1. No category

Årsrapport
Annual Report 2014
Innhold
4
5
6
7
16 18 22 24 26 30
32 34 36
40 50 54
Ledelse og styret
Administrerende direktørs kommentarer
Årsberetning 2014
Selskapets aktiviteter
HR og organisasjon
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Samfunnsansvar
Forskning og utvikling
Finansielle forhold
Resultatregnskap
Balanse
Kontantstrømanalyse
Regnskapsprinsipper
Noter til årsregnskapet
Revisjonsberetning
Eni Norges engasjement ved årsslutt 2014
Management and board of directors
Managing director’s comments
Annual report 2014
Company activities
HR and organisation
Health, safety, environment and quality
Social responsibility
Research and development
Financial aspects
Statement of income
Balance sheet
Statement of cash flow
Accounting principles
Notes to the financial statements
Auditor´s report
Eni Norge’s engagement by end of year 2014
Contents
4
5
6
7
16
18 22 24 26 30 32 34
36 40
50 54 Eni Norge årsrapport / Ledelse og styret Annual report / Management and board of directors
Ledelse og styret
Management and board of directors
Ledelse / Management
Styret / Board of Directors
Ruggero Gheller
Administrerende direktør / Managing Director
Franco Magnani
Styreleder / Chairman
Alfio Guercio
Sikkerhetsdirektør / Security Manager
Enrico Cingolani
Nestleder / Vice Chairman
Tone Reinskau
Direktør for målstyring og oppfølging /
Performance Monitoring Manager
Luca Bertelli
Styremedlem / Director
Aksel Luhr
Juridisk direktør / Legal & Corporate Affairs Manager
Andreas Wulff
Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt /
External Communication Manager
Gian Luigi Ferrara
Finansdirektør / Finance and Control Manager
Liv Nielsen
Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet /
Health, Safety, Environment and Quality Manager
Ruggero Gheller
Adminıstrerende direktør og styremedlem / Managing Director
and Director
Anne Marie Nerby
Ansattes representant / Director (elected by the employees)
Stein Ragnar Rasmussen
Ansattes representant / Director (elected by the employees)
Tor Bustrak Tangvald
Ansattes representant / Director (elected by the employees)
Vararepresentanter / Deputy Board Directors
Nils Tveit
Direktør for personal og organisasjon /
Human Resources and Organisation Manager
Luca Franchi
Direktør for kontrakter og anskaffelser / Procurement Manager
Nicola Mavilla
Direktør for leting / Exploration Manager
Stella Ottavia
Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders
Giuseppe Pasi
Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders
Loris Tealdi
Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders
Odd Vårdal
Direktør for prosjekt og teknologi /
Development and Technology Manager
Giuseppe Colombo
Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders
Franco Picciani
Driftsdirektør / Operations Manager
Martha Skjaeveland
Ansattes representant / Elected by the employees
Martina Opizzi
Lisensdirektør / Licence Manager
Lise Petterson
Ansattes representant / Elected by the employees
Ove André Årdal
Kommersiell direktør / Commercial Manager
Grete Myklebust
Ansattes representant / Elected by the employees
Matteo Bacchini
Direktør for Goliat utviklingsprosjekt /
Goliat Development Project Manager
Fay-Renee Franksdatter Nilsen
Ansattes representant / Elected by the employees
Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer Annual report / Managing director’s comments
Administrerende direktørs kommentarer
The Managing director’s remarks
I 2014 har Eni Norge hatt fokus på
letevirksomheten i Barentshavet, der
selskapet er operatør for 13 lisenser
og i tillegg partner i seks. I fjor utvidet
Eni Norge sin portefølje med
ytterligere leteareal. Selskapet ble
tildelt operatørskap for to nye lisenser
i Barentshavet (PL226 og PL226 B), og
fikk også tilleggsareal i forbindelse med
Tommeliten-funnet i Nordsjøen.
Antallet lisenser på den norske
kontinentalsokkelen som Eni Norge
er operatør for eller partner i utgjorde
totalt 56 lisenser ved utgangen
av 2014.
Eni Norges produksjon av hydrokarboner på den norske kontinental­
sokkelen var i 2014 omtrent 40,9 millioner fat oljeekvivalenter (mfoe) –
en økning på 5,7 % sammenlignet med 2013. Økningen skyldes
i hovedsak mer effektiv produksjon og færre tilfeller av vedlikeholdsstans.
En viktig milepæl for utbyggingsaktivitetene var ferdigstillingen av Goliat
FPSO ved verftet i Sør-Korea. Etter produksjonsoppstart kommer Goliat til
å være det første oljeproduserende feltet i Barentshavet. Eni Norge er
overbevist om at Arktis, og Barentshavet spesielt, utgjør en mulighet for
langsiktig utvikling av olje- og gassindustrien. En bærekraftig tilnærming
med fokus på miljøvern og lokal utvikling er en nøkkelfaktor for vellykket
utnyttelse og utbygging av de arktiske ressursene.
Ved utgangen av 2014 hadde Eni Norge 450 ansatte fordelt på
kontorene i Sandnes og Hammerfest – en økning på 24 personer
sammenlignet med 2013. Et høyere aktivitetsnivå i selskapet, særlig
knyttet opp mot Goliat-prosjektet, er en av hovedårsakene til veksten.
During 2014 Eni Norge focused its exploration activity mainly in the Barents
Sea, where the company operates 13 licences and is partner in six others. Last
year, Eni Norge acquired additional exploration potential for its portfolio when
the company was granted the operatorship of two new licenses (PL226 and
PL226B) in the Barents Sea, and protection acreage adjacent to the
Tommeliten discovery in the North Sea. The total number of NCS-operated
and non-operated licences held by Eni Norge at the end of 2014 was 56.
Eni Norge’s equity production of hydrocarbons on the Norwegian Continental
Shelf in 2014 was approximately 40.9 million barrels of oil equivalents
(mboe), an increase of 5.7% compared with 2013. This increase can be
attributed mainly to better production efficiency and fewer maintenance
turnarounds.
As regards field development activities, the completion of the Goliat FPSO
in South Korea was an important milestone for the company. When Goliat
comes onstream it will be the first producing oil field in the Barents Sea.
Eni Norge believes that the Arctic region, and the Barents Sea in particular,
represents an opportunity for long-term development within the oil and gas
industry. A sustainable approach focused on fostering local development
and environmental protection is key to the successful development and
exploitation of Arctic resources.
At the end of 2014 Eni Norge employed 450 people in our offices in Sandnes
and Hammerfest. This is an increase of 24 persons compared with 2013 and
can be attributed mainly to high levels of activity linked in particular to the
Goliat project.
Eni Norge recorded net income of NOK 3.314 million in 2014, compared with
NOK 3.234 million in the previous year.
In 2015 Eni will be able to reflect on 50 years of operations in Norway.
When Goliat comes onstream and starts delivering to the market,
Eni Norge will be producing from all regions of the Norwegian shelf.
Selskapets nettoresultat var på 3 314 millioner kroner i 2014 mot
3 234 millioner kroner i 2013.
I 2015 kan vi se tilbake på 50 års virksomhet i Norge. Når Goliat
begynner å levere olje til markedet, vil Eni Norge ha produksjon fra
alle havområder på norsk sokkel.
Ruggero Gheller
Administrerende direktør / Managing Director
Karin Majlund Bach
Ansattes representant / Elected by the employees
Oversikten gjelder per 31.januar 2014 /
Overview applies to 31. January 2014.
4
5
Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2014 Annual report / Company activities
Eni Norge Årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Årsrapport 2014 / Annual report 2014
Kort om Eni Norge
Eni Norge in brief
Eni Norge AS er et norsk selskap eiet av det italienske Eni S.p.A. Selskapet
utfører lete- og utvinningsvirksomhet i Norge og har kontorer på Forus
utenfor Stavanger og i Hammerfest. I hele 2014 har selskapet hatt
prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Eni International B.V., Amsterdam, står
som eier av alle Eni Norges aksjer.
Eni Norge AS is a Norwegian subsidiary of the Italian integrated energy group
Eni S.p.A. The company carries out petroleum exploration and production
activities in Norway, and has offices in Forus outside Stavanger and in
Hammerfest. Throughout 2014 the company has maintained a project
centre in Ulsan, South Korea. Eni International B.V., Amsterdam, is the sole
shareholder in Eni Norge AS.
Ved årets utgang besto Eni Norges portefølje av 56 utvinningstillatelser
på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 18 av disse
og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd,
Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans og Skuld.
Eni Norge AS er operatør for feltene, Marulk og Goliat. Marulk ligger
i Norskehavet og kom i produksjon 2. april 2012. Goliat blir det første
oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet og har planlagt
oppstart i 2015.
6
At year-end 2014, Eni Norge’s portfolio on the Norwegian continental shelf
consisted of 56 licences. The company is operator in 18 of these and has
participating interests in fields in the Ekofisk Area, as well as the Heidrun,
Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Skuld fields.
Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk, in the
Norwegian Sea, came on stream on 2 April 2012. Goliat will be the first oil
field to be brought into production in the Barents Sea and is planned to come
on stream in the summer of 2015.
7
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Eni Norge Årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Selskapets aktiviteter / Company activities
Leting
Exploration
I 2014 har Eni Norge As konsentrert sin letevirksomhet i Barentshavet,
der selskapet er operatør for 13 lisenser og er partner i ytterligere seks.
Antallet lisenser som Eni Norge er operatør for eller partner i utgjorde
i 2014 totalt 56 lisenser.
During 2014 Eni Norge As has focused its exploration activity mainly in the
Barents Sea, where the company operates 13 licences and is partner in six
others. The number of operated and non-operated licences in Eni Norge’s total
portfolio in 2014 was 56.
Det ble i 2014 foretatt leteboring i utvinningstillatelse PL532 samt den
nærliggende utvinningstillatelsen, PL714, i Barentshavet. Statoil er
operatør for begge lisensene med en eierandel på 50 %. Hovedmålet
var å bekrefte ressursene, som vil kunne kobles til Johan Castbergutbyggingen. Eni Norge er partner i disse lisensene med en eierandel
på 30 %, sammen med Petoro som eier 20 %.
Exploration drilling in 2014 was carried out in licence PL532, and the nearby
licence PL714, in the Barents Sea. Both licences are operated by Statoil with
a 50% interest. The main objective was to confirm resources that could be
tied-in to the Johan Castberg development project. Eni Norge is a partner in
these licences with a 30% share, together with Petoro which holds 20%.
Det ble boret tre nye undersøkelsesbrønner i 2014 – 7220/4-1 (Kramsnø)
og 7220/7-3S (Drivis) i PL 532, og 7220/2-1 (Isfjell) i PL714. Både
7220/4-1 (Kramsnø) og 7220/2-1 (Isfjell) førte til funn av gass og
kondensat, mens brønn 7220/7-3S (Drivis) førte til et interessant olje- og
gassfunn, som allerede er inkludert i Johan Castberg-utbyggingen.
Three new wildcat wells were drilled in 2014 – 7220/4-1 (Kramsnø) and
7220/7-3S (Drivis) in PL 532, and 7220/2-1 (Isfjell) in PL714. Both the
7220/4-1 (Kramsnø) and 7220/2-1 (Isfjell) wells resulted in gas and
condensate discoveries, while the 7220/7-3S (Drivis) well resulted in an
interesting oil and gas discovery that has already been included as part of
the development project linked to the Johan Castberg discovery.
Lisenstildelinger
Licence awards
I 2014 arbeidet Eni Norge AS for å utvide sin portefølje med ytterligere
leteareal. Selskapet ble tildelt operatørskap samt 60 % eierandel
i lisensene, PL226 og PL226B, der selskapet er partner med Edison
(20 %) og E.ON (20 %). Lisensen er nå inne i sin andre leteperiode,
og en letebrønn skal være på plass innen midten av 2016.
In 2014 Eni Norge AS made a major effort to add additional exploration
potential to its portfolio. The company was awarded the operatorship and
a 60% share in licences PL226 and PL226B, where it is in partnership with
Edison (20%) and E.ON (20%). The licence has now entered its second
exploration period, and an exploration well is due by mid–2016.
I TFO 2013 ble Eni Norge i februar 2014 tildelt tilleggsareal i forbindelse
med Tommeliten-funnet i Nordsjøen, som en del av den ConocoPhillipsopererte lisensen, PL044B, hvor Eni er partner (ConocoPhillips 41,88 %,
Statoil 30 %, Total 15 % og Eni Norge 13,12 %).
As part of the APA 2013 licences awarded in February 2014, Eni Norge,
as part of the ConocoPhillips-operated PL044B partnership (ConocoPhillips
41.88%, Statoil 30%, Total 15% and Eni Norge 13.12%), was awarded
protection acreage linked to the Tommeliten discovery in the North Sea.
2014 har vært et hektisk år for Eni Norge med tanke på de geologiske og
geofysiske studiene som er utført i Barentshavet. Denne innsatsen har
ført til bedre forståelse av letearealets potensiale og vil danne grunnlaget
for selskapets fremtidige aktiviteter.
2014 has been a hectic year for Eni Norge in terms of geological and
geophysical studies carried out in the Barents Sea. This effort has resulted in
a better understanding of the exploration potential of the area, and will form
the basis of the company’s future new ventures.
Utbygging
Field development
Ekofisk L, Ekofisk Sør og Eldfisk II har vært dominerende prosjekter
i Ekofiskområdet siden 2011.
The Ekofisk L, Ekofisk South and Eldfisk II projects have dominated activities
in the Ekofisk area since 2011.
Ekofisk sør, som består av brønnhodeplattformen Ekofisk Zulu og under­
vannsinstallasjonen Victor Bravo, ble satt i drift i 2014. Den nye bolig- og
feltsenterplattformen Ekofisk L med 552 senger ble også satt i drift
i 2014. Begge installasjoner har vist god regularitet i første driftsår.
Ekofisk South, which consists of the Ekofisk Zulu wellhead platform and the
subsea installation Victor Bravo, was brought into operation in 2014. The new
552-bed accommodation and field centre platform Ekofisk L also started
operations in 2014. Both installations have displayed high levels of reliability
during their first year of operation.
Eldfisk II består av en kombinert plattform, Eldfisk S med boligkvarter for
160 personer, 40 brønnslotter og prosessanlegg for separasjon av olje,
vann og gass. Anlegget inkluderer vannrensing og utslipp av produsert
vann til sjø. Videre er det anlegg for re-injeksjon av gass som brukes hvis
gassbehandling på Ekofisk J er nedstengt. Olje og våtgass sendes til
Ekofisk J i to rørledninger for videre behandling og eksport til Teesside og
Emden. Plattformen ble installert sommeren 2014 og startet produksjon
3. januar 2015.
I desember 2014 nådde Tommeliten Alfa-prosjektet en viktig milepæl,
da konsept for videre modning ble valgt. Lisensen har besluttet å gå videre
med et konsept basert på gjenbruk av Huldra-plattformen. Dette er første
gang gjenbruk og flytting av eksisterende plattform er valgt som konsept
for en utbygging på norsk sokkel. Forventet oppstart for Tommeliten Alfa
er ved årsskiftet 2019/2020.
8
Eldfisk II comprises an integrated platform, Eldfisk South, with living quarters
for 160 persons, 40 well slots and a processing facility designed to separate
gas, oil and water. The plant carries out water decontamination and the
discharge of produced water into the sea. There is also a gas re-injection plant
that is used when the gas treatment plant on Ekofisk J is shut down. Oil and
wet gas are transported to Ekofisk J in two pipelines for further processing prior
to export to Teesside and Emden. The platform was installed in the summer
of 2014 and came on stream on 3 January 2015.
In December 2014 the Tommeliten Alpha project achieved an important
milestone on selection of the field’s advanced maturity concept. The licence
has decided to continue with a development concept based on recycling of
I 2014 startet gjennomføringen av Ekofisk kapasitetsprosjekt. Prosjektet
skal øke kapasiteten for rensing av produsert vann og øke gassløft­
kapasiteten. Oppstart er planlagt etter revisjonsstans i 2016 og skal bidra
til økt kapasitetsutnyttelse i eksisterende prosessanlegg på Ekofisk J og
Ekofisk M.
Tidligere forsøk på økonomisk utbygging av restreserver på Tor og Eldfisk
Nord har blitt stoppet fordi økonomien har vist seg å ikke være tilfreds­
stillende. Nye initiativ er iverksatt for å utvikle mer kostnadseffektive
konsepter. Målsetningen for dette arbeidet er at nye konsepter skal gjøre
mindre funn og restreserver som Tor, Eldfisk Nord og andre funn
i området, lønnsomme på sikt.
the Huldra platform. This is the first time on the Norwegian shelf that the
recycling and relocation of an existing platform has been selected as the
basis for a field development project. Tommeliten Alpha is expected to come
on stream in late 2019/early 2020.
Implementation of the Ekofisk Capacity Project was commenced in 2014.
The aim of this project is to increase capacity for the decontamination of
produced water, and to increase gas lift capacity. Start-up is planned to
follow a turnaround in 2016, and the project will contribute towards boosting
the exploitation of capacity in the existing process plants at Ekofisk J and
Ekofisk M.
Previous attempts to develop the remaining reserves in the Tor and Eldfisk
North fields were cancelled because the projects were not economically
viable. New initiatives have now been implemented with the aim of generating
9
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget.
Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagrings­
anlegget på Åsgard C-plattformen, før videre transport med skytteltanker
til markedet. Gassen blir eksportert via Kristin-plattformen og Åsgard
transportsystem til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. De viktigste
aktivitetene gjennom 2014 har omfattet boring og komplettering av
en tilleggsbrønn. Undervanns-sjøvannsinjeksjonssystemet har, bortsett
fra en periode i forbindelse med utskiftning av en pumpe, injisert vann
i reservoaret i hele 2014.
Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av
Tyrihans PUD. Tyrihans-lisensen vil følgelig være ansvarlig for ca. 50
prosent av investeringene i ombyggingene på Kristin-plattformen, men
vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter på plattformen.
Lavtrykksproduksjonsanlegget på Kristin-plattformen ble startet opp
sommeren 2014 og har hatt en jevn drift med kapasitet som forventet
siden da.
Dette er et prosjekt som også lå i forutsetningene for godkjenningen av
PUD for feltet. Anlegget består hovedsakelig av en stor modul med en ny
kompressor og hjelpeutstyr som skal sikre eksportkapasiteten for
plattformen etter at den er endret til lavtrykksproduksjon.
Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største av disse er
Åsgard undervannskompresjon. Dette er en førstegangsutvikling av en
undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til
Åsgard. Hensikten er å håndtere utfordringer i rørledninger når produksjon
og reservoartrykk i de to feltene reduseres. I motsetning til andre
gass-­strømmer i Haltenbanken-området, har Mikkel- og Midgard-feltene
gass med lavt CO2-innhold – noe som er viktig for å møte salgsgassspesifikasjonen for den endelige blandingen. Prosjektet er i gjennom­
føringsfasen, og to bunnrammer, én for kompre­ssoranlegget og én for
sammenkoblinger av rørledninger, ble installert i løpet av sommeren
2013, mens alle nye rørledninger har blitt installert i løpet av sesongen
2014. Testing av de enkelte modulene pågår nå for fullt og testing av den
første kompressormodulen i basseng hos K-lab på Kårstø er avsluttet med
resultater som forventet. Levering av de første modulene fra Aker
i Egersund starter fra årsskiftet. Installasjon av moduler forventes startet
i april 2015, etter at spesialskipet som brukes til dette har utført
nødvendige planlagte modifikasjoner for å kunne håndtere kompressormodulene. Oppstart av undervannskompresjons­anlegget er planlagt til
siste del av 2015.
10
Eni Norge Årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
more cost-effective solutions. The aim of this work is to enable small
discoveries and residual reserves, such as those found in the Tor, Eldfisk North
and other fields in the area, to become profitable in the longer term.
The Tyrihans project involves a subsea development tied-in to the Kristin
facility. Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage
facility on the Åsgard C platform prior to onward transport by shuttle tanker to
the market. The gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard
transport system to the processing plant at Kårstø. In 2014, the most
important activities here have included the drilling and completion of an infill
well. In 2014, with the exception of a period involving replacement of a pump,
the subsea seawater injection system has continued to inject water into the
reservoir.
Future low-pressure production was included in the terms and conditions of
approval of the Tyrihans PDO. The Tyrihans licence will thus now assume
responsibility for approximately 50% of investment in the reconstruction of
the Kristin platform, but will also hold low-pressure production rights on the
platform. The low-pressure production plant on the Kristin platform was put
into operation in the summer of 2014 and has since maintained reliable
operations with capacity as expected.
This project also constituted part of the preconditions for approval of the
field’s original PDO. Principally, the plant comprises a large module equipped
with a new compressor and auxiliary equipment which will guarantee the
platform’s export capacity following the switch over to low-pressure
production.
The Åsgard field has two ongoing development projects. The largest of these
is the Åsgard subsea compression project. This involves the first ever use of
a subsea compressor designed to boost production from the Midgard and
Mikkel fields and on to Åsgard. The objective here is to overcome minimum
flow problems in the flow lines as a result of natural production and reservoir
pressure decline in these two fields. In addition to prompting higher recovery
rates, the low-CO2 gas from the Mikkel and Midgard fields is important as
a blending component together with other, higher concentration CO2 gases,
from the Haltenbanken area required to meet overall sales gas CO2
specifications. The project is currently in its implementation phase and two
subsea templates (one for the compressor plant and one for hooking-up with
the pipelines) were installed during the summer of 2013. All the new pipelines
were installed during the 2014 season. Individual testing of each module is
now being carried out, and testing of the first compressor module in K-lab’s
basin in Kårstø has been successfully completed. Delivery of the first modules
from Aker in Egersund will begin at year end. Installation of the modules is
Det andre Åsgard-prosjektet er utvidelse av Smørbukk Sør. Dette
pro­­sjektet omfatter installasjon av en ny bunnramme med to brønner
på Smørbukk Sør-feltet. Dette er et prosjekt for økt utvinning, og brønnene
vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektet ble sanksjonert
i begynnelsen av 2013 og er i gjennomføringsfasen med planlagt
oppstart i tredje kvartal 2015. Alle undervannsinstallasjoner, det vil si ny
bunnramme, rørmanifold-modul, rørledninger og ny kabel er nå installert,
mens oppkoblinger av rørledninger og kabel samt testing av anlegget vil
bli utført i 2015. Boring av de to brønnene, én produksjonsbrønn og én
gassinjeksjonsbrønn, er planlagt startet i andre kvartal 2015.
Studier og kommersielle vurderinger vedrørende mulig utbygging av
Trestakk-feltet basert på «tie-back»-alternativet til Åsgard A har fortsatt
i 2014. Beslutning om valgt utbygningskonsept planlegges i første kvartal
2015, mens beslutning om utbygning er forventet innen utgangen av
2015.
expected to start in April 2015, after the vessel tailored for such operations
has completed the necessary modifications required to carry out this task.
Start-up of the subsea compression plant is planned for the latter half of
2015.
The second project at Åsgard is the Smørbukk South Extension project,
involving the installation of a new two-well subsea template. The project
is aimed at increasing recovery rates, and the wells will be tied back to the
Åsgard A platform. The project was given approval in early 2013 and is
in the execution phase, with a planned start-up in the third quarter of 2015.
All subsea installations (the new template, pipe-manifold module, pipelines
and new umbilical) have now been installed. Hook-up of the pipelines and
umbilical, as well as testing of the installation, will be carried out in 2015.
Drilling of the two wells (1 production and 1 gas injection well) is planned
to begin in the second quarter of 2015.
Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige om
å revurdere prosjektet så snart endringer i de eksterne rammebetingelsene er avklart.
Studies and commercial assessments related to possible development of the
Trestakk field based on a ”tie-back” concept to Åsgard A have continued during
2014. A decision on selection of the development concept is planned to be
made in the first quarter of 2015, while the decision on the development itself
is expected before the end of 2015.
På Norne ble det utført et stigerørs-utskiftingsprosjekt i løpet av
sensommeren 2014. Dette prosjektet innebar utskifting av fire coflon
stigerør, og arbeidet ble utført med gode HMS-resultater, i henhold til
planen og godt under budsjett.
The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints in the
downstream transportation system. The licensees are agreed that the project
shall be re-assessed as soon as amendments to the relevant external
regulatory frameworks have been resolved.
Det ble også gjennomført et livbåt-utskiftingsprosjekt på Norne hvor det
ble bestilt 4 nye livbåter i juni 2014. Disse ble levert og to av livbåtene ble
installert før de første høststormene satte inn. Dette medførte at
bemanningsnivå og produksjon kunne opprettholdes gjennom den første
uværsperioden som kom i september. De to siste livbåtene skal installeres
våren 2015.
At Norne, a riser replacement project was carried out during the late summer
of 2014. This project involves the replacement of four Coflon risers, and the
work was carried out according to plan, well within budget, and without any
HSE issues.
Heidrun lavtrykksproduksjonsanlegg ble installert i revisjonsstansen i mai,
ferdigstilt i løpet av sommeren og tatt i bruk i slutten av oktober 2014.
Heidrun «Floating Storage Unit» (FSU) har vært under konstruksjon
i Sør Korea i 2014 og vil bli levert på nyåret 2015. Heidrun FSU vil
redusere dagens behov for tankbåter og ligge fast forankret på feltet
som en del av feltløsningen.
A project to replace the lifeboats on the Norne platform was also completed.
Four new lifeboats were ordered in June 2014. Following delivery, two of the
boats were installed before the autumn storms arrived. This permitted crewing
levels and production to be maintained during the initial period of poor
weather which occurred in September. The remaining two lifeboats will be
installed in the spring of 2015.
11
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Utbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår.
Sommeren 2014 ble det besluttet å bruke ett ekstra år på konseptvalg,
noe som ventelig vil bli besluttet i juni 2015. Utbyggingsløsningene som
er til vurdering er en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en
oljeterminal og en FPSO med overføring av produsert olje til tankskip.
Tre letebrønner ble boret i 2013, og to brønner ble boret i første halvdel av
2014 i Johan Castberg-området. Drivis-reservoaret ble påvist og blir
inkludert i utbyggingsplanene for feltet. Letekampanjen økte de
utvinnbare reservene med ca. 10 %.
Planlegging av mulig utbygging av Alke-feltet i Barentshavet avventer
tilgang på eksportmuligheter enten via eksisterende eller fremtidig
gassinfrastruktur.
Produksjon
Eni Norges produksjon av olje, NGL, gass og drivstoff var i 2014 omtrent
40,9 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) – en økning på 5,7 %
sammenlignet med 2013. Økningen skyldes i hovedsak forbedrede
produksjonsoperasjoner og færre tilfeller av vedlikeholdsstans.
Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet,
som produserte 17,0 MFOE sammenlignet med 17,3 i 2013, og feltene
i Ekofisk-området, som produserte 8,8 MFOE sammenlignet med 8,2
i 2013. De resterende 15,1 MFOE av produksjonen kom fra feltene
Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne og Urd. Olje,
kondensat og NGL bidro med 55,5 % av selskapets totale produksjon.
Goliat-prosjektet var forventet å komme i drift i tredje kvartal i 2014, men
oppstarten er nå planlagt til 2015. Til tross for dette var likevel Eni Norges
produksjonsrate på 112,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (kboed)
høyere enn budsjettert (109,5 kboed).
Ekofisk Sør-feltet, som har vært i produksjon siden november 2013, har
fått flere brønner i produksjon i løpet av 2014 og har bidratt til en økning
i produksjon fra Ekofisk-området sammenlignet med 2013. Eldfisk
2/7S-plattformen ble ferdigstilt i 2014 og startet produksjon i januar
2015.
Eni Norge Årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
The Heidrun low-pressure production plant was installed during the
turn­­around in May, commissioned during the summer, and put into operation
at the end of October 2014.
The Heidrun ”Floating Storage Unit” (FSU) has been under construction in
South Korea during 2014 and will be delivered early in 2015. The FSU
willreduce the current necessity for tankers and will be permanently anchored
at the field location as an integral part of the field facility.
Planning of the development concept for the Johan Castberg field in the
Barents Sea is currently ongoing. In the summer of 2014 it was decided to
spend an additional year on the concept selection process. A decision is now
expected in June 2015. The concepts under consideration include
a semi-submersible platform hooked up to a pipeline extending to an oil
terminal, or alternatively a stand-alone FPSO facilitating the transfer of
produced oil to shuttle tankers. Three exploration wells were drilled in the
Johan Castberg area in 2013, and two during the first half of 2014. The Drivis
reservoir was confirmed and has been incorporated in the field’s development
plans. The results of the exploration drilling campaign increased the
recoverable reserves by approximately 10%.
The planning of a possible development of the Alke field in the Barents Sea
is on hold awaiting access to an export mechanism facilitated by existing or
future gas infrastructure.
Goliat utbyggingsprosjekt
Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt
produksjonsstart er andre halvdel av 2015. Goliat-utbyggingen omfatter
produksjonslisensene PL229/PL229B, der Eni Norge er operatør med en
eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %.
Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn (7122/7-1) i 2000.
Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på
Goliat i perioden 2000–2007. Det er funnet olje og gass i flere strukturer/
segmenter på flere stratigrafiske nivå.
The greatest contributors were the Åsgard Unit and the Ekofisk area, which
produced 17.0 and 8.8 mboe respectively, compared with 17.3 and 8.2 mboe
in 2013. The remaining 15.1 mboe was produced by a combination of the
Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne, and Urd fields.
Oil, condensate and NGL accounted for 55.5% of the company’s total
production.
De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm3 olje.
I utgangspunktet er det planlagt at gassen i den første fasen vil bli
reinjisert for trykkstøtte. Det er mulig at eksportering av gass kan vurderes
på et senere tidspunkt, avhengig av etablering av mulige eksportløsninger.
De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm3.
The Ekofisk South field, which has been producing since November 2013,
has brought more wells into production during 2014 and has contributed to
an increase in production from the Ekofisk area compared with 2013. The
Eldfisk 2/7S platform was completed in 2014 and commenced production
in January 2015.
Produksjon på Åsgard har fortsatt som forventet til tross for omfattende
vedlikeholdsprogrammer. Det er i 2014 utført vedlikehold på kompressor,
blitt byttet turbin og stigerør i tillegg til at det er utført modifisering av
brønnramme.
Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 409,1
MFOE, som er en 1,9 % reduksjon fra fjoråret og en reserve-erstatningsrate for 2014 på 81 %. Anslått verdi av «sannsynlige» reserver utgjør totalt
310,4 MFOE. Kategoriene «mulige» og «betingede» reserver/ressurser
beløper seg til 321 MFOE.
Eni Norge’s equity production of oil, NGL, gas and petroleum in 2014 was
approximately 40.9 million barrels of oil equivalents (mboe), an increase of
5.7% compared with 2013. The increase was mainly due to improved
production operations performance and fewer maintenance turnarounds.
I Norskehavet startet Skuld-feltet produksjon fra Dompap-reservoaret.
En brønnramme med to produserende brønner er koblet til Norne FPSO.
Produksjon fra Fossekall-reservoaret startet i mars 2013 og har foregått
uten avbrudd gjennom hele 2014. Disse reservoarene har imidlertid hatt
lavere produksjon enn forventet. «Tie-in»-felter som Skuld, bidrar til å øke
levetiden til Norne FPSO.
Den eneste driftsstansen som ble gjennomført dette året var på Heidrun
FPSO, som ble nedstengt i 15 dager i april og mai.
Eni Norge registrerte ytterligere «dokumenterte» reserver i 2014 på 33,2
MFOE, hovedsakelig fra feltene Goliat, Ekofisk/Eldfisk, Heidrun og Tyrihans.
Production
The Goliat project was expected to come on stream in the third quarter of
2014, but start-up is now planned for 2015. Despite this, Eni Norge’s
production rate of 112.1 kboed was still higher than the budgeted figure
(109.5 kboed), even without Goliat.
Ekstra prosesseringskapasitet på Norne FPSO har ført til at Marulk har
kunnet produsere på nivåer over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen i store deler av 2014.
Reserver
Goliat er lokalisert utenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet
(blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av 7122/9, 7122/10 og
7123/7). PL229 ble tildelt i «Barentshavrunden» i 1997, og PL229B
i 2007.
Et prosjekt for økt oljeutvinning for Kristin- og Tyrihans-feltene ble fullført.
LPP-modulen (lavtrykksproduksjon) ble satt i drift i midten av juli og har
gitt gode resultater. Det ble fullført et lignende LPP-prosjekt på Heidrun
i november, og også det har ført til økt produksjon.
Installering av nye produksjonsstigerør på Norne FPSO har pågått siden
juli. Produksjonen fra feltet ble redusert under denne prosessen, men
«tie-in»-feltene klarte å opprettholde normal virksomhet.
Mikkel-feltet opererer innenfor de tillatte produksjonsnivåene, men det har
ikke vært tilgjengelig ekstra kapasitet for dette feltet i 2014.
I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en
flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet
undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009
og godkjent av Stortinget i juni samme år.
The only turnaround carried out this year was at the Heidrun FPSO, which
was shut down for 15 days during April and May.
Production at Åsgard has continued according to expectations despite
extensive maintenance programmes. Compressor maintenance, turbine and
riser replacements, and a subsea template modification have been carried out
during 2014.
The Mikkel field is operating within its commercial production limits, but spare
capacity has not been available for this field during 2014.
Reserves
In 2014, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to
33.2 MBOE, mainly derived from the Goliat, Ekofisk/Eldfisk, Heidrun and
Tyrihans fields.
At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 409.1 MBOE,
representing a decrease of 1.9 % from the previous year, and a 2014 Reserves
Replacement Ratio of 81%. The estimated value of probable reserves
corresponds to a total of 310.4 MBOE, with volumes in the “possible” and
“contingent” reserves categories amounting to 321 MBOE.
The Goliat development project
Goliat will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea.
Production start-up is planned for the second half of 2015. The Goliat project
encompasses production licences PL229 and PL229B, in which Eni Norge
is operator with a 65% share. Statoil is a partner in the licences with a 35%
share.
The Goliat field is located outside the Finnmark West area in the southern
Barents Sea, comprising blocks 7122/7 and 7122/8, as well as parts of
7122/9, 7122/10 and 7123/7. The PL229 licence was awarded as part
of the ”Barents Sea Licensing Round” in 1997, and PL229B in 2007.
Oil was discovered in Realgrunnen Group reservoirs in the 7122/7-1 well
drilled in 2000. A total of five wells, and a sidetrack, have been drilled on the
field during the period 2000–2007. Oil and gas have been encountered in
several structures and segments, and at several stratigraphic levels.
An improved oil recovery project was completed for the Kristin and Tyrihans
fields. The low pressure production module (LPP) was brought on stream in
mid-July and has performed well. A similar LPP project was completed at
Heidrun in November, and has also resulted in additional production.
In the Norwegian Sea, the Skuld field started production from the Dompap
reservoir. A subsea template with two producing wells is tied-in to the Norne
FPSO. Production from the Fossekall reservoir started in March 2013 and has
been uninterrupted throughout 2014. However, the performance of these
reservoirs has been below expectations. Tie-in fields such as Skuld contribute
towards extending the lifetime of the Norne FPSO.
Installation of production riser replacements at the Norne FPSO has been in
progress since July. Production from the field was reduced during this process,
but the tie-in fields were able to continue normal operations.
Spare processing capacity at the Norne FPSO has enabled Marulk to produce
volumes above its commercial entitlement rate during most of 2014.
12
13
Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i
reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport
med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene
vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer
med 22 brønner, hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner),
åtte brukes til vanninjeksjon og tre til gassinjeksjon.
For å oppnå målene om lave utslipp av Co2 og klimagasser vil prosjektet
bruke kraftforsyning fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert
med energi generert om bord på installasjonen.
Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet underlagt
strenge HMS-krav. Produksjonsanleggene planlegges utformet slik at et
godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles.
De fleste undersjøiske og landbaserte anleggskomponentene i forbindelse
med utbyggingen av Goliat er levert og klare til oppkobling til FPSO-en.
De viktigste aktivitetene som ble fullført i 2014 var:
• Installasjon av undersjøisk strømkabel.
•Ferdigstillelse av transformatorstasjon på
Hyggevatn utenfor Hammerfest.
• Installasjon av polyestersegmenter for forankringslinene.
• Diverse arbeider på undervannsanleggene.
Driftsorganisasjonen for Goliat er etablert, og trening av plattformmannskapet pågår. Etablering av driftsstøttekontrakter følger planene for
oppstart av feltet.
Forboring og komplettering av brønnene ble videreført i 2014, og
planlagt brønnkapasitet vil bli tilgjengelig ved oppstart av feltet.
Boring og komplettering av Goliat-brønnene fortsetter til 2016.
Den totale kontraktsandelen tildelt norske selskaper for hele Goliatutbyggingen anslås å bli ca. 60 %.
14
Eni Norge Årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual report / Company activities
Recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm3. There are
plans to re-inject the gas to provide pressure drive during the early production
phase. It is possible that export of the gas may be considered at a later date,
depending on the establishment of potential export options. Recoverable gas
reserves are estimated to be approximately 8 billion Sm³.
In December 2007 the licensees approved a development concept based on
the use of an FPSO (floating production, storage and offloading facility) tied in
to subsea production wells. The PDO was submitted to the authorities in
February 2009, and approved by the Norwegian parliament in June of the
same year.
The selected FPSO concept consists of a cylindrical hull containing
processing plants, oil storage facilities and living quarters. Produced water will
be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored temporarily in the
FPSO prior to onward transport to the market in shuttle tankers. The reservoir
drainage strategy includes water and gas injection employing a total of 8 well
templates with 22 wells. Eleven of the wells will be producers (including three
multilateral wells), eight will be used for water injection and three for gas
injection.
In order to achieve its low emissions targets og Co2 and greenhouse
emmissions the project will utilise a combination of electricity supplied
from the mainland via a subsea cable and energy generated on board the
installation.
Due to its location in the Barents Sea, the Goliat project has to meet strict HSE
requirements. The production plants are planned to be designed in such a way
that guarantees a healthy working environment and compliance with all
relevant rules and regulations.
The majority of the subsea and onshore plant components linked to the
Goliat development project have been delivered, and are ready for hook-up to
the FPSO. The most important activities completed during 2014 were as
follows:
•Installation of the subsea electrical cable.
•Completion of the electrical substation at Hyggevann outside Hammerfest.
•Installation of polyester segments into the anchor lines.
•Miscellaneous work to the subsea installations.
Marulk
Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av
Nordland II, omlag 30 kilometer sydvest for Norne FPSO og 15 kilometer
vest for Alve. Marulk er en typisk undervannssatellittutbygging med
produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner samt
tilkobling for prosessering på Norne FPSO. Produksjonen vil gå over ti år,
med antatt avslutning ved utgangen av 2021.
Basiskonseptet for Marulk forutsetter at produksjonen fortsetter til
utgangen av 2021, med en generell, langsiktig forretningsstrategi som
innebærer:
•Utvikling av tilfredsstillende forretningsmodeller for perioden
etter 2021.
•Fortsatt høy kommersiell proaktivitet for å øke
Marulks gasshåndteringskapasitet.
Produksjonen i 2014 har vært stabilt høy, og det har vært lite nedetid.
Marulk har fått ekstra produksjonskapasitet på Norne i det meste av
2014. Videre har det lave innholdet av CO2 og H2S i Marulkgassen
bidratt til at produksjonsprioritet har blitt gitt Marulk i perioder med
redusert kapasitet på Norne.
Norne har i 2014 vedtatt en strategi om å jobbe mot en driftsforlengelse
til 2030. Dette vil kunne innebære at Marulk kan produsere utover den
fastsatte perioden frem til 2021.
The Goliat operations organisation has been set up, and training of the
platform crew is underway. Entry into operations support contracts linked
to production start-up is continuing according to plan.
Pre-drilling and well completion of the wells is currently underway and the
well capacity available when the field comes on stream will be as planned.
Drilling and completion of the Goliat wells will continue until 2016.
The proportion of contracts awarded to Norwegian companies for the entire
Goliat development project is estimated to be about 60%.
Marulk
The Marulk field is located in licence PL122 in quadrant 6507, in the southern
part of the Nordland II area, approximately 30 kilometres south-west of the
Norne FPSO and 15 kilometres west of Alve. Marulk is a typical subsea
satellite development with production from a subsea template using two
production wells tied back to the Norne FPSO where processing is carried out.
Production is planned to extend over ten years and is anticipated to terminate
at the end of 2021.
The Marulk base case assumes that production will continue until the end of
2021, with an overall long-term commercial strategy involving:
•The development of adequate business models for the period
following 2021.
•Continued high levels of commercial proactivity with the aim
of increasing Marulk’s gas handling capacity.
During 2014, levels of production have remained stable and high, with very
little downtime. Marulk has been granted additional production capacity at
the Norne FPSO for the greater part of 2014. Furthermore, the low concentrations of CO2 and H2S in the Marulk gas have contributed towards prioritisation of production from Marulk during periods when capacity at Norne has
been reduced.
In 2014 the Norne licence adopted a strategy to extend operations until 2030.
This will enable Marulk to produce beyond its stipulated production period
beyond 2021.
15
Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual report / HR and organisation
Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual report / HR and organisation
HR og organisasjon
HR and organisation
Ved årsslutt 2014 hadde Eni Norge 450 ansatte, en økning på
24 personer i forhold til året før. De fleste nyansatte jobber innenfor
tekniske disipliner og har blant annet bidratt til en ytterligere styrking
av driftsavdelingen, med sikte på oppstart av Goliat.
De fleste ansatte har sitt daglige virke ved selskapets hovedkontor på
Forus, men gjennom hele året har selskapet hatt ansatte midlertidig
stasjonert i Korea for å følge opp byggingen av Goliat FPSO-enheten.
Ved utgangen av året var 75 av selskapets ansatte stasjonert i Korea.
Driftsavdelingen til Goliat holder til i nye lokaler i Hammerfest, og ved
årsslutt var det 43 ansatte på kontoret i Hammerfest.
Gjennom året har selskapet benyttet seg av midlertidig innleid personell,
hvorav en vesentlig del er relatert til arbeid på Goliat-prosjektet. Ved
utgangen av 2014 var det 171 midlertidig innleide i selskapet. Dette er
en nedgang på 46 midlertidig innleide i forhold til årsslutt 2013.
I løpet av 2014 valgte 9 personer å si opp sin stilling i selskapet. Dette
tilsvarer 2 prosent av gjennomsnittlig antall ansatte i 2014.
Selskapet har retningslinjer for seniorpolitikk som blant annet tar sikte på
å beholde kompetansen til eldre arbeidstakere gjennom ulike tiltak.
Ved utgangen av 2014 utgjorde kvinneandelen i selskapet (ansatte og
innleide) 26 prosent, mot 25 prosent ved utgangen av 2013. Av styrets
åtte medlemmer er ett medlem kvinne. Det er ikke iverksatt særskilte
likestillingstiltak i løpet 2014.
I 2014 ble det besluttet å organisere den kommersielle virksomheten,
som tidligere var en del av lisensavdelingen, som en egen avdeling.
Opplæring og utvikling
For Eni Norge er faglig opplæring og utvikling av ansatte et viktig
virkemiddel for å videreutvikle, motivere og beholde kompetente
medarbeidere. Årlige trenings- og opplæringsplaner avtales med hver
ansatt.
At year-end 2014 Eni Norge had 450 employees, representing a net increase
of 24 compared with the previous year. The majority of recently employed
personnel are working within technical disciplines and have, among other
things, contributed towards consolidating the operations department with
a view to production start-up at the Goliat field.
The majority of employees work at the company’s head office in Forus.
However, during the year, the company has seconded personnel on a
temporary basis to Korea in order to supervise construction of the FPSO
facility. At year-end, 75 of the company’s employees were stationed in Korea.
The Goliat operations organisation is located in new office premises in
Hammerfest, and at year-end a total of 43 personnel were employed at the
Hammerfest office.
During the year the company has made use of temporary contracted
personnel, of which a significant proportion has been assigned to the Goliat
project. At year-end 2014, 171 temporary contracted personnel were working
at the company. This represents a reduction of 46 such personnel compared
with year-end 2013.
During 2014 a total of nine persons decided to resign from their posts with
the company. This is equivalent to 2 per cent of the average total number of
persons employed by the company during 2014.
The company has guidelines governing its Seniors’ Policy which, among other
things, includes a series of measures aimed at retaining the skills and expertise
of its older employees.
At year-end 2014 the proportion of women employed at the company
(permanent employees and contracted personnel) was 26 per cent, compared
with 25 per cent at year-end 2013. One of the company’s eight Board
members is female. No specific measures designed to promote equal
opportunities were initiated during 2014, and no such measures are planned
for 2015.
A decision was taken in 2014 to restructure the company’s commercial
activities which were previously organised within the Licence Portfolio
Department. A separate department has now been created.
I tillegg til et omfattende trenings- og opplæringsprogram for fremtidig
offshore- eller driftspersonell, gjennomførte våre ansatte 15 490 kurs- og
seminartimer i 2014, inkludert interaktive e-læringskurs.
Training and development
En stor del av den tekniske spesialistopplæringen i selskapet forgår ved
Eni Corporate University i Milano.
Eni Norge believes that professional training and development of its
employees is an important means of advancing, motivating and retaining
skilled personnel. An annual individual training plan is agreed with all
employees.
Som en del av introduksjonen i selskapet får alle nyansatte opplæring
i ENIMS (Eni Norge Integrated Management System) og Synergy,
selskapets verktøy for rapportering av hendelser, avvik og forslag til
forbedringer.
Selskapet har utviklet et opplæringsprogram for ledere i selskapet som
42 ledere fullførte i 2014.
Selskapet støtter relevant videreutdanning for ansatte, og i 2014 ble det
gitt tilskudd til 5 ansatte for å gjennomføre eksterne master-/
bachelor-programmer.
16
I løpet av 2014 gjennomførte 43 ansatte i utvalgte stillinger selskapets
e-læringskurs i «Code of Ethics».
The company has developed a management training programme which
in 2014 was completed by 42 managers.
Eni Norge støtter ulike utdanningstiltak, hvor målet er å fremme
interessen og kunnskapen om de naturvitenskapelige fagene, samt
å heve kvaliteten på ulike skolenivå. I tillegg ønsker Eni Norge å støtte
og tilrettelegge for læreplasser innenfor ulike fagdisipliner.
The company also sponsors relevant further education for its employees,
and in 2014 grants were given to five employees to support completion of
external Master’s or Bachelor programmes.
For skoleåret 2013-2014 støttet selskapet to norske studenter økonomisk,
og for skoleåret 2014-2015 én student på Master Medea-studiet ved
Eni Corporate University i Milano.
Kontorlokaler
Eni Norges hovedkontor er i leide lokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus
i Sandnes kommune. For å styrke organisasjonen og sikre god internkommunikasjon ble det i løpet av 2014 utført en del interne ombygginger og
oppgraderinger av byggets tekniske installasjoner. Bygget har 380
arbeidsplasser. Det fysiske arbeidsmiljøet er generelt godt og er tilrettelagt
for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne, i henhold til lov om
forbud mot diskriminering grunnet nedsatt funksjonsevne.
Avdeling for «Development og Technology» (D&T) samt Goliat-prosjektet
og enkelte fra «District Operations» er lokalisert i leide lokaler i Vestre
Svanholmen 4, et nabobygg til hovedkontoret. I bygget har Eni Norge lagt
til rette for omtrent 200 arbeidsplasser. Det fysiske arbeidsmiljøet i bygget
er godt, og lokalene er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt
funksjonsevne.
Etter at deler av «District Operations» i september 2013 flyttet inn i nye
leide lokaler i Strandparken i sentrum av Hammerfest by, er organisasjonen og bygget videreutviklet og vel tilrettelagt for å gi effektiv
driftsstøtte til Goliat-feltet. Det fysiske arbeidsmiljøet i bygget er godt, og
lokalene er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne.
Sykefravær
I 2014 var sykefraværet 1,7 prosent, mot 1,6 prosent i 2013.
In 2014, as well as a comprehensive training and education programme for
future offshore and operations personnel, company employees completed
a total of 15,490 course and seminar hours, including interactive e-learning
courses.
A large proportion of specialist technical training within the company takes
place at the Eni Corporate University in Milan. As part of their induction into
the company, all new employees receive training in the Eni Norge Integrated
Management System (ENIMS) and in Synergy – the system used by the
company to record incidents and non-conformances, and register suggestions
for improvement.
In 2014, 43 employees from selected posts completed the e-learning course
in the company’s ”Code of Ethics”.
Eni Norge supports a variety of educational initiatives with the aims of
promoting interest and developing knowledge in the scientific disciplines,
and of raising the quality of educational provision in schools at all levels.
The company also intends to support and facilitate traineeships within
a variety of different disciplines.
During the school year 2013-2014 the company sponsored two Norwegian
students to take the Master Medea Master’s degree at the Eni Corporate
University in Milan. One student is being sponsored in 2014-2015.
Office premises
Eni Norge’s head office is located in leased premises at Vestre Svanholmen
12 in Forus in Sandnes municipality. In 2014, in order to rationalise the
organisation and ensure effective in-house communication, a number of
internal structural modifications and upgrades of the building’s technical
installations were carried out. The building has capacity for 380 workplaces.
In general, the physical working environment is good and is structured to
accommodate persons with reduced functional capacity, pursuant to the
Norwegian Disability Discrimination Act.
Eni Norge’s ”Development and Technology” (D&T) Department, together with
the Goliat project and some personnel from ”District Operations”, are located
in rented premises at Vestre Svanholmen 4, right next to the head office.
Eni Norge has organised this building to accommodate 200 workplaces. The
physical working environment in the building is good, and the premises have
been structured to accommodate persons with reduced functional capacity.
Following the move in September 2013 by parts of the ”District Operations”
organisation into new rented premises in Strandparken in the centre of
Hammerfest, both the organisation and the premises have been upgraded
and fully equipped to enable effective support to the Goliat field operations.
The physical working environment in the building is good, and the premises
have been structured to accommodate persons with reduced functional
capacity.
Sickness absence
Sickness absence in 2014 was 1.7 per cent, compared with 1.6 per cent in
2013.
17
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual report / Health, safety, environmental and quality
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual report / Health, safety, environmental and quality
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Health, safety, environmental and quality
Erklæring om helse, miljø, sikkerhet
og kvalitet
Declaration regarding health, safety,
environmental and quality
Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade mennesker, miljø
og materiell. Utslipp til sjø og luft samt avfall skal reduseres så mye som
mulig, og det skal etableres en robust og effektiv beredskap mot akutt
forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene.
The Company’s objective is to carry out our operations without injury to
personnel or damage to the environment or material assets. Emissions to the
atmosphere, discharges to the sea and waste in general shall be reduced as
far as possible, and we shall establish robust, efficient and locally-adapted
contingency measures to combat acute incidents of pollution.
Det er i 2014 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø
eller materiell i forbindelse med Eni Norges petroleumsvirksomhet på
norsk sokkel. I forbindelse med byggingen av Goliat FPSO-en ved
Hyundai Heavy Industries (HHI) i Ulsan har det vært to arbeidsulykker
der to personer har omkommet. Disse arbeidsulykkene er gransket for
å identifisere direkte og bakenforliggende årsaker samt å identifisere
tiltak som kan bidra til å forhindre lignende hendelser.
Selskapet har i 2014 brukt betydelige ressurser på barrierestyring,
herunder utvikling av et avansert barrierestyringspanel.
Selskapet har i 2014 fortsatt med oppbygging og implementering av
oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt
Barentshavet. Det er lagt stor vekt på å styrke den kystnære oljevernberedskapen, og det er øvet og trent med de nye beredskapskonseptene
som er implementert for Goliat. Bruk av fiskefartøy med tilpasset
oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til
farvannene, er et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell som
tidligere er anskaffet ble overført fra Polarbase i Hammerfest til de to nye
depotene som ble åpnet i Hasvik og Måsøy september 2014.
Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål
for Eni Norge, og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med ISO-standard
14001.
Helse og arbeidsmiljø
I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med
verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på
forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA). Målet
for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med relevante
myndigheter. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes
av de ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets
kontorbygg, er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende
helsetiltak.
Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til
samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte,
stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og
forståelse. Alle ansatte inviteres og oppfordres til å bidra til forbedret
sikkerhet og arbeidsmiljø, og til å bidra til videreutvikling av selskapets
styringssystem. Målet er at dette blant annet skal bidra til å opprettholde
et lavt sykefravær.
18
In 2014, no serious injuries to personnel or damage to the environment or
material assets were reported in connection with the company’s petroleum-related activities on the Norwegian shelf. Two work-related accidents in
connection with the construction of the Goliat FPSO at the Hyundai Heavy
Industries (HHI) yard in Ulsan in Korea resulted in the death of two persons.
These work-related accidents have been investigated in order to identify their
direct and underlying causes, and also to identify measures which may
contribute towards preventing the re-occurrence of similar accidents.
In 2014 Eni Norge invested considerable resources in barrier management,
including the setting up of an advanced Barrier Management Panel.
The Company also continued its establishment and implementation of the
oil spill contingency apparatus linked to its petroleum-related activities in and
around the Barents Sea. The major focus has been directed at consolidating
coastal oil spill contingency strategies. Training exercises in the new
contingency strategies adopted for the Goliat field have been carried out.
The use of fishing vessels with specially-adapted oil spill protection
equipment, and manned by crews with an intimate knowledge of the relevant
coastal waters, is a key component of these strategies. In September 2014,
the dedicated oil spill protection equipment already procured was transferred
from Polarbase in Hammerfest to the two new depots in Hasvik and Måsøy
municipalities.
The promotion of a healthy working environment and HSE culture represents
a major goal for Eni Norge, and is thus an integral part of the company’s total
management system. Eni Norge’s management system is certified according
to the ISO 14001 standard.
Health and the working environment
In addition to the mandatory Working Environment Committee, and the
health and safety representative system, the Company offers an occupational
health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is defined as an
Inclusive Workplace (IW). The aim of the company’s IW work has been
discussed and agreed both in-house and with the relevant public authorities.
The Company has an active sports and social club which is run by the
employees. All employees are now offered organised training as a preventive
health measure using our training facilities located in the Company’s office
buildings.
Specific objectives include general improvement of the working environment,
the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best
possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing,
cultural integration and awareness. All employees are invited and encouraged
to make a contribution towards improving safety standards and their working
environment, and towards the further development of the Company’s
management system. The aim is that these will be among the measures
helping towards maintaining low levels of sickness absence.
Avfallshåndtering på kontorer
Waste management at office locations
Eni Norge har i 2014 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Selskapet
har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer
i Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4.
During 2014, Eni Norge has employed personnel at four different locations
in Norway. The company has its head office at Vestre Svanholmen 12,
and temporary offices in Hammerfest, and at Koppholen 20 and Vestre
Svanholmen 4.
Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12, Stavanger.
Energy consumption at, and waste generated from, the Vestre Svanholmen
12 office in Stavanger was as follows:
Energi (kWh)
2014201320122011
Fjernkjøling
592 838
436 919
345 800
344 500
Fjernvarme
496 916
551 909
591 020
451 690
El
1 278 731 1 238 069 1 223 418 1 224 342
Sum
2 368 485 2 226 897 2 160 238 2 020 532
Energy (kWh)
2014201320122011
District cooling
592 838
436 919
345 800
344 500
District heating
496 916
551 909
591 020
451 690
Electricity
1 278 731 1 238 069 1 223 418 1 224 342
Total
2 368 485 2 226 897 2 160 238 2 020 532
Avfall (tonn)
Løst restavfall
00
0,1280
Papir
25,7025,2023,0418,72
Restavfall
43,4744,09640,38629,097
Matavfall
8,428,4156,8752,420
Sum
77,5977,71170,42950,237
Sorteringsgrad
43,97 %
43,26 %
42,48 %
42,08 %
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
0
0
0.128
0
Paper
25.7025.2023.0418.72
General waste
43.4744.09640.38629.097
Food waste
8.428.4156.8752.420
Total
77.5977.71170.42950.237
Degree of recycling
43,97 %
43.26 %
42.48 %
42.08 %
Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 4, Stavanger.
Energy consumption at, and waste generated from, the Vestre Svanholmen
4 office in Stavanger was as follows:
Energi (kWh)
2014
Fjernkjøling
105 458
Fjernvarme
149 434
El
251 197
Sum
506 089
Energy (kWh)
2014
District cooling
105 458
District heating
149 434
Electricity
251 197
Total
506 089
Avfall (tonn)
Løst restavfall
Papir
2,31
Restavfall
5,56
Matavfall
3,57
Sum
11,44
Sorteringsgrad
51 %
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
Paper
2.31
General waste
5.56
Food waste
3.57
Total
11.44
Degree of recycling
51 %
Energiforbruk og avfall fra Strandgata 36, Hammerfest.
Energy consumption at, and waste generated from, Strandgata 36,
Hammerfest.
Energi (kWh)
Sum
2014
761 952
2013*
381 902
Energy (kWh)
2014
761 952
2013*
381 902
Avfall (tonn)
Løst restavfall00
Papir2,0001,000
Restavfall1,9401,260
Matavfall3,1000,480
Trevirke
01,020
Brunpapp0,160
0
EE-avfall0,080
0
Sum7,2803,760
Sorteringsgrad
73,35 %
66,49 %
Waste (tonnes)
Unconsolidated waste
Paper2,0001.000
General waste
1.940
1.260
Food waste
3.100
0.480
Wood
01,020
Cardboard0.160
0
Electrical waste
0.080
0
Total7.2803.760
Degree of recycling
73,35 %
66.49%
* Energiforbruk (01.07.13–31.12.13) og avfall (01.09.13–31.12.13).
* Energy consumption (01.07.13–31.12.13) and waste (01.09.13–31.12.13).
19
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual report / Health, safety, environment and quality
Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual report / Health, safety, environment and quality
Den norske kontinentalsokkelen
The Norwegian Continental Shelf
Andelseier
Eni Norge as partner
Eni Norge boret i 2014 tre produksjonsbrønner på Goliatfeltet. Følgende
brønner ble boret i tre av templatene til Goliat; I (slisse 2), F (slisse 3 og 4)
og D (slisse 1, 3 og 4). Scarabeo 8 ble brukt i all boring som ble foretatt.
Komplettering av brønnene ble også påbegynt, og ferdigstilt for
vanninjektorer.
During 2014, Eni Norge has drilled three production wells on the Goliat field
from the subsea templates: I (slot 2), F (slots 3 and 4) and D (slots 1, 3 and 4).
Scarabeo 8 was used for all drilling operations. Well completion has also been
commenced, and has been finished for the water injectors.
Miljørapportering for felt hvor selskapet er andelseier blir gjennomført
av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felt
og prøveboring. Eni Norge har andeler i olje- og gassproduksjonen
i Ekofisk-området, samt på Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin,
Skuld, Tyrihans og Kristin.
Environmental reporting for fields in which the Company is a partner is
carried out by the Operator pursuant to prevailing regulations as they apply to
producing fields and exploration drilling. Eni Norge has interests in oil and gas
production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel,
Morvin, Skuld, Tyrihans and Kristin fields.
Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rørledninger
og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige påvirkningen
av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer. I henhold til reglene er
operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med
transport av olje gjennom rørledninger.
The Company’s share of gas transported through shared pipelines, and NGL
from Kårstø, is reported by Gassco. The environmental impact of gas
transportation consists of emissions to the atmosphere from compressors.
Pursuant to prevailing regulations, the Operator is responsible for reporting
emissions in connection with the transport of oil through pipelines.
HMS-relaterte F&U-prosjekter
HSE-related R&D projects
I 2014 har Eni Norge støttet en rekke forskningsprosjekter, både via
direkte finansiering og gjennom konsortier og industriavtaler. Disse
aktivitetene har til hensikt å bedre helse- og miljøforholdene og
å minimere det miljømessige fotavtrykket av selskapets aktiviteter.
De viktigste forskningsområdene har vært:
•Forbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt når det
gjelder vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet
samt de subarktiske områdene.
•Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk
mangfold med hovedvekt på Barentshavet.
•Miljømessig risikostyring av utforskings- og produksjonsaktivitetene
i Barentshavet og de arktiske områdene.
•Utfordringer relatert til utslipp av borekaks.
In 2014, Eni Norge supported a range of research projects, both by means
of direct funding and through consortiums and industrial agreements. The
objective of these activities is to improve health-related and environmental
conditions and to minimise the environmental footprint of the Company’s
activities. The most important research fields have been:
•The improvement of oil spill contingency strategies, with special focus on
the protection of coastal areas and activities in the Barents Sea and the
sub-Arctic regions.
•The development of methods and procedures for the management
of biological diversity, focusing principally on the Barents Sea.
•Environmental risk management in exploration and production
operations in the Barents Sea and Arctic regions.
•Challenges related to drill cutting discharges.
Eni Norge har i løpet av 2014 gjennomført følgende tilleggsaktiviteter
i forbindelse med installasjon av Goliat:
•Komplettering av brønner og montering av ventiltre på respektive
brønn-slisser på bunnrammene.
•Subsea arbeid med å montere ventiltre, boring i reservoarsone,
montering av brønnutstyr og komplettering av brønner medfører
små utslipp av glykol-basert hydraulikk væske. Mesteparten av
hydraulikkvæsken blir oppsamlet i slange og returnert til «work over
control system» (WOCS) på rigg.
During 2014, Eni Norge has carried out the following additional activities in
connection with installation of the Goliat facility:
•Well completions and the installation of a wellhead Christmas tree on
each of the respective well slots on the seabed templates.
•The combined subsea work involving installation of the Christmas trees,
drilling in the reservoir zone, the installation of well equipment and well
completions entails only minor discharges of glycol-based hydraulic fluids.
The majority of hydraulic fluids are collected in a hose and returned to the
Workover Control System (WOCS) on the rig.
Utslipp og avfall produsert offshore
2014
2013
2012
2011
Antall brønner
6*
8
5
2
Oljeutslipp (m3)0,17 1 0 0
Utslipp av CO2 (t)
36 329
35 883
31 997
0,174
Utslipp av CO (t)
67
79
71
22
Utslipp av NOX (t)
681
584
546
224
Utslipp av VOC (t)
65
57
50
16
Borekaks (m3)
2 825
1 622
527
952
Boreslam (m3)
6 241
535
802
351
Sement (m3)
010 496
Generelt avfall (t)
295
4 036
5 516
90
Papir (t)
16
14
12
0,54
Plast (t)
7,7
6,6
12,1
0,02
Metall (t)
118
113
33
26
Farlig avfall (t)
12 807
2 381
6 859 1 685
Emissions/discharges and waste produced offshore
2014
2013
2012
2011
No. of wells
6*
8
5
2
0.1710
Oil discharges (m3)
36 329
35 883
31 997
0.174
CO2 emissions (t)
CO emissions (t)
67
79
71
22
681
584
546
224
NOX emissions (t)
VOC emissions (t)
65
57
50
16
2 825
1 622
527
952
Drill cuttings (m3)
Drilling fluids (m3)6 241535802351
010 496
Cement (m3)
General waste (t)
295
4 036
5 516
90
Paper (t)
161412
0.54
Plastics (t)
7.7
6.6
12.1
0.02
Metals (t)
118
113
33
26
Hazardous waste (t)
12 807
2 381
6 859
1 685
*Ikke alle brønnene er ferdigboret.
*Not all wells have been completed.
20
21
Eni Norge årsrapport / Samfunnsansvar Annual report / Social responsibility
Eni Norge årsrapport / Samfunnsansvar Annual report / Social responsibility
Samfunnsansvar / Social responsibility
Bærekraftig virksomhet er en vesentlig del av kulturen i Eni. Det er
drivkraften bak en kontinuerlig forbedringsprosess som bidrar til et
stadig høyere prestasjonsnivå.
Bærekraftig virksomhet
Eni Norges kjernevirksomhet er å lete etter, finne og produsere olje og
gass. Lav risiko, godt arbeidsmiljø, kompetanseoppbyggende tiltak,
teknologiutvikling innenfor Enis kjernevirksomhet samt miljøforebyggende tiltak er vesentlige suksesskriterier. Med det første norske
oljeproduserende feltet i Barentshavet i porteføljen har Eni Norge
engasjert seg spesielt i teknologiutvikling innen forebyggende oljevern
og miljøvennlig drift.
Ringvirkninger for lokalsamfunnene
Sustainable operations are an important part of Eni’s corporate culture
and are the motivation for continuous performance improvement.
Sustainable operations
Eni Norge’s core activities involve the exploration for, and discovery and
production of, oil and gas. Low levels of risk, a healthy working environment,
skill-enhancing initiatives, technological development linked to Eni Norge’s
core activities, and environmental protection are the most important success
criteria. With the first Norwegian oil-producing field in the Barents Sea in its
portfolio, the company has committed itself in particular to preventive oil spill
technology development, combined with environmentally sound operations.
Spin-offs for local communities
Eni Norges virksomhet skal gi muligheter for samfunnene der aktiviteten
finner sted. Selskapet ønsker å bidra til økt bosetting, aktivitet og
kompetanseutvikling. Eni Norge legger derfor til rette for lokal sysselsetting og industri og støtter en rekke kulturelle og kompetansebyggende
tiltak.
Eni Norge’s operations shall provide opportunities for the local communities
in the locations where the company operates. Eni Norge wishes to make
a contribution towards increased settlement, activity and skills development.
This is why the company facilitates projects with the aim of providing local
industrial development and employment opportunities, and supports many
cultural and skills development initiatives.
Kompetanseutvikling
Skills development
Støtteaktiviteter
Communıty initiatives
Eni Norge vil bidra ved å:
•Utføre en økende andel av forsknings- og utviklingsvirksomheten
i Nord-Norge.
•Utvikle regional leverandørindustri.
•Øke kompetansenivået i lokalsamfunnet.
•Bruke lokal industri så langt det er mulig. Store kontrakter deles
opp for at de mindre bedriftene i Nord-Norge skal kunne delta.
Eni Norge wishes to contribute by:
•carrying out an increasing proportion of its research and development
activities in northern Norway.
•developing a regional supply industry.
•enhancing skills levels in local communities.
•utilising local industrial resources wherever possible. Major contracts are
subdivided to ensure that smaller companies in northern Norway can
participate in the bidding processes.
Eni Norge har valgt å støtte prosjekter innen kultur og kompetanse i de
områdene der vi har virksomhet. Nord-Norge og spesielt Finnmark er
viktige for oss. Eksempler på prosjekter som mottok støtte fra Eni Norge
i 2014:
Eni Norge has chosen to support projects promoting culture and skills
development in the locations where we do business. Northern Norway,
and Finnmark in particular, is important to us. The following are examples
of projects which received economic support from Eni Norge in 2014:
Flinke folk og ny kunnskap
Skilled people and new know-how
Goliat og Marulk vil bidra til at folk i Nord-Norge får muligheten til
å jobbe med olje- og gassvirksomhet. Eni Norge deltar aktivt med tiltak
i grunnskole, videregående opplæring, universitet/høgskoler og innen
forskning. Eni Norge bidrar blant annet gjennom:
•Kompetansehevende tiltak, læretilbud og skolesamarbeid.
•Partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer
for høyere utdanning og forskning.
•Samarbeidsavtale med Hammerfest videregående skole.
•Samarbeid med Statoil og leverandører om lærlingstillinger
som vil gi nødvendig kompetanse og fagbrev for jobb på Goliat.
•Støtte til digitalt formidlingsprosjekt for reindriftskunnskap.
•Stipender til studenter fra Finnmark.
The Goliat and Marulk projects will provide the people of northern Norway
with an opportunity to work in the oil and gas industry. Eni Norge is playing
an active part in promoting projects in primary and secondary schools,
universities and colleges and in various fields of research. Eni Norge is
currently contributing with the following:
•skills development initiatives, learning opportunities and joint
projects with local schools.
•partnership agreements with upper secondary schools
and higher education and research institutes.
•A joint collaboration agreement with Hammerfest
Upper Secondary School.
•Collaboration with Statoil and suppliers linked to traineeships
which will provide the necessary trainee certificates and qualifications
for jobs linked to the Goliat project.
•Funding for a digital knowledge dissemination project linked to
reindeer husbandry
•Grants for students from Finnmark.
•Sami Reindeer Races Federation
•Sirma IL i Tana kommune
•Sykkelrittet Skaidi Xtreme i Finnmark
•Hammerfest videregående skole (kjemilab)
•Ungt Entreprenørskap
•Arktisk kultursenter og Hammerfest kulturskole
•Nordkapp Filmfestival
•Insomniafestivalen i Tromsø
•Varangerfestivalen
• Stipend til nordnorske artister
•Sørøya Havfiskefestival
•Newton-rom i Hammerfest
•Trollfjell Geopark
•Lofoten folkehøgskole
•Kulturhus i Alstahaug kommune
•Vitenfabrikken i Sandnes
•Norsk Oljemuseum i Stavanger
•Stavanger konserthus
•Sandnes Opera- og Operettekompani
•Forskningsdagene, Universitetet i Stavanger
•The Samí Reindeer Races Federation
•Sirma Sports Club in Tana
•Skaidi Xtreme” (mountain biking) in Finnmark
•The Chemistry Lab at Hammerfest Upper Secondary School
•Ungt Entreprenørskap” (Young Entrepreneurs)
•The Arctic Culture Centre and Hammerfest School of Culture
•The Nordkapp Film Festival
The Insomnia Festival in Tromsø
•
•The Varanger Festival
Grants to artists from northern Norway
•
•The Sørøya Deep Sea Fishing Competition
•The Newton Room in Hammerfest
The Trollfjell Geopark
•
•Lofoten Community College
•The Culture Centre in Alstahaug municipality
•The ”Science Factory” in Sandnes
•The Norwegian Petroleum Museum in Stavanger
Stavanger Concert Hall
•
•Sandnes Opera and Operetta Company
•”Science Week” at the University of Stavanger
I Nord-Norge støtter Eni Norge også iInteresseorganisasjonen
Petro Arctic — for bedrifter som ønsker å posisjonere seg som leverandør
til olje- og gassindustrien i Nord-Norge og Barentshavet.
In northern Norway, Eni Norge also supports the special interest organisation
Petro Arctic – for companies wishing to position themselves as suppliers to the
oil and gas sector in northern Norway and the Barents Sea.
22
23
Eni Norge årsrapport / Forskning og utvikling Annual report / Research and development
Eni Norge årsrapport / Forskning og utvikling Annual report / Research and development
Forskning og utvikling / Research and development
Eni Norge deltar i en rekke forsknings- og utviklingsprosjekter (F&U)
som støtter selskapets pågående og fremtidige aktiviteter som operatør.
Eni Norges F&U-portefølje omfatter cirka 40 prosjekter, enten i form av
felles industriavtaler og konsortier eller som bilaterale F&U-kontrakter.
Nesten alle F&U-kontrakter inngås med norske F&U-institutter eller
universiteter.
Eni Norge is participating in various research and development (R&D)
projects supporting ongoing and future activities which form part of the
company’s role as an operator. The Eni Norge R&D portfolio includes about
40 projects, administered either in the form of joint industry agreements and
consortiums, or as bilateral R&D contracts. Almost all R&D contracts are
established with Norwegian R&D institutes or universities.
Oljevern
Oil spill contingency
Prosjekter relatert til oljevernberedskap og miljøspørsmål, spesielt
i forbindelse med Goliat-feltet i Barentshavet, får en stor del av
F&U-budsjettet. I tillegg finnes det en rekke prosjekter relatert til
undervannsinstallasjoner og -produksjon samt innhenting av ny
kunnskap til bruk i fremtidige leteaktiviteter i Barentshavet og andre
områder med kaldt klima.
Projects related to oil spill contingency and environmental issues, primarily
linked to the Goliat field in the Barents Sea, are allocated a major share of the
R&D budget. There are also several projects related to subsea installations and
production and the obtaining new knowledge for use in future offshore
exploration in the Barents Sea or other cold climate areas.
Et av de største F&U-prosjektene, utført i samarbeid med Tecnomare
i Italia, fikk i 2014 en intern innovasjonspris. Dette prosjektet involverte
en AUV (Autonom undervannsfarkost) som det i Hammerfest og senere
på Sicilia ble utført en vellykket test av. AUV-en er utviklet gjennom
«Clean Sea»-prosjektet (Continuous Long-term Environmental and
Asset iNtegrity monitoring at SEA).
Eni Norge har også bidratt til utviklingen av Securus, et system for
automatisk oljedeteksjon og for samarbeid og informasjonsdeling.
Systemet skal installeres på Goliat FPSO og på alle tilknyttede forsyningsfartøy. Systemet skal også implementeres av andre operatører og
myndighetene.
Arktisk fokus
Eni Norge skal fortsette å utvikle teknologier og metoder for bruk
i arktiske områder og under forhold med kaldt klima som en del av sin
F&U-portefølje. Noen av de nye prosjektene startet opp i 2014 har blant
annet som mål å tilegne seg ny kunnskap innenfor feltene arbeidsforhold,
søk og redning, miljøspørsmål, urbefolkning og lokale samfunn.
24
One of the biggest R&D projects, carried out in cooperation with Tecnomare
in Italy, earned a 2014 Eni Recognition of Innovation Award. An Autonomous
Underwater Vehicle (AUV) resulting from the Clean Sea Project (Continuous
Long-term Environmental and Asset iNtegrity monitoring at sea) was
successfully tested in Hammerfest, and more recently in Sicily.
Eni Norge has also contributed to the development of Securus, a system for
automatic oil spill detection and TCMS, a tactical tool for collaboration and
information sharing. This will be installed at the Goliat FPSO and on all its
support vessels. The system will also be adopted by other operators and
authorities.
The Arctic
Eni Norge will continue to focus on technology and methodologies for
application in Arctic or cold climate conditions as part of its R&D portfolio.
New knowledge in the fields of working conditions, search and rescue,
environmental issues, indigenous peoples and local communities are among
the goals for some of the new projects initiated in 2014.
25
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual report / Financial aspects
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual report / Financial aspects
Finansielle forhold / Financial aspects
Sarbanes-Oxley Act
The Sarbanes-Oxley Act
Eni Norge AS er underlagt ”Sarbanes-Oxley Act” fra 2006. Dette er et krav
som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A. som er notert på New
York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene har Eni Norge
etablert et styringssystem for internkontroll som vurderes periodisk og
oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens
aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk). Det er i tillegg etablert en sentralisert
internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av
internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå.
Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som
støtter de etiske reglene.
Eni Norge AS is subject to the ”Sarbanes-Oxley Act” from 2006 as a result of
its being a subsidiary of Eni S.p.A, a company quoted on the New York Stock
Exchange. As a result of the SOX requirements Eni Norge has established an
internal control environment which is periodically assessed and modified to
comply with changes in the organization or its business activities (e.g. Goliat
and Marulk). Furthermore, a centralized internal audit function is in place
which carries out regular tests of the appropriateness and effectiveness of the
internal control environment as deemed relevant based on group risk
assessments. Eni Norge has introduced a code of ethics and a governance
structure to support the code of ethics.
Rapportering om betalinger
til myndigheter (Land-for-land
rapportering)
Transparency reporting on payments
to governments (Country by country
reporting)
I henhold til Regnskapsloven § 3-3d skal regnskapspliktige som driver
virksomhet innen utvinnings-industrien, utarbeide en årlig rapport med
opplysninger om betalinger til myndigheter på land- og prosjektnivå.
According to the Norwegian Accounting Act section 3-3d pertaining to
companies in the extractive industry, the companies are required annually
to disclose payments to governments per country and project.
Eni Norge AS har følgende rapporteringspliktige betalinger til norske
myndigheter i 2014:
Eni Norge AS has the following payments to Norwegian governments in
2014:
Tall i tusen NOK.
Figures in thousand NOK.
Selskapsskatt til Staten: 2 628 447.
Corporate tax to the State: 2 628 447.
Arealavgift pr. lisens som er betalt på vegne av
interessefellesskapene som operatør (100% tall):
Area fee per license paid as operator to the Norwegian authorities
on behalf of the joint ventures (100% figures):
PL122
PL201
PL226
PL229
PL293
PL489
PL533
4 932
3 836
13 837
21 783
22 331
24 390
21 358
PL122
PL201
PL226
PL229
PL293
PL489
PL533
Totalt:
112 767
Total:
4 932
3 836
13 837
21 783
22 331
24 390
21 358
112 767
CO2 og NOX avgift anses som betaling basert på forbruk og er ikke
rapporteringspliktig på linje med merverdiavgift.
CO2 and NOX fees are considered to be taxes paid on consumptions
and exempted from this reporting in line with Value Added Taxes.
For informasjon om salgsinntekt og investeringer vises det til notene
1 og 4 i årsregnskapet. For rentekostnad til andre foretak i samme
konsern så vises det til note 14.6 i årsregnskapet.
Disclosure of sales revenues and investments are reported in notes 1 and 4
in the Annual Accounts. Interest payments to affiliated companies are
disclosed in note 14.6 in the Annual Accounts.
Produksjon og salgsinntekter
Production, sales, and other revenues
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2014 var på 40,9 millioner
fat oljeekvivalenter (FOE), en økning fra 2013, hvor produksjonen var på
38,7 millioner FOE. Økningen skyldes fullt år med produksjon fra
Marulk-feltet, bedre produksjonsregularitet og færre vedlikeholdsstanser
i 2014.
Equity production of oil, NGL, and gas for 2014 amounted to 40.9 million
barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2013 of
38.7 MBOE. This increase is due to production from the Marulk field the whole
year, improved production regularity and fewer turnarounds in 2014.
Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2014 ble på NOK 17 200
millioner, en reduksjon på 5,2 % sammenlignet med 2013.
Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2014 var USD 100 pr. fat,
26
ned fra USD 110 pr. fat i 2013. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot
USD i 2014 i forhold til 2013. Gjennomsnittsprisen for alle produkter ble
redusert fra NOK 492 pr. FOE i 2013 til NOK 445 pr. FOE i 2014.
Driftskostnader
Driftskostnadene for 2014 var på NOK 8 900 millioner, som er en økning
på NOK 518 millioner sammenlignet med 2013. Hovedårsakene er fullt
år med produksjonskostnader og avskrivninger i 2014 på Marulk som var
stengt ned i deler av 2013, oppstart av Dompap-reservoaret på Skuldfeltet i 2014, høyere brønnvedlikeholdskostnader på flere av feltene og
nye prosjekt på Ekofisk-feltet.
Finansiell stilling, markeds-, kredittog likviditetsrisiko
Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 6 780 millioner
og NOK 19 782 millioner pr. 31. desember 2014. Selskapet hadde
ubenyttede trekkrettigheter på NOK 6 218 millioner i Eni Finance
International.
Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle
situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og
gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter termin­
kontrakter for å redusere valutarisikoen. Lave oljepriser og svingninger
i valutakurs kan tolereres over en lengre periode. Selskapet anser
kredittrisikoen for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre
selskap i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom
Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter.
Totalrentabiliteten før skatt i 2014 er på 14 prosent mot 21 prosent
i 2013. Totalrentabilitet etter skatt er på 6 prosent i 2014 mot 7 prosent
i 2013.
Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra
driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.
Regnskapet
Selskapets årsresultat for 2014 var NOK 80 millioner bedre enn resultatet
for selskapet i 2013. Ordinært resultat før skattekostnad var NOK 7 954
millioner sammenlignet med NOK 9 481 millioner for selskapet i 2013.
Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK 1 513 millioner og utsatt
skatteforpliktelse på NOK 3 126 millioner, fikk selskapet et årsresultat
på NOK 3 315 millioner sammenlignet med NOK 3 235 millioner for
selskapet i 2013. Regnskapet er satt opp basert på forutsetning om
fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til stede.
price for all products decreased from NOK 492 per BOE in 2013 to NOK 445
per BOE in 2014.
Operating costs
Total operating costs for 2014 were NOK 8 900 million, which is an increase
of NOK 518 million compared with 2013. The main reasons are whole year
of production costs and depreciation in 2014 on the Marulk field that were
shut-down partly in 2013, start-up of the Dompapp-reservoir on the
Skuld-field in 2014, higher well maintenance costs on several of the fields and
new projects on the Ekofisk-field.
Financial position – market, credit
and liquidity risks
As of 31 December 2014, current and other long-term liabilities amounted to
NOK 6 780 million and NOK 19 782 million respectively. Unused drawing
rights with Eni Finance International were NOK 6 218 million.
The financial position of the Company is regarded as good. The financial
situation will always be influenced strongly by fluctuations in the price of
crude oil and gas, and in exchange rates. The Company uses forward
contracts to reduce its currency exposure. Lower oil prices and fluctuations in
exchange rates can be tolerated for an extended period. The Company regards
credit risks as low since the majority of sales are to other companies within
the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are
made under long-term gas sales contracts.
The pre-tax rate of return in 2014 is 14 per cent, compared with 21 percent
in 2013. The rate of return after tax is 6 percent in 2014, compared with
7 percent in 2013.
The main differences between pre-tax income and cash flow from operations
are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation.
The financial result
The Company’s net income for 2014 was NOK 80 million higher than for
2013. The ordinary pre-tax profit for 2014 was NOK 7 954 million, compared
with NOK 9 481 million in 2013. After NOK 1 513 million for tax expenditures and NOK 3 126 million for deferred tax, net income amounted to
NOK 3 315 million, compared with NOK 3 235 million in 2013. The accounts
have been prepared based on a going concern assumption, and the Board of
Directors confirms that the conditions for this assumption are in place.
Revenues from product sales in 2014 were NOK 17 200 million, a decrease
of 5.2 % compared with 2013. The average realized oil price decreased from
USD 110 per bbl in 2013, to USD 100 per bbl in 2014. The average exchange
rates for NOK against USD were higher in 2014 than in 2013. The average
27
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual report / Financial aspects
Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual report / Financial aspects
Overskuddsdisponering
Allocation of net income
Styret har ikke kjennskap til hendelser som kan påvirke regnskapet etter
årsslutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd:
(Tusen)
Årets overskudd:
NOK 3 314 880
Overføring til annen egenkapital:
NOK
914 880
Utdeling av utbytte til aksjonæren:
NOK 2 400 000
The Board of Directors, having no knowledge of any matters not disclosed
that could be of significance when evaluating the Company’s position,
recommends the following allocation of net income:
(Thousands)
Net income:
NOK
3 314 880
To retained earnings:
NOK
914 880
Dividends for distribution:
NOK
2 400 000
Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2014 utgjør
NOK 5 492 millioner etter ordinær utbyttebetaling. 2. mars 2015.
Foreslått utbytte ligger innenfor årets resultat og den frie kontantstrøm
fra drift etter skattebetaling. Videre tilsier nåværende budsjett for 2015,
2016, 2017 og 2018 at selskapet forventer fremtidige inntekter og
kontantstrømmer som er tilstrekkelig til å betjene nåværende gjeld med
antatte fremtidige utbytter. Selskapet har også tilgang på konsernintern
finansiering av sine utbyggings- og leteprosjekter.
The Company’s retained earnings as of 31 December 2014 amount to NOK
5 492 million after the ordinary distribution of dividends. Proposed dividend is
within net income of the year and free cash-flows from operations after tax
payments. Furthermore, current Strategic Plan for 2015, 2016, 2017 and
2018 shows that the company will have sufficient earnings and cash flow to
support its current debt and assumed future dividends. The company also has
access to group financing of its current development and exploration projects.
2. mars 2015 / March 2, 2015
F. Magnani
Styreleder/
Chairman
G. Pasi
28
R. Gheller
Administrerende Direktør/
Managing Director
L. Ber†elli
S.R. Rasmussen
A.M. Nerby
T. B. Tangvald
29
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual report / Statement of income
Eni Norge årsrapport / Resultatregnskap Annual report / Statement of income
Resultatregnskap / Statement of income
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
2014
Pr. 31.12.
2013
At 31.12.
Driftsinntekter og driftskostnader
Revenue and costs from operations
(Note)
Salgsinntekter
(1)(14.3)
Andre driftsinntekter
(1)(14.3)
Sum driftsinntekter
Kjøp av gass
Produksjonskostnader
(2)(3)
Transportkostnader
(Note)
17 199 576
18 151 318
0
30 283
(1)(14.3) Other operating revenue
17 199 576
18 181 601
Total operating revenue
1 871
17 501
3 020 537
2 681 194
1 334 943
1 212 544
Letekostnader
(6)
1 210 228
1 491 614
Avskrivninger
(4)(5)
3 310 414
2 971 292
(4)
21 613
7 855
(14.5)
8 899 606
8 382 000
8 299 970
9 799 601
Salg og utrangering av anleggsmidler
Sum driftskostnader
Driftsresultat
Finansinntekter og -kostnader
Renteinntekter fra konsernselskap
(14.6)
Aksjeutbytte
Rentekostnader
(14.6)
Renteelement fjerning
18 386
19 730
1 332
20 619
2 021
1 826
(25 307)
(53 825)
(307 268)
(290 328)
(35 582)
(16 729)
Netto finanskostnader
(346 418)
(318 707)
Ordinært resultat før skattekostnad
7 953 552
9 480 894
4 638 672
6 246 092
3 314 880
3 234 802
914 880
734 802
2 400 000
2 500 000
Netto agio/(disagio)
Skattekostnad på ordinært resultat
Årsresultat
(8)
Disponering av årsresultat
Annen egenkapital
Utbytte
Purchase of natural gas
(2)(3) Production costs
Transportation costs
(6) Exploration costs
(4)(5) Depreciation
(4) Sales and retirement of assets
(14.5) Total operating costs
Operating income
(7) Financial income and expenses
(7)
Annen renteinntekt
(1)(14.3) Sales revenue
(14.6) Interest income from group companies
Interest income
Dividends
(14.6) Interest expenses
Accretion removal
Net exchange gains/(losses)
Net financial expenses
Ordinary income before taxes
(8) Taxes on ordinary income
Net income
Distribution of net income
Retained earnings
Dividend
30
31
Eni Norge årsrapport / Balanse Annual report / Balance sheet
Eni Norge årsrapport / Balanse Annual report / Balance sheet
Balanse / Balance sheet
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Eiendeler pr. 31.12.
(NOK 1 000)
Egenkapital og gjeld pr. 31.12.
2014
2013
Egenkapital
2014
2013
(Note) Shareholder's equity
(Note)
Assets as at 31.12.
Innskutt egenkapital
Anleggsmidler
(Note) Fixed assets
(Note)
Varige driftsmidler
Opptjent egenkapital
Wells and production facilities
Annen egenkapital
23 266 392
Facilities under construction
Sum egenkapital
1 434 138
Capitalised exploration wells
21 708 698
18 240 715
Anlegg under utførelse
31 878 816
1 193 792
Aktiverte letebrønner
Inventar og utstyr
Sum varige driftsmidler
(4)
86 223
65 131
54 867 529
43 006 376
Restricted equity
Aksjekapital
Tangible assets
Bore- og produksjonsanlegg
Office furniture and equipment
(4) Total Tangible assets
(12)
Aksjer i andre selskap
(9)
Sum finansielle anleggsmidler
2 126
2 126
2 126
54 869 655
43 008 502
5 770 323
4 884 734
(8)
12 156 222
9 134 033
(15)
12 204 094
7 243 093
Omløpsmidler
Kundefordringer
Andre fordringer
Kortsiktig pengeplassering
Kontanter og bankinnskudd
Sum omløpsmidler
(14.1)
278 181
285 093
858 172
2 728 282
(2)
310 336
160 797
(2) Pension liability
123 854
106 062
(15) Other provisions
24 794 506
16 643 985
Current assets
Gjeld til konsern selskap
Sum annen langsiktig gjeld
19 782 051
18 059 664
19 782 051
18 059 664
(14.2)
3 245 816
2 513 493
(8)
542 150
1 672 986
61 229
132 866
2 400 000
2 500 000
831 093
1 192 444
7 080 288
8 011 789
57 427 168
47 600 172
(7)
925 802
1 239 792
390 000
210 008
(11)(14.1)
105 358
128 495 (11)(14.1) Cash and bank
57 427 168
47 600 172
(7) Payable to group companies
Total other long-term liabilities
(14.1) Receivables from customers
(10) Other accounts receivable
Kortsiktig gjeld
(14.1) Short-term deposit
Current liabilities
Leverandørgjeld
Betalbar skatt
Total current assets
Skyldige offentlige avgifter
Sum eiendeler
Total deferred liabilities
Other long term debt
Warehouse stocks
(10)
4 591 670
(8) Deferred taxes
(15) Asset retirement obligations
Total fixed assets
(14.1)
2 557 513
(12) Total shareholder's equity
(15)
Annen langsiktig gjeld
Lager av materiell
Retained earnings
Deferred liabilities
Sum avsetning for forpliktelser
Sum anleggsmidler
4 606 734
Liabilities
Andre avsetninger for forpliktelser
Total financial assets
5 492 323
Share capital
Gjeld
Pensjonsforpliktelser
(9) Shares in other companies
278 000
Avsetning for forpliktelser
Avslutningsforpliktelser
Financial assets
278 000
Non restricted equity
Utsatt skatt
Finansielle anleggsmidler
Shareholder’s equity and liabilities as at 31.12.
Avsatt til utbytte
Total assets
Annen kortsiktig gjeld
(13)
(14.2)
Sum kortsiktig gjeld
Sum egenkapital og gjeld
(14.2) Suppliers
(8) Income taxes payable
Employee wh. tax, soc. sec. etc.
Allocated to dividend
(13) Other accounts payable
(14.2)
Total current liabilities
Total shareholder’s equity and liabilities
2. mars 2015 / March 2, 2015
F. Magnani
Styreleder/
Chairman
G. Pasi
32
R. Gheller
Administrerende Direktør/
Managing Director
L. Ber†elli
S.R. Rasmussen
A.M. Nerby
T. B. Tangvald
33
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse Annual report / Statement of cash flow
Kontantstrømanalyse / Statement of cash flow
Eni Norge årsrapport / Kontantstrømanalyse (NOK 1 000)
Per 31.12
(NOK 1 000)
2014
Likvider tilført fra virksomheten
2013 At 31.12
Cash flow from operating activities
Ordinært resultat før skattekostnad
7 953 552
9 480 894 Ordinary income before taxes
Avskrivning på eiendeler
3 310 414
2 971 292 Depreciation assets
Nedskriving av varelager
0
Utgifter til fjerning
(307 380)
1 881 Inventory Write-down
(212 775) Abandonment payments
Endring i tidselement fjerningsforpliktelse
307 268
290 328 Accretion discount
Utgiftsføring av tidligere års letebrønn
581 610
689 172 Expensed prior year exploration well
(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler
(Betalte)/mottatte skatter
Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld
Avsetning for pensjoner
Netto likviditetsendring fra virksomheten (A)
21 543
(2 643 467)
2 519 316
16 396
11 759 252
Likvider tilført/brukt til investeringer
Investeringer i varige driftsmidler
Salg av varige driftsmidler (salgssum)
Netto likvditetsendring fra investeringer (B)
Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap
Betalt aksjeutbytte
Netto likviditetsendring fra finansiering (C)
7 660 (Profit)/loss on tangible assets sold/retired
(6 323 676) Income taxes (paid)/received
(1 207 824) Change in current assets and current liabilities
25 919 Accrued pension costs
5 722 871 Net cash flow from operating activities (A)
Cash flow from investing activities
(10 824 854)
70
(10 824 784)
Likvider tilført fra/brukt til finansiering
34
Annual report / Statement of cash flow
(10 236 054) Investments in fixed assets
195 Sales of fixed assets (sales value)
(10 235 859) Net cash flow from investing activities (B)
Cash flow from financing activities
1 722 387
(2 500 000)
8 689 975 Increase/(decrease) long-term credit facility associated
company
(4 300 000) Paid dividend
(777 613)
4 389 975 Net cash flow from financing activities (C)
Netto endring I likviditetsbeholdning gjennom året
(A+B+C)
156 855
(123 013) Net cash change during the year ( A+B+C)
Likviditetsbeholdning pr. 1. januar
338 503
461 516 Cash at January 1
Likviditetsbeholdning pr. 31. desember
495 358
338 503 Cash at December 31
35
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual report / Accounting principles
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual report / Accounting principles
Regnskapsprinsipper / Accounting principles
Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998
og norsk god regnskapsskikk.
Inntekter
Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt
på leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgsavtalene. Andre
inntekter bokføres på tidspunktet for levering.
Deltakelse i felleskontrollert virksomhet
Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og
gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner
etter bruttometoden.
Bruk av estimater
The financial statement is reported in accordance with the Norwegian
Accounting Act of 1998 and Norwegian General Accepted Accounting
Principles.
Revenue
Sales of petroleum products are recorded as revenue according to the
sales method on the date of delivery, based on the terms and conditions
in the sales agreements. Other revenue is recorded at the time of the
delivery.
Participation in jointly controlled
operations
Eni Norge AS reflects the Company’s net share of income, costs, assets
and liabilities in the balance sheet and income statement regarding
interests in jointly controlled operations based on the gross method.
Selskapet benytter estimater og forutsetninger i utarbeidelsen av
årsregnskapet i henhold til god regnskapsskikk. Disse er basert på beste
estimat, og kan avvike fra de endelige faktiske kostnadene.
Use of estimates
Skattekostnad
The company uses estimates and assumptions in preparation of the
financial statements in accordance with generally accepted accounting
principles. These are based on best estimates available, and can deviate
from the final actual costs.
Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar skatt
for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning til gjeld
vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive midlertidige
forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert i regnskapet og de
verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert for skatteformål. Opptjent
friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av
utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare tatt i betraktning i tilfeller hvor det
kan sannsynliggjøres at fordelen vil bli realisert.
Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skatte­
myndighetene når de blir ilignet. Når skattesaken er begrenset til
tidspunktet for skattemessig fradrag/inntektsførsel vil det bli registrert
tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld.
Kostnader til leting og forskning og
utvikling
Letekostnader blir behandlet etter ”successful efforts”-metoden, med den
enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet til letebrønner
under arbeid blir balanseført inntil det er gjennomført en evaluering av
hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige letekostnader og forskningsog utviklingskostnader kostnadsføres løpende.
Utbyggingskostnader
Utbyggingsfasen starter når lisenspartnerne har foretatt en beslutning om
konsept for utbygging. Direkte og indirekte kostnader i forbindelse med
utbyggingsprosjekter kapitaliseres. Mislykkede produksjonsbrønner blir
kostnadsført. Vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under
driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.
36
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.
Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed when tax
assessment is issued. A corresponding tax asset/liability will be booked
when the tax issues is related to timing of expense/income for tax
purposes.
Exploration and R&D costs
Exploration costs are treated in accordance with the successful effort
method; each well making the basis for the evaluation. Costs related to
exploration wells in progress are capitalized until the wells have been
evaluated whether the discovery is commercial. Other exploration and
R&D costs are expensed as incurred.
Development expenditures
The development phase commences when the license partners have
decided the concept selection. Direct and indirect expenditures relating
to development projects are capitalised. Other costs related to fields in
production are expensed as incurred. Unsuccessful production wells are
expensed. Maintenance is expensed as incurred, whereas costs for
improving and upgrading production facilities are added to the
acquisition cost and depreciated with the related asset.
Avskrivninger
Depreciation
Sokkelinstallasjoner avskrives etter produksjonsenhetsmetoden (forholdet
mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare
reserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Investeringer på land blir
avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid.
OOffshore installations 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. Onshore assets are depreciated over the anticipated
economical lifetime, according to the straight-line method.
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 gass-­
anleggsmidler skjer på felt- eller lisensnivå. Nedskrivning resultatføres når
balanseført verdi overstiger nåverdien av kontantstrømmen. Nedskrivning
blir tilsvarende reversert hvis vilkårene for nedskrivningen ikke lenger er
tilstede.
Avslutningskostnader
Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning av
installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjernings- og nedstengningskostnader er beregnet i samsvar med nåverdimetoden etter NRS 13,
Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften
balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med
denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den
økonomiske levetiden for driftsmiddelet. Benyttet diskonteringsrente for
beregning av nåverdien av forpliktelsen er justert i forhold til estimert
tidspunkt for fjerning og nedstengning på feltet. Endringen i tidselementet
(nåverdi) for fjerningsforpliktelsen kostnadsføres årlig som en finans­
kostnad og øker balanseført fjerningsforpliktelse. Estimatendringer
balanseføres mot anleggsmidler.
For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper.
Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige
fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde.
Impairment
Tangible assets are assessed for potential loss in value when events or
changes of circumstances indicate that the book value of assets is higher
than the net present value of the cash generating unit. The assessment of
oil- and gas assets is carried out at the field or license level. Write-downs
are recognised when the book value exceeds the net present value of the
cash flow. Write-downs are correspondingly reversed if the conditions for
the write-down are no longer present.
Asset retirement costs
Asset retirement costs are calculated in accordance to net present value
method in NRS 13 Contingent liabilities and Contingent assets. The
present value of the asset retirement costs is entered in the balance sheet
as a part of the acquisition costs of the fixed assets and is depreciated
as part of this. The provision corresponds to the present value of the asset
retirement obligation in the total economic lifetime of the fixed asset.
The discount rate used in the calculation of the net present value of the
obligation is adjusted in accordance with the estimated time of removal
and decommissioning at the fields. Changes in the time element (net
present value) of the abandonment provision are expensed annually as
a financial item and increase in the asset retirement obligation in the
balance sheet. Changes in estimates are recorded as tangible assets.
Eni Norge has a liability as a shipper for Gassled. The liability is recorded
as the net present value of estimated future retirement obligations based
on accumulated shipped volumes.
37
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual report / Accounting principles
Eni Norge årsrapport / Regnskapsprinsipper Annual report / Accounting principles
Valuta
Foreign currency
Transaksjoner i utenlandsk valuta bokføres til kursen på transaksjons­
tidspunktet. Månedlig valutakurs blir benyttet som en praktisk tilnærming
når det ikke er vesentlige avvik fra transaksjonstidspunktet. 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 kontraktspris.
Transactions in foreign currency are recorded at the exchange rate of the
transaction date. Monthly exchange rates are used as a practical
approach when there are no material differences in the exchange rates
from the transaction date. 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.
Lagerbeholdning
Inventories
Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruksvarer
i varelageret er utgiftsført ved kjøp. Beholdninger av petroleumsprodukter
inngår i beregningen av mer-/mindreuttak.
Materials in the warehouse are valued at original cost. Consumable
stocks are expensed as incurred. Inventories of petroleum products are
included in over/underlifting.
Mer-/mindreuttak av petroleumsprodukt
og gasslån
Over/underlifting and gas loan
For meget uttatt mengde av petroleumsprodukter verdsettes etter
produksjonskostnad, mens for lite uttatt mengde verdsettes etter det som
er lavest av produksjonskostnad og salgspris.
Geografisk område
Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofiskområdet,
feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Skuld, Marulk
Overlift of petroleum products is valued at production cost, while underlift
is valued at the lower of production cost and sales value.
Geographical area
The Company’s major operating activity is related to its interest in the
Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans,
Urd, Marulk and Åsgard. Geographical areas of investments and sales are
specified in the notes to the financial statements.
og Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt
i noter til regnskapet.
Pensjonsforpliktelser
Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere
pensjonskostnadene i henhold til IAS 19. Pensjonskostnader og
pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på
forutsetninger om diskonteringsrente, fremtidig regulering av lønn,
pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang,
osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto
pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen. Ved regnskapsføring
av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som
opptjeningsgrunnlag lagt til grunn.
Det er gjort endringer i IAS 19 med virkning fra 1. januar 2013.
Hovedtrekkene i denne endringen er at det ikke lenger er tillatt å bruke
korridorløsningen og fremtidige estimatavvik må føres direkte mot
egenkapitalen. Det er i tillegg nytt prinsipp for fastsettelse av diskonteringsrenten, med valgadgang til å benytte renten for
foretaksobligasjoner(OMF).
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. Selskapet har ikke finansiell leasing.
Aksjer i andre selskap
Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.
Finansposter
Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging balanseføres
som en del av investeringen.
Fordringer og gjeld
Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år defineres som kortsiktig
fordring/gjeld.
Kontantstrøm
Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte
metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning
omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer
i konsernbank.
Salg av anleggsmidler
Salg av anleggsmidler på norsk sokkel behandles som etterskatt-­transaksjoner jfr. § 10 i petroleumsskatteloven, for å sikre skattenøytralitet.
Effektiv dato for skatt er 01.01, mens inntekter og kostnader blir
regnskapsført frem til oppgjørsdato.
38
Pension liability
The company uses the option in GRS 6 to measure and classify pension
costs in accordance with IAS 19. The pension costs and the pension
liability are calculated according to the principle of linear accrual/earning
based on estimated factors for the discount rate, future regulation of
salary, pensions and contributions from social security, future earnings
on the pension fund in addition to actuary premises concerning death
rate, voluntary turnover of employees, etc. The pension fund is evaluated
according to actual value and is deducted from the net pension liability
in the balance sheet at the balance sheet date. The pension accounting is
based on linear profile of funding and expected salary at the time of the
termination.
There have been changes in IAS 19 effective from 1st of January 2013.
The main changes are that changes in liability and in the pension fund
due to changes and variations in the assumptions of the calculation
(changes of the estimate) are recognised immediately in equity. There are
also changes in the discount rate used. From 2013 rate of covered bonds
are used (OMF).
Leasing commitments
Leasing agreements without transfer of material risk and control to the
leaser are considered as operational leasing. The Company’s leasing
expenses in operating leases are reflected as current operating costs.
Future leasing liabilities are specified in note 15. The company does not
have financial leasing.
Shares in other companies
Shares in other companies are valued at cost.
Financial items
Interest expenses related to material development projects are capitalised
as a part of the investment.
Assets and liabilities
Assets and liabilities to be paid within one year are classified as
short- term assets/ liabilities.
Cash flow
The statement of cash flow has been prepared in accordance with the
indirect method as per the temporary Norwegian Accounting Standard.
Cash consist of cash, bank deposits and short-term deposits in affiliated
bank.
Sale of assets
Sale of assets on the Norwegian continental shelf are treated as after tax
transactions according to the petroleum tax act § 10, to ensure tax
neutrality. Effective date for tax purposes are 01.01, while revenues and
costs are booked until completion date.
39
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Noter til årsregnskapet
Notes to the financial statements
(NOK 1 000)
Årets pensjonsopptjening
Rentekostnader av pensjonsforpliktelsen
Avkastning på pensjonsmidlene
Netto pensjonskostnad før
arbeidsgiveravgift
1
I nntekter fra salg av olje, gass og NGL pr.
aktivitetsområde og geografisk område
(NOK 1 000)
EU
Norge
Råolje
9 945 925
0
Gass
5 300 386
NGL
1 531 796
Totalt
16 778 107
Total 2014
1
Total 2013
evenue from sale of oil, gas and NGL by area
R
of activity and geographical area
(NOK 1 000)
EU
Norway
9 945 925 10 426 743
Crude Oil
9 945 925
0
18 542
5 318 928
5 465 499
Gas
5 300 386
402 927
1 934 723
2 259 076
NGL
1 531 796
421 469 17 199 576 18 151 318
Total
16 778 107
Total 2014
Total 2013
78 420
76 081
Company service cost
20 128
12 428
Interest expense of pension obligation
(14 920)
(6 924)
Return on pension
83 628
81 585
Net pension cost before
social security
Arbeidsgiveravgift
10 172
9 993
Årets pensjonskostnad
93 800
91 578
Pensjonsmidler/- forpliktelse pr. 31.12
2014
2013
78 420
76 081
20 128
12 428
(14 920)
(6 924)
83 628
81 585
Social security
10 172
9 993
Pension cost of the year
93 800
91 578
(716 443)
(496 299)
Pension fund/ liabilities as of 31.12
(716 443)
(496 299)
18 542
5 318 928
5 465 499
Estimert markedsverdi pensjonsmidler
406 107
335 502
402 927
1 934 723
2 259 076
Balanseført netto forpliktelse/midler pr. 31.12
(310 336)
(160 797)
2014
2013
Estimerte pensjonsmidler 01.01
335 502
277 357
Estimatavvik
Estimated gross pension liabilities
406 107
335 502
(310 336)
(160 797)
2014
2013
Estimated pension fund 01.01
335 502
277 357
Unrecognised loss/(gain)
Estimated market value of pension fund
Pension liability/fund as of 31.12.
421 469 17 199 576 18 151 318
Spesifikasjon av estimert
markedsverdi pensjonsmidler
Andre driftsinntekter inkluderer hovedsakelig ”tie-in” kompensasjon
for Marulk.
Other operating revenue includes mainly tie-in compensation for Marulk.
alaries, pensions, and other personnel costs
S
and remunerations own employees
Specification of estimated market
value of pension fund
(14 074)
(18 282)
(14 074)
(18 282)
Netto innbetalt
72 144
70 875
Net contribution
72 144
70 875
Utbetalte pensjoner
(2 384)
(1 371)
Benefits paid
(2 384)
(1 371)
Avkastning på pensjonsmidlene
2
(NOK 1 000)
Pension cost of the year
Estimerte brutto pensjonsforpliktelser
Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the
Eni Group.
L ønninger, pensjon og andre personalrelaterte
kostnader og godtgjørelser egne ansatte
2013
9 945 925 10 426 743
Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap
i Eni-konsernet.
2
2014
Årets pensjonskostnader
Estimert markedsverdi
pensjonsmidler 31.12
14 919
6 923
406 107
335 502
Return on pension
Estimated market value of
pension fund
14 919
6 923
406 107
335 502
Økonomiske forutsetninger
(NOK 1 000)
2014
2013
(NOK 1 000)
2014
2013
580 540
509 661
580 540
509 661
Folketrygdavgift (inkl. pensjon, og
sosiale utgifter utenlandsk personell)
74 239
70 459
Social security tax (incl. pension and
social charges for foreign personnel)
74 239
70 459
Pensjonskostnader
93 800
91 578
Pension cost
93 800
91 578
Lønninger
Andre personalrelaterte kostnader
Totalt
86 985
80 010
835 564
751 708
Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg
totalt til KNOK 336 894 (KNOK 325 466 i 2013) og andelen belastet
partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 234 242 (KNOK 207
282 i 2013).
Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser
Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i DnB.
Selskapets pensjonsordning oppfyller kravene etter lov om obligatorisk
tjenestepensjon. Pensjonsforsikringen gir rett til bestemte fremtidige
pensjonsytelser. Selskapet har også tilleggspensjon som gjelder ansatte
med høy lønn. Denne forpliktelsen er også dekket av DnB. Verdien av
pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS 19. 350 ansatte
og 12 pensjonister er med i pensjonsordningen.
Salaries
Other personnel related cost
Total
86 985
80 010
835 564
751 708
Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 336 894 (KNOK
325 466 in 2013) and the portion charged to partners in operated joint
ventures amounted to KNOK 234 242 (KNOK 207 282 in 2013).
Pension cost and pension fund/-obligations
Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees
with DnB. The pension scheme fulfils the requirements in the mandatory
occupational pension act. The pension arrangement gives defined future
benefits. The Company also has additional defined pension insurance for
personnel in higher salary grades. This obligation is also covered through DnB..
The value of the pension obligations is assessed according to IAS 19 by an
Actuary. 350 employees and 12 pensioners are included in the scheme.
2014
2013
2014
2013
Diskonteringsrente
2,30 %
4,10 %
Discount rate
2,30 %
4,10 %
Forventet avkastning
2,30 %
4,10 %
Expected return on plan assets
2,30 %
4,10 %
Lønnsøkning
2,75 %
3,75 %
Expected long-term salary increase
2,75 %
3,75 %
G-regulering
2,50 %
3,50 %
Expected long-term G increase
2,50 %
3,50 %
Regulering av løpende pensjon
2,50 %
3,50 %
Expected long-term pension escalation
2,50 %
3,50 %
Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske
forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V).
Selskapet hadde gjennomsnittlig 438 ansatte gjennom året, tilsvarende
436 årsverk.
The social security tax is included in the net pension fund. The economic
assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions in NRS
(V). Average number of employees during the year was 438, equivalent to
436 full time employees.
Godtgjørelse
Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 5 887 (KNOK 6 303 i 2013).
Ny daglig leder tiltrådte den 15. oktober 2014. Daglig leder er med i en
pensjonsordning i hjemmehørende selskap i Italia.
Remunerations
The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 5 887
(KNOK 6 303 in 2013). The Company has a new Managing Director
from October 15, 2014. The Managing Director takes part of a pension
arrangement in the home company in Italy.
Styret har ikke mottatt godtgjørelse for 2014. Styreleder mottar ikke
godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser til administrerende
direktør, styreleder eller andre nærstående parter. Selskapet har ingen
sluttvederlagsforpliktelse for styreleder eller daglig leder.
Selskapet har en bonusordning for alle ansatte kalkulert i henhold til
oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner
for ledende ansatte på KNOK 2 394. Forpliktelsen er beregnet med
diskonteringsrate på 1,1% i 3 år.
Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2014 beløp seg
til KNOK 1 515 (KNOK 1 480 i 2013). Beløpene er eksklusive
merverdiavgift.
.
40
Financial Assumptions
Members of the board received no remuneration for 2014. The Chairman
receives no remuneration. No loans/guarantees have been given to the
Managing Director, the Chairman of the Board, or other close parties. The
company has no commitments with regard to severance to the Managing
Director or the Chairman of the Board.
The Company has a bonus scheme for all employees calculated according to
achieved objectives. The company has an obligation related to stock options
of KNOK 2 394 to managers. The obligation is calculated by a discount rate
of 1,1% of 3 years.
The fee to Ernst & Young expensed in 2014 for audit services was
KNOK 1 515 (KNOK 1 480 in 2013). The amounts are exclusive of VAT.
41
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
3
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Produksjonskostnader
3
(NOK 1 000)
2014
2013
Production costs
5
(NOK 1000)
2014
2013
2 406 897
2 072 165
2 406 897
2 072 165
CO2-avgift
164 775
127 199
CO2 tax
164 775
127 199
Endring i mer/mindre uttak
104 409
180 005
Variation of over-/underlift
104 409
180 005
Driftskostnader
Forsikringer
Andre driftskostnader
Sum
4
Varige driftsmidler /
4
Operating costs
90 033
75 539
Operational insurance
90 033
75 539
254 423
226 286
Other operating costs
254 423
226 286
3 020 537
2 681 194
3 020 537
2 681 194
Total
(NOK 1 000)
Overføring/
Reclass.
31.12.13
Bore- og produksjonsanlegg /
Well and production equipment
53 243 076
695 938
Tilgang/
Additions
Avgang/
Retirement
Akk. avskr./
Acc. depr.
Bokført verdi/
Net book
value
Avskrevet/
Deprec.
2014
2014
31.12.14
31.12.14
2014
6 086 869
(219 015)
38 098 170
21 708 698
3 293 211
Aktiverte letebrønner -lisensrettigheter /
Capitalised expl. wells-license rights
23 266 392
(695 938)
9 308 362
0
0
31 878 816
0
1 629 493
0
341 264
(581 610)
195 355
1 193 792
0
Sum / Sum Total
294 757
0
38 294
(12 521)
234 307
86 223
17 203
78 433 718
0
15 774 789
(813 146)
38 527 832
54 867 529
3 310 414
KNOK 2 286 215 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. / KNOK 2 286 215 of the gross book value is capitalized interest.
Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger.
(NOK 1 000)
Økning/reduksjon fjerningsestimat
Avskrivning av fjerningsestimat
2014
2013
Proved developed reserves as at 31.12.09
279,2
Produksjon 2010
(44,8)
Production 2010
(44,8)
Endring 2010
37,9
4 949 935
(39 324)
Increase/decr. in asset retirement cost
610 756
549 754
Asset retirement cost depreciations
I 2014 er det tap relatert til salg og utrangering av anleggsmidler på
KNOK 21 613.
37,9
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.10
272,3
Proved developed reserves as at 31.12.10
272,3
Produksjon 2011
(47,8)
Production 2011
(47,8)
43,1
Changes 2011
43,1
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11
267,6
Proved developed reserves as at 31.12.11
267,6
Produksjon 2012
(46,2)
Production 2012
(46,2)
Endring 2012
33,2
Changes 2012
33,2
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.12
254,6
Proved developed reserves as at 31.12.12
254,6
Produksjon 2013
(38,7)
Production 2013
(38,7)
22,1
Changes 2013
22,1
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.13
238,0
Proved developed reserves as at 31.12.13
238,0
Produksjon 2014
(40,9)
Production 2014
(40,9)
Endring 2014
30,7
227,8
Changes 2014
30,7
Proved developed reserves as at 31.12.14
227,8
De påviste utbygde reserver, basert på Eni Norges egen evaluering basert
på amerikanske ”Security and Exchange Commissions” (SEC) prinsipper,
gjelder følgende olje- og gassfelt: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard,
Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk og Morvin. De totale
påviste reserver pr. 31.12.14 er 409 millioner FOE.
The proved developed reserves, based on Eni Norge’s own evaluations based
on U.S. Security and Exchange Commission’s (SEC) principles, include the
following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun,
Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk and Morvin. The total proved
reserves at 31.12.14 are 409 million BOE.
Konsesjonsperiodene utløper som følger:
Concession periods expire as follows:
Year
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
2028
Ekofisk
PL 018/PL 018 B
2013
Heidrun
PL 095
2024
Heidrun
PL 095
2024
4 949 935
(39 324)
Heidrun
PL 124
2025
Heidrun
PL 124
2025
610 756
549 754
Kristin
PL 134B
2027
Kristin
PL 134B
2027
Mikkel
PL 092
2020
Mikkel
PL 092
2020
Mikkel
PL 121
2022
Mikkel
PL 121
2022
Norne
PL 128/PL 128 B
2026
Norne
PL 128/PL 128 B
2026
Urd
PL 128
2026
Urd
PL 128
2026
Skuld
PL 128
2026
Skuld
PL 128
2026
Åsgard
PL 062/PL 074/PL 094/
Åsgard
PL 062/PL 074/PL 094/
2014
In 2014 there are losses related to retirement of assets of KNOK 21 613.
PL 094 B/PL 134/PL 237
42
Changes 2010
År
Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations.
(NOK 1 000)
(Not audited by E&Y)
Million barrels of oil equivalents (million BOE)
279,2
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.14
Inventar og utstyr /
Office furniture/equipmt
Proved developed reserves
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.09
Endring 2013
Anlegg under utførelse /
Works in progress
5
(Ikke revidert av E&Y)
Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE)
Endring 2011
Property, plant and equipment
Anskaffelses
verdi/Gross
book value
Påviste utbygde reserver
2027
PL 094 B/PL 134/PL 237
2028
2027
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Tyrihans
PL 073/PL 073 B/PL 091
2029
Marulk
PL122
2025
Marulk
PL122
2025
43
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
6
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Letekostnader - endringer i status
Lisens / Licence
6
Exploration - changes in status
8
Blokk/ Block
Operatør/ Operator
Andel/ Share
2/7 & 1/9
ConocoPhillips
13,12 %
7222/1
Eni Norge
60,00 %
7122/8&9
Eni Norge
50,00 %
Tildelinger/kjøp / Awards/acquisitions:
PL 044B
PL 226 / 226B
PL 657
Skattekostnad
Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skattemyndighetene når de oppstår. Når skattesaken er begrenset til tidspunktet for
skatte­messig fradrag/ inntektsførsel vil det bli registrert tilhørende utsatt
skatt eiendel/gjeld.
(NOK 1 000)
31.12.14
7 953 552
9 480 894 Income before taxes
Marginal skattesats (78 %)
6 203 771
7 395 097 Marginal tax rate (78%)
- Permanente og andre forskjeller
- Endring i skatterate
- Opptjent friinntekt
Tax effect of:
12 767
0
(1 475 021)
Finansielle poster
7
Financial items
Totale rentekostnader for 2014 utgjorde KNOK 567 963 (KNOK 441 823
i 2013). Rentekostnader KNOK 547 566 er kapitalisert (KNOK 393 214 i
2013). Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK 547 566
(KNOK 393 214 i 2013).
Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 910.
Total interest expense for 2014 amounted to KNOK 567 963 (KNOK 441
823 in 2013). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 547 566
(KNOK 393 214 in 2013). Interest expense charged by group companies was
KNOK 547 566 (KNOK 393 214 in 2013).
Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 910.
Valutaterminkontrakter
Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK. Netto
urealisert valutatap på KNOK 3 317 per 31.12.14 (gevinst på KNOK 25
773 i 2013) er kostnadsført 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 loss KNOK 3 317 as of 31.12.14 (gain KNOK
25 773 in 2013) has been charged to the income statement.
Payable to group companies
The Company has two long-term multi-currency credit facilities with Eni
Finance International. The debt is repaid currently with surplus cash that is not
required for the Company’s operating activities. The contract of 16 000
MNOK expires 6 October 2016, while the contract of 10 000 MNOK expires
10 April 2018.
Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on
the draw down date.
(102 768)
4 638 749
6 246 092 This year’s tax cost
Betalbar skatt
1 615 349
3 592 992 Payable tax
Tidligere års skatt
(102 768)
Utsatt skatt relatert til endring i skatterate
Specification of the year’s tax cost
0
Solgt valuta/
Sold currency
3 126 168
2 506 136 Deferred tax
4 638 749
6 246 092 This year's tax cost
Resultat før skattekostnad
Permanente forskjeller
Endring i midlertidige forskjeller
Grunnlag for 27 % inntektskatt
Friinntekt
Landinntekt
Payable tax as of 31.12
7 953 552
20 999
(4 181 536)
3 793 015
(2 782 965)
149 234
Kjøpt valuta/
Purchased
currency
Verdi/
Contract value
(KNOK)
Gj. snittlig
terminkurs/
Average rate
1 024 114
1 721 168 27% income tax
51 % særskatt
Betalbar skatt på resultat
Fordring tidligere års skatteoppgjør
Terminbetaling av beregnet skatt
591 235
1 615 349
(24 174)
(1 911 000) Tax instalment of payable tax
542 150
1 672 986 Sum payable tax at year-end
23 852 217
18 946 368 Properties, plant and equipment
(4 276 004) Decommissioning/environmental
Annet
(4 192 156) Uplift carry forward and future uplift
7,3775
Jan. 2015
Fremførbar og fremtidig friinntekt
9,0560
Jan. 2015
Landaktivitet
KGBP
7 200
83 583
KNOK
83 101
11,5418
Jan. 2015
Grunnlag utsatt særskatt
496 561
KNOK
494 937
7,42313
Jan. 2015
3 617
KNOK
3 623
9,05750
Jan. 2015
KGBP
1 200
13 930
KNOK
13 854
11,54500
Jan. 2015
109 938 Other
(4 301 389)
508 307
400
(160 797) Pension liability
14 619 505 Basis for deferred ordinary taxes
444 468
66 675
82 240
18 667 916
KNOK
KEUR
(310 922)
Grunnlag for utsatt selsk.skatt
KNOK
KUSD
Temporary timing differences as of 31.12
(4 955 619)
513 132
Forfall/
Due
(9 006) Receivable previous year's tax assessments
(1 049 025)
Fjerning/miljøkostnader
443 781
Solgt valuta/
Sold currency
1 871 824 51% special tax
3 592 992 Payable tax on the result
Anleggsmidler
49 080
Gj. snittlig
terminkurs/
Average rate
12 127 Onshore income
27 % inntektskatt
68 900
Verdi/
Contract value
(KNOK)
6 147 029 Base for 27% income tax
(2 415 507) Uplift
3 743 649 Base for 51% special tax
KEUR
Kontrakt motverdi/
Beløp/
Counter value
Amount
(KNOK)
111 475 Permanent difference
(3 445 340) Change in timing differences
1 159 284
Pensjonsforpliktelser
Forfall/
Due
9 480 894 Income before taxes
Grunnlag for 51 % særskatt
KUSD
Kjøpt valuta/
Purchased
currency
44
Kontrakt motverdi/
Beløp/
Counter value
Amount
(KNOK)
191 457 Previous years taxes
(44 493) Deferred tax related to tax rate change
Årets skattekostnad
Midlertidige forskjeller pr. 31.12
(NOK 1 000)
146 770 - Previous years’ adjustment
Utsatt skatt
Sum betalbar skatt i balansen
Utestående valutaterminkontrakter pr. 31.12.14 / Forward currency contracts as at 31.12.14
(44 493) - Change in tax rate
(1 373 154) - Earned uplift
Årets skattekostnad
Betalbar skatt pr. 31.12
Gjeld til konsernselskap
Selskapet har to langsiktige flervaluta lånekontrakter med Eni Finance
International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet
som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen på 16 000 MNOK
utløper 6. oktober 2016, mens låneavtalen på 10 000 MNOK utløper
10. april 2018.
Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en
margin på trekkdagen.
121 872 - Permanent and other differences
- Justering tidligere år
Spesifikasjon årets skattekostnad
7
31.12.13 Basis for taxes:
Resultat før skattekostnad
Skatteeffekt av:
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 72 004
(KNOK 53 604 in 2013).
Income taxes
Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed.
A corresponding tax asset/liability will be booked when the tax issues
are related to timing of expense/income for tax purposes.
(NOK 1 000)
Skattegrunnlag:
Forskning og utvikling
Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var
KNOK 72 004 (KNOK 53 604 i 2013).
8
(413 535)
13 952 992
(257 220) Onshore activity
10 170 129 Basis for deferred special taxes
Inntektsskatt 27 %
5 040 337
3 947 266 Ordinary tax 27%
Særskatt 51 %
7 116 027
5 186 767 Special tax 51%
Utsatt skattegjeld
12 156 364
9 134 033 Deferred tax liabilities
Utsatt skatt er beregnet etter nye skattesatser gjeldende fra 01.01.2014. / Deferred tax is calculated based on new tax rate applicable from 01.01.2014.
45
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
9
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Aksjer i andre selskap
9
Shares in other companies
14
Aksjekapital/
Share capital
Bokført verdi/
Book value
Pålydende/
Nominal value
Pålydende pr.
aksje/
Nominal value
each share
NOK
10 085
1 526
658
100
6 576
6,52 %
Utvikling AS
NOK
2 209
600
600
1 000
600
0,48 %
Sum
Total
2 126
1 258
(NOK 1 000)
Norpipe Oil AS
Antall aksjer/
Number of
shares
Eierinteresse/
Ownership
Interest
Tjeldbergodden
Transaksjoner med nærstående parter
14
Eni Norge har flere transaksjoner med andre heleide eller kontrollerte
selskap i Eni-konsernet. Inntekter består hovedsakelig av salg av råolje,
gass og NGL. Kostnadene er hovedsakelig knyttet til tekniske tjenester,
innleid personell og forsikring.
Eni Norge has a number of transactions with other wholly owned or
controlled companies in the Eni Group. Revenues are mainly related to
sale of oil, gas and NGL. The expenditures are mainly related to technical
services, seconded personnel and insurance.
14.1 Omløpsmidler
14.1 Current assets
(NOK 1 000)
2014
2013
Kunder
10
Spesifikasjon av andre fordringer
10
2014
2013
397 965
595 675
(NOK 1 000)
Netto mindreuttak av hydrokarboner
Specification of other account receivable
Net underlift of hydrocarbons
2013
397 965
595 675
1 525
2 788
1 525
2 788
275 395
293 445
Prepaid expenses current
275 395
293 445
Forskuddsbetalte utgifter utover ett år
239 495
274 737
Prepaid expenses non-current
239 495
11 422
73 147
11 422
Annet
925 802 1 239 792
Totalt
11
Bundne omløpsmidler
Egenkapital pr 31.12.13
12
Aksjekapital/
Annen egenkapital/
278 000
4 606 734
Endring i estimatavvik ført mot egenkapital
(29 291)
Årsresultat
3 314 880
Avsatt til utbytte
Sluttbalanse 31. desember 2014
(2 400 000)
278 000
5 492 323
Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2014
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.
278 000
2014
2013
Bankinnskudd
3 314 880
Allocated to dividend
Closing balance December 31, 2014
4 606 734
(2 400 000)
278 000
5 492 323
The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2014 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.
Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld
(NOK 1 000)
2014
13
2013
Specification of other accounts payable
(NOK 1 000)
2014
Ansatte
Annen gjeld
Totalt
183 532
280 987
36 306
29 695
611 255
831 093
881 762
1 192 444
Net overlift of hydrocarbons
Employees
Other accounts payable
Total
61 286
6 795
477 388
2 193 507
2014
2013
Eni Corporate
2 177
27 517
(NOK 1 000)
2014
2013
34 817
45 142
Other
Total customers
(NOK 1 000)
Eni Finance International
390 000
210 008
Eni Finance International
390 000
210 008
Sum bankinnskudd
424 817
255 150
Total bank deposits
424 817
255 150
2014
2013
Saipem SpA
412 181
565 156
Eni SpA
223 655
83 261
Banque Eni/Eni Corporate
Alle fordringer forfaller innen 1 år.
All receivables are due within 1 year.
14.2 Kortsiktig gjeld
14.2 Current liabilities
(NOK 1 000)
2014
2013
Leverandører
412 181
565 156
Eni SpA
223 655
83 261
17 469
215
399 852
125 366
12 303
15 497
1 065 460
789 495
Eni UK Ltd
Eni Trading & Shipping
Andre
Sum leverandører
(NOK 1 000)
Suppliers
Saipem SpA
Annen gjeld
36 306
29 695
Eni UK Ltd
Eni Trading & Shipping
Other
Total suppliers
17 469
215
399 852
125 366
12 303
15 497
1 065 460
789 495
5 494
1 744
2014
2013
11 458 226
12 229 706
Other accounts payable
5 494
1 744
Eni Corporate
14.3 Sales revenue , ref. note 1
881 762
1 192 444
2014
2013
(NOK 1 000)
11 458 226
12 229 706
Eni UK
599 439
830 590
Eni UK
599 439
830 590
Eni SpA
1 114 617
969 879
Eni SpA
1 114 617
969 879
14 030 175
17 285 835
14 030 175
17 285 835
Eni Trading & Shipping B.V.
Sum salgsinntekter
46
99 162
Bank deposits
14.3 Salgsinntekter
280 987
831 093
2 087 550
135 160
2013
183 532
611 255
280 942
Eni SpA
45 142
(NOK 1 000)
Netto meruttak av hydrokarboner
Eni Trading & Shipping B.V.
34 817
Banque Eni /Eni Corporate
Eni Corporate
13
2013
Other accounts receivable
(NOK 1 000)
(29 291)
Net income
2013
73 147
Share capital Retained earnings
Changes in estimates booked to equity
2014
Andre fordringer
274 737
Change in shareholder’s equity
Net equity as of 31.12.13
6 795
2 193 507
27 517
Restricted cash
(NOK 1 000)
61 286
477 388
2 177
925 802 1 239 792
Total
99 162
Eni Corporate
KNOK 34 319 of cash and bank regards employee withholding taxes.
Endring i egenkapitalen
(NOK 1 000)
Other
11
KNOK 34 319 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk. 12
Employees
2 087 550
135 160
(NOK 1 000)
Forskuddsbetalte utgifter innen ett år
Ansatte
280 942
Eni SpA
Sum kunder
2014
(NOK 1 000)
Customers
Eni Trading & Shipping B.V.
Andre
2014
(NOK 1 000)
Transactions with affiliated companies
Eni Trading & Shipping B.V.
Total sales revenue
47
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
Eni Norge årsrapport / Noter Annual report / Notes
14.4 Andre inntekter
(NOK 1 000)
14.4 Other revenue
2014
2013
-
18
Eni Insurance Ltd.
14.5 Driftskostnader og investeringer
(NOK 1 000)
Saipem SpA
Eni SpA
Eni International Resources Ltd.
Eni Insurance Ltd.
Eni Trading & Shipping SpA
Tecnomare SPA
Andre
Sum kostnader
2014
2013
1 430 452
1 557 667
237 057
161 445
41 707
38 584
Eni International Resources Ltd.
Eni Insurance Ltd.
Eni Finance International
Sum finansinntekter
Eni Finance International
Andre
Sum finanskostnader
Saipem SpA
Eni SpA
90 282
76 400
156 010
5 819
9 204
Tecnomare SPA
328
2 353
Other
2 045 393
2 001 663
2013
-
18
Eni Trading & Shipping SpA
Total expenditures
2014
2013
1 430 452
1 557 667
237 057
161 445
41 707
38 584
90 282
76 400
239 748
156 010
5 819
9 204
328
2 353
2 045 393
2 001 663
2014
2013
(NOK 1 000)
2013
2012
17 931
18 552
501
1 178
18 432
19 730
2 592
8 295
547 566
393 214
Eni Norge AS has contingent liabilities in respect of agreements with pipeline
and processing companies, whereby it may be required to provide such
companies with additional funds against future transportation and processing
of petroleum liquids and natural gas delivered by Eni Norge AS to these
companies.
I forbindelse med utbyggingen av Goliat har selskapet inngått pr.
31.12.2014 kontrakter som beløper til KNOK 5 561 734 selskapets andel.
In connection with the development of Goliat, the company has per
31.12.2014 entered contracts amounting to KNOK 5 561 734 company’s
share.
Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for å sikre
planlagte aktiviteter de neste fem årene. Det er også inngått en 10-års
avtale om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2007, med rett til forlengelse
av leieperioden. Det ble i 2012 inngått en 15-års avtale om leie av
kontorbygg i Hammerfest. Eni Norge AS har som partner i Ekofisklisensen en leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet
frem til 2020. I tillegg har selskapet som partner i felt under utbygging og
drift leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy med
varighet fram til 2024. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS
beløper seg til KNOK 8 509 238.
Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and helicopter
to secure planned activities over the next five years. Eni Norge AS has entered
into a 10-year leasing agreement of the office building in Sandnes from 2007,
with a right to extend the lease period. In 2012 a 15-year leasing agreement
of the office building in Hammerfest was entered. As partner in the Ekofisklicense 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 2024. Total
future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK 8 509 238.
Financial income
17 931
18 552
501
1 178
18 432
19 730
2 592
8 295
547 566
393 214
Eni SpA
Eni Finance International
Total financial income
Financial expenses
840
695
550 998
402 204
Eni SpA
Eni Finance International
Other
Total financial expenses
Leieavtaler / Leasing commitments
16
840
695
550 998
402 204
Forpliktelser
15
2015
2016
2017
2018
2019
>2020
1 970 285
2 116 248
1 314 477
810 964
727 870
1 569 394
Endring i regnskapsprinsipp
16
Endring estimatavvik på pensjonsforpliktelser ført mot egenkapital
Changes in accounting principle
Changes in estimates on pension liability booked to equity
2014
2013
(133 143)
171 318
Endring utsatt skatt
103 852
(133 629)
Netto endring egenkapital
(29 291)
37 689
2014
2013
(133 143)
171 318
Change deferred taxes
103 852
(133 629)
Net Change equity
(29 291)
37 689
Change pension liability
Liabilities
Konsernregnskap
15.1 Boreforpliktelser
15.1 Drilling commitments
17
I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med
lisens­partnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2014 utgjør 2 brønner med en forventet kostnad
på KNOK 365 000.
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, 2014 are 2 wells, with an estimated
cost of KNOK 365 000.
Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse:
www.eni.com.
15.2 Avslutningsforpliktelser
15.2 Asset retirement obligation
Etter betingelsene som er stilt for de utvinningstillatelser selskapet deltar
i på den norske kontinentalsokkelen, kan staten overta de faste anlegg
uten godtgjørelse når tillatelsen utløper eller produksjonen opphører.
Hvis denne retten ikke utøves av staten, kan departementet kreve at
installasjonene fjernes av rettighetshaverne. Det knytter seg stor
usikkerhet til størrelsen på fjerningskostnadene og når installasjonene
vil bli fjernet.
Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on the
Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the
permanent installations free of charge when production terminates or when
the licence period expires. If the State does not exercise this right, the Ministry
may require that the owners shall remove the installations. There is a high
degree of uncertainty regarding the extent of the abandonment costs and the
timing in the removal of the installations.
Total kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet
til KNOK 12 204 094 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette
estimatet er på KNOK 12 671 440. Kostnadsført tidselement for
fjerningskostnader i 2014 er på KNOK 307 268. Estimert tidspunkt for
Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to be
KNOK 12 204 094. Nominal value of the estimate is KNOK 12 671 440.
Expensed accretion discount in 2014 is KNOK 307 268. Estimated time for
the abandonment is from 2015 to 2055. The discount rate used varies from
48
15.3 Other commitments
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.
Endring pensjonsforpliktelse
15
1,73 % to 2,93 % dependent on the estimated time of removal and
decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation
varies from 1,9 % to 2,6 % within the calculation period.
Eni Norge has a retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge
has made a provision for this of KNOK 123 854.
Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning.
Eni Norge har gjort avsetninger for dette, beregnet til KNOK 123 854.
15.3 Andre forpliktelser
14.6 Financial income and expenses , ref. note 7
Finanskostnader
Eni SpA
(NOK 1 000)
239 748
Finansinntekter
Eni SpA
Eni Insurance Ltd.
2014
14.5 Operating and capital expenditures
14.6 Finansinntekter/kostnader
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
nedstengning og fjerning er fra 2015 til 2055. Diskonteringsrente for
beregning av nåverdi er fra 1,73 % til 2,93 % i forhold til estimert
tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for
beregningen varierer fra 1,9 % til 2,6 % innen beregningsperioden.
17
Consolidated financial statements
Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at
the internet address: www.eni.com.
49
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual report / Auditor’s report
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual report / Auditor’s report
Revisjonsberetning / Auditor’s report
50
51
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual report / Auditor’s report
Eni Norge årsrapport / Revisjonsberetning Annual report / Auditor’s report
Revisjonsberetning / Auditor’s report
52
53
Eni
Eni Norge
Norge årsrapport
årsrapport // Selskapets
Selskapets engasjement
engasjement på
på sokkelen sokkelen Annual
Annual Report
Report // Company’s
Company’s Engagement
engagement on
on the
the Shelf
shelf
Eni Norge årsrapport / Selskapets engasjement på sokkelen Annual report / Company’s engagement on the shelf
Eni Norges engasjement ved årsslutt 2014
Eni Norge’s engagement by end of year 2014
Stor aktør på norsk sokkel
Major player on the Norwegian Shelf
Eni Norge er aktiv deltaker i 56 lisenser og operatør for 18 lisenser
i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
Eni Norge is an active participant in 56 licences and operator of
18 licences in the North Sea, Norwegian Sea and the Barents Sea.
18 lisenser i Barentshavet
Eni Norge er operatør for 13 av disse lisensene, hvorav Goliat er under
utbygging. Vi har også 30 prosent eierandel i Johan Castberg.
18 licences in the Barents Sea
Eni Norge is operator for 13 of these licences, of which Goliat is under
development. We also have a 30 per cent share in Johan Castberg.
Utvinningstillatelser / Licences
Hammerfest
Eni Norge er operatør for følgende lisenser: / Eni Norge-operated licences:
Utvinningstillatelse
Navn
Eni Norge
229B
Goliat
65 %
PL No.
Name
Eni Norge
293
Afrodite
45 %
122
Marulk
20 %
489
Alke
40 %
122B
Marulk
20 %
529
Bønna
30 %
122C
Marulk
20 %
533
West of Loppa
40 %
122 D
Marulk
20 %
657
East of Loppa
80 %
201
Gamma
66,67 %
697
Goliat Eye
65 %
226
Aurelia
60 %
712
Big Brother
40 %
226B
Aurelia
60 %
716
Bigorna
40 %
229
Goliat
65 %
717
Giannutri
40 %
31 lisenser i Norskehavet
Produksjonen i det Eni Norgeopererte Marulkfeltet startet i 2012.
Vi er operatør i fire av lisensene.
31 licences in the Norwegian Sea
Production on the Eni Norge-operated
Marulk field started in 2012. We are
operator in four of the licences.
Lisenser Eni Norge har som rettighetshaver: / Licences in which Eni Norge has a participating interest:
Utvinningstillatelse
Eni Norge (%)
122 D
20 %
312
17 %
PL No.
Eni Norge (%)
124
10 %
312 B
17 %
18
12,38%
128
11,5%
393
30 %
018 B
12,38%
128 B
6,9%
473
29,4%
44
13,12%
134
30 %
479
19,6%
62
9,8%
134 B
30 %
489
40 %
73
5,8%
134 C
30 %
516
11,5%
073 B
7,9%
145
20 %
529
30 %
74
29,4%
201
66,67 %
532
30 %
074 B
29,4%
211 B
30 %
533
40 %
91
7,9%
219
50 %
608
30 %
091 D
7,9%
220
15 %
657
80 %
92
14,9%
226
100 %
696
30 %
94
19,6%
226 B
100 %
697
65 %
094 B
14,82%
229
65 %
712
40 %
95
5%
229 B
65 %
714
30 %
121
14,9%
237
14 %
716
40 %
122
20 %
263 C
9,8%
717
40 %
122 B
20 %
275
12,39%
122 C
20 %
293
45 %
54
Goliat
7 lisenser i Nordsjøen
Sør på sokkelen er vi operatør
for en lisens. Vi er også partner
i Ekofisk, som er et betydelig
felt på norsk sokkel.
7 licences in the North Sea
We are operator in one licence
in the southern part of the Shelf.
We are also partner in the Ekofisk
field, a significant field on the Shelf.
Stavanger
Marulk
Vestre Svanholmen 12, NO-4313 SANDNES
P.O. Box 101 Forus, NO-4064 STAVANGER
Telephone: +47 52 87 48 00 – Telefax: +47 52 87 49 30
www.eninorge.com
Årsrapport / Annual Report 2014