Ă…rsrapport / Annual report 2015
Innhold 4 6 7 8 20 24 30 32 34 38 40 42 44 48 58 62
Administrerende direktørs kommentarer Ledelse og styre Eni Norge årsrapport 2015 Selskapets aktiviteter HR og organisasjon Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Forskning og utvikling Samfunnsansvar Finansielle forhold Resultatregnskap Balanse Kontantstrømanalyse Regnskapsprinsipper Noter til årsregnskapet Revisjonsberetning Eni Norges engasjement ved årsslutt 2015
Contents
4 6 7 8 20 24 30 32 34 38 40 42 44 48 58 62
The Managing Director’s remarks Management and board of directors Eni Norge Annual Report 2015 Company activities HR and organisation Health, safety, environment and quality Research and development Social responsibility 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 the end of year 2015
Administrerende direktørs kommentarer The Managing Director’s remarks
Ruggero Gheller Administrerende direktør Managing Director
En viktig milepæl ble nådd i begynnelsen av sommeren med den permanente forankringen av Goliat FPSO på feltet i Barentshavet.
An important milestone was achieved at the beginning of the summer with Goliat’s mooring at its permanent location in the Barents Sea.
Aktiviteter knyttet til tilkobling og ferdigstillelse holdt mange av oss engasjert resten av 2015. Oppgaven viste seg å by på flere utfordringer enn forventet. Takket være solid innsats og engasjement fra hele organisasjonen samt verdifull støtte fra vår partner klarte vi imidlertid å fullføre de fleste aktivitetene innen året var omme.
Then, hook-up and commissioning activities have kept many of us very busy during the remaining part of the year. The task proved more challenging than anticipated. However, thanks to the efforts and commitment of the entire organization and the valuable support of our partner, we did manage to complete most of the activities by end of the year.
I mars 2016 ble Goliat det første oljefeltet som kom i drift i Barentshavet, noe som markerte starten på en ny æra for Nord-Norge og Eni Norge. Goliat-utbyggingen har skapt store ringvirkninger som fortsatt vil ha positiv betydning for regionen.
Goliat has become the first oil field in production from the Barents Sea in March 2016, marking the beginning of a new era for Northern Norway and for eni Norge. The ripple effects of Goliat development and operations are comprehensive. They have had and will have long term positive impacts in the Region.
Eni Norges distriktsorganisasjon i Hammerfest har gradvis overtatt ansvaret for sikkerhets- og beredskapsfunksjoner i tillegg til drift og vedlikehold av Goliatfeltet. Hammerfestsenteret har nå det fulle ansvaret for administreringen av FPSO-en, og vi er avhengige av at dette teamet med støtte fra alle de andre avdelingene i Eni Norge sikrer trygge og effektive operasjoner i 2016.
The Hammerfest District organisation has gradually assumed responsibility for safety and emergency preparedness functions as well as the operations and maintenance of the Goliat Field. The organisation is now fully in charge of running the FPSO and we count on them and the support of all other eni Norge departments to manage a safe and efficient operation in 2016.
Viktige prosjekter knyttet til felt drevet av våre partnere har også blitt ferdigstilt, inkludert Eldfisk II, Smørbukk Sør og ikke minst Åsgard undervannskompresjons-prosjektet som er et teknologisk gjennombrudd. Alle disse prosjektene kom i drift i 2015. Eni Norges produksjon av olje, NGL, gass og drivstoff var i 2015 omtrent 38,5 millioner fat oljeekvivalenter – en reduksjon på 5,9 % sammenlignet med 2014. Reduksjonen skyldtes i stor grad naturlig produksjonsnedgang fra modne felt og til en viss grad restriksjoner på gasseksport. Grunnet ekstra prosesseringskapasitet på Norne FPSO har gassfeltet Marulk, som Eni Norge er operatør for, kunnet produsere godt over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen i store deler av 2015. A ntallet lisenser på den norske kontinentalsokkelen som Eni Norge er operatør for eller partner i, utgjorde totalt 56 lisenser ved utgangen av 2015. Selskapet fikk tildelt to blokker som
Important projects have also been completed in our partneroperated assets: Eldfisk II, Smørbukk South Extension and most notably Asgard Subsea Compression, a technological breakthrough, have all started production during the year. Eni Norge equity production of oil, NGLs, gas and fuel gas was approximately 38.5 million barrels of oil equivalent, a reduction of 5.9% compared with 2014. The decrease was mainly attributable to the natural decline of mature fields and, to some extent, restrictions on gas exports. Our operated gas field, Marulk, has produced well above its commercial entitlement rate during most of 2015 due to spare processing capacity at the Norne FPSO. The total number of NCS operated and non-operated licences held by Eni Norge at the end of 2015 was 56. As a result of the 2014 APA round, two blocks were awarded to eni Norge in 2015, one close to the Tommeliten discovery in the North Sea and one in the Barents Sea.
Eni Norge årsrapport/Annual report Administrerende direktørs kommentarer/The Managing Director’s remarks
en del av TFO 2014, én i nærheten av Tommeliten-funnet i Nordsjøen og én i Barentshavet. Letevirksomheten har hovedsakelig vært konsentrert til Barentshavet, der selskapet er operatør for 11 lisenser og partner i ytterligere fem. Letevirksomheten i Barentshavet har hatt fokus på å finne tilleggsressurser som kan knyttes til Goliat FPSO. Aktuelle prospekter er allerede identifisert, og med eventuelle kommersielle funn vil produksjonen fra Goliat overstige nåværende prognoser og forlenge feltets levetid.
The exploration activity has mainly focused on the Barents Sea, where the company operates 11 licences and is partner in five other licenses. The Barents Sea exploration activity has had the objective of identifying additional resources that could be tied-in to the Goliat FPSO. Drillable prospects have already been identified which will allow, if successful, to sustain production above current forecast and extend the field life. Eni Norge employed by year end 443 people, compared with 450 in 2014.
Ved årets utgang hadde Eni Norge 443 ansatte sammenlignet med 450 i 2014.
1. mars 2016 / March 1, 2016
Administrerende direktør/Managing Director
5
Ledelse og styre Management and board of directors Ledelsen i Eni Norge / Eni Norge’s management
Styret i Eni Norge / Board of Directors
Ruggero Gheller Administrerende direktør / Managing Director
Enrico Cingolani Styrets leder / Chairman
Aksel Luhr Juridisk direktør / Legal and Corporate Affairs Manager
Luigino Lusuriello Styrets nestleder / Vice Chairman
Ove Andre Årdal Kommersiell direktør / Commercial Manager
Luca Bertelli Styremedlem / Director
Andreas Wulff Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt / External Communication Manager
Ruggero Gheller Styremedlem / Managing Director and Director
Tone Reinskau Direktør for målstyring og oppfølging / Performance Monitoring Manager Giuseppe Leo Driftsdirektør / Operations Manager Liv Nielsen Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet / Health, Safety, Environment and Quality Manager Gian Luigi Ferrara Finansdirektør / Finance and Control Manager Nils Tveit Direktør for personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Manager Nicola Mavilla Letedirektør / Exploration Manager Martina Opizzi Lisensdirektør / Licence Manager
Anne Marie Nerby Ansattes representant / Elected by the employees Tor B. Tangvald Ansattes representant / Elected by the employees Stein R. Rasmussen Ansattes representant / Elected by the employees Styrets vararepresentanter / Deputy Directors Stella Ottavia Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giuseppe Pasi Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giovanni Salvini Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giuseppe Colombo Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Martha Skjæveland Ansattes representant / Elected by the employees
Odd Vårdal Direktør for prosjekt og teknologi / Development and Technology Manager
Grete Myklebust Ansattes representant / Elected by the employees
Francesco Ranieri Direktør for kontrakter og anskaffelser / Supply chain Manager
Fay-Renee Franksdatter Nilsen Ansattes representant / Elected by the employees
Matteo Bacchini Direktør for Goliat utbyggingsprosjekt / Goliat development project Manager
Karin Majlund Bach Ansattes representant / Elected by the employees
Oversikten gjelder per 31. desember 2015 / Overview applies to 31. December 2015.
Eni Norge årsrapport 2015 Eni Norge Annual Report 2015 Kort om Eni Norge
Eni Norge in brief
Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni S.p.A. Selskapet utfører lete- og utvinningsvirksomhet i Norge og har kontorer på Forus utenfor Stavanger og i Hammerfest. Eni International B.V., Amsterdam, står som eier av alle aksjene i Eni Norge.
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. 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 16 av disse. Eni Norge er partner i flere felt i produksjon, Ekofisk-området i Nordsjøen samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin og Tyrihans i Norskehavet.
At year-end 2015, Eni Norge’s portfolio on the Norwegian continental shelf consisted of 56 licences. The company is operator in 16 of these. Eni Norge’s participating interests in fields in production include the Ekofisk Area in the North Sea, and Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin and Tyrihans fields in the Norwegian Sea.
Eni Norge AS er operatør for feltene, Marulk og Goliat. Marulk ligger i Norskehavet og er i produksjon. Goliat blir det første oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet.
Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk is in production in the Norwegian Sea. Goliat will be the first oil field to be brought into production in the Barents Sea.
Selskapets aktiviteter Company activities Leting
Exploration
I løpet av 2015 har Eni Norge konsentrert sin letevirksomhet hovedsakelig om Barentshavet, hvor selskapet er operatør for 11 lisenser og partner i fem. Letevirksomheten i Barents‑ havet har hatt som mål å identifisere tilleggsressurser som kan kobles til Johan Castberg og Goliat utbyggingsprosjektene. Aktiviteten har identifisert boreprospekter som kan øke produksjon fra disse områdesentrene.
During 2015 Eni Norge AS has focused its exploration activity mainly in the Barents Sea, where the company operates 11 licences and is partner in five others.
I tillegg har det i løpet av året blitt foretatt forberedende arbeid for borekampanje planlagt i 2016.
In the Barents Sea Exploration activity in 2015 had the objective of identifying additional resources that could be tied-in to the Johan Castberg and Goliat development projects. The work has allowed identifying material drillable prospects that will allow sustaining production of the two hubs. The activity has been moreover focused on preparing the exploration drilling campaign planned for 2016.
Lisenstildelinger
Licence awards
I TFO 2014 ble Eni Norge i februar 2015 tildelt tilleggsareal i forbindelse med Tommeliten-funnet i Nordsjøen, som en del av den ConocoPhillips opererte lisensen, PL044C, hvor Eni Norge er partner (ConocoPhillips 41,88 %, Statoil 30 %, Total 15 % og Eni Norge 13,12 %).
As part of the APA 2014 licences awarded in February 2015, Eni Norge, within the ConocoPhillips-operated PL044C 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.
I Barentshavet ble Eni Norge tildelt operatørskap samt 40 % eierandel i lisens PL 806 der selskapet er partner med E.ON E&P, Edison International og Petoro som alle har 20 % eierandel.
In the Barents Sea Eni Norge has been awarded the operatorship in PL 806 in the Barents Sea, with a share of 40%, while E.ON E&P, Edison International and Petoro are partners with 20% respectively.
Feltutbygging
Field development
Nordsjøen
The North Sea
Eldfisk S, den siste plattformen i Eldfisk/Ekofisk utbyggingen, startet produksjon 3. januar 2015. Etter ett år i drift har Eldfisk-installasjonene opprettholdt en høyere regularitet enn forventet.
Eldfisk S, the last platform in the recent Eldfisk/Ekofisk re-development campaign, was started up 3 January 2015. After one year of operation, the Eldfisk complex has maintained a higher regularity than anticipated. The new facility comprises an integrated platform, Eldfisk S, 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 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.
Det nye anlegget består av den kombinerte plattformen Eldfisk S med boligkvarter for 160 personer, 40 brønnslotter og prosessanlegg for separasjon av olje, vann og gass. Anlegget inkluderer vannrensing, samt 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 Teeside og Emden. Utviklingsaktivitetene på Eldfisk/Ekofisk omfatter kontinuerlige boreprogram på Eldfisk S og Ekofisk Z. Tommeliten A prosjektet passerte i desember 2014 en viktig milepæl, da gjenbruk av Huldra-plattformen ble valgt.
Development activities in Eldfisk/Ekofisk comprise continuous drilling campaigns on Eldfisk S and Ekofisk Z. After successfully passing an important milestone in December 2014, the Tommeliten A project based on Huldra re-use was terminated February 2015 due to unfavourable economic indicators.
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Prosjektet ble stoppet i februar 2015 fordi økonomien ikke var tilfredsstillende. I 2014 startet gjennomføringen av Ekofisk kapasitetsprosjekt. Prosjektet skal øke kapasiteten for rensing av produsert vann og øke gassløftkapasiteten. Oppstart er planlagt etter revisjonsstans i 2016 og skal bidra til økt kapasitetsutnyttelse på Ekofisk J og Ekofisk M. Nye initiativ er iverksatt for å utvikle mer kostnadseffektiv utnyttelse av marginale ressurser. Målsetningen for dette arbeidet er å gjøre mindre funn og restreserver som Tor, Eldfisk Nord, Tommeliten og andre funn i området, lønnsomme på sikt.
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 the planned field shut down in 2016, and the project will contribute towards boosting the exploitation of capacity in the existing process plants at Ekofisk J and Ekofisk M. New initiatives for cost effective development of marginal resources have been introduced with the aim to improve project economics and eventually enable small discoveries and residual reserves, such as those found in Tor, Eldfisk North, Tommeliten and other fields in the area, to become profitable in the longer term.
9
10
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Norskehavet
The Norwegian Sea
Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget. Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen før videre transport med skytteltanker til markedet. Gassen blir eksportert via Kristin-plattformen og Åsgard transportsystem til gassprosesseringsanlegget på Kårstø.
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.
Tyrihans-feltet produserer nå mot lavtrykks produksjonsanlegget som ble installert på Kristin-plattformen i 2014 i henhold til opprinnelige planer for utvikling og drift av feltet. Tyrihans-lisensen var ansvarlig for ca. 50 prosent av investeringene i ombyggingene og har derfor tilsvarende rettigheter til lavtrykksproduksjon over Kristin-plattformen.
The Tyrihans field is now producing to the low-pressure production plant installed on the Kristin platform in 2014 in line with the plan for development and operation of the field. The Tyrihans licence was responsible for approximately 50% of investments in the modifications and therefore holds lowpressure production rights on the K ristin platform.
Det har ikke blitt boret tilleggsbrønner i Tyrihans-feltet i løpet av 2015, men muligheter for fremtidige tilleggsbrønner blir kontinuerlig vurdert. Undervanns-sjøvannsinjeksjonssystemet har vært operasjonelt gjennom hele 2015, og det har blitt injisert vann i reservoaret i henhold til produksjonsprogrammet.
No additional production wells were drilled at the Tyrihans field during 2015, although the possibility of future additional wells is the subject of continuous assessment. The subsea seawater injection system has been in operation throughout 2015, and water has been injected into the reservoir in accordance with the production plan.
I løpet av 2015 har det blitt boret en tilleggsbrønn i Kristin- feltet. Ettersom dette er et høytrykksfelt der produksjonen er på hell og reservoartrykket kraftig redusert, ble dette sett på som en boreteknisk og sikkerhetsmessig krevende brønn. På tross av en del utfordringer underveis gikk boringen gjennom de kritiske områdene i henhold til plan, og planlagt boremål ble nådd. Dessverre produserte brønnen hovedsakelig vann og er derfor vurdert som mislykket. På slutten av 2015 startet mobiliseringen offshore for modifikasjonsarbeidene for å klargjøre Kristin-anlegget for oppkobling og prosessering av produksjonsstrømmen fra tredjepartsfeltet Maria operert av Wintershall. Planlagt oppstart av dette feltet er 2019, og det vil være et viktig bidrag for å sikre økonomisk drift av Kristin-plattformen mot slutten av Kristin-feltets levetid. Maria-feltet er en undervannsutbygging som vil bli tilknyttet Kristin-plattformen for prosessering av
An additional production well was drilled at the Kristin field during 2015. Since Kristin is a high-pressure field where production is in decline and the reservoir pressure considerably reduced, this well was regarded as challenging both in terms of drilling operation and safety. In spite of a number of problems encountered during drilling, the well penetrated the critical formations according to plan, and the planned drilling target was reached. Unfortunately, the well p roduced mostly water, and is thus regarded as unsuccessful. At year-end 2015, mobilisation began offshore for the modification operations necessary to prepare the Kristin installation for tie-in and processing of the production stream from the third-party field, Maria, operated by Wintershall. This field is planned to come on stream in 2019, and production will make a significant contribution to ensuring the continued commercial
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
produksjonsstrømmen samt lagring og eksport via Åsgardanlegget. Gassinjeksjon til Maria-feltet vil bli levert fra Åsgard-feltet via Tyrihans-anlegget og vanninjeksjon fra Heidrun-anlegget. Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter som nå nærmer seg fullførelse. 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 overvinne strømningsutfordringer i rørledningen når produksjon og reservoartrykk i de to feltene reduseres. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO2-gass fra Mikkel- og Midgard-feltene viktig for blanding med andre gass-strømmer med høyere CO2-innhold i Haltenbanken-området. Blanding av gass er nødvendig for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO2. Anlegget består av to bunnrammer, én for kompressoranlegget og én for sammenkoblinger av rørledninger. Bunnrammer og rørledninger ble installert i løpet av 2014 mens rørtilknytninger ble ferdigstilt i første del av 2015. Begge kompressortogene ble installert i en vellykket kampanje i løpet av sommersesongen 2015, og det første kompresjonstoget ble startet i september 2015. Siden oppstarten har dette toget hatt en driftsregularitet på nær 100 % som er langt over forventningene og den budsjetterte driftsregulariteten på 50 % i de første driftsmånedene. Den vellykkede oppstarten av anlegget som er det første av sitt slag i verden, er både takket være et meget profesjonelt prosjektteam og ikke minst operatørens fokus på et veldig godt og nært samarbeid mellom prosjektteamet og feltets driftsteam. Planlagt oppstart av det andre kompresjonstoget er i løpet av første kvartal 2016.
operation of the Kristin platform as the Kristin field approaches the end of its lifetime. The Maria field is a subsea development that will be tied back to the Kristin platform to facilitate processing of the production stream, and storage and export via the Åsgard installation. Gas for injection at the Maria field will be supplied from the Åsgard field via the Tyrihans installation. Water for injection will be supplied from Heidrun. The Åsgard field is the site of two ongoing development projects which are now approaching completion. The first of these is the Åsgard Subsea Compression project. This involves the first use of a subsea compressor plant in the world – in this case designed to promote increased production from the Midgar and the Mikkel fields that are tied back to Åsgard. The aim here is to overcome the pipeline-related minimum flow challenges that will arise when production declines and reservoir pressure in the two fields is reduced. As well as the benefit of higher recovery rates, the low-CO2 gas from Mikkel and Midgard is important as a mixing component with other, higher CO2, gas streams from elsewhere in the Haltenbanken area. Mixing is required to meet the general sales gas CO2 specifications. The facility consists of two seabed templates – one dedicated to the compressor plant, and the other to the connection of pipelines. Both the templates and pipelines were installed in 2014, and the pipeline hook-ups completed during the first half of 2015. Both compressor trains were installed as part of a successful campaign carried out during the summer of 2015. The first train was started in September 2015. Since start-up, this train has displayed an operational regularity of close to 100%. This is substantially above the budgeted regularity level of 50% that was expected during the first months of operation. The successful startup of this facility, which is the first of its kind in the world, can be attributed both to the work carried out by a highly professional project team and, not least, to the focus directed by the operator on achieving close and effective collaboration between the project team and the field’s operations team. The second compression train is planned to start operation during the first quarter of 2016.
11
12
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
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 Aplattformen. Prosjektet ble besluttet i begynnelsen av 2013. Alle undervannsinstallasjoner, det vil si ny bunnramme, rørmanifold-modul, rørledninger og ny kontroll-kabel, ble utført i 2014 mens oppkoblinger av rørledninger og kontroll-kabel samt testing av anlegget ble ferdigstilt i første del av 2015 som planlagt. Produksjonsbrønnen ble boret og ferdigstilt tidlig høst 2015, og innledende produksjon fra denne har vært som forventet. Full produksjon får vi først når gassinjeksjonen er startet. Boring av injeksjonsbrønnen startet på tampen av 2015. Gassinjeksjon forventes å starte i slutten av første kvartal 2016.
The second project at Åsgard involves the extension of the Smørbukk South facility, involving the installation of a new subsea template to accommodate two wells. This is an improved oil recovery project, and the wells will be tied back to the Åsgard A platform. The project received approval in early 2013. All the subsea installations (the new template, pipe-manifold module, pipelines and new umbilical) were completed in 2014, while hook-up of the pipelines and umbilical, and testing of the entire installation, were completed as planned during the first half of 2015. The production well was drilled and completed in early autumn 2015, and initial production rates from this well have been as anticipated. Full production will begin as soon as gas injection has been initiated. Drilling of the injection well started towards the end of 2015. Gas injection is expected to start at the end of the first quarter of 2016.
Studier og kommersielle vurderinger vedrørende mulig utbygging av Trestakk-feltet basert på «tie-back»-alternativet til Åsgard A har fortsatt i 2015. Beslutning om valgt utbygningskonsept var planlagt til slutten av 2015, men er nå utsatt til tidlig 2016.
Studies and commercial assessments related to the possible development of the Trestakk field, based on a tie-back concept to Åsgard A, have continued during 2015. A decision on the selection of the development concept was planned to be made at the end of 2015, but this has been postponed until early 2016.
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.
The Mikkel South project continues to be on hold due to capacity restrictions in the downstream transport system. The licensees are agreed that the project shall be re-assessed as soon as amendments to the relevant regulatory frameworks have been made.
Norne Produksjonen fra Norne-feltet har vært stabil gjennom hele året, og Norne FPSO-innretningen (Floating Production, Storage, Offloading) fortsetter å vise høy produksjonsregularitet.
Norne Production from the Norne field has been stable throughout the year and the mature FPSO installation (Floating Production, Storage, Offloading) continues to display high regularity.
En forlengelse av levetid evalueres for perioden 2021 til 2030. Norne FPSO fungerer som et knutepunkt for en rekke tie-in-felt i området, inkludert Marulk, og vurderinger gjort av teknisk integritet, indikerer at den kan levere tjenester til andre felt også etter 2021.
Lifetime extension evaluations for the period 2021 to 2030 are ongoing. The FPSO represents an important hub for several tie-in fields in the area, including Marulk, and the technical integrity evaluations indicate that it will be able to provide services for other fields after 2021 as well.
En ny vanninjeksjonsbrønn på Urd-feltet ble ferdigstilt like før jul ved bruk av Deepsea Bergen.
A new water injector was completed at the Urd field with the Deepsea Bergen. The well was finalised just before Christmas.
Marulk Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av Nordland II, om lag 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.
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 with two production wells tied back to the Norne FPSO where processing is carried out.
Basiskonseptet for Marulk forutsetter at produksjonen fortsetter til utgangen av 2021, med en generell, langsiktig forretningsstrategi som innebærer: • Vurdering av ytterligere ressurser i Lysing Nord og Langeformasjonen • Kommersiell aktivitet for å øke Marulks produksjonskapasitet på Norne
The Marulk base case assumes that production will continue until the end of 2021, with an overall long-term commercial strategy involving: • Evaluation of additional resources in Lysing Nord and the Lange Formation • Commercial effort with the aim of increasing Marulk’s production capacity on Norne
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Produksjonen i 2015 har vært stabilt høy, og det har vært lite nedetid. Marulk har fått ekstra produksjonskapasitet på Norne det meste av året. Det lave innholdet av CO2 og H2S i Marulkgassen har bidratt til produksjonsprioritet i perioder med redusert kapasitet på Norne.
During 2015, 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 the year. Low concentrations of CO2 and H2S in the Marulk gas have contributed towards prioritisation of production during periods when capacity at Norne has been reduced.
Heidrun Den nye flytende lagringsenheten for Heidrun, Heidrun B, ble installert sommeren 2015 som en erstatning for skytteltanker-systemet. Oppstarten gikk fint, og den nye lagringsenheten har opprettholdt tilfredsstillende regularitet de første seks månedene den har vært i drift.
Heidrun The new Heidrun floating storage unit, Heidrun B, was installed in the summer of 2015 as a replacement for the previous shuttle tanker arrangement. Start-up went well and the regularity of the new storage unit has been good during its first 6 months of operation.
Det er boret fire nye plattformbrønner (TLP), og produksjonsnivået har vært tilfredsstillende.
Four new platform (TLP) wells have been drilled and their contribution to production has been satisfactory.
Barentshavet
The Barents Sea
Utbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår. Tidlig 2015 ble det besluttet å bruke enda ett ekstra år for å robustgjøre utbyggingsløsningen for feltet, og endelig konseptvalg planlegges høsten 2016. Denne ekstra tiden har blitt benyttet til å avklare forventninger til områdeløsning samtidig som betydelige besparinger er oppnådd. Utbyggingsløsningene som har blitt vurdert, er en FPSO med overføring av produsert olje til tankskip eller en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en oljeterminal.
Planning of a development concept for the Johan Castberg field is currently in progress. Early in 2015 a decision was taken to spend an additional year in ensuring that the development concept was sufficiently robust. A final decision is planned for autumn 2016. This additional time has been spent in evaluating expectations regarding development of the area as a whole. At the same time, considerable savings have been achieved. Two development concepts have been considered. The first involves the use of an FPSO that will offload the oil onto tankers, and the second a semi-submersible platform from which oil will be transported to an onshore terminal via a pipeline.
Planlegging av mulig utbygging av Alke-feltet i Barentshavet avventer tilgang på eksportmuligheter – enten via eksisterende eller fremtidig gassinfrastruktur.
Planning of a possible development of the Alke field is awaiting access to export opportunities, either via existing or future gas infrastructure.
13
14
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisensene PL229/PL229B, der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %.
The Goliat development project Goliat is the first oil field to come on stream in the Barents Sea. The Goliat development includes production licences PL229 and PL229B, where Eni Norge is operator with a 65% share. Statoil is a partner in these licences with a 35% share.
Goliat er lokalisert i PL229 og PL229B, som omfatter blokker innenfor 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. En mindre del av Goliat-feltet ligger i PL229B.
The Goliat field is located in licences PL229 and PL229B in 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. PL229 was awarded as part of the “Barents Sea Licensing Round” in 1997, and PL229B in 2007. A small segment of the Goliat field is located in the PL229B licence.
Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn (7122/7-1) i 2000. Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat i perioden 2000–2007. Det er funnet olje og gass i flere strukturer/segmenter på flere stratigrafiske nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm3 olje. I utgangspunktet er det planlagt at gassen i den første fasen vil bli reinjisert for trykkstøtte. Eksportering av gass vil bli vurdert på et senere tidspunkt, avhengig av etablering av mulige eksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm3. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en FPSO tilkoplet undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni samme år. Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt åtte brønnrammer med 22 brønner, hvorav 12 er produksjonsbrønner, syv brukes til vanninjeksjon og tre til gassinjeksjon.
Oil was discovered in the Realgrunnen Group reservoirs in the 7122/7-1 well in 2000. In total, the licence has drilled five wells, including a sidetrack, during the period 2000 to 2007. Oil and gas has been found in several structures and segments, and at many stratigraphic levels. Recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm3 oil. Initially, it is planned that during the early phase of production, gas from the field will be re-injected to provide pressure support. Export of the gas will be considered at a later date, depending on the emergence of potential export infrastructure. The recoverable gas reserves are estimated at approximately eight 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 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 facility containing a process plant, oil storage facilities and an accommodation module. Produced water will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored temporarily in the FPSO prior to transport to the market in shuttle tankers. The reservoir drainage strategy will include water and gas injection employing eight well templates accommodating a total of 22 wells. Twelve of these wells will be producers, while seven will be used for water injection and three for gas injection.
Eni Norge 책rsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
15
16
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
For å oppnå målene om lave utslipp vil installasjonen bruke kraftforsyning fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om bord.
In order to achieve low emissions targets, the installation will utilise electricity supplied from the mainland via a subsea cable, combined with power generated on board.
Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjonsanleggene er utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles.
As a result of its location in the Barents Sea, strict HSE requirements have been imposed on the Goliat field in connection with emissions to the atmosphere and discharges to the sea. The production facilities are designed in such a way so as to guarantee a healthy working environment, and to ensure that all the relevant requirements are met and regulations complied with.
Goliat plattformen er installert på feltet og ferdigstilling og uttesting er i en avsluttende fase. Transport fra Sør-Korea til Hammerfest, uttauing og installasjon på feltet samt oppkobling av stigerør er gjennomført uten uhell. De viktigste aktivitetene som ble fullført i 2015 var: • Installasjon av FPSO på feltet • Inntrekning og oppkobling av 11 stigerør • Utbedring av gjenværende arbeid fra byggeverft • Uttesting av plattformsystemer • Diverse reparasjonsarbeider på undervannsanleggene • Leveranse av det avanserte plattform støttefartøyet «Stril Barents» • Boreaktivitet – I løpet av året har Eni Norge boret syv produksjonsbrønner, en gassinjekssjonsbrønn og komplettert 4 vanninjeksjonsbrønner – I tillegg er en produksjonsbrønn påbegynt – Scarabeo 8 ble brukt i all boring som ble foretatt
The Goliat platform has been installed at the field location, and completion and testing operations are currently in their final phases. Transport of the platform from South Korea to Hammerfest, towing-out and installation at the field location, as well as the process of hooking-up the risers, have been carried out without incident. The most important activities completed during 2015 were as follows: • Installation of the FPSO at the field location • Pulling-in and hook-up of 11 risers • Finalising of remaining work from the construction yard • Testing of the platform systems • Miscellaneous repairs to the subsea installations • Delivery of state of the art Platform Support Vessel “Stril Barents” • Drilling activity – Seven production wells have been drilled, and four water injection wells completed – Drilling of one production well has been commenced – Scarabeo 8 was used for all drilling operations
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
STRIL BARENTS – forsynings- og beredskapsfartøy Stril Barents er designet og bygget som et forsynings- og beredskapsfartøy til Goliatfeltet. Til daglig vil Stril Barents primært operere som forsyningsfartøy. Skipet vil også kunne erstatte Goliats beredskapsfartøy, Esvagt Aurora, og være første respons i forhold til livberging og akutte oljeutslipp. Den doble funksjonen gjør fartøyet unikt på norsk sokkel. Skipets gudmor er Gerd Kristansen, LO. STRIL BARENTS – designed and built to operate as a supply and stand-by vessel at the Goliat location Under normal circumstances the vessel will operate mainly as a supply vessel. It will also be able to replace Goliat’s current standby vessel, Esvagt Aurora, and will provide the first response both in case of emergency life-saving intervention and oil spill situations. This double function makes the vessel unique on the Norwegian shelf. The ship’s godmother is Gerd Kristiansen, LO.
15 brønner er klare for oppstart, og de gjenværende brønnene vil bli ferdigstilt i løpet av 2016.
Fifteen wells are ready for start-up and the remaining wells will be completed during 2016.
En egen driftsavdeling for Goliat-feltet er opprettet ved vårt drifts- og regionskontor i Hammerfest.
A separate operations department dedicated to the Goliat field has been established at our operations and regional office in Hammerfest.
Etter Goliat FPSOs ankomst til Hammerfest i april, har driftsavdelingen gradvis overtatt ansvar for sikkerhet og beredskap, samt drift- og vedlikehold av en del av systemene om bord. Driftsorganisasjonen er fulltallig. Alt personell har nødvendig trening og sertifiseringer. AMU/vernetjeneste er etablert og operativ, det samme er også beredskapsorganisasjon både på FPSO og på land. Offshore-rotasjon på FPSO er igangsatt, samt landbaserte stillinger med driftsvaktordninger. Alle driftskontrakter er inngått og er operative. Den totale kontraktsandelen tildelt norske selskaper for hele Goliatutbyggingen anslås å bli ca. 60 %.
After the FPSO’s arrival in Hammerfest in April, the operations department has gradually assumed responsibility for safety and emergency preparedness functions, as well as the operation and maintenance of a number of the onboard systems. The operations organisation is currently staffed to capacity. All personnel have received the necessary training and certifications. The Work Environment Committee/employee health and safety representatives are in place and operative, and the same applies to the emergency preparedness organisations, both onshore and aboard the FPSO. Offshore shift patterns have been initiated on the FPSO, and this also applies to onshore functions linked to operations monitoring shifts. All operations contracts have been entered into and are in operation. The proportion of contracts awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is estimated to be about 60%.
17
18
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Produksjon
Production
Eni Norges produksjon av olje, NGL, gass og drivstoff var i 2015 omtrent 38,5 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) – en reduksjon på 5,9 % sammenlignet med 2014. Reduksjonen skyldes i hovedsak det naturlige fallet i reservoarenes trykk som følge av produksjon og, til en viss grad, restriksjoner på gasseksport.
Eni Norge’s equity production of oil, NGL, gas and fuel in 2015 was approximately 38.5 million barrels of oil equivalents (MBOE), a reduction of 5.9% compared with 2014. The decrease was mainly attributable to a natural decline due to reservoir depletion and, to some extent, restrictions on gas exports.
Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgardfeltet, som produserte 15,3 MFOE sammenlignet med 17,0 MFOE i 2014, og feltene i Ekofisk-området, som produserte 8,9 MFOE sammenlignet med 8,8 MFOE i 2014. De resterende 14,3 MFOE kom fra feltene Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne og Urd. Olje, kondensat og NGL bidro med 54,4 % av total produksjon. Goliat-prosjektet var forventet å komme i drift i 2015, men oppstarten er nå utsatt til 2016. Årets produksjonsbudsjett uten forventet produksjon fra Goliat var på 112,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (KFOED). Eni Norges totale produksjonsrate var på 105,5 KFOED og var derfor lavere enn budsjettert. I Ekofisk-området startet Eldfisk II-prosjektet produksjon i januar 2015 og vil bidra til videre produksjon frem mot 2050. På nåværende tidspunkt har den nye plattformen,
The major contributors were the Åsgard Unit, which produced 15.3 m MBOE (compared with 17.0 MBOE in 2014) and the Ekofisk area, which produced 8.9 MBOE (compared with 8.8 MBOE in 2014). The remaining 14.3 MBOE were sourced from Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne and Urd. Oil, condensate and NGL accounted for 54.4% of total production. The Goliat project was expected to come on stream in 2015, but start-up has been delayed until 2016. This year’s production budget was 112,1 KBOED without the expected production from Goliat. Eni Norge’s production, from the other fields, has been lower than budgeted at 105.5 KBOED. In the Ekofisk area, the Eldfisk II project commenced production in January 2015 and will contribute towards continued production until 2050. At present, the new platform, Eldfisk 2/7 S, has seven wells in production. The Eldfisk II project and continuous drilling also in the Ekofisk South Project and other parts of the
Eni Norge årsrapport/Annual report Selskapets aktiviteter/Company activities
Eldfisk 2/7 S, syv brønner i produksjon. Eldfisk II-prosjektet kombinert med kontinuerlig boring på Ekofisk Sør-prosjektet og andre deler av Ekofisk-området, gjorde det mulig å opprettholde samme produksjonsnivå som i 2014. Produksjon fra Tor (Greater Ekofisk Area) ble som planlagt stanset for godt 31. desember 2015 etter 37,5 års drift. Vår daglige produksjon fra Tor var omtrent 400 fat oljeekvivalenter per dag. I 2015 skjedde det flere viktige begivenheter på Åsgard. Den viktigste av disse var oppstarten av Åsgard undervannskompresjon-prosjektet 16. september. Denne teknologien gir rom for økt utvinning fra gassreservoarene på både Åsgard (Midgard) og Mikkel. I tillegg startet produksjonen fra Smørbukk Sør Forlengelse 1. september, og dette er forventet å bidra til produksjonen fra Åsgard A FPSO. Smørbukk Sør Forlengelse er et prosjekt for økt oljeutvinning (IOR) som tidligere ikke ble vurdert som gjennomførbart på grunn av lav gjennomstrømningsevne i reservoaret.
Greater Ekofisk Area, made it possible to maintain the same production levels as in 2014. As planned, production from Tor (Greater Ekofisk Area) stopped once and for all on 31 December 2015 after 37.5 years of production. Our daily equity production from Tor was approximately 400 barrels oil equivalents per day. Some important events took place at Åsgard in 2015. The most important of these was start-up of the Åsgard Subsea Compression project on 16 September. This technology now enables significant improvements in recovery rates for both the Åsgard (Midgard) and Mikkel gas reservoirs. Moreover, production from the Smørbukk South Extension started on 1 September, and is expected to contribute to production from the Åsgard A FPSO. The Smørbukk South Extension is an improved oil recovery (IOR) project, previously regarded as not feasible due to low permeability within the reservoir.
Ekstra prosesseringskapasitet på Norne FPSO har ført til at Marulk har kunnet produsere godt over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen, i store deler av 2015. Begge brønnene produserte på maksimalt nivå i noen perioder.
Marulk has produced well above its commercial entitlement rate during most of 2015 due to spare processing capacity at the Norne FPSO. Both wells produced at maximum rate during some periods.
Skuld-feltet (Fossekall), også koblet til Norne, har hatt betydelig lavere produksjon enn forventet på grunn av for høyt vannkutt i én av de to produksjonsbrønnene i reservoaret.
The Skuld (Fossekall) field, another Norne tie-in field, has produced significantly below expectations due to high water-cut problems that have affected one of the two production wells in the reservoir.
Siden Heidrun kom i produksjon, har oljen som produseres på feltet, blitt eksportert ved hjelp av et system med bøyelasting bestående av to bøyer og spesialbygde skytteltankere. I 2015 ble en ny lagringsenhet (FSU) permanent koblet til en av bøyene, og oljen lastes fra den flytende lagringsenheten til skytteltankerne. Produksjon fra Heidrun var stabil fra 2014 og inn i 2015 som følge av nye brønner samt lavtrykksproduksjons-modulen (LPP – Low Pressure Production) som ble ferdigstilt i november 2014.
Since coming on stream, oil produced at Heidrun has been exported via a buoy loading system consisting of two buoys and purpose-built shuttle tankers. In 2015 a new FSU (Floating, Storage, Unit) was permanently connected to one of the buoys, and the oil lifted from the FSU onto the shuttle tankers. Production from Heidrun remained stable from 2014 and into 2015 as a result of new wells and the Low Pressure Production module (LPP) completed in November 2014.
Det ble ikke gjennomført vedlikeholds-stanser på noen av feltene våre i 2015.
No turnarounds were performed on any of our fields during 2015.
Reserver
Reserves
Eni Norge registrerte ytterligere dokumenterte reserver i 2015 på 5,4 MFOE, hovedsakelig fra feltene Goliat, Morvin, Ekofisk og Åsgard.
In 2015, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to 5,4 MBOE, mainly derived from the Goliat, Morvin, Ekofisk and Åsgard fields.
Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 375,8 MFOE, som er en 8,1 % reduksjon fra fjoråret og en reserve-erstatningsrate for 2015 på 14,0 %.
At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 375.8 MBOE representing a decrease of 8.1% from the previous year, and a 2015 reserves replacement ratio of 14.0%.
Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 258,7 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 413,7 MFOE.
The estimated value of probable reserves corresponds to a total of 258.7 MBOE with volumes in the “possible” and “contingent” reserves categories amounting to 413.7 MBOE.
19
HR og organisasjon HR and organisation Ved årsslutt hadde Eni Norge totalt 443 ansatte – 365 lokalt ansatte og 78 ansatte utstasjonert fra Eni-gruppen – sammenlignet med 450 i 2014.
At year-end, Eni Norge had 365 local employees and 78 expatriates from the Eni Group, amounting to a total of 443 employees, compared with 450 in 2014.
Denne lille reduksjonen er et resultat av fremdriften til Goliatprosjektet og at noen ansatte, som har vært utstasjonert i Norge, dermed får nye oppgaver i andre selskaper i Eni-gruppen.
This slight decrease is the result of the progress of the Goliat project, and that some employees, who had been assigned to projects in Norway, were subsequently reassigned to other companies in the Eni Group.
I begynnelsen av året ble Goliat FPSO-enheten, som ble bygget i Sør-Korea, transportert til feltet i Barentshavet, 88 kilometer nord for Hammerfest. Alt personell som fulgte opp byggeprosjektet, ble i løpet av første halvår overført fra Sør-Korea, de fleste av disse tilbake til organisasjonen i Norge. De fleste ansatte har sitt daglige virke ved selskapets hovedkontor på Forus. Driftsavdelingen til Goliat holder til i nye lokaler i Hammerfest. I løpet av året er ytterligere prosjektansatte overført til dette kontoret slik at det ved utgangen av året var totalt 60 ansatte som arbeidet i Hammerfest. I 2015 har selskapet benyttet seg av midlertidig innleid personell, hvorav en vesentlig del er relatert til arbeid på Goliat-prosjektet. Ved utgangen av året var det 109 midlertidig innleide i selskapet. Dette er en nedgang på 62 sammenlignet med årsslutt 2014. 4 lokalt ansatte har valgt å si opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer 1,1 prosent av gjennomsnittlig antall lokale ansatte. Selskapet har implementert retningslinjer for seniorpolitikk som tar sikte på å beholde kompetansen til eldre arbeidstakere gjennom ulike tiltak. Ved utgangen av 2015 utgjorde kvinneandelen i selskapet (ansatte og innleide) 28 prosent, mot 26 prosent ved utgangen av 2014. Prosentandelen kvinner blant lokale ansatte var 36 prosent ved utgangen av 2015. Av styrets syv medlemmer er ett medlem kvinne.
At the start of the year, the Goliat FPSO, which was constructed in South Korea, was transported to the field in the Barents Sea, 88 kilometres north of Hammerfest. All personnel supervising the construction project were demobilised from South Korea during the first half-year, and most of them re-assigned to the organisation in Norway. The majority of employees work at the company’s head office in Forus. The Goliat operations organisation is located in new office premises in Hammerfest. During the year, additional project staff have been assigned to this office, resulting in a total of 60 employees working in Hammerfest by year-end. In 2015, the company has made use of temporary contracted personnel, of which a significant proportion has been assigned to the Goliat project. At year-end, 109 temporary contracted personnel were working in the company. This represents a reduction of 62 compared with year-end 2014. A total of four local employees resigned from the company, corresponding to 1.1 per cent of the average number of local personnel. The company has adopted guidelines governing its Seniors’ Policy which includes measures aimed at retaining the skills and expertise of its senior employees. At year-end 2015, the proportion of women employed at the company (employees and contract workers) was 28 per cent, compared with 26 per cent at year-end 2014 The percentage of women among local employees was 36 per cent at the close of 2015. One of the company’s seven Board members is female.
Eni Norge 책rsrapport/Annual report HR og organisasjon/HR and organisation
21
22
Eni Norge årsrapport/Annual report HR og organisasjon/HR and organisation
Opplæring og utvikling
Training and development
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 enkelt ansatt.
Eni Norge considers the professional training and development of its employees to be an important means of advancing, motivating and retaining skilled personnel. An annual individual training plan is agreed with all employees.
I tillegg til over 20 000 timer med trenings- og opplæringsprogram for fremtidig offshore og driftspersonell, gjennomførte våre ansatte 8 000 kurs- og seminartimer i 2015, inkludert interaktive e-læringskurs. Eni Norge har implementert et nytt system for å sikre etterlevelse av alle krav til kompetanse relatert til myndigheter, nødsituasjoner og drift. Dette systemet innebærer nye skift- og rotasjonsmønstre, samt administrasjon av kompetanse og opplæring.
In 2015, in addition to over 20,000 hours spent on a comprehensive training and education programme for future offshore and operations personnel, company employees completed a total of 8,000 course and seminar hours, including interactive e-learning courses. In order to ensure compliance with all authority, emergency and company skills requirements, Eni Norge has implemented a new system incorporating new shift and rotation patterns, skills management and training administration.
En betydelig del av den tekniske spesialistopplæringen i selskapet foregår ved Eni Corporate University i Milano. Som en del av introduksjonen i selskapet får alle nyansatte delta på et opplæringsprogram. Programmet består av grunnleggende opplæring, programvarekurs og stillingsspesifikk opplæring, inkludert opplæring i ENIMS (Eni Norge Integrated Management System) og Synergi, selskapets verktøy for rapportering av hendelser, avvik og forslag til forbedringer.
A large proportion of specialist technical and institutional training within the company takes place at the Eni Corporate University in Milan. As part of their introduction into the company, all new employees attend a training programme. The programme consists of introductory training, software courses and position-specific training, including training in the Eni Norge Integrated Management System (ENIMS) and the Synergi system, which is used by the company to record incidents and non-conformances, and register suggestions for improvement.
Selskapet støtter relevant videreutdanning for sine ansatte, og det ble gitt tilskudd til fire ansatte for å gjennomføre eksterne master-/bachelor-programmer. Eni Norge støtter ulike utdanningstiltak, hvor målet er å fremme interessen og kunnskapen om de naturvitenskapelige fagene, samt å heve kvaliteten på ulike skolenivå. For skoleåret 2014-2015 støttet selskapet én norsk student økonomisk på Master Medea-studiet ved Eni Corporate University i Milano.
The company also sponsors relevant further education for its employees, and grants were given to four employees in order to support completion of their external Master’s or Bachelor programmes. Eni Norge supports a variety of educational initiatives with the aim of promoting interest and developing knowledge in the scientific disciplines, and of raising the quality of educational provision in schools at all levels. During the school year 2014-2015 the company sponsored one Norwegian student to take the Master Medea Master’s degree at the Eni Corporate University in Milan.
Eni Norge årsrapport/Annual report HR og organisasjon/HR and organisation
Kontorlokaler
Office premises
Eni Norges hovedkontor er i leide lokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. Bygget har i underkant av 400 arbeidsplasser. Det fysiske arbeidsmiljøet er generelt godt og er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne.
Eni Norge’s head office is located in leased premises at Vestre Svanholmen 12 at Forus in Sandnes municipality. The building is equipped with office space for just under 400 people. In general, the physical working environment is satisfactory, and is organised to accommodate persons with reduced functional capacity.
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. Goliat-prosjektet er i sluttfasen, gjennom siste kvartal reduserte Eni Norge antallet arbeidsplasser i bygget fra omtrent 200 til 100 arbeidsplasser. Det fysiske arbeidsmiljøet er godt, og lokalene er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne. Driftsorganisasjonen for Goliat, District Operations, har gode og funksjonelle fasiliteter i leide lokaler i Strandgata 36 i Hammerfest. Det fysiske arbeidsmiljøet i bygget er godt, og lokalene er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne. Goliat Development Project har vært en del av Hammerfestkontoret med rundt 35 ansatte, og bygget har temporært hatt opptil 135 arbeidsplasser. På Polarbase har Eni Norge rundt 20 faste kontorfasiliteter fordelt på administrasjonsbygget, Bygg 15 og Bygg 17. Goliat Development Project har i tillegg hatt midlertidig leide fasiliteter i brakkerigg med rundt 75 arbeidsplasser.
The department for “Development and Technology” (D&T), together with the Goliat project and some personnel from “District Operations”, are housed in rented premises at Vestre Svanholmen 4, a building neighbouring the head office. The Goliat project is entering its closing phase. Because of this, Eni Norge reduced the number of workplaces in the building from approximately 200 to 100 during the final quarter of 2015. The physical working environment in the building is good, and the premises are organised to accommodate persons with reduced functional capacity. The operations organisation ,”District Operations”, occupies adequate and functional facilities in rented premises at Strandgata 36 in Hammerfest. These premises are well suited to provide efficient operational support to the Goliat field. The physical working environment in the building is good, and the premises are organised to accommodate persons with reduced functional capacity. The Goliat Development Project has constituted part of the Hammerfest office, employing about 35 personnel. For the moment, the building is equipped with up to 135 workplaces. At Polarbase, Eni Norge has approximately 20 permanent office facilities at its disposal, distributed between the administration building, and Buildings 15 and 17. The Goliat Development Project has also rented temporary facilities for about 75 workplaces in pre-fabricated buildings.
Sykefravær
Sickness absence
I 2015 var sykefraværet 2,7 prosent mot 1,7 prosent i 2014.
Sickness absence in 2015 was 2.7 per cent, compared with 1.7 per cent in 2014.
23
Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Health, safety, environmental and quality Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet
Statement regarding health, safety and the environment
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 its activities without injury to personnel or damage to the environment or material assets. Waste, discharges to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible, and we shall establish a robust and efficient contingency system to combat acute pollution, suitably adapted to local conditions.
Det er i 2015 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med Eni Norges petroleums virksomhet på norsk sokkel. Selskapet har i 2015 brukt betydelige ressurser på barrierestyring, herunder utvikling av et avansert barrierstyringspanel. Eni Norge har for Goliat produksjonsboring og FPSO etablert en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene. Den kystnære oljevernberedskapen er styrket, og det er øvet og trent med de nye beredskapskonseptene som er implementert for Goliat, gjennom hele året. Bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevern utstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene, er et sentralt element i dette. 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.
In 2015, 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. In 2015, the company has dedicated considerable resources to barrier management, including the development of an advanced Barrier Management Panel. In connection with the FPSO and production drilling at the Goliat field, Eni has established robust, effective, and locally-adapted contingency measures to combat serious pollution incidents. The coastal oil spill contingency apparatus has been consolidated and training exercises and drills have been carried out throughout the year using the vessels and equipment implemented for the Goliat project. The use of fishing vessels with specially-adapted oil spill protection equipment and manned by crews with an intimate knowledge of coastal waters is a key component of this emergency response strategy. Promoting a good working environment and HSE culture is one of Eni Norge’s major goals, and thus an integral part of the company’s overall management system. The management system is certified according to the ISO 14001 standard.
Helse og arbeidsmiljø
Health and the working environment
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.
In addition to the mandatory Working Environment Committee, and the employee health and safety representatives system, the company offers an occupational health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is defined as an Inclusive Workplace (IW). The aim of the company’s IW work has been discussed and agreed both in-house and with the relevant public authorities. The company has an active sports and social club which is run by the employees. All employees are now offered organised training as a preventive health measure using our training facilities located in the company’s office building.
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,
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
Eni Norge årsrapport/Annual report Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality
og til å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem. Målet er at dette blant annet skal bidra til å opprettholde et lavt sykefravær.
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 this will be among the measures contributing towards maintaining low levels of sickness absence.
Miljørapportering
Environmental reporting
Eni Norge har i 2015 hatt egenoperert aktivitet på norsk kontinentalsokkel knyttet til feltutvikling av Goliat (PL 229) og produksjon på Marulk (PL 122). I tillegg er det gjennomført aktiviteter i lisenser hvor Eni Norge er andelseier (Ekofisk- området, Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin og Tyrihans). For å understøtte både egenopererte og partneropererte aktiviteter, har Eni Norge i 2015 hatt personell på fire lokasjoner i Norge.
During 2015 Eni Norge has carried out activities as operator on the Norwegian continental shelf linked to the Goliat field development (PL229) and Marulk production (PL 122). Activities have also been carried out in licences in which Eni Norge is a non-operator partner, the Ekofisk area, the Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin and Tyrihans fields. In 2015 Eni Norge has had personnel stationed at four different locations in Norway for the purposes of supporting both Eni Norge- and partner-operated activities.
Selskapet har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12, Forus ved Stavanger og drifts- og distriktskontor i Hammerfest. I tillegg har vi hatt personell i Vestre Svanholmen 4, Stavanger og Polarbase, Hammerfest. Miljørapportering til Miljødirektoratet for aktivitet gjennomført på norsk kontinentalsokkel, blir gjennomført av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felt og boring. Rapportene for alle felter på norsk sokkel er offentlig tilgjengelig på Norsk olje og gass sin webside. For Marulk, som er en undervannssatellittutbygging tilkoblet Norne FPSO, er det Statoil som operatør på Norne som rapporterer avfall og utslipp som en integrert del av Norne sin miljø rapportering.
The company has its head office at Vestre Svanholmen 12, Forus near Stavanger and operational and regional office in Hammerfest, and has personnel at Vestre Svanholmen 4, Stavanger and Polarbase in Hammerfest. Environmental reporting to the Norwegian Environment Agency in connection with activities conducted on the Norwegian shelf is carried out by the operator pursuant to prevailing regulations as they apply to producing fields and exploration drilling. Reports for all fields on the Norwegian Shelf are available on the “Norsk olje og gass” website (Norwegian Oil and Gas). In the case of Marulk, which is a subsea satellite development tied back to the Norne FPSO, it is the operator of the Norne field, Statoil, that submits waste and emissions/discharge reports as an integrated part of its environmental reporting linked to that field.
Miljørapportering Goliat
Environmental reporting related to Goliat
Oversikt over utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2012, kan sees i tabellen på neste side. Tallene for 2015 er jevnt over høyere for 2015 enn for 2014, noe som skyldes at Goliat FPSO ble installert på feltet i 2015. I forbindelse med produksjonsboring med Scarabeo 8 har det vært ni utilsiktede kjemikalieutslipp til sjø, mens det i forbindelse med klargjøring av Goliat FPSO på feltet har vært fire utilsiktede kjemikalieutslipp (brannskum) til sjø.
The table on the next page shows the company’s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2012. Due to the installation of the Goliat FPSO at the field location in 2015, the figures for last year are consistently higher than those for 2014. There have been a total of nine accidental chemical discharges to the sea in connection with production drilling carried out by Scarabeo 8, and four (of fire-fighting foam) in connection with preparation of the Goliat FPSO at the field location.
25
26
Eni Norge årsrapport/Annual report Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality
Utslipp og avfall produsert offshore 2012 2013 Antall brønner 5 8 Utslipp av hydrokarboner (drensvann) til sjø (m³) 0 1 Utilsiktet utslipp 61,84 0,60 til sjø (m3) 7 utslipp 7 utslipp Utslipp av CO2 (t) 31 997 35 883 Utslipp av CO (t) 71 79 Utslipp av NOX (t) 546 584 Utslipp av VOC (t) 50 57 Borekaks (m3) 527 1 622 Boreslam (m3) 802 535 Generelt avfall (t) 5 516 4 036 Papir (t) 12 14 Plast (t) 12,1 6,6 Metall (t) 33 113 Farlig avfall (t) 6 859 2 381 *Ikke alle brønnene er ferdigboret.
2014 6*
2015 10*
0,17 2,76 11 utslipp 36 329 67 681 65 2 825 6 241 295 16 7,7 118 12 807
0,13 26,49 13 utslipp 52 427 116 749 83 1 529 3 144 434,3 47,1 22,8 185 18 618
Emissions/discharges and waste produced offshore 2012 2013 2014 No. of wells 5 8 6* Hydrocarbon discharges (contaminated drainage water) to the sea (m³) 0 1 0,17 Accidental dis61,84 0,60 2,76 charges to 7 dis7 dis11 disthe sea (m3) charges charges charges CO2 emissions (t) 31 997 35 883 36 329 CO emissions (t) 71 79 67 NOX emisisons (t) 546 584 681 VOC emissions (t) 50 57 65 Drill cuttings (m3) 527 1 622 2 825 Drilling fluids (m3) 802 535 6 241 General waste (t) 5 516 4 036 295 Paper (t) 12 14 16 Plastics (t) 12,1 6,6 7,7 Metals (t) 33 113 118 Hazardous waste (t) 6 859 2 381 12 807 *Not all wells have been completed.
2015 10*
0,13 26,49 13 discharges 52 427 116 749 83 1 529 3 144 434,3 47,1 22,8 185 18 618
Eni Norge årsrapport/Annual report Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality
Miljørapportering kontorer
Environmental report from offices
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) Fjernkjøling Fjernvarme El Sum
Energy (kWh) District cooling District heating Electricity Total
Avfall (tonn) Papir Restavfall Matavfall Sum Sorteringsgrad
2012 345 800 591 020 1 223 418 2 160 238
2013 436 919 551 909 1 238 069 2 226 897
2014 592 838 496 916 1 278 731 2 368 485
2015 816 929 1 204 425 2 021 354
23,04 40,386 6,875 70,429 42,48 %
25,20 44,096 8,415 77,711 43,26 %
25,70 43,47 8,42 77,59 43,97 %
31,19 46,20 8,20 85,59 46,02 %
Waste (tonnes) General waste Food waste Matavfall Total Degree of recycling
2012 345 800 591 020 1 223 418 2 160 238
2013 436 919 551 909 1 238 069 2 226 897
2014 592 838 496 916 1 278 731 2 368 485
2015 816 929 1 204 425 2 021 354
23,04 40,386 6,875 70,429 42.48%
25,20 44,096 8,415 77,711 43.26%
25,70 43,47 8,42 77,59 43.97%
31,19 46,20 8,20 85,59 46.02%
27
28
Eni Norge årsrapport/Annual report Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality
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) Fjernkjøling / Fjernvarme Strøm Sum
Energy (kWh) District cooling / District heating Electricity Total
Avfall (tonn) Papir Restavfall Matavfall Sum Sorteringsgrad
2014 105 458+ 149 434 251 197 506 089
2015 199 669 196 980 396 649
2,31 5,56 3,57 11,44 51 %
1,66 3,71 2,72 8,09 54,14 %
Waste (tonnes) Paper General waste Food waste Total Degree of recycling
2014 105 458+ 149 434 251 197 506 089
196 980 396 649
2,31 5,56 3,57 11,44 51%
1,66 3,71 2,72 8,09 54.14%
Energiforbruk og avfall fra Strandgata 36, Hammerfest:
Energy consumption at, and waste generated from, Strandgata 36, Hammerfest:
Energi (kWh) Sum
2013* 381 902
2014 761 952
2015 1 553 308
Energy (kWh) Total
Avfall (tonn) Papir Restavfall Matavfall Trevirke Brunpapp Sum Sorteringsgrad
1,000 1,260 0,480 1,020 0 3,760 66,49 %
2,000 1,940 3,100 0 0,160 7,280 73,35 %
3,76 7,81 4,40
15,97 51,09 %
Waste (tonnes) Paper /cardboard General waste Food waste Wood Cardboard Total Degree of recycling
2015 199 669
2013* 381 902
2014 761 952
2015 1 553 308
1,000 1,260 0,480 1,020 0 3,760 66.49%
2,000 1,940 3,100 0 0,160 7,280 73.35%
3,76 7,81 4,40
15,97 51.09%
* 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
Avfall fra Polarbase:
Polarbase:
Avfall (tonn) Papir/papp Trevirke Restavfall
2015 1,0 57,56 6,08
Waste (tonnes) Paper/cardboard Wood General waste
2015 1,0 57,56 6,08
Eni Norge ürsrapport/Annual report Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality
29
Forskning og utvikling Research and development Eni Norge deltar i en rekke forsknings- og utviklingsprosjekter (FoU) som støtter selskapets pågående og fremtidige aktiviteter som operatør innenfor områdene leting, utbygging og produksjon. Eni Norges FoU-portefølje omfatter mer enn 40 prosjekter, hovedsakelig i form av felles industriprosjekter (JIP – Joint Industry Project) eller konsortier, men også som bilaterale FoU-kontrakter. Nesten alle FoU-kontraktene våre inngås med norske FoU-institutter eller universiteter.
Eni Norge participates in various research and development (R&D) projects supporting ongoing and future activities carried out by the company as an operator in the fields of exploration, development and production. The Eni Norge R&D portfolio includes more than 40 projects, mainly administered in the form of Joint Industry Projects (JIPs) or consortiums, but also as bilateral R&D contracts. Almost all our R&D contracts are established with Norwegian R&D institutes or universities.
Barentshavet
The Barents Sea
FoU-prosjekter relatert til Barentshavet og miljøspørsmål, inkludert oljevernberedskap, har siden Plan for utbygging og drift av Goliat-feltet ble godkjent i 2009, fått en stor del av selskapets FoU-budsjett. Miljøspørsmål skal fortsatt ha høy prioritet i FoU-porteføljen – imidlertid får sikkerhet og beredskap knyttet til arbeid i områder med kaldt klima og avsidesliggende arktiske områder stadig større betydning. FOU-tiltak innen utvikling av ny kunnskap for arktiske områder innenfor feltene arbeidsforhold, søk og redning, miljøspørsmål, urbefolkning og lokale samfunn har pågått siden oppstart i 2014 og vil fortsette inn i 2016.
R&D projects related to the Barents Sea and environmental issues, including oil spill contingency, have consumed a major part of the company’s R&D budget since the PDO for the Goliat field was approved in 2009. While environmental issues continue to be assigned high priority in the R&D portfolio, a change in emphasis is now taking place towards safety and emergency response issues related to work in cold climates and remote Arctic regions. The development of new knowledge in the fields of working conditions, search and rescue, environmental issues, indigenous peoples and local communities is included in one of the new arctic R&D initiatives which started in 2014 and will continue into 2016.
Eni Norge fullfinansierer to større FoU-prosjekter ved universitetet i Tromsø – EWMA (Environmental Waste Management) og BARCUT (Barents Sea Drill Cuttings Initiative). Målet med BARCUT-prosjektet er å kvantifisere og forstå effektene av borekaks på havbunnen i nærheten av et borested, samt å evaluere den fysiske og biologiske innvirkningen av dette. Resultatene er viktige for oljeindustrien og myndighetene for å dokumentere de langsiktige miljøeffektene.
Eni Norge is fully financing two major R&D projects at the University of Tromsø, called EWMA (Environmental Waste Management) and BARCUT (Barents Sea Drill Cuttings Initiative). The aim of BARCUT is to quantify and understand the effects that discharged drill cuttings have on the seafloor close to a drill site, and to assess their physical and biological impact. The results are important to the oil industry and the public authorities as a basis for the documentation of long-term environmental effects.
Eni Norge har deltatt i en rekke FoU-aktiviteter som har ført til utvikling og kvalifisering av nye teknologier og forbedrede metoder som har blitt implementert i løpet av 2015. Blant eksemplene er «Fishbones»-teknologien for stimulering av tette formasjoner som ble brukt med hell i en brønn på Smørbukk Sør, og «Typhonix»-ventilen som nå er kvalifisert og skal installeres på en Statoil-operert plattform våren 2016.
Eni Norge has participated in several R&D activities that have resulted in the development and qualification of new technologies or improved methodologies implemented during 2015. Examples include the “Fishbones” hard rock stimulation technology, successfully employed in a Smørbukk South well, and the “Typhonix” valve, which is qualified and currently waiting for installation on a platform operated by Statoil in the spring of 2016.
Fornybar energi
Renewable Energy
I tråd med FoU-tiltak i Eni SpA ble fornybar energi i 2015 for første gang inkorporert i Eni Norges FoU-strategi og -portefølje. En gjennomførbarhetsstudie for vinddrevet vanninjeksjon fra 2015 gav positive resultater og vil mest sannsynlig videreføres.
In 2015, renewable energy was incorporated into Eni Norge’s R&D strategy and portfolio for the first time, in line with R&D initiatives in Eni SpA. A feasibility study for wind-powered water injection performed in 2015 yielded positive results and will most probably be continued.
Eni Norge 책rsrapport/Annual report Forskning og utvikling/Research and development
31
Samfunnsansvar Social responsibility Bærekraftig virksomhet
Sustainable operations
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 oljefeltet i Barentshavet i porteføljen har Eni Norge engasjert seg spesielt i teknologiutvikling innen forebyggende oljevern og miljøvennlig drift.
Eni Norge’s core activities involve the exploration for, and discovery and production of, oil and gas. Low levels of risk, a 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.
Ringvirkninger for lokalsamfunnene
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
Eni Norge vil bidra ved å: • Utføre forsknings- og utviklingsvirksomhet i Nord-Norge • Utvikle regional leverandørindustri • Øke kompetansenivået i lokalsamfunnet • Bruke lokal industri så langt det er mulig
Eni Norge wishes to contribute by: • carrying out research and development activities in northern Norway • developing a regional supply industry • enhancing skills levels in local communities • utilising local industrial resources wherever possible
Eni Norge årsrapport/Annual report Samfunnsansvar/Social responsibility
Flinke folk og ny kunnskap
Skilled people and new know-how
Goliat bidrar til at folk i Nord-Norge får muligheten til å jobbe med olje- og gassvirksomhet.
The Goliat project provides the people of northern Norway with an opportunity to work in the oil and gas industry.
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 • Støtte til digitalt formidlingsprosjekt for reindriftskunnskap • Støtte til studier i Milano til studenter fra Finnmark
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 to studies in Milan for students from Finnmark
Støtteaktiviteter
Community initiatives
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 og Goliatlisensen i 2015:
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 projects which received economic support from Eni Norge and the Goliat licence in 2015:
• Sami Reindeer Races Federation • Sirma IL i Tana kommune • Skaidi Xtreme • 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, Helgeland • Lofoten folkehøgskole • Vitenfabrikken i Sandnes • Norsk Oljemuseum i Stavanger • Stavanger konserthus • Sandnes Opera- og Operettekompani • Forskningsdagene I Nord-Norge støtter Eni Norge også: Interesseorganisasjonen Petro Arctic – for bedrifter som ønsker å posisjonere seg som leverandør til olje- og gass industrien i Nord-Norge og Barentshavet.
• • • • • • • • • • • • • • • • • •
The Samí Reindeer Races Federation Sirma Sports Club “Skaidi Xtreme” (mountain biking) “Ungt Entreprenørskap” (Young Entrepreneurs) The Arctic Culture Centre and Hammerfest School of Culture The Nordkapp Film Festival The Insomnia Festival 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 “Science Factory” in Sandnes The Norwegian Petroleum Museum in Stavanger Stavanger Concert Hall Sandnes Opera and Operetta Company The “Research Days” Festival
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.
33
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 utvinningsindustrien, 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 2015:
Eni Norge AS has the following payments to Norwegian governments in 2015:
Tall i tusen NOK.
Figures in thousand NOK.
Selskapsskatt til Staten: 370 611.
Corporate tax to the State 370 611.
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 4 932 PL201 3 836 PL226 22 848 PL229 21 783 PL293 22 331 PL489 925
PL122 4 932 PL201 3 836 PL226 22 848 PL229 21 783 PL293 22 331 PL489 925
Totalt:
Totalt:
76 655
CO2 og NOX avgift anses som betaling basert på forbruk og er ikke rapporteringspliktig på linje med merverdiavgift. 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 14.5 i årsregnskapet.
76 655
CO2 and NOX fees are considered to be taxes paid on consumptions and exempted from this reporting in line with Value Added Taxes. 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 14.5 in the Annual Accounts.
Eni Norge årsrapport/Annual report Finansielle forhold/Financial aspects
Produksjon og salgsinntekter
Production, sales, and other revenues
Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2015 var på 38,5 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2014, hvor produksjonen var på 40,9 millioner FOE. Reduksjonen skyldes i hovedsak det naturlige fallet i reservoarenes trykk som følge av produksjon og, til en viss grad, restriksjoner på gasseksport.
Equity production of oil, NGL, and gas for 2015 amounted to 38,5 million barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2014 of 40,9 MBOE. This decrease is due to natural declines.
Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2015 ble på NOK 12 712 milioner, en reduksjon på 26 % sammenlignet med 2014. Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2015 var USD 51,75 pr. fat, ned fra USD 100 pr. fat i 2014. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD i 2015 i forhold til 2014. Gjennomsnittsprisen for alle produkter ble redusert fra NOK 445 pr. FOE i 2014 til NOK 338 pr. FOE i 2015.
Revenues from product sales in 2015 were NOK 12 712 million, a decrease of 26 % compared with 2014. The average realized oil price decreased from USD 100 per bbl in 2014, to USD 51,75 per bbl in 2015. The average exchange rates for NOK against USD were higher in 2015 than in 2014. The average price for all products decreased from NOK 445 per BOE in 2014 to NOK 338 per BOE in 2015.
Driftskostnader
Operating costs
Driftskostnadene for 2015 var på NOK 15 901 millioner, som er en økning på NOK 7 001 millioner sammenlignet med 2014. Hovedårsakene er at det i 2015 er tatt nedskrivning på Goliat. I tillegg er prosjektene Åsgard Subsea Compression, Mikkel Subsea Compression, Heidrun FSU og Eldfisk II ferdigstilt og avskrives fra 2015.
Total operating costs for 2015 were NOK 15 901 million, which is an increase of NOK 7 001 million compared with 2014. The main reasons are write-downs in 2015 of the Goliat project. Other reasons are that the company are starting depreciating Åsgard Subsea Compression, Mikkel Subsea compression, Heidrun FSU and Eldfisk II projects in 2015.
Finansiell stilling, markeds-, kredittog likviditetsrisiko
Financial position – market, credit and liquidity risks
Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 3 877 millioner og NOK 25 525 millioner pr. 31. desember 2015. Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 4 475 millioner i Eni Finance International.
As of 31 December 2015, current and other long-term liabilities amounted to NOK 3 877 million and NOK 25 525 million respectively. Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 4 475 million.
Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter terminkontrakter for å redusere valutarisikoen. 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.
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.
Totalrentabiliteten før skatt i 2015 er på -6 prosent mot 14 prosent i 2014. Totalrentabilitet etter skatt er på 2 prosent i 2015 mot 6 prosent i 2014. Dersom man ekskluderer nedskrivningen som ble tatt i 2015, får man en totalrentabilitet før skatt på 6 prosent og en etter skatt rentabilitet på 4 prosent.
The pre-tax rate of return in 2015 is -6 per cent, compared with 14 percent in 2014. The rate of return after tax is 2 percent in 2015, compared with 6 percent in 2014. If you exclude the write-down taken in 2015 you will get a pre-tax rate of return of 6 percent and an after tax rate of return of 4 percent.
35
36
Eni Norge årsrapport/Annual report Finansielle forhold/Financial aspects
Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.
The main differences between pre-tax income and cash flow from operations are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation.
Regnskapet
The financial result
Selskapets årsresultat for 2015 var NOK 2 493 millioner dårligere enn resultatet for selskapet i 2014. Ordinært resultat før skattekostnad var et underskudd på NOK 3 469 millioner sammenlignet med overskudd på NOK 7 954 millioner for selskapet i 2014. Etter resultatføring av skatterefusjon på NOK 304 millioner og utsatt skattefordel på NOK 3 986 millioner, fikk selskapet et årsresultat på NOK 822 millioner sammenlignet med NOK 3 315 millioner for selskapet i 2014. Regnskapet er satt opp basert på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til stede.
The Company’s net income for 2015 was NOK 2 493 million lower than for 2014. The ordinary pre-tax profit for 2015 was a loss of NOK 3 469 million, compared with a profit of NOK 7 954 million in 2014. After NOK 304 million for tax income and NOK 3 986 million for deferred tax asset, net income amounted to NOK 822 million, compared with NOK 3 315 million in 2014. 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.
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 821 505 Reduksjon av annen egenkapital: NOK 178 495 Utdeling av utbytte til aksjonæren: NOK 1 000 000
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 821 505 Reduction of retained earnings: NOK 178 495 Dividends for distribution: NOK 1 000 000
Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2015 utgjør NOK 5 346 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Foreslått utbytte ligger innenfor årets resultat og den frie kontantstrøm fra drift etter skattebetaling. Videre tilsier nåværende budsjett for 2016, 2017, 2018 og 2019 at selskapet forventer fremtidige inntekter og kontantstrømmer som er tilstrekkelige 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 2015 amount to NOK 5 346 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 2016, 2017, 2018 and 2019 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.
1. mars 2016 / March 1, 2016
E. Cingolani Styreleder / Chairman
L. Lusuriello Nestleder / Vice Chairman
R. Gheller Administrerende Direktør / Managing Director
S.R. Rasmussen
A.M. Nerby
T.B. Tangvald
L. Bertelli
Eni Norge 책rsrapport/Annual report Finansielle forhold/Financial aspects
37
Resultatregnskap Statement of income (NOK 1 000)
Driftsinntekter og driftskostnader pr. 31.12. Salgsinntekter Andre driftsinntekter Sum driftsinntekter Kjøp av gass Produksjonskostnader Transportkostnader Letekostnader Avskrivninger Nedskrivninger Salg og utrangering av anleggsmidler Sum driftskostnader Driftsresultat Finansinntekter og -kostnader Renteinntekter fra konsernselskap Annen renteinntekt Aksjeutbytte Rentekostnader Renteelement fjerning Netto agio/(disagio) Netto finanskostnader
(NOK 1 000) (Note)
2015
2014
(Note)
(1)(14.3)
12 711 706 0 12 711 706
17 199 576 0 17 199 576
(1)(14.3)
2 298 3 128 554 1 290 261 885 729 3 994 133 6 586 000 14 092 15 901 067 (3 189 361)
1 871 3 020 537 1 334 943 1 210 228 3 310 414 0 21 613 8 899 606 8 299 970
(1)(14.3)
(2)(3) (6) (4)(5) (4) (4) (14.4)
(7) (14.5)
(14.5)
Ordinært resultat før skattekostnad Skattekostnad (inntekt) på ordinært resultat Årsresultat Disponering av årsresultat Annen egenkapital Utbytte
(8)
(1)(14.3)
(2)(3) (6) (4)(5) (4) (4) (14.4)
(7)
Revenue and costs from operations as at 31.12. Sales revenue Other operating revenue Total operating revenue Purchase of natural gas Production costs Transportation costs Exploration costs Depreciation Write-down Sales and retirement of assets Total operating costs Operating income Financial income and expenses
10 056 77 490 2 477 (45 018) (339 488) 14 683 (279 800)
18 386 1 332 2 021 (25 307) (307 268) (35 582) (346 418)
(3 469 161)
7 953 552
(4 290 666)
4 638 672
821 505
3 314 880
Net income
(178 495) 1 000 000
914 880 2 400 000
Distribution of net income Retained earnings Dividend
(14.5)
(14.5)
Interest income from group companies Interest income Dividends Interest expenses Accretion discount removal Net exchange gains/(losses) Net financial expenses Ordinary income before taxes
(8)
Taxes on ordinary income
Eni Norge 책rsrapport/Annual report Resultatregnskap/Statement of income
39
Balanse Balance sheet (NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Eiendeler pr. 31.12. Anleggsmidler Varige driftsmidler Bore- og produksjonsanlegg Anlegg under utførelse Aktiverte letebrønner Inventar og utstyr Sum varige driftsmidler Finansielle anleggsmidler Aksjer i andre selskap Sum finansielle anleggsmidler Sum anleggsmidler Omløpsmidler Lager av materiell Kundefordringer Andre fordringer Skattefordring Kortsiktig pengeplassering Kontanter og bankinnskudd Sum omløpsmidler Sum eiendeler
2015
2014
(Note)
(4)
(9) 2 126
(14.1) (10) (8) (14.1) (11)(14.1)
Assets as at 31.12. (Note)
26 050 377 25 665 474 746 232 93 746 52 555 829
21 708 698 31 878 816 1 193 792 86 223 54 867 529
2 126 2 126 52 557 955
2 126 2 126 54 869 655
168 800 700 103 653 283 294 786 320 000 136 788 2 273 760
278 181 858 172 925 802 0 390 000 105 358 2 557 513
54 831 715
57 427 168
(4)
(9)
(14.1) (10) (8) (14.1) (11)(14.1)
Fixed assets Tangible assets Wells and production facilities Facilities under construction Capitalised exploration wells Office furniture and equipment Total tangible assets Financial assets Shares in other companies Total financial assets Total fixed assets Current assets Warehouse stocks Receivables from customers Other accounts receivable Current tax receivable Short-term deposit Cash and bank Total current assets Total assets
Eni Norge årsrapport/Annual report Balanse/Balance sheet
(NOK 1 000)
(NOK 1 000)
Egenkapital og gjeld pr. 31.12.
2015
Egenkapital
(Note)
(Note)
Innskutt egenkapital Aksjekapital
278 000
278 000
Opptjent egenkapital Annen egenkapital Sum egenkapital
5 345 568 5 623 568
5 492 323 5 770 323
(12)
Gjeld Avsetning for forpliktelser Utsatt skatt Avslutningsforpliktelser Pensjonsforpliktelser Andre avsetninger for forpliktelser Sum avsetning for forpliktelser Annen langsiktig gjeld Gjeld til konsern selskap Sum annen langsiktig gjeld Kortsiktig gjeld Leverandørgjeld Betalbar skatt Skyldige offentlige avgifter Avsatt til utbytte Annen kortsiktig gjeld Sum kortsiktig gjeld
(12)
12 156 222 12 204 094 310 336 123 854 24 794 506
(7)
25 524 948 25 524 948
19 782 051 19 782 051
(7)
(14.2)
1 778 812 143 907 61 246 1 000 000 892 681 3 876 646
3 245 816 542 150 61 229 2 400 000 831 093 7 080 288
(14.2)
54 831 715
57 427 168
(2) (15)
(13)(14.2)
(8) (15) (2) (15)
(8)
(13)(14.2)
L. Lusuriello Nestleder / Vice Chairman
R. Gheller Administrerende Direktør / Managing Director
S.R. Rasmussen
A.M. Nerby
T.B. Tangvald
Non restricted equity Retained earnings Total shareholder's equity Liabilities Deferred liabilities Deferred taxes Asset retirement obligations Pension liability Other provisions Total deferred liabilities Other long term debt Payable to group companies Total other long-term liabilities Current liabilities Suppliers Income taxes payable Employee wh. tax, soc., sec. etc. Allocated to dividend Other accounts payable Total current liabilities Total shareholder’s equity and liabilities
1. mars 2016 / March 1, 2016
E. Cingolani Styreleder / Chairman
Shareholder's equity Restricted equity Share capital
8 282 330 11 251 228 199 526 73 469 19 806 553
(8) (15)
(8)
Sum egenkapital og gjeld
Shareholder’s equity and liabilities as at 31.12.
2014
L. Bertelli
41
42
Eni Norge ürsrapport/Annual report Kontantstrømanalyse/Statement of cash flow
Kontantstrømanalyse Statement of cash flow (NOK 1 000)
Pr. 31.12.
(NOK 1 000)
2015
2014
Likvider tilført fra virksomheten Ordinært resultat før skattekostnad Avskrivning på eiendeler Nedskriving Utgifter til fjerning Endring i tidselement fjerningsforpliktelse Utgiftsføring av tidligere års letebrønn (Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler (Betalte)/mottatte skatter Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld Avsetning for pensjoner Netto likviditetsendring fra virksomheten (A)
(3 469 161) 3 994 133 6 586 000 (463 304) 339 488 475 022 14 092 (388 789) (906 546) 33 464 6 214 399
7 953 552 3 310 414 0 (307 380) 307 268 581 610 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 likviditetsendring fra investeringer (B)
(9 599 656) 3 790 (9 595 866)
(10 824 854) 70 (10 824 784)
Likvider tilført fra/brukt til finansiering Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap Betalt aksjeutbytte Netto likviditetsendring fra finansiering (C)
5 742 897 (2 400 000) 3 342 897
At 31.12. Cash flow from operating activities Ordinary income before taxes Depreciation assets Write-down Abandonment payments Accretion discount Expensed prior year exploration well (Profit)/loss on tangible assets sold/retired Income taxes (paid)/received Change in current assets and current liabilities Accrued pension costs Net cash flow from operating activities (A) Cash flow from investing activities Investments in fixed assets Sales of fixed assets (sales value) Net cash flow from investing activities (B)
Cash flow from financing activities Increase/(decrease) long-term credit 1 722 387 facility associated company (2 500 000) Paid dividend (777 613) Net cash flow from financing activities (C)
Netto endring i likviditetsbeholdning gjennom året (A+B+C) Likviditetsbeholdning pr. 1. januar
(38 570) 495 358
156 855 338 503
Net cash change during the year ( A+B+C) Cash at January 1
Likviditetsbeholdning pr. 31. desember
456 788
495 358
Cash at December 31
Regnskapsprinsipper Accounting principles Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til regnskapsloven av 1998 og norsk god regnskapsskikk.
The financial statement is reported in accordance with the Norwegian Accounting Act of 1998 and Norwegian General Accepted Accounting Principles.
Inntekter
Revenue
Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt på leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgsavtalene. Andre inntekter bokføres på tidspunktet for levering.
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.
Deltakelse i felleskontrollert virksomhet
Participation in jointly controlled operations
Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner etter bruttometoden.
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.
Bruk av estimater
Use of estimates
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.
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
Income taxes
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.
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.
Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skattemyndighetene når de blir ilignet. Når skattesaken er begrenset til tidspunktet for skattemessig fradrag/inntektsførsel vil det bli registrert tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld.
Taxes related to tax issues with the tax authorities are expensed 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.
Eni Norge årsrapport/Annual report Regnskapsprinsipper/Accounting principles
Kostnader til leting og forskning og utvikling Letekostnader blir behandlet etter ”successful efforts”metoden, med den enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet til letebrønner under arbeid blir balanseført inntil det er gjennomført en evaluering av hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige letekostnader og forsknings- og utviklingskostnader kostnadsføres løpende.
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.
Utbyggingskostnader
Development expenditures
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.
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.
Varige driftsmidler
Tangible Assets
Varige driftsmidler måles til anskaffelseskost fratrukket akkumulerte av- og nedskrivninger. Når eiendelen selges eller avhendes, blir balanseført verdi fraregnet og eventuelt tap eller gevinst resultatføres.
Tangible assets are valued at acquisition cost less accumulated depreciations and write offs. When the asset is sold or retired the net book value is deducted and a potential loss or profit is recognized in the profit and loss account.
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.
Offshore 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
Impairment
Varige driftsmidler blir vurdert for nedskriving når det er indikasjoner på verdifall. Eiendelene vurderes på felt- eller lisensnivå. Dersom eiendelens bokførte verdi er høyere enn gjenvinnbar beløp, nedskrives eiendelen via resultatregn skapet. Gjenvinnbart beløp er det høyeste av virkelig verdi minus salgskostnader og bruksverdi. Nedskrivning blir tilsvarende reversert hvis vilkårene for nedskrivningen ikke lenger er til stede.
Tangible assets are assessed for impairment if there are indicators of a loss of value. The assessment of assets is carried out at the field or license level. If the carrying amount of an asset is greater than its recoverable amount, the asset is written down. Recoverable amount is the higher of fair value less costs to sell and its value in use. Write-downs are correspondingly reversed if the conditions for the write-down are no longer present.
Avslutningskostnader
Asset retirement costs
Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning av installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjerningsog nedstengningskostnader er beregnet i samsvar med
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
45
46
Eni Norge årsrapport/Annual report Regnskapsprinsipper/Accounting principles
nåverdimetoden etter NRS 13, Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet. Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av forpliktelsen er justert i forhold til estimert tidspunkt for fjerning og nedstengning på feltet. Endringen i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen kostnadsføres årlig som en finanskostnad og øker balanseført fjerningsforpliktelse. Estimatendringer balanseføres mot anleggsmidler.
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.
For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper. Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde.
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.
Valuta
Foreign currency
Transaksjoner i utenlandsk valuta bokføres til kursen på transaksjonstidspunktet. 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.
Overlift of petroleum products is valued at production cost, while underlift is valued at the lower of production cost and sales value.
Geografisk område
Geographical area
Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofisk-området, feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Skuld, Marulk og Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i noter til regnskapet.
The Company’s major operating activity is related to its interest in the Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Marulk and Åsgard. Geographical areas of investments and sales are specified in the notes to the financial statements.
Eni Norge årsrapport/Annual report Regnskapsprinsipper/Accounting principles
Pensjonsforpliktelser
Pension liability
Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere pensjonskostnadene i henhold til IAS 19. Pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på forutsetninger om diskonteringsrente, fremtidig regulering av lønn, pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang, osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag lagt til grunn. Estimatavvik føres direkte mot egenkapitalen.
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. Changes of the estimate are recognised in equity.
Leasingforpliktelser
Leasing commitments
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.
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.
Aksjer i andre selskap
Shares in other companies
Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.
Shares in other companies are valued at cost.
Finansposter
Financial items
Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging, balanseføres som en del av investeringen.
Interest expenses related to material development projects are capitalised as a part of the investment.
Fordringer og gjeld
Assets and liabilities
Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år, defineres som kortsiktig fordring/gjeld.
Assets and liabilities to be paid within one year are classified as short- term assets/ liabilities.
Kontantstrøm
Cash flow
Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i konsernbank.
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.
Salg av anleggsmidler
Sale of assets
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.
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.
47
Noter til årsregnskapet Notes to the financial statements 1
Inntekter fra salg av olje, gass og NGL pr. aktivitetsområde og geografisk område
(NOK 1 000)
Råolje Gass NGL Totalt
EU 6 624 872 4 613 147 1 098 894 12 336 913
Norge 0 76 774 298 019 374 793
Totalt 2015 6 624 872 4 689 921 1 396 913 12 711 706
1
Totalt 2014 9 945 925 5 318 928 1 934 723 17 199 576
Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i Eni-konsernet.
2
Lønninger, pensjon og andre personalrelaterte kostnader og godtgjørelser egne ansatte
(NOK 1 000)
Lønninger Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale utgifter utenlandsk personell) Pensjonskostnader Andre personalrelaterte kostnader Totalt
2015 627 682
2014 580 540
83 518 126 248 83 349 920 797
74 239 93 800 86 985 835 564
R evenue from sale of oil, gas and NGL by area of activity and geographical area
(NOK 1 000)
Crude Oil Gas NGL Total
EU 6 624 872 4 613 147 1 098 894 12 336 913
Norway 0 76 774 298 019 374 793
Total 2015 6 624 872 4 689 921 1 396 913 12 711 706
Total 2014 9 945 925 5 318 928 1 934 723 17 199 576
Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the Eni Group.
2
Salaries, pensions and other personnel costs and remunerations own employees
(NOK 1 000)
Salaries Social security tax (incl. pension and social charges for foreign personnel) Pension cost Other personnel related cost Total
2015 627 682
2014 580 540
83 518 126 248 83 349 920 797
74 239 93 800 86 985 835 564
Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt til KNOK 407 446 (KNOK 336 894 i 2014) og andelen belastet partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 292 134 (KNOK 234 242 i 2014).
Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 407 446 (KNOK 336 894 in 2014) and the share charged to partners in operated joint ventures amounted to KNOK 292 134 (KNOK 234 242 in 2014).
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. Verdien av pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS 19. 359 ansatte og 14 pensjonister er med i pensjonsordningen.
Pension cost and pension fund/-obligations Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees with DNB. The pension scheme fulfils the requirements in the mandatory occupational pension act. The pension arrangement gives defined future benefits. The Company also has additional defined pension insurance for personnel in higher salary grades. The value of the pension obligations is assessed according to IAS 19 by an Actuary. 359 employees and 14 pensioners are included in the scheme.
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
(NOK 1 000)
Årets pensjonskostnader Årets pensjonsopptjening Rentekostnader på servicekost Administrasjonskostnad Netto pensjonskostnad før arbeidsgiveravgift Arbeidsgiveravgift Årets pensjonskostnad Pensjonsmidler/-forpliktelse pr. 31.12. Estimerte brutto pensjonsforpliktelser Estimert markedsverdi pensjonsmidler Balanseført netto forpliktelse/ midler pr. 31.12. Spesifikasjon av estimert markedsverdi pensjonsmidler Estimerte pensjonsmidler 01.01. Estimatavvik Netto innbetalt Utbetalte pensjoner Avkastning på pensjonsmidlene Estimert markedsverdi pensjonsmidler 31.12. Økonomiske forutsetninger Diskonteringsrente Forventet avkastning Lønnsøkning G-regulering Regulering av løpende pensjon
2015
2014
107 828 2 480 338
78 721 3 228 261
110 646 15 602 126 248
82 210 11 590 93 800
(691 811) 492 285
(716 443) 406 107
(199 526)
(310 336)
406 107 (7 903) 86 583 (2 467) 9 965
335 502 (14 074) 72 144 (2 384) 14 919
492 285
406 107
2,70 % 2,70 % 2,50 % 2,25 % 2,25 %
2,30 % 2,30 % 2,75 % 2,50 % 2,50 %
(NOK 1 000)
Pension cost of the year Service cost Interest expense of service cost Administration cost Net pension cost before social security Social security Pension cost of the year Pension fund/liabilities as of 31.12. Estimated gross pension liabilities Estimated market value of pension fund Pension liability/fund as of 31.12. Specification of estimated market value of pension fund Estimated pension fund 01.01. Unrecognised loss/(gain) Net contribution Benefits paid Return on pension Estimated market value of pension fund Financial Assumptions Discount rate Expected return on plan assets Expected long-term salary increase Expected long-term G increase Expected long-term pension escalation
2015
2014
107 828 2 480 338
78 721 3 228 261
110 646 15 602 126 248
82 210 11 590 93 800
(691 811) 492 285
(716 443) 406 107
(199 526)
(310 336)
406 107 (7 903) 86 583 (2 467) 9 965
335 502 (14 074) 72 144 (2 384) 14 919
492 285
406 107
2.70% 2.70% 2.50% 2.25% 2.25%
2.30% 2.30% 2.75% 2.50% 2.50%
Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 448 ansatte gjennom året, tilsvarende 446 årsverk.
The social security tax is included in the net pension fund. The economical assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions in NRS (V). Average number of employees during the year was 448, equivalent to 446 full time employees.
Godtgjørelse Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 5 435 (KNOK 5 887 i 2014). Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap i Italia.
Remunerations The Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 5 435 (KNOK 5 887 in 2014). The Managing Director takes part of a pension arrangement in the home company in Italy.
Styret har ikke mottatt godtgjørelse for 2015. Styreleder mottar ikke godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser til administrerende direktør, styreleder eller andre nærstående parter. Selskapet har ingen sluttvederlagsforpliktelse for styreleder eller daglig leder.
Members of the board received no remuneration in 2015. The Chairman receives no remuneration. No loans/guarantees have been given to the Managing Director, the Chairman of the Board, or other close parties. The company has no commitments with regard to severance to the Managing Director or the Chairman of the Board.
Selskapet har en bonusordning for alle ansatte kalkulert i henhold til oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for ledende ansatte på KNOK 3 517. Forpliktelsen er beregnet med en diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år. Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2015 beløp seg til KNOK 1 328 (KNOK 1 371 i 2014). Beløpene er eksklusive merverdiavgift.
The Company has a bonus scheme for all employees calculated according to achieved objectives. The company has an obligation related to stock options of KNOK 3 517 to managers. The obligation is calculated by a discount rate of 1,15% of 3 years. The fee to Ernst & Young expensed in 2015 for audit services was KNOK 1 328 (KNOK 1 371 in 2014). The amounts are exclusive of VAT.
49
50
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
3
Produksjonskostnader
3
2015 2 428 351 203 641 303 399 134 927 58 236 3 128 554
(NOK 1 000)
Driftskostnader CO ²-avgift Endring i mer/mindre uttak Forsikringer Andre driftskostnader Sum
4
Varige driftsmidler /
4
2014 2 406 897 164 775 104 409 90 033 254 423 3 020 537
Production costs
(NOK 1 000)
Operating costs CO ² tax Variation of over-/underlift Operational insurance Other operating costs Total
2015 2 428 351 203 641 303 399 134 927 58 236 3 128 554
2014 2 406 897 164 775 104 409 90 033 254 423 3 020 537
Property, plant and equipment Anskaffelses verdi/Gross book value
(NOK 1 000)
Overføring/ Reclass.
31.12.14
Tilgang/ Additions
Avgang/ Retirement
Akk. avskr./ Acc. depr.
Bokført verdi/ Net book value
Avskrevet/ Deprec.
2015
2015
31.12.15
31.12.15
2015
Bore- og produksjonsanlegg Well and production equipment
59 806 868
6 926 719
1 396 009
(145 041)
41 934 178
26 050 377
3 971 275
Anlegg under utførelse Works in progress
31 878 816
(6 926 719)
7 300 574
(1 197)
6 586 000
25 665 474
6 586 000
1 389 147
0
27 461
(475 022)
195 354
746 232
0
320 530
0
30 381
(3 743)
253 422
93 746
22 858
93 395 361
0
8 754 425
(625 003)
48 968 954
52 555 829
10 580 133
Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheter Capitalised expl. wells/license rights Inventar og utstyr Office furniture/equipment Sum Sum Total
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.
Specification of increase in asset retirement cost and depreciations.
(NOK 1 000)
Økning/reduksjon fjerningsestimat Avskrivning av fjerningsestimat
2015 (845 231) 901 293
2014 4 949 935 610 756
(NOK 1 000)
Increase/decrease in asset retirement cost Asset retirement cost depreciations
2015 (845 231) 901 293
2014 4 949 935 610 756
I 2015 er det tap relatert til salg og utrangering av anleggsmidler på KNOK 14 092.
In 2015 there are losses related to retirement of assets of KNOK 14 092.
Nedskrivning Varige driftsmidler blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er høyere enn gjenvinnbar beløp. Det har i 2015 vært nedgang i markedspriser sammenlignet med 2014. Det er gjort test på nedskrivningsindikatorer og gjort ytterligere beregninger på aktuelle felt.
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 recoverable amount. In 2015 the market prices have decreased compared to 2014. A test for impairment indicators has been carried out and further calculations have been performed for the relevant fields.
Nedskrivningen resultatføres når balanseført verdi overstiger gjenvinnbare beløp. Det er beregning av antatt bruksverdi som legges til grunn for gjenvinnbart beløp. Selskapet har benyttet konsernets langsiktige prisforutsetninger, diskonteringsrente, valutakursforutsetninger og inflasjonsrate i nedskrivningstestene. Påviste og sannsynlige (P1 og P2) gjenværende reserver er lagt til grunn for fremtidige kontantstrømmer. I tillegg er selskapets langsiktige budsjett for investeringer, driftskostnader og fjerningskostnader benyttet.
Write-downs are recognised when the book value exceeds the recoverable amount. Calculated value of use is the basis of the recoverable amount. The company has used the parent company’s long-term price, discount rate, exchange rate and inflation rate assumptions. Proven and probable (P1 and P2) remaining reserves are used as a basis for future cash flows. In addition the company’s long-term budgets for investments, operating cost and removal cost are used.
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
Årets nedskrivningstester har resultert i en nedskrivning av Goliat på KNOK 6 586 000. Noe som gir et redusert resultat etter skatt med KNOK 1 448 920.
5
Påviste utbygde reserver
Current year impairment tests has resulted in a write-down of Goliat at the amount of KNOK 6 586 000. This reduces income after tax with KNOK 1 448 920.
5
(Ikke revidert av E&Y) Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE)
Proved developed reserves
(Not audited by E&Y) Million barrels of oil equivalents (million BOE)
Påviste utbygde reserver pr. 31.12.10
272,3
Proved developed reserves as at 31.12.10
272.3
Produksjon 2011 Endring 2011 Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11
(47,8) 43,1 267,6
Production 2011 Changes 2011 Proved developed reserves as at 31.12.11
(47.8) 43.1 267.6
Produksjon 2012 Endring 2012 Påviste utbygde reserver pr. 31.12.12
(46,2) 33,2 254,6
Production 2012 Changes 2012 Proved developed reserves as at 31.12.12
(46.2) 33.2 254.6
Produksjon 2013 Endring 2013 Påviste utbygde reserver pr. 31.12.13
(38,7) 22,1 238
Production 2013 Changes 2013 Proved developed reserves as at 31.12.13
(38.7) 22.1 238
Produksjon 2014 Endring 2014 Påviste utbygde reserver pr. 31.12.14
(40,9) 30,7 227,8
Production 2014 Changes 2014 Proved developed reserves as at 31.12.14
(40.9) 30.7 227.8
Produksjon 2015 Endring 2015 Påviste utbygde reserver pr. 31.12.15
(38,5) 46,4 235,7
Production 2015 Changes 2015 Proved developed reserves as at 31.12.15
(38.5) 46.4 235.7
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, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Morvin og Goliat. De totale påviste reserver pr. 31.12.15 er 376 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, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Morvin and Goliat. The total proved reserves at 31.12.15 are 376 million BOE.
Konsesjonsperiodene utløper som følger:
Concession periods expire as follows:
Ekofisk Heidrun Heidrun Kristin Mikkel Mikkel Norne Urd Skuld Åsgard Tyrihans Marulk Goliat
PL 018/PL 018 B PL 095 PL 124 PL 134B PL 092 PL 121 PL 128/PL 128 B PL 128 PL 128 PL 062/PL 074/PL 094/ PL 094 B/PL 134/PL 237 PL 073/PL 073 B/PL 091 PL122/PL122B/PL122C/PL122D PL229/PL229B
År 2028 2024 2025 2027 2020 2022 2026 2026 2026 2027 2029 2025 2042
Ekofisk Heidrun Heidrun Kristin Mikkel Mikkel Norne Urd Skuld Åsgard Tyrihans Marulk Goliat
PL 018/PL 018 B PL 095 PL 124 PL 134B PL 092 PL 121 PL 128/PL 128 B PL 128 PL 128 PL 062/PL 074/PL 094/ PL 094 B/PL 134/PL 237 PL 073/PL 073 B/PL 091 PL122/PL122B/PL122C/PL122D PL229/PL229B
Year 2028 2024 2025 2027 2020 2022 2026 2026 2026 2027 2029 2025 2042
51
52
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
6
Letekostnader – endringer i status
Lisens Blokk Tildelinger/kjøp: PL806 7124/3 & 7125/1 PL044C 1/9 Tilbakeleveringer: PL529 7016/2 & 7116/11 PL657 7122/8 & 7122/9 PL533 7220/10-1
6
Operatør
Andel
Eni Norge ConocoPillips
40,00 % 13,12 %
Eni Norge Eni Norge Eni Norge
30,00 % 50,00 % 40,00 %
Forskning og utvikling Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var KNOK 61 434 (KNOK 72 004 i 2014).
7
Finansielle poster
Exploration – changes in status
Licence Block Operator Awards/acquisitions: PL806 7124/3 & 7125/1 Eni Norge PL044C 1/9 ConocoPhillips Relinquishments: PL529 7016/2 & 7116/11 Eni Norge PL657 7122/8 & 7122/9 Eni Norge PL533 7220/10-1 Eni Norge
Share 40.00% 13.12% 30.00% 50.00% 40.00%
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 61 434 (KNOK 72 004 in 2014).
7
Financial items
Totale rentekostnader for 2015 utgjorde KNOK 632 897 (KNOK 567 963 i 2014). Rentekostnader KNOK 593 886 er kapitalisert (KNOK 547 566 i 2014). Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK 593 886 (KNOK 547 566 i 2014). Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 861. 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 1891 per 31.12.15 (tap på KNOK 3 317 i 2014) er resultatført i resultatregnskapet.
Total interest expense for 2015 amounted to KNOK 632 897 (KNOK 567 963 in 2014). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 593 886 (547 556 KNOK in 2014). Interest expense charged by group companies was KNOK 593 886 (KNOK 547 566 in 2014). Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 861. 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 1 891 as of 31.12.15 (loss KNOK 3 317 in 2014) has been booked to the income statement.
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. I tillegg har selskapet en kortsiktig flervaluta lånekontrakt med Eni Finance International på 4 000 MNOK som utløper 23. desember 2016. Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en margin på trekkdagen.
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 6th of October 2016, while the contract of 10 000 MNOK expires 10th of April 2018. The company has one short-term multi-currency credit facilities with Eni Finance International of 4 000 MNOK which expires 23rd of December 2016. Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on the draw down date.
Utestående valutaterminkontrakter pr. 31.12.15/Forward currency contracts as at 31.12.15 (NOK 1 000)
Solgt valuta/ Sold currency KUSD KEUR KGBP
Beløp/ Amount 58 420 36 405 3 260
Kontrakt motverdi/ Counter Value (KNOK) 515 300 349 597 42 654
Kjøpt valuta/ Purchased currency KNOK KNOK KNOK
Verdi/Contract value (KNOK) 511 939 346 548 41 906
Gj. snittlig terminkurs/ Average Rate 8,7631 9,5192 12,8547
Forfall/ Due Jan. 2016 Jan. 2016 Jan. 2016
Kjøptvaluta/ Purchased currency KUSD KEUR
Beløp/ Amount 39 740 2 705
Kontrakt motverdi/ Counter Value (KNOK) 350 531 25 976
Solgt valuta/ Sold currency KNOK KNOK
Verdi/Contract value (KNOK) 345 221 25 743
Gj. snittlig terminkurs/ Average Rate 7,42313 9,05750
Forfall/ Due Jan. 2016 Jan. 2016
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
8
Skattekostnad / Income taxes
(NOK 1 000)
Skattegrunnlag:
(NOK 1 000)
2015
2014
Resultat før skattekostnad
(3 469 161)
7 953 552
Income before taxes
Marginal skattesats (78 %) Skatteeffekt av: – Permanente og andre forskjeller – Endring i skatterate – Opptjent friinntekt – Justering tidligere år Årets skattekostnad
(2 705 946)
6 203 771
(66 686) (149 938) (1 348 102) (19 994) (4 290 666)
12 767 0 (1 475 021) (102 768) 4 638 749
Marginal tax rate (78%) Tax effect of: – Permanent and other differences – Change in tax rate – Earned uplift – Previous years’ adjustment This year’s tax cost
Spesifikasjon årets skattekostnad Betalbar skatt Tidligere års skatt Utsatt skatt relatert til endring i skatterate Utsatt skatt Årets skattekostnad
(294 786) (9 454) (149 938) (3 836 488) (4 290 666)
1 615 349 (102 768) 0 3 126 168 4 638 749
Betalbar skatt pr. 31.12. Resultat før skattekostnad Permanente forskjeller Endring i midlertidige forskjeller Grunnlag for leterefusjon Grunnlag for 27 % inntektskatt Friinntekt Landinntekt Grunnlag for 51 % særskatt
(3 469 161) 17 440 1 848 894 377 931 (1 224 896) (2 846 247) 151 075 (3 920 068)
7 953 552 20 999 (4 181 536) 0 3 793 015 (2 782 965) 149 234 1 159 284
Payable tax as of 31.12. Income before taxes Permanent difference Change in timing differences Basis for exploration refund Base for 27% income tax Uplift Onshore income Base for 51% special tax
(102 041) (192 745) (294 786) 143 907 0 143 907 (294 786)
1 024 114 591 235 1 615 349 (24 174) (1 049 025) 0 542 150
27% income tax 51% special tax Payable tax on the result Receivable previous year's tax assessments Tax instalment of payable tax Payable tax at year-end Current tax receivable at year-end
22 795 430 (5 703 658) (201 084) 81 890 (1 260 175) 15 712 403 (6 979 869) (517 008) 8 215 526 3 928 101 4 354 229 8 282 330
23 852 217 (4 955 619) (310 922) 82 240 0 18 667 916 (4 301 389) (413 535) 13 952 992 5 040 337 7 116 027 12 156 364
Temporary timing differences as of 31.12. Properties, plant and equipment Decommissioning/environmental Pension liability Other Fiscal loss carry forward Basis for deferred ordinary taxes Uplift carry forward and future uplift Onshore activity Basis for deferred special taxes Ordinary tax 25% Special tax 53% Deferred tax liabilities
27 % inntektskatt 51 % særskatt Betalbar skatt på resultat Fordring tidligere års skatteoppgjør Terminbetaling av beregnet skatt Sum betalbar skatt i balansen Skattefordring i balansen Midlertidige forskjeller pr. 31.12. Anleggsmidler Fjerning/miljøkostnader Pensjonsforpliktelser Annet Underskudd til fremføring Grunnlag for utsatt selsk.skatt Fremførbar og fremtidig friinntekt Landaktivitet Grunnlag utsatt særskatt Inntektsskatt 25 % Særskatt 53 % Utsatt skattegjeld
Utsatt skatt er beregnet etter nye skattesatser gjeldende fra 01.01.2016. Deferred tax is calculated based on new tax rate applicable from 01.01.2016.
Basis for taxes:
Specification of the year’s tax cost Payable tax Previous years taxes Deferred tax related to tax rate change Deferred tax This year's tax cost
53
54
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
9
Aksjer i andre selskap Aksjekapital/ Share capital 10 085 2 209
(NOK 1 000)
Norpipe Oil AS Tjeldbergodden Utvikling AS Sum
10
NOK NOK Total
Bokført verdi/ Book value 1 526 600 2 126
Spesifikasjon av andre fordringer
(NOK 1 000)
Netto mindreuttak av hydrokarboner Ansatte Forskuddsbetalte utgifter innen ett år Forskuddsbetalte utgifter utover ett år Annet Totalt
11
2014 397 965 1 525 275 395 239 495 11 422 925 802
2015 266 240 1 355 147 959 149 808 87 921 653 283
Bundne omløpsmidler
Egenkapital pr. 31.12.14 Endring i estimatavvik ført mot egenkapital Årsresultat Avsatt til utbytte Sluttbalanse 31. desember 2015
31 740 821 505 (1 000 000) 5 345 568
Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2015 og består av 278 000 aksjer til pari kurs NOK 1 000. Alle aksjene har samme rettigheter og eies av Eni International B.V., Holland.
13
Netto meruttak av hydrokarboner Ansatte Annen gjeld Totalt
2015 355 206 46 062 491 413 892 681
Specification of other account receivable 2015 266 240 1 355 147 959 149 808 87 921 653 283
2014 397 965 1 525 275 395 239 495 11 422 925 802
Restricted cash
Change in shareholder’s equity
(NOK 1 000)
Net equity as of 31.12.14 Changes in estimates booked to equity Net income Allocated to dividend Closing balance December 31, 2015
Share capital 278 000
Retained earnings 5 492 323 31 740 821 505 (1 000 000)
278 000
5 345 568
The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2015 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)
Eierinteresse/ Ownership interest 6,52 % 0,48 %
KNOK 47 271 of cash and bank regards employee withholding taxes.
Annen egenkapital 5 492 323
278 000
Antall aksjer/ Number of shares 6 576 600
Net underlift of hydrocarbons Employees Prepaid expenses current Prepaid expenses non-current Other Total
12
Aksjekapital 278 000
Pålydende pr. aksje/Nominal value each share 100 1 000
(NOK 1 000)
11
Endring i egenkapitalen
(NOK 1 000)
Pålydende/ Nominal value 658 600 1 258
10
KNOK 47 271 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk.
12
Shares in other companies
9
13
2014 183 532 36 306 611 255 831 093
Specification of other accounts payable
(NOK 1 000)
Net overlift of hydrocarbons Employees Other accounts payable Total
2015 355 206 46 062 491 413 892 681
2014 183 532 36 306 611 255 831 093
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
14
Transaksjoner med nærstående parter
14
Transactions with affiliated companies
Eni Norge har flere transaksjoner med andre heleide eller kontrollerte selskap i Eni-konsernet. Inntekter består hovedsakelig av salg av råolje, gass og NGL. Kostnadene er hovedsakelig knyttet til tekniske tjenester, innleid personell og forsikring.
Eni Norge has a number of transactions with other wholly owned or controlled companies in the Eni Group. Revenues are mainly related to sale of oil, gas and NGL. The expenditures are mainly related to technical services, seconded personnel and insurance.
14.1 Omløpsmidler
14.1 Current assets
(NOK 1 000)
Kunder Eni Trading & Shipping Eni SpA Andre Sum kunder Andre fordringer Eni Corporate Bankinnskudd Banque Eni / Eni Corporate Eni Finance International Sum bankinnskudd
2015
2014
(NOK 1 000)
Customers Eni Trading & Shipping Eni SpA Other Total customers
2 177
Other accounts receivable Eni Corporate
5 547
2 177
47 826 320 000 367 826
34 817 390 000 424 817
Bank deposits Banque Eni / Eni Corporate Eni Finance International Total bank deposits
47 826 320 000 367 826
34 817 390 000 424 817
2015
2014
470 971 225 037 13 033 206 973 20 729 936 743
412 181 223 655 17 469 399 852 12 303 1 065 460
7 438
5 494
2015 7 652 247 401 408 1 155 437 9 209 092
2014 11 458 226 599 439 1 114 617 14 030 175
14.2 Current liabilities 2015
2014
470 971 225 037 13 033 206 973 20 729 936 743
412 181 223 655 17 469 399 852 12 303 1 065 460
7 438
5 494
14.3 Salgsinntekter, ref. note 1 (NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping Eni UK Eni SpA Sum salgsinntekter
280 942 135 160 61 286 477 388
5 547
14.2 Kortsiktig gjeld
Annen gjeld Eni Corporate
265 844 85 083 12 414 363 341
280 942 135 160 61 286 477 388
All receivables are due within 1 year.
Leverandører Saipem SpA Eni SpA Eni UK Ltd. Eni Trading & Shipping Andre Sum leverandører
2014
265 844 85 083 12 414 363 341
Alle fordringer forfaller innen 1 år.
(NOK 1 000)
2015
(NOK 1 000)
Suppliers Saipem SpA Eni SpA Eni UK Ltd. Eni Trading & Shipping Other Total suppliers Other accounts payable Eni Corporate
14.3 Sales revenues, ref. note 1 2015 7 652 247 401 408 1 155 437 9 209 092
2014 11 458 226 599 439 1 114 617 14 030 175
(NOK 1 000)
Eni Trading & Shipping Eni UK Eni SpA Total sales revenues
55
56
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
14.4 Driftskostnader og investeringer (NOK 1 000)
Saipem SpA Eni SpA Eni International Resources Ltd. Eni UK Ltd. Eni Insurance Ltd. Eni Trading & Shipping SpA Tecnomare SPA Andre Sum kostnader
2015 1 651 833 321 964 47 776 (215) 134 755 447 173 0 5 700 2 608 986
14.4 Operating and capital expenditures 2014 1 430 452 237 057 41 707 0 90 282 239 748 5 819 328 2 045 393
14.5 Finansinntekter/kostnader, ref. note 7 (NOK 1 000)
2015
Finansinntekter Eni SpA Eni Finance International Sum finansinntekter
9 933 119 10 052
Finanskostnader Eni SpA Eni Finance International Andre Sum finanskostnader
2 458 595 177 0 597 635
15
(NOK 1 000)
Saipem SpA Eni SpA Eni International Resources Ltd. Eni UK Ltd. Eni Insurance Ltd. Eni Trading & Shipping SpA Tecnomare SPA Other Total expenditures
2015 1 651 833 321 964 47 776 (215) 134 755 447 173 0 5 700 2 608 986
2014 1 430 452 237 057 41 707 0 90 282 239 748 5 819 328 2 045 393
14.5 Financial income and expenses, ref. note 7 2014
2015
2014
17 931 501 18 432
Financial income Eni SpA Eni Finance International Total financial income
9 933 119 10 052
17 931 501 18 432
2 592 547 566 840 550 998
Financial expenses Eni SpA Eni Finance International Other Total financial expenses
2 458 595 177 0 597 635
2 592 547 566 840 550 998
Forpliktelser
(NOK 1 000)
15
Liabilities
15.1 Boreforpliktelser
15.1 Drilling commitments
I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2015 utgjør 4 brønner med en forventet kostnad på KNOK 568 000.
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, 2015 are 4 wells, with an estimated cost of KNOK 568 000.
15.2 Avslutningsforpliktelser
15.2 Asset retirement obligation
Etter betingelsene som er stilt for de utvinningstillatelser selskapet deltar i på den norske kontinentalsokkelen, kan staten overta de faste anlegg uten godtgjørelse når tillatelsen utløper eller produksjonen opphører. Hvis denne retten ikke utøves av staten, kan departementet kreve at installasjonene fjernes av rettighetshaverne. Det knytter seg stor usikkerhet til størrelsen på fjerningskostnadene og når installasjonene vil bli fjernet.
Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on the Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the permanent installations free of charge when production terminates or when the licence period expires. If the State does not exercise this right, the Ministry may require that the owners shall remove the installations. There is a high degree of uncertainty regarding the extent of the abandonment costs and the timing in the removal of the installations.
Totalt kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet til KNOK 11 251 228 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette estimatet er på KNOK 13 221 703. Kostnadsført tidselement for fjerningskostnader i 2015 er på KNOK 339 488. Estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning er fra 2016 til 2055. Diskonteringsrente for beregning av nåverdi er fra 1,77 % til 3,22 % i forhold til estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt
Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and discounted to be KNOK 11 251 228. Nominal value of the estimate is KNOK 13 221 703. Expensed accretion discount in 2015 is KNOK 339 488. Estimated time for the abandonment is from 2016 to 2055. The discount rate used varies from 1,77% to 3,22% dependent on the estimated time of removal and decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation varies from 2,4% to 2,5% within the calculation period.
Eni Norge årsrapport/Annual report Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements
for beregningen varierer fra 2,4 % til 2,5 % innen beregningsperioden.
Eni Norge has a retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge has accrued KNOK 73 469 for this purpose.
Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning. Eni Norge har gjort avsetninger for dette, beregnet til KNOK 73 469.
15.3 Andre forpliktelser
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.
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. 31.12.2015 kontrakter som beløper til KNOK 3 352 081 selskapets andel. Eni Norge AS har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for å sikre planlagte aktiviteter de neste fem årene. Det er også inngått en 10-års avtale om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2007, med rett til forlengelse av leieperioden. Det ble i 2012 inngått en 15-års avtale om leie av kontorbygg i Hammerfest. Eni Norge AS har som partner i Ekofisk-lisensen en leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet frem til 2020. I tillegg har selskapet som partner i felt under utbygging og drift leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy med varighet fram til 2024. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS beløper seg til KNOK 7 167 820.
2016 1 866 278
Leieavtaler / Leasing commitments
16
Endring estimatavvik på pensjonsforpliktelser ført mot egenkapital
(NOK 1 000)
Endring pensjonsforpliktelse Endring utsatt skatt Netto endring egenkapital
17
2015 144 274 (112 534) 31 740
2014 (133 143) 103 852 (29 291)
Konsernregnskap
Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse: www.eni.com.
In connection with the development of Goliat, the company has per 31.12.2015 entered contracts amounting to KNOK 3 352 081 company’s share. Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and helicopter to secure planned activities over the next five years. Eni Norge AS has entered into a 10-year leasing agreement of the office building in Sandnes from 2007, with a right to extend the lease period. In 2012 a 15-year leasing agreement of the office building in Hammerfest was entered. As partner in the Ekofisk-license Eni Norge AS has a leasing agreement for the offices and base in Tananger with duration till 2020. In addition, as a partner in the fields under development and operation the Company has leasing agreements for drilling rigs, helicopter, storage vessel and other vessels with a duration till 2024. Total future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK 7 167 820. 2017 1 575 047
16
2018 1 048 219
2020 727 100
>2020 1 139 088
Changes in estimates on pension liability booked to equity
(NOK 1 000)
Change pension liability Change deferred taxes Net change equity
17
2019 812 088
2015 144 274 (112 534) 31 740
2014 (133 143) 103 852 (29 291)
Consolidated financial statements
Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at the internet address: www.eni.com.
57
Revisjonsberetning Auditor’s report
Eni Norge ürsrapport/Annual report Revisjonsberetning/Auditor’s report
59
60
Eni Norge ürsrapport/Annual report Revisjonsberetning/Auditor’s report
Eni Norge ürsrapport/Annual report Revisjonsberetning/Auditor’s report
61
Eni Norges engasjement ved årsslutt 2015 Eni Norge’s engagement by the end of year 2015 Stor aktør på norsk sokkel
Major player on the Norwegian Shelf
Eni Norge er aktiv deltaker i 56 lisenser og operatør for 16 lisenser i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
Eni Norge is an active participant in 56 licences and operator of 16 licences in the North Sea, Norwegian Sea and the Barents Sea.
Utvinningstillatelser/Licences Eni Norge er operatør for følgende lisenser: / Eni Norge-operated licences: Utvinningstillatelse PL No.
Navn Name
Eni Norge Eni Norge
122 122B 122C 122 D 201 226 226B
Marulk Marulk Marulk Marulk Gamma Aurelia Aurelia
20 % 20 % 20 % 20 % 66,67 % 60 % 60 %
229 229B 293 489 697 712 716 717 806
Goliat Goliat Afrodite Alke Goliat Eye Big Brother Bigorna/Bone Giannutri Ama Dablam
65 % 65 % 45 % 40 % 90 % 40 % 40 % 40 % 40 %
Lisenser Eni Norge har som rettighetshaver: / Licences in which Eni Norge has a participating interest: Utvinningstillatelse PL No. 18 018 B 44 B 44 C 62 73 073 B 74 074 B 91 091 D 92 94 094 B 95 121 122
Eni Norge Eni Norge 12,38 % 12,38 % 13,12 % 13,12 % 9,8 % 5,8 % 7,9 % 29,4 % 29,4 % 7,9 % 7,9 % 14,9 % 19,6 % 14,82 % 5% 14,9 % 20 %
122 B 122 C 122 D 124 128 128 B 134 134 B 134 C 134 D 145 201 219 220 226 226 B 229 229 B 237
20 % 20 % 20 % 10 % 11,5 % 6,9 % 30 % 30 % 30 % 30 % 20 % 66,67 % 50 % 15 % 60 % 60 % 65 % 65 % 14 %
263 C 275 293 312 312 B 393 473 479 489 516 532 608 696 697 712 714 716 717 806
9,8 % 12,39 % 45 % 17 % 17 % 30 % 29,4 % 19,6 % 40 % 11,5% 30 % 30 % 30 % 90 % 40 % 30 % 40 % 40 % 40 %
Eni Norge årsrapport/Annual report
63
Selskapets engasjement på sokkelen/Company’s engagement on the shelf
16 lisenser i Barentshavet Eni Norge er operatør for 11 av disse lisensene, hvorav Goliat er under utbygging. Vi har også 30 prosent eierandel i Johan Castberg. 16 licences in the Barents Sea Eni Norge is operator for 11 of these licences, of which Goliat is under development. We also have a 30 per cent share in Johan Castberg.
Goliat
Hammerfest
32 lisenser i Norskehavet Produksjonen i det Eni Norgeopererte Marulkfeltet startet i 2012. Vi er operatør i fire av lisensene. 32 licences in the Norwegian Sea Production on the Eni Norge-operated Marulk field started in 2012. We are operator in four of the licences.
8 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. 8 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
Eni Norge AS 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