årsrapport / annual report 2016 - rsrapport2016_2017.pdf · pdf fileeni norge in...

Årsrapport / Annual report2016

Innhold

4 Administrerende direktørs kommentarer 6 Ledelse og styre 7 Eni Norge årsrapport 2016 8 Selskapets aktiviteter 20 HR og organisasjon 24 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 28 Forskning og utvikling 30 Samfunnsansvar 32 Finansielle forhold 36 Resultatregnskap 38 Balanse 41 Kontantstrømanalyse 42 Regnskapsprinsipper 46 Noter til årsregnskapet 58 Revisjonsberetning 62 Eni Norges engasjement ved årsslutt 2016

Contents

4 The Managing Director’s remarks 6 Management and board of directors 7 Eni Norge Annual Report 2016 8 Company activities 20 HR and organisation 24 Health, safety, environment and quality 28 Research and development 30 Social responsibility 32 Financial aspects 36 Statement of income 38 Balance sheet 41 Statement of cash flow 42 Accounting principles 46 Notes to the financial statements 58 Auditor’s report 62 Eni Norge’s engagement by the end of year 2016

Philip D. HemmensAdministrerende DirektørManaging Director

Eni Norge production in 2016 was 26.5% higher than 2015. The increase was due to Goliat coming on stream on 12 March 2016 and producing 12.2 MBOE net to Eni in 2016.

Goliat, the first oil field in production in the Barents Sea and the world’s northernmost offshore oil field, is also the first oil field development operated by Eni Norge.

Utmost care has been taken to provide a development concept that provides a good environment for the people working on board and state of the art technology to operate safely in the Barents Sea.

Start-up of production often comes with challenges, and Goliat has had its share both with HSE and stability of production, but the Eni Norge team has through its commitment and the hard work of offshore and onshore staff including our contract staff considerably improved performance in the fourth quarter 2016.

We have established good collaboration between the company and unions and other work force representatives. Creating a strong team culture which puts HSE first in every aspect of our work has been my ambition since I took over as MD of Eni Norge in May 2016.

Eni Norge’s total production in 2016 was 48.7 million barrels of oil equivalents. Our portfolio consisted of 56 licences, and the company is operator in 16 of these. The Eni Norge participating interests are in the North Sea, Norwegian Sea and the Barents Sea.

During 2016 Eni Norge has focused its exploration activity mainly in the Barents Sea. One well was planned and prepared for January 2017 and one exploration well drilled north in the Barents Sea. In the Norwegian Sea Eni Norge is partner in the Cape Vulture oil discovery which was spudded in December 2016.

Eni Norges produksjon i 2016 var 26,5 % høyere enn i 2015. Økningen skyldtes i hovedsak at Goliat kom i produksjon 12. mars 2016. Enis andel av produksjonen på Goliat utgjorde ved årsslutt 12,2 millioner fat oljeekvivalenter. Goliat er det første oljefeltet i produksjon i Barentshavet. Det er også verdens nordligste offshorefelt og det første oljefeltet Eni Norge har bygget ut som operatør. Feltet er bygget ut med avanserte løsninger som sikrer et godt arbeidsmiljø for mannskapet som jobber ombord og trygg drift i Barentshavet. Å starte ny produksjon kan være utfordrende. Goliat har dette året hatt sin andel utfodringer både med hensyn til HMS og produksjonsstabilitet. Takket være godt arbeid onshore og offshore både av Eni Norges ansatte og kontraktsansatte, har vi i løpet av fjerde kvartal 2016 oppnådd store forbedringer. Vi har etablert et godt samarbeid mellom selskapet og fagforeningene og ansattes representanter. Å skape en sterk team-kultur som setter HMS først i alt vi gjør, har vært min klare ambisjon fra jeg overtok som administrerende direktør i mai 2016. Eni Norges totalproduksjon på norsk sokkel var 48,7 millioner fat oljeekvivalenter i 2016. Vår portefølje besto av 56 utvin-ningstillatelser hvor vi er operatør for 16 av disse. Eni Norge har eierinteresser i felt både i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. I løpet av 2016 har vi konsentrert vår letevirksomhet i Barentshavet. En brønn ble planlagt og forberedt for oppstart i januar 2017, og en letebrønn ble boret nord i Barentshavet. I Norskehavet er Eni Norge partner i oljefunnet Cape Vulture som hadde borestart desember 2016. 1. mars 2016 / March 1, 2016

Eni Norge jobber aktivt for å sikre at selskapets aktivitet gir ringvirkninger for lokalbefolkningen der aktiveteten finner sted. Det er oppmuntrende å se at årets Norut rapport viser at ringvirkningene av Goliatutbyggingen er blitt høyere enn selv de mest optimistiske anslagene som ble gjort i forbindelse med konsekvensutredningen for Goliat.

Eni Norge is working actively to ensure spin-offs in the regions where we operate. It is encouraging to see in this year’s Norut report that the Goliat development has contributed to a greater extent than the most optimistic estimates set out in the impact assessments prior to the project.

Administrerende direktør/Managing Director

Administrerende direktørs kommentarerThe Managing Director’s remarks

Administrerende direktørs kommentarer/The Managing Director’s remarks

Eni Norge årsrapport/Annual report 5

Eni Norge in brief

Eni Norge AS is a Norwegian company that carries out petroleum exploration and production activities in Norway. The company is a subsidiary of the Italian integrated energy group Eni S.p.A. Eni International B.V., Amsterdam, is the sole shareholder in Eni Norge AS. Eni Norge has participating interest on the entire Norwegian shelf – the Barents Sea, the Norwegian Sea and the North Sea. The company is operator for Goliat, the first oilfield in production in the Barents Sea and for Marulk in the Norwegian Sea. Eni Norge’s equity production was approximately 48.7 million barrels of oil equivalents (MFOE). Goliat has since its start up 12 March 2016 and until 31 December 2016 produced 12.2 MFOE. At year-end 2016, 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 employs more than 400 people at its head offices in Forus outside Stavanger, in Hammerfest and on board the Goliat FPSO (floating production storage and offloading unit in the Barents Sea).

Kort om Eni Norge

Eni Norge AS er et norsk selskap innen leting og produksjon av olje og gass. Selskapet er del av det italienske Eni S.p.A. Eni International B.V., Amsterdam, står som eier av alle aksjene i Eni Norge. Eni Norge er partner i felt langs hele den norske kontinentalsokkelen – i Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen. Selskapet er operatør for Goliat, det første oljefeltet i produksjon i Barents- havet og for Marulk i Norskehavet. Eni Norges eierandel av produksjon utgjorde 48,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE). Goliat har fra oppstart 12. mars 2016 til 31. desember 2016, produsert 12,2 MFOE. 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. Eni Norge sysselsetter mer enn 400 personer ved hovedkontoret på Forus ved Stavanger, drifts- og regionkontoret i Hammerfest og om bord på Goliat FPSO (flytende produksjons-, lagrings- og losseenhet) i Barentshavet.

Styret i Eni Norge / Board of Directors

Enrico Cingolani Styrets leder / Chairman

Luigino Lusuriello Styrets nestleder / Vice Chairman Aldo Napolitano Styremedlem / Director Philip Duncan Hemmens Styremedlem / Managing Director and Director Erik Bjørnbom Ansattes representant / Elected by the employees

Lise Petterson 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

Emiliano Racano Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders

Giovanni Salvini Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders

Giuseppe Colombo Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders

Fay-Renee Franksdatter Nilsen Ansattes representant / Elected by the employees

Anne Marie Nerby Ansattes representant / Elected by the employees

Tor Bustrak Tangvald Ansattes representant / Elected by the employees

Martha Skjæveland Ansattes representant / Elected by the employees

Sverre Peder Fallmyr Ansattes representant / Elected by the employees

Oversikten gjelder per 31. desember 2016 / Overview applies to 31. December 2016.

Ledelsen i Eni Norge / Eni Norge’s management Philip D. Hemmens Administrerende direktør / Managing Director

Aksel Luhr Juridisk direktør / Legal and Corporate Affairs Manager

Ove André Årdal Kommersiell direktør / Commercial Manager

Andreas Wulff Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt / External Communication Manager

Tone Reinskau Direktør for målstyring og oppfølging / Performance Monitoring Manager

Emiliano RacanoDistrikts direktør / District Manager

Erik Bjørnbom Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet / Health, Safety, Environment and Quality Manager

Gian Luigi Ferrara Finansdirektør / Finance and Control Manager

Charlotte Vedø Saunders Direktør for personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Manager

Giuseppe Uncini Letedirektør / Exploration Manager

Tor B. Tangvald Teknisk- og lisensdirektør / Technical and Licence Manager

Odd Vårdal Direktør for prosjekt og teknologi /Development and Technology Manager

Francesco Ranieri Direktør for kontrakter og anskaffelser / Supply Chain Manager

Rune Jensen Direktør for Goliat utbyggingsprosjekt / Goliat Development Project Manager

Eni Norge årsrapport 2016Eni Norge Annual Report 2016

Ledelse og styreManagement and board of directors

Feltutbygging

Barentshavet

GoliatprosjektetGoliat, det første oljefeltet i produksjon i Barentshavet, kom i drift 12. mars 2016. Goliat er lokalisert i PL229 og PL229B, og ble funnet i 2000. Det valgte utbyggingskonseptet består av 12 produksjonsbrønner, 7 vanninjeksjonsbrønner og 3 gassinjeksjonsbrønner. Scarabeo 8 har boret brønnene ut fra 8 havbunnsrammer som er koblet opp mot en sylindrisk, flytende produksjons-, lagrings- og losseenhet (FPSO). Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. For å oppnå målene om lave utslipp får installasjonen kraft fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om bord. 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 på en slik måte at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles.

Plan for utbygging og drift (PUD) ble oversendt til myndighet- ene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni samme år.

De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm³ olje. I utgangspunktet er det planlagt at gassen i den første fasen blir 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. Produsert vann blir reinjisert i reservoaret.

Exploration

During 2016 Eni Norge AS has focused its exploration activity mainly in the Barents Sea, where the company operates ten licences and is partner in five others. In the Barents Sea Eni Norge’s Exploration activity in 2016, had the objective of identifying additional resources that could be tied-in to the Johan Castberg and Goliat development projects. Two new field wild cat wells were planned, Aurelia and Boné. The Aurelia new field wild cat in PL 226 was drilled with Scarabeo 8 during the summer. The well discovered non- commercial Gas accumulation in Kobbe. The Boné well activity is postponed to January/February 2017. Eni Norge is also partner in the Cape Vulture well, spudded in December 2016 in PL 128/PL 128D (Statoil as operator) and still drilling at the year end. The activity has been moreover focused on preparing the exploration drilling campaign planned for 2017.

Licence awards

As part of the APA 2015 licences awarded in February 2016, Eni Norge was awarded the operatorship in PL 816 in the North Sea, with a share of 70%, while Concedo is partner with 30%. In the Norwegian Sea, Eni Norge was awarded protection acreage linked to PL 128 within the Statoil operated PL 128D partnership (Statoil 63.95%, Petoro 24.55% and Eni Norge 11.5%). In the Barents Sea, Eni Norge has been awarded the operatorship of PL 229D with a share of 65% (Statoil has the remaining 35%) and the partnership in PL 849 with a share of 30% (Statoil is the operator with a share of 50% and Petoro has the remaining 20%).

Licence relinquishment

Two operated licences (PL 712 and PL 717) and two non – operated licences (PL 608 and PL 696) were fully relinquished in the Barents Sea in 2016. Portfolio Portfolio activity is carried out in 2016; Eni Norge successfully farmed out and transferred 10% share to Point Resources AS in PL716; 20% of PL 226 and PL 226B licences to Point Resources AS; 20% share of PL697 to Edison Norge AS.

Field Development

The Barents Sea

Goliat ProjectGoliat is the first oil-producing field in the Barents Sea and came on stream on 12 March 2016.

The field is located in production licences PL 229 and PL 229B and was discovered in 2000. The development concept consists of 12 production wells, 7 water injection wells and 3 gas injection wells, drilled from eight subsea templates by the semi- submersible rig Scarabeo 8. These are tied back to a cylindrical floating production storage and offloading unit (FPSO). Produced oil is temporarily stored in the FPSO prior to transport to the market in shuttle tankers. In order to achieve low emissions targets, the installation utilises electricity supplied from the mainland via a subsea cable, combined with power generated on board.

Due to its location in the Barents Sea, strict HSE requirements have been imposed on the Goliat field regarding 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 compliance with all relevant require-ments and regulations.

The Plan for Development and Operations (PDO) was submitted to the authorities in February 2009 and approved by the Norwegian Parliament in June of the same year.

Recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm³ oil. During the early production phase, it is planned to re-inject gas into the reservoir to provide pressure support.

Leting

I løpet av 2016 har Eni Norge konsentrert sin letevirksomhet hovedsakelig om Barentshavet, hvor selskapet er operatør for ti lisenser og partner i ytterligere fem. Eni Norges letevirksomhet i Barentshavet har hatt som mål å identifisere tilleggsressurser som kan kobles til Johan Castberg og Goliat utbyggingsprosjektene. To nye letebrønner ble planlagt, Aurelia og Boné. Aurelia i PL 226 ble boret med Scarabeo 8 i løpet av sommeren. Spor av hydrokarboner, våt gass, som ikke var utvinnbar ble påvist i Kobbe-formasjonen. Boné brønnen ble utsatt til januar/februar 2017. Eni Norge er også partner i Cape Vulture brønnen i PL 128/PL 128D med Statoil som operatør. Brønnen ble påbegynt i desember og ved årsslutt pågikk boring fremdeles. I tillegg har det i løpet av året blitt foretatt forberedende arbeid for borekampanje planlagt i 2017. Lisenstildelinger I TFO 2015 ble Eni Norge i februar 2016 tildelt operatørskap og 70 % eierandel i PL816 i Nordsjøen med Concedo som partner og 30 % eierandel. I Norskehavet ble Eni Norge tildelt tilleggsareal i PL128 som del av den Statoil opererte lisensen PL128D, hvor Eni Norge er partner (Statoil 63,95 %, Petoro 24,55 % og Eni Norge 11,5 %). I Barentshavet ble Eni Norge tildelt operatørskap samt 65 % eierandel i lisens PL229D der selskapet er partner med Statoil som har 35 % eierandel. Eni Norge ble også tildelt eierandel på 30 % i PL849 der Statoil er operatør med 50 % og Petoro har 20 % eierandel. Tilbakelevering av lisenser Fire lisenser ble tilbakelevert i Barentshavet, PL 712 og PL 717 der Eni Norge var operatør og PL 608 og PL 696 der Eni Norge hadde eierandeler. Lisensendringer Eni Norge har overført 10 % eierandel til Point Resources AS i PL716, 20 % andel i PL226 og PL226B til Point Resources AS, 20 % eierandel av PL697 til Edison Norge.

Selskapets aktiviteterCompany activities

Selskapets aktiviteter/Company activities


Export of the gas will be considered at a later date, depending on the emergence of a potential export infrastructure. Recoverable gas reserves are estimated to be approximately 8 billion Sm³. Produced water will be re-injected into the reservoir.

The main activities planned for 2016 were:

• Preparation for start-up of the FPSO and subsea production system• Start-up and commissioning• Drilling and completion of the remaining wells. 11 production wells were available on the start-up date (12 March 2016). At year-end, all wells are now available with the exception of a single water injector which will be drilled in 2017• Termination of the Goliat development project organisation on 31 December 2016 Johan CastbergThe planning of a development concept for the Johan Castberg field, comprising the Skrugard, Havis and Drivis discoveries, is ongoing. 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.

As a result of recent concept optimisations and favourable market development, the project has achieved significant cost savings, leading to successful approval of Gate 2 in December 2016 as well as already approved concept. The project is now moving into the concept definition phase with a planned investment decision in Q4 2017 and production start-up in Q4 2022.

The selected concept involves 30 subsea wells drilled from 10 subsea templates, combined with two satellites tied-back to a ship-shaped FPSO. The oil will be offloaded onto shuttle tankers for onward transport.

Goliat Snadd The Snadd reservoir is located in production licence PL 229, which is one of the licences comprising the Goliat field. The Goliat Snadd ‘Main Segment Discovery’ was made during the drilling of a water injection well in the deeper Kobbe Formation as part of the Goliat Development Project in 2013.

Development of the Goliat Snadd reservoir consists of a single horizontal oil production well drilled from a spare slot in production template C, and a single deviated water injection well drilled from a spare slot in water injection template H. It is not anticipated that any new facilities or modification to, or de-bottlenecking of, existing facilities will be required. The oil exported will be defined as Goliat Blend. Gas will be re-injected into the Goliat reservoirs.

Development of the Goliat Snadd reservoir commenced in 2016 as a fast-track project. Eni reached its investment decision at year-end 2016, and drilling and production start-up are planned for mid-2017. The Goliat Snadd project represents the first infill drilling on the field following the completion of wells linked to the Goliat Development Project. AlkeThe planning of a possible development of the Alke field is awaiting access to export opportunities, either via an existing or future gas transport infrastructure.

De viktigste aktivitetene som ble fullført i 2016 var:

• Forberedelser til oppstart av FPSO og havbunns produksjonssystemer• Oppstart og ferdigstillelse• Boring og komplettering av gjenstående brønner. 11 produksjonsbrønner var klar ved oppstart 12. mars 2016. Alle brønnene var klargjort ved årsslutt 2016 unntatt en vanninjeksjonsbrønn som skal bores i 2017• Goliat utbyggingsprosjekt ble avsluttet 31.12.2016

Johan CastbergUtbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår og omfatter Skrugard, Havis og Drivisfunnene. To utbyggingsløsninger har blitt vurdert. Den første er en FPSO med overføring av produsert olje til tankskip, den andre en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en oljeterminal. Prosjektet har oppnådd betydelig kostnadsbesparelser gjennom nylig forbedret utbyggingsløsning og bedre markedsutvikling. Dette muliggjorde beslutningsmilepæl 2 i desember 2016. Prosjektet går nå over i konseptutviklingsfase med planlagt investeringsbeslutning fjerde kvartal 2017 og produksjonsoppstart fjerde kvartal 2022. Utbyggingsløsningen består av 30 havbunnsbrønner boret ut fra 10 havbunnsrammer og 2 satelittfelt koblet opp mot et flytende produksjonsfartøy hvor produsert olje lastes over på skytteltankere.

Goliat SnaddSnadd reservoaret er del av Produksjonslisens PL229 som også Goliatfeltet er en del av. Det største funnet i Goliat Snadd ble gjort i den dypere delen av Kobbeformasjonen i 2013 under boring av en av vanninjeksjonsbrønnene for Goliat utbyggingsprosjekt. Goliat Snadd utbyggingsløsning består av en horisontal oljeproduksjonsbrønn boret fra ledig posisjon i Goliats produksjons-havbunnsramme C og en avviks-vanninjeksjon brønn boret fra havbunnsramme H for vanninjeksjon. Ingen nye utbygginger eller endringer på Goliats produksjonsanlegg vil være nødvendig. Oljen vil bli produsert og eksportert som Goliat Blend. Produsert gass vil bli reinjisert i Goliat reservoarene. Goliat Snadd utbyggingsprosjekt startet i 2016 som et «fast track» prosjekt med investeringsbeslutning i slutten av 2016. Boring og produksjonsstart er planlagt i midten av 2017. Goliat Snadd prosjektet er første tilleggsbrønn etter ferdigstillelse av boringen for Goliat utbyggingsprosjekt.

AlkePlanlegging av mulig utbygging av Alke-feltet i Barentshavet avventer tilgang på eksportmuligheter – enten via eksisterende eller fremtidig gassinfrastruktur.

Selskapets aktiviteter/Company activities Selskapets aktiviteter/Company activities

Eni Norge årsrapport/Annual report Eni Norge årsrapport/Annual report 1110

The Norwegian Sea

TyrihansThe 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 low pressure production rights on the Kristin platform.

No additional production wells were drilled at the Tyrihans field during 2016, although the possibility of future additional wells is the subject of continuous assessment. Gas injection from Åsgard into Tyrihans was extended throughout 2016. KristinIn 2016 the offshore work at Kristin for tie-in of Maria has progressed and was a major part of the scope during the turn-around. This field is planned to come on stream in 2019, and production will make a significant contribution to ensuring the continued commercial 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 plat-form to facilitate processing of the production stream, and stor-age 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. ÅsgardThe field was the site for two ongoing development projects which were completed in 2016. 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 Midgard 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-CO

2 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 CO

2 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 start-up 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 started operation early 2016 and the operational success has continued throughout 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. Drilling of the injection well started towards the end of 2015 and gas injection started mid 2016 where we have experienced some injection problems.

Trestakk 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 2016. A decision on the selection of the development concept was planned to be made at the end of 2015, but was finalised early 2016. The project was approved in November 2016. Expected start-up of this project and with five subsea wells tied-back to Åsgard A is in June 2019.

Norskehavet

TyrihansTyrihans-feltet produserer nå mot lavtrykks produksjons- anlegget 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. Det har ikke blitt boret tilleggsbrønner i Tyrihans-feltet i løpet av 2016, men muligheter for fremtidige tilleggsbrønner blir kontinuerlig vurdert. Det har blitt injisert gass fra Åsgard til reservoaret gjennom hele 2016. KristinModifikasjonsarbeidene for å klargjøre Kristin-anlegget for oppkobling og prosessering av produksjonsstrømmen fra Maria-feltet har vært en vesentlig del av årets revisjonsstans. 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 produksjonsstrømmen samt lagring og eksport via Åsgard-anlegget. Gassinjeksjon til Maria-feltet vil bli levert fra Åsgard-feltet via Tyrihans-anlegget og vanninjeksjon fra Heidrun-anlegget. ÅsgardTo utviklingsprosjekter er fullført på Åsgard-feltet. 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 CO

2-gass fra Mikkel- og

Midgard-feltene viktig for blanding med andre gass-strømmer med høyere CO

2-innhold i Haltenbanken-området. Blanding av

gass er nødvendig for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO

2.

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 kompresjonstogene 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.

Det andre kompresjonstoget kom i drift første kvartal 2016 og den vellykkede driften har fortsatt gjennom hele 2016.

Det andre Åsgard-prosjektet er utvidelse av Smørbukk Sør. Dette prosjektet omfatter installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette er et prosjekt for økt utvinning, og brønnene vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektet ble 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. Boring av injeksjonsbrønnen startet på tampen av 2015. Gassinjeksjonen kom i gang i midten av 2016 men har vist seg å ha noen problemer.

TrestakkStudier og kommersielle vurderinger vedrørende mulig utbygging av Trestakk-feltet basert på «tie-back»-alternativet til Åsgard A har fortsatt i 2016. Beslutning om valgt utbygningskonsept var planlagt til slutten av 2015, men ble avsluttet tidlig 2016. Prosjektet ble godkjent i november 2016. Oppstart av dette prosjektet, med fem undervannsbrønner koblet mot Åsgard A, forventes i juni 2019.



Mikkel SørMikkel Sør-prosjektet gjenopptok i løpet av høsten arbeidet med å forberede en beslutningsmilepæl 1 til slutten av første kvartal 2017. Arbeidet skjer i samarbeid med Flyndretind i og med at det vil bli tilgjengelig transportkapasitet fra 2021/22 i Åsgards transportsystem. NorneProduksjonen fra Norne-feltet har vært rammet av flere hendelser i 2016. Vanninjeksjonssvivelen fikk en lekkasje og måtte byttes. Det ble laget et provisorisk arrangement (en bypass) som bidro til at en stor del av injeksjonsvannet likevel kunne injiseres gjennom hele våren frem til revisjonsstansen. Ny svivel og nytt eksport-stigerør ble installert i en utvidet revisjonsstans i september.

Svale Nord-feltet ble i 2016 bygget ut med to brønner; en produsent og en injektor. Disse brønnene ble boret gjennom eksisterende brønnrammer i Urd.

En forlengelse av levetiden på Norne evalueres for perioden 2021 til 2036 og beslutning om dette vil bli tatt i første kvartal 2017.

MarulkMarulk-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 undervanns satellittutbygging 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.

Produksjonen i 2016 har vært stabilt høy, og det har vært lite nedetid, bortsett fra utfordringer med uforutsette stanser på eksportkompressorene på Norne. Marulk har fått tildelt ekstra produksjonskapasitet på Norne det meste av året.

Mikkel SouthThe Mikkel South project has started this fall to revisit a Gate 1 at the end of the first quarter of 2017 together with Flyndretind as transport capacity in the Åsgard Transport system is available from 2021/22. Norne Production from the Norne field has been impacted by several incidents during 2016. A leak developed in the water injection swivel, which had to be replaced. A temporary bypass arrange-ment was installed ensuring injection water throughout the spring and up to the date of the turnaround. A new swivel and a new export riser were installed as part of an extended turn-around carried out in September.

In 2016, the Svale Nord field was developed using two wells, a producer and an injector. Both were drilled via existing well templates at Urd.

An extension of the Norne field lifetime is being considered for the period 2021 to 2036, and a decision on this will be taken in Q1 2017.

MarulkThe Marulk field is located in licence PL 122 in quadrant 6507, in the southern part of the Nordland II area, approximately 30 kilomtres 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 PFSO where the processing is carried out. Production will altogether continue for 10 years until the end of 2021.

Production during 2016 has remained high, with very little downtime except for problems linked to unforeseen failures of the export compressors on the Norne facility. Marulk has been granted additional production capacity on the Norne facility for most of the year.



An assessment was made in 2016 of additional resources in the Marulk field, and work is being carried out to mature a ‘Marulk Lange’ project.

HeidrunSix new platform wells have been drilled in Heidrun in 2016. Furthermore, a well was drilled by the Deepsea Bergen, and at year-end the Songa Encourage was drilling the first of two water injectors. Production levels have been better than forecast, due primarily to good well performance.

Work is continuing on the Heidrun Subsea Extensions project where the aim is to take a decision on implementation during Q1 2017. This project is primarily concerned with extending the lifetime of existing subsea installations, and the construction of a new flowline.

From December 2016, in order to test reduced gas injection, the Heidrun field commenced export to the Åsgard Transport System (ÅTS). This will continue for about six months and will be followed by regular gas exports to the ÅTS starting in the summer of 2017.

The North Sea

After completion of the major re-development projects at Ekofisk South, Ekofisk L and Eldfisk II, attention now turns to current field development activities including drilling campaigns on the Ekofisk Z and Eldfisk S platforms. A continuous programme of drilling is planned until 2021 (at Eko South) and 2022 (at Eldfisk).

The Ekofisk Capacity Project, designed to increase water treat-ment and gas lift capacity, was completed in Q3 2016. The project contributes to maintaining high levels of production from Ekofisk despite increasing water cut.

I 2016 er det gjort en vurdering av ytterligere ressurser i Marulk og det jobbes nå med å modne frem et Marulk Lange prosjekt.

HeidrunI Heidrun er det boret seks nye plattformbrønner i 2016. I tillegg ble det på våren boret en produksjonsbrønn med DeepSea Bergen mens Songa Encourage var i ferd med å bore den første av to vanninjektorer ved årsslutt. Produksjonsnivået har vært bedre en prognosen, først og fremst takket være god brønntilvirkning.

Det jobbes videre med Heidrun Subsea Extensions prosjektet og målet er å ta en beslutning om gjennomføring iløpet av første kvartal 2017. I hovedsak består dette prosjektet av levetidsforlengelse på eksisterende undervanninnretninger og et nytt strømningsrør.

Heidrun har, som en test på redusert gassinjeksjon, startet eksport til Åsgard Transport System (ÅTS) fra desember 2016. Dette vil pågå i ca. 6 måneder og vil etterfølges av regulær gasseksport til ÅTS fra sommeren 2017.

Nordsjøen Etter ferdigstillelse av store utbyggingsprosjekt som Ekofisk Sør, Ekofisk L og Eldfisk II, har feltutviklingsaktivitetene vært konsentrert om boreprogram på Ekofisk Z og Elfisk S. Kontinuerlig boreprogram er planlagt til 2021 (Ekofisk Sør) og 2022 (Eldfisk).

I løpet av 3. kvartal 2016 ble Ekofisk kapasitetsprosjekt ferdigstilt. Prosjektet har økt kapasiteten for rensing av produsert vann og økt gassløftkapasiteten. Prosjektet bidrar til å opprettholde Ekofisk produksjonen på et høyt nivå ved økende vannkutt.

The Joint Venture is currently preparing for kick-off of a new water injection project for the southern segment of the Ekofisk field. The aim here is to increase ultimate field recovery and stabilise formations with respect to subsidence.

New initiatives for the cost-effective development of marginal resources have been introduced with the aim of improving project economics. They will eventually enable small discover-ies and residual reserves, such as those in the neighbouring Tor, Eldfisk North, Tommeliten and other fields, to become profitable in the longer term.

Production

Eni Norge’s equity production of oil, NGL and gas in 2016 was approximately 48.7 million barrels of oil equivalents (Mboe), an increase of 26.5% compared with 2015. The increase is mainly attributable to the start-up of production from the Goliat field in the Barents Sea.

The three biggest contributors to the increase are production from the Goliat field (12.2 Mboe), Åsgard (15.6 Mboe, compared with 15.3 Mboe in 2015), and the Ekofisk area (8.4 Mboe, compared with 8.9 Mboe in 2015). The remaining 12.5 Mboe were produced from the Tyrihans, Mikkel, Morvin, Marulk, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne and Urd fields.

Oil, condensate and NGL accounted for 64.5% of total production.

Eni Norge’s daily production in 2016 was approximately 133.2 thousand barrels of oil equivalents. Production was boosted as a consequence of production start-up from the Goliat field, but was impacted negatively by several planned maintenance shut-downs executed in connection with other assets. Major mainte-nance and upgrades were carried out at the Kårstø gasprocess-ing plant, and were coordinated with planned turnarounds on the Åsgard, Kristin and Norne facilities. This in turn also impacted on production from satellite fields.

Samarbeidspartnerne i Ekofisk forbereder oppstart av et nytt vanninjeksjonsprosjekt for sørlige del av Ekofiskfeltet. Formålet er økt utvinningsgrad og stabilisere formasjonene mot innsynking.

Nye initiativ er iverksatt for å utvikle mer kostnadseffektiv utnyttelse av marginale ressurser. Målsetningen for dette arbeidet er å gjøre mindre funn og restreserver lønnsomme på sikt som i Tor, Eldfisk Nord, Tommeliten og andre funn i området.

Produksjon

Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass var i 2016 omtrent 48,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) – en økning på 26,5 % sammenlignet med 2015. Økningen skyldes i hovedsak oppstarten av oljeproduksjonen fra Goliatfeltet i Barentshavet.

De tre største bidragsyterne er Goliat som produserte 12,2 MFOE, vår andel i Åsgard-feltet, som produserte 15,6 MFOE (sammenlignet med 15,3 MFOE i 2015), og feltene i Ekofisk-området, som produserte 8,4 MFOE (sammenlignet med 8,9 MFOE i 2014). De resterende 12,5 MFOE kom fra feltene Tyrihans, Mikkel, Morvin, Marulk, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne og Urd.

Olje, kondensat og NGL bidro med 64,5 % av total produksjon.

Eni Norges totale daglige produksjonsrate var på 133,2 KFOE i 2016. Produksjonen fikk en kraftig økning da Goliat kom i produksjon, men ble også påvirket av flere planlagte vedlikeholds-stanser på andre felt. Stort vedlikeholdsprogram og oppgradering ble foretatt på Kårstø gassprosesseringsanlegg, samtidig med planlagt vedlikeholds-stans ved Åsgard, Kristin og Norne som igjen påvirket produksjon fra satellitt-felt.



Goliat is the first oil-producing field in the Barents Sea and came on stream on 12 March. The production facility is a sophisticated cylindrical FPSO, specially designed to meet the challenges of the climatic conditions in this area. The FPSO has a production capacity slightly above 100 000 barrels of oil per day and a storage capacity of 950 000 barrels. Unfortunately, since the field came on stream, operational challenges have placed limitations on production levels.

In the Ekofisk area, the Ekofisk South and Eldfisk II projects have contributed to production increases in the period between 2013 and 2015. Many new wells were tied-back to these two facilities in 2016, and drilling will continue. However, production during 2016 was 5.6% lower than in 2015 due to a planned 20-day turnaround carried out in June.

As previously mentioned, production from the Åsgard facilities increased compared with 2015 as a direct result of the Subsea Compression Project, which was completed in September 2015. This technology enabled major improvements in recovery rates for both the Midgard and Mikkel reservoirs.

Goliat FPSO som er første oljeproduserende plattform i Barentshavet, kom i produksjon 12. mars. Plattformen er en avansert rund FPSO spesielt bygd for værforholdene i området. Produksjonskapasiteten er på rett i overkant av 100 000 fat daglig og lagerkapasiteten 950 000 fat. Oppstartsutfordringer har dessverre satt begrensninger på produksjonen.

I Ekofisk-området har Ekofisk Sør og Eldfisk II bidratt til økt produksjon mellom 2013 og 2015. Flere nye brønner ble koblet opp mot disse to plattformene i 2016, og boring av produksjonsbrønner vil fortsette. Produksjonen var imidlertid 5,6 % lavere i 2016 i forhold til 2015 på grunn av en 20 dagers planlagt vedlikeholdsstans.

Som nevnt har Åsgard produksjonen økt fra 2015. Økningen er resultat av Undervanns gasskompresjonsprosjektet som ble ferdigstilt i september 2015. Kompresjonsprosjektet har muliggjort økt utvinning fra både Midgard og Mikkel reservoarene. Det har også hatt en betydelig effekt på daglig produksjon. Produksjonen fra Åsgard og satellittene ble imidlertid påvirket av den planlagte vedlikehold-stansen fra

slutten av august til midten av september.Blant de mindre feltene, har Urd startet produksjon fra Svale Nord reservoaret. Reservoaret produserer gjennom Svale brønnrammen med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn for trykkstøtte. Produksjonen fra Svale Nord gir et betydelig bidrag til lisensen. I tillegg har Marulk produsert godt over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen i store deler av 2016 pga ledig prosesseringskapasitet på Norne FPSO. Produksjonspotensialet er allikevel redusert i forhold til tidligere år.

Reserver

Eni Norge registrerte ytterligere dokumenterte reserver i 2016 på 5,8 MFOE, hovedsakelig fra feltene Marulk, Goliat, Åsgard, Svale Nord, og Heidrun.

Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 328 MFOE, som er 12,7 % reduksjon fra fjoråret og en reserve-erstatningsrate for 2016 på 11,8 %.

Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 252,2 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 398,2 MFOE.

It also had a significant impact on daily production. However, production from Åsgard and its satellites was impacted negatively by a planned turnaround that took place from late August to mid-September.

Among the smaller fields, Urd started production from its Svale North reservoir using a single oil production well drilled via the Svale template. A single water injector is being used to provide pressure support. Production from the Svale North reservoir makes a significant contribution to production from the licence as a whole.

In addition, the Marulk field has produced at rates above its commercial entitlement during most of 2016 due to spare processing capacity at the Norne FPSO. However, production potential declined compared with 2015.

Reserves

In 2016, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to 5.8 MBOE, mainly derived from the Marulk, Goliat, Åsgard, Svale North and Heidrun fields.

At year-end, Eni Norge’s total proven reserves corresponded to 328 MBOE representing a decrease of 12.7% from the previous year, and a 2016 reserves replacement ratio of 11.8%.

The estimated value of probable reserves corresponds to a total of 252.2 MBOE with volumes in the “possible” and “contingent” reserves categories amounting to 398.2 MBOE.



Ved årsslutt hadde Eni Norge 343 lokalt ansatte og 66 ansatte utstasjonert fra Eni-gruppen, totalt 409 ansatte sammenlignet med 443 i 2015.

Reduksjonen i totalansatte, er et resultat av fremdriften til Goliat-prosjektet, lansering av tidligpensjonsprogram for lokalansatte våren 2016 og avslutning av utstasjonerings- avtaler. Størstedelen av de ansatte jobber ved selskapets hovedkontor på Forus (272). 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 66 ansatte som arbeidet i Hammerfest. Dette er resultat av kampanje for å styrke driftskontoret og flytting av Bore- og logistikk- avdelingene fra Stavanger. I 2016 har selskapet benyttet seg av midlertidig innleid personell, Ved utgangen av året var det 25 midlertidig innleide i selskapet. Dette er en nedgang på 84 sammenlignet med årsslutt 2015.

Syv lokalt ansatte har valgt å si opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer 2,05 prosent av gjennomsnittlig antall lokale ansatte.

Ved utgangen av året utgjorde kvinneandelen i selskapet (ansatte og innleide) 31 prosent, mot 28 prosent ved utgangen av 2015.

Prosentandelen kvinner blant lokale ansatte var 33 prosent ved utgangen av 2016.

Av styrets syv medlemmer er ett medlem kvinne.

At year-end, Eni Norge had 343 local employees and 66 expatriates from the Eni Group, amounting to a total of 409 employees, compared with 443 at year-end 2015.

This decrease in the overall population is the result of the progress of the Goliat project, launch of the early retirement program in Spring 2016 for local employees and termination of expatriates assignment. The majority of employees work at the company’s head office in Forus (272).

The Goliat operations organisation is located in Hammerfest. During the year, additional staff has been assigned to this office, resulting in a total of 66 employees working in Hammerfest by year-end. This is a result also of the campaign of strengthening the District Operations and the move of Drilling and Logistic departments from Stavanger. In 2016, the company has made use of temporary contracted personnel. At year-end, 25 temporary contracted personnel were working in the company. This represents a reduction of 84 compared with year-end 2015. A total of seven local employees resigned from the company, corresponding to 2.05% of the total number of local personnel at year end. At year-end 2016, the proportion of women employed in the company (employees and contract workers) was 31%, compared to 28% at year-end 2015. The percentage of women among local employees was 33% at the close of 2016. One of the company’s seven Board members is female.

HR og organisasjon HR and organisation

HR og organisasjon/HR and organisation


Opplæring og utvikling

For Eni Norge er faglig opplæring og utvikling av ansatte et viktig virkemiddel for å videreutvikle, motivere og beholde kompetente medarbeidere. Årlige trenings- og opplærings planer avtales med hver enkelt ansatt og består av obligatorisk opplæring og opplæring som ønskes av den enkelte. Størstedelen av opplæringen for klargjøring av drift av Goliat ble gjennomført før 2016, men et omfattende opplæringsprogram ble gjennomført dette året og vil fortsette. Implementering av et nytt kompetanseoppfølgings system var en vesentlig del av arbeidet utført av treningsavdelingen i 2016. Implementeringsprosessen er ferdigstilt, mens utarbeidelse av innhold og opplæringsprogram pågår. Opplæringen som tilbys Eni Norges ansatte er en kombinasjon av opplæring ved Eni Corporate University i Milano, omfattende e-læringsprogram og klasseromsundervisning internt i bedriften og hos leverandører, samt opplæringsprogram i egen jobb. Selskapet støtter relevant videreutdanning for noen ansatte hvert år.

Kontorlokaler

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 tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne. I løpet av året ble det utført mindre ombyggings- og tilpasnings-arbeider ved hovedkontoret for å tilrettelegge for «Develop-ment og Technology» og Goliat-prosjektet som i juli ble flyttet fra leide kontorer i Vestre Svanholmen 4 tilbake til hoved-kontoret. Leiekontrakten for kontorlokalene i Vestre Svanholmen 4 utløp ved årsslutt.

Training and development

Eni Norge considers professional training to be an important means of developing, motivating and retaining its employees. An annual training plan is drawn up for all employees, consisting of both mandatory training as well as development training requested by the individual employee.

The majority of training linked to preparations for operational activities on the Goliat field was carried out before 2016, but a comprehensive training programme was also conducted throughout the year, and will be ongoing.

The implementation of a competence management system was an important part of the work carried out by the training department in 2016. The process itself was completed, but work addressing content and training programmes is still ongoing. Training provided to Eni Norge employees combines that carried out at the Eni Corporate University in Milan, comprehensive e-learning programs, classroom training both in-house and with suppliers, as well as on-the-job training programmes. The company also sponsors relevant higher education for some employees each year.

Office premises

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.

During the year a number of minor renovations and adaptations were carried out at head office in order to accommodate “Development and Technology” and the Goliat

I Hammerfest har driftsorganisasjonen for Goliat, District Operations, moderne, gode og funksjonelle kontorfasiliteter i leide lokaler i Strandgata 36. Gjennom året er det gjort interne rokeringer i bygget for å møte behov i forbindelse med øket antall ansatte ved tekniske avdelinger.

Det fysiske arbeidsmiljøet i bygget er godt, og lokalene er tilrettelagt for å ivareta personer med nedsatt funksjonsevne.

På Polarbase har Eni Norge tilrettelagt for opptil 20 faste kontorarbeidsplasser fordelt mellom administrasjonsbygget, Bygg 15 og Bygg 17.

Sykefravær

I 2016 var sykefraværet 3,2 prosent mot 2,7 prosent i 2015.

project, which in July was moved back to head office from leased premises at Vestre Svanholmen 4. The lease contract for the office premises at Vestre Svanholmen 4 expired at year-end.

In Hammerfest, the Goliat operations organisation, District Operations, is located in good, modern, and functional offices in leased premises at Strandgata 36. During the year, interior modifications were made to the building to meet the needs of increased numbers of personnel in the technical departments.

The physical working environment in the building is good, and the premises are designed to accommodate persons with reduced functional capacity.

At Polarbase, Eni Norge has made arrangements for up to 20 permanent office work places. Some of these are in the administration building (15), and others in building 17.

Sickness absence

Sickness absence in 2016 was 3.2%, compared with 2.7% in 2015.




Eni Norge årsrapport/Annual report22

Statement regarding health, safety and the environment

The company’s objective is to carry out its activities without injury to personnel or damage to the environment or mate-rial 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.

In 2016, Eni Norge experienced several unwanted HSE-related incidents that resulted in injuries to personnel and discharges to the external environment.

In connection with the field coming on stream, the Goliat facility experienced accidental discharges of fire-fighting foam and hydraulic fluid from the subsea installation’s control system. The most serious incident occurred in June, when a person suffered serious head injuries in connection with the operation of a winch. The incident was investigated by Eni Norge, the Petroleum Safety Authority and the police. Eni Norge takes this incident very seriously and has subsequently implemented a number of measures designed to prevent a repetition. HSE-related statistics for the Goliat facility have improved during the year, with the best results being recorded in Q4. In 2016, the company continued its investment in barrier management, and is now working to further develop the Barrier Management Panel. In connection with production start-up from the Goliat field, Eni has established a robust and effective emergency prepared-ness strategy aimed at preventing serious incidents of pollution. The strategy is well adapted to local conditions and includes as its key component the use of fishing vessels equipped with specially-adapted oil spill protection equipment, and crewed by personnel with an intimate knowledge of local sea conditions.

Coinciding with the production start-up from the Goliat field, Eni Norge has introduced a higher level of working environment risk for its personnel.

During 2016 it has been important to focus on implementing a systematic approach to managing this risk.

Thus, extensive work has been dedicated to health risk awareness training and risk assessments linked to the working environment.

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 and OHSA 18001.

Health and the working environment

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.

Specific objectives include general improvement of the working environment, the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing, cultural integration and awareness. All employees are invited and encouraged to make a contribution towards improving safety standards and their working environment, and towards the further development of the Company’s management system. The aim is that this will be among the measures contributing towards maintaining low levels of sickness absence.

Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet

Selskapets erklærte mål er å utføre våre aktiviteter uten å forårsake skade på mennesker, miljø eller materiell. Utslipp til sjø og luft samt generering av avfall skal reduseres så mye som mulig, og det skal etableres en robust og effektiv bered-skap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene.

Eni Norge har i 2016 hatt flere uønskede HMS hendelser, som har medført skade på personell og utslipp til miljø. I forbindelse med produksjonsstarten har Goliat hatt uhellsutslipp av brann-skum og hydraulikkvæske fra kontrollsystemet til undervanns- anlegget. Den mest alvorlige hendelsen fant sted i juni, hvor en person ble påført alvorlig hodeskade i forbindelse med operasjon av en vinsj. Hendelsen ble gransket av Eni Norge, Petroleumstilsynet og Politiet. Eni Norge ser alvorlig på hendelsen og har i etterkant av hendelsen gjennomført en rekke tiltak for å forhindre at lignende hendelse skal skje igjen.

HMS statistikken for Goliat viser en forbedring gjennom året, hvor 4. kvartal var kvartalet med det beste HMS resultatet.

Selskapet har i 2016 videreført satsing på barrierestyring, og jobber med å videreutvikle barrierepanelet.

Eni har i forbindelse med oppstart av produksjon på Goliat etablert en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene, hvor bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene, er et sentralt element.

Ved produksjonsstart av Goliat har Eni Norge introdusert høyere arbeidsmiljørisiko for personell. Det har vært viktig i løpet av 2016 å ha fokus på å implementere en systematisk tilnærming til hvordan man skal håndtere denne risikoen. Det har derfor vært lagt ned mye arbeid i opplæring innen helserisiko samt kartlegginger av arbeidsmiljørisiko.

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 og OHSA 18001.

Helse og arbeidsmiljø I tillegg til obligatorisk arbeidsmiljøutvalg og ordningen med verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA). Målet for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med relevante myndigheter. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg, er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte, stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og forståelse. Alle ansatte inviteres og oppfordres til å bidra til forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø, og til å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem. Målet er at dette blant annet skal bidra til å opprettholde et lavt sykefravær.

Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality


Helse, miljø, sikkerhet og kvalitetHealth, safety, environmental and quality

No. of wells 8 6 10 6*

Hydrocarbon discharges (contaminated drainage water) to the sea (m³) 1 0.17 0.13 1.16Accidental dis-charges to the sea (m3)

0.60 7 dis-

charges

2.7611 dis-

charges

26.49 13 dis-

charges

11.49 15 dis-

charges

CO2 emissions (t) 35 883 36 329 52 427 225 977

CO emissions (t) 79 67 116 175

NOX emisisons (t) 584 681 749 899

VOC emissions (t) 57 65 83 2 929

Drill cuttings (m3) 1 622 2 825 1 529 1 065

Drilling fluids (m3) 535 6 241 3 144 4 118

General waste (t) 4 036 295 434.3 223.7

Paper (t) 14 16 47.1 33.1

Plastics (t) 6.6 7.7 22.8 13.4

Metals (t) 113 118 185 112.3

Hazardous waste (t) 2381 12 807 18 618 28 050

*One water injection well has not been completed.

Fjernkjøling 436 919 592 838 816 929 582 183

Fjernvarme 591 020 551 909 496 916 1 409 645

El 1 238 069 1 278 731 1 204 425 2 369 014

Sum 2 226 897 2 368 485 2 021 354 4 360 842

Avfall (tonn)Papir 25,20 25,70 31,19 33,23

Restavfall 44,10 43,47 46,20 54,88

Matavfall 8,42 8,42 8,20 9,44

Sum 77,71 77,59 85,59 97,55

Sorteringsgrad 43 % 44 % 46 % 46 %*

Environmental report from offices

Energy consumption at and waste generated from offices in Stavanger and Hammerfest was as follows:

Miljørapportering kontorer

Energiforbruk og avfall fra kontorene i Hammerfest og Stavanger.

District cooling 436 919 592 838 816 929 582 183

District heating 591 020 551 909 496 916 1 409 645

Electricity 1 238 069 1 278 731 1 204 425 2 369 014

Total 2 226 897 2 368 485 2 021 354 4 360 842

Waste (tonnes)Paper 25.20 25.70 31.19 33.23

General waste 44.10 43.47 46.20 54.88

Food waste 8.42 8.42 8.20 9.44

Total 77.71 77.59 85.59 97.55

Degree of recy- 43% 44% 46% 46%*

Miljørapportering

Eni Norge har i 2016 hatt egenoperert aktivitet på norsk kontinentalsokkel knyttet til oppstart og drift av 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 egen- opererte og partneropererte aktiviteter, har Eni Norge i 2016 hatt personell på tre lokasjoner i Norge. Selskapet har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12, Forus ved Stavanger og drifts- og distriktskontor i Hammerfest. I tillegg har vi personell på 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 miljørapportering.

Miljørapportering Goliat

Oversikt over utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2013. Tallene for 2016 er jevnt over høyere for 2016 enn for 2015, noe som skyldes at Goliat FPSO ble startet opp og satt i drift 12. mars 2016. Lasting av olje er hovedkilde til de økte utslipp av VOC for 2016.

I 2016 har det vært 5 utilsiktede kjemikalieutslipp til sjø fra Goliat FPSO med total volum på 187 liter, og 6 utilsiktede kjemikalieutslipp fra subseaanlegget med total volum på 6400 liter. Det har vært 4 utilsiktede kjemikalieutslipp i 2016 fra Scarabeo 8.

Environmental reporting

During 2016 Eni Norge has carried out activities as operator on the Norwegian continental shelf linked to the production start-up of Goliat (PL 229) and the production at Marulk (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 2016 Eni Norge has had personnel stationed at three different locations in Norway for the purposes of supporting both Eni Norge- and partner-operated activities.

The company has its head office at Vestre Svanholmen 12, Forus near Stavanger and operational and regional office in Hammerfest and has personnel at the 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.

Environmental reporting related to Goliat

The table below shows the company’s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2013. The figures for last year are consistently higher than those for 2015 due to the start-up of production of the Goliat FPSO. Offloading of oil is the main source to increased discharge of VOC in 2016. There have been a total of five accidental chemical discharges from the Goliat FPSO amounting to 187 litres and six accidental chemical discharges from the subsea system amounting to 6 400 litres.

Four accidental chemical discharges from Scarabeo 8.

Antall brønner 8 6 10 6*

Utslipp av hydrokarboner (drensvann) til sjø (m³) 1 0,17 0,13 1,16

Utilsiktet utslipp til sjø (m3)

0,60 7 utslipp

2,76 11 utslipp

26,49 13 utslipp

11,49 15 utslipp

Utslipp av CO2 (t) 35 883 36 329 52 427 225 977

Utslipp av CO (t) 79 67 116 175

Utslipp av NOX (t) 584 681 749 899

Utslipp av VOC (t) 57 65 83 2 929

Borekaks (m3) 1 622 2 825 1 529 1 065

Boreslam (m3) 535 6 241 3 144 4 118

Generelt avfall (t) 4 036 295 434,3 223,7

Papir (t) 14 16 47,1 33,1

Plast (t) 6,6 7,7 22,8 13,4

Metall (t) 113 118 185 112,3

Farlig avfall (t) 2381 12 807 18 618 28 050

*En vanninjeksjonsbrønn er ikke ferdigboret.

* Figures from the Stavanger office* Tall fra Stavangerkontor

Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet/Health, safety, environmental and quality


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.

The Barents Sea

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. 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. Another project sponsored by Eni Norge is CIRFA (Centre for Integrated Sensing and forecasting for Arctic Operations). CIRFA’s focus areas are remote sensing of ocean, sea ice, oil spill, iceberg detection, numerical modelling, and drone technologies. The research in CIRFA is to a large extent based on collocated measurements from satellites, drones, and ground-based instruments.

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.

Barentshavet

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 bered-skap knyttet til arbeid i områder med kaldt klima og avsides- liggende arktiske områder stadig større betydning. 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 bo-rested, samt å evaluere den fysiske og biologiske innvirkningen av dette. Resultatene er viktige for oljeindustrien og myndighete-ne for å dokumentere de langsiktige miljøeffektene. CIRFA (Senter for integrert fjernmåling og varsling for arktiske operasjoner) er også et prosjekt som støttes av Eni Norge. CIRFAs kjerneaktivitet er knyttet opp mot overvåking av havene, havis, oljesøl, isfjell, numerisk modellering og drone teknologi. Forskningen ved CIRFA er i stor grad basert på feltmålinger utført av satelitter og droner og landbasert måle- utstyr.

Fornybar energi

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 og 2016 gav positive resultater. Ved årsslutt 2016 startet fase 2 av dette prosjektet som i denne fasen vil konsentrere seg om utfordringer knyttet til elektrisk utstyr.

Nye satsningsområder

Ny teknologi for feltoppkobling over lange distanser, samt ny teknologi for plugging av gamle brønner, er områder som vil bli prioritert i årene som kommer.

Renewable Energy

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 was performed in 2015 and 2016 with positive results. Late 2016 phase two of this project was started. In this phase the electrical equipment challenges will be studied.

New focus areas

Technology for long tiebacks and new technology for plugging of old wells, will be areas that will be given high focus for years to come.

Forskning og utviklingResearch and development

Forskning og utvikling/Research and development


The following are projects which received support from Eni Norge and the Goliat licence in 2016: • The Samí Reindeer Races Federation• Sirma Sports Club• “Skaidi Xtreme”• “Ungt Entreprenørskap” (Young Entrepreneurs)• The Arctic Culture Centre and Hammerfest School of Culture• The Nordkapp Film Festival• The Varanger Festival• Grants to artists from northern Norway• The Sørøya Deep Sea Fishing Competition• The Newton Room in Hammerfest• The Trollfjell Geopark• The “Science Factory” in Sandnes• The Norwegian Petroleum Museum in Stavanger

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.

Eksempler på prosjekter som mottok støtte fra Eni Norge og Goliatlisensen i 2016:

• Sami Reindeer Races Federation • Sirma IL • Skaidi Xtreme• Ungt Entreprenørskap• Arktisk kultursenter og Hammerfest kulturskole• Nordkapp Filmfestival• Varangerfestivalen• Stipend til nordnorske artister• Sørøya Havfiskefestival• Newton-rom i Hammerfest• Trollfjell Geopark, Helgeland• Vitenfabrikken i Sandnes• Norsk Oljemuseum i Stavanger

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.

Sustainable operations

Eni Norge’s core activities involve the exploration for, and discovery and production of, oil and gas. Low levels of risk, a healthy working environment, skill-enhancing initiatives, technological development linked to Eni Norge’s core activities, and environmental protection are the most important success criteria. With the first Norwegian oil-producing field in the Barents Sea in its portfolio, the company has committed itself in particular to preventive oil spill technology development, combined with environmentally sound operations. Spin-offs for local communities Eni 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. Thus, in connection with the Goliat development project, Eni Norge has facilitated local job creation and development of the regional supply sector, and supported a range of cultural and skills development initiatives. A total of about 450 jobs have been created directly and indirectly in the region during the development phase. Between 80 and 85% of these have been in Finnmark. The value of goods and services supplied by northern Norwegian companies is about NOK 1.3 billion. Many skills centres in northern Norway have been boosted as a result of a variety of initiatives implemented in the primary, secondary and higher education sectors. According to figures published by the Norut research institute, which has been conducting trailing research on the Goliat project, a total of NOK 70 million have been invested in this field.

According to Norut, spin-offs resulting from the Goliat development have been significantly greater than even the most optimistic estimates set out in impact assessments carried out prior to the project.

Community initiatives within culture and competence

Eni Norge has chosen to support projects promoting culture and competence in the North of Norway, particularly in Finnmark in addition to activities in the Stavanger/Sandnes regions where our head quarter is.

Bærekraftig virksomhet

Eni Norges kjernevirksomhet er å lete etter, finne og produsere olje og gass. Lav risiko, godt arbeidsmiljø, kompetanse oppbyggende tiltak, teknologiutvikling innenfor Enis kjernevirksomhet samt miljøforebyggende tiltak er vesentlige suksesskriterier. Med det første norske oljefeltet i produksjon i Barentshavet i porteføljen, har Eni Norge engasjert seg spesielt i teknologiutvikling innen forebyggende oljevern og miljøvennlig drift.

Ringvirkninger for lokalsamfunnene

Eni Norges virksomhet skal gi muligheter for lokalsamfunnene der aktiviteten finner sted. Selskapet ønsker å bidra til økt bosetting, aktivitet og kompetanseutvikling. I forbindelse med Goliatutbyggingen har Eni Norge derfor lagt til rette for lokal sysselsetting og utvikling av lokal leverandørindustri, samt støttet en rekke kulturelle og kompetansebyggende tiltak. Samlet direkte og indirekte sysselsetting i regionen utgjør ca. 450 personer under utbyggingsfasen. 80-85 % av disse er i Finnmark. Leveranser fra nordnorske bedrifter utgjør ca. 1,3 milliarder kroner. Flere kompetansemiljø i Nord-Norge er styrket gjennom ulike tiltak i grunnskole, videregående og høyere utdanning. Til sammen er det investert ca. 70 millioner kroner på dette feltet, viser tall fra forskningsinstituttet Norut, som har gjennomført følgeforskning på Goliat. Ifølge Norut har ringvirkningene av Goliatutbyggingen blitt høyere enn selv de mest optimistiske anslagene som ble gjorti forbindelse med konsekvensutredningen for Goliat.

Støtteaktiviteter innen kultur og kompetanse

Eni Norge har valgt å støtte prosjekter innen kultur og kompetanse i Nord-Norge og spesielt Finnmark i tillegg til Stavanger/Sandnes området hvor vi har vårt hovedkontor.

Samfunnsansvar Social responsibility

Samfunnsansvar/Social responsibility


The Sarbanes-Oxley Act

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.

Transparency reporting on payments to governments (Country by country reporting)

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 has the following payments to Norwegian governments in 2016: Figures in thousand NOKCorporate tax refund by the State: (249 310)

Area fee per licence paid as operator to the Norwegian authorities on behalf of the joint ventures (100% figures):

PL122 4 932PL201 3 836PL226 19 016PL229 21 783PL293 22 331PL489 16 600

Totalt: 88 498

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.

Production, sales, and other revenues

Equity production of oil, NGL, and gas for 2016 amounted to 48.7 million barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2015 of 38.5 MBOE. This increase is due to production start-up on the Goliat field in 2016.

Revenues from product sales in 2016 were NOK 13 831 million, an increase of 9% compared with 2015. The average realized oil price decreased from USD 51.75 per bbl in 2015, to USD 43.95 per bbl in 2016. The average exchange rates for NOK against USD were higher in 2016 than in 2015. The average price for all products decreased from NOK 338 per BOE in 2015 to NOK 295 per BOE in 2016.

Operating costs

Total operating costs for 2016 were NOK 12 182 million, which is an decrease of NOK 3 719 million compared with 2015. The main reasons why operating cost have decreased, despite of Goliat production start-up in 2nd quarter 2016, are the write-downs taken in 2015.

Financial position – market, credit and liquidity risks

As of 31 December 2016, current and other long-term liabilities amounted to NOK 7 169 million and NOK 20 900 million respectively. Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 5 099 million.

The financial position of the Company is regarded as good. The financial situation will always be influenced strongly by fluctuations in the price of crude oil and gas, and in exchange rates. The Company uses forward contracts to reduce its currency exposure. Lower oil prices and fluctuations in exchange rates can be tolerated for an extended period. The Company regards credit risks as low since the majority of sales are to other companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are made under long-term gas sales contracts.

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 oppda-teres 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 risiko-vurdering på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som støtter de etiske reglene.

Rapportering om betalinger til myndigheter (Land-for-land rapportering)

I henhold til Regnskapsloven § 3-3d skal regnskapspliktige som driver virksomhet innen utvinnings-industrien, utarbeide en årlig rapport med opplysninger om betalinger til myndigheter på land- og prosjektnivå.

Eni Norge AS har følgende rapporteringspliktige betalinger til norske myndigheter i 2016:

Tall i tusen NOKSelskapsskatt refundert fra Staten: (249 310)

Arealavgift pr. lisens som er betalt på vegne av interessefelles-skapene som operatør (100 % tall).

PL122 4 932PL201 3 836PL226 19 016PL229 21 783PL293 22 331PL489 16 600 Totalt: 88 498

CO2 og NO

X 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 fore-tak i samme konsern så vises det til note 14.5 i årsregnskapet.

Produksjon og salgsinntekter Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2016 var på 48,7 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en økning fra 2015, hvor produksjonen var på 38,5 millioner FOE. Økningen skyldes i hovedsak at Goliat feltet ble satt i produksjon.

Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2016 ble på NOK 13 831 millioner, en økning på 9 % sammenlignet med 2015. Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2016 var USD 43,95 pr. fat, ned fra USD 51,75 pr. fat i 2015. Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD i 2016 i forhold til 2015. Gjennomsnittsprisen for alle produkter ble redusert fra NOK 338 pr. FOE i 2015 til NOK 295 pr. FOE i 2016. Driftskostnader Driftskostnadene for 2016 var på NOK 12 182 millioner, som er en reduksjon på NOK 3 719 millioner sammenlignet med 2015. Hovedårsaken til at driftskostnadene har gått ned, til tross for at Goliat er satt i produksjon og avskrives fra 2. kvartal i 2016, er nedskrivningene som ble gjort i 2015.

Finansiell stilling, markeds-, kreditt- og likviditetsrisiko

Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK 7 169 millioner og NOK 20 900 millioner pr. 31. desember 2016. Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 5 099 millioner i Eni Finance International.

Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i olje- og gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter terminkontrakter for å redusere valutarisikoen. Lave oljepriser og svingninger i valutakurs kan tolereres over en lengre periode. Selskapet anser kredittrisiko-en for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskap i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap uten-om Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter.

Finansielle forholdFinancial aspects

Finansielle forhold/Financial aspects


The pre-tax rate of return in 2016 is 3 per cent, compared with 6 percent in 2015. The rate of return after tax is 3 percent in 2016, compared with 2 percent in 2015. The main differences between pre-tax income and cash flow from operations are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation.

The financial result

The Company’s net income for 2016 was NOK 121 million lower than in 2015. The ordinary pre-tax profit for 2016 is NOK 907 million, compared with a loss of NOK 3 469 million in 2015. After NOK 207 million of tax cost, net income amounted to NOK 700 million, compared with NOK 821 million in 2015. The accounts have been prepared based on a going concern assumption, and the Board of Directors confirms that the conditions for this assumption are in place.

Allocation of net income

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 700 008Reduction of retained earnings: NOK 299 992Dividends for distribution: NOK 1 000 000

The Company’s retained earnings as of 31 December 2016 amount to NOK 5 051 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 2017, 2018, 2019 and 2020 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.

Totalrentabiliteten før skatt i 2016 er på 3 prosent, mot 6 prosent i 2015. Totalrentabilitet etter skatt er på 3 prosent i 2016 mot 2 prosent i 2015. Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger.

Regnskapet

Selskapets årsresultat for 2016 var NOK 121 millioner dårligere enn resultatet for selskapet i 2015. Ordinært resultat før skattekostnad var på NOK 907 millioner sammenlignet med et underskudd på NOK 3 469 millioner for selskapet i 2015. Etter en skattekostnad på NOK 207 millioner fikk selskapet et årsresultat for 2016 på NOK 700 millioner sammenlignet med NOK 821 millioner for selskapet i 2015. Regnskapet er satt opp basert på forutsetning om fortsatt drift, og styret bekrefter at forutsetningen er til stede.

Overskuddsdisponering

Styret har ikke kjennskap til hendelser som kan påvirke regnskapet etter årsslutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd: (Tusen)Årets overskudd: NOK 700 008Reduksjon av annen egenkapital: NOK 299 992Utdeling av utbytte til aksjonæren: NOK 1 000 000

Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2016 utgjør NOK 5 051 millioner etter ordinær utbyttebetaling. Foreslått utbytte ligger innenfor årets resultat og den frie kontantstrøm fra drift etter skattebetaling. Videre tilsier nåværende budsjett for 2017, 2018, 2019 og 2020 at selskapet forventer fremtidige inntekter og kontantstrømmer som er tilstrekkelig til å betjene nåværende gjeld med antatte fremtidige utbytter. Selskapet har også tilgang på konsernintern finansiering av sine utbyggings- og leteprosjekter.

1. mars 2016 / March 1, 2016

E. CingolaniStyreleder / Chairman

L. LusurielloNestleder / Vice Chairman

A. NapolitanoStyremedlem /Director

E. Bjørnbom S.R. RasmussenL. Petterson

P. D. HemmensAdministrerende Direktør /Managing Director





(NOK 1 000) (NOK 1 000)

Pr. 31.12. 2016 2015 At 31.12.Driftsinntekter og driftskostnader (Note) (Note) Revenue and costs from operations

Salgsinntekter (1)(14.3) 13 830 738 12 711 706 (1)(14.3) Sales revenue

Andre driftsinntekter (1)(14.3) 29 235 0 (1)(14.3) Other operating revenue

Sum driftsinntekter 13 859 973 12 711 706 Total operating revenue

Kjøp av gass 3 183 2 298 Purchase of natural gas

Produksjonskostnader (2)(3) 3 612 223 3 128 554 (2)(3) Production costs

Transportkostnader 1 248 769 1 290 261 Transportation costs

Letekostnader (6) 379 250 885 729 (6) Exploration costs

Avskrivninger (4)(5) 6 935 233 3 994 133 (4)(5) Depreciation

Nedskrivninger (4) 0 6 586 000 (4) Write-down

Salg og utrangering av anleggsmidler (4) 3 698 14 092 (4) Sales and retirement of assets

Sum driftskostnader (14.4) 12 182 356 15 901 067 (14.4) Total operating costsDriftsresultat 1 677 617 (3 189 361) Operating income

Finansinntekter og -kostnader (7) (7) Financial income and expenses

Renteinntekter fra konsernselskap (14.5) 3 624 10 056 (14.5) Interest income from group companies

Annen renteinntekt 8 944 77 490 Interest income

Aksjeutbytte 2 804 2 477 Dividends

Rentekostnader (14.5) (452 793) (45 018) (14.5) Interest expenses

Renteelement fjerning (347 991) (339 488) Accretion discount removal

Netto agio/(disagio) 14 352 14 683 Net exchange gains/(losses)

Netto finanskostnader (771 060) (279 800) Net financial expenses

Ordinært resultat før skattekostnad 906 557 (3 469 161) Ordinary income before taxes

Skattekostnad (inntekt) på ordinært resultat (8) 206 549 (4 290 666) (8) Taxes on ordinary income

Årsresultat 700 008 821 505 Net income

Disponering av årsresultat Distribution of net incomeAnnen egenkapital (299 992) (178 495) Retained earnings

Utbytte 1 000 000 1 000 000 Dividend

Resultatregnskap/Statement of income


ResultatregnskapStatement of income

(NOK 1 000) (NOK 1 000)

Eiendeler pr. 31.12. 2016 2015 Assets as at 31.12.

Anleggsmidler (Note) (Note) Fixed assets

Varige driftsmidler Tangible assetsBore- og produksjonsanlegg 47 257 093 26 050 377 Wells and production facilities

Anlegg under utførelse 78 433 25 665 474 Facilities under construction

Aktiverte letebrønner 769 699 746 232 Capitalised exploration wells

Inventar og utstyr 63 456 93 746 Office furniture and equipment

Sum varige driftsmidler (4) 48 168 681 52 555 829 (4) Total Tangible assets

Finansielle anleggsmidler Financial assetsAksjer i andre selskap (9) 2 126 2 126 (9) Shares in other companies

Sum finansielle anleggsmidler 2 126 2 126 Total financial assetsSum anleggsmidler 48 170 807 52 557 955 Total fixed assets

Omløpsmidler Current assetsLager av materiell 199 699 168 800 Warehouse stocks

Kundefordringer (14.1) 1 660 650 700 103 (14.1) Receivables from customers

Andre fordringer (10) 668 077 653 283 (10) Other accounts receivable

Skattefordring (8) 236 632 294 786 (8) Current tax receivable

Kortsiktig pengeplassering (14.1) 875 047 320 000 (14.1) Short-term deposit

Kontanter og bankinnskudd (11)(14.1) 164 080 136 788 (11)(14.1) Cash and bank

Sum omløpsmidler 3 804 186 2 273 760 Total current assets

Sum eiendeler 51 974 993 54 831 715 Total assets

(NOK 1 000) (NOK 1 000)

Egenkapital og gjeld pr. 31.12. 2016 2015Shareholder’s equity and liabilities as at 31.12.

Egenkapital (Note) (Note) Shareholder’s equity

Innskutt egenkapital Restricted equityAksjekapital 278 000 278 000 Share capital

Opptjent egenkapital Non restricted equityAnnen egenkapital 5 051 324 5 345 568 Retained earnings

Sum egenkapital (12) 5 329 324 5 623 568 (12) Total shareholder’s equity

Gjeld LiabilitiesAvsetning for forpliktelser Deferred liabilities

Utsatt skatt (8) 8 658 479 8 282 330 (8) Deferred taxes

Avslutningsforpliktelser (15) 9 688 870 11 251 228 (15) Asset retirement obligations

Pensjonsforpliktelser (2) 145 046 199 526 (2) Pension liability

Andre avsetninger for forpliktelser (15) 84 460 73 469 (15) Other provisions

Sum avsetning for forpliktelser 18 576 855 19 806 553 Total deferred liabilities

Annen langsiktig gjeld Other long term debtGjeld til konsern selskap (7) 20 899 806 25 524 948 (7) Payable to group companies

Sum annen langsiktig gjeld 20 899 806 25 524 948 Total other long-term liabilities

Kortsiktig gjeld Current liabilitiesLeverandørgjeld (14.2) 1 104 142 1 778 812 (14.2) Suppliers

Betalbar skatt (8) 95 597 143 907 (8) Income taxes payable

Skyldige offentlige avgifter 56 243 61 246 Employee wh. tax, soc. sec. etc.

Avsatt til utbytte 1 000 000 1 000 000 Allocated to dividendKortsiktig gjeld til konsernselskap (7) 4 001 179 0 (7) Payable to group companies

Annen kortsiktig gjeld (13)(14.2) 911 847 892 681 (13)(14.2) Other accounts payable

Sum kortsiktig gjeld 7 169 008 3 876 646 Total current liabilities

Sum egenkapital og gjeld 51 974 993 54 831 715Total shareholder’s equity and liabilities

23. februar 2017 / February 23, 2017

E. CingolaniStyreleder / Chairman

L. LusurielloNestleder / Vice Chairman

E. Bjørnbom S.R. RasmussenL. Petterson

A. NapolitanoStyremedlem /Director

P. D. HemmensAdministrerende Direktør /Managing Director

Balanse/Balance sheet


BalanseBalance sheet

Kontantstrømanalyse/Statement of cash flow


KontantstrømanalyseStatement of cash flow

(NOK 1 000) (NOK 1 000)

Per 31.12 2016 2015 At 31.12

Likvider tilført fra virksomheten Cash flow from operating activities

Ordinært resultat før skattekostnad 906 557 (3 469 161) Ordinary income before taxes

Avskrivning på eiendeler 6 935 233 3 994 133 Depreciation assets

Nedskriving av varige driftsmidler 0 6 586 000 Write-down of tangible assets

Nedskriving av varelager 12 591 0 Inventory write-down

Utgifter til fjerning (407 570) (463 304) Abandonment payments

Endring i tidselement fjerningsforpliktelse 347 991 339 488 Accretion discount

Utgiftsføring av tidligere års letebrønn 5 441 475 022 Expensed prior year exploration well

(Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler 3 698 14 092 (Profit)/loss on tangible assets sold/retired

(Betalte)/mottatte skatter 159 077 (388 789) Income taxes (paid)/received

Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld 2 354 756 (906 546) Change in current assets and current liabilities

Avsetning for pensjoner (54 480) 33 464 Accrued pension costs

Netto likviditetsendring fra virksomheten (A) 10 263 294 6 214 399 Net cash flow from operating activities (A)

Likvider tilført/brukt til investeringer Cash flow from investing activitiesInvesteringer i varige driftsmidler (4 055 813) (9 599 656) Investments in fixed assets

Salg av varige driftsmidler (salgssum) 0 3 790 Sales of fixed assets (sales value)

Netto likvditetsendring fra investeringer (B) (4 055 813) (9 595 866) Net cash flow from investing activities (B)

Likvider tilført fra/brukt til finansiering Cash flow from financing activitiesØkning/(nedgang) langsiktig lån Increase/(decrease) long-term credit

beslektet selskap (4 625 142) 5 742 897 facility associated company

Betalt aksjeutbytte (1 000 000) (2 400 000) Paid dividend

Netto likviditetsendring fra finansiering (C) (5 625 142) 3 342 897 Net cash flow from financing activities (C)Netto endring I likviditetsbeholdning gjennom året Net cash change during the year

(A+B+C) 582 339 (38 570) (A+B+C)

Likviditetsbeholdning pr. 1. januar 456 788 495 358 Cash at January 1

Likviditetsbeholdning pr. 31. desember 1 039 127 456 788 Cash at December 31

Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998 og norsk god regnskapsskikk.

Inntekter

Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt på leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgs- avtalene. Andre inntekter bokføres på tidspunktet for levering.

Deltakelse i felleskontrollert virksomhet

Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner etter bruttometoden.

Bruk av estimater

Selskapet benytter estimater og forutsetninger i utarbeidelsen av årsregnskapet i henhold til god regnskapsskikk. Disse er basert på beste estimat, og kan avvike fra de endelige faktiske kostnadene.

Skattekostnad

Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar skatt for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning til gjeld vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive midlertidige forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert i regnskapet og de verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert for skatteformål. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare tatt i betraktning i tilfeller hvor det kan sannsynliggjøres at fordelen vil bli realisert.

Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skattemyndighetene når de blir ilignet. Når skattesaken er begrenset til tidspunktet for skattemessig fradrag/inntekts- førsel vil det bli registrert tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld.

The financial statement is reported in accordance with the Norwegian Accounting Act of 1998 and Norwegian General Accepted Accounting Principles. Revenue Sales of petroleum products are recorded as revenue according to the sales method on the date of delivery, based on the terms and conditions in the sales agreements. Other revenue is recorded at the time of the delivery.

Participation in jointly controlled operations

Eni Norge AS reflects the Company’s net share of income, costs, assets and liabilities in the balance sheet and income statement regarding interests in jointly controlled operations based on the gross method.

Use of estimates

The company uses estimates and assumptions in preparation of the financial statements in accordance with generally accepted accounting principles. These are based on best estimates available, and can deviate from the final actual costs.

Income taxes

Income taxes include current payable taxes, adjustment of prior years’ payable taxes and deferred taxes. The deferred taxes are calculated using the full liability method, under which temporary timing differences between assets and liabilities in the financial statements are recognised against their tax basis. The earned uplift on incurred investment is fully taken into consideration when calculating the deferred taxes. Deferred tax assets are only recognised if it is highly probable that the asset will be realised.

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.

Kostnader til leting og forskning og utvikling

Letekostnader blir behandlet etter «successful efforts»- metoden, med den enkelte brønn som basis for vurderingen. Kostnader knyttet til letebrønner under arbeid blir balanseført inntil det er gjennomført en evaluering av hvorvidt funnet er drivverdig eller ikke. Øvrige letekostnader og forsknings- og utviklingskostnader kostnadsføres løpende.

Utbyggingskostnader Utbyggingsfasen starter når lisenspartnerne har foretatt en beslutning om konsept for utbygging. Direkte og indirekte kostnader i forbindelse med utbyggingsprosjekter kapitaliseres. Mislykkede produksjonsbrønner blir kostnadsført. Vedlikehold av driftsmidler kostnadsføres løpende under driftskostnader, mens påkostninger eller forbedringer tillegges driftsmidlets kostpris og avskrives i takt med driftsmidlet.

Varige driftsmidler

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. Avskrivninger Sokkelinstallasjoner avskrives etter produksjonsenhets- metoden (forholdet mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare reserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Investeringer på land blir avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid. Nedskrivning Varige driftsmidler blir vurdert for 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 resultatregnskapet. 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. Avslutningskostnader Det er avsatt for kostnader i tilknytning til nedstenging og fjerning av installasjoner på kontinentalsokkelen. Fjernings- og nedstengningskostnader er beregnet i samsvar med

Exploration and R&D costs

Exploration costs are treated in accordance with the successful effort method; each well making the basis for the evaluation. Costs related to exploration wells in progress are capitalized until the wells have been evaluated whether the discovery is commercial. Other exploration and R&D costs are expensed as incurred.

Development expenditures The development phase commences when the license partners have decided the concept selection. Direct and indirect expenditures relating to development projects are capitalised. Other costs related to fields in production are expensed as incurred. Unsuccessful production wells are expensed. Maintenance is expensed as incurred, whereas costs for improving and upgrading production facilities are added to the acquisition cost and depreciated with the related asset. Tangible Assets 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. Depreciation 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. Impairment 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.

Asset retirement costs

Asset retirement costs are calculated in accordance to net present value method in NRS 13 Contingent liabilities and Contingent assets. The present value of the asset retirement

RegnskapsprinsipperAccounting principles

Regnskapsprinsipper/Accounting principles


nå-verdimetoden etter NRS 13, Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet. Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av forpliktelsen er justert i forhold til estimert tidspunkt for fjerning og nedstengning på feltet. Endringen i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen kostnadsføres årlig som en finanskostnad og øker balanseført fjerningsforpliktelse. Estimatendringer balanseføres mot anleggsmidler.

For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper. Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde.

Valuta

Transaksjoner i utenlandsk valuta bokføres til 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.

Lagerbeholdning

Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruks- varer i varelageret er utgiftsført ved kjøp. Beholdninger av petroleumsprodukter inngår i beregningen av mer-/mindreuttak. Mer-/mindreuttak av petroleumsprodukt og gasslån For meget uttatt mengde av petroleumsprodukter verdsettes etter produksjonskostnad, mens for lite uttatt mengde verdsettes etter det som er lavest av produksjonskostnad og salgspris. Geografisk område Eni Norges hoveddriftsaktiviteter er selskapets andel i Ekofiskområdet, feltene Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Skuld, Marulk og Åsgard. Vedrørende investeringer og salg er geografisk område angitt i noter til regnskapet.

costs is entered in the balance sheet as a part of the acquisition costs of the fixed assets and is depreciated as part of this. The provision corresponds to the present value of the asset retirement obligation in the total economic lifetime of the fixed asset. The discount rate used in the calculation of the net present value of the obligation is adjusted in accordance with the estimated time of removal and decommissioning at the fields. Changes in the time element (net present value) of the abandonment provision are expensed annually as a financial item and increase in the asset retirement obligation in the balance sheet. Changes in estimates are recorded as tangible assets.

Eni Norge has a liability as a shipper for Gassled. The liability is recorded as the net present value of estimated future retirement obligations based on accumulated shipped volumes.

Foreign currency

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.

Inventories

Materials in the warehouse are valued at original cost. Consumable stocks are expensed as incurred. Inventories of petroleum products are included in over/underlifting.

Over/underlifting and gas loan

Overlift of petroleum products is valued at production cost, while underlift is valued at the lower of production cost and sales value.

Geographical area

The Company’s major operating activity is related to its interest in the Ekofisk area, the fields Heidrun, Kristin, Mikkel, Morvin, Norne, Tyrihans, Urd, Marulk and Åsgard. Geographical areas of investments and sales are specified in the notes to the financial statements.

Pensjonsforpliktelser Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere pensjonskostnadene i henhold til IAS 19. Pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på forutsetninger om diskonteringsrente, fremtidig regulering av lønn, pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang, osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag lagt til grunn. Estimatavvik føres direkte mot egenkapitalen. Leasingforpliktelser Leasingavtaler som ikke overfører det vesentligste av risiko og kontroll til leietaker, anses som operasjonell leasing. Selskapets leasingutgifter under operasjonell leasing, føres løpende over driften. Framtidige leasingforpliktelser fremgår av note 15. Selskapet har ikke finansiell leasing.

Aksjer i andre selskap Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris.

Finansposter

Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging balanseføres som en del av investeringen. Fordringer og gjeld Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år defineres som kortsiktig fordring/gjeld.

Kontantstrøm

Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i konsernbank.

Salg av anleggsmidler

Salg av anleggsmidler på norsk sokkel behandles som etterskatt-transaksjoner jfr. § 10 i petroleumsskatteloven, for å sikre skattenøytralitet. Effektiv dato for skatt er 01.01, mens inntekter og kostnader blir regnskapsført frem til oppgjørsdato.

Pension liability The company uses the option in GRS 6 to measure and classify pension costs in accordance with IAS 19. The pension costs and the pension liability are calculated according to the principle of linear accrual/earning based on estimated factors for the discount rate, future regulation of salary, pensions and contributions from social security, future earnings on the pension fund in addition to actuary premises concerning death rate, voluntary turnover of employees, etc. The pension fund is evaluated according to actual value and is deducted from the net pension liability in the balance sheet at the balance sheet date. The pension accounting is based on linear profile of funding and expected salary at the time of the termination. Changes of the estimate are recognised in equity. Leasing commitments Leasing agreements without transfer of material risk and control to the leaser are considered as operational leasing. The Company’s leasing expenses in operating leases are reflected as current operating costs. Future leasing liabilities are specified in note 15. The company does not have financial leasing. Shares in other companies Shares in other companies are valued at cost.

Financial items

Interest expenses related to material development projects are capitalised as a part of the investment. Assets and liabilities Assets and liabilities to be paid within one year are classified as short-term assets/liabilities.

Cash flow

The statement of cash flow has been prepared in accordance with the indirect method as per the temporary Norwegian Accounting Standard. Cash consist of cash, bank deposits and short-term deposits in affiliated bank.

Sale of assets

Sale of assets on the Norwegian continental shelf are treated as after tax transactions according to the petroleum tax act § 10, to ensure tax neutrality. Effective date for tax purposes are 01.01, while revenues and costs are booked until completion date.

Regnskapsprinsipper/Accounting principles Regnskapsprinsipper/Accounting principles


Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i Eni-konsernet. Andre driftsinntekter inneholder hovedsakelig inntekter ved salg av medlemskap i gass turbin pool avtale og andeler i letelisenser.

Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the Eni Group. Other operating revenue includes mainly revenues from sales of membership in gas turbine pool agreement and interest in exploration licenses.

1 Inntekter fra salg av olje, gass og NGL pr. aktivitetsområde og geografisk område

1 Revenue from sale of oil, gas and NGL by area of activity and geographical area

2 Lønninger, pensjon og andre personalrelaterte kostnader og godtgjørelser egne ansatte

2 Salaries, pensions and other personnel costs and remunerations own employees

Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt til KNOK 242 991 (KNOK 407 446 i 2015) og andelen belastet partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK 292 666 (KNOK 292 134 i 2015) Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelserEni 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. 345 ansatte og 18 pensjonister er med i pensjonsordningen.

Stortinget har vedtatt nye regler for uførepensjon i privat sektor. Regelverket vil gjelde fra 1. januar 2016, og det er tatt hensyn til endringen i beregningene. Effekten vises i linjen for planendring.

Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK 242 991 (KNOK 407 446 in 2015) and the share charged to partners in operated joint ventures amounted to KNOK 292 666 (KNOK 292 134 in 2015).

Pension cost and pension fund/-obligationsEni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees with DNB. The pension scheme fulfils the require-ments 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. 345 employees and 18 pensioners are included in the scheme.

The parliament has adopted new rules for disability pension for the private sector. The regulations will apply from 1st of January 2016 which is taken into account in the calculation. The effect is reflected in the line for plan changes.

Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 430 ansatte gjennom året, tilsvarende 427 årsverk.

Godtgjørelse Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK 7 593 (KNOK 5 435 i 2015). Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemme-hørende selskap. Eni Norge fikk ny daglig leder i mai 2016.Styret har ikke mottatt godtgjørelse for 2016. Styreleder mottar ikke godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhets-stillelser til administrerende direktør, styreleder eller andre nærstående parter. Selskapet har ingen sluttvederlags-forpliktelse for styreleder eller daglig leder.Selskapet har en bonusordning for alle ansatte kalkulert i henhold til oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for ledende ansatte på KNOK 4 276. Forpliktelsen er beregnet med diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år. Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2016 beløp seg til KNOK 1 378 (KNOK 1 328 i 2015). Beløpene er eksklusive merverdiavgift.

The social security tax is included in the net pension fund. The economic assumptions regarding pensions are in accordance with assumptions in NRS (V). Average number of employees during the year was 430, equivalent to 427 full time employees.

RemunerationsThe Managing Director’s remuneration amounted to KNOK 7 593 (KNOK 5 435 in 2015). The Managing Director takes part of a pension arrangement in the home company. In May 2016 Eni Norge got a new Managing Director.Members of the board received no remuneration in 2016. 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 commit-ments with regard to severance to the Managing Director or the Chairman of the Board. The Company has a bonus scheme for all employees calculated according to achieved objectives. The company has an obligation related to stock options of KNOK 4 276 to managers. The obligation is calculated by a discount rate of 1.15% of 3 years.

The fee to Ernst & Young expensed in 2016 for audit services was KNOK 1 378 (KNOK 1 328 in 2015). The amounts are exclusive of VAT.

(NOK 1 000)

Salaries 605 589 675 862

Social security tax (incl. pension and social charges for foreign personnel) 72 954 83 518

Pension cost 59 750 126 248

Other personnel related cost 16 126 35 169

Total 754 419 920 797

(NOK 1 000) EU Norge Total 2016 Total 2015

Råolje 8 798 427 546 952 9 345 379 6 624 872

Gass 3 280 899 36 492 3 317 391 4 689 921

NGL 1 112 712 55 256 1 167 968 1 396 913

Totalt 13 192 038 638 700 13 830 738 12 711 706

(NOK 1 000) EU Norway Total 2016 Total 2015

Crude Oil 8 798 427 546 952 9 345 379 6 624 872

Gas 3 280 899 36 492 3 317 391 4 689 921

NGL 1 112 712 55 256 1 167 968 1 396 913

Total 13 192 038 638 700 13 830 738 12 711 706

Lønninger 605 589 675 862

Folketrygdavgift (inkl. pensjon og sosiale utgifter utenlandsk personell) 72 954 83 518

Pensjonskostnader 59 750 126 248

Andre personalrelaterte kostnader 16 126 35 169

Totalt 754 419 920 797

(NOK 1 000) 2016 2015

Årets pensjonskostnaderÅrets pensjonsopptjening 80 384 107 828

Planendring (30 393) 0

Rentekostnader på service kost 2 009 2 480

Administrasjonskostnad 366 338

Netto pensjonskostnad før

arbeidsgiveravgift 52 366 110 646

Arbeidsgiveravgift 7 384 15 602

Årets pensjonskostnad 59 750 126 248

Pensjonsmidler/- forpliktelse pr. 31.12Estimerte brutto pensjonsforpliktelser (640 815) (691 811)

Estimert markedsverdi pensjonsmidler 495 769 492 285

Balanseført netto forpliktelse/midler pr. 31.12 (145 046) (199 526)

Spesifikasjon av estimert markedsverdi pensjonsmidlerEstimerte pensjonsmidler 01.01 492 286 406 107

Estimatavvik (54 820) (7 903)

Netto innbetalt 49 012 86 583

Utbetalte pensjoner (2 827) (2 467)

Avkastning på pensjonsmidlene 12 118 9 965

Estimert markedsverdipensjonsmidler 31.12 495 769 492 285

Økonomiske forutsetningerDiskonteringsrente 2,60 % 2,70 %

Forventet avkastning 2,60 % 2,70 %

Lønnsøkning 2,25 % 2,50 %

G-regulering 2,00 % 2,25 %

Regulering av løpende pensjon 2,00 % 2,25 %

(NOK 1 000) 2016 2015

Pension cost of the yearService cost 80 384 107 828

Plan changes (30 393) 0

Interest expense of service cost 2 009 2 480

Administration cost 366 338

Net pension cost

before social security 52 366 110 646

Social security 7 384 15 602

Pension cost of the year 59 750 126 248

Pension fund/ liabilities as of 31.12 Estimated gross pension liabilities (640 815) (691 811)

Estimated market value of pension fund 495 769 492 285

Pension liability/fund as of 31.12. (145 046) (199 526)

Specification of estimated market value of pension fundEstimated pension fund 01.01 492 286 406 107

Unrecognised loss/(gain) (54 820) (7 903)

Net contribution 49 012 86 583

Benefits paid (2 827) (2 467)

Return on pension 12 118 9 965

Estimated market value of pension fund 495 769 492 285

Financial AssumptionsDiscount rate 2.60% 2.70%

Expected return on plan assets 2.60% 2.70%

Expected long-term salary increase 2.25% 2.50%

Expected long-term G increase 2.00% 2.25%

Expected long-term pension escalation 2.00% 2.25%

Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements


Noter til årsregnskapetNotes to the financial statements

3 Produksjonskostnader 3 Production costs

4 Varige driftsmidler / 4 Property, plant and equipment

Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -

Økning/reduksjon fjerningsestimat (1 498 592) (845 231)

Avskrivning av fjerningsestimat 375 696 901 293

Specification of increase in asset retirement cost and -

Increase/decrease in asset retirement cost (1 498 592) (845 231)Asset retirement cost depreciations 375 696 901 293

I 2016 er det tap relatert til salg og utrangering av anleggsmidler på KNOK 3 698.

NedskrivningVarige driftsmidler blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført ver-di på eiendeler er høyere enn gjenvinnbar beløp. Det har i 2016 vært en bedring i markedspriser sammenlignet med 2015. Det er gjort test på nedskrivningsindikatorer og gjort ytterligere beregninger på aktuelle felt.

Nedskrivningen resultatføres når balanseført verdi overstiger gjenvinnbar 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 nedskrivnings-testene. 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.

Årets nedskrivningstester har resultert i ingen nedskrivninger.

In 2016 there are losses related to retirement of assets of KNOK 3 698.

ImpairmentTangible 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 2016 the market prices have increased compared to 2015. A test for impairment indicators has been carried out and further calculations have been performed for the relevant fields.

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. Current year impairment tests have resulted in no write-downs.

KNOK 3 017 978 av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. KNOK 3 017 978 of the gross book value is capitalized interest.

De påviste utbygde reserver, basert på Eni Norges egen evaluering basert på amerikanske «Security and Exchange Commissions» (SEC) prinsipper, gjelder følgende olje- og gass-felt: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Goliat og Morvin. De totale påviste reserver pr. 31.12.16 er 328 millioner FOE.

Konsesjonsperiodene utløper som følger:

The proved developed reserves, based on Eni Norge’s own evaluations based on U.S. Security and Exchange Commission’s (SEC) principles, include the following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Goliat and Morvin. The total proved reserves at 31.12.16 are 328 million BOE.

Concession periods expire as follows:

5 Påviste utbygde reserver 5 Proved developed reserves

(NOK 1 000) 2016 2015

Operating costs 3 192 467 2 428 351

CO² tax 291 761 203 641

Variation of over-/underlift (4 019) 303 399

Operational insurance 127 735 134 927

Other operating costs 4 279 58 236

Total 3 612 223 3 128 554

(Ikke revidert av E&Y) Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE)

Proved developed reserves as at 31.12.11 267.6

Production 2012 (46.2)

Changes 2012 33.2



Changes 2013 22.1



Changes 2014 30.7



Changes 2015 46.4



Changes 2016 101.5


(Not audited by E&Y) Million barrels of oil equivalents (million BOE)

Year

Ekofisk PL 018/PL 018 B 2028

Heidrun PL 095 2024

Heidrun PL 124 2025

Kristin PL 134B 2027

Mikkel PL 092 2020

Mikkel PL 121 2022

Norne PL 128/PL 128 B 2026

Urd PL 128 2026

Skuld PL 128 2026

Åsgard PL 062/PL 074/PL 094/ PL 094 B/PL 134/PL 237 2027

Tyrihans PL 073/PL 073 B/PL 091 2029

Marulk PL122/PL122B/PL122C/PL122D 2025

Goliat PL229/PL229B 2042

(NOK 1 000) 2016 2015

Driftskostnader 3 192 467 2 428 351

CO2-avgift 291 761 203 641

Endring i mer/mindre uttak (4 019) 303 399

Forsikringer 127 735 134 927

Andre driftskostnader 4 279 58 236

Sum 3 612 223 3 128 554

Anskaffelses verdi/Gross

Overføring/Reclass.

Tilgang/Additions

Avgang/Retirement

Akk. avskr./Acc. depr.

Bokført verdi/Net book

Avskrevet/Deprec.

Bore- og produksjonsanleggWell and production equipment 67 984 555 33 759 895 441 081 (567 767) 54 360 671 47 257 093 6 897 144

Anlegg under utførelse Works in progress 32 251 474 (33 735 897) 1 562 856 0 0 78 433 0

Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheterCapitalised expl. wells/license rights 941 586 (23 998) 52 905 (200 794) 0 769 699 0

Inventar og utstyrOffice furniture/equipment 347 168 0 7 799 (173) 291 338 63 456 38 089

SumSum Total 101 524 783 0 2 064 641 (791 765) 54 652 009 48 168 681 6 935 233

Påviste utbygde reserver pr. 31.12.11 267,6

Produksjon 2012 (46,2)

Endring 2012 33,2



Endring 2013 22,1



Endring 2014 30,7



Endring 2015 46,4



Endring 2016 101,5


År

Ekofisk PL 018/PL 018 B 2028

Heidrun PL 095 2024

Heidrun PL 124 2025

Kristin PL 134B 2027

Mikkel PL 092 2020

Mikkel PL 121 2022

Norne PL 128/PL 128 B 2026

Urd PL 128 2026

Skuld PL 128 2026

ÅsgardPL 062/PL 074/PL 094/

PL 094 B/PL 134/PL 237 2027

Tyrihans PL 073/PL 073 B/PL 091 2029

Marulk PL122/PL122B/PL122C/PL122D 2025

Goliat PL229/PL229B 2042

Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements Noter til årsregnskapet/Notes to the financial statements


6 Letekostnader – endringer i status 6 Exploration – changes in status

Forskning og utviklingSelskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordi-nert av Eni Norge var KNOK 63 589 (KNOK 61 434 i 2015).

Research and DevelopmentThe Company participates in several R&D projects with other oil companies. Total R&D costs coordinated by Eni Norge reached KNOK 63 589 (KNOK 61 434 in 2015).

7 Finansielle poster 7 Financial items

Totale rentekostnader for 2016 utgjorde KNOK 586 706 (KNOK 632 897 i 2015). Rentekostnader på KNOK 137 877 er kapitalisert. Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK 543 851 (KNOK 593 886 i 2015). Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 877. 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 9 701 per 31.12.16 (tap på KNOK 1 891 i 2015) er resultatført i resultatregnskapet.

Gjeld til konsernselskapSelskapet har to langsiktige lånekontrakter med Eni Finance International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen på 16 000 MNOK utløper 4. oktober 2019, mens låneavtalen på 10 000 MNOK utløper 10. april 2018. I tillegg har selskapet en kortsiktig lånekontrakt med Eni Finance International på 4 000 MNOK som utløper 20. desember 2017.

Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en margin på trekkdagen.

Total interest expense for 2016 amounted to KNOK 586 706 (KNOK 632 897 in 2015). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 137 877. Interest expense charged by group companies was KNOK 543 851 (KNOK 593 886 in 2015). Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 877. 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 9 701 as of 31.12.16 (loss KNOK 1 891 in 2015) has been booked to the income statement.

Payable to group companiesThe Company has two long-term 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 4th of October 2019, while the contract of 10 000 MNOK expires 10th of April 2018. The company has one short-term credit facilities with Eni Finance International of 4 000 MNOK which expires 20rd of December 2017. Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on the draw down date.

(NOK 1 000)

Solgt valuta/ Beløp/ Kontrakt motverdi/ Kjøpt valuta/ Verdi/Contract Gj. snittlig terminkurs/ Forfall/

KUSD 137 935 1 189 219 KNOK 1 180 297 8,5569 Jan. 2017

KEUR 38 630 350 954 KNOK 351 026 9,0869 Jan. 2017

KGBP 4 100 43 563 KNOK 43 616 10,6380 Jan. 2017

Kjøptvaluta/ Beløp/ Kontrakt motverdi/ Solgt valuta/ Verdi/Contract Gj. snittlig terminkurs/ Forfall/

KUSD 8 220 70 869 KNOK 71 441 8,69117 Jan. 2017

KEUR 2 445 22 213 KNOK 22 222 9,08860 Jan. 2017

KGBP 360 3 825 KNOK 3 832 10,64369 Jan. 2017

Utestående valutaterminkontrakter pr. 31.12.16/ Forward currency contracts as at 31.12.16 Lisens Blokk Operatør Andel

Tildelinger/kjøp

PL8497121/7, 7121/8,

7121/9 &7122/7 Statoil 30 %

PL816 17/4 & 17/7 Eni Norge 70 %

PL128D 6608/10 Statoil 11,50 %

PL229D 7122/8 & 7122/9 Eni Norge 65 %

PL3937124/6, 7125/4

&7125/5 Statoil 20 %

Salg

PL7167318/11 &

7318/12 Eni Norge 10 %

PL226 & PL226B7222/1, 7222/2 &

7222/3 Eni Norge 20 %

Tilbakeleveringer

PL696

7020/1, 7020/2, 7020/3,

7021/1, 7120/11,

7120/12 & 7121/10 Statoil 30 %

PL712 7218/6 & 7219/4 Eni Norge 40 %

Licence Block Operator Share

Awards/acquisitions:

PL8497121/7, 7121/8,

7121/9 &7122/7 Statoil 30%

PL816 17/4 & 17/7 Eni Norge 70%

PL128D 6608/10 Statoil 11.50%

PL229D 7122/8 & 7122/9 Eni Norge 65%

PL3937124/6, 7125/4

&7125/5 Statoil 20%

Sales

PL7167318/11 &

7318/12 Eni Norge 10%

PL226 & PL226B7222/1, 7222/2 &

7222/3 Eni Norge 20%

Relinquishments:

PL696

7020/1, 7020/2, 7020/3,

7021/1, 7120/11,

7120/12 & 7121/10 Statoil 30%

PL712 7218/6 & 7219/4 Eni Norge 40%



8 Skattekostnad / Income taxes

(NOK 1 000) (NOK 1 000)

Skattegrunnlag: 2016 2015 Basis for taxes:

Resultat før skattekostnad 906 557 (3 469 161) Income before taxes

Marginal skattesats (78 %) 707 114 (2 705 946) Marginal tax rate (78%)

Skatteeffekt av: Tax effect of:

- Permanente og andre forskjeller 120 443 (66 686) - Permanent and other differences

- Endring i skatterate (83 307) (149 938) - Change in tax rate

- Opptjent friinntekt (564 351) (1 348 102) - Earned uplift

- Justering tidligere år 26 650 (19 994) - Previous years’ adjustment

Årets skattekostnad 206 549 (4 290 666) This year’s tax cost

Spesifikasjon årets skattekostnad Specification of the year’s tax costBetalbar skatt (236 632) (294 786) Payable tax

Tidligere års skatt 87 399 (9 454) Previous years taxes

Utsatt skatt relatert til endring i skatterate (83 307) (149 938) Deferred tax related to tax rate change

Utsatt skatt 439 089 (3 836 488) Deferred tax

Årets skattekostnad 206 549 (4 290 666) This year’s tax cost

Betalbar skatt pr. 31.12 Payable tax as of 31.12Resultat før skattekostnad 906 557 (3 469 161) Income before taxes

Permanente forskjeller 3 229 17 440 Permanent difference

Endring i midlertidige forskjeller (1 815 690) 1 848 894 Change in timing differences

Grunnlag for leterefusjon 303 374 377 931 Basis for exploration refund

Grunnlag for 25 % inntektskatt (602 530) (1 224 896) Base for 25% income taxFriinntekt (2 353 475) (2 846 247) Uplift

Landinntekt 260 672 151 075 Onshore income

Grunnlag for 53 % særskatt (2 695 333) (3 920 068) Base for 53% special tax

25 % inntektskatt (75 844) (102 041) 25% income tax

53 % særskatt (160 788) (192 745) 53% special tax

Skatt på leterefusjon (236 632) (294 786) Tax on exploration refund

Fordring tidligere års skatteoppgjør 95 597 143 907 Receivable previous year’s tax assessments

Terminbetaling av beregnet skatt 0 0 Tax instalment of payable tax

Sum betalbar skatt i balansen 95 597 143 907 Payable tax at year-endSkattefordring i balansen (236 632) (294 786) Current tax receivable at year-end

Midlertidige forskjeller pr. 31.12 2016 2015 Temporary timing differences as of 31.12

Anleggsmidler 28 499 621 28 261 269 Properties, plant and equipment

Fjerning/miljøkostnader (9 712 531) (11 169 497) Decommissioning/environmental

Pensjonsforpliktelser (145 046) (199 526) Pension liability

Annet 56 275 80 332 Other

Underskudd til fremføring (1 830 274) (1 260 175) Fiscal loss carry forward

Grunnlag for utsatt selsk.skatt 16 868 045 15 712 403 Basis for deferred ordinary taxes Fremførbar og fremtidig friinntekt (8 117 767) (6 979 869) Uplift carry forward and future uplift

Untatt for særskatt (212 968) (517 008) Excepted from special petroleum tax

Grunnlag utsatt særskatt 8 537 310 8 215 526 Basis for deferred special taxesInntektsskatt 24 % 4 048 331 3 928 101 Ordinary tax 24%

Særskatt 54 % 4 610 148 4 354 229 Special tax 54%

Utsatt skattegjeld 8 658 479 8 282 330 Deferred tax liabilities

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.

9 Aksjer i andre selskap 9 Shares in other companies

(NOK 1 000)

Aksje-kapital/

Share capital

Bokført verdi/

Book value

Pålydende/Nominal

value

Pålydende pr. aksje/Nominal

value each share

Antall aksjer/Number of

shares

Eierinteresse/Ownership

interest

Norpipe Oil AS NOK 10 085 1 526 658 100 6 576 6,52 %

Tjeldbergodden Utvikling AS NOK 2 209 600 600 1 000 600 0,48 %

Sum Total 2 126 1 258

10 Spesifikasjon av andre fordringer 10 Specification of other account receivable

(NOK 1 000) 2016 2015

Net underlift of hydrocarbons 439 755 266 240

Employees 741 1 355

Prepaid expenses current 106 430 147 959

Prepaid expenses non-current 83 601 149 808

Other 37 550 87 921

Total 668 077 653 283

11 Bundne omløpsmidler 11 Restricted cash

KNOK 38 682 av bankinnskuddet gjelder skattetrekk. KNOK 38 682 of cash and bank regards employee withholding taxes.

12 Endring i egenkapitalen 12 Change in shareholder’s equity

Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2016 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.

The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2016 and consists of 278 000 shares at par value NOK 1 000. All shares have the same rights and are owned by Eni International B.V., Holland.

13 Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld 13 Specification of other accounts payable

(NOK 1 000)

Net overlift of hydrocarbons 524 702 355 206

Employees 45 620 46 062

Other accounts payable 341 526 491 413

Total 911 848 892 681

(NOK 1 000) 2016 2015

Netto mindreuttak av hydrokarboner 439 755 266 240

Ansatte 741 1 355

Forskuddsbetalte utgifter innen ett år 106 430 147 959

Forskuddsbetalte utgifter utover ett år 83 601 149 808

Annet 37 550 87 921

Totalt 668 077 653 283

(NOK 1 000)

Egenkapital pr 31.12.15 278 000 5 345 568

Endring i estimatavvik ført mot egenkapital 5 748

Årsresultat 700 008

Avsatt til utbytte (1 000 000)

Sluttbalanse 31. desember 2016 278 000 5 051 324

(NOK 1 000)

Net equity as of 31.12.15 278 000 5 345 568

Changes in estimates booked to equity 5 748

Net income 700 008

Allocated to dividend (1 000 000)

Sluttbalanse 31. desember 2016 278 000 5 051 324

(NOK 1 000)

Netto meruttak av hydrokarboner 524 702 355 206

Ansatte 45 620 46 062

Annen gjeld 341 526 491 413

Totalt 911 848 892 681



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.

(NOK 1 000)

KunderEni Trading & Shipping 1 212 340 265 844

Eni SpA 41 251 85 083

Andre 39 652 12 414

Sum kunder 1 293 243 363 341

Andre fordringerEni Corporate 0 5 547

BankinnskuddBanque Eni / Eni Corporate 59 603 47 826

Eni Finance International 875 047 320 000

Sum bankinnskudd 934 650 367 826

14.1 Omløpsmidler

(NOK 1 000)

CustomersEni Trading & Shipping 1 212 340 265 844

Eni SpA 41 251 85 083

Other 39 652 12 414

Total customers 1 293 243 363 341

Other accounts receivableEni Corporate 0 5 547

Bank depositsBanque Eni / Eni Corporate 59 603 47 826


Total bank deposits 934 650 367 826

14.1 Current assets

Alle fordringer forfaller innen 1 år. All receivables are due within 1 year.

14.2 Kortsiktig gjeld 14.2 Current liabilities

14.3 Salgsinntekter, ref. note 1 14.3 Sales revenues, ref. note 1

(NOK 1 000)

Eni Trading & Shipping 10 489 765 7 652 247

Eni UK 0 401 408

Eni SpA 525 721 1 155 437

Sum salgsinntekter 11 015 486 9 209 092

(NOK 1 000)

Eni Trading & Shipping 10 489 765 7 652 247

Eni UK 0 401 408

Eni SpA 525 721 1 155 437

Total sales revenues 11 015 486 9 209 092

14.4 Driftskostnader og investeringer 14.4 Operating and capital expenditures

14.5 Finansinntekter/kostnader, ref. note 7 14.5 Financial income and expenses, ref. note 7

(NOK 1 000)

Financial incomeEni SpA 3 161 9 933

Eni Finance International 211 119

Total financial income 3 372 10 052

Financial expensesEni SpA 1 378 2 458


Total financial expenses 545 952 597 635

15.1 Boreforpliktelser 15.1 Drilling commitments

15 Forpliktelser 15 Liabilities

I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2016 utgjør 4 brønner med en forventet kostnad på KNOK 486 000.

15.2 Avslutningsforpliktelser

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.

Total kostnadsestimat for fjerning og nedstengning etter bruk, er beregnet til KNOK 9 688 870 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette estimatet er på KNOK 11 734 180. Kost-nadsført tidselement for fjerningskostnader i 2016 er på KNOK 347 991. Estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning er fra 2017 til 2055. Diskonteringsrente for beregning av nåverdi er fra 2,912 % til 3,154 % i forhold til estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for be-regningen varierer fra 2,2 % til 2,5 % innen beregningsperioden.

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, 2016 are 4 wells, with an estimated cost of KNOK 486 000.

Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on the Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the permanent installations free of charge when production terminates or when the licence period expires. If the State does not exercise this right, the Ministry may require that the owners shall remove the installations. There is a high degree of uncertainty regarding the extent of the abandonment costs and the timing in the removal of the installations.

Eni Norge’s share of the cost for removal is estimated and dis-counted to be KNOK 9 688 870. Nominal value of the estimate is KNOK 11 734 180. Expensed accretion discount in 2016 is KNOK 347 991. Estimated time for the abandonment is from 2017 to 2055. The discount rate used varies from 2.912% to 3.154% dependent on the estimated time of removal and decommission-ing at the field. Inflation rates used in the calculation varies from 2.2% to 2.5% within the calculation period.

15.2 Asset retirement obligation

(NOK 1 000)

LeverandørerSaipem SpA 0 470 971

Eni SpA 128 413 225 037

Eni UK Ltd 0 13 033

Eni Trading & Shipping 67 247 206 973

Eni International Resources Ltd. 31 404 0

Andre 69 772 20 729

Sum leverandører 296 836 936 743

Annen gjeld Eni Corporate 9 701 7 438

(NOK 1 000)

SuppliersSaipem SpA 0 470 971

Eni SpA 128 413 225 037

Eni UK Ltd 0 13 033

Eni Trading & Shipping 67 247 206 973

Eni International Resources Ltd. 31 404 0

Other 69 772 20 729

Total suppliers 296 836 936 743

Other accounts payableEni Corporate 9 701 7 438

(NOK 1 000)

Eni SpA 235 020 321 964

Eni International Resources Ltd. 38 079 47 776

Eni UK Ltd. (11 547) (215)

Eni Insurance Ltd. 127 239 134 755

Eni Trading & Shipping SpA 214 221 447 173

Tecnomare SPA 4 188 0

Andre 3 296 5 700

Sum kostnader 610 496 957 153

(NOK 1 000)

Finansinntekter Eni SpA 3 161 9 933

Eni Finance International 211 119

Sum finansinntekter 3 372 10 052

Finanskostnader

Eni SpA 1 378 2 458


Sum finanskostnader 545 952 597 635

(NOK 1 000)

Eni SpA 235 020 321 964

Eni International Resources Ltd. 38 079 47 776

Eni UK Ltd. (11 547) (215)

Eni Insurance Ltd. 127 239 134 755

Eni Trading & Shipping SpA 214 221 447 173

Tecnomare SPA 4 188 0

Other 3 296 5 700

Total expenditures 610 496 957 153



15.3 Andre forpliktelser 15.2 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 har inngått leieavtaler på borerigger og helikopter for å sikre planlagte aktiviteter. Eni Norge AS har fornyet 10-års avtalen om leie av kontorbygg i Sandnes fra 2017. Det ble i 2012 inngått en 15-års avtale om leie av kontorbygg i Hammerfest. Eni Norge AS har i felt under utbygging og drift leieavtaler for borerigger, helikopter, lagerskip og andre fartøy. I tillegg har Selskapet som partner i Ekofisk-lisensen en leieavtale for kontor- og baseanlegg i Tananger med varighet frem til 2020. Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS beløper seg til KNOK 6 044 970

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.

Eni Norge AS has entered into lease agreements for drilling rigs and helicopter to secure planned activities. Eni Norge AS has renewed their 10-year leasing agreement of the office building in Sandnes from 2017. In 2012 a 15-year leasing agreement of the office building in Hammerfest was entered. In the fields under development and operation Eni Norge AS has leasing agree-ments for drilling rigs, helicopter, storage vessel and other vessels. In addition as partner in the Ekofisk-license the company has a leasing agreement for the offices and base in Tananger with duration till 2020. Total future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK 6 044 970

(NOK 1 000)2017 2018 2019 2020 2021 >2021

Leieavtaler/ Leasing commitments 2 090 631 1 069 708 850 893 752 985 556 624 724 129

16 Endring estimatavvik på pensjonsforpliktelser ført mot egenkapital

16 Changes in estimates on pension liability booked to equity

(NOK 1 000)

Endring pensjonsforpliktelse 26 113 144 274

Endring utsatt skatt (20 365) (112 534)

Netto endring egenkapital 5 748 31 740

(NOK 1 000)

Change pension liability 26 113 144 274

Change deferred taxes (20 365) (112 534)

Net Change equity 5 748 31 740

17 Konsernregnskap 17 Consolidated financial statements

Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse: www.eni.com.

Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at the internet address: www.eni.com.



Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning. Eni Norge har gjort avsetninger for dette, beregnet til KNOK 84 460.

Eni Norge has a retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge has accrued KNOK 84 460 for this purpose.

RevisjonsberetningAuditor’s report

Revisjonsberetning/Auditor’s report


Stavanger

Marulk

Hammerfest

Goliat

Stor aktør på norsk sokkel

Eni Norge er aktiv deltaker i 56 lisenser og operatør for 16 lisenser i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.

Eni Norge er operatør for følgende lisenser: / Eni Norge-operated licences:

Alle lisenser Eni Norge har som rettighetshaver: / All licences in which Eni Norge has a participating interest:

Major player on the Norwegian Shelf

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

Utvinningstillatelse PL No.

Navn Name

Eni NorgeEni Norge

122 Marulk 20 %

122 B Marulk 20 %

122 C Marulk 20 %

122 D Marulk 20 %

201 Gamma 66,67 %

226 Aurelia 40 %

226 B Aurelia 40 %

229 Goliat 65 %

229 B Goliat 65 %

229 D Goliat 65 %

293 Afrodite 45 %

489 Alke 40 %

697 Goliat Eye 90 %

716 Boné 30 %

806 Ama Dablam 40 %

816 70 %

UtvinningstillatelsePL No.

Eni NorgeEni Norge

018 12,39 %

018 B 12,39 %

044 13,12 %

044 B 13,12 %

044 C 13,12 %

062 9,8 %

073 5,8 %

073 B 7,9 %

074 29,4 %

074 B 29,4 %

091 7,9 %

091 D 7,9 %

092 14,9 %

094 19,6 %

094 B 14,82 %

095 5 %

121 14,9 %

122 20 %

122 B 20 %

122 C 20 %

122 D 20 %

124 10 %

128 11,5 %

128 B 6,9 %

128 D 11,5 %

134 30 %

134 B 30 %

134 C 30 %

134 D 30 %

145 20 %

201 66,67 %

219 50 %

220 15 %

226 40 %

226 B 40 %

229 65 %

229 B 65 %

229 D 65 %

237 14,82 %

263 C 9,8 %

275 12,39 %

293 45 %

312 17 %

312 B 17 %

393 50 %

473 29,4 %

479 19,6 %

489 40 %

516 11,5 %

532 30 %

697 90 %

714 30 %

716 30 %

806 40 %

816 70 %

849 30 %

14 lisenser i BarentshavetEni Norge er operatør for 12 av disse lisensene, hvorav Goliat er under

utbygging. Vi har også 30 prosent eierandel i Johan Castberg.

14 licences in the Barents Sea Eni Norge is operator for 12 of these licences, of which Goliat is under

development. We also have a 30 per cent share in Johan Castberg.

33 lisenser i NorskehavetProduksjonen i det Eni Norge-

opererte Marulkfeltet startet i 2012. Vi er operatør i fire av lisensene.

33 licences in the Norwegian SeaProduction on the Eni Norge-operated

Marulk field started in 2012. We are operator in four of the licences.

9 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.

9 licences in the North SeaWe 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.

Selskapets engasjement på sokkelen/Company’s engagement on the shelf


Eni Norges engasjement ved årsslutt 2016Eni Norge’s engagement by the end of year 2016

Eni Norge AS

Årsra

pp

ort / A

nn

ua

l Rep

ort 2

01

5

ÅrsrapportAnnual Report 2015

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

Trykk: Spesialtrykk07

årsrapport / annual report 2016 - rsrapport2016_2017.pdf · pdf fileeni norge in...

Documents