Board of Directors. Styret / Board of Directors. Ledelse / Management. Styret / Board of Directors

2

Innhold Contents Ledelse og styret 4 Administrerende direktørs kommentarer 5 Årsberetning 2010 6 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 Management and Board of Directors 4 Managing Director s Comments 5 Annual Report 2010 6 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 årsrapport / Ledelse Styret og styret Annual Report / Management Annual Report and / Board Of Directors Ledelse og styret Management and Board of Directors Ledelse / Management Alessandro Puliti Administrerende direktør / Managing Director Liv Nielsen Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q Arild Glæserud Lisens / Licence Francesco Bertello Leting / Exploration Francesco Caracciolo Finans / Control and Finance Jan T. Narvestad Utvikling og teknologi / Development and Technology Massimiliano Valenti Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Styret / Board of Directors Marco Alverà Styreleder / Chairman Franco Magnani Nestleder / Vice Chairman Thorhild Widvey Styremedlem / Director Antoni Panza Styremedlem / Director Alessandro Puliti Styremedlem / Eni Norge Managing Director Tone Reinskau Ansattes representant / Elected by the employees Dag Stensland Ansattes representant / Elected by the employees Franco Picciani Drift / Operations Aksel Luhr Juridisk, Styresekretær / Legal, Company Secretary Alessandro Bellina Terra Kontrakt og anskaffelser / Contracts and Procurement Andreas Wulff Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt / External Communication Styret / Board of Directors Styremøte i desember 2010 med besøk av Alberto Bonettini, visepresident internasjonal HR-ledelse. / Board meeting in December 2010 with Alberto Bonettini, Vice President International HR management, attending. Bakerst fra venstre / Back row, l-r: Alberto Bonettini, Franco Magnani, Antoni Panza, Alessandro Bellina Terra, Francesco Bertello, Franco Picciani, Massimiliano Valenti, Jan T. Narvestad, Francesco Caracciolo, Dag Stensland, Alessandro Puliti. Forran fra venstre / Front row, l-r: Arild Glæserud, Aksel Luhr, Thorhild Widvey, Liv Nielsen, Tone Reinskau. 4

Eni Norge Årsrapport årsrapport / Administrerende Styret direktørs kommentarer Annual Report Annual / Managing Report Director s / Board Of Comments Directors Administrerende direktørs kommentarer Managing Director s Comments For Eni Norge har 2010 vært et år i forandringens tegn. Vi har omorganisert for å møte nye utfordringer som operatør for Marulk i Norskehavet og Goliat i Barentshavet, og vi har fortsatt vår letestrategi for å finne og produsere mer olje og gass. Eni Norge er for øyeblikket operatør for 13 produksjonslisenser og har eierandeler i 49 lisenser. Produksjonen var i 2010 44,8 millioner fat oljeekvivalenter. 2010-resultatet var 2,4 % lavere enn i 2009 på grunn av planlagte og uforutsette produksjonsbegrensninger ved flere felt som Eni Norge har eierandeler i. Estimerte reserver har økt med 6 % i forhold til 2009 og utgjør 709 millioner fat oljeekvivalenter. Ett av høydepunktene i 2010 var Stortingets godkjennelse av Plan for utbygging og drift for Marulk sommeren 2010. Marulk er Eni Norges første egenopererte utbyggingsprosjekt som kommer i drift på norsk sokkel. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal 2012. Goliat-utbyggingen i Barentshavet er i ferd med å ta form. Plattformen er under bygging i Sør-Korea og de fleste store kontrakter i for bindelse med utbyggingen er tildelt. Mer enn 60 % av kontraktene er tildelt norsk leverandørindustri, dette tallet forventes å komme opp mot 65 %. Goliat-plattformen vil bli delvis elektrifisert og omfattende arbeid vil bli utført på land for å sikre tilførsel av strøm til Hammerfestområdet og Goliat. Endret regelverk hos Sjøfarts direktoratet har gjort det mulig å invitere kystfiskeflåten til å delta i den permanente kystnære oljevernberedskapen, noe som vil styrke den regionale oljevernberedskapen. Vinteren 2010 boret Eni Norge, som operatør av PL 489, Lundebrønnen 7120/12-5, og deltok som partner i to brønner, Fossekall 6608/10-14 og Flyndretind 6407/2-6S. Lundebrønnen ble forlatt som tørr, mens Fossekallbrønnen ble fullført med oljefunn og Flyndretindbrønnen påviste både gass og olje. Økt aktivitet har også gitt økt behov for arbeidskraft. Rekrutteringskampanjer igangsatt i 2010 vil fortsette også inn i 2011. Selskapet gjennomførte sine petroleumsaktiviteter i 2010 uten skadefravær. 2010 has been a year of change for Eni Norge. We have restructured the organisation to meet our new challenges as operator for the Marulk and Goliat fields in the Norwegian and the Barents Seas, respectively. We have also continued with our exploration strategy focused on finding and producing more oil and gas. Eni Norge is currently operator for 13 licences and has ownership in 49 licences. In 2010 production totalled 44.8 million barrels of oil equivalents. The 2010 results represent a 2.4% reduction compared with 2009, due to a combination of planned maintenance and unforeseen production downtime at several of our non-operated fields. The company s estimated reserves total 709 million barrels of oil equivalents an increase of 6% compared to 2009. One of the 2010 highlights was the approval of the Plan for Development and Operation of the Marulk field by the Norwegian Parliament during summer 2010. Marulk is the first development project operated by Eni Norge to start production on the Norwegian continental shelf. Production start-up is planned for the 2nd quarter of 2012. The Goliat development project in the Barents Sea has also changed during 2010. From a project on the drawing board, the platform is now under construction in South Korea, and the majority of the major contracts linked to the project have been awarded. More than 60 % of the contracts have been awarded to Norwegian suppliers, and this figure is anticipated to rise towards 65 %. The Goliat platform will be partly electrified, and extensive work will be carried out onshore to ensure reliable electricity supplies to both the Goliat platform and the Hammerfest area. Amendments to regulations issued by the Norwegian Maritime Directorate have made it possible to invite the coastal fishing fleet to participate as part of a permanent coastal oil spill contingency strategy, which in turn will reinforce the regional contingency strategy. In the winter of 2010 Eni Norge drilled the Lunde well (7120/12-5) as operator in PL489, and participated as partner in two other wells, Fossekall (6608/10-14) and Flyndretind (6407/2-6S). The Lunde well was abandoned as a dry hole, while the Fossekall well was completed as an oil discovery and the Flyndretind well encountered both gas and oil. Increased activity has also led to increased manpower requirements. Our recruitment campaign begun in 2010 will continue during 2011. The company recorded zero lost-time incidents while carrying out its petroleum-related activities in 2010. A. Puliti Administrerende direktør / Managing Director 5

Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2010 Annual Report / Annual Company Report Activities 2010 Årsberetning 2010 Annual Report 2010 Photo: www.riesto.no Eni Norge AS er et norsk selskap i den italienske Eni-gruppen, og alle aksjer er eiet av Eni International B.V., Amsterdam. Selskapet utfører leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og i Hammerfest. Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 49 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 13 utvinningstillatelser og har interesse 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-feltene som er under utbygging i henholdsvis Norskehavet og Barentshavet. Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni Group. Eni International B.V., Amsterdam, owns all shares. The Company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. The offices are located in Sandnes and in Hammerfest. By year-end, the Company s portfolio consisted of 49 licences on the Norwegian continental shelf. The Company is the operator of 13 licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Yttergryta. Eni Norge AS is the operator of the Marulk and Goliat fields which are under development in the Norwegian and the Barents Sea respectively. 6

Eni Norge Årsrapport årsrapport / Selskapets aktiviteter Aktiviteter Annual Report / Company Activities Selskapets aktiviteter Company Activities Leting Eni Norge boret én brønn som operatør i 2010. I løpet av 4. kvartal 2010 ble Lunde-brønnen 7120/12-5 i PL 489 boret med riggen Polar Pioneer. Brønnen ble forlatt som tørr brønn 3. januar 2011. Som partner deltok Eni Norge i to brønner i 2010. Begge ble fullført i løpet av året. Fossekall-brønnen (6608/10-14S) i PL 128 (Statoil operatør) i Norskehavet ble fullført med et oljefunn på juranivå. Brønnen ble boret i 1. kvartal 2010 og resultatet var bedre enn forventet. Hurtig utbygging i synergi med Dompap-funnet som ble gjort i 2009, er planlagt via Norne FPSO-fasilitetene. Flyndretind-brønnen (6407/2-6S) i PL 473 (Statoil operatør) i Norskehavet ble også fullført. Brønnen påviste gass og olje i jura som forventet. Utbygging er ikke bestemt ennå, men en mulighet er utbygging via Mikkel A-bunnrammen. En multiklient 3D-survey ble samlet inn i de utlyste 21. rundeblokkene vest av Loppa. Re-prosessering av eksisterende 3D i PL 529 (Eni Norge operatør) ble fullført. En 3D-survey ble samlet inn i PL 226-området (Statoil operatør) og prosessering er påbegynt. Re-prosessering av 3D-seismikk på PL 264 (Eni Norge operatør) er ferdig. En multiklient Geostreamer 2D-survey som dekker Victoria-strukturen (PL211/PL211B, Total operatør) er samlet inn og prosessering pågår. Re-prosessering og innsamling av 3D-seismikk i PL124 Heidrun nord (Statoil operatør) er fullført og seismisk inversjonsdata oppdatert i PL 312/PL074/PL473 Halten Øst-området (Statoil operatør). Myndighetene er informert om at Eni-opererte utvinningstillatelse PL 514 vil bli tilbakelevert (per 22. januar 2011) og at deler av utvinnings tillatelsene PL 122, PL 122B og PL 122C vil bli tilbakelevert (per 1. januar 2011). Av de tillatelsene som ikke er operert av Eni, vil deler av PL 211 og PL 095 bli tilbakelevert (per 1. januar 2011). Nona-funnet strekker seg ut i åpent område utenfor PL 074/ 074B (Statoil operatør). Det ble søkt om å få tildelt det området funnet dekker utenfor utvinningstillatelsen. Eni Norge har levert to søknader til 21. runde i Barentshavet. Utbygging Tyrihans har vært i stabil produksjon siden juli 2009. Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin. Hovedaktivitetene i 2010 har vært boring og komplettering av produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn. Undervanns-sjøvannsinjeksjonssystemet vil bli ferdigtestet og igangsatt når vanninjeksjonsbrønnen er klar, i løpet av januar 2011. Hoveddelen av modifikasjonene av overbygg på Kristin har blitt ferdigstilt i løpet av året. Mindre gjenstående tilleggsarbeid er forventet ferdigstilt i løpet av andre kvartal 2011. Exploration As Operator, one well was drilled by Eni Norge during 2010. The Lunde well 7120/12-5 on PL 489 was drilled in 4Q 2010 with Polar Pioneer rig. It was abandoned as dry well on January 3, 2011. As partner, Eni Norge participated in two wells that were completed during the year. The Fossekall well (6608/10-14S) on PL 128 (Statoil Op.) in the Norwegian Sea was completed as an oil discovery at Jurassic level. The well was drilled during the first quarter of 2010. The results were above expectation. Fast track development in synergy with Dompap discovery of 2009 is foreseen through Norne FPSO facilities. In PL 473 (Statoil Operator) in the Norwegian Sea, the Flyndretind well (6407/2-6S) was completed and tested as a gas discovery with oil ring at Jurassic level. Overall results were within the expectations. A possible development through Mikkel A template is to be defined. Seismic data were acquired as a multi client 3D survey in the bidding blocks of 21st Round (West of Loppa). The reprocessing of the existing 3D survey was completed in PL 529 (Eni Norge Operator). A 3D seismic survey was acquired as partners in the PL 226 area (Statoil Operator) and processing was initiated. 3D seismic reprocessing was completed in PL 264 in the Norwegian Sea and 2D multi client Geostreamer survey acquired covering Victoria structure in PL 211/PL 211B. Reprocessing and merge of 3D surveys in PL 124 (Heidrun north) were completed. Seismic inversion update was performed in PL 312/74/473 in Haltenbanken East area. The authorities were notified of the surrender of operated licence PL 514 (data validity January 22, 2011) and of partial relinquishment of operated Licences PL 122/122B/122C. In non-operated areas partial relinquishments were notified on PL 211 and PL 095 (effective date on both areas January 1, 2011). Protection acreage of the Nona discovery has been requested. The discovery is extending into open areas outside PL 074/074B (Statoil Operator). As for the 21st Round, Eni Norge has submitted two applications in the Barents Sea. Development Production from Tyrihans has been stable since start-up in July 2009. Tyrihans is a subsea development connected to Kristin. The main activities during 2010 comprise the drilling and completion of production wells and a water injection well. The water injection well is expected to be finalised in January 2011. The subsea water injection system will be tested and in operation when the well is completed. Most of the topside modifications at Kristin have been completed during the year. Minor remaining work will be finalised during the second quarter 2011. 7

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities Photo: News on Request Bildet er tatt på Kristin-plattformen som opereres av Statoil. / The picture is taken on the Kristin platform, which is operated by Statoil. Oljen fra Tyrihans føres til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass vil bli eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø. I Haltenbanken West Unit/Kristin-lisensen ble prosjektet for ombygging av Kristin-plattformen til lavtrykksproduksjon sanksjonert i slutten av året. Dette er et prosjekt som også lå i forutsetningene for godkjennelsen av den opprinnelige Plan for utbygging og drift (PUD) av feltet. Prosjektet består hovedsakelig av installasjon av en stor modul med en ny kompressor og hjelpeutstyr som vil sikre eksportkapasiteten for plattformen etter at den er endret til lavtrykksproduksjon. Fremtidig lavtrykksproduksjon var også del av vilkårene for godkjennelse av PUD av Tyrihans-feltet. Tyrihans-lisensen vil følgelig være ansvarlig for ca. 50 % av investeringene i ombyggingene på Kristinplattformen, men vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter på Kristin-plattformen. Planlagt oppstart er første kvartal 2014. Alt undervannsarbeid for Morvin er ferdigstilt og produksjonen ble startet 1. august som planlagt. Gjenstående arbeid med modifikasjoner av overbygg på Åsgard B ble ferdigstilt og hoveddelen av arbeidsstyrken demobilisert ved årets slutt. Mindre gjenstående arbeid vil bli fullført i løpet av første kvartal 2011. Boring og komplettering av produksjonsbrønner har fortsatt i 2010 og ved årets slutt ble boringen av nedre del av siste brønnen startet. Denne brønnen er planlagt boret ned i Tofte- og Tilje-formasjonene og er forventet ferdigstilt i andre kvartal 2011. Brønnstrømmen fra Morvin blir prosessert på Åsgard B og ført til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass blir eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø. Trestakk-prospektet er fortsatt midlertidig stoppet. Nye vurderinger og optimalisering vil være nødvendig før en utbyggingsbeslutning kan tas. På Norne-feltet er arbeidene med installasjon av en ny brønnramme ferdigstilt og boring og komplettering av en brønn er planlagt i februar 2011. Den nye boreriggen Aker Spitsbergen gjennomfører bore- og Oil from Tyrihans is transported to the storage facility at the Åsgard C platform for further transport by shuttle tanker to the market. Wet gas will be exported via the Åsgard Transport system to the gas treatment terminal at Kårstø. The modification of the Kristin platform to low pressure production was approved by the Haltenbanken West Unit/Kristin licence towards the end of the year. The project is part of the fulfilment of the government s requirements regarding the development and operation of the field. The project includes the installation of a large module consisting of a new compressor and equipment to ensure stable export flow capacity from the platform after the rebuild to low pressure production. Future low pressure production was also part of the government s requirements for the approval of the Plan for Development and Operation (PDO) of the Tyrihans field. The Tyrihans licence is consequently responsible for 50% of the investments in the rebuild of the Kristin platform, but will at the same time keep the low pressure production rights on the Kristin platform when the low pressure production commences during first quarter 2014. All subsea work on Morvin has been finalised and production started 1st August as planned. Remaining work on topside modifications on Åsgard B was completed and the major part of the work force involved, demobilised by the year end. Minor remaining work will be completed during the first quarter 2011. Drilling and completion of production wells continued in 2010 and by the year end, the drilling of the lower part of the last well was started. This well s target is the Tofte and Tilje formations. The well is expected to be completed second quarter 2011. The well stream from Morvin will be processed at Åsgard B and exported to the storage facility at Åsgard C for further transport to the market by shuttle tankers. Wet gas will be exported via the Åsgard Transport system to the gas treatment terminal at Kårstø. The Trestakk field is still on hold. New assessments and optimisations will be necessary before a decision can be made regarding development. 8

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities kompletteringsarbeid og forventet produksjonsoppstart er februar/ mars. I Norne-området planlegges et nytt subsea tie-back-prosjekt kalt Fossekall Dompap. Dette er et såkalt fast track -prosjekt og krever preinvesteringer fra Eni Norge. Det er planlagt boring av 10 brønner og oljeproduksjon vil starte ved årsskiftet 2012-2013. På Åsgard-feltet er Smørbukk nordøst-prosjektet startet og produksjonsstart er forventet i november 2011. Prosjektet Åsgard Subsea Kompresjon er etablert for å sikre stabile strømningsforhold i rørsystemene mellom Mikkel/Midgard og Åsgard ved hjelp av undersjøisk kompresjon. Teknologikvalifisering er i hovedsak ferdig. Fullskala kompressortesting pågår ved K-lab på Kårstø. Overordnet mål er å ha en undersjøisk kompressor kvalifisert, installert og i drift før tidspunktet når ustabile strømningsforhold oppstår, som er antatt i 2014. CO 2 -innholdet i gassen som eksporteres fra Haltenbanken gjennom Åsgard Transport, vil øke i årene fremover. Økningen skyldes at flere nye felt (Tyrihans, Morvin, Skarv) vil levere gass med CO 2 -innhold over spesifikasjonen, samt at gassen som eksporteres fra Åsgard, vil få økt innhold av CO 2. Aktørene i Gassled vedtok i 2009 å gjennomføre det såkalte DIXO-prosjektet ( Double Inlet Crossover ) på Kårstø, da dette ble vurdert som mest hensiktsmessig ut fra en kost-/nyttevurdering. Anslått investering er 1,2 milliarder kroner, og driftsstart er forventet i april 2011. I prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II fortsatte utviklingsarbeidet i konseptdefinisjonsfasen og anbudsarbeidet ble utført høsten 2010. Prosjektet med vanninjeksjon fra havbunnen på Ekofisk Sør, som erstatter injektorene på 2/4 W-plattformen, ble godkjent første halvår i 2009, og boring av brønner med Maersk Innovator ble avsluttet i september 2010. Dette prosjektet ble gjennomført foran plan og langt under budsjett. Et nytt boligkvarter, Ekofisk 2/4 L, skal være på plass i 2013. Situasjonen rundt innkvarteringskapasiteten på Ekofisk-senteret må midlertidig forbedres og Master Marine, en oppjekkbar riggløsning, er derfor under bygging i Batam med planlagt ankomst Ekofisk i andre kvartal av 2011. Prosjektet Life of Field Seismic ble godkjent for gjennomføringsfase i mars 2009 og ble installert i 2010. Første seismikk-operasjon over de permanent installerte kablene ble påbegynt dette året. Tor-feltet er under evaluering med et mål om å avslutte konseptvalget i 2011. Ekofisk sluttdisponeringsprosjekt har fjernet en rekke plattformer i 2010 og fortsetter etter planen neste år med ytterligere plattformer. Prosjektet følger plan og kostnader er under plan. Produksjon Egenproduksjonen av olje, NGL og gass for 2010 var 44,8 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE), mot et samlet produksjonsvolum på 45,9 MFOE i 2009. Olje-, kondensat og NGL-produksjonen bidro med 60,1 % av den totale produksjonen. De største bidragsyterne var Åsgard-feltet med 19,4 MFOE (20,3 MFOE i 2009) og Ekofisk-området med 12,5 MFOE (14,2 MFOE i 2009). At the Norne field, the work of installing a new template has been completed and drilling and completion of one well is planned for February 2011. Drilling and completion work will be performed by the new drilling rig Aker Spitsbergen and production start-up is planned for February/March. At the Norne field, work is in progress to initiate a new subsea tie-back project called Fossekall Dompap. This is a so called fast track project and requires pre-investments by Eni Norge. The project included the drilling of 10 wells, and oil production is estimated to commence during 2012-2013. At the Åsgard field, Smørbukk North East project is operational. Production start-up is expected in November 2011. The Åsgard Subsea Compression project has been set up to ensure stable flow conditions in the pipeline systems between Mikkel/ Midgard and Åsgard by means of subsea compression. Technology qualification is basically completed. Full-scale compression testing is currently being carried out at the K-lab facilities at Kårstø. The overall goal is to achieve qualification of a subsea compressor and to have it installed and in operation before unstable flow conditions arise, which is expected to be in 2014. The CO 2 content of the gas exported from Haltenbaken via Åsgard Transport will increase in the coming years. The increase is the result of several new fields (Tyrihans, Morvin, Skarv) which will supply gas with CO 2 content higher than the specification, as well as an increasing CO 2 content of the gas exported from Åsgard. In 2009 the Gassled shippers decided to implement the so-called DIXO (double Inlet Crossover) project at Kårstø, since this was considered most practical based on a cost-benefit analysis. The estimated investment in this project is NOK 1.2 billion and operations start-up is expected in April 2011. Ekofisk South and Eldfisk II continued their development work in the concept definition phase and the tendering process was completed autumn 2010. The subsea water injection project at Ekofisk South which replaces the injectors at the 2/4 W platform, was approved in the first half of 2009, and drilling of wells with Maersk Innovator completed in September 2010. The project was carried out ahead of schedule and far below budget. The new accommodation installation, Ekofisk 2/4L, is to be in place in 2013. The accommodation capacity at the Ekofisk centre must be temporarily improved, and the Master Marine, a jack-up facility, is being built in Batam with planned arrival at Ekofisk in the second quarter of 2011. The Life of Field Seismic project was approved for implementation in March 2009 and installed in 2010. The first seismic operation over the permanent cables was commenced this year. The Tor field is being evaluated with the objective of completing the choice of concept in 2011. The Ekofisk cessation project has completed its work of removing several platforms during 2010 and will continue according to schedule to remove more platforms next year. The project is on schedule and costs below budget. Production The Equity production of oil, NGL and gas was 44.8 million barrels of 9

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norne-området bidro med til sammen 11,6 MFOE (11,5 MFOE i 2009). Den 1. august 2010 startet Morvin produksjon. Feltet produserte 1,3 MFOE i 2010, og det forventes økt bidrag de neste årene. Det var flere perioder med produksjonsbegrensninger i 2010. Noen var planlagte, slik som revisjonsstans i 21 dager på Kårstø i august og september. Dette påvirket Åsgard, Mikkel, Yttergryta, Morvin, Kristin, Tyrihans og Norne-området. I juni var det revisjonstans på Ekofisk (18 dager) og Heidrun (26 dager). Kristin og Tyrihans har hatt redusert produksjon i løpet av året. I mars var det grunnet nedstrøm CO 2 -restriksjoner, i april riser-problemer, i mai gasslekkasje og i desember prosessorproblemer. For Morvin var det fra midten av oktober og ut året en redusert flow rate på grunn av brønnintegritet-utfordringer. Heidrun hadde i juli en utvidet igangkjøringsperiode etter revisjonsstans. I januar og desember ble produksjonen redusert på Halten Nordlandsfeltene på grunn av fakkel- og prosessorproblemer på Kårstø. Reserver Godkjenningen av Plan for utbygging og drift (PUD) i april for Marulk, økte selskapets dokumenterte reserver. En annen bidragsyter var Tyrihans, som kom i produksjon i 2009 og viste et langt bedre produksjonspotensial enn forventet. Selskapet kunne dermed i 2010 bekrefte sannsynlige reserver som dokumenterte reserver. Men den totale økningen av dokumenterte reserver klarte ikke å kompensere for 2010-produksjonen, og de dokumenterte reservene ved årets slutt var 418 MFOE, som er en reduksjon på 5 % sammenlignet med foregående år. Estimatet for dokumenterte og sannsynlige reserver utgjorde totalt 709 MFOE, en økning på 6 % sammenlignet med året før. Kategoriene mulige reserver og betingede ressurser utgjorde til sammen 350 MFOE. Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2013. Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisens PL 229/PL 229B, der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er eneste 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 1997. Runden ble igangsatt av myndighetene for å få en økt interesse i Barentshavet som oljeog gassregion. PL 229B ble tildelt i 2007. En mindre del av Goliat er kartlagt til å ligge i PL 229B. 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 har blitt funnet olje og gass i flere strukturer/segmenter på flere nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner oil equivalents (MBOE), a slight decrease compared with the previous year (45.9 MBOE). Oil, condensate and NGL production contributed with 60.1% of the total production. The greatest contributors to production were the Åsgard Unit, 19.4 MBOE (20.3 MBOE in 2009) and the Ekofisk area fields, 12.5 MBOE (14.2 MBOE in 2009). The contribution from Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was 11.6 MBOE (11.5 MBOE in 2009). The start-up of Morvin field took place 1st of August. The field added 1.3 MBOE in 2010. A higher contribution is expected the coming years. There were several periods of production curtailments during 2010. Some were planned, such as the Kårstø Turnaround in August and September. This affected Åsgard, Mikkel, Yttergryta, Morvin, Kristin, Tyrihans and the Norne-area. In June there was a revision stop at the Ekofisk complex (18 days) and a turnaround on Heidrun (26 days). Kristin and Tyrihans have during the year experienced production cuts in March due to downstream CO 2 constraints, in April riser problems, in May gas leakage and in December various processing problems. Morvin had, from the middle of October till the end of December, a reduced flow rate due to well integrity challenges. Heidrun had in July an extended commissioning period after the 2010 revision stop. In January and December the Haltenbanken fields were prevented to produce a period of time due to flare and compressor problems at Kårstø. Reserves The approval of the Plan for Development and Operation (PDO) in April for Marulk has generated an increase in the proven reserves. Another contributor was Tyrihans, which started production in 2009 and showed far better production potential than anticipated allowing, in 2010, to promote probable reserves into proven reserves. However, the total promotion did not compensate the 2010 production and the proven reserves at year end were 418 MBOE, which is a decrease of 5% compared with the previous year. The estimated number of documented and probable reserves amount to a total of 709 MBOE, an increase of 6% compared to the year before. The possible and contingent reserve categories amount to a total of 350 MBOE. Goliat Development Project Goliat is the first oil field which will come into operation in the Barents Sea. Planned start of production is 4th quarter of 2013. Goliat development includes the production licences PL 229/PL 229B where Eni Norge is the operator with a share of 65%. Statoil is the other partner with a share of 35%. Goliat is located in PL 229 and PL 229B covering several blocks within Finnmark west in the southern Barents Sea (Blocks 7122 / 7 and 7122 / 8 and parts of the 7122 / 9, 7122/10 and 7123 / 7). PL 229 was awarded in the Barents round in 1997. PL 229B was awarded in 2007. A small portion of Goliat has been mapped to lie in PL 229B. The oil was found in Realgrunnen exploration well 7122/7-1 in 2000. 10

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities Sm 3 olje. Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte, men planlegges eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for oppstart av gassalg 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 2009. 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 produsenter (tre flergrensbrønner), ni brukt til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon. Med tanke på 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. Prosjektgjennomføringen av Goliat går i hovedsak som planlagt og prosjektet planlegges å bli satt i drift i løpet av 4. kvartal 2013. Det er ikke større avvik på kostnadsutviklingen og prosjektet forventes gjennomført innenfor kostnadsrammene fastsatt i PUD-søknaden. The licence has in total drilled five wells plus a sidetrack on the Goliat in the period 2000-2007. It has been found oil and gas in several structures / segments on several levels. The recoverable oil reserves are estimated to about 28 million Sm 3 oil. The gas is planned re-injected for pressure support in the early production phase, but planned for export at a later date. The timing of the commencement of gas sales is dependent on establishment of export solutions. Eni Norge has various ongoing studies to investigate possible gas export solutions. The recoverable gas reserves are estimated to be approx. 8 billion Sm 3. In December 2007 the owners approved a development concept based on a floating production, storage and offloading facility (FPSO) connected to subsea wells. PDO was submitted to the government in February 2009 and approved by the Storting (parliament) in June 2009. The selected FPSO concept consists of a circular hull with processing plants, oil storage and living quarters. Produced water will be reinjected into the reservoir. Produced oil is stored on the FPSO for further transport by shuttle tankers to the market. The strategy for the drainage of the reservoirs will include water and gas injection, using a total of 8 templates with 22 wells of which 11 are producers (three multilateral wells), nine used for water injection and two for gas injection. Given the goals of emission reductions, the project will use electricity from land via a subsea power cable, combined with 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 the production facilities are designed to secure a good working environment as well as comply with all the relevant rules and regulations. Photo: News on Request 11

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities De fleste av EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse. De største og mest betydningsfulle kontraktene er tildelt som følger: EPC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg ble tildelt Aker Subsea høsten 2009 EPCI-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervannsinstallasjon ble tildelt Technip Norge høsten 2009 EPC-kontrakten for bygging av FPSO-enheten ble tildelt i februar 2010 til Hyundai Heavy Industries (Korea) EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land, ble sommeren 2010 tildelt ABB AB (Sverige) EPC-kontrakten for byggingen av landbasert strømforsyningsanlegg for Goliat-feltet ble høsten 2010 tildelt Siemens AS EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankringsutstyr ble tildelt Aker Pusnes sommeren 2010 EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje ble tildelt APL Norge sommeren 2010 EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene ble tildelt Vicinay Cadenas (Spania) De to siste av de større EPC-kontraktene (polyester-forankringsliner og kontrakt for slep og installasjon av FPSO-enheten) er planlagt tildelt i 2011. I tillegg er Sevan Marine tildelt en kontrakt for engineering og prosjekteringsstøtte. Norsk andel av Goliat-utbyggingen er beregnet å bli tett opp mot 65 %. Viktige begivenheter i prosjektgjennomføringen i 2011 vil være byggestart av FPSO-enheten hos Hyundai i løpet av sommeren 2011 og installasjon av brønnrammene offshore som er planlagt utført vår/sommer 2011. Eni Norge har en avtale med Saipem Norge om leie av den nybygde riggen Scarabeo 8 for å utføre produksjonsboringen på Goliat. Opprinnelig plan var å starte boringen sommeren 2011, men grunnet forsinkelser knyttet til ferdigstillelse og nødvendig vinterisering av Scarabeo 8, vil oppstart av boring bli ca. 6 mnd utsatt. Dette har imidlertid ingen innflytelse på planlagt produksjonsstart i 4. kvartal 2013. Marulk Marulk er Eni Norges første egenopererte utbyggingsprosjekt som kommer i drift på norsk sokkel. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal 2012. Marulk-gruppen omfatter produksjonslisens 122/A/B/C/D der Eni Norge er operatør med en eierandel på 20 %. Statoil og DONG Energy er partnere med en eierandel på henholdsvis 50 % og 30 %. Funnet på Marulk-feltet ble gjort i 1992. Resultatet av to letebrønner (i 1986 og 1994) og en evalueringsbrønn i 2007 la grunnlaget for avgjørelsen om konseptevaluering i oktober 2008. Valg av konsept ble gjort i november 2009, og lisenstilslutning om gjennomføring av utbyggingsprosjektet ble gitt i april i 2010, samtidig som Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert til myndighetene. PUD ble godkjent i august 2010. Marulk-feltet er lokalisert i Haltenbanken-området nær Norne-feltet. Marulk blir bygd ut som en satellitt koblet til Norne FPSO-enheten. Dette er tilsvarende den utbyggingsløsningen som ble valgt for Alve. Basiskonseptet består av en brønnramme med fire slisser med to produksjonsbrønner. Kontroll- og kjemikalieinjeksjonskabelen vil være en forlengelse (omtrent 13 km) til Alve, og en produksjonsrørledning Goliat project execution is progressing according to the original plan and production start up by the fourth quarter 2013 maintained. There are no major deviations in the development costs and the project is forecasted completed within the original PDO cost estimate. Most of the EPC contracts have been awarded and are now under execution. The most significant are as follows; EPC contract for the subsea production systems awarded to Aker Subsea autumn 2009 EPCI contract for the flow lines, risers and subsea installation awarded to Technip Norge autumn 2009 EPC contract for the FPSO unit was awarded in February 2010 to Hyundai Heavy Industries (Korea) EPC contract for subsea cable awarded to ABB AB (Sweden) summer 2010. EPC contract for the construction of land-based trafo station plus some 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 to Vicinay Cadenas (Spain) late summer 2010 The two remaining larger EPC contracts (polyester mooring rope fabrication and the contract for tow and installation of the FPSO unit) are scheduled awarded in 2011. Sevan Marine has been awarded a contract for engineering and engineering support. The overall Norwegian content of the complete Goliat development cost is expected to become close to 65%. Major events planned in 2011 will be the start up of the FPSO construction work at the Hyundai yard in Korea and installation of the templates offshore during spring/early summer 2011. Eni Norge has an agreement with Saipem Norway to utilise the new built drilling rig Scarabeo 8 to carry out production drilling on Goliat. The original plan was to start drilling in summer of 2011, but due to delays related to completion and necessary winterisation of the Scarabeo 8 the drilling operation will be approx. 6 months deferred. This has no effect on the planned production start during the fourth quarter of 2013. Marulk The Marulk development is the Company s second major development, with planned production start up in second quarter 2012. The Marulk group comprises Production Licences 122/A/B/C/D in which Eni Norge has a participation of 20%, Statoil 50% and DONG Energy 30%. The Marulk field was discovered in 1992. The results of two subsequent exploration wells (in 1986 and 1994) and an appraisal well in 2007 provided the basis for the decision to continue with the project in October 2008. The development concept was decided upon in November 2009. Licence owners approval and Plan for Development and Operation (PDO) was completed in April 2010. The PDO was approved in August 2010. The Marulk field is located in the Halten Nordland area close to the Norne field. Marulk will be developed as a satellite tie back to the 12

Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities (30 km) vil bli lagt fra brønnrammen på Marulk til FPSO-enheten på Norne-feltet. Marulk inneholder hovedsakelig gass med et lavt CO 2 -innhold og dessuten noe kondensat. Utvinnbare reserver er beregnet til 74 MFOE. De totale investeringene er estimert til i størrelsesorden fire milliarder kroner. For å bidra til en kostnadseffektiv gjennomføring av Marulkutbyggingen, og for å dra nytte av erfaringer og synergier fra eksisterende satellitter i Norne-området, har Eni Norge og Statoil inngått en samarbeidsavtale for prosjektgjennomføringen. Eni Norge som operatør, vil ha det overordnede ansvar for utbyggingen i tillegg til ansvar for boring og komplettering, alt undergrunnsarbeid og kontakt med myndighetene. Statoil vil bistå Eni Norge ved å utføre alt arbeid i forbindelse med undervannsanleggene og nødvendige modifikasjoner på Norne FPSO-enheten. Alt innkjøp av utstyr med lang leveringstid og alle hovedkontrakter er plassert første halvår 2010. Total fremdrift per 31. januar 2010 er 30 % og tilhørende faktiske kostnader er cirka 900 MNOK. Arbeidet går i henhold til plan. Størsteparten av gjenstående arbeid planlegges utført i 2011, inklusive marine-operasjoner samt oppstart av boreaktivitet. Norne FPSO, similar to the concept selected for Alve. Base case concept consists of one four slot template with two producers. The control and chemical injection umbilical will be an extension (approx. 13 km) from the Alve template, and a production flow line (30 km) will be routed from the Marulk template to the Norne FPSO. The field is primarily a low-co 2 gas field, containing some condensate. Recoverable reserves are estimated to approx. 70 MBOE. Total investments will be in the order of NOK 4 billion. In order to promote cost effective implementation of Marulk and to take advantage of the experience gained and synergies developed during the Alve project and other satellite developments in the Norne area, Eni Norge and Statoil have entered into a joint working agreement. As part of the agreement, Eni Norge will, as operator, have the overall responsibility for the development, as well as the drilling and completion, subsurface work and all contacts towards the authorities. Statoil will assist Eni Norge by taking responsibility for all work related to the subsea facilities and necessary modifications on the Norne FPSO. Pre-commitments of equipment with long delivery time have been made and all main contracts have been awarded during the first half of 2010. The project was by December 31, 2010 30% completed and costs amounted to approx. 900 MNOK. The project is on schedule. Most of the remaining work will be performed during 2011. This includes marine operations as well as drilling. Photo: Tom Haga 13

Eni Eni Norge Norge årsrapport årsrapport / / Organisasjon Selskapets aktiviteter og HR Annual Report / Organisation Annual Report and / Company Human Resources Activities Organisasjon og HR Organisation and Human Resources Photo: News on Request Eni Norge hadde ved utgangen av året 206 ansatte, hvorav fire er stasjonert i andre selskaper i Eni Gruppen og tre er ansatt ved kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesialkompetanse har økt i prosjekter som Goliat og Marulk. Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk. Flere ansatte har i løpet av 2010 hatt positiv nytte av selskapets seniorpolitikk, noe som har bidratt til at bedriften har fått beholde den viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar. Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de utfordringer og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende prosjekter. Ved kontoret i Hammerfest er det ansatt en ny industrikoordinator. Industrikoordinatoren skal arbeide med å utvikle regional industri i tilknytning til Goliat-utbyggingen og selskapets fremtidige aktiviteter i Barentshavet. I og med at Goliat-utbyggingen nå er godkjent av myndighetene vil selskapet ta spesielt hensyn til kvalifiserte søkere fra Finnmark og de øvrige nordlige fylkene. Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre er uendret. Av selskapets syv styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke iverksatt likestillingstiltak eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i 2011. At the end of 2010 Eni Norge AS had 206 employees, of whom four were assigned to other companies within the Eni Group and three were employed in the regional office in Hammerfest. The number of hired technical personnel with specialised skills has increased in projects such as Goliat and Marulk. Eni Norge has adopted Seniors Policy guidelines. In 2010, several employees have benefited from the Company s Seniors Policy, enabling the Company to retain the important skills and expertise which senior employees possess. The Company has consolidated staffing levels and expertise to meet the challenges and requirements which are a natural consequence of demanding projects. A new industrial coordinator has been appointed at the Hammerfest office. The industrial co-ordinator will work to develop the regional industry associated with the Goliat development and the Company s future operations in the Barents Sea. Now that the Goliat development has been approved by the authorities, the Company will give special consideration to qualified job applicants from Finnmark and the northern counties. The ratio of women to men among locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of the Company s seven Board 14

Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR Annual Report / Organisation and Human Resources Opplæring Innenfor området for opplæring og utvikling har fokus i 2010 vært å videreføre eksisterende programmer for lederutvikling, It-kompetanse, styringssystem og interne prosesser samt helse, miljø, sikkerhet og beredskap. Grunnet fortsatt nyrekruttering er orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte samt videreutvikling av teknisk kjernekompetanse også et fokusområde. Integreringen av nyansatte er forsterket med obligatoriske krav til aktiviteter for samhandling og lagbygging i alle avdelinger. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet, blant annet gjennom Eni Corporate University. Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet i Barentshavet og etablering i Hammerfest, har selskapet opprettholdt kontakten og dialogen med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra til og understøtte kompetanseheving i dette området. Eni Norge vil bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen som: a) øker interesse for og kunnskap om de naturvitenskapelige fag, b) øker kunnskap om, og interesse for å velge, petroleumsrettede fag for videre utdanning, c) øker produksjon av, og kvalitet på, ferdige kandidater fra videregående/høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevante for rekruttering til petroleumsindustrien, og d) støtte og tilrettelegging i forbindelse med læreplasser innen ulike fagdisipliner. Partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for høyere utdanning og forskning er allerede inngått, og konkrete prosjekter er gitt finansiell støtte. 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 gjennom hele perioden fra innflytting i april 2007 bekrefter at våre ansatte i økende grad er godt fornøyd med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og er tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne og i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven). Grunnet stor bemanningsvekst det siste året har det vært nødvendig med omdisponering av kontorene for å ha en god, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen samt gi plass til enkelte avdelinger som har hatt 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 møblert for opptil 10 arbeidsplasser. En leieavtale om tilgang til kontor- og møteromsfasiliteter sentralt i Oslo, møblert for fire arbeidsplasser, ble terminert ved årets slutt. Sykefravær For 2009 var sykefraværet 2,3 %. Målsettingen for 2010 var å opprettholde et lavt sykefravær. Resultatet ble en ytterligere forbedring og endte på 1,9 %. members are women. The Company has not initiated any equality initiatives or plans for facilitating equality in 2011. Training In the field of training and development, our focus in 2010 has been on continuing existing programmes in management development, IT skills, management systems and internal processes, as well as health, safety, and environmental issues and contingency planning. Because of the continued high level of recruitment, induction and training programmes for new employees and the development of technical core skills are areas of focus. The integration of new employees has been promoted by means of compulsory requirements for activities addressing employee interaction and team building in all departments. Emphasis is placed on active knowledge management in the group, among other things making use of the Eni Corporate University. As a result of the Company s work in developing the Goliat field in the Barents Sea and the establishment of the Hammerfest office, the Company has maintained contact and dialogue with educational and knowledge-based institutions in the northern regions, in order to contribute to and support the raising of levels of expertise in the area. Eni Norge will contribute to initiatives at all levels in the educational system, including: a) raising levels of interest in and knowledge of the natural sciences, b) raising levels of interest in and knowledge of petroleum-related subjects in connection with higher education, c) increasing the number and quality of students qualified in technical fields relevant to recruitment in the petroleum industry from upper secondary schools, colleges and universities in Finnmark, and d) support and organisation in connection with studies in various technical fields. Partnerships have already been entered into with upper secondary schools and higher education and research institutions, and financial support has been granted for specific projects. Eni Norge s objective is to continue this work in the year ahead. Office premises The Company is located in rented office premises in Vestre Svanholmen 12 at Forus in Sandnes municipality. Continuous experience since moving in April 2007 confirms that our employees are increasingly satisfied with the physical working environment. The building is in accordance to universal design and in compliance with the intent of the Discrimination act. As a result of considerable growth in staffing levels in the past year some adaptation has been necessary to create good, rational and professional interaction in the organisation and to make room for some departments which have grown more rapidly than others. In 2008 the Company moved into rented office premises in Hammerfest. In addition to being a representative office with conference facilities, the premises are furnished to accommodate up to ten employees. A rental agreement providing access to office and conference facilities in central Oslo, furnished to accommodate four employees was finalised at the end of the year. Absence due to personal sickness The absence due to personal sickness in 2009 was 2.3%. The objective for 2010 was to maintain a low level. The absence in 2010 ended on an improved and excellent level of 1.9 %. 15

Eni Eni Norge Norge årsrapport årsrapport / / Helse, Selskapets miljø, aktiviteter sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Annual Safety, Report Environment / Company and Activities Quality Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Health, Safety, Environment and Quality Photo: News on Request 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 for oljesøl som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2010 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med selskapets petroleumsvirksomhet. Selskapet har i 2010 fortsatt med oppbygging av oljevernberedskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det legges 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 som har inngående kjennskap til farvannene, vil være et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell vil bli plassert ut på nye depoter i Hasvik og Måsøy kommuner. Systemer og organisasjon rundt oljevernet er under oppbygging og planlegges operativt høsten 2011. Deler av beredskapen ble i 2010 testet i felles øvelse arrangert av NOFO i forbindelse med selskapets boring av letebrønnen Lunde (7129/12-5 i PL 489). 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 14001. Reorganiseringen av Eni Norge i 2010 har satt fokus på styringssystemet, og en gjennomgang og oppdatering av systemet er igangsatt. Denne oppdateringen reflekterer organisasjonsendringene og selskapets ekspansjon innen utbygging og som driftsoperatør. 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 IAarbeidet 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. Vi håper at vi, som en konsekvens av dette, kan opprettholde et lavt sykefravær. Den lave graden av sykefravær ble opprettholdt i samsvar med målet. Selv om omorganisering i 2010 har vært krevende, anser styret arbeidsmiljøet som tilfredsstillende. Avfallshåndtering Det er rapportert 11 520 liter papiravfall til makulering/mottatt av FRETEX, og 18 720 kg papir og papp tømt av vaktmester. Videre er 27 560 kg restavfall kjørt til tømming av egen vaktmester. Gjenvinningsgrad er 40,45 %. Declaration regarding health, safety, environmental and quality issues The Company s objective is to carry out our operations without personal injury 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. The Company carried out its petroleum activities in 2010 without serious damage to the environment or assets, and without any serious injuries. The Company has in 2010 continued the development of the oil spill response system and the organisation supporting the Company s petroleum activities in the Barents Sea. Strengthening the coastal oil spill response has been emphasised and new emergency preparedness concepts developed for sea and land. A core element in this preparedness is the use of fishing vessels with tailor-made oil spill response systems and crew with detailed local knowledge. Dedicated oil spill recovery systems will be located at new depots at Hasvik and Måløy municipalities. The oil spill response system and supporting organisation are being established and are expected to be operational during the autumn of 2011. Parts of the response system were tested in 2010 during a common exercise arranged by NOFO in conjunction with the Company s drilling of the Lunde exploration well (7129/12-5 in PL 489). Promoting a good working environment and HSE culture is a Company business objective and is thus an integral part of the Company s overall management system. The management system is certified according to the ISO 14001 standard. The 2010 reorganisation of the Eni Norge put the management system in focus, and a review and update of the system has started. This update reflects the new organisation and the expansion into new development activities and future operations. Health and the working environment In addition to the compulsory Working Environment Committee and the health and safety representative system, the Company maintains an occupational health service with an emphasis on preventive measures. Eni Norge is an Including Workplace (IW) and the objective of our IW activities has been discussed and consolidated, both internally and with the relevant authorities. The Company has an active sports and social club which is run by the employees. As a result of the training facilities located within the Company s office building, organised training is available to all employees and forms a preventive health measure. Specific objectives are designed to improve the general working environment, encourage co-operation in the workforce, ensure the best possible introduction of new employees, stimulate the sharing of skills and encourage cultural integration and understanding. The employees are invited and encouraged to participate in improving the safety and working environment of the Company, and are involved in the review and update of the Company s management system. As a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. The low level of sickness absence has to date been maintained according to the objectives. 17

Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Energiforbruket for kontorlokalene i 2010 var på 2 097 808 kwh mot 1 898 416 kwh i 2009. Selskapet eier ingen bygninger som er bygd i perioden 1960 1980, og har dermed ingen kjente eller sannsynlige aktiviteter knyttet til produkter som er forurenset med PCB. Den norske kontinentalsokkelen Selskapet boret en letebrønn i utvinningstillatelse 489 i Barentshavet. Boringen ble påbegynt 15. oktober og ferdigstilt 3. januar 2011. 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 Ekofisk-området, 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. Eni Norges andel av transporten og utslippene er omtrent 2 % av den totale norske transporten. 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 2010 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: 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 spesielt fokus på Barentshavet. Miljømessig risikostyring av utforskings- og produksjonsaktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene. Even though the Company has gone through a challenging reorganisation in 2010, the Board of Directors consider the working environment to be satisfactory. Waste disposal FRETEX has reported a total of 11 520 litres of waste paper received for shredding, and 18 720 kilograms of paper and cardboard has been disposed of by the caretaker. In addition, 27 560 kg of non-recyclable waste has been transported for disposal by a separate caretaker. The recycling rate is 40.45%. The energy consumption in the office premises in 2010 was 2 097 808 kwh compared with 1 898 416 kwh in 2009. The Company owns no buildings constructed during the period 1960 1980 and as such carries on no activities with products that are known or likely to be contaminated with PCBs. The Norwegian continental shelf The Company has drilled one exploration well in PL 489 in the Barents Sea. The drilling was commenced October 15 and completed January 3, 2011. Partnerships Environmental reporting for fields in which the Company is a partner is carried out by the Operator pursuant to the rules for both producing fields and exploration wells. The Company has partnership interests in the oil and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin and Kristin fields. The Company s share of gas which is 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. Eni Norge s share of the transport and emissions is about 2% of total Norwegian transport. Pursuant to the regulations, the Operator is responsible for reporting emissions in connection with the transport of oil through pipelines. HSE-related R&D projects In 2010, Eni Norge continued its support to 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 main research areas were: Improvement of oil spill contingency strategies mainly focused on shoreline protection, and related to activities in the Barents Sea and the sub-arctic regions. Development of methods and protocols for biodiversity management in the Barents Sea and other sensitive offshore areas. Environmental Risk Management of exploration and production activities in the Barents Sea and Arctic regions. 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 drilling-related emissions since 2006. Utslipp/Discharges Enhet / Unit 2010 2009 2008 2007 2006 Borekaks/Drill cuttings Tonn(es)/m 0,09-0,46 0,37 0,07 Grønne kjemikalier/green category chemicals Tonn(es)/m 0,05-0,29 0,26 0,11 Gule kjemikalier/yellow category chemicals kg/m 0,02-18 8,80 0,08 Røde kjemikalier/red category chemicals kg/m 0-0 0 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 2006. Utslipp og avfall produsert offshore/ 2010 2009 2008 2007 2006 Offshore emissions, discharges and waste generated Antall brønner / Number of wells 1-2 2 2 Oljeutslipp (m 3 ) / Oil discharge (m 3 ) 0-7 0 0 Utslipp av CO 2 (t) / Emissions of CO 2 (t) 6,225-15 050,0 7 396,0 9 295,0 Utslipp av CO (t) / Emissions of CO (t) - - 32,5 16,0 20,0 Utslipp av NO X (t) / Emissions of NO X (t) - - 321,5 165,0 202,0 Utslipp av VOC (t) / Emissions of VOC (t) - - 22,9 12,0 15,0 Borekaks (m 3 ) / Drill cuttings (m 3 ) - - 1 147,0 706,0 349,0 Boreslam (m 3 ) / Drilling mud (m 3 ) - - 4 978,0 4 474,0 2 140,0 Sement (m 3 ) / Cement (m 3 ) - - 68,2 34,0 35,0 Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t) - - 74,1 25,9 6,6 Papir (t) / Paper (t) - - 1,7 4,0 2,0 Plast (t) / Plastics (t) - - 3,4 8,1 1,4 Metall (t) / Metal (t) - - 69,1 49,0 16,5 Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t) - - 2 657,0 1 059,0 443,0 Photo: News on Request 19

Eni Eni Norge Norge årsrapport årsrapport / / Finansielle Selskapets forhold aktiviteter Annual Annual Report Report / Company / Financal Activities Aspects Finansielle forhold Financial Aspects Sarbanes-Oxley Act Eni Norge AS er underlagt Sarbanes-Oxley Act fra 2006. Dette er et krav som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A., som er notert på New York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene, har Eni Norge etablert et styringssystem for internkontroll. Styringssystemet for intern kontroll vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk utbyggingsprosjekt). I tillegg er det 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 til å støtte de etiske reglene. Produksjon og salgsinntekter Egenproduksjonen av olje, NGL og gass i 2010 var på 44,8 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en mindre reduksjon fra 2009, hvor produksjonen var på 45,9 millioner FOE. Nedgangen kommer hovedsakelig fra feltene Kristin, Ekofisk, Åsgard og Heidrun og skyldes en kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans og spesifikke hendelser. Denne nedgangen ble bare delvis kompensert av økt produksjon fra Tyrihans, samt produksjonsstart av Morvin i løpet av 2010. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2010 ble på NOK 17 061 millioner, en økning på 12,5 % sammenlignet med 2009. Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2010 var USD 80,5 per fat, opp fra USD 62,4 per fat i 2009. Gjennomsnittlig kronekurs var sterkere mot USD og EUR i 2010 i forhold til 2009. Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp fra NOK 329 per FOE i 2009 til NOK 387 per FOE i 2010. Åsgard og Tyrihans gassinjeksjon Det er inngått en avtale mellom Åsgard- og Tyrihans-feltene hvor Åsgard produserer rikgass som blir injisert i en gasskappe i Tyrihans for å øke trykket i reservoaret, samt å øke produksjonen av olje og assosiert gass i andre deler av reservoaret. Det injiserte gassvolumet i Tyrihans vil bli produsert etter at produksjonen av olje og assosiert gass forventes å avta i årene etter 2022. Som kompensasjon for injisert gass, mottar Åsgard-partnerne tilsvarende volum av assosiert gass produsert av Tyrihans. I løpet av 2010 ble 852 664 FOE (Eni Norge-andel) rikgass injisert i gasskappen i Tyrihans. Disse volumene er ikke inkludert i selskapets reserverapportering per 31.12.2010. Produksjonsvolumet fra Tyrihans-feltet inkluderer assosiert gass som er tilbakelevert til Åsgard-partnerne som en del av avtalen nevnt ovenfor. Driftskostnader Driftskostnadene for 2010 var på NOK 6 801 millioner, som er en økning på NOK 69 millioner sammenlignet med 2009. Transportkostnadene er redusert som følge av reduserte produksjonsvolumer. Kostnadsføring av tidligere års aktiverte letebrønner har bidratt til økte letekostnader. Årets avskrivning av aktiverte avslutningskostnader er redusert med NOK 506 millioner i forhold til 2009. Sarbanes-Oxley Act Eni Norge AS is subject to the Sarbanes-Oxley Act from 2006, to which it is subject as a result of 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. The internal control environment is periodically assessed and modified to align with the changes in the organisation or business activities (e.g. Goliat and Marulk development projects). Further there is a centralised internal audit function in place that periodically tests the appropriateness and the effectiveness of the internal control environment for as far as deemed relevant based on the group risk assessment. Eni Norge has in place a code of ethics and put in place a governance structure to support that code of ethics. Production, sales, and other revenues Equity production of oil, NGL, and gas for 2010 amounted to 44.8 million barrels of oil equivalents (BOE) compared to a total production of 45.9 BOE in 2009. The reduction is mainly from the fields Kristin, Ekofisk, Åsgard and Heidrun, and is due to natural reduction, turnarounds, and specific events. The reduction is only partly compensated with higher volumes from the field Tyrihans, and Morvin that commenced production during 2010. Revenue from sales of products in 2010 was NOK 17 061 million, an increase of 12.5% compared to the revenue in 2009. The average realised oil price increased from USD 62.4 per bbl in 2009 to USD 80.5 per bbl in 2010. The average exchange rate of NOK against USD and against EUR was stronger in 2010 compared to 2009. The average price for all products increased from NOK 329 per BOE in 2009 to NOK 387 per BOE in 2010. Åsgard Tyrihans gas injection An agreement has been entered between the Åsgard and Tyrihans fields where rich gas produced at Åsgard is injected into a gas cap in Tyrihans to increase reservoir pressure and to improve production of oil and associated gas in other parts of the reservoir. Injected gas volumes in Tyrihans will be produced after the oil and associated gas production tales off estimated at around 2022 onwards. As consideration for the gas injected, the Åsgard partners receive equivalent volumes of associated gas produced at Tyrihans. During 2010, 852 664 BOE (Eni Norge share) of rich gas was injected into the Tyrihans gas cap. These volumes are not included as reserves in the Company s reserves reporting at December 31, 2010. Production figures from the Tyrihans field include associated gas redelivered to the Åsgard partners as part of the agreement referred to above. Operating costs Total operating costs for 2010 was NOK 6 801 million, which is an increase of NOK 69 million compared to 2009. The transportation costs are lower due to decreased production volumes of rich gas. Expensing of previous year capitalized exploration wells contributed to higher exploration costs. Current year depreciation of asset retirement costs is reduced with NOK 506 million compared to 2009. 20