Årsrapport/Annual report 2017

Transkript

1 Årsrapport/Annual report 2017

2

3 ÅRSRAPPORT 2017 Administrerende direktørs kommentarer 4 Ledelse og styre 6 Kort om Eni Norge 7 Selskapets aktiviteter 8 HR og organisasjon 18 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 20 Forskning og utvikling 24 Samfunnsansvar 28 Finansielle forhold 30 Resultatregnskap 34 Balanse 36 Kontantstrømanalyse 38 Regnskapsprinsipper 40 Noter til årsregnskapet 44 Revisjonsberetning 56 Eni Norges engasjement ved årsslutt ANNUAL REPORT 2017 The Managing Director s remarks 4 Management and board of directors 6 Eni Norge in brief 7 Company activities 8 HR and organisation 18 Health, safety, environment and quality 20 Research and development 24 Social responsibility 28 Financial aspects 30 Statement of income 34 Balance sheet 36 Statement of cash flow 38 Accounting principles 40 Notes to the financial statements 44 Auditor s report 56 Eni Norge s engagement by the end of year

4 4 I løpet av 2017 ble det satt i gang et omfattende program for å forbedre og videreutvikle de tekniske og administrative aspektene ved organisasjonen. Vår visjon og verdier ble oppdatert i tråd med selskapets strategi. Det er oppløftende å se store forbedringer på HMS-området. Vi hadde ingen alvorlige HMShendelser i 2017, og 2018 har startet uten HMS-relaterte hendelser. I løpet av året er det etablert et tett samarbeid med representanter fra de ansatte, inklusive verneombud og fagforeninger samt Petroleumstilsynet. En omfattende, planlagt vedlikeholds-stans ble gjennomført på Goliat timers intensivt vedlikeholds- og modifikasjonsarbeid ble utført uten HMS-hendelser. Eni Norges produksjon av olje og gass i 2017 var 47 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE). Dette utgjør en reduksjon på 3,5 % sammenlignet med 2016, hovedsakelig på grunn av lav produksjonsregularitet fra Goliatfeltet i Barentshavet. Eni Norges leteboringsaktiviteter har vært konsentrert til Barentsog Norskehavet. Selskapet har også fortsatt vurdering av nye prospekt og porteføljemuligheter. During 2017, a comprehensive programme was initiated to improve and further develop the technical and administrative aspects of the organisation. Our vision and values were updated and in line with our strategy. It is encouraging to see a strong improvement in our HSE performance. We had no serious HSE incidents in 2017, and 2018 has started with zero HSE-related incidents. During the year a strong collaboration was established with the work force representatives, including safety delegates and the unions and the Petroleum Safety Authority. A major turnaround project was carried out on the Goliat platform, involving hours of intensive maintenance and modification work without any HSE incidents. Eni Norge s equity production in 2017 was 47 million barrels of oil equivalents (MBOE). This represents a reduction of 3.5% compared with 2016, due mainly to poor regularity of production from the Goliat field in the Barents Sea. Our exploration drilling activity has concentrated on the Barents and Norwegian Seas. The company has also continued to evaluate new ventures and portfolio opportunities.

5 ADMINISTRERENDE DIREKTØRS KOMMENTARER / THE MANAGING DIRECTOR S REMARKS 5 I 2017 registrerte Eni Norge en økning i selskapets dokumenterte reserver på 131,6 MFOE. Disse reservene kommer hovedsakelig fra feltene Johan Castberg, Goliat, Heidrun, Trestakk, Mikkel, Eldfisk, Norne og Marulk. Dokumenterte reserver utgjorde totalt 407,5 MFOE, som er en økning på 25,8 % sammenlignet med fjoråret og en reserveerstatningsrate for 2017 på 280 %. I Barentshavet har selskapets hovedmål vært å identifisere ytterligere nær felt-ressurser for mulig tilkobling til Goliatplattformen (Blåmann- og Goliat Eye-brønnene) og Johan Castbergutbyggingen (Kayak-brønnen). Letebrønnen på Boné-prospektet ble boret for å undersøke mulig oljeforekomst med tanke på en eventuell selvstendig utbygging. En femte brønn på Goliat Westprospektet, som opprinnelig var planlagt for 2017, er utsatt til Eni Norge har 30 % eierandel i Johan Castberg. Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert 5. desember, og flere kontrakter er allerede tildelt som en del av denne prosessen. In 2017, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to MBOE, derived mainly from the Johan Castberg, Goliat, Heidrun, Trestakk, Mikkel, Eldfisk, Norne and Marulk fields. The company s total proven reserves amounted to MBOE representing an increase of 25.8% from the previous year, and a 2017 reserves replacement ratio of 280%. In the Barents Sea, the company s main aim has been to identify additional, near-field, resources for possible tie-in to the Goliat facility (Blåmann and Goliat Eye wells), and to the Johan Castberg development (Kayak well). The exploration well on the Boné prospect was drilled to investigate a possible oil accumulation with a view to a stand-alone development. A fifth well on the Goliat West prospect, initially planned for 2017, has been postponed until Eni Norge has a 30% ownership interest in the Johan Castberg licence. The Plan for Development and Operation (PDO) for the field was submitted on 5 December, and several contracts have already been awarded as part of this process. Ved utgangen av året består Eni Norges portefølje av 54 lisenser på den norske kontinentalsokkelen, hvorav selskapet er operatør for 14. Eni Norge har aktiviteter i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. At year-end, Eni Norge s portfolio on the NCS consisted of 54 licences, of which the company is operator in 14. The Eni Norge participating interests are in the North Sea, Norwegian Sea and the Barents Sea. 1. mars 2018 / March 1, 2018 Administrerende direktør/managing Director PHILIP HEMMENS Administrerende direktør/managing Director

6 6 LEDELSEN I ENI NORGE / ENI NORGE S MANAGEMENT STYRET I ENI NORGE / BOARD OF DIRECTORS Philip D. Hemmens Administrerende direktør / Managing Director Tor B. Tangvald Teknisk- og Lisensdirektør og Viseadministrerende direktør / Technical and Licence Manager and Deputy 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 Carlo Vito Russo Styrets leder / Chairman Philip Duncan Hemmens Styrets nestleder / Vice Chairman Aldo Napolitano Styremedlem / Director Roberto Dall'Omo Styremedlem / Director Erik Bjørnbom Ansattes representant / Elected by the employees Lise Petterson Ansattes representant / Elected by the employees Fay-Renee Franksdatter Nilsen Ansattes representant / Elected by the employees Asbjørn Skoge Distriktsdirektør / District Manager Erik Bjørnbom Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet / Health, Safety, Environment and Quality Manager Gabriele Fuggini Finansdirektør / Finance and Control Manager Charlotte Vedø Saunders Direktør for personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Manager Giuseppe Uncini Letedirektør / Exploration Manager Enrico Ferrari Direktør for kontrakter og anskaffelser / Supply Chain Manager Oversikten gjelder per 31. desember 2017 Overview applies to 31. December 2017.

7 KORT OM ENI NORGE / ENI NORGE IN BRIEF 7 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 AS is a Norwegian company that carries out petroleum exploration and production. The company is a subsidiary of the Italian Eni S.p.A. Eni International B.V., Amsterdam, is the sole shareholder in Eni Norge AS. Eni Norge er en av pionerene på norsk sokkel. Selskapet var partner i første konsesjonsrunde i 1965 og i det første oljefeltet i produksjon, Ekofisk i 1971, og også operatør for det første oljefeltet i produksjon i Barentshavet, Goliat i Eni Norge er partner i felt langs hele den norske kontinentalsokkelen i Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen. Eni Norges eierandel av produksjon utgjorde 47 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) i Ved årets utgang besto Eni Norges portefølje av 54 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 14 av disse. Eni Norge har eierandeler i flere felt i produksjon, som operatør for Goliat i Barentshavet, partner i Ekofisk-området i Nordsjøen, samt feltene Åsgard, Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans og operatør for Marulk i Norskehavet. Eni Norge sysselsetter mer enn 400 personer ved hovedkontoret på Forus ved Stavanger, ved drifts- og regionskontoret i Hammerfest og om bord på Goliat FPSO (flytende produksjons-, lagringsog losseenhet) i Barentshavet. VISJON OG VERDIER Eni Norges visjon er å være det sikreste og mest effektive oljeog gasselskapet i Norge. I løpet av 2017 ble et omfattende program igangsatt for å forbedre og videreutvikle organisasjonen innen tekniske og administrative fagfelt, samt videreutvikling av personell for å oppnå ønsket bedriftskultur. Verdiene våre, respekt, åpenhet, tillit og dyktighet, er fundamentale retningslinjer for våre felles holdninger, de valgene vi gjør og aktivitetene vi igangsetter. De er også en del av vår felles identitet. Eni Norge is one of the pioneers on the Norwegian Continental Shelf (NCS). The company was a partner in the first concession round in 1965 and the first oil field to come on stream, Ekofisk in 1971 and also operator of the first oil field in production in the Barents Sea, Goliat in Eni Norge has participating interests in all sectors of the NCS the Barents Sea, Norwegian Sea and North Sea. Eni Norge s equity production in 2017 was 47 million barrels of oil equivalents (MBOE). At year-end 2017, Eni Norge s portfolio on the NCS consisted of 54 licences. The company is operator in 14 of these. Eni Norge has participating interests in a number of fields in production including Goliat as operator in the Barents Sea, as partner in the Ekofisk Area in the North Sea, partner in the Norwegian Sea in Åsgard, Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and operator of Marulk also in the Norwegian Sea. The company employs more than 400 people at its head office in Forus outside Stavanger, at its operations and regional office in Hammerfest, and on board the Goliat FPSO (floating production storage and offloading) facility in the Barents Sea. VISION AND VALUES Our vision is to be the safest and most effective oil and gas company in Norway. During 2017, a comprehensive programme was initiated to improve and further develop the technical and administrative aspects of the organisation, as well as the human relations with the aim of achieving the company s desired business culture. Our values of Respect, Openness, Trust and Excellence constitute the foundations of our corporate motivation, decision-making and actions, and are also part of our corporate identity.

8 8 PORTEFØLJEUTVIKLING Lisens tildelinger I TFO 2016 ble Eni Norge i februar 2017 tildelt andeler i to lisenser i Barentshavet. I PL 901 operatørskap, samt 90 % eierandel og med Concedo som partner med 10 % eierandel. I PL 901 ble Eni Norge tildelt eierandel på 30 %. Statoil er operatør med 50 % og Concedo har 20 % eierandel. I Norskehavet ble Eni Norge tildelt 11,5 % i PL 128E, tilleggsområde nær Cape Vulture funnet, med Statoil som operatør og 63,95 % eierandel, samt Petoro som partner med 24,55 %. Tilbakelevering av lisenser Tre Eni-opererte lisenser i Barentshavet ble tilbakelevert, PL 226B, PL 716, PL 806 og en lisens der Eni Norge har eierandeler, PL 714. I Nordsjøen ble PL 044B og PL 044C tilbakelevert. Lisensendring Eni Norge overtok 15 % eierandel from Idemitsu i PL 293, Afrodite funnet i Norskehavet som Eni Norge også er operatør for. LETING I løpet av 2017 har Eni Norge konsentrert sin letevirksomhet hovedsaklig i Barentshavet og Norskehavet samtidig som vi har fortsatt evalueringen av nye leteområder og porteføljeutvikling. Eni Norges hovedmål i Barentshavet har vært å identifisere tilleggsressurser som kan kobles opp mot Goliat (Blåmann og Goliat Eye brønnene) og også til Johan Castberg (Kayak brønnen). I tillegg ble letebrønnen Boné boret med mål om å gjøre et drivverdig funn som kunne bygges ut alene. En femte brønn, Goliat West, opprinnelig planlagt i 2017, har blitt utsatt til Blåmann brønnen i PL 849 gjorde et ikke drivverdig gass-funn i Støformasjonen og Goliat Eye i PL 697 var tørr med spor av hydrokarboner. Kayak brønnen i PL 532 påviste olje i Koljeformasjonen. Funnets utstrekning mot nord vil bli videre vurdert og også mulige tilleggsressurser. Boné brønnen var tørr og ble tilbakelevert i desember I Norskehavet var hovedmålet å identifisere tilleggsressurser som kan kobles på eksisterende infrastruktur, Norne og Heidrun. Det største funnet var Cape Vulture i to sandsteinslag i Langeformasjonen. Funnet vil bli videre avgrenset i 2018 for å fastslå forventet utstrekning mot nord og mulige tilleggs ressurser. LICENCE PORTFOLIO MANAGEMENT Licence awards As part of the APA 2016 licence awards made in February 2017, Eni Norge was awarded shares in two licences in the Barents Sea. Firstly, PL 900, in which the company was awarded operatorship and a 90% share. Concedo is our sole partner with a 10% share. Secondly, PL 901, in which Eni Norge has a 30% share. Statoil is operator of this licence with a 50% share, with Concedo holding the remaining 20%. In the Norwegian Sea, Eni Norge was awarded protection acreage (licence PL 128E) linked to the Cape Vulture discovery. The company has an 11.5% share in this licence, with Statoil as operator (63.95%) and Petoro (24.55%) as partner. Licence relinquishment In the Barents Sea, three Eni-operated licences (PL 226B, PL 716 and PL 806), and one non-operated licence (PL 714), were relinquished in their entirety in Licences PL 044B and PL 044C in the North Sea were also relinquished in their entirety. Portfolio Portfolio activities in 2017 consisted of the acquisition from Idemitsu of a 15% share in licence PL 293, the Afrodite discovery in the Norwegian Sea operated by Eni Norge. EXPLORATION In 2017, Eni Norge concentrated its exploration drilling activity in the Barents and Norwegian Seas. The company has also continued to evaluate new ventures and portfolio opportunities. In the Barents Sea, the company s main aim has been to identify additional, near-field, resources for possible tie-in to the Goliat facility (Blåmann and Goliat Eye wells), and to the Johan Castberg development (Kayak well). The exploration well on the Boné prospect was drilled to investigate a possible oil accumulation with a view to a stand-alone development. A fifth well on the Goliat West prospect, which was initially planned for 2017, has been postponed until The Blåmann well in licence PL 849 encountered non-commercial gas in the Stø Formation, while the Goliat Eye well in PL 697 was dry with hydrocarbon shows. The Kayak well in licence PL 532 discovered oil in the Kolje Formation. An appraisal programme is being planned to establish the discovery s northern extension, and to identify any additional resources.

9 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES 9 Det ble også gjort et lite gassfunn i Carmen, PL 124, som vil bli koblet til Heidrun. I tillegg har det i løpet av året blitt foretatt forberedende arbeid for borekampanje planlagt i 2018 og evaluering av nye leteområder gjennom lisenstildelinger og farm-ins. DRIFTSORGANISASJON Drifts- og regionskontor, Hammerfest Driftsaktivitetene er administrert av Eni Norges regionale driftskontor i Hammerfest. Hammerfest-kontoret har i 2017 utvidet sitt ansvarsområde ved å integrere brønnoperasjoner og logistikkfunksjoner (Well Operations and Logistics) som tidligere var lokalisert ved selskapets kontor i Stavanger. Produksjon & Vedlikehold I løpet av 2017 produserte Goliat 15.9 millioner fat oljeekvivalenter. Produksjonsaktivitetene er gjennomført i samsvar med de strenge HMS-kravene som gjelder Barentshavet, spesielt med tanke på miljøutslipp. Goliat FPSO har vist seg godt egnet til å produsere i henhold til designkapasitet ( fat pr. dag). Likevel har produksjonsregulariteten i 2017 vært påvirket av utfordringer knyttet til drift og ikke-planlagt nedetid, særlig i 1. og 4. kvartal. Vedlikeholds- og modifikasjonsarbeidet har i 2017 vært rettet mot en rekke aktiviteter knyttet til korrigeringer og forbedringer som var nødvendig for å sikre sikker drift. En omfattende og vellykket revisjonsstans (Turnaround 2017) ble implementert i kvartal, The Boné well in licence PL 716 proved to be dry, and the licence was relinquished in December In the Norwegian Sea, the company s main aim has been to identify additional resources that could be tied-in to the existing Norne and Heidrun facilities. The Cape Vulture well in licence PL 128 proved a new play in the Cretaceous Lange Formation in the form of an oil and gas discovery. An appraisal well will be drilled in 2018 to establish the discovery s northern extension, and to identify any additional resources. The Carmen well in licence PL 124 is a small gas discovery that will be tied back to the Heidrun facility. The company has also been focusing on preparing its exploration drilling campaign for 2018, and on the evaluation of new exploration acreage by means of new licence awards and farm-ins. OPERATIONS District Operations, Hammerfest In 2017, District Operations in Hammerfest extended the scope of its responsibilities by integrating the Well Operations and Logistics functions that were previously based in the Stavanger office. Production & maintenance In 2017, the Goliat FPSO produced a total of 15.9 million barrels of oil equivalents. Production activities have been carried out in full compliance with the strict HSE requirements that applies in the Barents Sea, in

10 10 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES med støtte fra Floatel Endurance, og en ny kampanje er planlagt for tredje kvartal Revisjonsstans Turnaround 2017 Formålet med revisjonsstansen «Turnaround 2017» på Goliat var: gjennomføring av stansavhengig vedlikehold samt en del etterslepsarbeid og et modifikasjonsprogram. Revisjonsstansen ble planlagt som en kombinert stansavhengig og ikke-stansavhengig kampanje gjennomført dels parallelt. I forbindelse med modifikasjonsprogrammet ble et flotell med tilstrekkelig sengekapasitet benyttet. Den stansavhengige kampanjen var planlagt til 28 dager, men ble gjennomført på 27 dager. Det stansavhengige programmet startet 5. september og omfattet ca timer. particular in relation to emissions and discharges to the external environment. The Goliat installation demonstrated that it is more than capable of meeting its design production capacity of 100,000 barrels of oil per day. However, production regularity throughout the year was seriously impacted by operational challenges and unplanned shutdowns, especially in the first and fourth quarters of Maintenance and modification activities in 2017 have focused on a variety of rectification and improvement activities required to maintain safe operation. This has included an extensive Turnaround 2017 project, supported by Floatel Endurance, which was implemented successfully during the third and fourth quarters. A new campaign is planned for the third quarter of Det ikke-stansavhengige programmet ble implementert i løpet av ca timeverk. Etter at kontrakten til flotellet ble forlenget fra 7 til 10 uker, ble ca timeverk lagt til det opprinnelige programmet slik at hele revisjonsstansen ble gjennomført på totalt ca timeverk. Revisjonsstansen ble gjennomført uten vesentlige HMS-hendelser. Drift Stavangerkontoret Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av Nordland II, om lag 30 kilometer sydvest for Norne FPSO og 15 kilometer vest for Alve. Marulk er en undervannsutbygging med produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner, samt tilkobling for Turnaround 2017 The main aims of the Goliat Turnaround 2017 project were the execution of shutdown-dependent maintenance, combined with liquidation of volume backlog and modification scope. The project was planned as a combination of shutdown-dependent and non-shutdown-dependent campaigns performed partly in parallel, with the floatel providing sufficient accommodation capacity to facilitate execution of the scope. The planned duration of the shutdown-dependent campaign was 28 days. It was completed in 27 days. The shutdown-dependent scope started on 5 September and was completed in approximately 30,000 hours.

11 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES 11 prosessering og eksport på Norne FPSO. Produksjonen vil gå over ti år, med antatt avslutning ved utgangen av Produksjonen i 2017 har vært stabilt høy, og det har vært lite nedetid, bortsett fra utfordringer med gasseksport-tog fra Norne. Marulk har benyttet ekstra produksjonskapasitet på Norne FPSO første halvdel av Produksjon har i 2017 gått av platå og vil være gradvis synkende mot produksjonsavslutning i PRODUKSJON Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass var i 2017 omtrent 47 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) en nedgang på 3,5 % sammenlignet med Nedgangen skyldes hovedsakelig lav ytelse/regularitet fra Goliat-feltet i Barentshavet. De tre største bidragsyterne er Goliat som produserte 10,3 MFOE (sammenlignet med 12,2 MFOE i 2016), Åsgard med 15,5 MFOE (sammenlignet med 15,6 MFOE i 2016) og feltene i Ekofiskområdet som produserte 8,7 MFOE (sammenlignet med 8,4 MBOE i 2016). De resterende 12,6 MFOE kom fra feltene Tyrinhans, Mikkel, Morvin, Marulk, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne og Urd. Olje, kondensat og NGL bidro med 62,3 % av total produksjon. Eni Norges totale daglige produksjonsrate var på 128,9 tusen fat oljeekvivalenter. The non-shutdown-dependent scope was executed in approximately 40,000 hours. An additional approximately 40,000 hours of opportunity scope were added to the original plan, following extension of the floatel contract from 7 to 10 weeks, bringing the total scope of the Turnaround project to approximately 110,000 hours. The project was executed without any serious HSE-related incidents. Operations, Stavanger The Marulk field is located in licence PL 122 in quadrant 6507 in the southern part of the Nordland II area, about 30 kilometres southwest of the Norne FPSO and 15 kilometres west of the Alve field. Marulk is a subsea development with production from a subsea template with two production wells. The field is tied-back to the Norne FPSO for processing and export. Marulk has an estimated production period for 10 years and is anticipated to cease at the end of Production has been high during 2017, with little downtime except for problems related to the gas export train on the Norne facility. Marulk has utilized additional production capacity on the Norne FPSO in the first half of the Production leveled out in 2017 and is now in gradual decline towards production end in PRODUCTION Eni Norge s equity production of oil, NGL and gas in 2017 was approximately 47 million barrels of oil equivalents (MBOE). This represents a reduction 3.5% compared with 2016, due mainly to the poor performance and irregularity of production from the Goliat field in the Barents Sea. The three largest contributors to production are the Goliat field (10.3 MBOE, compared with 12.2 MBOE in 2016), the Åsgard field (15.5 MBOE, compared with 15.6 MBOE in 2016), and the Ekofisk area (8.7 MBOE, compared with 8.4 MBOE in 2016). The remaining 12.6 Mboe were produced from the Tyrihans, Mikkel, Morvin, Marulk, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne and Urd fields. Oil, condensate and NGL accounted for 62.3% of the company s total production. Eni Norge s daily production in 2017 was approximately thousand barrels of oil equivalents.

12 12 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES FELTUTVIKLING Eni Norge opererte prosjekt Barentshavet Goliat Reservoar & Brønndrift Boring- og kompletteringsaktiviteter ble utført i 2017 av den halvt nedsenkbare plattformen, Scarabeo 8. Siste Goliat-brønn i utbyggingsprosjektet, ble boret, ferdigstilt og satt i produksjon og også de to brønnene i Snadd reservoaret. Snadd kom i produksjon før tidsplan. Goliats reservoarmodell er blitt oppdatert med faktiske produksjonsdata frem til august To lovende feltnære produksjonsbrønner er blitt definert, planer etablert og godkjent for utførelse i Alke Planlegging av mulig utbygging av Alke-feltet i Barentshavet ble tatt opp igjen i mai 2017, og vi arbeider med en mulig gasseksportløsning for å blant annet oppnå en forlengelse av lisensen. Flere studier er planlagt for å se på utbyggingsløsninger og gasseksportløsninger også sammen med Goliat-lisensen. Norskehavet Marulk Fra 2016 er det gjort kontinuerlige vurderinger av ytterligere ressurser i Marulk Lange-formasjonen. En mulig utbygging av Lange-formasjonen er planlagt drenert med en ny brønn som både vil bli boret og produsere fra eksisterende Marulk infrastruktur. Beslutning vedrørende Lange-formasjonen vil bli tatt i løpet av første kvartal 2018, og den forventes å komme i produksjon andre kvartal Volumene fra Lange-formasjonen vil forlenge produksjonen fra Marulk-feltet fra 2021 til FELTUTVIKLING Partneropererte prosjekt FIELD DEVELOPMENT Eni-operated projects The Barents Sea Goliat - reservoir and well operations In 2017, drilling and well completion activities were carried out at the Goliat field using the semi-submersible rig Scarabeo 8. These included the successful drilling and completion of the final, PDOwell, which was also put into operation, as well as the drilling of two wells in the Snadd reservoir, both of which were completed and put into operation. Start-up of the Snadd reservoir production project was achieved ahead of schedule. The Goliat reservoir models have been updated using historical production data acquired up until August 2017, and two promising infill targets for future oil production wells have been identified. Plans have been prepared and approved for implementation in Alke The planning of possible development of the Alke field was resumed in May 2017, and the company is working to develop a possible gas export concept that will, among other things, achieve an extension of the licence. Several studies are being planned to look into possible development and gas export concepts, in combination with the Goliat licence. The Norwegian Sea Marulk Since 2016 there have been ongoing evaluations to mature additional volumes in the Marulk Lange formation. A possible Lange formation will be developed by one well drilled and produced from existing Marulk infrastructure. A decision regarding the Lange formation is expected the first quarter of 2018 and it is expected to come on stream in the second quarter of Volumes from the Lange Formation will extend production from the Marulk field from 2021 to Barentshavet Johan Castberg Ressursgrunnlaget for utbygging av Johan Castberg-feltet består av de tre oljefunnene Skrugard, Havis og Drivis, som ligger i PL 532. Feltet har en planlagt oppstart i 2022, og vil produsere i 30 år. Prosjektet har oppnådd betydelig kostnadsbesparelser gjennom en nylig forbedret utbyggingsløsning og bedre markedsutvikling. Utbyggingsløsningen består av 30 havbunnsbrønner boret ut fra ti havbunnsrammer og to satelitter koblet opp mot et flytende produksjonsfartøy hvor produsert olje lastes over på skytteltankere. Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert 5. desember og flere kontrakter er tildelt i denne prosessen. Norskehavet Norne Produksjonsnivået på Norne-feltet har vært i henhold til prognosen og til budsjett. 4D seismiske data for Norne, Urd og Skuld er FIELD DEVELOPMENT Partner-operated projects The Barents Sea Johan Castberg The Johan Castberg project contains the development of three oil and gas discoveries (Skrugard, Havis and Drivis), which are located in production licence PL 532. The field is scheduled to come on stream in 2022, and will produce for 30 years. The project has achieved major costs savings by means of a recently improved development concept and more favourable developments in the market. The development concept consists of 30 subsea wells drilled from ten subsea templates and two satellites tied back to a ship shaped FPSO from which the produced oil will be offloaded onto shuttle tankers.

13 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES 13

14 14 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES tilgjengelig; og en lett brønnintervensjons-kampanje er gjennomført for Norne- og Stær-feltene. Det er tretten aktive produsenter og syv aktive injektorer i Nornefeltet. Det har vært seks brønnintervensjoner på Norne og to brønnintervensjoner på Urd i Det har vært utført boring av D-3 CHT2 i På grunn av utilfredsstillende resultater fra brønnen, ble det besluttet å stoppe borekampanjen og å forlate brønnen temporært. Brønnen planlegges fullført i En søknad om samtykke til drift av Norne FPSO til 2036 er sendt til myndighetene i siste kvartal Levetidsforlengelsen av Norne FPSO utover 2021 vil maksimere verdien gjennom optimalisering av Norne og dreneringsstrategi for tilhørende satellitter. Heidrun I Heidrun er det boret fem nye plattformbrønner og tre subseabrønner i Den gjennomsnittlige daglige oljeproduksjonen i 2017 er redusert siden i fjor. Hovedårsaken til produksjonsnedgangen er tap av fire brønner på grunn av sandproduksjon. En kveilerørs-kampanje er igangsatt i siste kvartal i 2017 for å prøve å få disse brønnene tilbake i produksjon. The Plan for Development and Operation (PDO) was submitted on the 5th of December and several contracts have already been awarded as part of this process. The Norwegian Sea Norne Production from the Norne field has been in line with forecast and budget. 4D seismic data has been acquired over the Norne, Urd and Skuld fields, and a light well intervention campaign has been carried out for the Norne and Stær fields. The Norne field has thirteen active producers and seven active injectors. Six well interventions were carried out at the Norne field in 2017, and two at the Urd field. Drilling of the D-3 CHT2 well was temporarily stopped due to unsatisfactory well results. The well is planned to be completed in An application for consent to operate the Norne FPSO to 2036 was submitted to the authorities during the fourth quarter of The lifetime extension of the Norne FPSO beyond 2021 will maximise value through optimization of Norne and sattelites drainage strategy. Det er 40 produksjonsbrønner som er aktive og dette er en nedgang på 2 brønner sammenlignet med fjoråret. Tre nye injektorer har blitt boret i 2017, hvorav to er ferdigstilt i 4. kvartal. Den totale gasskapasiteten er økt på grunn av lavere uttakstrykk fra kompressoren. Dette arbeidet vil fortsette for å øke effektiv gasskapasitet på Heidrun. Heidrun Subsea Extension prosjektet vil i fase 2 definere en videreutvikling av havbunns- infrastrukturen for å sikre maksimal verdi av de gjenværende ressursene. Dette består av levetidsforlengelse av eksisterende undervanninnretninger og et nytt strømningsrør. Permanent gasseksport via Åsgard Transport System til Kårstø er etablert i Vanninjeksjon til Maria er startet og arbeidet med Dvalin tie-in vil pågå neste år. Heidrun At Heidrun, five new platform wells and three subsea wells were drilled in Average daily oil production for 2017 has decreased since The main reason for this production decrease was the loss of four wells due to sand production. A coiled tubing campaign was implemented in the fourth quarter of 2017 in an attempt to restore these wells to active production. There are 40 active production wells at the field, representing a reduction of two wells compared with Three new injectors have been drilled during 2017, two of which were completed during the fourth quarter. Total gas capacity was increased due to lower extraction pressure from the compressor. This work will continue with the aim of increasing effective gas capacity at the Heidrun facility.

15 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES 15 Åsgard Åsgard har hatt stabil drift gjennom hele 2017 med kun noen få planlagte stans. Flere store modifikasjoner ble gjennomført på sommeren med minimalt nedetid. Åsgard har hatt ett større utslipp av gass i forbindelse med en boreoperasjon, men også en rekke hendelser av varierende alvorlighets grad om bord på Åsgard A og B. Dette har gjort at helse, miljø og sikkerhet har vært et sentralt tema, og flere kampanjer har blitt gjennomført for å forbedre situasjonen. Åsgard har en rekke pågående prosjekter som; lavtrykkprosjektene på Åsgard A og B, utbyggingsprosjektet Smørbukk Nord, samt fase 2 av Åsgard undervannskompresjon. Morvin Morvin-feltet er tilknyttet Åsgard og har fire brønner i produksjon. Morvin har produsert med lavt trykk mot Åsgard B når testseparatoren har hatt ledig kapasitet. I slutten av 2017 ble et prosjekt startet med formål om å lede Morvin permanent mot en lavtrykksseparator på Åsgard B. Dette røranlegget vil være tilgjengelig i løpet av første halvår Mikkel Mikkel-feltet er tilknyttet Åsgard med tre produksjonsbrønner. Mikkel har hatt stabil drift gjennom hele året. Feltet har hatt noen utfordringer med måling og allokering og disse utfordringene vil det bli jobbet med videre i Tyrihans Tyrihans-feltet har produsert stabilt gjennom hele Det har ikke blitt boret i Tyrihans-feltet i løpet av En ny brønn er nå på planleggingsstadiet for boring i Det har blitt injisert gass fra Åsgard til reservoaret gjennom hele Kristin, Halten West Unit (HWU) Modifikasjonsarbeidet, for å klargjøre Kristin-anlegget for oppkobling og prosessering av produksjonsstrømmen fra Mariafeltet, ble ferdigstilt. Mariafeltet startet produksjon i desember 2017, i god tid før planlagt oppstart. Produksjonen fra Maria vil være et viktig bidrag for å sikre økonomisk drift av Kristin-plattformen mot slutten av Kristinfeltets levetid. Mariafeltet er en undervannsutbygging tilknyttet Kristinplattformen for prosessering av produksjonsstrømmen. Gassinjeksjon til Mariafeltet blir levert fra Åsgard via Tyrihansanlegget, og vanninjeksjon leveres fra Heidrunfeltet. Kristin Sør er et prosjekt i planleggingsfasen. Prosjektet består av tre lisenser; HWU, PL 199 og PL 257. Eni Norge er kun andelseier i HWU. Kristin Sør prosjektet planlegges som en undervannsutbygging tilknyttet Kristin plattformen ved bruk av allerede installerte bunnrammer. Phase 2 of the Heidrun Subsea Extensions project will involve definition of the future development of the subsea infrastructure in order to extract the maximum value from remaining resources. This primarily involves extension of the lifetime of existing subsea installations, and the construction of a new flowline. Permanent gas export to Kårstø via the Åsgard Transport System was established in Water injection to the Maria field was started, and the work to tie in the Dvalin field will continue into next year. Åsgard The Åsgard field has had stable levels of operation throughout 2017, and only a few planned shutdowns. Several major modifications were carried out during the summer, with limited downtime. The Åsgard field experienced a major gas discharge in connection with a drilling operation, and there were a series of incidents of varying degrees of seriousness on both the Åsgard A and B facilities. As a result, health, safety and environmental matters have been key focus areas and several campaigns have been implemented with the aim of improving the situation. The Åsgard unit has several projects ongoing, such as the low pressure projects at Åsgard A and B and the development project Smørbukk North, as well as phase two of the Åsgard subsea compression project. Morvin The Morvin field is tied back to Åsgard and has four wells in production. The field has produced at low pressure to the Åsgard B facility during periods when the test separator has had free capacity. At the end of 2017 a project was launched with the aim of producing Morvin permanently to a low pressure separator at Åsgard B. This will be available during the first half-year of Mikkel The Mikkel field is tied back to the Åsgard facility with three wells in production. The field has had stable production throughout the year. It has experienced some challenges related to metering and allocation. These issues will continue to be addressed in Tyrihans The Tyrihans production has been stable throughout No wells were drilled at the field in A new well is now being planned for Gas from Åsgard has been injected into the reservoir throughout Kristin, Halten West Unit (HWU) Modification work to prepare the Kristin facility for tie-in and processing of the Maria field production stream was completed, and the Maria field came on stream ahead of schedule in December Production from the Maria field will make a significant contribution to ensure the continued commercial operation of the Kristin platform as it approaches the end of its lifetime. The Maria field is a subsea development tied back to the Kristin platform to facilitate processing of the production stream. Gas for injection at the Maria field is supplied from Åsgard via the Tyrihans facility, while water for injection is supplied from the Heidrun field.

16 16 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES

17 SELSKAPETS AKTIVITETER / COMPANY ACTIVITIES 17 Trestakk Utbyggingsprosjektet ble godkjent i november Prosjektet er nå under full utbygging og er per årsslutt 2017 både i henhold til plan og kost. Alt undervannsutstyr er under fabrikasjon, arbeid på prosessanlegget til Åsgard A vil starte i begynnelsen av 2018 og boring av brønnene vil begynne i løpet av andre halvår i Oppstart forventes i midten av Mikkel Sør og Flyndretind Mikkel Sør-prosjektet er gjenopptatt sammen med Flyndretind for å sikre tilgjengelig transportkapasitet fra 2021/22 i Åsgards transportsystem. Prosjektet er i planleggingsfasen og går mot konseptevaluering i andre halvdel av Nordsjøen Etter ferdigstillelse av store utbyggingsprosjekt som Ekofisk Sør, Ekofisk L og Eldfisk II, har feltutviklingsaktivitetene vært konsentrert om boreprogram på Ekofisk Z og Eldfisk S. Kontinuerlig boreprogram er planlagt til 2021 (Ekofisk Sør) og 2022 (Eldfisk). I løpet av 3. kvartal 2016 ble Ekofisk 2/4VC prosjektet besluttet i lisensen. Dette er et nytt vanninjeksjonsprosjekt for sørlige del av Ekofiskfeltet bestående av en bunnramme for fire nye vanninjeksjonsbrønner. Formålet er økt utvinningsgrad og stabilisere formasjonene mot innsynking. Lisensen har også i løpet av 2017 sikret seg to langtids kontrakter på to Jack-up rigger. Her har lisensen inngått lange avtaler i en tid der kostnader er antatt å være lave. Dette sikrer en bedre økonomisk fremtid for lisensen. Initiativet med å videreutvikle en kostnadseffektiv utnyttelse av marginale ressurser har fortsatt i 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. RESERVER I 2017 har Eni Norge registrert en økning i selskapets dokumenterte reserver på 131,6 MFOE. Disse reservene kommer hovedsakelig fra feltene Johan Castberg, Goliat, Heidrun, Trestakk, Mikkel, Eldfisk, Norne og Marulk. Ved årets slutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 407,5 MFOE, som er en økning på 25,8 % sammenlignet med fjoråret og en reserve-erstatningsrate for 2017 på 280 %. Estimert verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 177,4 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 406,0 MFOE. The Kristin South project is in the planning phase, and encompasses three licences the Haltenbanken West Unit (HWU), PL 199 and PL 257. Eni Norge is partner only in the HWU. The Kristin South project is being planned as a subsea development project tied back to the Kristin platform using previously installed well templates. Trestakk The Trestakk development project was approved in November The project is currently in the execution phase, and per year-end 2017 was proceeding according to plan and budget. All subsea equipment is currently under fabrication, and work on the process facility at Åsgard A will start at the beginning of Drilling of the well is planned to start during the second half of The field is expected to come on stream in mid Mikkel South and Flyndretind Both the Mikkel South and Flyndretind projects have been restarted to ensure available capacity in the Åsgard transport system from 2021/22. The project is currently in the planning phase and is proceeding towards concept evaluation during the second half of The North Sea Following the completion of major development projects such as Ekofisk South, Ekofisk L and Eldfisk II, field development activities have since been focused on the drilling programmes at Ekofisk Z and Eldfisk S. Continuous drilling programmes have been scheduled to continue until 2021 at Ekofisk South, and 2022 at Eldfisk. The Ekofisk 2/4VC project was approved by the licence during the third quarter of This is a new water injection project for the southern part of the Ekofisk field, consisting of a subsea template tailored to four new water injection wells. The aim is to boost the recovery factor and stabilise the formations against subsidence. Also in 2017, the licence secured long-term contracts for two jackup rigs. These involve the entry into long-term agreements at a time when costs are anticipated to be low. This will help towards safeguarding a better economic future for the licence. The initiative to further develop the cost-effective exploitation of marginal resources has continued during The aim of this work is to transform smaller discoveries and residual reserves, such as Tor, Eldfisk North, Tommeliten and other fields in the area, into profitable projects. RESERVES In 2017, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to 131,6 MBOE, mainly derived from Johan Castberg, Goliat, Heidrun, Trestakk, Mikkel, Eldfisk, Norne and Marulk fields. At year-end, Eni Norge s total proven reserves corresponded to MBOE representing an increase of 25.8% from the previous year, and a 2017 reserves replacement ratio of 280%. The estimated value of probable reserves corresponds to a total of MBOE with volumes in the possible and contingent reserves categories amounting to MBOE.

18 18 Ved årsslutt hadde Eni Norge 355 lokalt ansatte og 57 ansatte utstasjonert fra Eni-gruppen, totalt 412 ansatte sammenlignet med 409 i Den svake økningen i totalansatte, er et resultat av pågående tiltak for å styrke Distrikts- og regionskontoret. Størstedelen av de ansatte jobber ved selskapets hovedkontor på Forus (260). Driftsavdelingen til Golat er etablert i Hammerfest. I løpet av året er ytterligere ansatte overført til dette kontoret slik at det ved utgangen av året var totalt 73 ansatte i Hammerfest sammenlignet med 66 året før. I 2017 har selskapet benyttet seg av midlertidig innleid personell. Ved utgangen av året var det 32 midlertidig innleide i selskapet. Dette er en økning på syv sammenlignet med årsslutt De fleste har deltatt på 2017 Turnaround Project. Åtte lokalt ansatte har valgt å si opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer 2,2 prosent av gjennomsnittlig antall lokal ansatte. Ved utgangen av året utgjorde kvinneandelen i selskapet (fast ansatte og innleide) 33 prosent, mot 31 prosent ved utgangen av 2016 noe som bekrefter en regelmessig økning. Prosentandelen kvinner blant lokale ansatte var 35 prosent ved utgangen av To av selskapets syv medlemmer er kvinner. Opplæring og utvikling For Eni Norge er faglig opplæring og utvikling av ansatte et viktig virkemiddel for å videreutvikle, motivere og beholde kompetente medarbeidere. Årlige trenings- og opplæringsplaner avtales med hver enkelt ansatt og består av obligatorisk opplæring og opplæring som ønskes av den enkelte. Et omfattende opplæringsprogram ble gjennomført dette året med 2570 kursgjennomføringer, og i henhold til definerte kompetansekrav vil omfattende kursing også fortsette i Videreutvikling og implementering av modulene On the Job Training og Self Service i kompetansestyringssystemet var en vesentlig del av arbeidet utført av treningsavdelingen i 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 tilpasset egen jobb. Selskapet støtter relevant videreutdanning for noen ansatte hvert år. At year-end, Eni Norge employed 355 local personnel and 57 expatriates from the Eni Group a total of 412 employees. This compares with 409 at year-end 2016, with the minor increase being the result of ongoing efforts to consolidate the District Office. The majority of employees (260) work at the company's head office in Forus. The Goliat operations organisation is located in Hammerfest. In 2017, additional staff have been assigned to this office, resulting in a total of 73 employees at year-end, compared with 66 at the end of The company has also made use of temporary contract personnel during 2017, and at year-end a total of 32 such personnel were working at the company. This represents an increase of seven compared with year-end 2016, most of whom were participants in the Goliat Turnaround 2017 project. Eight local employees resigned from the company in 2017, corresponding to 2.2% of the total of local personnel employed at year-end. The proportion of women employed by the company at year-end (employees and contract workers) was 33%, compared to 31% at year-end This continues the company s upward trend. The percentage of women among local employees was 35% at the close of Two of the company's seven Board members are female. Training and development Eni Norge believes that professional training and development of its employees are important means of advancing the development of, and motivating and retaining, skilled personnel. Annual training plans are agreed with all employees, comprising mandatory programmes combined with initiatives requested by the individual. A comprehensive training programme was implemented in 2017, involving 2570 completed courses. Moreover, extensive series of courses will continue during 2018 in accordance with our predefined skills requirements. Further development and implementation of the On the Job Training and Self Service modules, as part of our skills management system, represented a significant part of the work carried out by the training department in The implementation process is now complete, while the preparation of content and the training programme is currently under way. Training offered to Eni Norge s employees involves a combination of that provided by the Eni Corporate University in Milan, a comprehensive e-learning programme, and classroom teaching carried out in-house and on supplier premises, as well as a training programme tailored to each employee s own job. Each year, the company supports relevant further education initiatives for some of its employees.

19 HR AND ORGANISASJON / HR AND ORGANISATION 19 Kontorlokaler Eni Norges hovedkontor er i leide lokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. I Hammerfest har driftsorganisasjonen for Goliat, District Operations, kontorfasiliteter i leide lokaler i Strandgata 36 På Polarbase har Eni Norge tilrettelagt for opptil 20 faste kontorarbeidsplasser fordelt mellom administrasjonsbygget, Bygg 15 og Bygg 17. Sykefravær I 2017 var sykefraværet 2,8 prosent mot 3,2 prosent i Office premises Eni Norge's head office is located in leased premises at Vestre Svanholmen 12 at Forus in Sandnes municipality. In Hammerfest, the Goliat operations organization, District Operations, is located in leased premises at Strandgata 36. At Polarbase, Eni Norge has made arrangements for up to 20 permanent office work places, distributed between the administration building, Building 15 and Building 17. Sickness absence Sickness absence in 2017 was 2.8 per cent compared with 3.2 per cent in 2016.

20 20 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Selskapets erklærte mål er å utføre våre aktiviteter uten å forårsake skade på mennesker, miljø eller materiell. Eni Norge benytter måleindikatorer for å overvåke og lære av erfaringene i sine operasjoner. Dette gjør at det er transparens i måten vi jobber på og resultatene som oppnås. Slik blir kravet til kvalitet og bærekraftige løsninger ivaretatt. Utslipp til sjø og luft samt generering av avfall reduseres så mye som mulig ved bruk av best tilgjengelige teknologier. I enhver operasjon som planlegges og gjennomføres er det alltid bygd en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene HMS-statistikken for Eni Norge viser en forbedring i forhold til Selskapet har i 2017 videreført satsing på barrierestyring, og jobber med å videreutvikle barrierepanelet for Goliat FPSO. For Goliat har Eni Norge etablert en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning. Denne er godt tilpasset de lokale forhold, hvor bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene, er et sentralt element. Beredskapen er tilgjengelig også for annen aktivitet i regionen. 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 og OHSA standarder. HEALTH, SAFETY AND THE ENVIRONMENT Declaration regarding health, safety, environmental and quality issues The Company s objective is to carry out our operations without injury to personnel or damage to the environment or material assets. Eni Norge utilizes measurement indicators to monitor and learn lessons from the experience we obtain as part of our operations. This ensures transparency in the way we work and in the results we achieve. In this way our requirements regarding quality and sustainable solutions are met. Eni Norge employs the best available technologies to ensure that emissions to the atmosphere and discharges to the sea are reduced as far as possible. Eni Norge always has in place robust, effective, and locally-adapted contingency measures to combat serious pollution incidents in connection with all planned and implemented operations. Eni Norge s HSE statistics for 2017 show an improvement compared with In 2017, the company continued its efforts in the field of barrier management, and is currently working to further develop its barrier panel. For the Goliat project, Eni Norge has established a robust and effective contingency strategy to combat serious incidents of pollution. The strategy is well-adapted to local conditions, and includes fishing vessels carrying adapted oil spill protection equipment, as well as crews with an extensive knowledge of local sea conditions. These contingency measures are also made available in connection with other activities in the region. 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 and OHSA standards.

21 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET / HEALTH, SAFETY AND THE ENVIRONMENT 21

22 22 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET / HEALTH, SAFETY AND THE ENVIRONMENT Helse og arbeidsmiljø I helse og arbeidsmiljøsammenheng har Eni Norge i 2017 hatt stort fokus på å kartlegge arbeidsmiljørisiko (psykososialt/ organisatorisk, kjemisk og ergonomisk) og risikoreduksjon ved blant annet opplæring i sikre arbeidsprosesser (deriblant rett og riktig bruk av verneutstyr). Dette gjøres for å fremme økt risikoforståelse og for å forebygge av arbeidsbetinget sykdom og skade. Eni Norge registrerer uønsket arbeidsmiljøeksponering i Synergi. Kategorisering av risiko knyttet til arbeidsmiljøeksponeringen har blitt optimalisert gjennom Tilpasninger i Synergi gjør det nå mulig å få en fullgod rapportering av både sykdom/skadepotensiale og konsekvens av spesifikke eksponeringshendelser som registreres. I tillegg har det vært fokus på å etablere kompetansekrav og spesifikasjoner for HMS- og helsepersonell samt krav til medisinsk utstyr og helsekontor i Eni Norge. Miljørapportering For aktivitet på norsk kontinentalsokkel er miljørapportering til Miljødirektoratet 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. Health and the working environment In connection with health and working environment issues, Eni Norge has in 2017 focused on making assessments of working environment risk (psychosocial/organisational, chemical and ergonomic), and risk mitigation by means of training in safe work procedures (including the proper and correct use of protective equipment), among other things. This is being done in order to promote better risk awareness and prevent occupational injury and sickness. Eni Norge uses the Synergi system to record all incidents of unwanted harmful exposure in the working environment. During 2017, risk categorization linked to harmful exposure in the working environment has been optimized. Adaptations to the Synergi system now make it possible to obtain comprehensive reporting of the potential for occupational injury and sickness, as well as the consequences of specific recorded incidents of unwanted exposure. The company has also focused on the definition of skills requirements and other specifications for HSE and health personnel, as well as requirements linked to medical equipment and health offices at Eni Norge. Environmental reporting For activities on the Norwegian Continental shelf, environmental reports are submitted to the Norwegian Environment Agency by the operator in accordance with prevailing regulations for producing fields and drilling activities. Reports for all fields on the Norwegian shelf are available on the website of the Norwegian Oil and Gas Association. Miljørapportering Goliat Oversikt over utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2015 kan sees i tabellen. Tabellen inkluderer all egenoperert aktivitet både offshore produksjon, boring, flotell og midlertidig opplagsperiode mellom aktivitetene. I 2017 har det vært fem utilsiktede kjemikalieutslipp til sjø fra Goliat FPSO med total volum på 14,06 m 3. Det har vært ett utilsiktet kjemikalieutslipp i 2017 fra Scarabeo 8. 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 shows the company s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since The table includes all activities carried out by Eni Norge as operator in relation to offshore production, drilling, floatels and temporary lay-up periods. In 2017, there have been five unintended discharges of chemicals to the sea from the Goliat FPSO, comprising a total volume of m 3. There has been one unintended chemical discharge during 2017 from the Scarabeo 8 drilling rig.

23 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET / HEALTH, SAFETY AND THE ENVIRONMENT 23 Utslipp og avfall produsert offshore Antall brønner 5* 6 10 Utslipp av hydrokarboner (drensvann) til sjø (m³) 0,292 1,16 0,13 Utilsiktet utslipp til sjø (m 3 ) 14,56 7 utslipp 11,49 15 utslipp 26,49 13 utslipp Utslipp av CO 2 (t) Utslipp av CO (t) Utslipp av NOX (t) Utslipp av VOC (t) 65** 2 929*** 83 Borekaks (m 3 ) Boreslam (m 3 ) Generelt avfall (t) 540,9 223,7 434,3 Papir (t) 43,8 33,1 47,1 Plast (t) 26,4 13,4 22,8 Metall (t) 142,5 112,3 185 Farlig avfall (t) * To letebrønner ** Lasting av olje ikke inkludert ***Totalt utslipp inkludert lasting av olje Emissions/discharges and waste produced offshore No. of wells 5* 6 10 Hydrocarbon discharges (contaminated drainage water) to the sea (m³) Accidental discharges to the sea (m 3 ) discharges discharges discharges CO 2 emissions (t) CO emissions (t) NOX emissions (t) VOC emissions (t) 65** 2 929*** 83 Drill cuttings (m 3 ) Drilling fluids (m 3 ) General waste (t) 540,9 223,7 434,3 Paper (t) 43,8 33,1 47,1 Plastics (t) 26,4 13,4 22,8 Metals (t) 142,5 112,3 185 Hazardous waste (t) *Two exploration wells **Emissions do not include offloading *** Total emissions including offloading Miljørapportering kontorer: Energi (kwh) Fjernkjøling Fjernvarme Elektrisitet Sum Environmental report from offices: Energy (kwh) District cooling District heating Electricity Sum Avfall (tonn) Restavfall 50,28 54,88 Matavfall 13,43 9,44 Sum 63,71 61,32 Waste (tonnes) Restavfall Matavfall Sum

24 24 FORSKNING OG UTVIKLING Eni Norge deltar i en rekke forsknings- og utviklingsprosjekter (FoU) som støtter selskapets pågående og fremtidige aktiviteter som operatør innenfor leting, utbygging og produksjon. Eni Norges FoU-portefølje omfatter mer enn 50 prosjekter, hovedsakelig i form av felles industriprosjekter (JIPs Joint Industry Projects) eller konsortier, men også som bilaterale FoUkontrakter. Nesten alle FoU-kontraktene våre inngås med norske FoU-institutter eller universiteter. Den norske olje- og gassindustrien er globalt anerkjent som en av de mest teknologisk avanserte petroleumsklyngene. Denne anerkjennelsen skyldes innføring av avanserte teknologier kombinert med utvikling av en svært kompetent arbeidsstyrke. Eni Norges strategi er å bruke det unike FoU-kompetansemiljøet som finnes i Norge og samtidig benytte muligheten til å delta i forskningsaktiviteter av høy kvalitet som tilfredsstiller selskapets kortsiktige og langsiktige forretningsmål. Høykvalitets-operasjoner En av Eni Norges prioriteringer i FoU-sammenheng er å utvikle automatiseringen og mekaniseringen av høykostnads- og repeterende aktiviteter, som for eksempel boring. Dette kan oppnås ved å anvende datastyrte analytiske metoder for å hente innsikt fra høyvolums-datastrømmer med det formål å redusere kapitalog driftskostnader. Boring Norges OG21 teknologistrategi har definert boreautomatisering og digital boring som svært viktige satsingsområder. Dette vil muliggjøre boring av komplekse brønner til planlagt dybde og videre, noe som vil øke utvinningspotensialet og redusere antall dager per brønn. I dag finansierer Eni Norge tre JIP-er, der målet er å fremme utviklingen av boreautomatisering og digital boring: Demonstration of Automated Drilling Process Control Project et robotisert boredekkssystem som kan opereres i og tilpasses til varierende nedihullsforhold. Demonstration of Drilling Data Hub et prosjekt der formålet er å samle inn alle tilgjengelige nedihulls- og boredekksdata, slik at systemet eller operatøren kan ta de rette avgjørelsene. Robot Drilling Systems Offshore Pilot of Drill Floor Robot at North Sea Semi-submersible Project (pilot til et robotisert boredekkssystem på en halvt nedsenkbar borerigg i Nordsjøen). Undervannsteknologi Undervannsteknologi vil være stadig viktigere for olje- og gassindustriens fremtid. Eni Norge vil støtte Eni HQ Subsea Hub konseptet som har som formål å utvikle forenklende og billigere teknologier som kan legge til rette for feltutbyggingsprosjekter med tilkoblinger over lange avstander, til land eller eksisterende anlegg til havs, uavhengig av oljens væskeegenskaper. Etter en evaluering RESEARCH AND DEVELOPMENT 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. Eni Norge s R&D portfolio includes more than 50 projects, mainly administered in the form of Joint Industry Projects (JIPs) or consortia, but also includes bilateral R&D contracts. Almost all of the company s R&D contracts are established with Norwegian R&D institutes or universities. The Norwegian oil and gas industry is recognised internationally as being one of the most technologically sophisticated petroleum clusters. This recognition has been made possible by the use of advanced technologies, combined with the cultivation of a highly skilled workforce. Eni Norge s strategy is to utilise the unique R&D expertise that Norway has to offer, and grasp opportunities to participate in high quality R&D activities as a means of achieving its short-, mid- and long-term business objectives. Operational excellence It is one of Eni Norge s highest priorities in the field of R&D to develop the automation and mechanization of high-cost and repetitive activities such as drilling. This will be achieved by applying data-driven analytics to draw key insights from highvolume data streams with the aim of reducing capital costs and operating expenses. Drilling Norway s OG21 Technology Strategy has identified automated drilling and digital drilling as issues of major importance. Development in these areas will enable the drilling of complex wells to their target depths and beyond, thus increasing recovery potential and reducing the number of days per well drilled. Eni Norge is currently funding three joint industry projects that will advance developments in automated drilling and digital drilling: Demonstration of Automated Drilling Process Control Project a robotic drill floor system capable of operating in, and adapting to, variable downhole conditions Demonstration of Drilling Data Hub a project in which the objective is to gather all available data downhole and topside with the aim of enabling the relevant system or operator to make the right decisions. Robot Drilling Systems Offshore Pilot of Drill Floor Robot at North Sea Semi-submersible Project Subsea Advances in subsea technology will be increasingly important for the future of the oil and gas field development sector. Eni Norge has agreed to support the Eni HQ Subsea Hub concept, which promotes the development of disruptive technologies that

25 FORSKNING OG UTVIKLING / RESEARCH AND DEVELOPMENT 25

26 26 FORSKNING OG UTVIKLING / RESEARCH AND DEVELOPMENT av de ulike FoU-initiativene i tråd med de formål som er knyttet til Eni Subsea HUB-teknologien, har Eni Norge besluttet å delta i to JIP-er. Formålet med den første JIP-en er å utvikle et undervannskraftnett som kan fordele kraft til undervannsanlegg, -pumper og -kompressorer. Formålet med den andre JIP-en er å vise mulig bruk av undervannssystem for direkte elektrisk oppvarming. Vellykket leting Eni Norge prioriterer nye teknologier og metoder for å oppnå bedre forståelse av undergrunnsforholdene i arktiske strøk, spesielt i Barentshavet. Målet med dette er å forlenge levetiden til selskapets eksisterende installasjoner og fremme modning av nærliggende prospekter. Selskapets hovedmål i FoU-sammenheng er å redusere letetid og -kostnader, samt å utvikle og forbedre sentrale teknologier som er nødvendige for å kartlegge og utnytte potensialet som ligger både i modne bassenger og nye leteområder. Eni Norges FoU-portefølje omfatter flere prosjekter knyttet til leting i arktiske strøk og i Barentshavet spesielt. Eni Norge er en av de første og viktigste sponsorene av forskningssenteret ARCEx. Prosjektene TriasHam og NGU-BOOST har fokus på Hammerfestbassenget, mens Norcrust-prosjektet utforsker tidspunkt for migrasjon av hydrokarboner i Barentshavet i nyere tid. facilitate field developments with extended tie-backs to shore or existing offshore facilities, regardless of fluid characteristics. Following an assessment of a variety of R&D initiatives that correspond to the objectives linked to the Eni Subsea HUB technology, the company decided to participate in two Joint Industry Projects (JIPs). The objective of the first JIP is to develop a subsea power grid that can distribute power to subsea consumers, pumps and compressors. The objective of the second project is to demonstrate the feasibility of deploying a Subsea Direct Electrical Heating power system. Successful exploration Eni Norge is assigning R&D priority to new technologies and methods aimed at obtaining a better understanding of subsurface conditions in the Arctic regions, and in particular the Barents Sea. The aim here is to extend the lifetime of the company s installed assets and to promote the development of near-field prospects. The company s main R&D objectives are to reduce costs and the duration of exploration activities, and to develop and improve the key technologies required to assess and exploit the potential of both mature basins and frontier areas. Eni Norge s current R&D portfolio includes several explorationrelated projects linked to the Arctic regions, and the Barents Sea in particular. The company is one of the first and main sponsors of the ARCEx research centre. The TriasHam and NGU-BOOST projects focus on the Hammerfest Basin, while the Norcrust project is engaged in

27 FORSKNING OG UTVIKLING / RESEARCH AND DEVELOPMENT 27 Eni Norge deltar også i et prosjekt som skal teste og studere innsamling av seismiske data både på og under isen. Sikkerhet og hensyn til det eksterne miljøet Eni Norges kontinuerlige og systematiske innsats det siste tiåret i forbindelse med sikkerhets- og miljøarbeid i arktiske strøk har fortsatt med spesielt fokus på risikostyringssystemer og -metoder. Innføring og utvikling av avanserte teknologier som er nødvendige for å sørge for sikre operasjoner i arktiske strøk, og særlig i Barentshavet, har fortsatt høy prioritet. I 2017 igangsatte Eni Norge et 3-årig FoU-prosjekt kalt «Risk Management in the Far North» (Risikostyring i nordområdene). Prosjektet vektlegger utvikling og kontinuerlig forbedring av systemer og strategier for sikker drift, barrierestyring og beredskap med det formål å sikre bærekraftig aktivitet i Barentshavet. Eni Norge fullfinansierer to større FoU-prosjekter ved universitetet i Tromsø EWMA (Environmental Waste Management/miljøvennlig avfallshåndtering) og BARCUT (Barents Sea Drill Cuttings Initiative/ Miljøpåvirkning av borekaks i Barentshavet). Målet med BARCUTprosjektet er å kvantifisere og forstå effektene av borekaks på havbunnen i nærheten av et borested samt å evaluere den fysiske og biologiske påvirkningen av dette. Resultatene er viktige for oljeindustrien og myndighetene og utgjør grunnlaget for dokumentasjon av langsiktige miljøeffekter. Maksimere utvinning Selskapets fokus på FoU-prosjekter som har som formål å maksimere utvinning fra Goliat og Marulk, har høy prioritet. FoU- og reservoaravdelingene har sammen utviklet nyere metoder for arbeidsflyt knyttet til reservoarstyring, som skal utgjøre en standard prosess til bruk i Eni Norge. studying the timing of recent hydrocarbon migration in the Barents Sea. Eni Norge is also involved in a project which tests and studies seismic acquisition both on and below the sea ice. Safety and environmental protection The continuous and systematic efforts invested by Eni Norge during the last decade in the field of safety and environmental protection in the Artic regions have been continued in 2017, with a particular focus on risk management systems and techniques. The introduction and development of advanced technologies necessary to maintain safe operations in the Arctic regions, and in the Barents Sea in particular, remain a high priority. In 2017, the company launched a 3-year R&D project called "Risk Management in the Far North". The project focuses on the development and continuous improvement of systems and strategies for safe operation, barrier management and emergency preparedness, with the aim of ensuring sustainable activities in the Barents Sea. 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 the BARCUT project is to quantify and understand the effects that discharged drill cuttings have on the seafloor close to a drilling 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 impact of discharged cuttings. Maximise recovery The company s focus on R&D projects aimed at investigating how to maximize recovery from the Goliat and Marulk fields has been assigned high priority. Det er nylig lansert et prosjekt som skal utvikle en omfattende og detaljert strategi for å oppnå økt utvinning fra Goliat-feltet. Resultatene fra denne FoU-aktiviteten er svært viktig for å synliggjøre og vektlegge sentrale teknologiske utfordringer, mangler og muligheter som kan oppstå i framtiden. Fornybar energi I 2015 ble fornybar energi for første gang inkorporert i Eni Norges FoU-strategi og prosjektportefølje. En gjennomførbarhetsstudie for å undersøke vinddrevet vanninjeksjon ble ferdigstilt med positive resultater. Mot slutten av 2016 ble prosjektets fase 2 igangsatt for å spesifisere og validere det elektriske systemet som ble foreslått i fase 1, samt oppnå en bedre forståelse av hvordan ACmikronettsystemer fungerer under varierende kraftforsyning. The deployment and subsequent improvement of recently introduced reservoir management workflow techniques, developed in collaboration by Eni Norge s R&D and Reservoir Departments, will be further refined and matured into a standard process for use at Eni Norge. Recently, a project has been launched to develop a comprehensive and detailed EOR strategy with the aim of improving hydrocarbon recovery from the Goliat field. The results of this R&D work are of the utmost importance in terms of the key technological challenges, gaps and development opportunities they may reveal. Renewable energy In 2015, renewable energy was incorporated into Eni Norge s R&D strategy and project portfolio for the first time. A feasibility study for wind-powered water injection was concluded with encouraging results. In the latter part of 2016, a second phase was launched with the aim of specifying and validating the electrical system proposed during the first phase, and to further understand the behavior of such AC micro-grid systems under conditions of intermittent power supply.

28 28 Bærekraftig virksomhet Eni Norges kjernevirksomhet er å lete etter, finne og produsere olje og gass. Lav risiko, godt arbeidsmiljø, kompetanseoppbyggende tiltak, teknologiutvikling innenfor Eni Norges 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. 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.

29 SAMFUNNSANSVAR / SUSTAINABLE OPERATIONS 29 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. Eksempler på prosjekter som mottok støtte fra Eni Norge og Goliatlisensen i 2017: Sami Reindeer Races Federation Sirma IL i Tana kommune Skaidi Xtreme Ungt Entreprenørskap Arktisk kultursenter og Hammerfest kulturskole Nordkapp Filmfestival Varangerfestivalen Stipend til nordnorske artister Sørøya Havfiskefestival Newton-rom i Hammerfest Vitenfabrikken i Sandnes Norsk Oljemuseum i Stavanger I Nord-Norge støtter Eni Norge også Petro Arctic. Foreningen Petro Arctic er en interesseorganisasjon for bedrifter som ønsker å posisjonere seg som leverandør til utbygging og drift av petroleumsprosjekter på nordnorsk sokkel. 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. The following are projects which received support from Eni Norge and the Goliat licence in 2017: The Samí Reindeer Races Federation Sirma Sports Club Skaidi Xtreme (mountain biking) Ungt Entreprenørskap (Young Entrepreneurs) The Arctic Culture Centre and Hammerfest School of Culture The Nordkapp Film Festival The Varanger Festival Grant to artists from northern Norway The Sørøya Deep Sea Fishing Competition The Newton Room in Hammerfest 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.

30 30 FINANSIELLE FORHOLD Sarbanes-Oxley Act Eni Norge AS er underlagt Sarbanes-Oxley Act fra 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-Oxleykravene har Eni Norge etablert et styringssystem for internkontroll som vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk). Det er i tillegg etablert en sentralisert internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som støtter de etiske reglene. 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 landog prosjektnivå. Eni Norge AS har følgende rapporteringspliktige betalinger til norske myndigheter i 2017: Tall i tusen NOK Selskapsskatt refundert fra Staten: Arealavgift pr. lisens som er betalt på vegne av interessefellesskapene som operatør (100 % tall). PL PL PL PL PL PL Totalt: CO2 og NOX avgift anses som betaling basert på forbruk og er ikke rapporteringspliktig på linje med merverdiavgift. For informasjon om salgsinntekt og investeringer vises det til notene 1 og 4 i årsregnskapet. For rentekostnad til andre foretak i samme konsern så vises det til note 14.5 i årsregnskapet. Produksjon og salgsinntekter Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2017 var på 47,0 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2016, hvor produksjonen var på 48,7 millioner FOE. Reduksjonen skyldes i hovedsak produksjonsstans på Goliat som resulterte i lavere produksjon i 2017 enn i FINANCIAL ASPECTS 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 2017: Figures in thousand NOK Corporate tax refund by the State: Area fee per license paid as operator to the Norwegian authorities on behalf of the joint ventures (100% figures): PL PL PL PL PL PL Totalt: 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 2017 amounted to 47,0 million barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2016 of 48,7 MBOE. This decrease is mainly due to production stop on Goliat field in 2017.

31 FINANSIELLE FORHOLD / FINANCIAL ASPECTS 31 Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2017 ble på NOK millioner, en økning på 14 % sammenlignet med Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2017 var USD 51,96 pr. fat, opp fra USD 43,95 pr. fat i Gjennomsnittlig kronekurs var lavere mot USD i 2017 i forhold til Gjennomsnittsprisen for alle produkter økte fra NOK 295 pr. FOE i 2016 til NOK 348 pr. FOE i Driftskostnader Driftskostnadene for 2017 var på NOK millioner, som er en reduksjon på NOK millioner sammenlignet med Hovedårsaken til at driftskostnadene har gått ned, er den delvise reverseringen av nedskrivingen som ble gjort i I tillegg bidrog den reduserte produksjonen på Goliat til lavere avskrivninger i 2017 enn i Finansiell stilling, markeds-, kreditt- og likviditetsrisiko Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK millioner og NOK millioner pr. 31. desember Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK 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. Revenues from product sales in 2017 were NOK million, an increase of 14% compared with The average realized oil price increased from USD 43,95 per bbl in 2016, to USD 51,96 per bbl in The average exchange rates for NOK against USD were lower in 2017 than in The average price for all products increased from NOK 295 per BOE in 2016 to NOK 348 per BOE in Operating costs Total operating costs for 2017 were NOK million, which is a decrease of NOK million compared with The main reason for the decrease is the partial reversal of Goliat write-downs in In addition the reduction in production on Goliat resulted in decreased depreciations compared to Financial position market, credit and liquidity risks As of 31 December 2017, current and other long-term liabilities amounted to NOK million and NOK million respectively. Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 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

32 32 FINANSIELLE FORHOLD / FINANCIAL ASPECTS

33 FINANSIELLE FORHOLD / FINANCIAL ASPECTS 33 Selskapet anser kredittrisikoen for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskap i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter. Totalrentabiliteten før skatt i 2017 er på 11 prosent mot 3 prosent i Totalrentabilitet etter skatt er på 4 prosent i 2017 mot 3 prosent i Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger. Regnskapet Selskapets årsresultat for 2017 var NOK 640 millioner bedre enn resultatet for selskapet i Ordinært resultat før skattekostnad var på NOK millioner sammenlignet med NOK 907 millioner for selskapet i Etter en skattekostnad på NOK millioner fikk selskapet et årsresultat for 2017 på NOK millioner sammenlignet med NOK 700 millioner for selskapet i 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 Økning av annen egenkapital: NOK Utdeling av utbytte til aksjonæren: NOK Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2017 utgjør NOK millioner etter ordinær utbyttebetaling. Foreslått utbytte ligger innenfor årets resultat og den frie kontantstrøm fra drift etter skattebetaling. Videre tilsier nåværende budsjett for 2018, 2019, 2020 og 2021 at selskapet forventer fremtidige inntekter og kontantstrømmer som er tilstrekkelig til å betjene nåværende gjeld. Selskapet har også tilgang på konsernintern finansiering av sine av utbyggings- og leteprosjekter. risks as low since the majority of sales are to other companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are made under long-term gas sales contracts. The pre-tax rate of return in 2017 is 11 per cent, compared with 3 percent in The rate of return after tax is 4 percent in 2017, compared with 3 percent in 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 2017 was NOK 640 million higher than in The ordinary pre-tax profit for 2017 is NOK million, compared with NOK 907 million in After NOK million of tax cost, net income amounted to NOK million, compared with NOK 700 million in 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 Increase of retained earnings: NOK Dividends for distribution: NOK The Company s retained earnings as of 31 December 2017 amount to NOK million after the ordinary distribution of dividends. Proposed dividend is within net income of the year and free cashflows from operations after tax payments. Furthermore, current Strategic Plan for 2018, 2019, 2020 and 2021 shows that the company will have sufficient earnings and cash flow to support its current debt. The company also has access to group financing of its current development and exploration projects. 6. mars 2018 / March 6, 2018 C. V. Russo Styreleder / Chairman P. D. Hemmens Nestleder / Vice Chairman A. Napolitano R. Dall Omo E. Bjørnbom L. Petterson F. R. Franksdatter Nilsen

34 34 (NOK 1 000) (NOK 1 000) Pr (Note) (Note) At Driftsinntekter og driftskostnader Revenue and costs from operations Salgsinntekter (1)(14.3) (1)(14.3) Sales revenue Andre driftsinntekter (1)(14.3) (1)(14.3) Other operating revenue Sum driftsinntekter Total operating revenue Kjøp av gass Purchase of natural gas Produksjonskostnader (2)(3) (2)(3) Production costs Transportkostnader Transportation costs Letekostnader (6) (6) Exploration costs Avskrivninger (4)(5) (4)(5) Depreciation Reversering av nedskrivninger (4) ( ) 0 (4) Reversal of write-down Salg og utrangering av anleggsmidler (4) (4) Sales and retirement of assets Sum driftskostnader (14.4) (14.4) Total operating costs Driftsresultat Operating income Finansinntekter og -kostnader (7) (7) Financial income and expenses Renteinntekter fra konsernselskap (14.5) (14.5) Interest income from group companies Annen renteinntekt Interest income Aksjeutbytte Dividends Rentekostnader (14.5) ( ) ( ) (14.5) Interest expenses Renteelement fjerning ( ) ( ) Accretion discount removal Netto agio/(disagio) Net exchange gains/(losses) Netto finanskostnader ( ) ( ) Net financial expenses Ordinært resultat før skattekostnad Ordinary income before taxes Skattekostnad (inntekt) på ordinært resultat (8) (8) Taxes on ordinary income Årsresultat Net income Disponering av årsresultat Distribution of net income Annen egenkapital ( ) Retained earnings Utbytte Dividend

35 RESULTATREGNSKAP / STATEMENT OF INCOME 35

36 36 (NOK 1 000) (NOK 1 000) Eiendeler pr Assets as at Anleggsmidler (Note) (Note) Fixed assets Varige driftsmidler Tangible assets Bore- og produksjonsanlegg Wells and production facilities Anlegg under utførelse Facilities under construction Aktiverte letebrønner Capitalised exploration wells Inventar og utstyr Office furniture and equipment Sum varige driftsmidler (4) (4) Total Tangible assets Finansielle anleggsmidler Financial assets Aksjer i andre selskap (9) (9) Shares in other companies Sum finansielle anleggsmidler Total financial assets Sum anleggsmidler Total fixed assets Omløpsmidler Current assets Lager av materiell Warehouse stocks Kundefordringer (14.1) (14.1) Receivables from customers Andre fordringer (10) (10) Other accounts receivable Skattefordring (8) (8) Current tax receivable Kortsiktig pengeplassering (14.1) (14.1) Short-term deposit Kontanter og bankinnskudd (11)(14.1) (11)(14.1) Cash and bank Sum omløpsmidler Total current assets Sum eiendeler Total assets

37 BALANSE / BALANCE SHEET 37 (NOK 1 000) (NOK 1 000) Egenkapital og gjeld pr Shareholder s equity and liabilities as at Egenkapital (Note) (Note) Shareholder s equity Innskutt egenkapital Restricted equity Aksjekapital Share capital Opptjent egenkapital Non restricted equity Annen egenkapital Retained earnings Sum egenkapital (12) (12) Total shareholder's equity Gjeld Liabilities Avsetning for forpliktelser Deferred liabilities Utsatt skatt (8) (8) Deferred taxes Avslutningsforpliktelser (15) (15) Asset retirement obligations Pensjonsforpliktelser (2) (2) Pension liability Andre avsetninger for forpliktelser (15) (15) Other provisions Sum avsetning for forpliktelser Total deferred liabilities Annen langsiktig gjeld Other long term debt Gjeld til konsern selskap (7) (7) Payable to group companies Sum annen langsiktig gjeld Total other long-term liabilities Kortsiktig gjeld Current liabilities Leverandørgjeld (14.2) (14.2) Suppliers Betalbar skatt (8) (8) Income taxes payable Skyldige offentlige avgifter Employee wh. tax, soc. sec. etc. Avsatt til utbytte Allocated to dividend Kortsiktig gjeld til konsernselskap (7) (7) Payable to group companies Annen kortsiktig gjeld (13)(14.2) (13)(14.2) Other accounts payable Sum kortsiktig gjeld Total current liabilities Sum egenkapital og gjeld Total shareholder s equity and liabilities 6. mars 2018 / March 6, 2018 C. V. Russo Styreleder / Chairman P. D. Hemmens Nestleder / Vice Chairman A. Napolitano R. Dall Omo E. Bjørnbom L. Petterson F. R. Franksdatter Nilsen

38 38 (NOK 1 000) (NOK 1 000) Per At Likvider tilført fra virksomheten Cash flow from operating activities Ordinært resultat før skattekostnad Ordinary income before taxes Avskrivning på eiendeler Depreciation assets Nedskriving av varige driftsmidler ( ) 0 Write-down of tangible assets Nedskriving av varelager (9 159) Inventory write-down Utgifter til fjerning ( ) ( ) Abandonment payments Endring i tidselement fjerningsforpliktelse Accretion discount Utgiftsføring av letebrønn Expensed exploration well (Gevinst)/tap ved salg av varige driftsmidler (Profit)/loss on tangible assets sold/retired (Betalte)/mottatte skatter Income taxes (paid)/received Endring i omløpsmidler og kortsiktig gjeld ( ) ( ) Change in current assets and current liabilities Avsetning for pensjoner (16 375) (54 480) Accrued pension costs Netto likviditetsendring fra virksomheten (A) Net cash flow from operating activities (A) Likvider tilført/brukt til investeringer Cash flow from investing activities Investeringer i varige driftsmidler ( ) ( ) Investments in fixed assets Investeringer i letebrønner ( ) (42 990) Investments in exploration wells Salg av varige driftsmidler (salgssum) 0 0 Sales of fixed assets (sales value) Netto likvditetsendring fra investeringer (B) ( ) ( ) Net cash flow from investing activities (B) Likvider tilført fra/brukt til finansiering Cash flow from financing activities Økning/(nedgang) langsiktig lån beslektet selskap ( ) ( ) Increase/(decrease) long-term credit facility associated company Økning/(nedgang) kortsiktig lån beslektet selskap ( ) Increase/(decrease) short-term credit facility associated company Betalt aksjeutbytte ( ) ( ) Paid dividend Netto likviditetsendring fra finansiering (C) ( ) ( ) Net cash flow from financing activities (C) Netto endring I likviditetsbeholdning gjennom året (A+B+C) ( ) Net cash change during the year ( A+B+C) Likviditetsbeholdning pr. 1. januar Cash at January 1 Likviditetsbeholdning pr. 31. desember Cash at December 31

39 KONTANTSTRØMANALYSE / STATEMENT OF CASH FLOW 39

40 40 Årsregnskapet er utarbeidet i henhold til Regnskapsloven av 1998 og norsk god regnskapsskikk. INNTEKTER Salg av petroleumsprodukter bokføres etter salgsmetoden som inntekt på leveringstidspunktet, basert på vilkårene i salgsavtalene. Andre inntekter bokføres på tidspunktet for levering. DELTAKELSE I FELLESKONTROLLERT VIRKSOMHET Eni Norge regnskapsfører sin andel av inntekter, kostnader, eiendeler og gjeld i resultatregnskap og balanse i forbindelse med fellesoperasjoner etter bruttometoden. BRUK AV ESTIMATER Selskapet benytter estimater og forutsetninger i utarbeidelsen av årsregnskapet i henhold til god regnskapsskikk. Disse er basert på beste estimat, og kan avvike fra de endelige faktiske kostnadene. SKATTEKOSTNAD Skattekostnad består av årets betalbare skatt, justeringer for betalbar skatt for tidligere år og kostnad vedrørende utsatt skatt. Avsetning til gjeld vedrørende utsatt skatt er beregnet basert på positive midlertidige forskjeller mellom eiendeler og gjeld som er reflektert i regnskapet og de verdier for eiendeler og gjeld som er reflektert for skatteformål. Opptjent friinntekt på foretatte investeringer er fullt ut reflektert i beregningen av utsatt skatt. Utsatt skattefordel er bare tatt i betraktning i tilfeller hvor det kan sannsynliggjøres at fordelen vil bli realisert. Selskapet kostnadsfører skattekostnader knyttet til saker med skattemyndighetene når de blir ilignet. Når skattesaken er begrenset til tidspunktet for skattemessig fradrag/inntektsførsel vil det bli registrert tilhørende utsatt skatt eiendel/gjeld. 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. 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. 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.

41 REGNSKAPSPRINSIPPER / ACCOUNTING PRINCIPLES 41 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. 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. 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 produksjonsenhetsmetoden (forholdet mellom årlig produsert mengde og de samlede utbygde utvinnbare reserver, hvor reservene oppdateres kvartalsvis). Investeringer på land blir avskrevet lineært over antatt økonomisk levetid. NEDSKRIVNING Varige driftsmidler blir vurdert for 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. Fjerningsog nedstengningskostnader er beregnet i samsvar med nåverdimetoden etter NRS 13, Usikre forpliktelser og betingede eiendeler. Nåverdien av fjerningsutgiften balanseføres som en del av anskaffelseskost, og avskrives sammen med denne. Avsetningen tilsvarer nåverdi av forpliktelsen i hele den økonomiske levetiden for driftsmiddelet. Benyttet diskonteringsrente for beregning av nåverdien av forpliktelsen er justert i forhold til estimert tidspunkt for fjerning og nedstengning på feltet. Endringen i tidselementet (nåverdi) for fjerningsforpliktelsen kostnadsføres årlig som en finanskostnad og øker balanseført fjerningsforpliktelse. Estimatendringer balanseføres mot anleggsmidler. 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 straightline 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 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.

42 42 REGNSKAPSPRINSIPPER / ACCOUNTING PRINCIPLES For Gassled har Eni Norge en forpliktelse for fjerning som skiper. Forpliktelsen kostnadsføres som nåverdi av estimerte framtidige fjerningsforpliktelser basert på akkumulert skipet mengde. Eni Norge has a liability as a shipper for Gassled. The liability is recorded as the net present value of estimated future retirement obligations based on accumulated shipped volumes. VALUTA 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. 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. LAGERBEHOLDNING Materialer i lager er vurdert til opprinnelig kostpris. Forbruksvarer i varelageret er utgiftsført ved kjøp. Fysisk lager av råolje på Goliat er vurdert til produksjonskost. Beholdninger av petroleumsprodukter på øvrige felt inngår i beregningen av mer-/mindreuttak. INVENTORIES Materials in the warehouse are valued at original cost. Consumable stocks are expensed as incurred. Physical stock of crude oil on Goliat is valuated at production cost. Inventories of petroleum products on other fields are included in over/underlifting. 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, Åsgard og Goliat. Vedrørende 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, Åsgard and Goliat. Geographical areas of investments and sales are specified in the notes to the financial statements.

43 REGNSKAPSPRINSIPPER / ACCOUNTING PRINCIPLES 43 investeringer og salg er geografisk område angitt i noter til regnskapet. PENSJONSFORPLIKTELSER Selskapet benytter valgadgangen i GRS 6 til å beregne og klassifisere pensjonskostnadene i henhold til IAS 19. Pensjonskostnader og pensjonsforpliktelser beregnes etter lineær opptjening basert på forutsetninger om diskonteringsrente, fremtidig regulering av lønn, pensjoner og ytelser fra folketrygden, fremtidig avkastning på pensjonsmidler samt aktuarmessige forutsetninger om dødelighet, frivillig avgang, osv. Pensjonsmidler er vurdert til virkelig verdi og fratrukket i netto pensjonsforpliktelser i balansen på balansedagen. Ved regnskapsføring av pensjon er lineær opptjeningsprofil og forventet sluttlønn som opptjeningsgrunnlag lagt til grunn. 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. 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. AKSJER I ANDRE SELSKAP Aksjer i andre selskap er vurdert i henhold til kostpris. FINANSPOSTER Rentekostnader knyttet til vesentlige anlegg under utbygging balanseføres som en del av investeringen. FORDRINGER OG GJELD Fordringer og gjeld som forfaller innen ett år defineres som kortsiktig fordring/gjeld. KONTANTSTRØM Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metode ifølge foreløpig Norsk Regnskapsstandard. Likviditetsbeholdning omfatter kontanter, bankinnskudd og kortsiktige plasseringer i konsernbank. SALG AV ANLEGGSMIDLER Salg av anleggsmidler på norsk sokkel behandles som etterskatttransaksjoner jfr. 10 i petroleumsskatteloven, for å sikre skattenøytralitet. Effektiv dato for skatt er 01.01, mens inntekter og kostnader blir regnskapsført frem til oppgjørsdato. 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

44 44 Inntekter fra salg av olje, gass og NGL pr. aktivitetsområde og geografisk område 1 1 Revenue from sale of oil, gas and NGL by area of activity and geographical area (NOK 1 000) EU Norge Total 2017 Total 2016 Råolje Gass NGL Totalt (NOK 1 000) EU Norway Total 2017 Total 2016 Crude Oil Gas NGL Total Olje og NGL-produkter selges hovedsakelig til andre selskap i Eni-konsernet. Crude oil and NGL products are sold mainly to other companies in the Eni Group. Lønninger, pensjon og andre personalrelaterte kostnader og godtgjørelser egne ansatte 2 2 Salaries, pensions, and other personnel costs and remunerations own employees (NOK 1 000) Lønninger Folketrygdavgift (inkl. pensjon, og sosiale utgifter utenlandsk personell) Pensjonskostnader Andre personalrelaterte kostnader Totalt (NOK 1 000) Salaries Social security tax (incl. pension and social charges for foreign personnel) Pension cost Other personnel related cost Total Kapitaliserte lønninger og andre personalrelaterte kostnader beløp seg totalt til KNOK (KNOK i 2016). Andelen belastet partnere i opererte samarbeidsprosjekter var KNOK (KNOK i 2016). Pensjonskostnader og pensjonsmidler/-forpliktelser Eni Norge AS har kollektiv pensjonsordning for sine ansatte i DNB. Selskapets pensjonsordning oppfyller kravene etter lov om obligatorisk tjenestepensjon. Pensjonsforsikringen gir rett til bestemte fremtidige pensjonsytelser. Selskapet har også tilleggspensjon som gjelder ansatte med høy lønn. Verdien av pensjonsforpliktelsen er utarbeidet av aktuar etter IAS ansatte og 20 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. Arbeidsgiveravgift er inkludert i netto pensjonsmidler. De økonomiske forutsetningene knyttet til pensjon er i henhold til forutsetninger i NRS (V). Selskapet hadde gjennomsnittlig 410 ansatte gjennom året, tilsvarende 407 årsverk. Capitalised salaries and other personnel cost totalled KNOK (KNOK in 2016). The share charged to partners in operated joint ventures amounted to KNOK (KNOK in 2016). Pension cost and pension fund/-obligations Eni Norge AS has a collective pension insurance scheme for its employees with DNB. The pension scheme fulfils the requirements in the mandatory occupational pension act. The pension arrangement gives defined future benefits. The Company also has additional defined pension insurance for personnel in higher salary grades. The value of the pension obligations is assessed according to IAS 19 by an Actuary. 347 employees and 20 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. 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 410, equivalent to 407 full time employees.

45 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 45 (NOK 1 000) Årets pensjonskostnader Årets pensjonsopptjening Planendring 0 (30 393) Rentekostnader på service kost Administrasjonskostnad Netto pensjonskostnad før arbeidsgiveravgift Arbeidsgiveravgift Årets pensjonskostnad (NOK 1 000) Pension cost of the year Service cost Plan changes 0 (30 393) Interest expense of service cost Administration cost Net pension cost before social security Social security Pension cost of the year Pensjonsmidler/- forpliktelse pr Estimerte brutto pensjonsforpliktelser ( ) ( ) Estimert markedsverdi pensjonsmidler Balanseført netto forpliktelse/midler pr ( ) ( ) Pension fund/ liabilities as of Estimated gross pension liabilities ( ) ( ) Estimated market value of pension fund Pension liability as of ( ) ( ) Spesifikasjon av estimert markedsverdi pensjonsmidler Estimerte pensjonsmidler Estimatavvik (54 248) (54 820) Netto innbetalt Utbetalte pensjoner (3 932) (2 827) Avkastning på pensjonsmidlene Estimert markedsverdi pensjonsmidler Specification of estimated market value of pension fund Estimated pension fund Unrecognised loss/(gain) (54 248) (54 820) Net contribution Benefits paid (3 932) (2 827) Return on pension Estimated market value of pension fund Økonomiske forutsetninger Diskonteringsrente 2,40 % 2,60 % Forventet avkastning 2,40 % 2,60 % Lønnsøkning 2,50 % 2,25 % G-regulering 2,25 % 2,00 % Regulering av løpende pensjon 2,25 % 2,00 % Financial Assumptions Discount rate 2.40% 2.60% Expected return on plan assets 2.40% 2.60% Expected long-term salary increase 2.50% 2.25% Expected long-term G increase 2.25% 2.00% Expected long-term pension escalation 2.25% 2.00% Godtgjørelse Godtgjørelse til daglig leder utgjorde KNOK (KNOK i 2016). Daglig leder er med i en pensjonsordning i hjemmehørende selskap. Styret har ikke mottatt godtgjørelse for Styreleder mottar ikke godtgjørelse. Det er ikke gitt lån/sikkerhetsstillelser til administrerende direktør, styreleder eller andre nærstående parter. Selskapet har ingen sluttvederlagsforpliktelse for styreleder eller daglig leder. Selskapet har en bonusordning for alle ansatte kalkulert i henhold til oppnådde mål. Selskapet har en forpliktelse knyttet til aksjeopsjoner for ledende ansatte på KNOK Forpliktelsen er beregnet med diskonteringsrate på 1,15 % i 3 år. Honorar til Ernst & Young for revisjon kostnadsført i 2017 beløp seg til KNOK (KNOK i 2016). Beløpene er eksklusive merverdiavgift. Remunerations The Managing Director s remuneration amounted to KNOK (KNOK in 2016). The Managing Director takes part of a pension arrangement in the home company. Members of the board received no remuneration in The Chairman receives no remuneration. No loans/guarantees have been given to the Managing Director, the Chairman of the Board, or other close parties. The company has no commitments with regard to severance to the Managing Director or the Chairman of the Board. The Company has a bonus scheme for all employees calculated according to achieved objectives. The company has an obligation related to stock options of KNOK to managers. The obligation is calculated by a discount rate of 1.15% of 3 years. The fee to Ernst & Young expensed in 2017 for audit services was KNOK (KNOK in 2016). The amounts are exclusive of VAT.

46 46 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS Produksjonskostnader 3 3 Production costs (NOK 1 000) (NOK 1 000) Driftskostnader Driftskostnader CO 2 -avgift CO 2 -avgift Endring i mer/mindre uttak (38 144) (4 019) Endring i mer/mindre uttak (38 144) (4 019) Forsikringer Forsikringer Andre driftskostnader Andre driftskostnader Sum Sum Varige driftsmidler / Property, plant and equipment Anskaffelses verdi/ Gross book value Overføring/ Reclass. Tilgang/ Additions Avgang/ Retirement Akk. avskr./ Bokført verdi/ Acc. depr. Net book value Avskrevet/ Deprec. (NOK 1 000) Bore- og produksjonsanlegg Well and production equipment Anlegg under utførelse Works in progress Aktiverte letebrønner/-lisensrettigheter Capitalised expl. wells/-license rights Inventar og utstyr Office furniture/equipmt Sum Sum Total ( ) ( ) ( ) ( ) KNOK av anskaffelsesverdien er aktiverte renter. Spesifikasjon av økning fjerningsestimat av tilgang og -avskrivninger. (NOK 1 000) Økning/reduksjon fjerningsestimat ( ) ( ) Avskrivning av fjerningsestimat KNOK of the gross book value is capitalized interest. Specification of increase in asset retirement cost and -depreciations. (NOK 1 000) Increase/decrease in asset retirement cost ( ) ( ) Asset retirement cost depreciations Nedskrivning Varige driftsmidler blir vurdert for potensielt verdifall når hendelser eller endringer i omgivelsene indikerer at bokført verdi på eiendeler er høyere enn gjenvinnbar beløp. Det har i 2017 vært en bedring i markedspriser sammenlignet med 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 nedskrivningstestene. Påviste og sannsynlige (P1 og P2) gjenværende reserver er lagt til grunn for fremtidige kontantstrømmer. I tillegg er selskapets langsiktige budsjett for investeringer, driftskostnader og fjerningskostnader benyttet. Årets nedskrivningstester har resultert i en delvis reversering av nedskrivingen gjort på Goliat i 2015 på KNOK og en nedskrivning på Urd/Skuld på KNOK. Impairment Tangible assets are assessed for potential loss in value when events or changes of circumstances indicate that the book value of assets is higher than the recoverable amount. In 2017 the market prices have increased compared to 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 a partly reversal of the write-down of Goliat in 2015 of KNOK and a write-down of Urd/Skuld of KNOK.

47 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 47 Påviste utbygde reserver 5 5 (Ikke revidert av E&Y) Millioner fat oljeekvivalenter (millioner FOE) Påviste utbygde reserver pr ,6 Produksjon 2013 (38,7) Endring ,1 Påviste utbygde reserver pr ,0 Proved developed reserves (Not audited by E&Y) Million barrels of oil equivalents (million BOE) Proved developed reserves as at ,6 Production 2013 (38,7) Changes ,1 Proved developed reserves as at ,0 Produksjon 2014 (40,9) Endring ,7 Påviste utbygde reserver pr ,8 Produksjon 2015 (38,5) Endring ,4 Påviste utbygde reserver pr ,7 Produksjon 2016 (48,7) Endring ,7 Påviste utbygde reserver pr ,7 Produksjon 2017 (47,0) Endring ,5 Påviste utbygde reserver pr ,2 Production 2014 (40,9) Changes ,7 Proved developed reserves as at ,8 Production 2015 (38,5) Changes ,4 Proved developed reserves as at ,7 Production 2016 (48,7) Changes ,7 Proved developed reserves as at ,7 Production 2017 (47,0) Changes ,5 Proved developed reserves as at ,2 De påviste utbygde reserver, basert på Eni Norges egen evaluering basert på amerikanske Security and Exchange Commissions (SEC) prinsipper, gjelder følgende olje- og gassfelt: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Goliat og Morvin. De totale påviste reserver pr er 407,5 millioner FOE. The proved developed reserves, based on Eni Norge s own evaluations based on U.S. Security and Exchange Commission s (SEC) principles, include the following oil and gas fields: Ekofisk, Eldfisk, Embla, Tor, Norne, Åsgard, Heidrun, Mikkel, Urd, Kristin, Skuld, Tyrihans, Marulk, Goliat and Morvin. The total proved reserves at are 407,5 million BOE. Konsesjonsperiodene utløper som følger: År Ekofisk PL 018/PL 018 B 2028 Heidrun PL Heidrun PL Kristin PL 134B 2027 Mikkel PL Mikkel PL Norne PL 128/PL 128 B 2026 Urd PL Skuld PL Åsgard PL 062/PL 074/PL 094/ PL 094 B/PL 134/PL Tyrihans PL 073/PL 073 B/PL Marulk PL122/PL122B/PL122C/PL122D 2025 Goliat PL229/PL229B 2042 Concession periods expire as follows: Year Ekofisk PL 018/PL 018 B 2028 Heidrun PL Heidrun PL Kristin PL 134B 2027 Mikkel PL Mikkel PL Norne PL 128/PL 128 B 2026 Urd PL Skuld PL Åsgard PL 062/PL 074/PL 094/ PL 094 B/PL 134/PL Tyrihans PL 073/PL 073 B/PL Marulk PL122/PL122B/PL122C/PL122D 2025 Goliat PL229/PL229B 2042

48 48 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS Letekostnader endringer i status 6 6 Lisens Blokk Operatør Andel Tildelinger/kjøp: PL /12 Eni Norge 90 % PL /5, 7122/6 Statoil 30 % & 7122/4 PL128E 6608/10 Statoil 11,50 % PL293 35/7, 34/12 & 35/10 Eni Norge 60,00 % Salg PL /10 Eni Norge 70% Exploration changes in status Licence Block Operator Share Awards/acquisitions: PL /12 Eni Norge 90% PL /5, 7122/6 Statoil 30% & 7122/4 PL128E 6608/10 Statoil 11.50% PL293 35/7, 34/12 & 35/10 Eni Norge 60.00% Sales PL /10 Eni Norge 70% Tilbakeleveringer PL /3 & 7125/1 Eni Norge Fra PL /11 & 7318/12 Eni Norge Fra PL /1-1 Eni Norge Fra Relinquishments PL /3 & 7125/1 Eni Norge From PL /11 & 7318/12 Eni Norge From PL /1-1 Eni Norge From Forskning og utvikling Selskapet deltar i flere forsknings- og utviklingsprosjekter sammen med andre oljeselskaper. Totale FoU-kostnader koordinert av Eni Norge var KNOK (KNOK i 2016). Research and Development The Company participates in several R&D projects with other oil companies. Total R&D costs coordinated by Eni Norge reached KNOK (KNOK in 2016). Finansielle poster 7 7 Financial items Forskning og utvikling Totale rentekostnader for 2017 utgjorde KNOK (KNOK i 2016). Rentekostnader KNOK 65 er kapitalisert. Rentekostnader belastet fra konsernselskap var KNOK (KNOK i 2016). Premie i forbindelse med morselskapsgaranti beløper seg til KNOK 912. Valutaterminkontrakter Valutaterminkontrakter blir i sin helhet benyttet til å redusere valutarisikoen på kortsiktige inn- og utbetalinger i valuta i forhold til NOK. Netto urealisert valutagevinst på KNOK per (tap på KNOK i 2016) er resultatført i resultatregnskapet. Research and Development Total interest expense for 2017 amounted to KNOK (KNOK in 2016). Financial expenses capitalised amounted to KNOK 65. Interest expense charged by group companies was KNOK (KNOK in 2016). Premium in connection with shareholder guarantee amounts to KNOK 912. Forward currency contracts Forward currency contracts are used to reduce the currency exposure of the value of short-term foreign exchange denominated receipts and payments to NOK. Net unrealised exchange gain KNOK as of (gain KNOK in 2016) has been booked to the income statement.

49 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 49 Utestående valutaterminkontrakter pr / Forward currency contracts as at (NOK 1 000) Solgt valuta/ Sold currency Kjøptvaluta/ Purchased currency Beløp/ Amount Kontrakt motverdi/ Counter Value (KNOK) Kjøpt valuta/ Purchased currency Verdi/Contract value (KNOK) Gj. snittlig terminkurs/ Average Rate Forfall/ Due KUSD KNOK ,2881 Jan KEUR KNOK ,8362 Jan KGBP KNOK ,0763 Jan Beløp/ Amount Kontrakt motverdi/ Counter Value (KNOK) Solgt valuta/ Sold currency Verdi/Contract value (KNOK) Gj. snittlig terminkurs/ Average Rate Forfall/ Due KUSD KNOK ,2164 Jan KEUR KNOK ,8428 Jan KGBP - - KNOK - - Gjeld til konsernselskap Selskapet har to langsiktige lånekontrakter med Eni Finance International. Lånet tilbakebetales fortløpende med overskuddslikviditet som ikke er nødvendig for selskapets drift. Låneavtalen på MNOK utløper 4. oktober 2019, mens låneavtalen på MNOK utløper 10. april I tillegg har selskapet en kortsiktig lånekontrakt med Eni Finance International på MNOK som utløper 20. desember Renter beregnes i henhold til European Interbank Offered Rate pluss en margin på trekkdagen. Payable to group companies The 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 MNOK expires 4th of October 2019, while the contract of MNOK expires 10th of April The company has one short-term credit facilities with Eni Finance International of MNOK which expires 20rd of December Interest is calculated at the European Interbank Offered Rate plus a margin on the draw down date.

50 50 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 8 Skattekostnad / Income taxes (NOK 1 000) (NOK 1 000) Skattegrunnlag: Basis for taxes: Resultat før skattekostnad Income before taxes Marginal skattesats (78 %) Marginal tax rate (78%) Skatteeffekt av: Tax effect of: - Permanente og andre forskjeller Permanent and other differences - Endring i skatterate (87 788) (83 307) - Change in tax rate - Opptjent friinntekt ( ) ( ) - Earned uplift - Justering tidligere år Previous years adjustment Årets skattekostnad This year s tax cost Spesifikasjon årets skattekostnad Specification of the year s tax cost Betalbar skatt 0 ( ) Payable tax Tidligere års skatt Previous years taxes Utsatt skatt relatert til endring i skatterate (87 788) (83 307) Deferred tax related to tax rate change Utsatt skatt Deferred tax Årets skattekostnad This year's tax cost Betalbar skatt pr Payable tax as of Resultat før skattekostnad Income before taxes Permanente forskjeller Permanent difference Endring i midlertidige forskjeller ( ) ( ) Change in timing differences Grunnlag for leterefusjon Basis for exploration refund Bruk av underskudd til fremføring ( ) 0 Utilization of carry forward loss Grunnlag for 24 % inntektskatt 0 ( ) Base for 24% income tax Friinntekt ( ) ( ) Uplift Landinntekt Onshore income Grunnlag for 54 % særskatt ( ) ( ) Base for 54% special tax 24 % inntektskatt 0 (75 844) 24% income tax 54 % særskatt 0 ( ) 54% special tax Skatt på leterefusjon 0 ( ) Tax on exploration refund Fordring tidligere års skatteoppgjør Receivable previous year's tax assessments Terminbetaling av beregnet skatt 0 0 Tax instalment of payable tax Sum betalbar skatt i balansen Payable tax at year-end Skattefordring i balansen 0 ( ) Current tax receivable at year-end Midlertidige forskjeller pr Temporary timing differences as of Anleggsmidler Properties, plant and equipment Fjerning/miljøkostnader ( ) ( ) Decommissioning/environmental Pensjonsforpliktelser ( ) ( ) Pension liability Annet Other Underskudd til fremføring ( ) ( ) Fiscal loss carry forward Grunnlag for utsatt selsk.skatt Basis for deferred ordinary taxes Fremførbar og fremtidig friinntekt ( ) ( ) Uplift carry forward and future uplift Untatt for særskatt ( ) ( ) Excepted from special petroleum tax Grunnlag utsatt særskatt Basis for deferred special taxes Inntektsskatt 23 % Ordinary tax 23% Særskatt 55 % Special tax 55% Utsatt skattegjeld Deferred tax liabilities Utsatt skatt er beregnet etter nye skattesatser gjeldende fra Deferred tax is calculated based on new tax rate applicable from

51 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 51 (NOK 1 000) Aksjer i andre selskap 9 9 Aksjekapital/ 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 ,52 % Tjeldbergodden Utvikling AS NOK ,48 % Sum Total Shares in other companies Spesifikasjon av andre fordringer Specification of other account receivable (NOK 1 000) Netto mindreuttak av hydrokarboner Ansatte Forskuddsbetalte utgifter innen ett år Forskuddsbetalte utgifter utover ett år Annet Totalt (NOK 1 000) Net underlift of hydrocarbons Employees Prepaid expenses current Prepaid expenses non-current Other Total Bundne omløpsmidler Restricted cash KNOK av bankinnskuddet gjelder skattetrekk. KNOK of cash and bank regards employee withholding taxes. Endring i egenkapitalen Change in shareholder s equity (NOK 1 000) Aksjekapital Annen egenkapital Egenkapital pr Endring i estimatavvik ført mot egenkapital (22 545) Årsresultat Avsatt til utbytte ( ) Sluttbalanse 31. desember (NOK 1 000) Share capital Retained earnings Net equity as of Changes in estimates booked to equity (22 545) Net income Allocated to dividend ( ) Closing balance December 31, Aksjekapitalen utgjorde totalt NOK 278 millioner pr. 31. desember 2017 og består av aksjer til pari kurs NOK Alle aksjene har samme rettigheter og eies av Eni International B.V., Holland. The share capital totalled NOK 278 million at December 31, 2017 and consists of shares at par value NOK All shares have the same rights and are owned by Eni International B.V., Holland. Spesifikasjon av annen kortsiktig gjeld Specification of other accounts payable (NOK 1 000) Netto meruttak av hydrokarboner Ansatte Annen gjeld Totalt (NOK 1 000) Net overlift of hydrocarbons Employees Other accounts payable Total

52 52 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS Transaksjoner med nærstående parter 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 Omløpsmidler 14.1 Current assets Transactions with affiliated companies 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) Kunder Eni Trading & Shipping Eni SpA Andre Sum kunder (NOK 1 000) Customers Eni Trading & Shipping Eni SpA Other Total customers Andre fordringer Eni Corporate Other accounts receivable Eni Corporate Bankinnskudd Banque Eni / Eni Corporate Eni Finance International Sum bankinnskudd Bank deposits Banque Eni / Eni Corporate Eni Finance International Total bank deposits Alle fordringer forfaller innen 1 år. All receivables are due within 1 year Kortsiktig gjeld 14.2 Current liabilities (NOK 1 000) Leverandører Eni SpA Eni Trading & Shipping Eni International Resources Ltd Andre Sum leverandører (NOK 1 000) Suppliers Eni SpA Eni Trading & Shipping Eni International Resources Ltd Other Total suppliers Annen gjeld Eni Corporate Other accounts payable Eni Corporate Salgsinntekter, ref. note Sales revenue, ref. note 1 (NOK 1 000) Eni Trading & Shipping Eni SpA Sum salgsinntekter (NOK 1 000) Eni Trading & Shipping Eni SpA Total sales revenue

53 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS Driftskostnader og investeringer 14.4 Operating and capital expenditures (NOK 1 000) (NOK 1 000) Eni SpA Eni SpA Eni International Resources Ltd Eni International Resources Ltd Eni UK Ltd. 0 (11 547) Eni UK Ltd. 0 (11 547) Eni Insurance Ltd Eni Insurance Ltd Eni Trading & Shipping SpA Eni Trading & Shipping SpA Tecnomare SPA Tecnomare SPA Andre Other Sum kostnader Total expenditures Finansinntekter/kostnader, ref. note Financial income and expenses, ref. note 7 (NOK 1 000) Finansinntekter Eni SpA Eni Finance International Sum finansinntekter (NOK 1 000) Financial income Eni SpA Eni Finance International Total financial income Finanskostnader Eni SpA Eni Finance International Sum finanskostnader Financial expenses Eni SpA Eni Finance International Total financial expenses Forpliktelser Liabilities 15.1 Boreforpliktelser 15.1 Drilling commitments I henhold til lisensavtalene er selskapet forpliktet sammen med lisenspartnerne til å delta i boring av brønner. Gjenstående boreforpliktelser pr. 31. desember 2017 utgjør 1 brønn med en forventet kostnad på KNOK 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, 2017 are 1 well, with an estimated cost of KNOK 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 i neddiskontert verdi. Nominell størrelse av dette estimatet er på KNOK Kostnadsført tidselement for fjerningskostnader i 2017 er på KNOK Estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning er fra 2018 til Asset retirement obligation Under the terms of the Concessions the Company has been awarded on the Norwegian Continental Shelf, the State has the right to take over the permanent installations free of charge when production terminates or when the licence period expires. If the State does not exercise this right, the Ministry may require that the owners shall remove the installations. There is a high degree of uncertainty regarding the extent of the abandonment costs and the timing in the removal of the installations. Eni Norge s share of the cost for removal is estimated and discounted to be KNOK Nominal value of the estimate is KNOK Expensed accretion discount in 2017 is KNOK Estimated time for the abandonment is from 2018 to 2055.

54 54 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS Diskonteringsrente for beregning av nåverdi er fra 2,088 % til 3,298 % i forhold til estimert tidspunkt for nedstengning og fjerning på feltet. Inflasjonsrater brukt for beregningen varierer fra 1,6 % til 2 % innen beregningsperioden. Som skiper i Gassled har selskapet en forpliktelse for fjerning. Eni Norge har gjort avsetninger for dette, beregnet til KNOK Andre forpliktelser The discount rate used varies from 2.088% to 3.298% dependent on the estimated time of removal and decommissioning at the field. Inflation rates used in the calculation varies from 1.6% to 2% within the calculation period. Eni Norge has a retirement obligation as a shipper in Gassled. Eni Norge has accrued KNOK for this purpose 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 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 Totale fremtidige leiekostnader for Eni Norge AS beløper seg til KNOK 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 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 have leasing agreements for drilling rigs, helicopter, storage vessel and other vessels. In addition as a partner in the Ekofisk-license the company has a leasing agreement for the offices and base in Tanager with duration till 2020.Total future leasing costs for Eni Norge AS are KNOK (NOK 1 000) >2022 Leieavtaler/ Leasing commitments Endring estimatavvik på pensjonsforpliktelser ført mot egenkapital Changes in estimates on pension liability booked to equity (NOK 1 000) Endring pensjonsforpliktelse ( ) Endring utsatt skatt (20 365) Netto endring egenkapital (22 545) (NOK 1 000) Change pension liability ( ) Change deferred taxes (20 365) Net Change equity (22 545) Konsernregnskap Consolidated financial statements Konsolidert regnskap for Eni gruppen kan hentes på internettadresse: Consolidated financial statement for the Eni group may be collected at the internet address:

55 NOTER TIL ÅRSREGNSKAPET / NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS 55

56 56

57 REVISJONSBERETNING / AUDITOR S REPORT 57

58 58 REVISJONSBERETNING / AUDITOR S REPORT

59 REVISJONSBERETNING / AUDITOR S REPORT 59