
Fordringer og gjeld
Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år defineres som kortsiktig
fordring/gjeld.
Kontantstrøm
Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte
metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning
omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i
konsernbank.
Salg av anleggsmidler
Salg av anleggsmidler på norsk sokkel behandles som etterskatttransaksjoner jfr. § 10 i petroleumsskatteloven, for å sikre skattenøytralitet.
Effektiv dato for skatt er 01.01, mens inntekter og kostnader blir
regnskapsført frem til oppgjørsdato.
The pension accounting is based on linear profile of funding and
expected salary at the time of the termination.
Leasing commitments
Leasing agreements without transfer of material risk and control to the
leaser are considered as operational leasing. The Company’s leasing
expenses in operating leases are reflected as current operating costs.
Future leasing liabilities are specified in note 15.
Shares in other companies
Shares in other companies are valued at cost.
Financial items
Interest expenses related to material development projects are capitalised
as a part of the investment.
Assets and liabilities
Assets and liabilities to be paid within one year are classified as shortterm assets/ liabilities.
Cash flow
The statement of cash flow has been prepared in accordance with the
indirect method as per the temporary Norwegian Accounting Standard.
Cash consist of cash, bank deposits and short-term deposits in affiliated
bank.
Sale of assets
Sale of assets on the Norwegian continental shelf are treated as after
tax transactions according to the petroleum tax act § 10, to ensure tax
neutrality. Effective date for tax purposes are 01.01, while revenues and
costs are booked until completion date.
31
Eni Norge årsrapport / Noter
1
Annual Report / Notes
I nntekter fra salg av olje, gass og NGL per
aktivitetsområde og geografisk område
(NOK 1 000)
1
Norge Totalt 2012 Totalt 2011
EU
0 12 587 481 13 688 573
R
evenue from sale of oil, gas and NGL by area
of activity and geographical area
(NOK 1 000)
Norway
Total 2012
Total 2011
0 12 587 481 13 688 573
Råolje
12 587 481
Gass
5 973 567
16 220
5 989 787
5 421 759
Gas
5 973 567
16 220
5 989 787
5 421 759
NGL
2 225 928
496 601
2 722 529
2 387 919
NGL
2 225 928
496 601
2 722 529
2 387 919
Totalt
20 786 976
512 821 21 299 797 21 498 251
Total
20 786 976
Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap
i Eni-konsernet. Andre driftsinntekter inkluderer hovedsakelig
forsikringsutbetalinger.
2
Lønninger
Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale
utgifter utenlandsk personell)
12 587 481
512 821 21 299 797 21 498 251
Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in
the Eni Group. Other operating revenue includes mainly insurance
reimbursements.
L ønninger, pensjon og andre personalrelaterte
kostnader og godtgjørelser egne ansatte
(NOK 1 000)
Crude Oil
EU
2
alaries, pensions, and other personnel costs
S
and remunerations own employees
2012
2011
367 513
279 951
52 944
51 223
Social security tax (incl. pension and
social charges for foreign personnel)
(NOK 1 000)
Salaries
2012
2011
367 513
279 951
52 944
51 223
Pensjonskostnader
75 567
61 049
Pension cost
75 567
61 049
Andre personalrelaterte kostnader
55 437
66 989
Other personnel related cost
55 437
66 989
551 461
459 212
551 461
459 212
Totalt
Total
Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt
til KNOK 262 945 (KNOK 239 646 i 2011) og andelen belastet partnere i
opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 164 874 (KNOK 138 170 i 2011).
Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 262 945
(KNOK 239 646 in 2011) and the portion charged to partners in operated
joint ventures amounted to KNOK 164 874 (KNOK 138 170 in 2011).
Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser
Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i DNB.
Selskapets pensjonsordning oppfyller kravene etter lov om obligatorisk
tjenestepensjon. Pensjonsforsikringen gir rett til bestemte fremtidige
pensjonsytelser. Selskapet har også tilleggspensjon som gjelder ansatte
med høy lønn. Denne forpliktelsen er også dekket av DNB. Verdien av
pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS 19. 241 ansatte og
9 pensjonister er med i pensjonsordningen.
Pension cost and pension fund/-obligations
Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its
employees with DNB. The pension scheme fulfils the requirements in the
mandatory occupational pension act. The pension arrangement gives
defined future benefits. The Company also has additional defined pension
insurance for personnel in higher salary grades. This obligation is also
covered through DNB. The value of the pension obligations is assessed
according to IAS 19 by an Actuary. 241 employees and 9 pensioners are
included in the scheme.
32
Eni Norge årsrapport / Noter
2012
2011
Årets pensjonsopptjening
60 783
46 825
Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen
10 886
12 687
(11 651)
(12 367)
(NOK 1 000)
Årets pensjonskostnader
Avkastning på pensjonsmidlene
Amortisering av estimatavvik
Netto pensjonskostnad før arbeids­
giveravgift
Arbeidsgiveravgift
Årets pensjonskostnad
6 553
6 475
66 571
53 620
8 996
7 429
75 567
61 049
(545 715)
(419 021)
2010
Company service cost
60 783
46 825
Interest expense
10 886
12 687
(11 651)
(12 367)
Return on pension
Amortisation of changes in estimates
Net pension cost
Social security
Pension cost of the year
6 553
6 475
66 571
53 620
8 996
7 429
75 567
61 049
(545 715)
(419 021)
Pension fund/liabilities as of 31.12.
277 357
265 219
(268 358)
(153 802)
Ikke regnskapsførte estimatavvik
199 051
133 226
Balanseført netto forpliktelse per 31.12.
(69 307)
(20 576)
Estimert markedsverdi pensjonsmidler
Estimert netto pensjonsforpliktelse
2011
(NOK 1 000)
Pension cost of the year
Pensjonsmidler/- forpliktelser per 31.12.
Estimerte brutto pensjonsforpliktelser
Annual Report / Notes
Spesifikasjon av estimert
markedsverdi pensjonsmidler
Estimated gross pension liabilities
277 357
265 219
(268 358)
(153 802)
Unrecognised estimate variances
199 051
133 226
Pension liability as of 31.12.
(69 307)
(20 576)
Estimated market value of pension fund
Estimated net pension liability
Specification of estimated market
value of pension fund
Estimerte pensjonsmidler 01.01.
265 219
229 170
Estimated pension fund 01.01.
265 219
229 170
Estimatavvik
(23 671)
(12 677)
Unrecognised loss/(gain)
(23 671)
(12 677)
24 764
37 098
24 764
37 098
(606)
(739)
(606)
(739)
Netto innbetalt
Utbetalte pensjoner
11 651
12 367
277 357
265 219
Diskonteringsrente
2,30 %
2,60 %
Forventet avkastning
4,00 %
4,10 %
Avkastning på pensjonsmidlene
Estimert markedsverdi
pensjonsmidler 31.12.
Økonomiske forutsetninger
Net contribution
Benefits paid
11 651
12 367
277 357
265 219
Discount rate
2,30 %
2,60 %
Expected return on plan assets
4,00 %
4,10 %
Return on pension
Estimated market value
of pension fund 31.12.
Assumptions
Lønnsøkning
3,50 %
3,50 %
Expected long-term salary increase
3,50 %
3,50 %
G-regulering
3,25 %
3,25 %
Expected long-term G increase
3,25 %
3,25 %
Regulering av løpende pensjon
3,25 %
3,25 %
Expected long-term pension escalation
3,25 %
3,25 %
Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske
forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V).
Selskapet hadde gjennomsnittlig 291 ansatte gjennom året, tilsvarende
290 årsverk.
The social security tax is included in the net pension fund. The economical
assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions
in NRS (V). Average number of employees during the year was 291,
equivalent to 290 full time employees.
Godtgjørelse
Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 5 803 (KNOK 4 909 i 2011).
Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i
Italia. Styret har fått en godtgjørelse på til sammen KNOK 200 for 2012.
Styreleder mottar ikke godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser
til administrerende direktør, styreleder eller andre nærstående parter.
Selskapet har ingen sluttvederlagsforpliktelse for styreleder eller daglig
leder. Selskapet har en bonusordning for alle ansatte kalkulert i henhold til
oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for
ledende ansatte på KNOK 1 506. Forpliktelsen er beregnet med
diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år.
Remunerations
The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 5 803
(KNOK 4 909 in 2011). The Managing Director takes part of a pension
arrangement in the home company in Italy. Members of the board
received a remuneration of KNOK 200 for 2012. The Chairman receives
no remuneration. No loans/guarantees have been given to the Managing
Director, the Chairman of the Board, or other close parties. The company
has no commitments with regard to severance to the Managing Director
or the Chairman of the Board. The Company has a bonus scheme for all
employees calculated according to achieved objectives. The company
has an obligation related to stock options of KNOK 1 506 to managers.
The obligation is calculated by a discount rate of 1,15 % of 3 years.
Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2012 beløp seg til
KNOK 1 371 (KNOK 1 495 i 2011). Beløpene er eksklusive
merverdiavgift.
The fee to Ernst & Young expensed in 2012 for audit services was
KNOK 1 371 (KNOK 1 495 in 2011). The amounts are exclusive of VAT.
33
Eni Norge årsrapport / Noter
3
Annual Report / Notes
Produksjonskostnader
3
(NOK 1 000)
Driftskostnader – ikke opererte
CO2-avgift
Endring i mer/mindre uttak
Forsikringer
Andre driftskostnader
Sum
4
Varige driftsmidler /
4
Production costs
2012
2011
1 781 444
1 458 739
2012
2011
1 781 444
1 458 739
90 612
112 342
90 612
112 342
(206 448)
(297 330)
64 015
66 058
Operational insurance
(206 448)
64 015
(297 330)
66 058
194 558
192 363
Other operating costs
194 558
192 363
1 924 181
1 532 172
1 924 181
1 532 172
(NOK 1 000)
Operating costs – non operated
CO2 tax
Variation of over-/underlift
Total
Property, plant and equipment
(NOK 1 000)
Anskaffelsesverdi / Gross
book value
31.12.11
Overføring /
Reclass
Tilgang /
Additions
2012
Avgang /
Retirement
2012
Akk. avskr. /
Acc. depr.
31.12.12
Bokført
verdi / Net
book value
31.12.12
Avskrevet
/ Deprec.
2012
9 948
0
1 017
(10 965)
0
0
102
Bore- og produksjonsanlegg /
Well and production equipment
47 437 832
1 208 363
3 180 912
(3 377 676)
32 235 566
16 213 865
3 065 746
Arbeid under utførelse / Work in progress
10 990 813
(1 141 551)
8 780 513
(3 005)
0
18 626 770
0
Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheter /
Capitalised expl. wells/-licence rights
1 478 030
(66 812)
265 938
0
83 657
1 593 499
5 879
238 223
0
38 975
(14 818)
218 548
43 832
10 400
60 154 846
0
12 267 355
(3 406 464)
32 537 771
36 477 966
3 082 127
Forretningsbygg/Industrial buildings
Inventar og utstyr /
Office furniture/equipment
Sum / Total
KNOK 1 345 433 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. / KNOK 1 345 433 of the gross book value is capitalized interest.
Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger (NOK 1 000)
Økning/reduksjon av fjerningsestimat
Avskrivning av fjerningsestimat
Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations
2012
2011
1 776 400
597 977
Increase/decr. in asset retirement cost
384 091
153 480
Asset retirement cost depreciations
(NOK 1 000)
2012
2011
1 776 400
597 977
384 091
153 480
Salg av anleggsmidler viser et regnskapsmessig tap, men hensyntatt tilhørende utsatt skatt gir det netto gevinst. / Sale of assets shows an accounting
loss, but considering related deferred tax the result is a net gain.
34
Eni Norge årsrapport / Noter
5
Påviste utbygde reserver (Ikke revidert av E&Y)
5
Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE).
Annual Report / Notes
Proved developed reserves (Not audited by E&Y)
Million barrels of oil equivalents (million BOE).
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.07
357,8
Proved developed reserves as at 31.12.07
357.8
Produksjon 2008
(47,2)
Production 2008
(47.2)
Endring 2008
(6,4)
Changes 2008
(6.4)
Påviste utbygde reserver per 31.12.07
357,8
Proved developed reserves as at 31.12.08
304.2
Produksjon 2009
(45,9)
Production 2009
(45.9)
Endring 2009
20,9
Changes 2009
20.9
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.09
279,2
Proved developed reserves as at 31.12.09
304.2
Produksjon 2010
(44,8)
Production 2010
(44.8)
Endring 2010
37,9
Changes 2010
37.9
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.10
272,3
Proved developed reserves as of 31.12.10
272.3
Produksjon 2011
(47,8)
Production 2011
(47.8)
Endring 2011
43,1
Changes 2011
43.1
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11
267,6
Proved developed reserves as of 31.12.11
267.6
Produksjon 2012
(46,2)
Production 2012
(46.2)
Endring 2012
33,2
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.12
254,6
De påviste utbygde reserver, basert på Eni Norges egen evaluering basert
på amerikanske ”Security and Exchange Commissions” (SEC) prinsipper,
gjelder følgende olje- og gassfelt: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard,
Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Tyrihans, Marulk og Morvin. De totale påviste
reserver pr. 31.12.12 er 438 millioner FOE.
Konsesjonsperiodene utløper som følger:
Changes 2012
33.2
Proved developed reserves as at 31.12.12
254.6
The proved developed reserves, based on Eni Norge’s own evaluations
based on U.S. Security and Exchange Commission’s (SEC) principles,
include the following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne,
Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Tyrihans, Marulk og Morvin. The total
proved reserves at 31.12.12 are 438 million BOE.
Concession periods expire as follows:
År
Year
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
2028
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
2028
Heidrun
PL 095
2024
Heidrun
PL 095
2024
Heidrun
PL 124
2025
Heidrun
PL 124
2025
Kristin
PL 134B
2027
Kristin
PL 134B
2027
Mikkel
PL 092
2020
Mikkel
PL 092
2020
Mikkel
PL 121
2022
Mikkel
PL 121
2022
Norne
PL 128/PL 128 B
2026
Norne
PL 128/PL 128 B
2026
Urd
PL 128
2026
Urd
PL 128
2026
Åsgard
PL 062/PL 074/PL 094/
Åsgard
PL 062/PL 074/PL 094/
PL 094 B/PL 134/PL 237
2027
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Marulk
PL122
2025
PL 094 B/PL 134/PL 237
2027
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Marulk
PL122
2025
35
Eni Norge årsrapport / Noter
6
Annual Report / Notes
Letekostnader – endringer i status /
Lisens / Licence
6
Exploration – changes in status
Blokk / Block
Operatør / Operator
Eni Norge andel / Share
Tildelinger/kjøp / Awards/acquisitions
PL 293B
35/10
Eni Norge
45,00 %
PL 657
7122/8&9
Eni Norge
80,00 %
Forskning og utvikling
Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var
KNOK 137 084 (KNOK 41 768 i 2011).
Research and Development
The Company participates in several R&D projects with other oil companies. Total R&D costs coordinated by Eni Norge reached KNOK 137 084 (KNOK
41 768 in 2011).
7
Finansielle poster
7
Totale rentekostnader for 2012 utgjorde KNOK 256 006 (KNOK 251 327
i 2011). Rentekostnader KNOK 223 087 er kapitalisert. Rentekostnader
belastet fra konsernselskap var KNOK 223 087 (KNOK 151 848 i 2011).
Financial items
Total interest expense for 2012 amounted to KNOK 256 006 (KNOK 251
327 in 2011). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 223
087. Interest expense charged by group companies was KNOK 223 087
(KNOK 151 848 in 2011).
Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 914.
Valutaterminkontrakter
Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere
valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK.
Netto urealisert valutatap på KNOK 985 KNOK 31.12.12 (KNOK 58 063 i
2011) er kostnadsført i resultatregnskapet.
Premium in connection with shareholder guarantee amounts to
KNOK 914.
Forward currency contracts
Forward currency contracts are used to reduce the currency exposure
of the value of short-term foreign exchange denominated receipts
and payments to NOK. Net unrealised exchange loss KNOK 985 as of
31.12.12 (KNOK 58 063 in 2011) has been charged to the income
statement.
(NOK 1 000)
Utestående valutaterminkontrakter per 31.12.12 / Forward currency contracts as of 31.12.12
Solgt valuta /
Sold currency
Beløp /
Amount
Motverdi / Counter
value (KNOK)
Kjøpt valuta /
Purchased currency
Kontraktert verdi /
Contract value
Gj.snittlig terminkurs /
Average rate
Forfall /
Due
KUSD
282 245
1 571 942
KNOK
1 570 739
5,5652
Jan. 2013
KEUR
62 129
456 543
KNOK
458 606
7,3815
Jan. 2013
KGBP
10 820
97 425
KNOK
97 383
9,0003
Jan. 2013
Kjøpt valuta /
Purchased currency
Beløp /
Amount
Motverdi / Counter
value (KNOK)
Solgt valuta /
Sold currency
Kontraktert verdi /
Contract value
Gj.snittlig terminkurs /
Average rate
Forfall /
Due
Jan. 2013
KUSD
33 855
199 692
KNOK
199 717
5,89919
KEUR
18 330
134 694
KNOK
135 295
7,38107
Jan. 2013
KGBP
5 252
47 290
KNIK
47 218
8,99048
Jan. 2013
Gjeld til konsern selskap
Selskapet har en langsiktig flervaluta lånekontrakt med Eni Finance
International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet
som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen utløper 25
September 2013.
Payable to group companies
The Company has a long-term multi-currency credit facility with Eni
Finance International. The debt is repaid currently with surplus cash
that is not required for the Company’s operating activities. The contract
expires 25th of September 2013.
Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en
margin på trekkdagen.
Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a
margin on the draw down date.
36
Eni Norge årsrapport / Noter
8
Skattekostnad
8
Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med
skattemyndighetene når de oppstår. Når skattesaken er begrenset til
tidspunktet for skattemessig fradrag/inntektsførsel, vil det bli registrert
tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld.
(NOK 1 000)
Skattegrunnlag:
Income taxes
Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed.
A corresponding tax asset/liability will be booked when the tax
issue is related to timing of expense/income for tax purposes.
(NOK 1 000)
31.12.12
31.12.11 Basis for taxes:
Resultat før skattekostnad
13 388 676
15 277 841 Income before taxes
Marginal skattesats (78 %)
10 443 167
11 916 716 Marginal tax rate (78%)
Skatteeffekt av:
- Permanente og andre forskjeller
- Opptjent friinntekt
- Justering tidligere år
Årets skattekostnad
Tax effect of:
(612 913)
(1 500 544)
16 825
8 346 535
Spesifikasjon årets skattekostnad
Betalbar skatt
Skatt på transaksjoner i interimperioden for solgte anleggsmidler
Tidligere års skatt
Utsatt skatt
Årets skattekostnad
10 050 - Permanent and other differences
(1 222 454) - Earned uplift
78 545 - Previous years’ adjustment
10 782 857 This year’s tax cost
Specification of the year’s tax cost
8 262 212
121 829
17 259
(54 765)
8 346 535
Betalbar skatt per 31.12.
Resultat før skattekostnad
10 254 438 Payable tax
0 Taxes on transactions in interim
78 545 Previous years’ taxes
449 874 Deferred tax
10 782 857 This year’s tax cost
Payable tax as of 31.12.
13 388 676
15 277 841 Income before taxes
Permanente forskjeller
(733 693)
5 458 Permanent difference
Endring i midlertidige forskjeller
(708 096)
(1 255 942) Change in timing differences
Grunnlag for 28 % inntektsskatt
11 946 887
14 027 357 Base for 28% income tax
Friinntekt
(1 944 553)
(1 385 323) Uplift
Landinntekt
(168 167)
Grunnlag for 50 % særskatt
9 834 167
28 % inntektskatt
3 345 128
50 % særskatt
4 917 084
Betalbar skatt på resultat
8 262 212
Terminbetaling av beregnet skatt
Sum betalbar skatt i balansen
Annual Report / Notes
(4 050 000)
4 212 212
Midlertidige forskjeller per 31.12.
11 522 Onshore income
12 653 556 Base for 50% special tax
3 927 660 28% income tax
6 326 778 50% special tax
10 254 438 Payable tax on the result
(5 100 000) Tax installment of payable tax
5 154 438 Sum payable tax at year-end
Temporary timing differences as of 31.12.
Anleggsmidler
14 833 015
13 797 714 Properties, plant and equipment
Fjerning/miljøkostnader
(3 618 088)
(3 211 470) Decommissioning/environmental
Pensjonsforpliktelser
(69 307)
(20 576) Pension liability
Annet
141 919
(17 145) Other
Grunnlag for utsatt selskapsskatt
11 287 539
10 548 523 Basis for deferred ordinary taxes
Fremførbar og fremtidig friinntekt
(3 853 935)
(2 797 400) Uplift carry forward and future uplift
Landaktivitet
(307 555)
(101 695) Onshore activity
Grunnlag utsatt særskatt
7 126 049
7 649 428 Basis for deferred special taxes
Inntektsskatt 28 %
3 160 511
2 953 586 Ordinary tax 28%
Særskatt 50 %
3 563 024
3 824 714 Special tax 50%
Utsatt skattegjeld
6 723 535
6 778 300 Deferred tax liabilities
Effekt på skattekostnad i forbindelse med salg av anleggsmidlene er KNOK 1 273 418, dette er hovedsakelig oppløsing av utsatt skattegjeld.
The tax impact related to sales of assets are KNOK 1 273 418, this is mainly resolved deferred tax.
37
Eni Norge årsrapport / Noter
9
Annual Report / Notes
Aksjer i andre selskap /
Shares in other companies
9
(NOK 1 000)
Aksjekapital /
Share capital
Bokført verdi /
Book value
1 526
Norpipe Oil AS
NOK
10 085
Tjeldbergodden Utvikling AS
NOK
2 209
Sum / Total
10
6 576
6,52 %
600
600
1 000
600
0,48 %
2 126
1 258
2012
2011
833 230
591 684
2 808
3 006
443 127
609 955
Ansatte
Forskuddsbetalte utgifter
Annet
48 665
20 309
Totalt
1 327 830
1 224 954
11
Bundne omløpsmidler
(NOK 1 000)
Netto meruttak av hydrokarboner
Ansatte
Annen gjeld
Totalt
38
Total
2012
2011
833 230
591 684
2 808
3 006
443 127
609 955
48 665
20 309
1 327 830
1 224 954
Other
Restricted cash
Change in shareholder’s equity
(NOK 1 000)
Annen egenkapital
278 000
3 144 219
Net equity as of 31.12.11
5 042 141
Net income
278 000
(4 300 000)
Allocated to dividend
3 886 360
Closing balance
31 December, 2011
Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld
(NOK 1 000)
Prepaid expenses
Aksjekapital
Avsatt til utbytte
13
Employees
12
Årsresultat
Sluttbalanse
31. desember 2012
Net underlift of hydrocarbons
KNOK 22 881 of cash and bank regards employee withholding taxes.
Endring i egenkapitalen
Egenkapital per 31.12.11
Specification of other accounts receivable
(NOK 1 000)
11
KNOK 22 881 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk.
12
Eierinteresse /
Ownership
interest
100
10
(NOK 1 000)
Antall aksjer /
Number of shares
658
Spesifikasjon av andre fordringer
Netto mindreuttak av hydrokarboner
Pålydende / Pålydende per aksje /
Nominal value Nominal value each
share
13
2012
2011
338 537
303 439
23 061
18 065
Share capital
Retained earnings
278 000
3 144 219
5 042 141
(4 300 000)
278 000
3 886 360
Specification of other accounts payable
(NOK 1 000)
Net overlift of hydrocarbons
Employees
923 997
123 555
Other accounts payable
1 285 595
445 059
Total
2012
2011
338 537
303 439
23 061
18 065
923 997
123 555
1 285 595
445 059
Eni Norge årsrapport / Noter
14
Transaksjoner med nærstående parter
14
Annual Report / Notes
Transactions with affiliated companies
Eni Norge har flere transaksjoner med andre heleide eller kontrollerte
selskap i Eni-konsernet. Inntekter består hovedsakelig av salg av råolje, gass
og NGL. Kostnadene er hovedsakelig knyttet til tekniske tjenester, innleid
personell og forsikring.
Eni Norge has a number of transactions with other wholly owned or
controlled companies in the Eni Group. Revenues are mainly related to
sale of oil, gas and NGL. The expenditures are mainly related to technical
services, seconded personnel and insurance.
14.1 Omløpsmidler
14.1 Current assets
(NOK 1 000)
2012
2011
Eni Trading & Shipping B.V.
Eni SpA
Andre
Sum kunder
1 599 294
2 172 474
93 370
104 336
116 959
81 288
3 621
3 911
1 813 244
2 362 009
2 822
853
Eni Finance International
Sum bankinnskudd
Eni Trading & Shipping B.V.
Eni UK Ltd.
Eni SpA
Other
Total customers
Eni Corporate
52 588
16 143
320 00
0
372 588
16 143
Eni Corporate
Eni Finance International
Total bank deposits
Alle fordringer forfaller innen 1 år.
All receivables are due within 1 year.
14.2 Kortsiktig gjeld
14.2 Current liabilities
(NOK 1 000)
2012
2011
324 748
161 856
Eni SpA
Eni UK Ltd
Andre
Sum leverandører
98 576
23 240
64 311
0
8 526
20 889
455 090
247 056
3 807
38 909
14.3 Salgsinntekter, ref. note 1
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping B.V.
Eni UK
Eni SpA
Distrigas NV
Sum salgsinntekter
104 336
116 959
81 288
3 621
3 911
1 813 244
2 362 009
2 822
853
52 588
16 143
(NOK 1 000)
320 00
0
372 588
16 143
2012
2011
324 748
161 856
Eni SpA
98 576
64 311
Eni UK Ltd
23 240
0
Saipem SpA
Other
Total suppliers
8 526
20 889
455 090
247 056
3 807
38 909
2012
2011
Other accounts payable
Annen gjeld
Eni Corporate
2 172 474
93 370
Suppliers
Leverandører
Saipem SpA
1 599 294
Bank deposits
Bankinnskudd
Banque Eni
2011
Other accounts receivable
Andre fordringer
Eni Corporate
2012
Customers
Kunder
Eni UK Ltd.
(NOK 1 000)
Eni Corporate
14.3 Sales revenue , ref. note 1
2012
2011
14 783 367 15 572 245
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping B.V.
14 783 367 15 572 245
896 805
Eni UK
1 258 595
896 805
1 243 873
823 860
Eni SpA
1 243 873
823 860
0
153 692
Distrigas NV
0
153 692
1 258 595
17 285 835 17 446 602
14.4 Andre inntekter
Total sales revenue
17 285 835 17 446 602
14.4 Other revenue
(NOK 1 000)
2012
2011
Eni Insurance Ltd.
6 803
0
(NOK 1 000)
2012
2011
Eni Insurance Ltd.
6 803
0
39
Eni Norge årsrapport / Noter
Annual Report / Notes
14.5 Driftskostnader og investeringer
(NOK 1 000)
Saipem SpA
Eni SpA
14.5 Operating and capital expenditures
2011
391 142
Saipem SpA
181 945
126 134
Eni SpA
9 931
21 385
Eni UK Ltd.
36940
0
Eni Insurance Ltd.
63 635
Eni Trading & Shipping SpA
27 411
Eni International Resources Ltd.
0
48 383
Eni Trading & Shipping SpA
27 411
48 383
1 354 232
671 534
14.6 Finansinntekter/kostnader, ref. note 7
2012
2011
Sum finanskostnader
40
7 225
0
Other
2 080
17 876
1 354 232
671 534
Total expenditures
(NOK 1 000)
2012
2011
23 057
26 127
Financial income
23 057
26 127
1 721
4 932
24 778
31 059
6 758
13 860
223 087
151 549
535
1 419
230 380
166 828
Eni SpA
Eni Finance International
Total financial income
1 721
4 932
24 778
31 059
Financial expenses
Finanskostnader
Andre / Other
Tecnomare SPA
14.6 Financial income and expenses , ref. note 7
Finansinntekter
Eni Finance International
21 385
66 614
0
Eni SpA
9 931
63 635
17 876
Sum finansinntekter
126 134
Eni Insurance Ltd.
7 225
Eni SpA
181 945
66 614
2 080
Eni Finance International
2011
391 142
36940
Other
(NOK 1 000)
Eni International Resources Ltd.
2012
1 025 065
Eni UK Ltd.
Tecnomare SPA
Sum kostnader
(NOK 1 000)
2012
1 025 065
Eni SpA
Eni Finance International
Andre / Other
Total financial expenses
6 758
13 860
223 087
151 549
535
1 419
230 380
166 828
Eni Norge årsrapport / Noter
15
Forpliktelser
15
Annual Report / Notes
Commitments
15.1 Boreforpliktelser
15.1 Drilling commitments
I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med
lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående
boreforpliktelser pr. 31. desember 2012 utgjør 4 brønner med en
forventet kostnad på KNOK 412 000.
The Company together with the licence partners has an obligation
to participate in drilling wells according to the licence agreements.
Remaining drilling commitments at December 31, 2012 are 4 wells,
with an estimated cost of KNOK 412 000.
15.2 Avslutningsforpliktelser
15.2 Asset retirement obligation
Etter betingelsene som er stilt for de utvinningstillatelser selskapet
deltar i på den norske kontinentalsokkelen, kan staten overta de faste
anlegg uten godtgjørelse når tillatelsen utløper eller produksjonen
opphører. Hvis denne retten ikke utøves av staten, kan departementet
kreve at installasjonene fjernes av rettighetshaverne. Det knytter seg stor
usikkerhet til størrelsen på fjerningskostnadene og når installasjonene vil
bli fjernet.
Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on
the Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the
permanent installations free of charge when production terminates or
when the licence period expires. If the State does not exercise this right,
the Ministry may require that the owners shall remove the installations.
There is a high degree of uncertainty regarding the extent of the
abandonment costs and the timing in the removal of the installations.
Total kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet
til KNOK 7 167 670 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette
estimatet er på KNOK 9 486 977. Kostnadsført tidselement for
fjerningskostnader i 2012 er på KNOK 291 789. Estimert tidspunkt
for nedstengning og fjerning er fra 2013 til 2048. Diskonteringsrente
for beregning av nåverdi er fra 2,98 % til 4,07 % i forhold til estimert
tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for
beregningen varierer fra 1,98 % til 2,57 % innen beregningsperioden.
Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning. Eni Norge
har avsatt for dette, beregnet til KNOK 145 603.
Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to
be KNOK 7 167 670. Nominal value of the estimate is KNOK 9 486 977.
Expensed accretion discount in 2012 is KNOK 291 789. Estimated
time for the abandonment is from 2013 to 2048. The discount rate
used varies from 2,98 % to 4,07 % dependent on the estimated time of
removal and decommissioning at the field. Inflation rates used in the
calculation varies from 1,98 % to 2,57 % within the calculation period.
Eni Norge has an retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge
has accrued KNOK 145 603 for this purpose.
15.3 Other commitments
15.3 Andre forpliktelser
Under avtaler med rørlednings- og foredlingsselskaper har Eni Norge AS
mulige forpliktelser idet disse selskaper kan innkalle midler for fremtidig
transport og foredling av flytende petroleum og gass som leveres av
Eni Norge AS til disse selskapene.
Eni Norge AS has contingent liabilities in respect of agreements with
pipeline and processing companies, whereby it may be required
to provide such companies with additional funds against future
transportation and processing of petroleum liquids and natural gas
delivered by Eni Norge AS to these companies.
I forbindelse med utbyggingen av Goliat har selskapet inngått pr.
31.12.2012 kontrakter som beløper til KNOK 8 171 936 selskapets andel.
In connection with the development of Goliat, the company has per 31.12.2012
entered contracts amounting to KNOK 8 171 936 company’s share.
Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger, fartøy og helikopter
for å sikre planlagte aktiviteter de neste årene. Det er også inngått en
10-års avtale om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2007, med rett til
forlengelse av leieperioden. Det er i 2012 inngått en 15-års avtale om leie
av kontorbygg i Hammerfest. Eni Norge AS har som partner i Ekofisklisensen en leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet
frem til 2020. I tillegg har selskapet som partner i felt under utbygging og
drift leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy med
varighet fram til 2021. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS
beløper seg til KNOK 8 967 543.
Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs, vessels
and helicopter to secure planned activities over the next years. Eni Norge
AS has entered into a 10-year leasing agreement of the office building in
Sandnes from 2007, with a right to extend the lease period. In 2012 a 15year leasing agreement of the office building in Hammerfest was entered.
As partner in the Ekofisk-license Eni Norge AS has a leasing agreement
for the offices and base in Tananger with duration till 2020. In addition,
as a partner in the fields under development and operation the Company
has leasing agreements for drilling rigs, helicopter, storage vessel and
other vessels with a duration till 2021. Total future leasing costs for Eni
Norge AS are KNOK 8 967 543.
Leieavtaler / Leasing commitments
16
2013
2014
2015
2016
2017
<2018
1 859 362
1 526 421
1 453 802
1 505 600
799 359
1 822 999
Konsernregnskap
Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internett-adresse:
www.eni.com.
16
Consolidated financial statements
Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at
the internet address: www.eni.com.
41
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Annual Report / Auditor’s Report
Regnskapsprinsipper – Auditor’s Report
42
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Annual Report / Auditor’s Report
43
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Annual Report / Auditor’s Report
Regnskapsprinsipper – Auditor’s Report
44
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Annual Report / Auditor’s Report
45
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen
Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf
Selskapets engasjement på sokkelen ved årsslutt 2012/
Company’s Engagement on the Shelf by end of year 2012
12 lisenser i Barentshavet
Eni Norge er operatør for 7 av disse lisensene, hvorav Goliat
er under bygging. Vi har 30 % eierandel i de lovende funnene Skrugard og Havis.
12 licences in the Barents Sea
Eni Norge is the operator of 7 of these licences, whereof Goliatis under construction.
We have a 30% share in the promising discoveries Skrugard and Havis.
Major player on the
Stor aktør på norsk sokkel Norwegian continental shelf
Eni Norge er aktiv deltaker i 52 lisenser
og operatør i 14 produksjons­lisenser
i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
Eni Norge is an active participant in 52 licences and
operator of 14 production licences in the North Sea,
Norwegian Sea and Barents Sea.
33 lisenser i Norskehavet
Produksjonen i det Eni Norge-opererte
feltet Marulk startet i april 2012.
Vi er operatør i 5 av lisensene.
33 licences in the Norwegian Sea
Production on the Eni Norge-operated
field Marulk started in April 2012.
We are operator in 5 of the licences.
7 lisenser i Nordsjøen
Sør på sokkelen er vi operatør
i 2 lisenser. Ekofisk er en betydelig
bidragsyter i dette området.
7 licences in the North Sea
We are operator in 2 licences in the
southern part of the shelf. Ekofisk is a
significant contributor in this area.
Eni Norge partner /
Eni Norge partner
46
Eni Norge operatør /
Eni Norge operator
Stavanger
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen
Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf
Utvinningstillatelser / Licences
Lisensene som Eni Norge er operatør for: / Eni Norge-operated licences:
Utvinningstillatelse
Navn
Eni Norge
PL No.
Name
Eni Norge
122
Marulk
20 %
122B
Marulk
20 %
122C
Marulk
20 %
122D
Marulk
20 %
201
Gamma
66, 67 %
229
Goliat
65 %
229B
Goliat
65 %
264
Hvitveis
40 %
293
Afrodite
45 %
293B
Afrodite
45 %
489
Alke
40 %
529
Bønna
30 %
533
West of Loppa
40 %
657
East of Loppa
80 %
Lisensene som Eni Norge er rettighetshaver i: / Licences in which Eni Norge has a participating interest:
Utvinningstillatelse
Eni Norge (%)
201
67,67
PL No.
Eni Norge (%)
211
30,0
018
12,388
211B
30,0
018B
12,388
219
50,0
044
13,12
220
15,0
062
9,8
226
31,0
073
5,8
226B
31,0
073B
7,9
229
65,0
074
29,4
229B
65,0
074B
29,4
237
14,82
091
7,9
263C
9,8
092
14,9
264
40,0
094
19,6
275
12,388
094B
14,82
293
45,0
095
5,0
293B
45,0
121
14,9
312
17,0
122
20,0
312B
17,0
122B
20,0
393
30,0
122C
20,0
473
29,4
122D
20,0
479
19,6
124
10,0
489
40,0
128
11,5
516
11,5
128B
6,9
529
30,0
134
30,0
532
30,0
134B
30,0
533
40,0
134C
30,0
608
30,0
145
20,0
657
80,0
47
Vestre Svanholmen 12, NO-4313 SANDNES
P.O. Box 101 Forus, NO-4064 STAVANGER
Telephone: +47 52 87 48 00 – Telefax: +47 52 87 49 30
www.eninorge.com