Ledelse og styret Management and Board of Directors

Årsrapport Annual Report 2013

Innhold 4 Ledelse og styret 5 Administrerende direktørs kommentarer 6 Årsberetning 2013 7 Selskapets aktiviteter 16 HR og organisasjon 18 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 24 Finansielle forhold 26 Resultatregnskap 28 Balanse 30 Kontantstrømanalyse 32 Regnskapsprinsipper 36 Noter til årsregnskapet 46 Revisjonsberetning 50 Eni Norges engasjement ved årsslutt 2013 Contents 4 Management and Board of Directors 5 Managing Director s Comments 6 Annual Report 2013 7 Company Activities 16 Organisation and Human Resources 18 Health, Safety, Environment and Quality 24 Financial Aspects 26 Statement of Income 28 Balance Sheet 30 Statement of Cash Flow 32 Accounting Principles 36 Notes to the financial statements 46 Auditor s Report 50 Eni Norge s engagement by end of year 2013

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 Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet / Health, Safety, Environment and Quality Manager Arild Glæserud Lisensdirektør / Licence Manager Aksel Luhr Juridisk direktør / Legal & Corporate Affairs Manager Gabriele Fuggini Finansdirektør / Finance and Control Manager Odd Vårdal Direktør for prosjekt og teknologi / Development and Technology Manager Nils Tveit (from 1. February 2013) Direktør for personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Manager F. Magnani Styreleder / Chairman E. Cingolani Nestleder / Vice Chairman L. Bertelli Styremedlem / Director A. Forzoni Styremedlem / Director T. Widvey (until 17 October 2013) 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 Tone Reinskau Direktør for målstyring og oppfølging / Performance Monitoring Manager Raffaele Chiandet (until 30. April 2013) / Maurizio Maiani (from 2. May 2013) Goliat Development Project Salvatore Giammetti Direktør for leting / Exploration Manager Franco Picciani Driftsdirektør / Operations Manager Maurizio Guerreschi (until 28. June 2013) / Luca Franchi (from 1..July 2013) Direktør for kontrakter og anskaffelser / Supply chain Manager Andreas Wulff Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt / External Communication Manager Alfio Guercio (from 1 September 2013) Sikkerhetsdirektør / Security Manager Oversikten gjelder 1. januar 2013 31. desember 2013 / Overview applies to the period 1 January 2013 31 December 2013. 4

Eni Norge årsrapport / Administrerende direktørs kommentarer Annual Report / Managing Director s Comments Administrerende direktørs kommentarer The Managing Director s Remarks Eni Norge har lagt bak seg nok et år med høyt aktivitetsnivå. Goliat vår første egenopererte plattform på norsk sokkel har naturligvis fått stort fokus. Det nærmer seg ferdigstilling av den flytende produksjonsplattformen, i tillegg til at det gjennom året er utført viktig arbeid på feltet i Barentshavet. Eni Norge er et selskap i vekst. Ved årsslutt 2013 hadde vi 426 ansatte, en økning på 98 personer fra året før. Et høyere aktivitetsnivå i selskapet, særlig knyttet opp mot ferdigstillingen av Goliat-prosjektet, er en sentral forklaring på veksten. Om lag 40 av våre medarbeidere flyttet i august inn i nytt kontorbygg i Hammerfest. Denne delen av Eni Norge skal følge driften av Goliatfeltet. Selskapet satser tungt i nord. Derfor har vi i våre nye lokaler tatt høyde for kontorplass til opp mot 120 mennesker. I 2013 produserte Eni Norge 38,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE), sammenlignet med 46,2 MFOE året før. Reduksjonen skyldes hovedsakelig naturlig nedgang og planlagt vedlikeholdsstans. Årsresultat ble 3,2 milliarder kroner, sammenlignet med 5 milliarder kroner i 2012. Resultatet er likevel solid, og vi er i god posisjon til å realisere selskapets ambisjoner. I 2013 deltok vi i boringer på hele norsk sokkel, med Barentshavet i fokus. Her har vi blant annet vært med på å innhente informasjon som vil gi viktige avklaringer om Johan Castberg-feltet. Eni Norge fått god uttelling i de siste lisensrundene, og ble tildelt lisenser i uutforskede områder både i 22. konsesjonsrunde og TFO 2013 (tildeling i forhåndsdefinerte områder). I førstnevnte fikk vi andeler i alle de fire områdene i Barentshavet der vi søkte om areal operatør i tre, partner i én. Selskapets suksess i 22. konsesjonsrunde styrker definitivt Eni Norges posisjon i Barentshavet. Eni Norge er en av pionerene innenfor norsk olje- og gassvirksomhet. Vi har vært med helt siden den spede begynnelse i 1965, og er stolt over å ha fått den tilliten det er å bygge ut det første oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet. Når Goliat begynner å levere olje til markedene, betyr det at Eni Norge har produksjon fra alle havområder på norsk sokkel. I 2015 kan vi se tilbake på 50 års virksomhet i Norge. Det er verdt å markere. Samtidig skal vi benytte anledningen til å rette blikket fremover. Eni har et langsiktig perspektiv på virksomheten i Norge, og satser spesielt i nord. I de neste årene skal vi bore nye letebrønner, som forhåpentligvis vil resultere i nye funn og ytterligere verdiskaping. Vi går definitivt en spennende fremtid i møte. Eni Norge has reached the end of yet another year with high levels of activity. Goliat the first platform to be operated by us on the Norwegian shelf has naturally received considerable attention. Completion of the floating production platform is approaching, and in the course of the year important work has been carried out at the field location in the Barents Sea. Eni Norge is a growing company. At the end of 2013 we had 426 employees, an increase of 98 from the year before. The main reason for this growth is the higher level of activity within the company, especially in connection with the completion of the Goliat project. In August, about 40 of our colleagues moved into the new office building in Hammerfest. They will follow the operation of the Goliat field. The company is planning considerable involvement in the Arctic region, so we have provided office space for up to 120 people in our new premises. In 2013, Eni Norge produced 38.7 million barrels of oil equivalent (MBOE), compared to 46.2 MBOE the previous year, mainly as a result of natural decline and planned shut-downs. The annual net income was NOK 3.2 billion, as compared with 5 billion in 2012. Nevertheless, the result is solid and we are well placed to achieve the company s ambitions. In 2013 we participated in drilling across the entire Norwegian Shelf, but focusing on the Barents Sea. Here we were, for example, involved in acquiring information which will provide vital clarification of the nature of the Johan Castberg field. Eni Norge has done well in the latest licensing rounds with awards in unexplored areas both in the 22nd Round and APA 2013 (Awards in Predefined Areas, an annual licencing round for mature areas). In the former we acquired stakes in all four areas of the Barents Sea in which we applied, becoming operator in three of these and a partner in the fourth. The company s success in the 22nd Licensing Round definitively reinforces Eni Norge s position in the Barents Sea. Eni Norge is one of the pioneers of the Norwegian oil and gas industry. We have been involved right from the very start in 1965 and are proud to have been entrusted with the development of the first producing oil field in the Barents Sea. With the start-up of oil delivery from Goliat to the market, Eni Norge will be producing from all the regions on the Norwegian shelf. In 2015 we will be able to look back on 50 years of operations in Norway. This is cause for celebration. At the same time we will take the opportunity to look to the future. Eni has a long-term perspective for its operations in Norway, with particular focus on the Arctic. In coming years we will drill new exploration wells which we hope will result in new discoveries and further wealth generation. We can definitely look forward to an exciting future. Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director 5

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report 2013 / Company Activities Årsberetning 2013 / Annual Report 2013 Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni konsernet. Selskapet utfører lete- og utvinningsvirksomhet i Norge, og har kontorer på Forus utenfor Stavanger og i Hammerfest samt prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Eni International B.V., Amsterdam, står som eier av alle Eni Norges aksjer. Ved årets utgang besto Eni Norges portefølje av 57 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 18 av disse og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans og Skuld. Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliatfeltene. Marulk, som ligger i Norskehavet, kom i produksjon 2. april 2012. Goliat er under utvikling i Barentshavet. Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni group of companies. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. Eni Norge has offices in Forus outside Stavanger, in Hammerfest, and a project centre in Ulsan, South Korea. Eni International B.V., Amsterdam, is the sole shareholder. At year-end, Eni Norge s portfolio on the Norwegian continental shelf consisted of 57 licences. The company is operator in 18 licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, and the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Skuld fields. Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk, in the Norwegian Sea, came on stream on 2 April 2012. Goliat, in the Barents Sea, is currently under development. 6

Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities Selskapets aktiviteter / Company Activities Leting Eni Norge har vært engasjert i viktige boreoperasjoner i Barents- og Norskehavet i 2013. I Barentshavet deltok selskapet med 30 % eierinteresse i boringen av to brønner i utvinningstillatelsen PL532, og én i utvinningstillatelsen PL608. Statoil er operatør for begge lisensene med 50 % eierinteresse og Petoro er den tredje partneren med 20 % eierinteresse. I brønn 7220/5-2 (Skavl) i PL532 ble det funnet olje og gass i sandstein av jura- og triasalder i en struktur fem kilometer sørvest for Johan Castberg-funnene. Det pågår nå en evaluering av reservetallene. Foreløpige beregninger indikerer at Skavl inneholder mellom 20 og 50 millioner fat utvinnbar olje. I PL608 ble det i brønn 7220/7-2S (Iskrystall) funnet en 200 meter gass- og kondensatkolonne i Realgrunnen-gruppen av jura alder, med estimerte utvinnbare reserver beregnet til 15,8 MFOE. Borekampanjen i lisensene PL532 og PL608 pågår fremdeles som en del av et samarbeid mellom flere selskaper som skal undersøke om det finnes tilleggsressurser i Johan Castberg-området som kan danne grunnlag for å etablere et robust feltutbyggingsprosjekt. Eni Norge boret brønn 7016/2 (Bønna) i lisensen PL529, der selskapet er operatør med 30 %. Partnere er Repsol med 10 %, samt Dong, OMV og Wintershall med 20 % hver. Målet med brønnen var å undersøke muligheten for gass i en høyrisiko eocen letemodell i det vestlige Barentshavet, men brønnen var tørr. Fra en operatørsynsvinkel er det verdt å nevne at Bønna-brønnen var den første som ble boret på dypt vann i Barentshavet etter Macondo-ulykken i Mexicogolfen i 2010. I Norskehavet deltok Eni Norge i boring av to brønner i lisensen PL128 (der Statoil er operatør med 63,95 %, Petoro 24,55 % og Eni Norge 11,5 %), og én brønn i PL479 (der Statoil er operatør med 34,57 %, Petoro 35,69 %, Eni Norge 14, 82 %, Total 7,68 % og ExxonMobil 7,24 %). I lisensen PL128 påviste brønnen 6608/10-15 (Svale Nord) olje i sandstein av tidlig jura alder i Åre- og Melkeformasjonene. Estimerte utvinnbare reserver er beregnet til 17,8 MFOE. I PL479 påviste brønnen 6506/9-3 (Smørbukk Nord) rik gass i sandstein av midtre jura alder i Garn- og Ileformasjonene i Fangst-gruppen. Estimerte utvinnbare reserver her er omtrent 5 MFOE. Borekampanjen i Norskehavet er et typisk eksempel på nærfeltleting, et viktig element i Eni Norges letestrategi på den norske kontinentalsokkelen. Lisenstildelinger Eni Norge er tildelt lisenser i uutforskede områder både i 22. konsesjonsrunde og TFO 2013. I førstnevnte ble Eni Norge tildelt andeler i alle de fire områdene i Barentshavet der selskapet søkte om areal (operatør i tre, partner i én). Disse lisensene er: PL717 Giannutri Eni Norge 40 % (operatør), Statoil 20 %, Rocksource 20 % og Edison 20 %. PL714 Tina Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 % og Petoro 20 %. PL712 Big Brother Eni Norge 40 % (operatør), Statoil 20 %, BP 20 % og Petoro 20 %. PL716 Bigorna Eni Norge 40 % (operatør), Bayerngas 20 %, Faroe 20 % og Petoro 20 %. Exploration In 2013 Eni Norge was involved in important drilling activity both in the Barents Sea and Norwegian Seas. In the Barents Sea, the company participated with a 30% interest in the drilling of two wells in the PL532 licence, and one in the PL608 licence. Both licences are operated by Statoil (50%) with Petoro as the other partner (20%). In PL532 the 7220/5-2 well (Skavl) encountered oil and gas in sandstones of Jurassic and Triassic age in a structure located 5 kilometres south-west of the Johan Castberg discoveries. An evaluation of the reserves is currently in progress. Preliminary estimates indicate that Skavl contains between 20 and 50 million barrels of recoverable oil. In PL608 the 7220/7-2S well (Iskrystall) encountered a 200-metre gas and condensate column in the Jurassic Realgrunnen Group, with estimated recoverable reserves of 15.8 MBOE. The exploration drilling campaign in licences PL532 and PL608 is still in progress, as part of a joint venture effort designed to establish the presence of additional oil resources in the Johan Castberg area as a basis for establishing a robust field development project. Eni Norge drilled the 7016/2 well (Bønna) in the PL529 licence, where the company is operator with a 30% owner interest. The other licence participants are Repsol (10%) and Dong, OMV and Wintershall (20% each). The objective of the well was to test the high materiality, unproven Eocene gas play in the Western Barents Sea, but the well proved to be dry. From an operator s point of view it is worthy of note that the Bønna well was the first drilled in the Barents Sea in deep water following the Macondo accident in Gulf of Mexico in 2010. In the Norwegian Sea, Eni Norge participated in the drilling of two wells in the PL128 licence (where Statoil is operator with 63.95%, Petoro 24.55% and Eni Norge 11.5%), and one well in PL479 (where Statoil is operator with 34.57%, Petoro 35.69%, Eni Norge 14.82%, Total 7.68% and ExxonMobil 7.24%). In licence PL128 the 6608/10-15 well (Svale North) encountered oil in the Lower Jurassic sandstones of the Åre and Melke Formations. The estimated recoverable reserves are 17.8 MBOE. In PL479 the 6506/9-3 well (Smørbukk North) encountered rich gas in sandstones of Middle-Jurassic age in the Garn and Ile Formations of the Fangst Group. The estimated recoverable reserves here are about 5 MBOE. The exploration drilling campaign in the Norwegian Sea is a typical example of timely near-field exploration, which is an important element in Eni Norge s exploration strategy on the Norwegian continental shelf. Licence awards Eni Norge was awarded licences in both the 22nd Licensing Round and the APA 2013. In the former, Eni Norge was awarded interests in all four of the areas in the Barents Sea for which the company applied (operator in three, and partner in one). These licences are: PL717 Giannutri Eni Norge with 40% (operator), Statoil 20%, Rocksource 20% and Edison 20%. PL714 Tina Statoil with 50% (operator), Eni Norge 30% and Petoro 20%. PL712 Big Brother Eni Norge with 40% (operator), Statoil 20%, BP 20% and Petoro 20%. PL716 Bigorna Eni Norge with 40% (operator), Bayerngas 20%, Faroe 20% and Petoro 20%. 7

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities Selskapets suksess i 22. konsesjonsrunde kom etter utmerkede resultater i TFO 2012 og har styrket Eni Norges posisjon i Barentshavet. I forbindelse med TFO 2013 ble Eni Norge i januar 2014 tilbudt en 13,12 % andel i Nordsjølisensen PL044B, sammen med ConocoPhillips 41,88 % (operatør), Statoil 30 % og Total 15 %. Denne tildelingen sikrer det vestlige nedflankssegmentet av Tommeliten Alpha-funnet og hoveddelen av Landegode-prospektet. Porteføljen ble slanket for å redusere områdeavgiftene. Dette førte til delvis tilbakelevering av lisensen PL095 og fullstendig tilbakelevering av PL211. Eni Norge har uttrykt vilje til å se på nytten av mulige oppkjøpsmuligheter. Utbygging Ekofisk Sør og Eldfisk II-prosjektene ble godkjent i februar 2011. PUD ble levert sommeren 2011. Ekofisk Sør består av en produksjonsplattform, Ekofisk Zulu, med 36 brønner inkludert 35 produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn for borekaks. Undervannsinstallasjonen Victor Bravo, med åtte vanninjektorer, vil gi vannstøtte til produsentene på Ekofisk Zulu. Oppstart var 25. oktober 2013, to måneder foran tidsplanen. Eldfisk II består av en kombinert plattform, Eldfisk Sør 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, dersom 2/4J er nedstengt. 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 tidsplan og budsjett. Forventet oppstart er tidlig i 2015. Den nye bolig- og feltsenterplattformen, Ekofisk 2/4L, har 552 senger. Den ligger sørøst for 2/4M-plattformen og er forbundet med en ny bro og brostøttesystem. Plattformen har også kontrollfunksjon for helikopteroperasjoner for den sørlige Nordsjøen og forsyner Ekofisksenteret med vann til brannslukking. Den nye Ekofisk 2/4L-modulen ble løftet på plass og installert i 2013. Første overnatting fant sted 25. november 2013. Tommeliten Alpha er et gass/kondensatfunn lokalisert i lisensen PL044, omtrent 30 kilometer vest-sørvest for Ekofisk-feltet. Eni Norge planlegger å utvikle dette feltet, og arbeidet med konseptvalg vil utføres før fjerde kvartal i 2014. Oppgraderingen av Tor-feltet inkluderer en ny satelittplattform som vil være koblet til eksisterende fasiliteter innenfor Ekofisk-komplekset. Installasjonen av de nye fasilitetene er planlagt til andre kvartal 2017. Alt arbeid i forbindelse med konseptvalg er fullført, og sluttrapporter er utstedt. Endelige økonomiske analyser viser at Tor-oppgraderingen per i dag ikke er økonomisk gjennomførbar, og videre arbeid er utsatt i tre år. Den nåværende kampanjen for fjerning av plattformer ble fullført i 2013, da hovedaktivitetene var fjerning av 7/11 Cod jacket og 1/6 Albuskjell topsides og jacket. Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget. Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen, før videre transport med skytteltanker til markedet. Gassen blir eksportert via Kristin-plattformen og Åsgard transportsystem til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. De viktigste aktivitetene gjennom 2013 har omfattet boring og komplettering av en tilleggsbrønn. Endelig testing og igangsetting av systemet for undervanns-sjøvannsinjeksjon ble utført så snart vanninjeksjonsbrønnen var re-komplettert. Fremtidig lavtrykksproduksjon var blant vilkårene for godkjenning av Tyrihans PUD. Tyrihans-lisensen vil følgelig være ansvarlig for ca. 50 prosent av investeringene i ombyggingene på Kristin-plattformen, The company s success in the 22nd Round followed excellent results in the APA 2012 and has consolidated Eni Norge s position in the Barents Sea. In January 2014, as part of the APA 2013, Eni Norge was offered a 13.12% interest in the North Sea licence PL044B (together with ConocoPhillips 41.88% (operator), Statoil 30% and Total 15%). This award secures the western down-dip flank of the Tommeliten Alpha discovery and the major part of the Landegode prospect. Portfolio rationalisations were conducted to reduce area fees. This led to the partial relinquishment of licence PL095 and full relinquishment of licence PL211. The company also 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 2011. The PDO was submitted in summer 2011. 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, with eight water injectors, will provide water-drive supporting the producers at Ekofisk Zulu. Start-up was achieved on 25 October 2013, two months ahead of schedule. 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, within budget, with a project start-up in early 2015. The new 2/4L Ekofisk accommodation and field centre facility has 552 beds. It is located south-east of the 2/4M platform and tied-in via a new bridge and bridge support system. It also provides a helicopter control function for the southern North Sea and supplies fire water to the Ekofisk Centre. The new Ekofisk 2/4 L module was lifted in and installed in 2013. First sleep took place on 25 November 2013. Tommeliten Alpha is a gas-condensate discovery located in licence PL044, approximately 30 kilometres west-south-west of the Ekofisk field. Eni Norge intends to develop this field, and concept selection work is being carried out in advance before the fourth quarter 2014. The Tor re-development project includes a new satellite platform which will be tied back to existing facilities within the Ekofisk Complex. The installation of the new facilities is targeted for the second quarter of 2017. All concept selection work has been completed and final reports issued. Final economic analysis shows that the Tor re-development is not economically viable at this time, and further work has been postponed for three years. The current platform removal campaign was completed in 2013, during which the main activities were removal of the 7/11 Cod jacket and the 1/6 Albuskjell topsides and jacket. Tyrihans is a subsea development tied-back to the Kristin facility. Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage facility at the Åsgard C platform prior to being transported by shuttle tanker to the market. The rich gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard Transport system to the gas processing terminal at Kårstø. The main activity during 2013 has been the drilling and completion of an infill well. Final testing and initial operation of the subsea seawater injection system took place successfully once the water injection well was re-completed. 8

Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities men vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter på Kristinplattformen. Planlagt oppstart er andre kvartal 2014. I Haltenbanken West Unit/Kristin-lisensen har prosjektet for ombygging av Kristin-plattformen til lavtrykksproduksjon fortsatt i 2013. Dette er et prosjekt som også lå i forutsetningene for godkjenningen av PUD for feltet. Prosjektet består hovedsakelig av installasjon av en stor modul med en ny kompressor og hjelpeutstyr som skal sikre eksportkapasiteten for plattformen etter at den er endret til lavtrykksproduksjon. LPP-modulen ble installert sommeren 2013. Planlagt oppstart er andre kvartal 2014. Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter. Det største av disse er Åsgard undervannskompresjon. Dette er en førstegangsutvikling av en The achievement of future low-pressure production was among the conditions for approval of the Tyrihans PDO. The Tyrihans licence will thus assume responsibility for approximately 50% of new investment in the modification of the Kristin platform, but will at the same time also retain low-pressure production entitlements. Start-up is planned for the second quarter of 2014. The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving modification of the Kristin platform to accommodate low-pressure production (LPP) continued during 2013. This project constituted part of the preconditions for approval of the field s original 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 9

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til Åsgard. Hensikten er å overvinne utfordringer i rørledninger når produksjon og reservoartrykk i de to feltene reduseres. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO 2 -gass fra Mikkel- og Midgard-feltene viktig for blanding med andre høyere CO 2 -gassstrømmer i Haltenbanken-området for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO 2. Prosjektet er i gjennomføringsfasen, og tre undervannsmoduler ble installert i løpet av sommeren 2013. Det arbeides med kompressortesting og fremstilling av de undersjøiske kompressormodulene før installering i fjerde kvartal 2014 og planlagt oppstart i 2015. Det andre Åsgard-prosjektet er utvidelse av Smørbukk Sør. Det omfatter installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette er et prosjekt for økt utvinning, og brønnene vil bli knyttet til Åsgard A-plattformen. Prosjektet ble sanksjonert i begynnelsen av 2013 og er i gjennomføringsfasen, med planlagt oppstart i tredje kvartal 2015. En rekke studier har blitt utført vedrørende 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 fortsatte i 2013 basert på «tie-back»-alternativet. Konseptvalg planlegges i mars 2014. Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige om å revurdere prosjektet så snart endringer i de eksterne rammebetingelsene er avklart. switch over to low-pressure production. The LPP module was installed during the summer of 2013. Start-up is planned for the second quarter of 2014. The Åsgard field has two ongoing development projects. The largest of these is the Åsgard subsea compression project. This involves the first ever use of a subsea compressor designed to boost production from the Midgard and Mikkel fields and on to Åsgard. The objective here is to overcome minimum flow problems in the flow lines as a result of natural production and reservoir pressure decline in these two fields. In addition to prompting higher recovery rates, the low-co 2 gas from the Mikkel and Midgard fields is important as a blending component together with other, higher-co 2 gases, from the Haltenbanken area required to meet overall sales gas CO 2 specifications. The project is in the execution phase, and three subsea modules were installed as planned during the summer of 2013. Compressor testing and fabrication of the subsea compressor modules are progressing prior to installation in the fourth quarter of 2014, with a planned start-up in 2015. The other Åsgard-related project is the Smørbukk South Extension Project. This involves the installation of a new two-well template on the Smørbukk South field. This is an increased recovery project and the wells will be tied-back to the Åsgard A platform. The project was given approval in early 2013 and is in the execution phase, with a planned start-up in the third quarter of 2015. A number of studies have been carried out to assess the development of the Trestakk field. These comprise a re-evaluation of the tie-back option to Åsgard A, and assessments as to a possible joint development involving the recently discovered Maria field. Studies and commercial evaluations continued during 10

Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities Skuld-feltet, som ligger nord for Norne, kom i produksjon i mars 2013. Dette har vært et hurtigprosjekt med undervannstilknytning til Norne FPSO. Sluttfasen av prosjektet fortsetter til 2015, før fullføring av alle topside-modifikasjoner på Norne FPSO. Utbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår. Sommeren 2013 ble det besluttet å bruke ett ekstra år på konseptvalg, noe som ventelig vil bli besluttet i juni 2014. Utbyggingsløsningene som er til vurdering er en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en oljeterminal, eventuelt en FPSO med overføring av produsert olje til tankskip. Tre letebrønner ble boret i 2013 og to brønner er planlagt boret i første halvdel av 2014 i dette området. Målet er å redusere usikkerhet og øke ressursgrunnlaget. I 2013 ble også flere utbyggingsløsninger for Alke-feltet i Barentshavet vurdert. Forsøket på å etablere en individuell gasseksportløsning nådde ikke frem, og det videre arbeidet vil bli basert på mulig samarbeid med eksisterende eller ny gassinfrastruktur. Produksjon Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass hvor selskapet ikke er operatør, var i 2013 38,7 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE), som representerer en nedgang på 16 prosent sammenlignet med 46,2 MFOE i 2012. Reduksjonen skyldes hovedsakelig naturlig nedgang og planlagt vedlikeholdsstans. Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet, som produserte 17,3 MFOE sammenlignet med 2013 based on the tie-back option. Concept selection is scheduled for March 2014. The Mikkel South project remains on hold due to capacity constraints in the downstream transportation system. The licence participants have agreed to reconsider the project as soon as changes to external frame conditions are resolved. The Skuld field, located north of Norne, came on stream in March 2013. This has been a fast-track project, involving the subsea tie-back of nine wells to the Norne FPSO. The final phase of the project will continue until 2015, prior to completion of all topside modifications to the Norne FPSO. Development planning for the Johan Castberg oil field in the Barents Sea is ongoing. During the summer of 2013 it was decided to use one additional year on the concept selection phase that now will be concluded in June 2014. The field development solutions under consideration are a semi-submersible platform with pipeline to an oil terminal or alternatively a stand-alone FPSO which will transfer the produced oil to dedicated shuttle tankers. Three explorations wells were drilled during 2013 and two will be drilled in the first half of 2014 in the license area. The goal is to reduce the subsurface uncertainties and to increase the recoverable reserves. Several field development alternatives were investigated in 2013 for the Alke gas field in the Barents Sea. The attempts to establish a free standing gas export solution did not succeed and further work will be based on possible cooperation with existing or new gas infrastructure. 11

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities 19,8 MFOE i 2012, og feltene i Ekofisk-området, som produserte 8,2 MFOE sammenlignet med 10,1 MFOE i 2012. De resterende 13,2 MFOE av produksjonen kom fra feltene Morvin, Tyrihans, Mikkel, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne, Marulk og Urd. Olje, kondensat og NGL bidro med 57 prosent av den totale produksjonen. I mai og juni ble en planlagt driftsstans i Ekofisk-området avsluttet innenfor forutsatt tidsramme. Planlagte aktiviteter knyttet til Eldfisk II-prosjektet forlenget nedstengningen av Eldfisk, Embla og Tor til midten av juli. I november startet produksjonen på Ekofisk Sør-prosjektet, med mål om å øke oljeutvinningen fra det sørlige segmentet av Ekofiskreservoaret. Prosjektet startet to måneder tidligere enn planlagt. I september ble produksjonsaktiviteten på alle felt i Haltenbankenområdet, bortsett fra Heidrun, nedstengt grunnet oppgradering og vedlikehold. Disse aktivitetene ble synkronisert med driftsstansen på Kårstø. Alle ordinære aktiviteter ble fullført innenfor den planlagte tidsrammen. Den halvt nedsenkbare Kristin-plattformen ble imidlertid nedstengt lenger enn forventet på grunn av reparasjon av avgassingssystemet. Sveisesprekker i topside-anlegget, som ble oppdaget under en inspeksjon, tvang Kristin-operatøren til å forlenge nedstengningen til begynnelsen av november. Dette påvirket produksjonen på både Kristin og Tyrihans. Nedstengningen av Norne FPSO, som ble utført for å skifte ut gasseksport-stigerøret, ble også lengre enn forventet. I slutten av 2012 ble det oppdaget vibrasjoner som førte til at operatøren måtte begrense gasseksport store deler av året, inntil utskiftningen var fullført midt i oktober 2013. Skuld-feltet startet produksjon fra Fossekall-reservoaret i mars 2013, kun tre år etter at det ble funnet. Feltet er bygget ut med en brønnramme som er koblet til Norne FPSO. Produksjonen fra Skuld i 2013 var 0,46 MFOE, og er forventet å stige når Dompap-reservoaret er i produksjon. Produksjonen var lavere enn estimert på grunn av uventede reservoarforhold og driftsproblemer. Den ble også indirekte begrenset av situasjonen med gasseksport-stigerøret på Norne FPSO, som beskrevet over. Marulk var nedstengt mesteparten av året på grunn av de ovennevnte vibrasjonene knyttet til gasseksport-stigerøret på Norne. Normal produksjon var i gang igjen i midten av oktober. Det er positiv å merke seg at på grunn av ledig kapasitet på Norne, har Marulk har fått tillatelse til å produsere på nivåer over de som er beskrevet i produksjonsavtalen. Gassled opplevde flere tilfeller av produksjonstans i 2013 grunnet ikke-planlagte hendelser på Kårstø. Dette, i tillegg til CO 2 -restriksjoner, førte til produksjonsbegrensninger for de fleste av våre oppstrømsfelt. Reserver Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2013 på 17,4 MFOE, hovedsakelig fra feltene Ekofisk/Eldfisk, Mikkel, Åsgard Group og Morvin. Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 416,8 MFOE, som er en 4,9 prosent reduksjon fra fjoråret og en reserveerstatningsrate for 2013 på 44,8 prosent. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 381 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 220 MFOE. Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt produksjonsstart er andre halvdel av 2014. Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisensene PL229/PL229B, der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 prosent. Statoil er partner med en eierandel på 35 prosent. Goliat er lokalisert i PL229 og PL229B, som omfatter blokker innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8, Production Eni Norge s equity production of oil, NGL and gas in 2013 was 38.7 MBOE, representing a 16% decrease compared with the 46.2 MBOE recorded in 2012. The decrease is attributable mainly to natural decline and planned maintenance turnarounds. The greatest contributors were the Åsgard Unit, which produced 17.3 MBOE, compared with 19.8 MBOE in 2012, and the Ekofisk area, which produced 8.2 MBOE, compared with 10.1 MBOE in 2012. The remaining 13.2 MBOE of production came from the Morvin, Tyrihans, Mikkel, Heidrun, Kristin, Skuld, Norne, Marulk and Urd fields. Oil, condensate and NGL accounted for 57% of total production. The Ekofisk area underwent a three-year turnaround in May and June which was successfully completed within the planned timeframe. Planned activities linked to the Eldfisk II project extended the shutdown at Eldfisk, Embla and Tor until mid-july. Furthermore, in November, the Ekofisk South Project started production with the aim of increasing oil recovery from the southern segment of the Ekofisk reservoir. In the Haltenbanken Area, all fields except Heidrun where shut down for the three-year turnaround in September. These activities were synchronised with the turnaround at Kårstø. All ordinary activities were completed within the budgeted time-frame. However, the Kristin semi-sub was shut down for longer than anticipated in order to repair the exhaust system. The discovery, during inspections, of welding cracks in the topside facilities forced the Kristin operator to extend the shutdown until the beginning of November. This affected production at both Kristin and Tyrihans. The Norne FPSO shutdown, carried out in order to replace the gas-export riser, was also longer than anticipated. Vibrations discovered at the end of 2012 forced the operator to limit gas exports for a large part of the year until the replacement was completed in mid-october 2013. The Skuld field started production from the Fossekall reservoir in March 2013, only three years after its discovery. The field has been developed using a subsea template tied back to the Norne FPSO. Production from Skuld in 2013 was 0.46 MBOE, and this is expected to increase when the Dompap reservoir comes on stream. Production was lower than estimated due to unanticipated reservoir conditions and operational problems. It was also limited indirectly by the Norne FPSO gas-export riser situation described above. Marulk was shut in for most of the year due to the aforementioned vibrations linked to the Norne export riser. Normal production was resumed in mid-october. On a positive note, Marulk has been permitted to produce at levels above those stated in the commercial agreement due to available capacity at Norne. Gassled experienced several production curtailments in 2013 due to unplanned incidents at Kårstø. This, added to CO 2 restriction periods, resulted in limitations on production for most of our upstream fields. Reserves In 2013, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to 17.4 MBOE, mainly derived from the Ekofisk/Eldfisk, Mikkel, Åsgard Group and Morvin fields. At year-end, Eni Norge s total proven reserves corresponded to 416.8 MBOE, representing a decrease of 4.9% from the previous year, and a 2013 Reserves Replacement Ratio of 44.8%. The estimated value of probable reserves corresponds to a total of 381 MBOE, with volumes in the possible and contingent reserves categories amounting to 220 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 2014. The Goliat 12

Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL229 ble tildelt i «Barentshavrunden» i 1997, og PL229B i 2007. En mindre del av Goliat-feltet ligger i PL229B. Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn (7122/7-1) i 2000. Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat i perioden 2000 2007. Det er funnet olje og gass i flere strukturer/ segmenter på flere stratigrafiske nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm 3 olje. I utgangspunktet er det planlang at gassen i den første fasen vil bli reinjisert for trykkstøtte, men mulig eksport vil kunne vurderes på et senere tidspunkt, avhengig av etablering av mulige eksportløsninger. 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 samme år. Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer med 22 brønner, hvorav 11 er produksjonsbrønner (tre flergrens-brønner), 9 brukes til vanninjeksjon og 2 til gassinjeksjon. For å oppnå målene om lave utslipp, vil prosjektet bruke kraftforsyning fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om bord på installasjonen. development includes 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 2007. A small portion of the Goliat field is located in PL229B. Oil was encountered in the Realgrunnen exploration well (7122/7-1) in 2000. During the period 2000 2007 the licence drilled a total of five wells on the 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 early production phase, and to export it at a later date should economic export alternatives become available. 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 2009. 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 13

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2013 Annual Report / Company Activities 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. Den totale kontraktsandelen tildelt norske selskaper for hele Goliat-utbyggingen anslås å bli ca. 60 prosent. De fleste undersjøiske og landbaserte anleggskomponentene i forbindelse med utbyggingen av Goliat er levert og klare til oppkobling til FPSOen. De viktigste prosjektene som ble fullført i 2013 er: Installasjon av fleksible ekspansjonslengder mellom rørledninger og stigerørsfundamenter på sjøbunnen. Forhåndsinstallasjon av fleksible stigerør. Forhåndsinstallasjon av sugeankere og tilhørende kjettingsegmenter for FPSOen. Leveranse av polyestersegmenter for forankringsliner. De viktigste aktivitetene for 2014 er: Levering og installasjon av den undersjøiske høyspentkabelen som skal levere strøm til FPSOen. Ferdigstilling av utrustning av Hyggevatn transformatorstasjon. Ferdigstilling av konstruksjon og klargjøring på land av FPSOen. I september åpnet selskapet det nye kontoret i Hammerfest. En rekke kontrakter knyttet til drift og vedlikehold av Goliat-feltet ble tildelt i september 2013. Disse omfatter blant annet: En langsiktig time-charter-kontrakt for nybygg av et plattformforsyningsfartøy (Møkster). En teknisk serviceavtale for undervannsproduksjonsanlegg (Aker Subsea). Langsiktig leie av boliger i Hammerfest. Diverse FPSO-leverandørstøttekontrakter. Servicekontrakter knyttet til diverse spesialutstyr og tjenester vil videreføres i 2014. Saipem startet boring på Goliat fjerde kvartal 2012 med den nybygde riggen «Scarabeo 8». Boring og komplettering av Goliat-brønnene fortsetter til 2016. Marulk Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av Nordland II, omlag 30 kilometer sydvest for Norne FPSO og 15 kilometer vest for Alve. Marulk er en typisk undervanns-satellittutbygging med produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner samt tilkobling for prosessering på Norne FPSO. Produksjon vil gå over ti år, med antatt avslutning ved utgangen av 2021. I oktober 2012 ble det registrert betydelige vibrasjoner i gasseksportstigerøret på Norne FPSO, noe som førte til midlertidig stans i produksjonen fra Marulk-feltet. Kortsiktige tiltak utført på Norne FPSO for å løse dette problemet hadde liten effekt på produksjonen fra Marulk. En permanent løsning med installering av et nytt stigerør, utført under driftsstansen på Norne i september 2013, førte til at produksjonen kunne gjenopptas 15. oktober, og feltet oppnådde raskt avtalt produksjonskapasitet på 3,16 millioner Sm 3 per dag. Marulk-prosjektet ble formelt avsluttet ved utgangen av 2013. Aktiviteter knyttet til feltet vil nå ivaretas av et eget operasjonsteam for Marulk, som vil ha som overordnet mål å opprettholde en jevn, høy produksjonsregularitet i det som gjenstår av feltets levetid. 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 overall contract volume awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is expected to be approximately 60%. Most of the subsea and onshore facilities components for the development of Goliat have been delivered and are ready for hook-up to the FPSO. The most significant projects completed during 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. The most important activities scheduled for 2014 are as follows: Delivery and installation of the high-voltage subsea cable used to supply power to the FPSO. Completion of outfitting of the Hyggevatn substation. Completion of construction and onshore commissioning of the FPSO The company opened its new administrative office in Hammerfest in September. Several contracts linked to operation and maintenance of the Goliat field were awarded in 2013. These include: A long-term time charter of a new-build Platform Support Vessel (Møkster). A Technical Service Agreement for the subsea production systems (Aker Subsea). Long-term leasing of accommodation in Hammerfest. Various FPSO vendor support contracts. Service contracts linked to various specialised items of equipment and services will continue during 2014. Saipem commenced drilling on the Goliat field in the 4th quarter of 2012 using the new-build rig Scarabeo 8. Drilling and completion of the Goliat wells will continue until 2016. Marulk The Marulk field is located in licence PL122 in the southern part of the Nordland II area, approximately 30 kilometres south-west of the Norne FPSO and 15 kilometres west of Alve. Marulk is a typical subsea satellite development involving two production wells using a single template tied-back to the Norne FPSO where processing will take place. The production lifetime is anticipated to be ten years, concluding in 2021. Production at Marulk was shut down temporarily in October 2012 due to severe vibrations registered in the Norne FPSO gas export riser. Short-term measures carried out on the Norne FPSO to mitigate this problem had only a minor impact on production from Marulk. A permanent solution involving the installation of a replacement riser, carried out during the Norne turnaround in September 2013, allowed production to be resumed on 15 October, and the field rapidly achieved its agreed production capacity of 3.16 million Sm 3 per day. 14

Eni Norge Årsrapport / Selskapets Aktiviteter Annual Report / Company Activities Basiskonseptet for Marulk forutsetter at produksjonen fortsetter til utgangen av 2021, med en generell, langsiktig forretningsstrategi som innebærer: Utvikling av tilfredsstillende forretningsmodeller for perioden etter 2021. Fortsatt høy kommersiell proaktivitet for å øke Marulks gasshåndteringskapasitet. En oppdatering av reservoarmodellen for Marulk utført i 2013, bekrefter at det ikke er betydelige endringer i de opprinnelige reservene, og at de eksisterende reserveestimatene er sammenlignbare med utgangstallene. The Marulk development project was formally terminated at year-end 2013. Activities related to the field will now be taken care of by a Marulk Operations team whose overall objective will be to maintain continuous high production regularity for the remainder of the lifetime of the field. The Marulk base case assumes that production will continue until the end of 2021, with an overall long-term commercial strategy involving: The development of satisfactory commercial models for the period following 2021. The maintenance of high commercial proactivity in order to improve Marulk s access to gas handling capacity. An update of the Marulk reservoir model carried out in 2013 confirms that there are no significant changes to original reserve volumes, and that current recoverable reserves estimates are comparable to the initial figures. 15

Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual Report / Organisation and Human Resources HR og organisasjon Organisation and Human Resources Ved årsslutt 2013 hadde Eni Norge 426 ansatte, en netto økning på 98 personer fra året før. Veksten i antall ansatte er særlig stor innenfor de tekniske disiplinene. Et høyere aktivitetsnivå i selskapet, særlig knyttet opp mot ferdigstillingen av Goliat-prosjektet, er en sentral forklaring på veksten. Gjennom året har selskapet også benyttet midlertidig, innleid personell under ulike rammeavtaler. Ved utløpet av 2013 var det 217 midlertidig innleide i selskapet, hvorav en vesentlig del er tekniske spesialister innenfor ulike disipliner knyttet opp mot ferdigstillingen av Goliat FPSO-enheten i Sør-Korea. I løpet året sa tolv personer opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer 3,8 prosent av gjennomsnittlig antall ansatte i 2013. Eni Norge har retningslinjer for seniorpolitikk. Disse tar blant annet sikte på å beholde kompetansen til eldre arbeidstagere. Ved utløpet av året utgjorde kvinner 25 prosent av arbeidstokken i Eni Norge, mot 24 prosent i 2012. Av styrets åtte medlemmer var to kvinner frem til 17. oktober 2013, da et av medlemmene fratrådte. Ved årsslutt var det dermed ett kvinnelig medlem i selskapets styre. Det er ikke iverksatt særskilte likestillingstiltak i løpet av 2013. Slike tiltak er heller ikke planlagt for 2014. Sikkerhet for folk og materiell er grunnleggende i Eni Norge, og i 2013 ble det opprettet en ny stilling som sikkerhetssjef i selskapet. Sikkerhetssjefen rapporter direkte til administrerende direktør. Opplæring og utvikling Eni Norge gjennomførte i 2013 om lag 15 000 kurs- og opplæringstimer, inkludert interaktive e-læringskurs. Som en del av planleggingen for oppstart av Goliatfeltet er det også igangsatt et betydelig trenings- og opplæringsprogram for fremtidig offshore- og driftspersonell. Eni Norge skal ivareta eventuelle uønskede hendelser på best mulig måte. Derfor er beredskapstrening høyt prioritert i selskapet. En rekke kurs og treningssesjoner er gjennomført, inkludert kurs i rolletrening, oppfølgning av pårørende samt mediehåndtering. En betydelig del av den tekniske spesialistopplæringen i selskapet forgår ved Eni Corporate University i Milano. I løpet av året har 60 ansatte i utvalgte stillinger gjennomført e-læringskurs i Code of Ethics. Videre har samtlige nyansatte gjennomgått e-læringskurs i ENIMS (Eni Norge Integrated Management System) og i Synergy, selskapets verktøy for rapportering av hendelser, avvik og forslag til forbedringer. I 2013 ble det utviklet et eget treningsprogram for ledere i selskapet. På agendaen her står relevant arbeidsmiljølovgivning samt interne prosedyrer og lederverktøy. Den første gruppen av ledere gjennomførte kurset i desember, mens de resterende lederne vil fullføre kurset i løpet av første kvartal 2014. Eni Norge støtter ulike utdanningstiltak. Målet er å fremme både interesse og kunnskap om de naturvitenskapelige fagene, heve kvaliteten på utdanningstilbud på ulike skolenivå samt støtte og tilrettelegge for læreplasser innenfor ulike fagdisipliner. At year-end 2013 Eni Norge had 426 employees, representing a net increase of 98 compared with 2012. The increase has been especially high among the technical disciplines, mainly due to higher level of activity within the company most notably linked to completion of the Goliat project. The company has utilised temporary contracted personnel under a variety of frame agreements, and at year-end 2013 there were 217 such personnel in the company. A significant proportion of these are technical personnel working in disciplines linked to completion of the Goliat FPSO unit in South Korea. In 2013 a total of twelve persons resigned from their positions in the company. This is equivalent to 3.8% of the average total number of persons employed by the company during 2013. Eni Norge operates with a set of Seniors' Policy guidelines. Among other things, these aim to retain the skills and expertise possessed by our senior employees. At year-end women constituted 25 per cent of the workforce at Eni Norge, compared with 24% in 2012. Two of the eight positions on the company's Board were held by women until 17 October 2013, when one of the women resigned her position, thus leaving one woman serving on the Board at year-end. No special measures were taken during 2013 to promote equal opportunity, nor are any such measures planned for 2014. Personnel and asset security are vital to Eni Norge, and 2013 saw the establishment of the new position of Director of Security. The Director of Security reports directly to the Managing Director. Training and development In 2013, Eni Norge arranged 15,000 hours of courses and training sessions (including interactive e-learning). As part of planning activities linked to start-up of production from the Goliat field, a major training programme has been launched to prepare our offshore and operations personnel. It is Eni Norge's aim to deal with any unwanted incidents in the best way possible. For this reason, emergency response training has been assigned high priority. A series of courses and training sessions has been completed, including role training, the follow-up of next of kin, and media management. A large proportion of specialist technical training within the company takes place at the Eni Corporate University in Milan. In 2013, 60 employees in selected positions completed the e-learning course in the company's Code of Ethics. Furthermore, all new employees have completed the e-learning course in the Eni Norge Integrated Management System (ENIMS) and in Synergy the system used by the company to record incidents and non-conformances, and register suggestions for improvement. A separate training programme for the company's managers was launched in 2013. The programme covered relevant working environment legislation, as well as in-house procedures and management tools. The first group of managers completed the course in December, while the remainder will do so during the first quarter of 2014. Eni Norge supports a variety of educational initiatives. The aim here is to promote interest in, and knowledge of, science subjects, to raise the quality of course provision in schools at all levels, and support and facilitate educational opportunities linked to various technical disciplines. 16

Eni Norge årsrapport / HR og organisasjon Annual Report / Organisation and Human Resources Både for 2012 2013 og 2013 2014 har Eni Norge hvert skoleår sponset to norske studenter på Master Medea-studiet ved Eni Corporate University i Milano. Kontorlokaler Eni Norges hovedkontor er i leide lokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. Tilbakemeldinger fra ansatte bekrefter at det fysiske arbeidsmiljøet generelt er godt. Bygget er også tilrettelagt for personer med nedsatt funksjonsevne, i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne. På grunn av økt aktivitetsnivå og flere ansatte, inkludert en økning i bemanningen på Goliat-prosjektet, ble det i 2013 inngått avtale om leie av ekstra kontorlokaler i Vestre Svanholmen 4. Dette er i samme bygg som deler av District Operations har vært lokalisert siden 2012. Goliat-prosjektet holdt tidligere til i leide lokaler i Koppholen 20 på Forus, men flyttet inn i Vestre Svanholmen 4 i oktober 2013, da leiekontrakten for Koppholen utløp. Vestre Svanholmen 4 er av høyere bygningsteknisk standard enn Koppholen. Flyttingen har således medført en forbedring i det fysiske arbeidsmiljøet for ansatte i Goliat-prosjektet. Flyttingen har også resultert i en tettere og bedre dialog mellom Goliat-prosjektet og District Operations. I august 2013 flyttet deler av District Operations inn i nye leide lokaler i Strandparken i Hammerfest. Det nye kontorbygget ble offisielt innviet 28. september, og ligger sentralt i sentrum av Hammerfest med utsikt over havnen. Bygget er moderne og har teknisk utstyr og løsninger som er vel tilrettelagt for å gi effektiv driftsstøtte til Goliatfeltet. Bygningen er klassifisert i energigruppe B, er på totalt på 5000 kvadrat meter og har 120 kontorplasser. Sykefravær I 2013 var sykefraværet 1,6 prosent, mot 1,4 prosent i 2012. During each of the two school years 2012/2013 and 2013/2014, Eni Norge has funded two Norwegian students taking the Master's degree MEDEA at the Eni Corporate University in Milan. Office premises Eni Norge's head office is located in leased premises at Vestre Svanholmen 12 in Forus in Sandnes municipality. Feedback from employees confirms that, in general terms, the physical working environment is satisfactory. The building is designed to accommodate persons with reduced functional capacity in accordance with the Norwegian Disability Discrimination Act. Due to increased levels of activity and numbers of personnel, including increases linked to completion of the Goliat project, an agreement was entered into in 2013 to lease additional office space at Vestre Svanholmen 4. This is the same building where part of the District Operations division has been located since 2012. The Goliat project formerly occupied leased office space at Koppholen 20 in Forus, but in October 2013 moved to Vestre Svanholmen 4 when the leasing agreement for the Koppholen location expired. The building at Vestre Svanholmen 4 is built to higher construction standards than that at Koppholen. The move has thus resulted both in an improvement in the physical working environment of personnel working on the Goliat project, and closer and more effective communication between the Goliat project and District Operations. New Hammerfest office In August 2013 part of the District Operations division moved into new leased premises in Strandparken in Hammerfest. The new office building, located in the centre of town with views over the sea, was formally opened on 28 September. It is a modern building and technically well-equipped to provide effective support to Goliat project operations. The building covers an area of 5,000 square metres and is classified in Energy Category B. It has office space for 120 personnel. Sickness absence Sickness absence in 2013 was 1.6 per cent, compared with 1.4 per cent in 2012. 17

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 Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade mennesker, miljø og materiell. Utslipp til sjø og luft samt avfall skal reduseres så mye som mulig, og det skal etableres en robust og effektiv beredskap mot akutt forurensning som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2013 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med Eni Norges petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Det er heller ikke rapportert alvorlige personskader eller skade på miljø eller materiell i forbindelse med utbyggingen av Goliat. Selskapet har i 2013 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 sommeren 2014 bli plassert på nye depoter i Hasvik og Måsøy. Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål for Eni Norge, og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med ISO-standard 14001. Helse og arbeidsmiljø I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med verneombud, har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA). Målet for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med relevante myndigheter. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg, er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte, stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og forståelse. Alle ansatte er invitert og oppfordret til å bidra til forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø, og til å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem. Målet er at dette blant annet skal bidra til å opprettholde et lav sykefravær. Avfallshåndtering på kontorer Eni Norge har i 2013 hatt personell på fire lokasjoner i Norge. Selskapet har hovedkontor i Vestre Svanholmen 12 og midlertidige kontorer i Hammerfest, Koppholen 20 og Vestre Svanholmen 4. Eni Norge flyttet høsten 2013 inn i nytt kontorbygg i Strandgata 36 i Hammerfest. 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. Waste, discharges to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible, and we shall establish a robust and efficient contingency system to combat serious pollution, suitably adapted to local conditions. In 2013, no serious injuries to personnel or damage to the environment or material assets were reported in connection with the company s petroleumrelated activities on the Norwegian shelf. Nor were there reported any serious injuries to personnel or damage to the environment or material assets in connection with the Goliat development project. In 2013 the Company continued to establish its oil spill contingency organisation linked to its petroleum-related activities in and around the Barents Sea. Major focus has been 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 coastal waters is a key component of this strategy. Purpose-built oil spill prevention equipment has been procured, and is currently stored at Polarbase in Hammerfest. This equipment will be transferred for storage in new depots in Hasvik and Måsøy during the summer of 2014. Promoting a good working environment and HSE culture is one of Eni Norge's major goals, and thus an integral part of the Company s overall management system. The management system is certified according to the ISO 14001 standard. Health and the working environment In addition to the mandatory Working Environment Committee and health and safety delegate system, the Company offers an occupational health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is defined as an Inclusive Workplace (IW). The aim of the company's IW work has been discussed and agreed both in-house and with the relevant public authorities. The Company has an active sports and social club which is run by the employees. All employees are now offered organised training as a preventive health measure, using our training facilities located in the Company s office building. Specific objectives include general improvement of the working environment, the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing, cultural integration and awareness. All employees are invited and encouraged to make a contribution towards improving safety standards and their working environment, and towards the further development of the Company s governance system. The aim is that this will be among the measures helping towards maintaining low levels of sickness absence. Waste disposal (offices) During 2013, Eni Norge has employed personnel at four different locations in Norway. Eni Norge has its head office at Vestre Svanholmen 12, and temporary offices in Hammerfest, and at Koppholen 20 and Vestre Svanholmen 4. In autumn 2013, Eni Norge moved into a new office building in Strandgata in Hammerfest. 18

Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Energiforbruk og avfall fra Vestre Svanholmen 12, Stavanger. Energi (kwh) 2013 2012 2011 Fjernkjøling 436 919 345 800 344 500 Fjernvarme 551 909 591 020 451 690 El 1 238 069 1 223 418 1 224 342 Sum 2 226 897 2 160 238 2 020 532 Avfall (tonn) Løst restavfall 0,128 Papir 25,20 23,04 18,72 Restavfall 44,096 40,386 29,097 Matavfall 8,415 6,875 2,420 Sum 77,711 70,429 50,237 Sorteringsgrad 43,26 % 42,48 % 42,08 % Energy consumption and waste from the Vestre Svanholmen office. Energy (kwh) 2013 2012 2011 District cooling 436 919 345 800 344 500 District heating 551 909 591 020 451 690 Electricity 1 238 897 1 223 418 1 224 342 Total 2 226 897 2 160 238 2 020 532 Waste (tonnes) Unconsolidated waste 0.128 Paper 25.20 23.04 18.72 General waste 44.096 40.386 29.097 Food waste 8.415 6.875 2.420 Total 77.711 70.429 50.237 Sorting category 43.26% 42.48% 42.08% Energiforbruk (01.07.13 31.12.13) og avfall (01.09.13 31.12.13) fra Strandgata 36, Hammerfest. Energi (kwh) 2013 Sum 381 902 Avfall (tonn) Løst restavfall Papir 1,000 Restavfall 1,260 Matavfall 0,480 Trevirke 1,020 Sum 3,760 Sorteringsgrad 66,49 % Energy consumption (1. July 31 December 2013) and waste generated at Strandgata 36, Hammerfest office (1 September 31 December 2013). Energy (kwh) 2013 Total 381 902 Waste (tonnes) Unconsolidated waste Paper 1.000 General waste 1.260 Food waste 0.480 Wood 1.020 Total 3.760 Sorting category 66.49% Energiforbruk og avfall fra Sjøgata 6, Hammerfest (01.01.13 30.09.13). Sjøgata 6, Hammerfest Energi (kwh) 2013 Sum 97 169 Avfall (tonn) Løst restavfall 0,484 Papir 1,299 Restavfall 2,209 Matavfall 0,298 Trevirke 0,058 Annet 0,666 Sum 5,014 Sorteringsgrad 33,01 % Energy consumption and waste generated at Sjøgata 6, Hammerfest office (1 January 30 September 2013). Energy (kwh) 2013 Total 97 169 Waste (tonnes) Unconsolidated waste 0.484 Paper 1.299 General waste 2.209 Food waste 0.298 Wood 0.058 Other 0.666 Total 5.014 Sorting category 33.01% 19

Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Den norske kontinentalsokkelen Eni Norge boret i 2013 de tre utvinningsbrønnene H1, H3 og H4 (vanninjeksjonsbrønner på template H) samt topphullene på brønnene D1, D3 og D4 (template D) på Goliatfeltet med Scarabeo 8. Deretter boret riggen letebrønnen Bønna i PL 529 (Brønn 7016/2-1). Etter boring av Bønna ble Scarabeo 8 sendt til vekstedsopphold i Ølen i Rogaland, før riggen igjen startet produksjonsboring på Goliat. På Goliat-feltet ble det gjennomført installasjonsarbeid av undervannssystemet. En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2010 kan sees i tabellen under. Utslipp Enhet 2013 2012 2011 2010 Borekaks tonn/m 0,35 0,25 0,48 0,09 Grønne kjemikalier tonn/m 0,21 0,14 0,15 0,05 Gule kjemikalier kg/m 7,27 2,06 0,02 0,02 Røde kjemikalier kg/m 0 0 0 0 Sorte kjemikalier kg/m 0 0,04 0 0 Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2010 kan sees i tabellen på side 21. The Norwegian Continental Shelf In 2013 Eni Norge drilled three development wells H1, H3 and H4 (water injection on Template H) and the top holes for the wells D1, D3 and D4 (Template 4) on the Goliat field using the Scarabeo 8, before the rig moved on to drill the Bønna exploration well in PL529 (well 7016/2-1). After completing the Bønna well, the Scarabeo 8 was dispatched to workshop facilities at Ølen in Rogaland before resuming production drilling on the Goliat field. Installation work on the subsea production system was carried out on the Goliat field. The table below provides a summary of the company s drilling-related discharges since 2010. Discharges Unit 2013 2012 2011 2010 Drill cuttings Tonnes/m 0.35 0.25 0.48 0.09 Green chemicals Tonnes/m 0.21 0.14 0.15 0.05 Yellow chemicals kg/m 7.27 2.06 0.02 0.02 Red chemicals kg/m 0 0.00 0 0 Black chemicals kg/m 0 0.04 0 0 The table on page 21 shows the company s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since 2010. 20