Ledelse og styret Management and Board of Directors

Transkript

1 Årsrapport Annual Report 2012

2 Innhold Ledelse og styret 4 Administrerende direktørs kommentarer 5 Årsberetning Selskapets aktiviteter 7 Organisasjon og HR 14 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 16 Finansielle forhold 20 Resultatregnskap 22 Balanse 24 Kontantstrømanalyse 26 Regnskapsprinsipper 28 Noter til årsregnskapet 32 Revisjonsberetning 42 Selskapets engasjement på sokkelen 46 Contents Management and Board of Directors 4 Managing Director s Comments 5 Annual Report Company Activities 7 Organisation and Human Resources 14 Health, Safety, Environment and Quality 16 Financial Aspects 20 Statement of Income 22 Balance Sheet 24 Statement of Cash Flow 26 Accounting Principles 28 Notes to the Financial Statement 32 Auditor s Report 44 Company s Engagement on the Shelf 46

3 Eni Norge årsrapport / Ledelse og styret Annual Report / Management and Board Of Directors Ledelse og styret Management and Board of Directors Ledelse / Management Styret / Board of Directors Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director Liv Nielsen Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q Arild Glæserud Lisens / Licence Aksel Luhr Juridisk / Legal Gabriele Fuggini Finans / Control and Finance Odd Vårdal Utvikling og teknologi/ Development & Technology Nils Tveit Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Tone Reinskau Performance monitoring F. Magnani Styreleder / Chairman E. Cingolani Styremedlem / Director L. Bertelli Styremedlem / Director A. Forzoni Styremedlem / Director T. Widvey Styremedlem / Director T. Reinskau Ansattes representant / Elected by the employees T. B. Tangvald Ansattes representant / Elected by the employees O. Vårdal Ansattes representant / Elected by the employees Raffaele Chiandet Goliat-prosjektet/ Goliat Development Project Salvatorre Giammetti Leting/ Exploration Franco Picciani Drift / Operations Maurizio Guerreschi Kontrakt og anskaffelser / Contracts and Procurement Andreas Wulff Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt / External Communication 4

4 Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer Annual Report / Managing Director s Comments Administrerende direktørs kommentarer Managing Director s Comments Eni Norge leverte i 2012 et rekordhøyt årsresultat på NOK millioner sammenlignet med NOK millioner i Dette skyldes både høye oljepriser og stabil produksjon, og viser samtidig at selskapet lykkes i sine vekstambisjoner. Eni Norge opprettholder et høyt aktivitetsnivå og var engasjert i fire viktige boreoperasjoner i Barentshavet i året som gikk. Det betydelige Johan Castberg-funnet, hvor Eni Norge har en eierandel på 30 prosent, styrker selskapets posisjon i Barentshavet. Eni Norge boret ytterligere tre letebrønner, hvorav to resulterte i funn og ett er under evaluering. Oppstarten av Marulkfeltet i Norskehavet markerte en viktig milepæl i Eni Norges historie. Feltet kom i produksjon 2. april 2012 i henhold til plan og budsjett, og er det første Eni Norge-opererte feltet på norsk sokkel. De nye funnene med Johan Castberg i spissen konsoliderer Eni Norges langsiktige strategi i Barentshavet, hvor selskapet har vært en ledende aktør siden 1990-tallet. Med Goliat og Johan Castberg i porteføljen har Eni Norge nå et langsiktig perspektiv på aktivitetene i Barentshavet. Det medfører i tillegg en betydelig økning i selskapets portefølje på sokkelen, og gir et solid fotfeste i en tidlig fase i denne svært lovende petroleumsregionen. Utbyggingen av Goliat, som blir det første oljefeltet som kommer i drift i Barentshavet, nådde samtidig viktige milepæler i året som gikk. Blant annet ble det utført avgjørende installasjonsarbeid offshore og beredskapsfartøy Esvagt Aurora ble overlevert. I tillegg startet boringen av den første av totalt 22 produksjonsbrønner. Goliat er et pionerprosjekt i Barentshavet. Byggingen av Goliat-plattformen kjennetegnes av unike teknologiske utfordringer og løsninger, og resultatet vil bli en produksjonsinnretning spesialdesignet for arktiske forhold. Selskapet har i 2012 fortsatt oppbyggingen av oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Det er lagt stor vekt på å utvikle den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Det er verdt å merke seg at Konsekvensutredningen for Barentshavet sørøst omtaler beredskapsløsningen for Goliat som beste praksis for kyst- og strandsoneberedskap på norsk sokkel per i dag. Eni Norge ønsker å stimulere norsk og særlig nordnorsk næringsliv. Dette skjer blant annet ved å dele opp kontraktene knyttet til drift og vedlikehold av Goliat i mindre enheter, stille krav om lokal tilstedeværelse og oppfordre til industriallianser. Når det gjelder kontrakter knyttet til utbyggingsfasen er norske leverandører tildelt kontrakter for mer enn 60 prosent av investeringene. In 2012, Eni Norge presented a record annual profit of NOK million, compared with NOK million in This was the result of both high crude oil prices and stable production, and also demonstrates that the Company s growth ambitions have been successful. Eni Norge maintains a high level of activity and was involved in four important drilling operations in the Barents Sea in the past year. The significant Johan Castberg discovery, in which Eni Norge has a 30 per cent stake, has reinforced the Company s position in the Barents Sea. Eni Norge drilled a further three exploration wells, two of which resulted in discoveries, while the third is in the process of evaluation. The start-up of the Marulk field in the Norwegian Sea marked an important milestone in Eni Norge s history. Production commenced at the field on 2 April 2012, in accordance with the plan and budget, and this is the first field to be operated by Eni Norge on the Norwegian shelf. The new discoveries with Johan Castberg in the forefront consolidate Eni Norge s long-term strategy in the Barents Sea, where the Company has been a leading participant since the 1990s. With Goliat and Johan Castberg in its portfolio, Eni Norge has a long-term perspective for its activities in the Barents Sea. This also entails a significant growth in the Company s portfolio on the northern shelf and provides a solid foothold at an early stage in this highly promising petroleum exploration region. The development of Goliat, which will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea, also reached important milestones. Among other things, crucial installation work was carried out offshore, and we took delivery of the standby safety vessel Esvagt Aurora. Drilling also commenced on the first of in all 22 production wells. Goliat is a pioneer project in the Barents Sea. The construction of the Goliat FPSO is characterized by unique technological challenges and achievements, and will result in a floating platform specially designed for Arctic conditions. In 2012 the Company has continued to build up an oil spill contingency apparatus for its petroleum operations in the Barents Sea. Major focus has been directed towards developing our coastal oil spill contingency strategy, and new contingency concepts have been developed for application in coastal areas and along shorelines. It should be noted that the Impact Study for the south-eastern Barents Sea describes the contingency strategy for Goliat as the Best Practice currently in existence on the Norwegian shelf as regards coastal and shore-zone contingency. Eni Norge wishes to stimulate Norwegian trade and industry, particularly in the country s northern region. The results of this work are manifested in a number of local and regional companies now participating in the Goliat project. Furthermore, Norwegian content on the Goliat development project is exceeding 60 per cent of total investment value. Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director 5

5 Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2012 Annual Report 2012 / Company Activities Årsberetning 2012 Annual Report 2012 Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni S.p.A. Selskapet utfører leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og Hammerfest, samt prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Eni International B.V., Amsterdam står som eier av alle Eni Norges aksjer. Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 52 utvinnings-tillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 14 av utvinningstillatelsene og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Morvin, Kristin, Åsgard, Tyrihans og Yttergryta. Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliat-feltet. Marulk som ligger i Norskehavet, kom i produksjon 2. april Goliat ligger i Barentshavet og planlegges å være i produksjon i løpet av 3. kvartal Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian integrated energy concern Eni S.pA. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. Its offices are located in Sandnes, Hammerfest and at its project centre in Ulsan, South Korea. Eni International B.V., Amsterdam, owns all the shares. At year-end, the company s portfolio on the Norwegian Continental Shelf consisted of 52 licences. It is operator of 14 licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Yttergryta. Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk, in the Norwegian Sea, came on stream on 2 April Goliat, in the Barents Sea, is under development and planned to come on stream in the third quarter of

6 Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities Selskapets aktiviteter Company Activities Leting Eni Norge har vært engasjert i viktige boreoperasjoner i Barentshavet i To brønner ble boret i lisens 532 der Statoil er operatør med 50 % eierinteresse, Eni Norge har 30 % eierinteresse og Petoro er den tredje partneren med 20 % eierinteresse. Brønn 7220/7-1 testet en Jura/Trias-struktur 1740 meter under havoverflaten. Strukturen er en analog til Skrugard-funnet og er lokalisert 7 km sydvest for Skrugard. Brønnen resulterte i et stort olje- og gass funn. Estimerte utvinnbare ressurser er 235 millioner fat olje og 5,4 milliarder m 3 gass. Brønn 7220/5-1 avgrenset Skrugard-funnet som ble påvist i 2011 av brønn 7220/8-1. Reservoaret på Skrugard ligger på omtrent 1250 meters dyp under havoverflaten. Brønn 7220/5-1 viste at det gode Jura/ Trias-reservoaret strekker seg over hele strukturen og bekreftet det store olje- og gassfunnet. Estimerte utvinnbare ressurser er 251,7 millioner fat olje og 5,4 milliarder m 3 gass. Eni Norge boret brønn 7220/10-1 (Salina) i lisens 533 som operatør med 40 % eierinteresse. Partnere i lisensen er Lundin, RWE og Det norske, alle med 20 % eierinteresse. Brønnen utforsket en Kritt/Øvre Jura-struktur omtrent 1740 meter under havoverflaten, og brønnen resulterte i et gass/ kondensatfunn. Funnet blir ennå evaluert, men foreløpige beregninger indikerer tilstedeværende ressurser på mellom 5 og 7 milliarder m 3 rik gass. Eni Norge boret også brønn 7016/2-U-1 på Bønna-strukturen i lisens 529 der Eni Norge er operatør med 30 %. Partnere er Repsol med 10 %, og Dong, OMV og Wintershall med 20 %. Brønnen var en pilotbrønn og hadde som formål å undersøke om de øvre lagene over Bønna-strukturen inneholdt grunn gass. Brønnen gav viktig informasjon til bruk i planleggingen av letebrønn 7016/2-1 som vil bli boret i Funnene som har blitt gjort i 2012 har økt interessen for det gjenværende letepotensialet i Barentshavet vest. Store mengder seismikk har blitt samlet inn eller kjøpt, og geokjemisk sjøbunns-datainnsamling har blitt utført for å forberede framtidige letekampanjer og lisensrunder. Eni Norge har vært engasjert i både 22. konsesjonsrunde og APA I januar 2013 ble Eni Norge tilbudt to lisenser i Barentshavet og én lisens i Norskehavet som del av APA I Barentshavet er lisensene PL 697 (Eni Norge er operatør med 65 % og Statoil er partner med 35 %) og PL 696 (Statoil er operatør med 50 %, Eni Norge er partner med 30 % og Petoro med 20 %). I Norskehavet er Eni Norge blitt tilbudt en 7,9 % andel i PL 091D (Statoil er operatør med 59,1 %, og ExxonMobil har 33 %) som en forlengelse av PL 091, Trestakk-funnet. Flere studier og seismiske tolkningsprosjekter har blitt utført både i Nordsjøen og Norskehavet som del av forberedelsene av borekampanjene i Det er blitt utført porteføljerasjonalisering for å redusere arealavgiften, noe som har ført til delvis tilbakelevering av lisens 293 og fullstendig tilbakelevering av lisens 264. Personell fra Eni Norge har deltatt i mange datarom, tilrettelagt av selskaper som ønsker å redusere eller selge interesser i lisenser, og Eni Norge har uttrykt vilje til å se på eventuelle oppkjøpsmuligheter. Utbygging Prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II ble vedtatt i Ekofisk Sør består av en produksjonsplattform, Ekofisk Zulu, med 36 brønner inkludert 35 produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn for borekaks. En undervanns-installasjon kalt Victor Bravo (VB) med 8 vanninjektorer vil gi vannstøtte til produsentene på Ekofisk Zulu. Alle installasjonene er under bygging. Kost og plan er som planlagt. Exploration During 2012 Eni Norge was involved in key drilling activities in the Barents Sea. The company had a 30% interest in the drilling of two wells in the Statoil-operated PL532 licence. Statoil has a 50% interest in this licence, and Petoro 20%. The 7220/7-1 (Havis) well tested an analogue Jurassic/ LateTriassic structure at approximately 1740 metres depth, located 7 km to the south-west of Skrugard. This well resulted in a major oil and gas discovery with estimated recoverable reserves of 235 MBOE and 5.4 Bcm gas. The 7220/5-1 well appraised the Skrugard structure, discovered in 2011 by the 7220/8-1 well at approximately 1250 metres depth. The well proved the continuity of the Jurassic/Late Triassic reservoir across the entire structure, and confirmed a major oil and gas discovery with estimated recoverable reserves of MBOE and 5.4 Bcm gas. Eni Norge was operator with a 40% share in the drilling of the 7220/10-1 well (Salina) in licence PL 533. Lundin, RWE and Det norske are partners in this licence, each with a 20% interest. A gas/condensate discovery was made in a Cretaceous/Upper Jurassic structure at approximately 1740 metres depth. Evaluation of the reserves is currently in progress, but preliminary estimates indicate that Salina contains between 5 and 7 Bcm rich gas in place. A pilot hole (7016/2-U-1) was drilled on the Bønna prospect in licence PL529, where Eni Norge is operator with a 30% share. Partners in the licence are Repsol (10%), and Dong, OMV and Wintershall with 20% each. The pilot hole encountered no shallow gas or water hazards are present in the surface structure, and enabled us to obtain useful information as a basis for better planning of the 7016/2-1 exploration well which will be drilled in Discoveries made in 2012 have promoted interest in the remaining exploration potential of the western Barents Sea, and a significant amount of seismic data were acquired or purchased, together with the results of geochemical sea bottom sampling surveys, as preparation for future exploration campaigns and licensing rounds. Eni Norge has also been involved in new venture activity linked to both 22nd Concession Round (new exploration areas) and the APA2012 (Predefined open acreage). In the APA 2012 round Eni Norge in January 2013 was offered participating interests in three licences, two in the Barents Sea and one in the Norwegian Sea. The Barents Sea licences are PL697, where Eni Norge is operator with a 65% interest with Statoil as partner (35%), and PL696, where Statoil is operator with a 50% share together with Eni Norge (30%) and Petoro (20%). In the Norwegian Sea, Eni Norge was offered a 7.9% share in PL091D, where Statoil is operator with 59.1%, and the other partner is ExxonMobil (33%). This licence is regarded as protection acreage for the Trestakk discovery in PL091. Several studies and seismic interpretation projects have been continued in the Norwegian and North Seas in preparation for drilling campaigns in Portfolio rationalisations were implemented in order to reduce area fees, and this led to the partial relinquishment of licence PL293 and the full relinquishment of PL264. Eni personnel attended several data rooms offered by companies willing to rationalise or sell interests in their licences, and the company exhibited a willingness to take advantage of possible farm-in opportunities. Field development The Ekofisk South and Eldfisk II projects passed the Gate 3 stage in February The PDO was submitted in summer

7 Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011 Annual Report / Company Activities Eldfisk II består av en kombinert plattform, med boligkvarter for 160 personer, 40 brønnslotter og et prosessanlegg for å skille gass, olje og vann. Anlegget inkluderer vannrensing og utslipp av produsert vann til sjø. Videre er det et gasskompresjonsanlegg for re-injeksjon av gass til bruk ved en eventuell nedstengning av 2/4J. Ved normal operasjon blir olje og gass skilt, sendt i to rørledninger til Ekofisk, der våtgassen går til behandling på 2/4J og oljen går direkte til eksportpumpen på 2/4J. Prosjektet er i henhold til plan og kost. Et nytt 560-sengs boligkvarter, Ekofisk 2/4L, er under bygging ved SMOE-verftet i Singapore og skal være på plass i Det ble også besluttet å sette i gang en FEED-studie for mulig installasjon av ny brønnhodeplattform på Tor-feltet. Flere plattformer er blitt fjernet i løpet av 2012 som del av Ekofisk Decommissioning Project. Prosjektet følger plan og er under budsjett. Tyrihans har siden oppstarten opprettholdt et stabilt produksjonsnivå. Prosjektet er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget. Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen før videre transport med skytteltanker til markedet. Den rike gassen blir eksportert via Kristinplattformen og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. De viktigste aktivitetene gjennom 2012 har omfattet boring og komplettering av produksjonsbrønner. Endelig testing og igangsetting av sjøvannsinjeksjonssystemet undervann vil skje når vanninjeksjonsbrønnen er re-komplettert, en aktivitet planlagt for Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av Tyrihans PUD. Ytterligere investeringer i modifikasjoner på Kristinplattformen vil være nødvendig. Oppstart er planlagt til første kvartal Haltenbanken West Unit / Kristin-prosjektet med ombygging av Kristin-plattformen for å imøtekomme lavtrykksproduksjon fortsatte i Dette prosjektet utgjorde en del av forutsetningene for godkjenning av feltets opprinnelige plan for utbygging og drift (PUD). I hovedsak involverer prosjektet installasjon av en stor modul utstyrt med en ny kompressor og hjelpeutstyr som vil garantere plattformens eksportkapasitet etter konverteringen til lavtrykksproduksjon. Det er i løpet av 2012 blitt gjennomført studier knyttet til en mulig fremtidig tilknytning til Kristin-plattformen av nærliggende prospekter og funn. Kommersielle forhandlinger er også iverksatt for en mulig grentilknytning til ny gassinfrastruktur som planlegges i området. Ekofisk South comprises a production platform, the Ekofisk Zulu, operating 36 wells including 35 producers and a cuttings injection well. The subsea installation Victor Bravo (VB), with eight water injectors, will provide waterdrive supporting the producers at Ekofisk Zulu. All installations are currently under construction, and the process is proceeding according to plan and within budget. Eldfisk II comprises an integrated platform, Eldfisk South, with living quarters for 160 persons, 40 well slots, and a processing facility designed to separate gas, oil and water. The facility will also carry out water decontamination and the discharge of produced water into the sea. There is also a gas compression plant to facilitate gas re-injection in the event of 2/4J being shut down. During normal operations the oil and gas are separated and transported in two pipelines to Ekofisk, from where the wet gas is sent to 2/4J for processing, and the oil directly to the 2/4J export pump. The project is proceeding according to plan and within budget. A new, 560-bed accommodation module, Ekofisk 2/4 L, is currently being built at the SMOE yard in Singapore and will be on location in It was also decided to implement a FEED study to assess the possible installation of a wellhead platform for the Tor field. Several platforms were removed during 2012 as part of the Ekofisk Decommissioning Project, which is proceeding according to plan and well within budget. Since coming on stream, Tyrihans has maintained stable levels of production. This is a subsea development tied-back to the Kristin facility. Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tanker to the market. The rich gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard Transport system to the processing terminal at Kårstø. Main activities during 2012 have included the drilling and completion of production wells. Final testing and initial operation of the subsea seawater injection system will take place on re-completion of the water injection well scheduled for Future low pressure production was among the preconditions for approval of the Tyrihans PDO. This will involve further investment in modifications to the Kristin platform, and start-up is planned for the first quarter of The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving modification of the Kristin platform to accommodate low-pressure production continued during This project constituted part of the 8

8 Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største prosjektet er et undervannskompresjons-prosjekt som er en førstegangsutvikling av en undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til Åsgard. Hensikten er å overvinne problemer i rørledningene ved lave strømningsrater når produksjon og reservoartrykk reduseres over tid på de to feltene. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO 2 -gass fra Mikkelog Midgard-feltene viktig for blanding med andre høyere CO 2 -gassstrømmer i Haltenbanken-området for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO 2. Prosjektet er i gjennomføringsfasen, med planlagt oppstart i løpet av Det andre Åsgard-prosjektet er knyttet til installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette prosjektet for økt utvinning vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektsanksjonering er planlagt tidlig Morvin-feltet kom i produksjon i 2010, og all boreaktivitet ble ferdigstilt året etter. Produksjonsnivået har vært i henhold til plan. Morvin havbunnsanlegg er knyttet opp til Åsgard B-plattformen. Brønnstrømmen blir prosessert på Åsgard B-plattformen og overført til lagringsanlegget på Åsgard C før videre transport med skytteltanker til markedet. Våtgass blir eksportert via Åsgard B og Åsgard Transport til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. En rekke studier har blitt gjennomført for mulig utbygging av Trestakkfeltet, inkludert evaluering av «tie-back»-alternativet til Åsgard A, samt studier knyttet til en felles utbygging med det nylig oppdagede Maria-feltet. Studier og kommersielle vurderinger vil fortsette i 2013 med et mulig konseptvalg i løpet av høsten. Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige om å revurdere prosjektet. Skuld-prosjektet er godt i gang. Dette er et «fast track»-prosjekt beliggende nord for Norne og er en undervannstilknytning til Norne FPSO. Det planlegges ni brønner, og oljeproduksjon er planlagt å starte første kvartal I Barentshavet planlegges en ny oljefeltutbygging, Skrugard/Havis. Prosjektet er foreløpig i konseptstudie-fasen. Tre utbyggingsløsninger er under evaluering, skipsformet FPSO, sirkelformet FPSO og halvt nedsenkbar plattform med ilandføring av olje til terminal. (Konseptvalg med ilandføring ble tatt i februar 2013). Det fremtidige Alke-gassfeltet i Barentshavet er under vurdering. Undervannstilknytning til Goliat er den foreløpig konseptløsningen. Første beslutningspunkt (DG1) er planlagt i løpet av våren Produksjon Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass fra felt hvor selskapet ikke er operatør, var i ,2 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) et godt resultat og i tråd med forventningene. Olje, kondensat og NGL bidro med 58 % av total produksjon. Eni Norges første egenopererte felt, Marulk, kom i produksjon i april og bidro med 0,85 MFOE i Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet (19,8 MFOE sammenlignet med 19,1 MFOE i 2011), og Ekofisk-området (10,1 MFOE sammenlignet med 11,5 MFOE i 2011). Den totale produksjonen fra Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norne var på 10,3 MFOE (sammenlignet med 12,8 MFOE i 2011). Morvin-feltet har fortsatt å gi betydelige bidrag, totalt 5,1 MFOE i I løpet av 2012 var det flere perioder med redusert produksjon. Noe var planlagt, slik som vedlikehold av kompressor på Kristin-plattformen og oppgradering av aminanlegget på Åsgard B. I periodene med planlagte og ikke planlagte aktiviteter var produksjonen redusert. Arbeidet ble imidlertid utført som planlagt og produksjonstapet minimalisert. preconditions for approval of the field s original Plan for Development and Operation (PDO). Principally, the project involves the installation of a large module equipped with a new compressor and auxiliary equipment which will guarantee the platform s export capacity following the switch over to low-pressure production. Studies have been undertaken during 2012 related to a possible future tie-back to the Kristin platform of adjacent prospects and discoveries. Commercial negotiations have also been initiated for a possible branch connection to the new gas infrastructure being planned in the area. There are two current development projects on the Åsgard field. The largest of these is the Åsgard subsea compression project which is the first of its kind, involving the use of a subsea compressor to boost production from the Midgard and Mikkel fields and transport to Åsgard. The purpose is to overcome minimum flow problems generated in the flowlines due to natural declines in production and reservoir pressure on the two fields. In addition to improved recovery, it is important to blend the low CO 2 gas from the Mikkel and Midgard fields with other higher CO 2 gases from the Haltenbanken area in order to meet overall sales gas CO 2 specifications. The project is in the execution phase with planned start-up during The smaller Åsgard project involves the installation of a new two-well template on the Smørbukk South field. This improved recovery project will be tied-back to the Åsgard A platform. Project sanction is planned for early The Morvin field came on stream in 2010 and all drilling activity was completed the following year. Morvin has since maintained its expected production levels. The Morvin subsea development is tied-back to the Åsgard B platform. The wellstream is processed at the Åsgard B platform and transferred to the storage facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tankers to the market. Wet gas is exported via Åsgard B and the Åsgard Transport system to the processing terminal at Kårstø. A number of studies have been undertaken in connection with development of the Trestakk field. These have involved both a re-evaluation of the tie-back option to Åsgard A, as well as studies looking into a possible joint development with the recently discovered Maria field. Studies and commercial evaluations will continue into 2013 with possible concept selection in the autumn. The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints in the downstream transportation system. The licensees have agreed to reconsider the project. The Skuld project is well underway. This is a fast-track project located north of Norne, involving a subsea tie-back to the Norne FPSO. Nine wells are planned, and oil production is scheduled to start in the first quarter of Skrugard/Havis is a new Barents Sea oil field development project currently in its planning stages (concept selection phase). The three concepts under evaluation are; an FPSO vessel, a circular FPSO, or a semi connected to an onshore oil terminal. (A decision on the oil to shore concept was made in February 2013). The future development of the Alke gas field in the Barents Sea is currently being assessed using subsea tie-back to the Goliat field as the current base case. The first decision (DG1) is planned for spring Production Eni Norge s equity production of oil, NGL and gas in 2012 was 46.2 million barrels of oil equivalents (MBOE). This was an excellent achievement and in line with expectations. Oil, condensate and NGL accounted for 58% of total production. Marulk, Eni Norge s first own-operated field, came on stream in April, and in 2012 delivered 0.85 MBOE. The greatest contributors were the Åsgard Unit (19.8 MBOE, compared with 19.1 MBOE in 2011), and the Ekofisk area fields (10.1 MBOE 9

9 Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011 Annual Report / Company Activities I mars forårsaket en vanninjeksjonssvivel på Norne FPSO endring i produksjon fra alle berørte felt. På slutten av 2012 ble trykkstøtten i reservoaret ved vanninjeksjon igjen opprettholdt. I oktober oppstod vibrasjonsproblemer i gasseksportledningen fra Norne FPSO, noe som førte til at produksjonen fra Marulk ble nedstengt. Det arbeides kontinuerlig med ulike kortsiktige tiltak for raskt å gjenopprette produksjon. Dette har imidlertid så langt ikke hatt den ønskede virkning. En permanent løsning med installasjon av nytt stigerør vil være på plass i løpet av høsten Avleiringsbehandling har blitt utført på flere Morvin-brønner etter en periode med nedstenging i løpet av sommeren. Avleiring er en utfordring på dette feltet, og det ble nødvendig å utføre lett brønnintervensjon (LWI) for å løse opp og forhindre avleiring. Et omfattende stigerørs-inspeksjonsprogram har blitt utført på Åsgard for å verifisere utstyret. Dette ble gjennomført uten produksjonstap. I løpet av vintermånedene, særlig januar, ble produksjonen i Ekofiskområdet spesielt påvirket av ekstreme værforhold. Streik i løpet av sommermånedene og også noen begrensninger på gasseksporten påvirket produksjon fra Haltenbankområdet. Reserver Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2012 på 13 MFOE, hovedsakelig fra følgende felt: Morvin, Åsgard-gruppen, Fossekall og Tyrihans. Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 438,2 MFOE som er en 6,5 % nedgang fra fjoråret og en reserveerstatning for 2012 på 28 %. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 398 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 192 MFOE. Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt produksjonsstart er 2. halvdel av Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisens PL 229/PL 229B der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %. Goliat er lokalisert i PL 229 og PL 229B som omfatter flere blokker innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL 229 ble tildelt i «Barentshavsrunden» i Runden ble igangsatt av myndighetene for å få en økt interesse for Barentshavet som olje- og gassregion. PL 229B ble tildelt i En mindre del av Goliat er kartlagt til å ligge i PL 229B. Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn 7122/7-1 i Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat i perioden Det har blitt funnet olje og gass i flere strukturer/ segmenter på flere nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm 3 olje. Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte, men planlegges eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for oppstart av gass-salg er blant annet avhengig av produksjonsforløpet på feltet og etablering av mulige eksportløsninger. Eni Norge har forskjellige pågående studier for å utrede mulige gasseksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm 3. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer compared with 11.5 MBOE in 2011). The total contribution from Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was 10.3 MBOE (compared with 12.8 MBOE in 2011). The Morvin field continued to make a considerable contribution with 5.07 MBOE in There were several periods of production curtailment during Some were planned, such as compressor maintenance on the Kristin platform and the amine facilities upgrade on Åsgard B. Production was reduced during both planned and unplanned activities. However, work was carried out according to plan and production losses minimised. In March a problem in the water injection swivel on the Norne FPSO impacted on production from associated fields throughout the year. At year-end pressure support in the reservoir from water injection was fully restored. In October vibration problems in the gas export riser on the Norne FPSO resulted in total shutdown of the Marulk field. Short term measures to resume production have been evaluated, but without the expected results. It appears that replacement of the gas export riser is the only permanent solution, and this can be carried out in autumn Scale treatment has been carried out in some Morvin wells after a period of shut-in during the summer. Scale formation presents a challenge on this field and it was necessary to implement an LWI in order to dissolve scale and inhibit its formation. An extensive riser inspection was carried out at Åsgard in order to assess equipment integrity. This was carried out without loss of production. During the winter months, especially in January, production was significantly affected by extreme weather conditions in the Ekofisk Area. An industrial dispute during the summer, combined with restrictions in production due to gas export limitations, also affected production from the Haltenbanken area. Reserves In 2012, Eni Norge recorded additions to its proven reserves of 13 MBOE. These were derived mainly from the Morvin, Asgard group, Fossekall and Tyrihans fields. At year-end, Eni Norge s total proven reserves corresponded to MBOE, representing a decrease of 6.5 per cent on the previous year, with a 2012 Reserves Replacement Ratio of 28%. The estimated probable reserves figures correspond to a total of 398 MBOE, with volumes in the possible and contingent reserves categories amounting to 192 MBOE. The Goliat development project Goliat will be the first oil field to come on stream in the Barents Sea. Production start-up is planned for the second half of The Goliat development will take place in production licences PL229/PL229B, where Eni Norge is operator with a 65% interest. Statoil is the other partner with a 35% interest. Goliat is located in licences PL229 and PL229B covering several blocks (7122/7, 7122/8 and parts of 7122/9, 7122/10 and 7123/7) within the Finnmark West area of the southern Barents Sea. PL229 was awarded during the Barents Sea Round in 1997 and PL229B in A small portion of the Goliat field is identified in PL229B. Oil was encountered in the Realgrunnen exploration well (7122/7-1) in During the period the licence drilled a total of five wells on the Goliat field, including one sidetrack. Oil and gas have been found in several structural compartments/segments, and at several stratigraphic levels. The recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm 3. There are plans to re-inject the gas to provide pressure drive during the 10

10 Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities med 22 brønner hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner), ni brukes til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon. For å oppnå målene om utslippsreduksjon vil prosjektet bruke kraftforsyning fra land via en undervanns-strømkabel, kombinert med energi generert om bord på installasjonen. Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet, underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjonsanleggene planlegges utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles. De største EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse. De største og mest betydningsfulle kontraktene er: EPC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg - Aker Subsea høsten 2009 EPC-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon Technip Norge høsten 2009 EPC-kontrakt for bygging av FPSO-enheten tildelt i februar 2010 Hyundai Heavy Industries (Sør-Korea) EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land ABB AB (Sverige) sommeren 2010 EPC-kontrakt for bygging av landbasert strømforsyningsanlegg for Goliat-feltet - Siemens AS høsten 2010 EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankringsutstyr - Aker Pusnes sommeren EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje APL/NOV Norge sommeren 2010 EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene Vicinay Cadenas (Spania) EPC-kontrakt for fabrikasjon av polyester forankringsliner Lankhorst Ropes sommeren 2011 EPC-kontrakt for marine operasjoner og installasjon av FPSO DOF sommeren 2011 Leiekontrakt for to nye skytteltankere - Knutsen Shuttle Tankers sommeren 2011 Norsk andel av Goliat-utbyggingen anslås å bli ca. 60 %. early production phase, and to export it at a later date. The timing of commencement of gas sales is dependent on the resolution of export options, and Eni Norge is currently conducting a number of studies to investigate these. The recoverable gas reserves are estimated to be approximately 8 billion Sm 3. In December 2007 the licence approved a development concept based on a floating production, storage and offloading facility (FPSO) tied to subsea wells. The PDO was submitted to the Norwegian government in February 2009 and approved by the Storting (Parliament) in June The selected FPSO concept consists of a circular hull containing processing plants, oil storage facilities and living quarters. Produced water will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored on the FPSO prior to onward transport to the market by shuttle tankers. The reservoir drainage strategy includes water and gas injection, using a total of 8 templates with 22 wells, 11 of which are producers (including three multilateral wells). Nine wells will be used for water injection and two for gas injection. In the light of emissions reduction targets, the project will employ a combination of electrical power from land transmitted via a subsea cable, and energy generated on board the installation. Due to its location in the Barents Sea, the Goliat development project is subject to stringent HSE requirements in terms of emissions to the atmosphere and discharges to the sea. Furthermore, production facilities are designed both to ensure a good working environment and to comply with all relevant rules and regulations. The major EPC contracts have been awarded and are now being implemented. The most important of these are as follows; EPC contract for the subsea production systems, awarded to Aker Subsea (autumn 2009). EPC contract for the flow lines, risers and subsea installation, awarded to Technip Norge (autumn 2009). EPC contract for the FPSO unit, awarded in February 2010 to Hyundai Heavy Industries (South Korea). EPC contract for the subsea cable, awarded in the summer of 2010 to ABB AB (Sweden). 11

11 Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011 Annual Report / Company Activities Fabrikasjon av utstyr for Goliat pågår hos de aller fleste EPCleverandørene, og de viktigste hendelsene for 2012 kan oppsummeres som: Installering av manifolder i havbunnsrammene Installasjon av strømningsrør og kontrollkabler Nedgraving av og steinbeskyttelse på strømningsrør og kontrollkabler Leveranse av 10 havbunns produksjonsventiltre Sammenstilling av FPSO-skrog ble nesten ferdig i 2012 og installasjon av prosessanleggsmoduler påbegynt Oppkobling av transformatorstasjon ved Hyggevatn utenfor Hammerfest til lokalt 132 kv nett Stand-by-fartøyet Esvagt Aurora ble ferdigstilt og overlevert De viktigste aktivitetene for 2013 vil bli: Installasjon av fleksible ekspansjonslengder mellom rørledninger og stigerørsfundamenter på sjøbunnen Forhåndsinstallasjon av fleksible stigerør Forhåndsinstallasjon av sugeankere og tilhørende kjettingsegmenter for forankringsliner for FPSO en Leveranse av polyestersegmenter for forankringsliner for FPSO en Leveranse og installasjon av høyspenningskabel for kraftforsyning til FPSO en Ferdigstillelse av utrustning av transformatorstasjon på Hyggevatn Ferdigstilling av FPSO inklusiv uttesting ved verft Leveranse av to nybygde skytteltankere som skal frakte Enis del av oljeproduksjonen fra Goliat Konstruksjonen av Goliat FPSO har ikke hatt fremdrift som forventet ved kontraktsinngåelse, og det ble nødvendig å utsette offshore installasjon og oppstart av oljeproduksjon til 2. halvdel av Flere viktige driftskontrakter ble tildelt i 2012: Drift og vedlikehold (O&M) Apply Sørco Vedlikehold og modifikasjon (M&M) Apply Sørco Isolasjon, stillas og overflate (ISO) - Norisol Saipem startet boring på Goliat fjerde kvartal 2012 med den nybygde riggen «Scarabeo 8». Saipem vil fortsette boring av Goliat-brønner til første kvartal Marulk Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507 i den sørlige delen av Nordland II omlag 30 km sydvest for Norne FPSO og 15 km vest for Alve. Marulk er en typisk undervanns satellittutbygging med produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner samt tilkobling for prosessering på Norne FPSO. Produksjon vil gå over 10 år med antatt avslutning ved utgangen av Første brønn på Marulk-feltet ble satt i produksjon 2. april 2012 i henhold til plan. På grunn av tekniske problemer og dårlig vær under riggoperasjonene på brønn to, ble det bestemt å foreløpig stanse videre arbeid og utsette ferdigstillelse av brønnen til høsten 2012 med bruk av ny rigg. Brønn to på Marulk ble ferdig komplettert 23. november godt i forkant av planlagt ferdigstillelse. Med dette er selve utbyggingsprosjektet Marulk så godt som avsluttet og kun enkeltstående demobiliseringsaktiviteter og endelige kommersielle sluttoppgjør gjenstår. I begynnelsen av oktober 2012 ble det registrert betydelige vibrasjoner i gasseksport-stigerør på Norne FPSO, noe som har medvirket til full stans i produksjon fra Marulk-feltet. Problemet var ved årsslutt ikke løst, men det arbeides kontinuerlig med å komme frem til både kortsiktige og permanente langsiktige løsninger for å få igangsatt produksjonen så raskt som mulig. Disse vil imidlertid ikke kunne realiseres før et godt stykke inn i EPC contract for the construction of an onshore transformer station together with grid upgrades, awarded to Siemens (autumn 2010). EPC contract for the anchor winches and mooring equipment, awarded to Aker Pusnes (summer 2010). EPC contract for the oil offloading system, awarded to APL Norway (summer 2010) EPC contract for the fabrication of the mooring chains, awarded in the late summer of 2010 to Vicinay Cadenas (Spain). EPC contract for the fabrication of polyester mooring line segments, awarded to Lankhorst Ropes (summer 2011). EPC contract for marine operations and installation of the FPSO, awarded to DOF (summer 2011). Time charter party for two new shuttle tankers, awarded to Knutsen Shuttle Tankers (summer 2011). The overall contract volume awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is expected to be approximately 60%. The fabrication of equipment linked to the Goliat project is currently being carried out by the majority of the aforementioned EPC Contractors. Key milestones completed in 2012 can be summarised as follows: Installation of manifolds on the subsea templates Installation of subsea flow lines and umbilicals Trenching and rock dumping for the subsea flow-lines and umbilicals. Delivery of 10 subsea production trees Assembly of the FPSO hull was almost completed and the installation of topside modules had commenced Connection of the Hyggevatn transformer substation outside Hammerfest to the local 132kV grid system Delivery of the new build stand-by vessel Esvagt Aurora Key activities scheduled for 2013 are as follows: Installation of flexible expansion loops between the subsea flow-lines and riser bases Pre-installation of flexible risers Pre-installation of FPSO suction anchors and corresponding bottom chain segments Delivery of the FPSO polyester mooring line segments Delivery and installation of the high voltage subsea cable which will provide power to the FPSO. Finalisation of outfitting of the Hyggevatn transformer substation. Finalisation of construction and onshore commissioning of the FPSO Delivery of two shuttle tankers purpose-built for transportation of Eni s share of Goliat oil production. Construction of the Goliat FPSO has not progressed as expected at contract award, and it has been necessary to delay offshore installation and start-up of the oil production until the second half of Several important contracts for the operation and maintenance of the Goliat field were awarded in 2012; Operation and Maintenance (O&M) support services Apply Sørco Maintenance and Modification services (M&M) Apply Sørco Insulation, Scaffolding and Surface Protection (ISO) Services Norisol In the fourth quarter of 2012, Saipem commenced drilling using the new build Scarabeo 8 rig. The drilling of production wells on Goliat will continue until the first quarter of Marulk The Marulk field is located in PL122 in the southern part of the Nordland II area, approximately 30 km southwest of the Norne FPSO and 15 km west of the Alve field. It is a typical subsea satellite development with production from a single template utilising two producers and tie-back to facilitate processing on the Norne FPSO. The production lifetime is 10 years, ending in The first well on the Marulk field came on stream as planned on 2 April

12 Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities En serviceavtale er etablert med FMC Kongsberg Subsea for å ivareta rene serviceoppdrag på undervannsanlegget i tiårsperioden frem til Med Statoil Harstad er det inngått en driftsstøtte-avtale for rene driftsaktiviteter på Marulk som det er naturlig at Statoil ivaretar som operatør av vertsinnretningen Norne FPSO. Produksjonen på Marulk begrenses av tilgjengelig gassprosesseringskapasitet på Norne FPSO. En eventuell forlengelse av Norne FPSO sin levetid utover 2021 vil derfor ha betydelige positive konsekvenser for Marulk både når det gjelder utvinningsgrad fra feltet og prosjektets økonomi. Marulk har knyttet seg til beredskapen for Norne og til den regionale beredskapsordningen på Halten Nordland. Due to a variety of rough weather conditions and technical and operational problems while drilling the second well, a decision was made to stop further work and suspend drilling and completion of this well until autumn 2012 so that a replacement rig could be found. The second well on Marulk was completed on 23 November, considerably earlier than planned. With the completion and the following commissioning of the second Marulk well, development activities have come to an end. Remaining work will be linked to the demobilisation of tools, equipment and personnel, followed by commercial close-out. In early October 2012 serious vibrations were discovered in the Norne FPSO gas export riser. This resulted in the complete shutdown of production from the Marulk field. The problem remained unresolved at year-end, but both short-term and permanent solutions are being considered in order to restore production as soon as possible. However, no solution can be implemented until an indeterminate date in A service agreement has been established with FMC Kongsberg Subsea for the implementation of routine service tasks on the subsea production system during the ten-year period leading up to An operations support agreement has been established with Statoil Harstad for those Marulk activities which it is natural and expedient for Statoil to carry out on Eni s behalf, since Statoil is operator of the host facility (Norne FPSO). Production from Marulk is constrained by available gas processing capacity on the Norne FPSO. A possible extension of the lifetime of the Norne FPSO beyond 2021 will benefit the field s recovery factor and commerciality. Eni s Marulk organisation has affiliated itself to both the Norne and Halten Nordland emergency response arrangements. 13

13 Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR Annual Report / Organisation and Human Resources Organisasjon og HR Organisation and Human Resources Eni Norge hadde ved utgangen av året 328 ansatte, hvorav fem er stasjonert i andre selskaper i Eni-gruppen og 23 er ansatt ved kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse har økt i prosjekter som Goliat og Marulk og utgjør i dag 293 personer. Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk for å beholde den viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar. I 2012 benyttet én person seg av tilbudet. Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende prosjekter. Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre er uendret. Av selskapets åtte styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke iverksatt likestillingstiltak, eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i Opplæring & Utvikling I 2012 har vi prioritert å videreføre og oppdatere eksisterende programmer innenfor opplæring og utvikling av ansatte, styringssystemet vårt ENIMS og interne prosesser samt HMSK- og beredskapstrening. Eni Norge har i siste kvartal 2012 startet oppgradering av de ansattes programvare og pc. Alle ansatte ved kontorene våre i Stavanger, Hammerfest og Ulsan får tre timers opplæring. Arbeidet fortsetter ut februar Arbeid knyttet til kompetansekartlegging og -styring iht. interne og eksterne krav er igangsatt. Det er sendt ut og mottatt anbud fra flere aktuelle leverandører mht. kompetansestyringssystem. At the end of the year Eni Norge AS had 328 employees, of whom 23 are employed in the regional office in Hammerfest, and five seconded to other companies within the Eni Group. The number of contracted specialists currently working on projects such as Goliat and Marulk has increased to 293. Eni Norge has adopted a set of Seniors Policy guidelines which enables the company to retain the important skills and expertise which senior employees possess. In 2012, one person has benefited from the company s Seniors Policy. The company has consolidated staffing levels and expertise to meet the challenges and requirements which are a natural consequence of the aforementioned, demanding projects. The ratio of women to men among locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of the company s eight Board members are women. No specific measures to promote equal opportunity have been taken, nor are any planned for Training and personal development In 2012 we have focused on advancing and revising our existing employee training and personal development programmes, as well as our governance system ENIMS, in-house procedures, and HSEQ and contingency training. During Q Eni Norge began an upgrade of our employees PCs and software. All employees at our offices in Stavanger, Hammerfest and Ulsan receive three hours training. Work is continuing until the end of February Work linked to skills and expertise assessment and development in relation to the company s in-house and external requirements has been 14

14 Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR Annual Report / Organisation and Human Resources Et annet prioritert område er obligatoriske orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte og konsulenter, samt videreutvikling av teknisk kjernekompetanse. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet blant annet gjennom Eni Corporate University. Alle mottar «Code of Ethics» og «ENIMS» via e-learning når de starter i Eni Norge. Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet i Barentshavet og etablering i Hammerfest opprettholder selskapet kontakt og dialog med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra til og understøtte kompetanseheving. Eni Norge vil fortsette å bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen for å: øke interesse og kunnskap om de naturvitenskapelige fagene øke kvantitet og kvalitet på ferdige kandidater fra videregående/ høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevant for rekruttering til petroleumsindustrien støtte og tilrettelegge i forbindelse med læreplasser innen ulike fagdisipliner Det er allerede inngått partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for høyere utdanning og forskning, og det er gitt finansiell støtte til konkrete prosjekter. Eni Norge har som mål å fortsette dette arbeidet i året som kommer. Kontorlokaler Selskapet leier kontorlokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. Erfaringer bekrefter at ansatte er fornøyd med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og er tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven). Goliat-prosjektet er lokalisert i leide lokaler i Koppholen 20. I tillegg er avdelingen for «District Operations» flyttet til leide kontorlokaler i Vestre Svanholmen 4, begge på Forus i Sandnes kommune. Dette er i samsvar med selskapets ønske om å legge til rette for et best mulig arbeidsmiljø, en grei, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen, samt gi plass til enkelte avdelinger og enheter som har hatt en større vekst enn andre. I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest. I tillegg til å være et representasjonskontor med møteromsfasiliteter er arealet gjennom året blitt møblert for opptil 57 arbeidsplasser. Selskapet signerte en leieavtale for nytt kontorbygg i Strandparken i Hammerfest. Bygget som reises på Findustomten sentralt i byen, er på 5000 m 2 fordelt på 5 etasjer over kjelleretasjen og skal ferdigstilles innen juni Sykefravær For 2012 var sykefraværet 1,4 prosent, mot 1,6 prosent i commenced. Several suppliers have submitted bids in connection with the skills development system. Other areas of focus are the mandatory induction and training programmes prepared for new employees and consultants, and the advancement of our technical core expertise. Emphasis is placed on active knowledge management within the Eni Group, including utilisation of the Eni Corporate University. On starting at Eni Norge, all employees receive a copy of our Code of Ethics and ENIMS via our e-learning system. As a result of Eni Norge s Goliat field development project in the Barents Sea, and the establishment of its office in Hammerfest, the company is maintaining contact and dialogue with educational and knowledgebased institutions in northern Norway, in order to contribute and provide support towards the advancement of skills and expertise in the region. Eni Norge will continue to support initiatives at all levels of the school system in order to: increase interest in, and knowledge of, the natural sciences increase the numbers and quality of upper secondary, college and university graduates in Finnmark, in subjects relevant to recruitment to the oil and gas industry support and facilitate the provision of educational opportunities within a variety of disciplines Eni Norge has already entered into joint partnership agreements with upper secondary schools, higher education institutions and research centres, and financial support has been provided for specific projects. Eni Norge s objective is to continue this work in the year ahead. Office premises The company is located in leased office premises at Vestre Svanholmen 12 in Forus in Sandnes municipality. Surveys confirm that employees are satisfied with their physical working environment. The office complex is designed to facilitate universal access, and is adapted for disabled persons in compliance with the Norwegian Act Anti-Discrimination and Access Act. The Goliat project organisation is located in premises at Koppholen 20 in Forus. In August, District Operations moved into the premises at Vestre Svanholmen 4. This move was in line with the company s wish to facilitate easy and rational technical communication within the organisation, and to provide the necessary space for those departments and groups which have undergone greater expansion than others. In 2008 the company moved into leased office premises in Hammerfest which function as a representative office with conference facilities, and can accommodate up to 57 employees. The company entered into a lease agreement for a new office building currently under construction at Strandparken in Hammerfest. This urban facility covers 5000m2 and consists of five floors and a basement, located on the Findus seafront site in the centre of the town. It will be completed by June Sickness absence Sickness absence in 2012 was recorded as 1.4% and 1.6% in

15 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Health, Safety, Environment and Quality 16

16 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade personer eller miljø. Avfall og utslipp til sjø og luft skal reduseres så mye som mulig, og det skal etableres en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2012 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med selskapets petroleumsvirksomhet. Selskapet har i 2012 fortsatt med oppbygging av oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det er lagt stor vekt på å styrke den kystnære oljevernberedskapen, og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene er et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell er anskaffet og lagret på Polarbase i Hammerfest. Materiellet vil bli plassert på nye depoter i Hasvik og Måsøy kommuner når disse er etablert. Oljevernberedskapen ble verifisert og operasjonalisert før oppstart av boring av avgrensningsbrønn 7122/7-6 på Goliat-feltet i november Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål for selskapet og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med standarden ISO Helse og arbeidsmiljø I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA), og målet for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med de relevante myndighetene. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte, stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og forståelse. Alle ansatte er invitert og oppfordret til å bidra til forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø, og å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem. Avfallshåndtering (Kontorer) Eni Norge har i 2012 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Eni Norge har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer i Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4. Eni Norge vil i 2013 flytte inn i nytt kontorbygg i Hammerfest. Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12 Energi (kwh) Fjernkjøling Fjernvarme El Sum Avfall (tonn) Løst restavfall 0,128 Papir 23,040 18,720 Restavfall 40,386 29,097 Matavfall 6,875 2,420 Sum 70,429 50,237 Sorteringsgrad 42,84 % 42,08 % 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. Waste, discharges to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible and a robust and efficient contingency system to combat oil-spills shall be set up, suitably adapted to the local conditions. In 2012, no serious injuries to personnel or damage to the environment or material assets were reported in connection with the Company s petroleum-related activities. In 2012 the Company continued to establish its oil spill contingency apparatus linked to its petroleum-related activities in and around the Barents Sea. Major focus was directed towards consolidating our coastal oil spill contingency strategy, and new contingency concepts have been developed for application in coastal areas and along shorelines. The use of fishing vessels with specially adapted oil spill protection equipment and manned by crews with an intimate knowledge of the waters in question, is a key component of this strategy. The dedicated oil spill protection equipment now acquired is stored at Polarbase in Hammerfest. In the future, it will be stored in new depots in Hasvik and Måsøy municipalities as soon as these have been established. Systems linked to, and the organisation of, the oil spill protection strategy were verified and made operative prior to drilling of the 7122/7-6 appraisal well on the Goliat field in November Promoting a good working environment and HSE culture is one of our major goals, and thus an integral part of the Company s overall management system. Our management system is certified according to the ISO standard. Health and the working environment In addition to the mandatory Working Environment Committee, and the health and safety representative system, the Company offers an occupational health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is an Inclusive Workplace (IW) and the objective of our IW activities has been discussed and agreed on, both in-house and with the relevant authorities. The Company has an active sports and social club which is run by the employees. All employees are now offered organised training as a preventive health measure using our training facilities located in the Company s office building. Specific objectives include general improvement of the working environment, the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing, cultural integration and understanding. All employees are invited and encouraged to make a contribution towards improving safety and their working environment, and towards enhancing the Company s governance system. As a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. To date, a low level of sickness absence has been maintained in line with our objectives. Waste disposal (Offices) In 2012, Eni Norge has employed personnel at four locations in Norway; the company s main office at Vestre Svanholmen 12, temporary offices in Hammerfest, Koppholen and Vestre Svanholmen 4. In 2013 Eni Norge will move into new offices in Hammerfest. Energy consumption and waste disposal from Vestre Svanholmen 12 Energy (kwh) Cooling Heating Electricity Sum Waste (tonnes) Other waste Paper 23, Non-recyclable waste Food waste Sum Per cent recycled % % 17

17 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Den norske kontinentalsokkelen Selskapet boret i løpet av 2012 produksjonsbrønn nr. 2 på Marulk i produksjonslisens PL122. Brønnen ble boret med boreriggen Scarabeo 5 og boreriggen Transocean Spitsbergen. Eni Norge boret også en letebrønn for Statoil (Odden i PL 318). Dette var en «shakedown» brønn for den nye boreriggen Scarabeo 8. Videre boret Eni Norge pilothull til letebrønnen Bønna i Barentshavet (PL 529) med Scarabeo 8, og letebrønnen Salina i Barentshavet (PL 533) med boreriggen Scarabeo 8. Scarabeo 8 ble deretter sendt videre til Goliat-feltet for å bore en avgrensningsbrønn, før den startet på boring av produksjonsbrønnene til Goliat-feltet (PL 229). På Goliat-feltet ble det gjennomført installasjon av manifolder, strømningsrør og kontrollkabler med tilhørende nedgraving og steinbeskyttelse. Andelseier Miljørapportering for felter hvor selskapet er andelseier gjennomføres av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felter og prøveboring. Selskapet har andeler i olje- og gassproduksjonen i Ekofiskområdet, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans og Kristin. Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rørledninger og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige påvirkningen av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer. I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger. HMS-relaterte F&U-prosjekter I 2012 har Eni Norge støttet en rekke forskningsprosjekter, både via direkte finansiering og gjennom konsortier og industriavtaler. Disse aktivitetene har til hensikt å bedre helse- og miljøforholdene og å minimere det miljømessige fotavtrykket av selskapets aktiviteter. De viktigste forskningsområdene har vært følgende: Forbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet og de subarktiske områdene Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold med hovedvekt på Barentshavet Miljømessig risikostyring av lete- og produksjonsaktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene Utfordringer relatert til utslipp av borekaks The Norwegian Continental Shelf In 2012 the company drilled the second production well in the Marulk licence (PL122) using the Scarabeo 5 and Transocean Spitsbergen rigs. Eni Norge also drilled an exploration well for Statoil (Odden in PL 318). This was a shakedown well for the new rig Scarabeo 8. Eni also used the Scarabeo 8 in the Barents Sea to drill a pilot hole for the Bønna exploration well in PL 529, and the Salina exploration well in PL 533. Scarabeo 8 was then moved to Goliat (PL229) to drill an appraisal well prior to starting production drilling on the field. On the Goliat field manifolds were installed on the subsea templates, and subsea flow lines and umbilicals also hooked up. Trenching and rock dumping was carried out to protect the subsea flow lines and umbilicals. Eni Norge as partner Environmental reporting for fields in which the Company is a partner is carried out by the Operator pursuant to the rules governing both producing fields and exploration wells. The Company has interests in oil and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans and Kristin fields. The Company s share of gas transported through shared pipelines, and NGL from Kårstø, is reported by Gassco. The environmental impact of gas transportation consists of emissions to the atmosphere from compressors. Pursuant to prevailing regulations, the Operator is responsible for reporting emissions in connection with the transport of oil through pipelines. HSE-related R&D projects In 2012, Eni Norge supported a range of research projects, both by way of direct financing and through consortiums and industrial agreements. The objective of these activities is to improve health-related and environmental conditions and to minimise the environmental footprint of the Company s activities. The most important research fields have been: The improvement of strategies for oil spill contingency, with special focus on the protection of coastal areas and activities in the Barents Sea and the sub-arctic regions The development of methods and procedures for the management of biological diversity, focusing principally on the Barents Sea Environmental risk management linked to exploration and production operations in the Barents Sea and Arctic regions. Challenges related to drill cuttings discharges. 18

18 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below provides a summary of the Company s drillingrelated emissions since Utslipp / Discharges Enhet / Unit metric Borekaks / Drill cuttings Tonn(es) 0,11 0,48 0,09-0,46 0,37 0,07 Grønne kjemikalier / Green category chemicals Tonn(es) 0,08 0,15 0,05-0,29 0,26 0,11 Gule kjemikalier / Yellow category chemicals kg 1,35 0,02 0, ,8 0,08 Røde kjemikalier / Red category chemicals kg 0, Sorte kjemikalier / Black category chemicals kg 0, Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below shows the Company s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since Utslipp og avfall produsert offshore/ Offshore emissions, discharges and waste generated Antall brønner / Number of wells Oljeutslipp (m 3 ) / Oil discharge (m 3 ) 0, Utslipp av CO 2 (t) / Emissions of CO 2 (t) , ,91 6, , ,00 Utslipp av CO (t) / Emissions of CO (t) 70, , Utslipp av NO X (t) / Emissions of NO X (t) 450,14 161, , Utslipp av VOC (t) / Emissions of VOC (t) 50,291 11, ,9 12,00 15 Borekaks (m 3 ) / Drill cuttings (m 3 ) 513, ,0 349,0 Boreslam (m 3 ) / Drilling mud (m 3 ) , , ,00 Sement (m 3 ) / Cement (m 3 ) 4,12 95, , ,0 Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t) 5 516,3 63, ,1 25,9 6,6 Papir (t) / Paper (t) 11,5 0, ,7 4 2,0 Plast (t) / Plastics (t) 12,1 0, ,4 8,1 1,4 Metall (t) / Metal (t) 33,4 26, , ,5 Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t) 6 858, ,00 443,00 19

19 Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual Report / Financial Aspects Finansielle forhold Financial Aspects 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-Oxley-kravene har Eni Norge etablert et styringssystem for internkontroll som vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk). Det er i tillegg etablert en sentralisert internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som støtter de etiske reglene. Produksjon og salgsinntekter Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2012 var på 46,2 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en reduksjon fra 2011, hvor produksjonen var på 47,8 millioner FOE. Reduksjonen skyldes en kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans og spesifikke hendelser. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2012 ble på NOK millioner, en reduksjon på 1 % sammenlignet med Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2012 var USD 112 pr. fat, ned fra USD 113 pr. fat i Gjennomsnittlig kronekurs var høyere mot USD i 2012 i forhold til Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp fra NOK 482 pr. FOE i 2011 til NOK 490 pr. FOE i Driftskostnader Driftskostnadene for 2012 var på NOK millioner, som er en økning på NOK millioner sammenlignet med Hovedårsakene til økningen er bokført tap ved salg av Gassled, økte kostnader knyttet til vedlikehold, økte letekostnader, reduserte tariffinntekter og økte tariffkostnader på grunn av høyere enhetskostnader. 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. Grunnet selskapets sterke finansielle posisjon, kan lave oljepriser og svingninger i valutakurs tolereres over en lengre periode. Selskapet anser kredittrisikoen for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskaper i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter. Totalrentabiliteten før skatt i 2012 er på 33 prosent mot 47 prosent i Totalrentabilitet etter skatt er på 13 prosent i 2012 mot 15 prosent i Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger. 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 organisation or its business activities (e.g. Goliat and Marulk). Furthermore, a centralised 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 this code. Production, sales, and other revenues Equity production of oil, NGL, and gas for 2012 amounted to 46.2 million barrels of oil equivalents (MBOE). This is compared to total production in 2011 of 47.8 MBOE. The decrease is due to a combination of natural declines, turnarounds, and field-specific events. Revenues from product sales in 2012 were NOK million, a decrease of 1% compared with The average realised oil price decreased from USD 113 per bbl in 2011, to USD 112 per bbl in The average exchange rates for NOK against USD were higher in 2012 than in The average price for all products increased from NOK 482 per BOE in 2011 to NOK 490 per BOE in Operating costs Total operating costs for 2012 were NOK million, which is an increase of NOK million compared with The main reasons for the increase are booked loss related to the sale of Gassled, increased maintenance costs, increased exploration costs, decreased tariff incomes and increased tariff costs related to increased unit cost. Financial position market, credit and liquidity risks As of 31 December 2012, 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. The Company s strong financial position means that it is able to withstand reduced oil prices and fluctuations in exchange rates for an extended period. The Company regards credit risks as low since the majority of sales are to other companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are made under long-term gas sales contracts. The pre-tax rate of return in 2012 is 33 per cent, compared with 47 per cent in The rate of return after tax is 13 per cent in 2012, compared with 15 per cent 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. 20

20 Eni Norge årsrapport / Finansielle forhold Annual Report / Financial Aspects Regnskapet Selskapets årsresultat for 2012 var NOK 547 millioner høyere enn resultatet for selskapet i Ordinært resultat før skattekostnad var NOK millioner sammenlignet med NOK millioner for selskapet i Etter resultatføring av betalbar skatt på NOK millioner og utsatt skattefordel på NOK 54 millioner, fikk selskapet et årsresultat på NOK millioner sammenlignet med NOK 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 regn skapet etter årsslutt og foreslår følgende disposisjon av netto overskudd: (Tusen) Årets overskudd NOK Overføring til annen egenkapital NOK Utdeling av utbytte til aksjonærene NOK Selskapets opptjente egenkapital pr. 31. desember 2012 utgjør NOK millioner etter ordinær utbyttebetaling. Etter aksjelovens bestemmelser kan ytterligere NOK 60 millioner av den opptjente egenkapitalen utbetales. The financial result The Company s net income for 2012 was NOK 547 million higher than for The ordinary pre-tax profit for 2012 was NOK million, compared with NOK million in After NOK million for tax expenditures and NOK 55 million for deferred tax, net income amounted to NOK million, compared with NOK 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: (Thousand) Net income NOK From retained earnings NOK Dividends for distribution NOK The Company s retained earnings as of 31 December 2012 amount to NOK million after the ordinary distribution of dividends. Pursuant to the Companies Act, a further NOK 60 millions of retained earnings can be distributed. 4. mars 2013 / 4 March, 2013 E. Cingolani F. Magnani Styreformann/ Chairman L. Bertelli T. B. Tangvald T. Widvey T. Reinskau A. Forzoni Administrerende direktør/ Managing Director O. Vårdal 21