1. No category

2
Innhold
Ledelse og styret
4
Administrerende direktørs kommentarer
5
Årsberetning 2010
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
Contents
Management and Board of Directors
Managing Director’s Comments
Annual Report 2010
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
3
Eni Norge årsrapport
Årsrapport // Ledelse
Styret og styret
Ledelse og styret
Annual Report / Management
Annual Report
and/ Board Of Directors
Management and
Board of Directors
Ledelse / Management
Styret / Board of Directors
Alessandro Puliti Administrerende direktør / Managing Director
Marco Alverà Styreleder / Chairman
Liv Nielsen Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q
Franco Magnani Nestleder / Vice Chairman
Arild Glæserud Lisens / Licence
Thorhild Widvey Styremedlem / Director
Francesco Bertello Leting / Exploration
Antoni Panza Styremedlem / Director
Francesco Caracciolo Finans / Control and Finance
Alessandro Puliti Styremedlem / Eni Norge Managing Director
Jan T. Narvestad Utvikling og teknologi / Development and Technology
Tone Reinskau Ansattes representant / Elected by the employees
Massimiliano Valenti Personal og organisasjon /
Human Resources and Organisation
Dag Stensland Ansattes representant / Elected by the employees
Franco Picciani Drift / Operations
Aksel Luhr Juridisk, Styresekretær / Legal, Company Secretary
Alessandro Bellina Terra Kontrakt og anskaffelser /
Contracts and Procurement
Andreas Wulff Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt / External
Communication
Styret / Board of Directors
Styremøte i desember 2010 med besøk av Alberto Bonettini, visepresident internasjonal HR-ledelse. / Board meeting in December 2010 with Alberto Bonettini, Vice President
­International HR management, attending. Bakerst fra venstre / Back row, l-r: Alberto Bonettini, Franco Magnani, Antoni Panza, Alessandro Bellina Terra, Francesco Bertello,
Franco ­Picciani, Massimiliano Valenti, Jan T. Narvestad, Francesco Caracciolo, Dag Stensland, Alessandro Puliti. Forran fra venstre / Front row, l-r: Arild Glæserud, Aksel Luhr,
Thorhild Widvey, Liv Nielsen, Tone Reinskau.
4
Eni Norge årsrapport
Årsrapport // Administrerende
Styret
direktørs kommentarer
Administrerende
direktørs kommentarer
For Eni Norge har 2010 vært et år
i forandringens tegn. Vi har omorganisert
for å møte nye utfordringer som operatør
for Marulk i Norskehavet og Goliat
i Barentshavet, og vi har fortsatt vår
letestrategi for å finne og produsere mer
olje og gass. Eni Norge er for øyeblikket
operatør for 13 produksjonslisenser og
har eierandeler i 49 lisenser.
Produksjonen var i 2010 44,8 millioner fat oljeekvivalenter.
2010-resultatet var 2,4 % lavere enn i 2009 på grunn av planlagte og
uforutsette produksjonsbegrensninger ved flere felt som Eni Norge
har eierandeler i. Estimerte reserver har økt med 6 % i forhold til 2009
og utgjør 709 millioner fat oljeekvivalenter.
Ett av høydepunktene i 2010 var Stortingets godkjennelse av
Plan for utbygging og drift for Marulk sommeren 2010. Marulk er
Eni Norges første egenopererte utbyggingsprosjekt som kommer
i drift på norsk sokkel. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal 2012.
Goliat-utbyggingen i Barentshavet er i ferd med å ta form. Plattformen
er under bygging i Sør-Korea og de fleste store kontrakter i for­bindelse
med utbyggingen er tildelt. Mer enn 60 % av kontraktene er tildelt
norsk leverandørindustri, dette tallet forventes å komme opp mot 65 %.
Goliat-plattformen vil bli delvis elektrifisert og omfattende arbeid
vil bli utført på land for å sikre tilførsel av strøm til Hammerfestområdet og Goliat. Endret regelverk hos Sjøfarts­direktoratet har
gjort det mulig å invitere kystfiskeflåten til å delta i den permanente
kystnære oljevernberedskapen, noe som vil styrke den regionale
oljevernberedskapen.
Vinteren 2010 boret Eni Norge, som operatør av PL 489, Lundebrønnen
7120/12-5, og deltok som partner i to brønner, Fossekall 6608/10-14
og Flyndretind 6407/2-6S. Lundebrønnen ble forlatt som tørr, mens
Fossekallbrønnen ble fullført med oljefunn og Flyndretindbrønnen
påviste både gass og olje.
Økt aktivitet har også gitt økt behov for arbeidskraft. Rekrutterings­
kampanjer igangsatt i 2010 vil fortsette også inn i 2011.
Selskapet gjennomførte sine petroleumsaktiviteter i 2010 uten
skadefravær.
Annual Report
Annual
/ Managing
ReportDirector’s
/ Board OfComments
Directors
Managing
Director’s Comments
2010 has been a year of change for Eni Norge. We have restructured
the organisation to meet our new challenges as operator for the
Marulk and Goliat fields in the Norwegian and the Barents Seas,
respectively. We have also continued with our exploration strategy
focused on finding and producing more oil and gas. Eni Norge is
currently operator for 13 licences and has ownership in 49 licences.
In 2010 production totalled 44.8 million barrels of oil equivalents.
The 2010 results represent a 2.4% reduction compared with 2009,
due to a combination of planned maintenance and unforeseen
production downtime at several of our non-operated fields.
The company’s estimated reserves total 709 million barrels of oil
equivalents – an increase of 6% compared to 2009.
One of the 2010 highlights was the approval of the Plan for
Development and Operation of the Marulk field by the Norwegian
Parliament during summer 2010. Marulk is the first development
project operated by Eni Norge to start production on the Norwegian
continental shelf. Production start-up is planned for the 2nd quarter
of 2012.
The Goliat development project in the Barents Sea has also changed
during 2010. From a project on the drawing board, the platform is
now under construction in South Korea, and the majority of the major
contracts linked to the project have been awarded. More than 60 %
of the contracts have been awarded to Norwegian suppliers, and this
figure is anticipated to rise towards 65 %. The Goliat platform will be
partly electrified, and extensive work will be carried out onshore to
ensure reliable electricity supplies to both the Goliat platform and
the Hammerfest area. Amendments to regulations issued by the
Norwegian Maritime Directorate have made it possible to invite the
coastal fishing fleet to participate as part of a permanent coastal oil
spill contingency strategy, which in turn will reinforce the regional
contingency strategy.
In the winter of 2010 Eni Norge drilled the “Lunde” well (7120/12-5)
as operator in PL489, and participated as partner in two other wells,
“Fossekall” (6608/10-14) and “Flyndretind” (6407/2-6S). The “Lunde”
well was abandoned as a dry hole, while the “Fossekall” well was
completed as an oil discovery and the “Flyndretind” well encountered
both gas and oil.
Increased activity has also led to increased manpower requirements.
Our recruitment campaign begun in 2010 will continue during 2011.
The company recorded zero lost-time incidents while carrying out
its petroleum-related activities in 2010.
A. Puliti
Administrerende direktør / Managing Director
5
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2010
Årsberetning 2010
Annual
Annual Report
Report // Annual
Company
Report
Activities
2010
Annual Report 2010
Photo: www.riesto.no
Eni Norge AS er et norsk selskap i den italienske Eni-gruppen, og alle
aksjer er eiet av Eni International B.V., Amsterdam. Selskapet utfører
leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer
i Sandnes og i Hammerfest.
Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni Group.
Eni International B.V., Amsterdam, owns all shares. The Company
carries out petroleum exploration and production activities in Norway.
The offices are located in Sandnes and in Hammerfest.
Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 49 utvinnings­
tillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør
for 13 utvinningstillatelser og har interesse i feltene i Ekofisk-området,
samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Morvin, Kristin, Åsgard,
Tyrihans og Yttergryta.
By year-end, the Company’s portfolio consisted of 49 licences on
the Norwegian continental shelf. The Company is the operator of 13
licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area,
Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and
Yttergryta.
Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliat-feltene som er under
utbygging i henholdsvis Norskehavet og Barentshavet.
Eni Norge AS is the operator of the Marulk and Goliat fields which
are under development in the Norwegian and the Barents Sea
respectively.
6
Eni Norge årsrapport
Årsrapport // Selskapets
Selskapets aktiviteter
Aktiviteter
Annual Report / Company Activities
Selskapets aktiviteter
Company Activities
Leting
Exploration
Som partner deltok Eni Norge i to brønner i 2010. Begge ble fullført
i løpet av året.
As partner, Eni Norge participated in two wells that were completed
during the year.
Fossekall-brønnen (6608/10-14S) i PL 128 (Statoil operatør)
i Norskehavet ble fullført med et oljefunn på juranivå. Brønnen
ble boret i 1. kvartal 2010 og resultatet var bedre enn forventet.
Hurtig utbygging i synergi med Dompap-funnet som ble gjort
i 2009, er planlagt via Norne FPSO-fasilitetene.
The Fossekall well (6608/10-14S) on PL 128 (Statoil Op.) in the
Norwegian Sea was completed as an oil discovery at Jurassic level.
The well was drilled during the first quarter of 2010. The results were
above expectation. Fast track development in synergy with Dompap
discovery of 2009 is foreseen through Norne FPSO facilities.
Flyndretind-brønnen (6407/2-6S) i PL 473 (Statoil operatør)
i Norskehavet ble også fullført. Brønnen påviste gass og olje
i jura som forventet. Utbygging er ikke bestemt ennå, men
en mulighet er utbygging via Mikkel A-bunnrammen.
In PL 473 (Statoil Operator) in the Norwegian Sea, the Flyndretind well
(6407/2-6S) was completed and tested as a gas discovery with oil
ring at Jurassic level. Overall results were within the expectations.
A possible development through Mikkel A template is to be defined.
En multiklient 3D-survey ble samlet inn i de utlyste 21. rundeblokkene vest av Loppa. Re-prosessering av eksisterende 3D
i PL 529 (Eni Norge operatør) ble fullført. En 3D-survey ble samlet
inn i PL 226-området (Statoil operatør) og prosessering er påbegynt.
Re-prosessering av 3D-seismikk på PL 264 (Eni Norge operatør)
er ferdig. En multiklient Geostreamer 2D-survey som dekker
Victoria-strukturen (PL211/PL211B, Total operatør) er samlet
inn og prosessering pågår. Re-prosessering og innsamling av
3D-seismikk i PL124 Heidrun nord (Statoil operatør) er fullført
og seismisk inversjonsdata oppdatert i PL 312/PL074/PL473
Halten Øst-området (Statoil operatør).
Seismic data were acquired as a multi client 3D survey in the
bidding blocks of 21st Round (West of Loppa). The reprocessing
of the existing 3D survey was completed in PL 529 (Eni Norge
Operator). A 3D seismic survey was acquired as partners in the PL
226 area (Statoil Operator) and processing was initiated. 3D seismic
reprocessing was completed in PL 264 in the Norwegian Sea and 2D
multi client Geostreamer survey acquired covering Victoria structure
in PL 211/PL 211B. Reprocessing and merge of 3D surveys in PL
124 (Heidrun north) were completed. Seismic inversion update was
performed in PL 312/74/473 in Haltenbanken East area.
Eni Norge boret én brønn som operatør i 2010. I løpet av 4. kvartal
2010 ble Lunde-brønnen 7120/12-5 i PL 489 boret med riggen Polar
Pioneer. Brønnen ble forlatt som tørr brønn 3. januar 2011.
Myndighetene er informert om at Eni-opererte utvinningstillatelse
PL 514 vil bli tilbakelevert (per 22. januar 2011) og at deler av
utvinnings­tillatelsene PL 122, PL 122B og PL 122C vil bli tilbakelevert
(per 1. januar 2011). Av de tillatelsene som ikke er operert av Eni, vil
deler av PL 211 og PL 095 bli tilbakelevert (per 1. januar 2011).
As Operator, one well was drilled by Eni Norge during 2010. The Lunde
well 7120/12-5 on PL 489 was drilled in 4Q 2010 with Polar Pioneer rig.
It was abandoned as dry well on January 3, 2011.
The authorities were notified of the surrender of operated licence
PL 514 (data validity January 22, 2011) and of partial relinquishment
of operated Licences PL 122/122B/122C.
In non-operated areas partial relinquishments were notified on
PL 211 and PL 095 (effective date on both areas January 1, 2011).
Nona-funnet strekker seg ut i åpent område utenfor PL 074/ 074B
(Statoil operatør). Det ble søkt om å få tildelt det området funnet
dekker utenfor utvinningstillatelsen.
Protection acreage of the Nona discovery has been requested.
The discovery is extending into open areas outside PL 074/074B
(Statoil Operator).
Eni Norge har levert to søknader til 21. runde i Barentshavet.
As for the 21st Round, Eni Norge has submitted two applications
in the Barents Sea.
Utbygging
Tyrihans har vært i stabil produksjon siden juli 2009. Tyrihans er
en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin. Hovedaktivitetene
i 2010 har vært boring og komplettering av produksjonsbrønner og
en vanninjeksjonsbrønn. Undervanns-sjøvannsinjeksjonssystemet
vil bli ferdigtestet og igangsatt når vanninjeksjonsbrønnen er klar,
i løpet av januar 2011. Hoveddelen av modifikasjonene av overbygg
på Kristin har blitt ferdigstilt i løpet av året. Mindre gjenstående
tilleggsarbeid er forventet ferdigstilt i løpet av andre kvartal 2011.
Development
Production from Tyrihans has been stable since start-up in July
2009. Tyrihans is a subsea development connected to Kristin. The
main activities during 2010 comprise the drilling and completion of
production wells and a water injection well. The water injection well is
expected to be finalised in January 2011. The subsea water injection
system will be tested and in operation when the well is completed.
Most of the topside modifications at Kristin have been completed
during the year. Minor remaining work will be finalised during the
second quarter 2011.
7
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
Annual Report / Company Activities
Photo: News on Request
Bildet er tatt på Kristin-plattformen som opereres av Statoil. / The picture is taken on the Kristin platform, which is operated by Statoil.
Oljen fra Tyrihans føres til lagringsanlegget på Åsgard C for videre
transport med skytteltankere til markedet. Våtgass vil bli eksportert
via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø.
I Haltenbanken West Unit/Kristin-lisensen ble prosjektet for
ombygging av Kristin-plattformen til lavtrykksproduksjon sanksjonert
i slutten av året. Dette er et prosjekt som også lå i forutsetningene
for godkjennelsen av den opprinnelige Plan for utbygging og drift
(PUD) av feltet. Prosjektet består hovedsakelig av installasjon
av en stor modul med en ny kompressor og hjelpeutstyr som vil
sikre eksportkapasiteten for plattformen etter at den er endret til
lavtrykksproduksjon.
Fremtidig lavtrykksproduksjon var også del av vilkårene for god­
kjennelse av PUD av Tyrihans-feltet. Tyrihans-lisensen vil følgelig være
ansvarlig for ca. 50 % av investeringene i ombyggingene på Kristinplattformen, men vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter
på Kristin-plattformen. Planlagt oppstart er første kvartal 2014.
Alt undervannsarbeid for Morvin er ferdigstilt og produksjonen
ble startet 1. august som planlagt. Gjenstående arbeid med
modifikasjoner av overbygg på Åsgard B ble ferdigstilt og hoveddelen
av arbeidsstyrken demobilisert ved årets slutt. Mindre gjenstående
arbeid vil bli fullført i løpet av første kvartal 2011. Boring og
komplettering av produksjonsbrønner har fortsatt i 2010 og ved
årets slutt ble boringen av nedre del av siste brønnen startet. Denne
brønnen er planlagt boret ned i Tofte- og Tilje-formasjonene og er
forventet ferdigstilt i andre kvartal 2011.
Brønnstrømmen fra Morvin blir prosessert på Åsgard B og ført til
lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere
til markedet. Våtgass blir eksportert via Åsgard Transport til
gassbehandlingsterminalen på Kårstø.
Trestakk-prospektet er fortsatt midlertidig stoppet. Nye vurderinger
og optimalisering vil være nødvendig før en utbyggingsbeslutning
kan tas.
På Norne-feltet er arbeidene med installasjon av en ny brønnramme
ferdigstilt og boring og komplettering av en brønn er planlagt i februar
2011. Den nye boreriggen “Aker Spitsbergen” gjennomfører bore- og
8
Oil from Tyrihans is transported to the storage facility at the Åsgard C
platform for further transport by shuttle tanker to the market. Wet gas
will be exported via the Åsgard Transport system to the gas treatment
terminal at Kårstø.
The modification of the Kristin platform to low pressure production
was approved by the Haltenbanken West Unit/Kristin licence
towards the end of the year. The project is part of the fulfilment of
the government’s requirements regarding the development and
operation of the field. The project includes the installation of a large
module consisting of a new compressor and equipment to ensure
stable export flow capacity from the platform after the rebuild to low
pressure production.
Future low pressure production was also part of the government’s
requirements for the approval of the Plan for Development and
Operation (PDO) of the Tyrihans field. The Tyrihans licence is
consequently responsible for 50% of the investments in the rebuild
of the Kristin platform, but will at the same time keep the low pressure
production rights on the Kristin platform when the low pressure
production commences during first quarter 2014.
All subsea work on Morvin has been finalised and production started
1st August as planned. Remaining work on topside modifications on
Åsgard B was completed and the major part of the work force involved,
demobilised by the year end. Minor remaining work will be completed
during the first quarter 2011. Drilling and completion of production
wells continued in 2010 and by the year end, the drilling of the lower
part of the last well was started. This well’s target is the Tofte and Tilje
formations. The well is expected to be completed second quarter 2011.
The well stream from Morvin will be processed at Åsgard B and
exported to the storage facility at Åsgard C for further transport to
the market by shuttle tankers. Wet gas will be exported via the Åsgard
Transport system to the gas treatment terminal at Kårstø.
The Trestakk field is still on hold. New assessments and optimisations
will be necessary before a decision can be made regarding
development.
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
kompletteringsarbeid og forventet produksjonsoppstart er februar/
mars.
I Norne-området planlegges et nytt subsea tie-back-prosjekt kalt
Fossekall Dompap. Dette er et såkalt ”fast track”-prosjekt og krever
preinvesteringer fra Eni Norge. Det er planlagt boring av 10 brønner
og oljeproduksjon vil starte ved årsskiftet 2012-2013.
På Åsgard-feltet er Smørbukk nordøst-prosjektet startet og
produksjonsstart er forventet i november 2011.
Prosjektet Åsgard Subsea Kompresjon er etablert for å sikre stabile
strømningsforhold i rørsystemene mellom Mikkel/Midgard og Åsgard
ved hjelp av undersjøisk kompresjon. Teknologikvalifisering er
i hovedsak ferdig. Fullskala kompressortesting pågår ved K-lab
på Kårstø. Overordnet mål er å ha en undersjøisk kompressor
kvalifisert, installert og i drift før tidspunktet når ustabile
strømningsforhold oppstår, som er antatt i 2014.
CO2-innholdet i gassen som eksporteres fra Haltenbanken gjennom
Åsgard Transport, vil øke i årene fremover. Økningen skyldes at flere
nye felt (Tyrihans, Morvin, Skarv) vil levere gass med CO2-innhold
over spesifikasjonen, samt at gassen som eksporteres fra Åsgard,
vil få økt innhold av CO2. Aktørene i Gassled vedtok i 2009
å gjennomføre det såkalte DIXO-prosjektet (”Double Inlet Crossover”)
på Kårstø, da dette ble vurdert som mest hensiktsmessig ut fra en
kost-/nyttevurdering. Anslått investering er 1,2 milliarder kroner,
og driftsstart er forventet i april 2011.
I prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II fortsatte utviklingsarbeidet
i konseptdefinisjonsfasen og anbudsarbeidet ble utført høsten 2010.
Prosjektet med vanninjeksjon fra havbunnen på Ekofisk Sør, som
erstatter injektorene på 2/4 W-plattformen, ble godkjent første halvår
i 2009, og boring av brønner med “Maersk Innovator” ble avsluttet
i september 2010. Dette prosjektet ble gjennomført foran plan og
langt under budsjett.
Et nytt boligkvarter, Ekofisk 2/4 L, skal være på plass i 2013.
Situasjonen rundt innkvarteringskapasiteten på Ekofisk-senteret må
midlertidig forbedres og “Master Marine”, en oppjekkbar riggløsning,
er derfor under bygging i Batam med planlagt ankomst Ekofisk i andre
kvartal av 2011.
Prosjektet “Life of Field Seismic” ble godkjent for gjennomføringsfase
i mars 2009 og ble installert i 2010. Første seismikk-operasjon over de
permanent installerte kablene ble påbegynt dette året. Tor-feltet
er under evaluering med et mål om å avslutte konseptvalget i 2011.
Ekofisk sluttdisponeringsprosjekt har fjernet en rekke plattformer
i 2010 og fortsetter etter planen neste år med ytterligere plattformer.
Prosjektet følger plan og kostnader er under plan.
Produksjon
Egenproduksjonen av olje, NGL og gass for 2010 var 44,8 millioner
fat oljeekvivalenter (MFOE), mot et samlet produksjonsvolum på
45,9 MFOE i 2009.
Olje-, kondensat og NGL-produksjonen bidro med 60,1 % av den totale
produksjonen.
De største bidragsyterne var Åsgard-feltet med 19,4 MFOE (20,3 MFOE
i 2009) og Ekofisk-området med 12,5 MFOE (14,2 MFOE i 2009).
Annual Report / Company Activities
At the Norne field, the work of installing a new template has been
completed and drilling and completion of one well is planned for
February 2011. Drilling and completion work will be performed by the
new drilling rig “Aker Spitsbergen” and production start-up is planned
for February/March.
At the Norne field, work is in progress to initiate a new subsea tie-back
project called Fossekall Dompap. This is a so called “fast track” project
and requires pre-investments by Eni Norge. The project included the
drilling of 10 wells, and oil production is estimated to commence
during 2012-2013.
At the Åsgard field, Smørbukk North East project is operational.
Production start-up is expected in November 2011.
The Åsgard Subsea Compression project has been set up to ensure
stable flow conditions in the pipeline systems between Mikkel/
Midgard and Åsgard by means of subsea compression. Technology
qualification is basically completed. Full-scale compression testing is
currently being carried out at the K-lab facilities at Kårstø. The overall
goal is to achieve qualification of a subsea compressor and to have it
installed and in operation before unstable flow conditions arise, which
is expected to be in 2014.
The CO2 content of the gas exported from Haltenbaken via Åsgard
Transport will increase in the coming years. The increase is the result
of several new fields (Tyrihans, Morvin, Skarv) which will supply
gas with CO2 content higher than the specification, as well as an
increasing CO2 content of the gas exported from Åsgard. In 2009 the
Gassled shippers decided to implement the so-called DIXO (double
Inlet Crossover) project at Kårstø, since this was considered most
practical based on a cost-benefit analysis. The estimated investment
in this project is NOK 1.2 billion and operations start-up is expected in
April 2011.
Ekofisk South and Eldfisk II continued their development work in the
concept definition phase and the tendering process was completed
autumn 2010. The subsea water injection project at Ekofisk South
which replaces the injectors at the 2/4 W platform, was approved in
the first half of 2009, and drilling of wells with “Maersk Innovator”
completed in September 2010. The project was carried out ahead of
schedule and far below budget.
The new accommodation installation, Ekofisk 2/4L, is to be in place
in 2013. The accommodation capacity at the Ekofisk centre must be
temporarily improved, and the “Master Marine”, a jack-up facility, is
being built in Batam with planned arrival at Ekofisk in the second
quarter of 2011.
The “Life of Field Seismic” project was approved for implementation
in March 2009 and installed in 2010. The first seismic operation over
the permanent cables was commenced this year. The Tor field is being
evaluated with the objective of completing the choice of concept in
2011.
The Ekofisk cessation project has completed its work of removing
several platforms during 2010 and will continue according to schedule
to remove more platforms next year. The project is on schedule and
costs below budget.
Production
The Equity production of oil, NGL and gas was 44.8 million barrels of
9
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
Annual Report / Company Activities
Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norne-området bidro
med til sammen 11,6 MFOE (11,5 MFOE i 2009).
oil equivalents (MBOE), a slight decrease compared with the previous
year (45.9 MBOE).
Den 1. august 2010 startet Morvin produksjon. Feltet produserte
1,3 MFOE i 2010, og det forventes økt bidrag de neste årene.
Det var flere perioder med produksjonsbegrensninger i 2010. Noen var
planlagte, slik som revisjonsstans i 21 dager på Kårstø i august
og september. Dette påvirket Åsgard, Mikkel, Yttergryta, Morvin,
Kristin, Tyrihans og Norne-området. I juni var det revisjonstans på
Ekofisk (18 dager) og Heidrun (26 dager).
Oil, condensate and NGL production contributed with 60.1% of the total
production.
Kristin og Tyrihans har hatt redusert produksjon i løpet av året. I mars
var det grunnet nedstrøm CO2-restriksjoner, i april riser-problemer,
i mai gasslekkasje og i desember prosessorproblemer.
For Morvin var det fra midten av oktober og ut året en redusert flow
rate på grunn av brønnintegritet-utfordringer. Heidrun hadde i juli
en utvidet igangkjøringsperiode etter revisjonsstans.
I januar og desember ble produksjonen redusert på Halten
Nordlandsfeltene på grunn av fakkel- og prosessorproblemer
på Kårstø.
Reserver
Godkjenningen av Plan for utbygging og drift (PUD) i april for Marulk,
økte selskapets dokumenterte reserver. En annen bidragsyter
var Tyrihans, som kom i produksjon i 2009 og viste et langt bedre
produksjonspotensial enn forventet. Selskapet kunne dermed i 2010
bekrefte sannsynlige reserver som dokumenterte reserver. Men den
totale økningen av dokumenterte reserver klarte ikke å kompensere
for 2010-produksjonen, og de dokumenterte reservene ved årets
slutt var 418 MFOE, som er en reduksjon på 5 % sammenlignet med
foregående år.
Estimatet for dokumenterte og sannsynlige reserver utgjorde totalt
709 MFOE, en økning på 6 % sammenlignet med året før. Kategoriene
“mulige” reserver og “betingede” ressurser utgjorde til sammen
350 MFOE.
Goliat utbyggingsprosjekt
Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet.
Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2013. Goliat-utbyggingen
omfatter produksjonslisens PL 229/PL 229B, der Eni Norge er operatør
med en eierandel på 65 %. Statoil er eneste 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 i Barentshavet som oljeog 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.
The greatest contributors to production were the Åsgard Unit,
19.4 MBOE (20.3 MBOE in 2009) and the Ekofisk area fields,
12.5 MBOE (14.2 MBOE in 2009). The contribution from Heidrun,
Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was
11.6 MBOE (11.5 MBOE in 2009).
The start-up of Morvin field took place 1st of August. The field added
1.3 MBOE in 2010. A higher contribution is expected the coming years.
There were several periods of production curtailments during 2010.
Some were planned, such as the Kårstø Turnaround in August and
September. This affected Åsgard, Mikkel, Yttergryta, Morvin, Kristin,
Tyrihans and the Norne-area. In June there was a revision stop at the
Ekofisk complex (18 days) and a turnaround on Heidrun (26 days).
Kristin and Tyrihans have during the year experienced production cuts
– in March due to downstream CO2 constraints, in April riser problems,
in May gas leakage and in December various processing problems.
Morvin had, from the middle of October till the end of December,
a reduced flow rate due to well integrity challenges.
Heidrun had in July an extended commissioning period after the 2010
revision stop.
In January and December the Haltenbanken fields were prevented
to produce a period of time due to flare and compressor problems
at Kårstø.
Reserves
The approval of the Plan for Development and Operation (PDO) in
April for Marulk has generated an increase in the proven reserves.
Another contributor was Tyrihans, which started production in 2009
and showed far better production potential than anticipated allowing,
in 2010, to promote probable reserves into proven reserves. However,
the total promotion did not compensate the 2010 production and the
proven reserves at year end were 418 MBOE, which is a decrease of
5% compared with the previous year.
The estimated number of documented and probable reserves amount
to a total of 709 MBOE, an increase of 6% compared to the year before.
The “possible” and “contingent” reserve categories amount to a total
of 350 MBOE.
Goliat Development Project
Goliat is the first oil field which will come into operation in the Barents
Sea. Planned start of production is 4th quarter of 2013. Goliat
development includes the production licences PL 229/PL 229B where
Eni Norge is the operator with a share of 65%. Statoil is the other
partner with a share of 35%.
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.
Goliat is located in PL 229 and PL 229B covering several blocks within
Finnmark west in the southern Barents Sea (Blocks 7122 / 7 and
7122 / 8 and parts of the 7122 / 9, 7122/10 and 7123 / 7). PL 229
was awarded in the “Barents round” in 1997. PL 229B was awarded in
2007. A small portion of Goliat has been mapped to lie in PL 229B.
De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner
The oil was found in Realgrunnen exploration well 7122/7-1 in 2000.
10
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
Sm3 olje. Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte,
men planlegges eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for
oppstart av gassalg 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 med 22 brønner hvorav 11 er produsenter (tre
flergrensbrønner), ni brukt til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon.
Med tanke på 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.
Prosjektgjennomføringen av Goliat går i hovedsak som planlagt og
prosjektet planlegges å bli satt i drift i løpet av 4. kvartal 2013. Det
er ikke større avvik på kostnadsutviklingen og prosjektet forventes
gjennomført innenfor kostnadsrammene fastsatt i PUD-søknaden.
Annual Report / Company Activities
The licence has in total drilled five wells plus a sidetrack on the Goliat
in the period 2000-2007. It has been found oil and gas in several
structures / segments on several levels.
The recoverable oil reserves are estimated to about 28 million Sm3
oil. The gas is planned re-injected for pressure support in the early
production phase, but planned for export at a later date. The timing of
the commencement of gas sales is dependent on establishment of
export solutions. Eni Norge has various ongoing studies to investigate
possible gas export solutions. The recoverable gas reserves are
estimated to be approx. 8 billion Sm3.
In December 2007 the owners approved a development concept
based on a floating production, storage and offloading facility (FPSO)
connected to subsea wells.
PDO was submitted to the government in February 2009 and
approved by the Storting (parliament) in June 2009.
The selected FPSO concept consists of a circular hull with processing
plants, oil storage and living quarters. Produced water will be
reinjected into the reservoir. Produced oil is stored on the FPSO for
further transport by shuttle tankers to the market. The strategy for
the drainage of the reservoirs will include water and gas injection,
using a total of 8 templates with 22 wells of which 11 are producers
(three multilateral wells), nine used for water injection and two for
gas injection.
Given the goals of emission reductions, the project will use electricity
from land via a subsea power cable, combined with 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 the production
facilities are designed to secure a good working environment as well
as comply with all the relevant rules and regulations.
Photo: News on Request
11
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
De fleste av EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse.
De største og mest betydningsfulle kontraktene er tildelt som følger:
• E PC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg ble tildelt Aker
Subsea høsten 2009
• EPCI-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon
ble tildelt Technip Norge høsten 2009
• EPC-kontrakten for bygging av FPSO-enheten ble tildelt i februar
2010 til Hyundai Heavy Industries (Korea)
• EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne
Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land, ble sommeren 2010
tildelt ABB AB (Sverige)
• EPC-kontrakten for byggingen av landbasert strømforsynings­
anlegg for Goliat-feltet ble høsten 2010 tildelt Siemens AS
• EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankrings­
utstyr ble tildelt Aker Pusnes sommeren 2010
• EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje ble tildelt
APL Norge sommeren 2010
• EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene ble tildelt
Vicinay Cadenas (Spania)
De to siste av de større EPC-kontraktene (polyester-forankringsliner
og kontrakt for slep og installasjon av FPSO-enheten) er planlagt
tildelt i 2011. I tillegg er Sevan Marine tildelt en kontrakt for
engineering og prosjekteringsstøtte.
Norsk andel av Goliat-utbyggingen er beregnet å bli tett opp mot 65 %.
Viktige begivenheter i prosjektgjennomføringen i 2011 vil være
byggestart av FPSO-enheten hos Hyundai i løpet av sommeren 2011
og installasjon av brønnrammene offshore som er planlagt utført
vår/sommer 2011.
Eni Norge har en avtale med Saipem Norge om leie av den nybygde
riggen Scarabeo 8 for å utføre produksjonsboringen på Goliat.
Opprinnelig plan var å starte boringen sommeren 2011, men grunnet
forsinkelser knyttet til ferdigstillelse og nødvendig vinterisering
av Scarabeo 8, vil oppstart av boring bli ca. 6 mnd utsatt. Dette har
imidlertid ingen innflytelse på planlagt produksjonsstart i 4. kvartal
2013.
Marulk
Marulk er Eni Norges første egenopererte utbyggingsprosjekt som
kommer i drift på norsk sokkel. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal
2012. Marulk-gruppen omfatter produksjonslisens 122/A/B/C/D
der Eni Norge er operatør med en eierandel på 20 %. Statoil og DONG
Energy er partnere med en eierandel på henholdsvis 50 % og 30 %.
Funnet på Marulk-feltet ble gjort i 1992. Resultatet av to letebrønner
(i 1986 og 1994) og en evalueringsbrønn i 2007 la grunnlaget for
avgjørelsen om konseptevaluering i oktober 2008. Valg av konsept
ble gjort i november 2009, og lisenstilslutning om gjennomføring
av utbyggingsprosjektet ble gitt i april i 2010, samtidig som Plan for
utbygging og drift (PUD) ble levert til myndighetene. PUD ble godkjent
i august 2010.
Marulk-feltet er lokalisert i Haltenbanken-området nær Norne-feltet.
Marulk blir bygd ut som en satellitt koblet til Norne FPSO-enheten.
Dette er tilsvarende den utbyggingsløsningen som ble valgt for Alve.
Basiskonseptet består av en brønnramme med fire slisser med to
produksjonsbrønner. Kontroll- og kjemikalieinjeksjonskabelen vil være
en forlengelse (omtrent 13 km) til Alve, og en produksjonsrørledning
12
Annual Report / Company Activities
Goliat project execution is progressing according to the original plan
and production start up by the fourth quarter 2013 maintained. There
are no major deviations in the development costs and the project is
forecasted completed within the original PDO cost estimate.
Most of the EPC contracts have been awarded and are now under
execution. The most significant are as follows;
• E PC contract for the subsea production systems awarded to Aker
Subsea autumn 2009
• EPCI contract for the flow lines, risers and subsea installation
awarded to Technip Norge autumn 2009
• EPC contract for the FPSO unit was awarded in February 2010
to Hyundai Heavy Industries (Korea)
• EPC contract for subsea cable awarded to ABB AB (Sweden)
summer 2010.
• EPC contract for the construction of land-based trafo station plus
some 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
to Vicinay Cadenas (Spain) late summer 2010
The two remaining larger EPC contracts (polyester mooring rope
fabrication and the contract for tow and installation of the FPSO unit)
are scheduled awarded in 2011. Sevan Marine has been awarded
a contract for engineering and engineering support.
The overall Norwegian content of the complete Goliat development
cost is expected to become close to 65%.
Major events planned in 2011 will be the start up of the FPSO
construction work at the Hyundai yard in Korea and installation
of the templates offshore during spring/early summer 2011.
Eni Norge has an agreement with Saipem Norway to utilise the new
built drilling rig Scarabeo 8 to carry out production drilling on Goliat.
The original plan was to start drilling in summer of 2011, but due
to delays related to completion and necessary winterisation of the
Scarabeo 8 the drilling operation will be approx. 6 months deferred.
This has no effect on the planned production start during the fourth
quarter of 2013.
Marulk
The Marulk development is the Company’s second major development,
with planned production start up in second quarter 2012. The Marulk
group comprises Production Licences 122/A/B/C/D in which Eni Norge
has a participation of 20%, Statoil 50% and DONG Energy 30%.
The Marulk field was discovered in 1992. The results of two
subsequent exploration wells (in 1986 and 1994) and an appraisal
well in 2007 provided the basis for the decision to continue with
the project in October 2008. The development concept was decided
upon in November 2009. Licence owners’ approval and Plan for
Development and Operation (PDO) was completed in April 2010.
The PDO was approved in August 2010.
The Marulk field is located in the Halten Nordland area close to the
Norne field. Marulk will be developed as a satellite tie back to the
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter
(30 km) vil bli lagt fra brønnrammen på Marulk til FPSO-enheten på
Norne-feltet.
Marulk inneholder hovedsakelig gass med et lavt CO2 -innhold og
dessuten noe kondensat. Utvinnbare reserver er beregnet til 74 MFOE.
De totale investeringene er estimert til i størrelsesorden fire milliarder
kroner.
For å bidra til en kostnadseffektiv gjennomføring av Marulkutbyggingen, og for å dra nytte av erfaringer og synergier fra
eksisterende satellitter i Norne-området, har Eni Norge og Statoil
inngått en samarbeidsavtale for prosjektgjennomføringen. Eni Norge
som operatør, vil ha det overordnede ansvar for utbyggingen i tillegg
til ansvar for boring og komplettering, alt undergrunnsarbeid og
kontakt med myndighetene. Statoil vil bistå Eni Norge ved å utføre
alt arbeid i forbindelse med undervannsanleggene og nødvendige
modifikasjoner på Norne FPSO-enheten.
Alt innkjøp av utstyr med lang leveringstid og alle hovedkontrakter
er plassert første halvår 2010. Total fremdrift per 31. januar 2010 er
30 % og tilhørende faktiske kostnader er cirka 900 MNOK.
Arbeidet går i henhold til plan. Størsteparten av gjenstående arbeid
planlegges utført i 2011, inklusive marine-operasjoner samt oppstart
av boreaktivitet.
Annual Report / Company Activities
Norne FPSO, similar to the concept selected for Alve. Base case
concept consists of one four slot template with two producers. The
control and chemical injection umbilical will be an extension (approx.
13 km) from the Alve template, and a production flow line (30 km)
will be routed from the Marulk template to the Norne FPSO.
The field is primarily a low-CO2 gas field, containing some condensate.
Recoverable reserves are estimated to approx. 70 MBOE. Total
investments will be in the order of NOK 4 billion.
In order to promote cost effective implementation of Marulk and to
take advantage of the experience gained and synergies developed
during the Alve project and other satellite developments in the
Norne area, Eni Norge and Statoil have entered into a joint working
agreement. As part of the agreement, Eni Norge will, as operator,
have the overall responsibility for the development, as well as the
drilling and completion, subsurface work and all contacts towards the
authorities. Statoil will assist Eni Norge by taking responsibility for all
work related to the subsea facilities and necessary modifications on
the Norne FPSO.
Pre-commitments of equipment with long delivery time have been
made and all main contracts have been awarded during the first half
of 2010. The project was by December 31, 2010 30% completed and
costs amounted to approx. 900 MNOK.
The project is on schedule. Most of the remaining work will be
performed during 2011. This includes marine operations as well as
drilling.
Photo: Tom Haga
13
Eni
og HR
Eni Norge
Norge årsrapport
årsrapport // Organisasjon
Selskapets aktiviteter
Organisasjon og HR
Annual Report / Organisation
and
Human Resources
Annual Report
/ Company
Activities
Organisation and
Human Resources
Photo: News on Request
Eni Norge hadde ved utgangen av året 206 ansatte, hvorav fire
er stasjonert i andre selskaper i Eni Gruppen og tre er ansatt ved
kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse
har økt i prosjekter som Goliat og Marulk.
Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk. Flere ansatte
har i løpet av 2010 hatt positiv nytte av selskapets seniorpolitikk,
noe som har bidratt til at bedriften har fått beholde den viktige
kompetansen som eldre arbeidstakere innehar.
Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte
de utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte
krevende prosjekter. Ved kontoret i Hammerfest er det ansatt en ny
industrikoordinator. Industrikoordinatoren skal arbeide med å utvikle
regional industri i tilknytning til Goliat-utbyggingen og selskapets
fremtidige aktiviteter i Barentshavet. I og med at Goliat-utbyggingen
nå er godkjent av myndighetene vil selskapet ta spesielt hensyn til
kvalifiserte søkere fra Finnmark og de øvrige nordlige fylkene.
Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets
styre er uendret. Av selskapets syv styremedlemmer er to kvinner.
Det er ikke iverksatt likestillingstiltak eller planlagt tiltak for å fremme
likestilling i 2011.
14
At the end of 2010 Eni Norge AS had 206 employees, of whom four
were assigned to other companies within the Eni Group and three
were employed in the regional office in Hammerfest. The number
of hired technical personnel with specialised skills has increased
in projects such as Goliat and Marulk.
Eni Norge has adopted Seniors Policy guidelines. In 2010, several
employees have benefited from the Company’s Seniors Policy,
enabling the Company to retain the important skills and expertise
which senior employees possess.
The Company has consolidated staffing levels and expertise to meet
the challenges and requirements which are a natural consequence of
demanding projects. A new industrial coordinator has been appointed
at the Hammerfest office. The industrial co-ordinator will work to
develop the regional industry associated with the Goliat development
and the Company’s future operations in the Barents Sea. Now that
the Goliat development has been approved by the authorities, the
Company will give special consideration to qualified job applicants
from Finnmark and the northern counties.
The ratio of women to men among locally employed staff and on
the Board remains unchanged. Two of the Company’s seven Board
Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR
Opplæring
Innenfor området for opplæring og utvikling har fokus i 2010
vært å videreføre eksisterende programmer for lederutvikling,
It-kompetanse, styringssystem og interne prosesser samt helse,
miljø, sikkerhet og beredskap. Grunnet fortsatt nyrekruttering
er orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte samt
videreutvikling av teknisk kjernekompetanse også et fokusområde.
Integreringen av nyansatte er forsterket med obligatoriske krav til
aktiviteter for samhandling og lagbygging i alle avdelinger. Det legges
vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet, blant annet gjennom
Eni Corporate University.
Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet
i Barentshavet og etablering i Hammerfest, har selskapet opprettholdt
kontakten og dialogen med skole- og kunnskapsmiljøet i nord­
områdene, for å bidra til og understøtte kompetanseheving i dette
området. Eni Norge vil bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen som:
a) øker interesse for og kunnskap om de naturvitenskapelige fag,
b) øker kunnskap om, og interesse for å velge, petroleumsrettede
fag for videre utdanning, c) øker produksjon av, og kvalitet på, ferdige
kandidater fra videregående/høyskole/universitet i Finnmark med
fagretninger relevante for rekruttering til petroleumsindustrien, og
d) støtte og tilrettelegging i forbindelse med læreplasser innen ulike
fagdisipliner. Partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer
for høyere utdanning og forskning er allerede inngått, og konkrete
prosjekter er gitt finansiell støtte.
Eni Norge har som mål å fortsette dette arbeidet i året som kommer.
Kontorlokaler
Selskapet leier kontorlokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus
i Sandnes kommune. Erfaringer gjennom hele perioden fra innflytting
i april 2007 bekrefter at våre ansatte i økende grad er godt fornøyd
med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell
utforming og er tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne og
i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt
funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven).
Grunnet stor bemanningsvekst det siste året har det vært nødvendig
med omdisponering av kontorene for å ha en god, rasjonell og faglig
samhandling i organisasjonen samt gi plass til enkelte avdelinger som
har hatt større vekst enn andre.
I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest.
I tillegg til å være et representasjonskontor med møteromsfasiliteter
er arealet møblert for opptil 10 arbeidsplasser. En leieavtale om
tilgang til kontor- og møteromsfasiliteter sentralt i Oslo, møblert
for fire arbeidsplasser, ble terminert ved årets slutt.
Sykefravær
For 2009 var sykefraværet 2,3 %. Målsettingen for 2010 var å opprett­
holde et lavt sykefravær. Resultatet ble en ytterligere forbedring og
endte på 1,9 %.
Annual Report / Organisation and Human Resources
members are women. The Company has not initiated any equality
initiatives or plans for facilitating equality in 2011.
Training
In the field of training and development, our focus in 2010 has been
on continuing existing programmes in management development,
IT skills, management systems and internal processes, as well as
health, safety, and environmental issues and contingency planning.
Because of the continued high level of recruitment, induction and
training programmes for new employees and the development
of technical core skills are areas of focus. The integration of new
employees has been promoted by means of compulsory requirements
for activities addressing employee interaction and team building in all
departments. Emphasis is placed on active knowledge management
in the group, among other things making use of the Eni Corporate
University.
As a result of the Company’s work in developing the Goliat field in
the Barents Sea and the establishment of the Hammerfest office,
the Company has maintained contact and dialogue with educational
and knowledge-based institutions in the northern regions, in order
to contribute to and support the raising of levels of expertise in
the area. Eni Norge will contribute to initiatives at all levels in the
educational system, including: a) raising levels of interest in and
knowledge of the natural sciences, b) raising levels of interest in
and knowledge of petroleum-related subjects in connection with
higher education, c) increasing the number and quality of students
qualified in technical fields relevant to recruitment in the petroleum
industry from upper secondary schools, colleges and universities in
Finnmark, and d) support and organisation in connection with studies
in various technical fields. Partnerships have already been entered
into with upper secondary schools and higher education and research
institutions, and financial support has been granted for specific
projects.
Eni Norge’s objective is to continue this work in the year ahead.
Office premises
The Company is located in rented office premises in Vestre
Svanholmen 12 at Forus in Sandnes municipality. Continuous
experience since moving in April 2007 confirms that our employees
are increasingly satisfied with the physical working environment.
The building is in accordance to universal design and in compliance
with the intent of the Discrimination act.
As a result of considerable growth in staffing levels in the past year
some adaptation has been necessary to create good, rational and
professional interaction in the organisation and to make room for
some departments which have grown more rapidly than others.
In 2008 the Company moved into rented office premises in
Hammerfest. In addition to being a representative office with
conference facilities, the premises are furnished to accommodate
up to ten employees. A rental agreement providing access to office
and conference facilities in central Oslo, furnished to accommodate
four employees was finalised at the end of the year.
Absence due to personal sickness
The absence due to personal sickness in 2009 was 2.3%. The objective
for 2010 was to maintain a low level. The absence in 2010 ended on an
improved and excellent level of 1.9 %.
15
Eni
miljø,aktiviteter
sikkerhet og kvalitet
Eni Norge
Norge årsrapport
årsrapport // Helse,
Selskapets
Helse, miljø,
sikkerhet og kvalitet
Annual Report / Health,
Safety,
Environment
andActivities
Quality
Annual
Report
/ Company
Health, Safety,
Environment and Quality
Photo: News on Request
16
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Erklæring om helse, miljø, sikkerhet
og kvalitet
Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade personer eller
miljø. Avfall og utslipp til sjø og luft skal reduseres så mye som mulig,
og det skal etableres en robust og effektiv beredskap for oljesøl som
er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2010 ikke rapportert om
alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med
selskapets petroleumsvirksomhet.
Selskapet har i 2010 fortsatt med oppbygging av oljevernberedskapen
for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det
legges 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 som
har inngående kjennskap til farvannene, vil være et sentralt element
i dette. Dedikert oljevernmateriell vil bli plassert ut på nye depoter
i Hasvik og Måsøy kommuner. Systemer og organisasjon rundt
oljevernet er under oppbygging og planlegges operativt høsten 2011.
Deler av beredskapen ble i 2010 testet i felles øvelse arrangert av
NOFO i forbindelse med selskapets boring av letebrønnen Lunde
(7129/12-5 i PL 489).
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.
Reorganiseringen av Eni Norge i 2010 har satt fokus på styrings­
systemet, og en gjennomgang og oppdatering av systemet er
igangsatt. Denne oppdateringen reflekterer organisasjonsendringene
og selskapets ekspansjon innen utbygging og som driftsoperatør.
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 IAarbeidet 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. Vi håper at vi,
som en konsekvens av dette, kan opprettholde et lavt sykefravær.
Den lave graden av sykefravær ble opprettholdt i samsvar med målet.
Selv om omorganisering i 2010 har vært krevende, anser styret
arbeidsmiljøet som tilfredsstillende.
Avfallshåndtering
Det er rapportert 11 520 liter papiravfall til makulering/mottatt av
FRETEX, og 18 720 kg papir og papp tømt av vaktmester. Videre
er 27 560 kg restavfall kjørt til tømming av egen vaktmester.
Gjenvinningsgrad er 40,45 %.
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Declaration regarding health, safety,
environmental and quality issues
The Company’s objective is to carry out our operations without
personal injury or damage to the environment. Waste, discharges
to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far
as possible and a robust and efficient contingency system to combat
oil-spills shall be set up, suitably adapted to the local conditions. The
Company carried out its petroleum activities in 2010 without serious
damage to the environment or assets, and without any serious
injuries.
The Company has in 2010 continued the development of the oil spill
response system and the organisation supporting the Company’s
petroleum activities in the Barents Sea. Strengthening the coastal
oil spill response has been emphasised and new emergency
preparedness concepts developed for sea and land. A core element
in this preparedness is the use of fishing vessels with tailor-made
oil spill response systems and crew with detailed local knowledge.
Dedicated oil spill recovery systems will be located at new depots
at Hasvik and Måløy municipalities. The oil spill response system
and supporting organisation are being established and are expected
to be operational during the autumn of 2011. Parts of the response
system were tested in 2010 during a common exercise arranged
by NOFO in conjunction with the Company’s drilling of the Lunde
exploration well (7129/12-5 in PL 489).
Promoting a good working environment and HSE culture is a Company
business objective and is thus an integral part of the Company’s
overall management system. The management system is certified
according to the ISO 14001 standard.
The 2010 reorganisation of the Eni Norge put the management system
in focus, and a review and update of the system has started. This
update reflects the new organisation and the expansion into new
development activities and future operations.
Health and the working environment
In addition to the compulsory Working Environment Committee and
the health and safety representative system, the Company maintains
an occupational health service with an emphasis on preventive
measures.
Eni Norge is an Including Workplace (IW) and the objective of our IW
activities has been discussed and consolidated, both internally and
with the relevant authorities. The Company has an active sports and
social club which is run by the employees. As a result of the training
facilities located within the Company’s office building, organised
training is available to all employees and forms a preventive health
measure.
Specific objectives are designed to improve the general working
environment, encourage co-operation in the workforce, ensure the
best possible introduction of new employees, stimulate the sharing
of skills and encourage cultural integration and understanding. The
employees are invited and encouraged to participate in improving the
safety and working environment of the Company, and are involved in
the review and update of the Company’s management system. As a
consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence.
The low level of sickness absence has to date been maintained
according to the objectives.
17
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Energiforbruket for kontorlokalene i 2010 var på 2 097 808 kWh mot
1 898 416 kWh i 2009.
Selskapet eier ingen bygninger som er bygd i perioden 1960–1980,
og har dermed ingen kjente eller sannsynlige aktiviteter knyttet til
produkter som er forurenset med PCB.
Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality
Even though the Company has gone through a challenging
reorganisation in 2010, the Board of Directors consider the working
environment to be satisfactory.
Waste disposal
Den norske kontinentalsokkelen
FRETEX has reported a total of 11 520 litres of waste paper received
for shredding, and 18 720 kilograms of paper and cardboard has been
disposed of by the caretaker. In addition, 27 560 kg of non-recyclable
waste has been transported for disposal by a separate caretaker.
The recycling rate is 40.45%.
Andelseier
The energy consumption in the office premises in 2010 was
2 097 808 kWh compared with 1 898 416 kWh in 2009.
Selskapet boret en letebrønn i utvinningstillatelse 489 i Barentshavet.
Boringen ble påbegynt 15. oktober og ferdigstilt 3. januar 2011.
Miljørapportering for felter hvor selskapet er andelseier, gjennomføres
av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felter
og prøveboring. Selskapet har andeler i olje- og gassproduksjonen
i Ekofisk-området, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin,
Yttergryta, Tyrihans og Kristin.
Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rør­
ledninger og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige
påvirkningen av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer.
Eni Norges andel av transporten og utslippene er omtrent 2 % av
den totale norske transporten.
I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om
utslipp i forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger.
HMS-relaterte F&U-prosjekter
I 2010 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:
• 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 spesielt fokus på Barentshavet.
• Miljømessig risikostyring av utforskings- og produksjons­
aktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene.
The Company owns no buildings constructed during the period
1960–1980 and as such carries on no activities with products that
are known or likely to be contaminated with PCBs.
The Norwegian continental shelf
The Company has drilled one exploration well in PL 489 in the
Barents Sea. The drilling was commenced October 15 and completed
January 3, 2011.
Partnerships
Environmental reporting for fields in which the Company is a partner
is carried out by the Operator pursuant to the rules for both producing
fields and exploration wells. The Company has partnership interests
in the oil and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun,
Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin and Kristin fields.
The Company’s share of gas which is transported through shared
pipelines and NGL from Kårstø is reported by Gassco. The
environmental impact of gas transportation consists of emissions
to the atmosphere from compressors. Eni Norge’s share of the
transport and emissions is about 2% of total Norwegian transport.
Pursuant to the regulations, the Operator is responsible for reporting
emissions in connection with the transport of oil through pipelines.
HSE-related R&D projects
In 2010, Eni Norge continued its support to 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 main
research areas were:
•
•
•
18
Improvement of oil spill contingency strategies mainly focused on shoreline protection, and related to activities in the Barents Sea and the sub-Arctic regions.
Development of methods and protocols for biodiversity management in the Barents Sea and other sensitive offshore areas.
Environmental Risk Management of exploration and production activities in the Barents Sea and Arctic regions.
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
drilling-related emissions since 2006.
Utslipp/Discharges
Enhet / Unit
2010
2009
2008
2007
2006
Borekaks/Drill cuttings
Tonn(es)/m
0,09
-
0,46
0,37
0,07
Grønne kjemikalier/Green category chemicals
Tonn(es)/m
0,05
-
0,29
0,26
0,11
Gule kjemikalier/Yellow category chemicals
kg/m
0,02
-
18
8,80
0,08
Røde kjemikalier/Red category chemicals
kg/m
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
2010
2009
Antall brønner / Number of wells
1
-
Oljeutslipp (m3) / Oil discharge (m3)
0
-
Utslipp av CO2 (t) / Emissions of CO2 (t)
2008
2007
2006
2
2
2
7
0
0
9 295,0
6,225
-
15 050,0
7 396,0
Utslipp av CO (t) / Emissions of CO (t)
-
-
32,5
16,0
20,0
Utslipp av NOX (t) / Emissions of NOX (t)
-
-
321,5
165,0
202,0
Utslipp av VOC (t) / Emissions of VOC (t)
-
-
22,9
12,0
15,0
3
Borekaks (m ) / Drill cuttings (m )
-
-
1 147,0
706,0
349,0
Boreslam (m3) / Drilling mud (m3)
-
-
4 978,0
4 474,0
2 140,0
Sement (m3) / Cement (m3)
-
-
68,2
34,0
35,0
Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t)
-
-
74,1
25,9
6,6
Papir (t) / Paper (t)
-
-
1,7
4,0
2,0
Plast (t) / Plastics (t)
-
-
3,4
8,1
1,4
Metall (t) / Metal (t)
-
-
69,1
49,0
16,5
Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t)
-
-
2 657,0
1 059,0
443,0
3
Photo: News on Request
19
Eni
Eni Norge
Norge årsrapport
årsrapport // Finansielle
Selskapets forhold
aktiviteter
Annual
Report
/ FinancalActivities
Aspects
Annual
Report
/ Company
Finansielle forhold
Sarbanes-Oxley Act
Eni Norge AS er underlagt “Sarbanes-Oxley Act” fra 2006. Dette er et
krav som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A., som er notert
på New York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene, har Eni
Norge etablert et styringssystem for internkontroll. Styringssystemet
for intern kontroll vurderes periodisk og oppdateres i henhold til
endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og
Marulk utbyggingsprosjekt). I tillegg er det etablert en sentralisert
internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og
effektivitet av internkontrollsystemet basert på en risikovurdering
på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et
styringssystem til å støtte de etiske reglene.
Produksjon og salgsinntekter
Financial Aspects
Sarbanes-Oxley Act
Eni Norge AS is subject to the “Sarbanes-Oxley Act” from 2006,
to which it is subject as a result of being a subsidiary of Eni S.p.A,
a company quoted on the New York Stock Exchange. As a result of
the SOX requirements Eni Norge has established an internal control
environment. The internal control environment is periodically
assessed and modified to align with the changes in the organisation
or business activities (e.g. Goliat and Marulk development projects).
Further there is a centralised internal audit function in place that
periodically tests the appropriateness and the effectiveness of the
internal control environment for as far as deemed relevant based on
the group risk assessment. Eni Norge has in place a code of ethics
and put in place a governance structure to support that code of ethics.
Egenproduksjonen av olje, NGL og gass i 2010 var på 44,8 millioner
fat oljeekvivalenter (FOE), en mindre reduksjon fra 2009, hvor
produksjonen var på 45,9 millioner FOE. Nedgangen kommer
hovedsakelig fra feltene Kristin, Ekofisk, Åsgard og Heidrun og skyldes
en kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans
og spesifikke hendelser. Denne nedgangen ble bare delvis kompensert
av økt produksjon fra Tyrihans, samt produksjonsstart av Morvin i
løpet av 2010.
Production, sales, and other revenues
Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2010 ble på NOK
17 061 millioner, en økning på 12,5 % sammenlignet med 2009.
Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2010 var USD 80,5 per fat,
opp fra USD 62,4 per fat i 2009. Gjennomsnittlig kronekurs var
sterkere mot USD og EUR i 2010 i forhold til 2009. Gjennomsnitts­
prisen for alle produkter gikk opp fra NOK 329 per FOE i 2009 til
NOK 387 per FOE i 2010.
Revenue from sales of products in 2010 was NOK 17 061 million,
an increase of 12.5% compared to the revenue in 2009. The average
realised oil price increased from USD 62.4 per bbl in 2009 to USD
80.5 per bbl in 2010. The average exchange rate of NOK against
USD and against EUR was stronger in 2010 compared to 2009.
The average price for all products increased from NOK 329 per
BOE in 2009 to NOK 387 per BOE in 2010.
Åsgard og Tyrihans gassinjeksjon
Åsgard Tyrihans gas injection
I løpet av 2010 ble 852 664 FOE (Eni Norge-andel) rikgass injisert
i gasskappen i Tyrihans. Disse volumene er ikke inkludert i selskapets
reserverapportering per 31.12.2010. Produksjonsvolumet fra
Tyrihans-feltet inkluderer assosiert gass som er tilbakelevert
til Åsgard-partnerne som en del av avtalen nevnt ovenfor.
During 2010, 852 664 BOE (Eni Norge share) of rich gas was injected
into the Tyrihans gas cap. These volumes are not included as reserves
in the Company’s reserves reporting at December 31, 2010. Production
figures from the Tyrihans field include associated gas redelivered to
the Åsgard partners as part of the agreement referred to above.
Driftskostnader
Operating costs
Det er inngått en avtale mellom Åsgard- og Tyrihans-feltene hvor
Åsgard produserer rikgass som blir injisert i en gasskappe i Tyrihans
for å øke trykket i reservoaret, samt å øke produksjonen av olje og
assosiert gass i andre deler av reservoaret. Det injiserte gassvolumet
i Tyrihans vil bli produsert etter at produksjonen av olje og assosiert
gass forventes å avta i årene etter 2022. Som kompensasjon for
injisert gass, mottar Åsgard-partnerne tilsvarende volum av assosiert
gass produsert av Tyrihans.
Driftskostnadene for 2010 var på NOK 6 801 millioner, som er en
økning på NOK 69 millioner sammenlignet med 2009. Transport­
kostnadene er redusert som følge av reduserte produksjonsvolumer.
Kostnadsføring av tidligere års aktiverte letebrønner har bidratt
til økte letekostnader. Årets avskrivning av aktiverte avslutnings­
kostnader er redusert med NOK 506 millioner i forhold til 2009.
20
Equity production of oil, NGL, and gas for 2010 amounted to 44.8
million barrels of oil equivalents (BOE) compared to a total production
of 45.9 BOE in 2009. The reduction is mainly from the fields Kristin,
Ekofisk, Åsgard and Heidrun, and is due to natural reduction,
turnarounds, and specific events. The reduction is only partly
compensated with higher volumes from the field Tyrihans, and
Morvin that commenced production during 2010.
An agreement has been entered between the Åsgard and Tyrihans
fields where rich gas produced at Åsgard is injected into a gas cap
in Tyrihans to increase reservoir pressure and to improve production
of oil and associated gas in other parts of the reservoir. Injected gas
volumes in Tyrihans will be produced after the oil and associated
gas production tales off estimated at around 2022 onwards. As
consideration for the gas injected, the Åsgard partners receive
equivalent volumes of associated gas produced at Tyrihans.
Total operating costs for 2010 was NOK 6 801 million, which is an
increase of NOK 69 million compared to 2009. The transportation
costs are lower due to decreased production volumes of rich gas.
Expensing of previous year capitalized exploration wells contributed
to higher exploration costs. Current year depreciation of asset
retirement costs is reduced with NOK 506 million compared to 2009.
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold
Annual Report / Financal Aspects
Hovedårsaken skyldes endringer i diskonterings­rentene og endringer
i forventet fjerningsår. Kristin, Urd og Morvin er nedskrevet med totalt
NOK 257 millioner.
The main reasons are changes in the discount rates and changes
in expected year of removal. Kristin, Urd and Morvin are written
down totalling NOK 257 million.
Finansiell stilling, markeds-, kredittog likviditetsrisiko
Financial position, market,- creditand liquidity risks
Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle
situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i oljeog gasspris, samt svingninger i valutakurs. Selskapet benytter
terminkontrakter for å redusere valutarisiko. Grunnet selskapets
sterke finansielle posisjon kan lave oljepriser og svingninger i
valutakurs tolereres i en lengre periode. Selskapet anser kreditt­
risikoen til å være lav, da mesteparten av salget skjer til andre selskap
i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen
er gjennom langsiktige gassalgskontrakter.
The financial position of the Company is considered good. The
financial situation will always be strongly influenced by fluctuations
in the price of crude oil and gas and changes in the currency exchange
rates. The Company uses forward contracts to reduce the currency
exposure. The Company’s strong financial position means that
reduced oil prices and fluctuations in exchange rates can be tolerated
for an extended period. The Company considers the credit risks to
be low since the majority of the sales are to other companies in the
Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are
according to long-term gas sales contracts.
Totalrentabiliteten før skatt i 2010 er på 42 % mot 36 % i 2009.
Totalrentabilitet etter skatt er på 13 % i 2010 mot 11 % i 2009.
The rate of return before taxes in 2010 is 42% versus 36% in 2009.
The rate of return after taxes is 13% in 2010 versus 11% in 2009.
Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført
fra driften er på grunn av tidsavgrensninger av betalte skatter og
avskrivninger.
The main differences between income before taxes and cash
flow from operations are due to timing differences of payable
taxes and depreciation.
Regnskapet
The financial result
Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 8 862
millioner og NOK 2 955 millioner per 31. desember 2010. Selskapet
hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 2 045 millioner i Eni
Coordination Center.
Current short- and other long-term liabilities at December 31, 2010
were NOK 8 862 million and NOK 2 955 million respectively. Unused
drawing rights with Eni Coordination Centre were NOK 2 045 million.
Selskapets årsresultat for 2010 var NOK 753 millioner høyere enn
resultatet for selskapet i 2009. Ordinært resultat før skattekostnad
var NOK 10 500 millioner sammenlignet med NOK 8 344 millioner
for selskapet i 2009. Etter resultatføring av betalbar skatt på
NOK 7 882 millioner og til utsatt skatt på NOK (493) millioner,
fikk selskapet et årsresultat på NOK 3 111 millioner sammenlignet
med NOK 2 358 millioner for selskapet i 2009. Regnskapet er satt
opp basert på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter
at forutsetningen er til stede.
The Company’s net income for 2010 was NOK 753 million higher
than for 2009. Ordinary result before taxes totalled NOK 10 500
million compared to NOK 8 344 million in 2009. After charges
of NOK 7 882 million for income tax payable and NOK (493) million
for deferred tax, net income amounted to NOK 3 111 million compared
to NOK 2 358 million in 2009. The accounts have been established
on a going concern basis, and the Board of Directors confirms the
premises for this.
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
position, recommends the following distribution of the net income:
(Thousand)
Årets overskudd
NOK 3 110 719
Overføring til annen egenkapital
NOK 210 719
Utdeling av utbytte til aksjonærene
NOK 2 900 000
Selskapets opptjente egenkapital per 31. desember 2010 utgjør
NOK 2 349 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Etter aksjelovens
bestemmelser kan ytterligere NOK 73 millioner av den opptjente
egenkapitalen utbetales.
Net income:
NOK 3 110 719
From retained earnings:
NOK 210 719
Dividends for distribution:
NOK 2 900 000
The Company’s retained earnings at December 31, 2010 amount
to NOK 2 349 million after ordinary distribution of dividends. According
to the Companies Act another NOK 73 million of the retained earnings
can be distributed.
2. mars 2011 / March 2, 2011
F. Magnani
M. Alvera’
Styreformann/
Chairman
A. Panza
A. Puliti
Administrerende direktør/
Managing Director
T. Widvey
21
T. Reinskau
D. Stensland
Eni Norge årsrapport
Årsrapport // Resultatregnskap
Selskapets Aktiviteter
Annual Report / Statement of Income
Resultatregnskap
Statement of Income
Photo: News on Request
22
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap
Annual Report / Statement of Income
(NOK 1 000)
Per 31.12.
Driftsinntekter og driftskostnader
Salgsinntekter
Andre driftsinntekter
(Note)
(1)
(1)
Sum driftsinntekter
Kjøp av gass
Produksjonskostnader
Transportkostnader
Letekostnader
Avskrivninger
Nedskrivninger varige driftsmidler
(2) (3) (6)
(4) (5)
(4)
Sum driftskostnader
Driftsresultat
Finansinntekter og -kostnader
Renteinntekter fra konsernselskap
Annen renteinntekt
Aksjeutbytte
Rentekostnader
Endring i tidselement fjerningsforpliktelse
Netto agio/(disagio)
Resultat før skattekostnad
(8)
Årsresultat
Disponering av årsresultatet
Overføring til/fra annen egenkapital
Utbytte
2009
17 060 963
512 352
15 165 766
4 081
(Note)
(1) Sales revenue
(1) Other operating revenue
17 573 315
15 169 847
Total operating revenue
261 357
2 073 976
796 792
710 934
2 701 105
257 168
304 510
2 055 966
831 627
491 020
3 048 632
0
Purchase of natural gas
(2) (3) Production costs
Transportation costs
(6) Exploration costs
(4) (5) Depreciation
(4) Depreciation
6 801 332
6 731 755
Total operating costs
10 771 983
8 438 092
Operating income
34 178
35 706
25 839
(84 729)
(245 993)
(36 900)
43 574
170 182
6 936
(63 930)
(226 288)
(24 189)
(271 899)
(93 715)
10 500 084
8 344 377
7 389 365
5 986 340
3 110 719
2 358 037
Net income
210 719
2 900 000
(141 963)
2 500 000
Distribution of net income
Transfer to/from retained earnings
Dividend
(7)
Netto finanskostnader
Skattekostnad
2010
At 31.12.
Revenue and costs from operations
(7) Financial income and expenses
Interest income from group companies
Interest income
Dividends
Interest expenses
Accretion discount
Net exchange gains/(losses)
Net financial expenses
Income before taxes
(8) Taxes
23
Eni Norge årsrapport / Balanse
Annual Report / Balance Sheet
Balanse / Balance Sheet
(NOK 1 000)
Eiendeler per 31.12.
Anleggsmidler
2010
2009
(Note)
Varige driftsmidler
Forretningsbygg
Bore- og produksjonsanlegg
Anlegg under utførelse
Aktiverte letebrønner
og lisensrettigheter
Inventar og utstyr
(Note)
7 828
16 940 195
4 460 634
1 178 576
7 321
15 854 592
3 783 257
1 350 249
27 553
28 992
Assets at 31.12.
Fixed assets
Tangible assets
Industrial buildings
Wells and production facilities
Facilities under construction
Capitalised exploration wells
and concession rights
Office furniture and equipment
Sum varige driftsmidler
(4)
22 614 786
21 024 411
(4)
Total tangible assets
Finansielle anleggsmidler
Aksjer i andre selskap
Pensjonsmidler
Sum finansielle anleggsmidler
(9)
(2)
4 550
1 257
5 807
4 550
437
4 987
(9)
(2)
Financial assets
Shares in other companies
Pension fund
Total financial assets
22 620 593
21 029 398
127 537
1 712 576
729 559
270 021
75 703
163 732
1 480 473
313 523
165 011
76 393
2 915 396
2 199 132
25 535 989
23 228 530
Sum anleggsmidler
Omløpsmidler
Lager av materiell
Kundefordringer
Andre fordringer
Kortsiktig pengeplassering
Kontanter og bankinnskudd
Sum omløpsmidler
Sum eiendeler
24
(11)
(10)
(11)
(11)
Total fixed assets
(11)
(10)
(11)
(11)
Current assets
Warehouse stocks
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
2009
2010
(Note)
Shareholder’s equity and liabilities as of 31.12.
(Note)
Shareholder’s equity
Innskutt egenkapital
Aksjekapital
278 000
278 000
Restricted equity
Share capital
Opptjent egenkapital
Annen egenkapital
2 349 235
2 138 516
Retained earnings
Retained earnings
2 627 235
2 416 516
Sum egenkapital
(12)
(12)
Gjeld
Total shareholder’s equity
Liabilities
Avsetning for forpliktelser
Utsatt skatt
Avslutningsforpliktelser
(8)
(15)
Sum avsetning for forpliktelser
Annen langsiktig gjeld
Gjeld til konsernselskap
(7)
Sum annen langsiktig gjeld
6 328 426
4 763 253
6 821 639
5 046 687
11 091 679
11 868 326
2 955 184
1 400 718
2 955 184
1 400 718
(8)
(15)
Total deferred liabilities
(7)
Other long-term debt
Payable to group companies
Total other long-term liabilities
Kortsiktig gjeld
Leverandørgjeld
Betalbar skatt
Skyldige offentlige avgifter
Avsatt til utbytte
Annen kortsiktig gjeld
Deferred liabilities
Deferred taxes
Asset retirement obligations
Current liabilities
(14)
(8)
(13) (14)
Sum kortsiktig gjeld
Sum egenkapital og gjeld
1 374 021
4 140 325
175 851
2 900 000
271 694
399 246
3 685 611
100 928
2 500 000
857 185
8 861 891
7 542 970
25 535 989
23 228 530
(14)
(8)
(13) (14)
Suppliers
Income taxes payable
Employee withholding tax, social security, etc.
Allocated to dividend
Other accounts payable
Total current liabilities
Total shareholder’s equity and liabilities
2. mars 2011 / March 2, 2011
F. Magnani
M. Alvera’
Styreformann/
Chairman
A. Panza
A. Puliti
Administrerende direktør/
Managing Director
T. Widvey
T. Reinskau
D. Stensland
25
Eni Norge årsrapport
Årsrapport // Kontantstrømanalyse
Selskapets Aktiviteter
Kontantstrømanalyse
Annual
Annual
Report
Report
/ Statement
/ Company
of Cash
Activities
Flow
Statement of Cash Flow
Photo: News on Request
26
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse
Annual Report / Statement of Cash Flow
(NOK 1 000)
Per 31.12.
2010
2009
Likvider tilført fra virksomheten
Ordinært resultat før skattekostnad
Avskrivninger
Nedskrivning av varige driftsmidler
Cash flow from operating activities
10 500 084
8 344 377
Ordinary income before taxes
2 701 105
3 048 632
Depreciations
271 168
0
(328 928)
(302 589)
Endring i tidselement fjerningsforpliktelse
245 993
226 288
Utgiftsføring av tidligere års letebrønner
163 631
0
Utgifter til fjerning
(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler
Betalte skatter
Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld
Avsetning for pensjoner
Netto likviditetsendring fra operasjonelle aktiviteter (A)
315
56 216
(7 427 864)
(7 685 197)
(147 737)
213 745
(820)
2 617
5 962 947
3 904 089
Likvider tilført/brukt til investeringer
Investeringer i varige driftsmidler
Salg av varige driftsmidler (salgssum)
Netto likviditetsendring fra investeringer (B)
Write-down on tangible assets
Abandonment payments
Accretion discount
Expensed prior years’ exploration wells
(Profit)/loss on tangible assets sold/retired
Income taxes paid
Change in current assets and current liabilities
Accrued pensions
Net cash flow operating activities (A)
Cash flow from investing activities
(4 913 093)
(3 629 448)
0
0
(4 913 093)
(3 629 448)
Likvider tilført fra/brukt til finansiering
Netto endring langsiktig lån beslektet selskap
At 31.12.
Investments in fixed assets
Sales of fixed assets (sales value)
Net cash flow from investing activities (B)
Cash flow from financing activities
1 554 466
1 400 718
(2 500 000)
(3 500 000)
Paid dividend
(945 534)
(2 099 282)
Net cash flow from financing activities (C)
Netto endring i likviditetsbeholdning gjennom året (A+B+C)
104 320
(1 824 641)
Net cash change during the year (A+B+C)
Likviditetsbeholdning per 1. januar
241 404
2 066 045
Likviditetsbeholdning per 31. desember
345 724
241 404
Betalt aksjeutbytte
Netto likviditetsendring fra finansiering (C)
Net change long-term credit facility associated
company
Cash as of January 1
Cash as of December 31
Selskapet har ubenyttede trekkrettigheter på NOK 2 045 millioner i Eni Coordination Center. / The Company has unused drawing rights with Eni
Coordination Center of NOK 2 045 million.
27
Eni
Eni Norge
Norge årsrapport
Årsrapport//Regnskapsprinsipper
Selskapets Aktiviteter
Regnskapsprinsipper
Annual
Report
/ Accounting
Annual
Report
/ CompanyPrinciples
Activities
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.
Skattekostnad
Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar
skatt for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning
til gjeld vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive
midlertidige forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert
i regnskapet og de verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert
for skatteformål. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt
ut reflektert i beregningen av utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare
tatt i betraktning i tilfeller hvor det kan sannsynliggjøres at fordelen
vil bli realisert.
Kostnader til leting og forskning og
utvikling
Letekostnader blir behandlet etter ”successful efforts”-metoden,
med den enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet
til letebrønner under arbeid, blir balanseført inntil det er gjennomført
en evaluering av hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige
letekostnader og forsknings- og utviklingskostnader kostnadsføres
løpende.
Utbyggingskostnader
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.
Avskrivninger
Sokkelinstallasjoner avskrives, med unntak av rørledninger, etter
produksjonsenhetsmetoden (forholdet mellom årlig produsert
mengde og de samlede utbygde utvinnbare restreserver, hvor
reservene oppdateres kvartalsvis). Rørledninger blir avskrevet
lineært over konsesjonsperioden. Investeringer på land blir avskrevet
lineært over antatt økonomisk levetid.
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. Ned­
skrivning resultatføres når balanseført verdi overstiger nåverdien
av kontantstrømmen.
Avslutningskostnader
Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning
av installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjernings- og ned­
stengningskostnader er beregnet i samsvar med nåverdimetoden
etter NRS 13 Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien
av fjerningsutgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost,
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.
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 licence 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.
Depreciation
Offshore installations, except pipelines, are depreciated in accordance
with the unit-of-production method (the ratio between annual
production quantity and the total proved developed reserves,
whereupon the reserves are updated quarterly). Pipelines are
depreciated over the licence period, according to the straight-line
method. Onshore assets are depreciated over the anticipated
economical lifetime, according to the straight-line method.
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 licence
level. Write-downs are recognised when the book value exceeds the
net present value of the cash flow.
Asset retirement costs
Asset retirement costs are calculated in accordance to net present
value method in NRS 13 Contingent liabilities and Contingent assets.
29
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi
av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet.
Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av for­
pliktelsen 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.
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 det laveste av den virkelige verdi og
den opprinnelige kostprisen. 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.
Annual Report / Accounting Principles
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.
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 the lower of net realisable
value and 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.
Geografisk område
Geographical area
Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofisk­
området, feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans,
Urd, Yttergryta og Åsgard samt Gassled, et interessentskap for
gasstransport. 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, Yttergryta and Åsgard, and the gas transportation joint
venture Gassled. Geographical areas of investments and sales are
specified in the notes to the financial statements.
Pensjonsforpliktelser
Pension liability
Pensjonskostnader blir beregnet i samsvar med IAS 19. Pensjons­
kostnader 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.
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.
30
The pension costs are calculated in accordance with IAS 19.
The pension costs and the pension liability are calculated according
to the principle of linear accrual/earning based on estimated factors
for the discount rate, future regulation of salary, pensions and
contributions from social security, future earnings on the pension
fund in addition to actuary premises concerning death rate, voluntary
turnover of employees, etc. The pension fund is evaluated according
to actual value and is deducted from the net pension liability in the
balance sheet at the balance sheet date. Changes in the liability
and in the pension fund due to changes and variations in the premises
of the calculation (changes of the estimates) are allocated according
to estimated average funding provided the difference by the start
of the year exceeds 10% of the greater of the gross pension liability
and the pension fund. Changes in the defined benefit plan are
allocated over the expected remaining funding period until the benefit
becomes vested. To the extent that the defined benefit plan is already
vested, changes in the defined benefit plan are recorded immediately.
The pension accounting is based on linear profile of funding and
expected salary at the time of the termination.
Leasing commitments
Leasing agreements without transfer of material risk and control
to the leaser are considered as operational leasing. The Company’s
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper
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.
Annual Report / Accounting Principles
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.
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)
Råolje
Gass
NGL
Totalt
EU
10 060 277
4 548 050
1 678 021
16 286 348
Norge
0
427 091
347 524
774 615
Totalt 2010
10 060 277
4 975 141
2 025 545
17 060 963
1
Totalt 2009
8 526 156
5 035 617
1 603 993
15 165 766
Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap
i Eni-konsernet. Andre driftsinntekter inkluderer hovedsakelig
forsikringsutbetalinger.
2
L ønninger, pensjon og andre personalrelaterte
kostnader og godtgjørelser egne ansatte
(NOK 1 000)
Lønninger
Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale
utgifter utenlandsk personell)
Pensjonskostnader
Andre personalrelaterte kostnader
Totalt
2010
235 617
44 650
2009
229 277
42 738
47 461
40 885
368 613
60 664
37 189
369 868
Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp
seg totalt til KNOK 178 204 (KNOK 131 954 i 2009) og andelen belastet
partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 111 187
(KNOK 103 594 i 2009).
Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser
Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i Vital.
Selskapets pensjonsordning oppfyller kravene etter lov om
obligatorisk tjenestepensjon. Pensjonsforsikringen gir rett til
bestemte fremtidige pensjonsytelser. Selskapet har også tilleggs­
pensjon som gjelder ansatte med høy lønn. Denne forpliktelsen
er også dekket av Vital. Verdien av pensjonsforpliktelsen er utarbeidet
av aktuar etter IAS 19. 161 ansatte og 8 pensjonister er med
i pensjonsordningen.
32
R
evenue from sale of oil, gas and NGL by area
of activity and geographical area
(NOK 1 000)
Crude Oil
Gas
NGL
Total
EU
10 060 277
4 548 050
1 678 021
16 286 348
Norway
0
427 091
347 524
774 615
Total 2010
10 060 277
4 975 141
2 025 545
17 060 963
Total 2009
8 526 156
5 035 617
1 603 993
15 165 766
Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in
the Eni Group. Other operating revenue includes mainly insurance
reimbursements.
2
S alaries, pensions, and other personnel costs
and remunerations own employees
(NOK 1 000)
Salaries
Social security tax (incl. pension and social
charges for foreign personnel)
Pension cost
Other personnel related cost
Total
2010
235 617
44 650
2009
229 277
42 738
47 461
40 885
368 613
60 664
37 189
369 868
Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 178 204
(KNOK 131 954 in 2009) and the portion charged to partners in
operated joint ventures amounted to KNOK 111 187 (KNOK 103 594
in 2009).
Pension cost and pension fund/-obligations
Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its
employees with Vital. The pension scheme fulfils the requirements
in the mandatory occupational pension act. The pension arrangement
gives defined future benefits. The Company also has additional
defined pension insurance for personnel in higher salary grades.
This obligation is also covered through Vital. The value of the pension
obligations is assessed according to IAS 19 by an Actuary. 161
employees and 8 pensioners are included in the scheme.
Eni Norge årsrapport / Noter
(NOK 1 000)
Årets pensjonskostnader
Årets pensjonsopptjening
Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen
Avkastning på pensjonsmidlene
Amortisering av estimatavvik
Netto pensjonskostnad før arbeids­
giveravgift
Arbeidsgiveravgift
Årets pensjonskostnad
Pensjonsmidler/- forpliktelser per 31.12.09
Estimerte brutto pensjonsforpliktelser
Estimert markedsverdi pensjonsmidler
Estimert netto pensjonsforpliktelse
Ikke regnskapsførte estimatavvik
Balanseført netto forpliktelse per 31.12.
Spesifikasjon av estimert
markedsverdi pensjonsmidler
Estimerte pensjonsmidler 01.01.
Estimatavvik
Netto innbetalt
Utbetalte pensjoner
Avkastning på pensjonsmidlene
Estimert markedsverdi
pensjonsmidler 31.12.
Økonomiske forutsetninger
Diskonteringsrente
Forventet avkastning
Lønnsøkning
G-regulering
Regulering av løpende pensjon
Annual Report / Notes
2010
2009
33 657
12 616
(11 171)
6 232
41 334
47 276
10 193
(9 866)
7 292
54 895
(NOK 1 000)
Pension cost of the year
Company service cost
Interest expense
Return on pension
Amortisation of changes in estimates
Net pension cost
6 127
47 461
5 769
60 664
Social security
Pension cost of the year
(352 786)
229 170
(123 616)
124 873
1 257
(290 337)
176 471
(113 866)
114 303
437
176 471
(4 546)
46 786
(712)
11 171
229 170
142 037
(31 628)
56 856
(660)
9 866
176 471
3,6 %
5,0 %
4,0 %
3,75 %
3,75 %
4,4 %
5,6 %
4,3 %
4,0 %
4,0 %
Pension fund/liabilities as of 31.12.09
Estimated gross pension liabilities
Estimated market value of pension fund
Estimated net pension liability
Unrecognised estimate variances
Pension liability as of 31.12.
Specification of estimated market
value of pension fund
Estimated pension fund 01.01.
Unrecognised loss/(gain)
Net contribution
Benefits paid
Return on pension
Estimated market value
of pension fund 31.12.
Assumptions
Discount rate
Expected return on plan assets
Expected long-term salary increase
Expected long-term G increase
Expected long-term pension escalation
2010
2009
33 657
12 616
(11 171)
6 232
41 334
47 276
10 193
(9 866)
7 292
54 895
6 127
47 461
5 769
60 664
(352 786)
229 170
(123 616)
124 873
1 257
(290 337)
176 471
(113 866)
114 303
437
176 471
(4 546)
46 786
(712)
11 171
229 170
142 037
(31 628)
56 856
(660)
9 866
176 471
3.6%
5.0%
4.0%
3.75%
3.75%
4.4%
5.6%
4.3%
4.0%
4.0%
Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske
forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger
i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 202 ansatte gjennom
året, tilsvarende 201 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 202, equivalent to 201 full time employees.
Godtgjørelse
Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 4 895 (KNOK 4 358
i 2009). Selskapet har fått ny daglig leder fra 24. oktober 2010. Daglig
leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i Italia.
Styret har fått en godtgjørelse på til sammen KNOK 450 for 2010,
hvorav styreleder mottok KNOK 250. Det er ikke gitt lån/sikkerhets­
stillelser til administrerende direktør, styreformann eller andre
nærstående parter. Selskapet har ingen sluttvederlagsforpliktelse
for styreleder eller daglig leder. Selskapet har en bonusordning for
alle ansatte kalkulert i henhold til oppnådde mål. Selskapet har en
forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for ledende ansatte på KNOK
1 462. Forpliktelsen er beregnet med diskonteringsrate på 2,0 % i 3 år.
Remunerations
The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 4 895
(KNOK 4 358 in 2009). The Company has a new Managing Director
from Ocotber 24, 2010. The Managing Director takes part of a pension
arrangement in the home company in Italy. Members of the Board
received a remuneration of KNOK 450 for 2010, of which the Chairman
of the Board received KNOK 250. 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 1 462 to managers. The obligation
is calculated by a discount rate of 2.0% of 3 years.
Ernst & Young er oppnevnt som revisor fra og med regnskapsåret
2010. Revisjonshonorar for tidligere og nåværende revisor
kostnadsført i 2010, beløp seg til KNOK 2 083. Beløpene er eksklusive
merverdiavgift.
Ernst & Young is appointed as auditor from fiscal year 2010. The audit
fee for previous and current auditor for audit services in 2010 was
KNOK 2 083. The amounts are exclusive of VAT.
33
Eni Norge årsrapport / Noter
3
Annual Report / Notes
Produksjonskostnader
3
(NOK 1 000)
Driftskostnader – ikke opererte
2010
1 590 667
2009
1 598 167
CO2-avgift
Endring i mer/mindre uttak
Forsikringer
Andre driftskostnader
Sum
106 963
47 479
68 568
260 299
2 073 976
108 970
(32 023)
91 873
288 979
2 055 966
4
Varige driftsmidler /
4
Production costs
(NOK 1 000)
Operating costs – non operated
CO2 tax
Variation of over-/underlift
Operational insurance
Other operating costs
Total
2010
1 590 667
106 963
47 479
68 568
260 299
2 073 976
2009
1 598 167
108 970
(32 023)
91 873
288 979
2 055 966
Property, plant and equipment
(NOK 1 000)
Anskaffelsesverdi / Gross
book value
31.12.09
8 467
Overføring /
Reclass
Tilgang /
Additions
2010
Avgang /
Sales
2010
Akk. avskr. /
Acc. depr.
31.12.10
0
747
0
41 030 574
2 757 647
1 272 164
Arbeid under utførelse / Work in progress
3 783 257
(2 670 921)
Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheter /
Capitalised expl. wells/-licence rights
1 494 042
Forretningsbygg/Industrial buildings
Bore- og produksjonsanlegg /
Well and production equipment
Inventar og utstyr /
Office furniture/equipment
Sum / Total
Avskrevet /
Deprec. 2010
1 386
Bokført
verdi / Net
book value
31.12.10
7 828
(144 134)
27 976 056
16 940 195
2 944 598
3 348 298
0
0
4 460 634
0
(86 941)
79 283
(164 335)
143 473
1 178 576
(320)
253 956
215
12 101
(312)
238 407
27 553
13 756
46 570 296
0
4 712 593
(308 781)
28 359 322
22 614 786
2 958 273
239
Inkludert i årets avskrivning er en nedskrivning av Kristin, Urd og Morvin på til sammen KNOK 257 168. KNOK 970 796 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter.
Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger. / Included in current year depreciation is a write-down of Kristin, Urd and Morvin totalling
KNOK 257 168. KNOK 970 796 of the gross book value is capitalized interest. Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations.
(NOK 1 000)
Økning/reduksjon av fjerningsestimat
Avskrivning av fjerningsestimat
34
2010
(200 500)
153 668
2009
(89 896)
659 264
(NOK 1 000)
Increase/decr. in asset retirement cost
Asset retirement cost depreciations
2010
(200 500)
153 668
2009
(89 896)
659 264
Eni Norge årsrapport / Noter
5
Annual Report / Notes
Påviste utbygde reserver (Ikke revidert av E&Y)
Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE).
5
Proved developed reserves (Not audited by E&Y)
Million barrels of oil equivalents (million BOE).
Påviste utbygde reserver per 31.12.05
395,6
Proved developed reserves as of 31.12.05
395.6
Produksjon 2006
Endring 2006
Påviste utbygde reserver per 31.12.06
(51,2)
32,8
377,2
Production 2006
Changes 2006
Proved developed reserves as of 31.12.06
(51.2)
32.8
377.2
Produksjon 2007
Endring 2007
Påviste utbygde reserver per 31.12.07
(49,9)
30,5
357,8
Production 2007
Changes 2007
Proved developed reserves as of 31.12.07
(49.9)
30.5
357.8
Produksjon 2008
Endring 2008
Påviste utbygde reserver per 31.12.08
(47,2)
(6,4)
304,2
Production 2008
Changes 2008
Proved developed reserves as of 31.12.08
(47.2)
(6.4)
304.2
Produksjon 2009
(45,9)
Endring 2009
Påviste utbygde reserver per 31.12.09
20,9
279,2
Production 2009
Changes 2009
Proved developed reserves as of 31.12.09
(45.9)
20.9
279.2
Produksjon 2010
Endring 2010
Påviste utbygde reserver per 31.12.10
(44,8)
37,9
272,3
Production 2010
Changes 2010
Proved developed reserves as of 31.12.10
(44.8)
37.9
272.3
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, Morvin
og Yttergryta. De totale påviste reserver per 31. desember 2010 er
418 millioner FOE.
Concession periods expire as follows:
Konsesjonsperiodene utløper som følger:
Ekofisk
Heidrun
Heidrun
Kristin
Mikkel
Mikkel
Norne
Urd
Åsgard
Tyrihans
Yttergryta
Gassled
PL 018/PL 018 B
PL 095
PL 124
PL 134B
PL 092
PL 121
PL 128/PL 128 B
PL 128
PL 062/PL 074/PL 094/
PL 094 B/PL 134/PL 237
PL 073/PL 073 B/PL 091
PL 062
The proved developed reserves, based on Eni Norge’s own evaluations
based on U.S. Security and Exchange Commission’s (SEC) principles,
include the following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor,
Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Tyrihans and Yttergryta.
The total proved reserves at December 31, 2010 are 434 million BOE.
År
2028
2024
2025
2027
2020
2022
2026
2026
2027
2029
2027
2028
Ekofisk
Heidrun
Heidrun
Kristin
Mikkel
Mikkel
Norne
Urd
Åsgard
Tyrihans
Yttergryta
Gassled
PL 018/PL 018 B
PL 095
PL 124
PL 134B
PL 092
PL 121
PL 128/PL 128 B
PL 128
PL 062/PL 074/PL 094/
PL 094 B/PL 134/PL 237
PL 073/PL 073 B/PL 091
PL 062
Year
2028
2024
2025
2027
2020
2022
2026
2026
2027
2029
2027
2028
35
Eni Norge årsrapport / Noter
6
Letekostnader – endringer i status /
Lisens / Licence
Tildelinger/kjøp / Awards/acquisitions
PL 226
PL 312B
Tilbakelevert/salg / Relinquished/sale
PL 259
Område C/Area C
Annual Report / Notes
6
Exploration – changes in status
Blokk / Block
Operatør / Operator
Eni Norge andel / Share
7222/1
6507/5
Statoil
Statoil
31,0 %
17,0 %
6506/2,3,5
7220/3,12, 7221/1,2,
3,4,5,6,7,8,9,10,11
Eni Norge
Statoil
70,0 %
31,0 %
Forskning og utvikling
Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge
var KNOK 32 188 (KNOK 51 735 i 2009).
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 32 188
(KNOK 51 735 in 2009).
36
Eni Norge årsrapport / Noter
7
Annual Report / Notes
Finansielle poster
7
Totale rentekostnader for 2010 utgjorde KNOK 144 251 (KNOK 90 591
i 2009). Rentekostnader KNOK 59 522 er kapitalisert. Rentekostnader
belastet fra konsernselskap var KNOK 98 561 (KNOK 46 186 i 2009).
Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til
KNOK 913.
Financial items
Total interest expense for 2010 amounted to KNOK 144 251
(KNOK 63 930 in 2009). Financial expenses capitalised amounted
to KNOK 59 522. Interest expense charged by group companies
was KNOK 98 561 (KNOK 46 186 in 2009).
Premium in connection with shareholder guarantee amounts
to KNOK 913.
Valutaterminkontrakter
Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valuta­
risikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK.
Netto urealisert valutagevinst på KNOK 19 322 per 31. desember
2010 (KNOK 1 244 i 2009) er inntektsført i resultatregnskapet.
Forward currency contracts
Forward currency contracts are used to reduce the currency exposure
of the value of short-term foreign exchange denominated receipts
and payments to NOK. Net unrealised exchange gain KNOK 19 322
as of December 31, 2010 (KNOK 1 244 in 2009) has been entered as
income in the income statement.
(NOK 1 000)
Utestående valutaterminkontrakter per 31.12.10. / Forward currency contracts as of 31.12.10.
Solgt valuta /
Sold currency
KUSD
KEUR
KGBP
Beløp /
Amount
203 545
53 528
4 540
Motverdi / Counter
value (KNOK)
1 188 184
417 518
41 141
Kjøpt valuta /
Purchased currency
KNOK
KNOK
KNOK
Kontraktert verdi /
Contract value
1 209 697
418 411
41 535
Gj.snittlig terminkurs /
Average rate
5,9431
7,8167
9,1487
Forfall /
Due
Jan. 2011
Jan. 2011
Jan. 2011
Kjøpt valuta /
Purchased currency
KUSD
KEUR
Beløp /
Amount
4 520
8 980
Motverdi / Counter
value (KNOK)
26 385
70 044
Solgt valuta /
Sold currency
KNOK
KNOK
Kontraktert verdi /
Contract value
26 890
71 580
Gj.snittlig terminkurs /
Average rate
5,9491
7,9710
Forfall /
Due
Jan. 2011
Jan./Mar. 2011
Langsiktig gjeld
Selskapet har en langsiktig multivaluta-lånekontrakt med
Eni Coordination Center. Lånet tilbakebetales fortløpende med
overskuddslikviditet som ikke er nødvendig for selskapets drift.
Låneavtalen utløper i 2012.
Long-term debt
The Company has a long-term multi currency credit facility with
Eni Coordination Center. The debt is repaid currently with surplus
cash that is not required for the Company’s operating activities.
The contract expires in 2012.
Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss
en margin på trekkdagen.
Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus
a margin on the draw down date.
37
Eni Norge årsrapport / Noter
8
Annual Report / Notes
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.
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)
Skattegrunnlag:
Resultat før skattekostnad
Marginal skattesats (78 %)
Skatteeffekt av:
- Permanente og andre forskjeller
- Opptjent friinntekt
- Justering tidligere år
Årets skattekostnad
Spesifikasjon årets skattekostnad
Betalbar skatt
Tidligere års skatt
Utsatt skatt
Årets skattekostnad
Betalbar skatt per 31.12.
Resultat før skattekostnad
Permanente forskjeller
Endring i midlertidige forskjeller
Anvendelse fremførbart underskudd
Grunnlag for 28 % inntektsskatt
Friinntekt
Landinntekt
Grunnlag for 50 % særskatt
28 % inntektskatt
50 % særskatt
Betalbar skatt på resultat
Terminbetaling av beregnet skatt
Skatt tidligere år +/(-)
Sum betalbar skatt i balansen
(NOK 1 000)
31.12.10
10 500 084
8 190 065
(72 923)
(720 030)
(7 747)
7 389 365
31.12.09 Basis for taxes:
8 344 377 Income before taxes
6 508 614 Marginal tax rate (78%)
Tax effect of:
73 264 - Permanent and other differences
(457 720) - Earned uplift
(137 818) - Previous years’ adjustment
5 986 340 This year’s tax cost
Specification of the year’s tax cost
7 890 325
(7 747)
(493 213)
7 389 365
6 235 611
(137 858)
(111 453)
5 986 340
10 500 084
(3 425)
268 896
0
10 765 555
(925 764)
(87 852)
9 751 939
3 014 355
4 875 970
7 890 325
(3 750 000)
8 344 377
229 177
55 563
0
8 629 117
(790 019)
(200 182)
7 638 916
2 416 153
3 819 458
6 235 611
(2 550 000)
4 140 325
Payable tax
Previous years’ taxes
Deferred tax
This year’s tax cost
Payable tax as of 31.12.
Income before taxes
Permanent difference
Change in timing differences
Use of tax loss carry forward
Base for 28% income tax
Uplift
Onshore income
Base for 50% special tax
28% income tax
50% special tax
Payable tax on the result
Tax installment of payable tax
Tax previous years +/(-)
3 685 611 Sum payable tax at year-end
Midlertidige forskjeller per 31.12.
Anleggsmidler
Fjerning/miljøkostnader
Pensjonsforpliktelser
Annet
Grunnlag for utsatt selskapsskatt
12 381 230
(3 061 345)
1 257
(28 562)
9 292 580
12 600 492
(2 939 045)
437
(61 223)
9 600 661
Fremførbar og fremtidig friinntekt
Landaktivitet
Grunnlag utsatt særskatt
(1 737 815)
(101 758)
7 453 007
(1 223 519) Uplift carry forward and future uplift
(110 234) Onshore activity
8 266 908 Basis for deferred special taxes
Inntektsskatt 28 %
Særskatt 50 %
Utsatt skattegjeld
38
2 601 922
3 726 504
6 328 426
Temporary timing differences as of 31.12.
Properties, plant and equipment
Decommissioning/environmental
Pension liability
Other
Basis for deferred ordinary taxes
2 688 185 Ordinary tax 28%
4 133 454 Special tax 50%
6 821 639 Deferred tax liabilities
Eni Norge årsrapport / Noter
9
Annual Report / Notes
Aksjer i andre selskap /
9
Shares in other companies
(NOK 1 000)
Aksjekapital /
Share capital
Bokført verdi /
Book value
Pålydende /
Nominal value
Norpipe Oil AS
Norsea Gas A/S
NOK
NOK
10 085
58 247
1 526
2 424
658
3 885
Tjeldbergodden Utvikling AS
Sum / Total
NOK
21 127
600
4 550
600
5 143
10
Spesifikasjon av andre fordringer
(NOK 1 000)
Netto mindreuttak av hydrokarboner
Ansatte
Forskuddsbetalte utgifter
Annet
Totalt
11
10
2010
240 410
2 795
453 389
32 965
729 559
2009
160 906
1 645
137 908
13 064
313 523
Omløpsmidler
Antall aksjer /
Number of shares
6 576
38 845
Eierinteresse /
Ownership
interest
6,52 %
6,669 %
1 000
600
0,66 %
Specification of other accounts receivable
(NOK 1 000)
Net underlift of hydrocarbons
Employees
Prepaid expenses
Other
Total
11
2010
240 410
2 795
453 389
32 965
729 559
2009
160 906
1 645
137 908
13 064
313 523
2010
1 351 138
21 197
293 079
1 665 414
2009
1 194 794
6 615
13 962
1 380 382
Current assets
11.1 Current assets group companies
11.1 Omløpsmidler konsernselskap
(NOK 1 000)
Kunder
Andre fordringer
Bankinnskudd
Totalt
Pålydende per aksje /
Nominal value each
share
100
100
2010
1 351 138
21 197
293 079
1 665 414
2009
1 194 794
6 615
13 962
1 380 382
(NOK 1 000)
Customers
Other accounts receivable
Bank/short-term deposits
Total
Alle fordringer forfaller innen 1 år.
All receivables are due within 1 year.
11.2 Bundne omløpsmidler
11.2 Restricted cash
KNOK 29 339 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk.
KNOK 29 339 of cash and bank regards employee withholding taxes.
12
Endring i egenkapitalen
(NOK 1 000)
Egenkapital per 31.12.09
Årsresultat
Avsatt til utbytte
Sluttbalanse
31. desember 2010
12
Aksjekapital
278 000
Annen egenkapital
2 138 516
3 110 719
(2 900 000)
278 000
2 349 235
Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner per 31. desember 2010
og består av 278 000 aksjer til pari kurs NOK 1 000. Alle aksjene har
samme rettigheter og eies av Eni International B.V., Holland.
Change in shareholder’s equity
(NOK 1 000)
Net equity as of 31.12.09
Net income
Allocated to dividend
Closing balance
December 31, 2010
Share capital
278 000
Retained earnings
2 138 516
3 110 719
(2 900 000)
278 000
2 349 235
The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2010 and
consists of 278 000 shares at par value NOK 1 000. All shares have
the same rights and are owned by Eni International B.V., Holland.
39
Eni Norge årsrapport / Noter
13
Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld
(NOK 1 000)
Partnere i samarbeidsprosjekter
Netto meruttak av hydrokarboner
Ansatte
Annen gjeld
Totalt
14
2010
3 000
249 495
16 509
2 690
271 694
13
2009
703 287
122 512
16 581
14 805
857 185
Kortsiktig gjeld konsernselskap
(NOK 1 000)
Leverandører
Annen gjeld
Totalt
15
Annual Report / Notes
(NOK 1 000)
Partners in joint ventures
Net overlift of hydrocarbons
Employees
Other accounts payable
Total
14
2010
61 765
1 874
63 639
2009
52 856
5 370
58 226
Forpliktelser
Specification of other accounts payable
2009
703 287
122 512
16 581
14 805
857 185
Current liabilities group companies
(NOK 1 000)
Suppliers
Other accounts payable
Total
15
2010
3 000
249 495
16 509
2 690
271 694
2010
61 765
1 874
63 639
2009
52 856
5 370
58 226
Commitments
15.1 Boreforpliktelser
15.1 Drilling commitments
I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med lisens­
partnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser
per 31. desember 2010 utgjør 4 brønner med en forventet kostnad på
KNOK 411 000.
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, 2010 are 4 wells,
with an estimated cost of KNOK 411 000.
15.2 Avslutningspliktelser
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.
Totalt kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk er
beregnet til KNOK 4 763 253 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse
av dette estimatet er på KNOK 8 114 633. Kostnadsført tidselement
for fjerningskostnader i 2010 er på KNOK 245 993. Estimert tidspunkt
for nedstengning og fjerning er fra 2011 til 2048. Diskonteringsrente
for beregning av nåverdi er fra 3,6 % til 5,6 % i forhold til estimert
tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt
for beregningen varierer fra 1,9 % til 2,5 % innen beregningsperioden.
40
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.
Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted
to be KNOK 4 763 257. Nominal value of the estimate is KNOK
8 114 633. Expensed accretion discount in 2010 is KNOK 245 993.
Estimated time for the abandonment is from 2011 to 2048.
The discount rate used varies from 3.6% to 5.6% dependent
on the estimated time of removal and decommissioning at the
field. Inflation rates used in the calculation varies from 1.9%
to 2.5% within the calculation period.
Eni Norge årsrapport / Noter
Annual Report / Notes
15.3 Andre forpliktelser
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 og Marulk har selskapet per
31. desember 2010 inngått kontrakter som beløper seg til KNOK 9 956 384
selskapets andel.
Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for
å sikre planlagte aktiviteter de neste fem årene. Det er også inngått
en 10-årsavtale om leie av kontorbygg fra 2007, med rett til forlengelse
av leieperioden. Eni Norge AS har som partner i Ekofisk-lisensen, en
leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet frem til
2020. I tillegg har selskapet som partner i felt under utbygging og drift,
leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy med
varighet fram til 2021. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS
beløper seg til KNOK 8 474 654.
Leieavtaler / Leasing commitments
16
2011
928 013
In connection with the development of Goliat and Marulk, the
Company has per December 31, 2010 entered contracts amounting
to KNOK 9 956 384 Company’s share.
Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and
helicopter to secure planned activities over the next five years. Eni
Norge AS has entered into a 10-year leasing agreement of the office
building from 2007, with a right to extend the lease period. As partner
in the Ekofisk licence 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 8 474 654.
2012
1 763 096
Konsernregnskap
Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse:
www.eni.com.
2013
1 612 633
16
2014
1 447 101
2015
1 375 971
<2016
1 347 840
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
Revisjonsberetning / Auditor’s Report
42
Annual Report / Auditor’s Report
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Annual Report / Auditor’s Report
43
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning
Revisjonsberetning / Auditor’s Report
44
Annual Report / Auditor’s Report
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 /
Company’s Engagement on the Shelf
Barentshavet / Barents Sea
Salina
40 %
Nucula
30 %
Goliat
65 %
Lunde
40 %
Bønna
40 %
Norskehavet /
Norwegian Sea
Åsgard
Haltenbanken Vest Unit
Mikkel
Norne
Urd
Heidrun
Marulk
Viktoria
Morvin
Yttergryta
Trestakk
Tyrihans
14,82
8,2478
14,9
6,9
11,5
5,11937
20
30
30
9,8
7,9
6,22966
Hammerfest
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Nordsjøen / North Sea
Afrodite
45 %
Ekofisk
Eldfisk
Embla
Tor
Tommeliten Alfa
46
12,388 %
12,388 %
12,388 %
10,81656 %
9,13 %
Stavanger
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen
Annual Report / Company’s Engagement on the Shelf
Utvinningstillatelser / Licences
Utvinningstillatelser
Tildelt
Blokker/felt
Eni Norge (%)
Operatør
PL No.
Awarded
Blocks/fields
Eni Norge (%)
Operator
018
1965
2/4, 2/7, 7/11
12,388
ConocoPhillips
018B
1995
1/6
12,388
ConocoPhillips
044
1976
1/9
13,120
ConocoPhillips
062
1981
6507/11
9,800
Statoil
073
1982
6407/1
5,800
Statoil
073B
2004
6406/3
7,900
Statoil
074
1982
6407/2
29,400
Statoil
074B
2008
6407/2
29,400
Statoil
091
1984
6406/3
7,900
Statoil
092
1984
6407/6
14,900
Statoil
094
1984
6506/12
19,600
Statoil
094B
2002
6406/3
14,820
Statoil
095
1984
6507/7
5,000
121
1986
6407/5
14,900
Statoil
122
1986
6507/2
20,000
Eni Norge
122B
2002
6507/3
20,000
Eni Norge
122C
2004
6607/12
20,000
Eni Norge
122D
2006
6607/11
20,000
Eni Norge
124
1986
6507/8
10,000
Statoil
128
1986
6608/10, 11
11,500
Statoil
128B
1998
6508/1
6,900
Statoil
134
1987
6506/11
30,000
Statoil
134B
2000
6506/11
30,000
Statoil
134C
2006
6506/11
30,000
Statoil
145
1988
2/7 (part)
20,000
ConocoPhillips
201
1993
7018/3, 7019/1
66,670
Eni Norge
211
1996
6506/6, 6507/4
30,000
TOTAL
211B
1996
6506/9, 6507/7
30,000
TOTAL
219
1996
6710/6
50,000
Statoil
220
1996
6710/10
15,000
Statoil
226-227
1997
Area C
31,000
Statoil
229
1997
7122/7, 8, 9, 10, 7123/7
65,000
Eni Norge
229B
2007
7122/10,11
65,000
Eni Norge
237
1998
6407/3
14,820
Statoil
263C
2008
6507/11
9,800
Statoil
264
2000
6706/5, 6, 6707/4
40,000
Eni Norge
275
2002
2/4 (part)
12,388
ConocoPhillips
293
2003
34/12, 35/7, 10
45,000
Eni Norge
312
2003
6407/3, 6
17,000
Statoil
312B
2010
6407/5
17,000
Statoil
323
2004
406/7, 8
20,000
TOTAL
393
2006
7124/6, 7125/4, 5
30,000
Statoil
473
2008
6407/2, 5
29,400
Statoil
479
2008
6506/9, 12
19,600
Statoil
489
2008
7120/11, 12
40,000
Eni Norge
514
2009
6507/1, 2
20,000
Eni Norge
516
2009
6608/10
11,500
Statoil
529
2009
7016/2, 7116/11
40,000
Eni Norge
532
2009
7219/9, 7220/4, 5, 7, 8
30,000
Statoil
533
2009
7219/12, 7220/10
40,000
Eni Norge
ConocoPhillips
47