ÅRSRAPPORT FOR A/S NORSKE SHELL

Transkript

1 ÅRSRAPPORT FOR A/S NORSKE SHELL 2007

2 Styrets beretning Sammendrag A/S Norske Shell er engasjert i leting og produksjon av hydrokarboner på norsk kontinentalsokkel, distribusjon og salg av gass samt raffinering, markedsføring og salg av petroleumsprodukter til det norske markedet var et spennende og godt år for Shell i Norge med gode resultater og dermed et solid grunnlag for ytterligere vekst i årene som kommer. I desember overtok vi som operatør for Ormen Lange etter at feltet startet produksjon et par måneder tidligere. Ormen Lange er Europas tredje største gassfelt og Norges første virkelige dypvannsprosjekt. Deler av virksomhetsområdene er organisert gjennom datterselskaper. For en detaljert oversikt over datterselskapene vises det til notene til regnskapet samt til datterselskapenes regnskaper og årsberetninger. Hovedkontoret til A/S Norske Shell ligger i Sola kommune. Fortsatt drift Styrets beretning og regnskap er utarbeidet basert på forutsetning om fortsatt drift. 2 Aktiviteter i Norge 2.1 Undersøkelse og Produksjon Virksomheten på norsk sokkel innenfor forretningsområdet Undersøkelse og Produksjon drives gjennom A/S Norske Shell og datterselskapet Enterprise Oil Norge AS (EONAS). I tillegg ivaretar den norske filialen av søsterselskapet Shell International Pipelines Inc. 1 selskapets strategiske interesser i Gassled. Et viktig høydepunkt for Shell i Norge i 2007 var overtakelse av operatørskapet for Ormen Langefeltet. Ormen Lange startet produksjon i september, tidligere enn planlagt,og Shell overtok 1. desember som operatør for driftsfasen etter StatoilHydro. Produksjonen var ved utgangen av 2007 stabilisert på 27 millioner standard kubikkmeter per døgn, og vil gradvis øke til 70 millioner standard kubikkmeter per døgn når feltet produserer maksimalt. Dette er nok til å dekke hele 20 % av gassbehovet i Storbritannia. Det er ventet at feltet vil produsere i 40 år. Som operatør vil Shell lede andre fase av feltutbyggingen som innebærer at flere havbunnsrammer vil bli installert, boring av opp til 24 brønner, og i tillegg vil det bli utviklet konsept for feltkompresjon for bruk fra Produksjonen fra Draugen var i 2007 høyere enn forventet og produksjonsmålene for året ble nådd allerede i oktober. Det blir boret to nye produksjonsbrønner, og Shell og partnerne har ambisjon om en utvinningsgrad på 75 % for feltet. Levetiden på feltet kan da bli mer enn ti år lenger enn det som opprinnelig var planlagt. Gjennomsnittsprisen for råolje (beregnet samlet for Norske Shell og EONAS) i 2007 var 71,84 dollar fatet en oppgang på 11 % fra Gjennomsnittlig dollarkurs var 5,86 mot 6,41 i Dette tilsvarer en styrking av norske kroner mot amerikanske dollar med 9%. Gjennomsnittlig realisert råoljepris i norske kroner for 2007 ble 421 kroner mot 415 kroner per fat i 2006, tilsvarende en oppgang på 1%. I 2007 omsatte selskapets norske sokkelvirksomhet totalt 3,58 (AS Norske Shell/EONAS (2,45/1,13) millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) råolje, 0,41 (0,34/0,07) millioner Sm 3 NGL og 4.8 milliarder Sm 3 gass, hvorav 3,686 (3,418/0,268) milliarder Sm 3 er egenprodusert gass. De tilsvarende tallene for 2006 var 4,49 (2,72/1,77) millioner Sm 3 råolje, 0,44 (0,29/0,15) millioner Sm 3 NGL og 3,946 milliarder Sm 3 gass, hvorav 3,35 (2,71/0,64) milliarder Sm 3 var egenprodusert. Hovedtyngden av oljefeltene er modne felt. Nedgangen i salget av olje skyldes derfor en naturlig produksjonsreduksjon. Produksjonstabell 2007 OIL NGL Gas Mill Sm3 Mill Sm3 Mrd Sm3 Draugen Hod Kvitebjørn Ormen Lange Statfjord Statfjord Nord Statfjord Øst Sygna Troll Valhall Totalt Totalt

3 Letevirksomhet Som oppfølging av gassfunnet på Onyx Sørvest i 2005 startet nye boringer i Leteboringen, som ble avsluttet sommeren 2007, påviste ingen nye funn, men utstrekningen av Onyx Sørvestfunnet ble bekreftet. Funnet blir nå evaluert med henblikk på å kartlegge løsninger for utbygging og gassevakuering. På dypt vann i Norskehavet utførte Norske Shell sommeren 2007 omfattende 3D seismiske undersøkelser i utvinningstillatelse 392. Selskapet planlegger flere letebrønner på dypt vann i 2008 og 2009, og forberedelsene til dette programmet startet i Boreprogrammet starter i Storbritannina og Irland, og boreinnretningen Leiv Eriksson kommer trolig til Norge i midten av 2008, for blant annet å letebore i utvinningstillatelsene 326 og 392. Forberedelsene til 20. konsesjonsrunde i Norge har startet. Produksjonslisenser Per 31. desember 2007 besto Norske Shells portefølje av 22 utvinningstillatelser hvorav selskapet er operatør for ni. Datterselskapet EONASs portefølje besto av seks partneropererte utvinningstillatelser. Lisensendringer i 2007 A/S Norske Shell Konsesjon Kommentarer PL281 20% andel solgt til Statoil Norge ASA PL320 Tilbakelevert PL327B Ny tildeling PL % av andel på 10% solgt til Statoil Norge ASA Enterprise Oil Norge AS Konsesjon Kommentarer PL159 40% andel solgt til E.ON Ruhrgas Norge AS PL212 25% andel solgt til E.ON Ruhrgas Norge AS , inkludert 28.1% i Skarv feltet PL212B PL262 Anlegg i drift 25% andel solgt til E.ON Ruhrgas Norge AS % andel solgt til E.ON Ruhrgas Norge AS Ved utgangen av 2007 hadde A/S Norske Shell (i tabellen nedenfor benevnt NSEP), Enterprise Oil Norge AS (EONAS) og Shell International Pipelines Inc. (SIPI) følgende andeler i felt og behandlings- og transportsystemer som er i drift eller besluttet utbygget: Transport og salg av gass NSEP EONAS SIPI Draugen 26.4% Troll Olje og Gass 8.1% Troll Oljerørledning 8.3% Ormen Lange 17.0% Vestprosess 8.0% Statfjord 8.5% 0.9% Statfjord Øst 5.0% 0.5% Statfjord Nord 10.0% 1.0% Sygna 5.5% 0.6% Valhall 28.1% Hod 25.0% Kvitebjørn 6.5% Kvitebjørn Oljerør 6.5% Gassled 1.2% 4.1% Dunkerque Term. 0.9% 2.7% Zeepipe Term. 0.6 % 2.0% Brent System 0.2% 0.02% Sullom Voe Term. 0.1% 0.01% 2007 var nok et godt år for salg av naturgass, da både Troll-prisene og prisene i korttidsmarkedet var høye. Etterspørselen etter gass under langtidskontraktene var som forventet. I løpet av fjoråret ble nye avtaler med Shell Energy BV etablert for å kunne ta i mot leveransene fra Ormen Lange. Shell Energy BV er nå vår største kunde og står for omkring 30% av vårt totale gassavtak. Utnyttelsen av rørkapasiteten var noe lavere i 2007 enn 2006 på grunn av høy kapasitetsreservasjon til Storbritannia som følge av en forventet raskere opptrapping av produksjonen fra Ormen Lange. 3

4 Forskning og Utvikling Shell har et langsiktig perspektiv på sine operasjoner samt teknologiutvikling og forskning i Norge. Selskapet bidrar aktivt innen OG21 strategiarbeid, Norsk Dypvannsprogram (NDP), og DEMO2000, Petromaks og Gassnova. Etter at Norske Shell overtok operatørskapet for Ormen Lange vil selskapet spille en viktig rolle i arbeidet for å dekke de framtidige teknologibehovene for dette feltet. Erfaringene fra Ormen Lange er også viktige for framtidige utbygginger i andre deler av verden hvor Shell er operatør. Datterselskapet Shell Technology Norway (STN) er engasjert i et vidt spekter av prosjekter som strekker seg fra grunnleggende studier, tidlige utviklingsfaser av innovative teknologier, teknologier i pilotfase og til teknologier som er klare til anvendelse. STN arbeider aktivt innen miljøteknologi for å redusere utslippene til luft og vann fra olje-og gassproduksjonen - se også "miljøprosjekter" under kapittel 5.4. Selskapet er også engasjert i en rekke ulike prosjekter innen flow assurance, havbunnsprosessering, dypvannsinstallasjon, havbunns- og brønnintervensjon på dypt vann, dypvannsflytere og stigerør, integrerte operasjoner og arktisk teknologi. Shell har etablert samarbeidsprosjekter med mange av de norske universitetene og forskningsinstituttene og finansierer en rekke doktorgradskandidater og professorater. 2.2 Markedsføring og salg petroleumsprodukter I 2007 solgte Norske Shell 2,7 milliarder liter petroleumsprodukter, 1 % mer enn i Markedsandelen for alle produkter viser en liten nedgang fra 29,9% i 2006 til 29,7% i Norske Shell er en klar nr. 2 i det norske markedet, med en sterk markedsposisjon for alle produkter og markedskanaler. Det eksisterer et kostnadseffektivt distribusjonsapparat som leverer produkter over hele landet. Raffinering og forsyning Norske Shells eierandel på 21% i Mongstad Raffinering DA (MRDA) blir ivaretatt av datterselskapet Norske Shell Raffinering AS. Selskapet har i dag det største landsdekkende nettet av tankanlegg. MRDA har lavere overskudd i 2007 sammenlignet med 2006 og skyldes blant annet tilleggsbelastning av StatoilHydro sine restruktureringskostnader, samt en svakere dollarkurs som ga lavere raffineringsmarginer. Bilistmarkedet Bilistmarkedet innfridde de økonomiske målsetningene som var satt for Selskapet er en klar nr. 2 på drivstoff solgt gjennom biliststasjoner. Totalt solgte selskapet 471 millioner liter bensin og 406 millioner liter diesel gjennom biliststasjonene i Dette tilsvarer 25,1% i markedsandeler, en nedgang på 0,7% fra året før, reduksjonen representerer i sin helhet reduksjon i antall kontrakter med selvstendige forhandlere. Hurtigmatkonseptet Fresh, som leveres av NorgesGruppen og som ble implementert i 2006, fortsetter å vise betydelig salgsvekst i For kiosk- og butikkvarer på biliststasjonene er Shell markedsleder med en andel på 28,5%. Butikksalget økte med om lag 5% i forhold til året før. I august 2007 inngikk Shell en samarbeidsavtale med Reitan-gruppen som gjør at Shell vil levere drivstoff til 89 nye biliststasjoner. Stasjonene vil endre profilering fra YX til Shell og butikkonseptet vil bli 7-Eleven. Første stasjon med ny profilering som Shell/7-Eleven er forventet å stå ferdig i august Industriell virksomhet Aktivitetene for å sikre optimale forsyningsløsninger til våre viktige kunder innen energibærere i industrien og større forbrenningsanlegg, har befestet vår ledende posisjon i viktige segmenter. Varmemarkedet Selskapet har styrket sin solide posisjon i privatmarkedet, hvor den senere tids produktutvikling innen fyringsprodukter er godt mottatt. Lokal kunnskap og høyt servicenivå fra våre partnere i de enkelte Shell Oljesentre viser seg igjen som avgjørende for den leveringstrygghet mange kunder etterspør. Kommersiell transport Med vårt landsdekkende nettverk og EuroShell online er ytterligere markedsandeler erobret innen nasjonal og internasjonal kommersiell transport. Dette forsterker vår posisjon som en foretrukket partner innen drivstoff i dette segmentet. Nettbaserte handelsløsninger vinner i 4

5 stigende grad aksept i markedet, og med vår nye internettjeneste Shell eserve ligger selskapet langt fremme med å tilby løsninger for å møte morgendagens kundebehov. Marine Shell leverer drivstoff og smørolje til norske rederier og offshoreinstallasjoner for levering både lokalt i Norge og internasjonalt. I løpet av 2007 har selskapet ytterligere forsterket sin posisjon i dette segmentet. Shell har flere langsiktige kontrakter med store norske kunder på salg av lavsvovel tungoljer. Internasjonalt ligger svovelinnholdet i tungolje på omtrent 3% i gjennomsnitt, mens selskapet leverer tungolje med under 1,5% svovelinnhold i nye kontrakter. Dette gir en betydelig miljøgevinst. Selskapet er godt posisjonert til å møte nye krav til lavere svovelinnhold i Norge. 3 Redegjørelse for årsregnskapet I tillegg til selskapets totale resultater viser årsregnskapet egne tall for de to sektorene Undersøkelse og Produksjon (UP) og Nedstrøm (DS). I tråd med regnskapsloven er det ikke utarbeidet konsernregnskap for A/S Norske Shell og datterselskaper, ettersom selskapene rapporteres i konsernregnskapet til Royal Dutch Shell plc. Datterselskapene blir redegjort for i henhold til egenkapitalmetoden. Resultatet etter denne metoden er identisk med resultatet etter de norske konsernregnskapsprinsippene. 3.1 Resultat og disponering A/S Norske Shell hadde i 2007 et overskudd før skatt på MNOK mot MNOK i Overskuddet for året etter skatt var på MNOK mot MNOK i Årsresultatet foreslås disponert som følger (MNOK): Utbytte Overført til annen egenkapital 553 Sum disponert Etter styrets forslag til disponering av årsresultat og annen egenkapital, utgjør fri egenkapital MNOK 379. Resultater oppstrøm Driftsresultatet for UP i 2007 (MNOK 8.587) forbedret seg med 3% sammenlignet med 2006 (MNOK 8.313). Sum driftsinntekter økte med 13% og skyldes hovedsakelig en økning i salgsinntektene knyttet til gass. Til tross for generell nedgang i produksjon av olje og en svak dollarkurs har stabile høye oljepriser, jf. avsnitt 2.1 ovenfor, gitt en netto positiv effekt på driftsinntektene. Det har i tillegg vært en større reduksjon i transportkostnader knyttet til gass ettersom kjøp og salg i større grad er blitt utført på samme leveringspunkt. (Transportkostnaden er inkludert i annen driftsinntekt). Avskrivninger har økt med 10% og relateres hovedsaklig til økning i avskrivninger på fjernings- og nedstengningseiendeler. Lønnskostnadene har økt med 13 % og kan forklares med økning i antall årsverk sysselsatt, lønnsvekst, samt generelle markedsvilkår. En større økning i annen driftskostnad skyldes blant annet oppdatering av fjerningsestimater for Albuskjell. Det ble i 2006 kostnadsført en økning i estimat for denne installasjonen på MNOK 135, hvor tilsvarende estimatoppdatering for 2007 var MNOK 516. Oppstart av Ormen Lange har også bidratt til økning i driftskostnader. I tillegg er det grunnet markedsvilkår et generelt høyere kostnadsnivå på tjenester relatert til oljeindustrien. Netto finansinntekter gikk opp fra MNOK i 2006 til MNOK i Økningen forklares med økte resultatandeler fra investering i datter- og tilknyttede selskaper. Spesielt datterselskapet Enterprise Oil Norge AS hadde et godt resultat grunnet salgsgevinsten av Skarv/Idun. 1 Høyere rentenivå i 2007 har ført til økte kostnader knyttet til rentebærende lån. I tillegg er det økte realiserte valutatap knyttet til omsetning. Derimot blir finanspostene noe forbedret via en svak dollar som har gitt en økning i urealisert valutagevinst på langsiktig lån i USD. 1 Det henvises til Enterprise Oil Norge AS sin egen årsrapport for mer informasjon om salget av Skarv/Idun. 5

6 Resultater nedstrøm Driftsresultatet for DS ble redusert fra MNOK 352 i 2006 til MNOK 347 i Sum driftsinntekter økte med 27% og relateres hovedsaklig til høyere oljepriser og økt volumsalg, jf. avsnitt 2.2 ovenfor. Sum driftskostnader er gått opp med 28 % sammenlignet med 2006 og skyldes stort sett økt varekostnad grunnet høye oljepriser. Lønnkostnader er gått ned med 4% og kan ses i sammenheng med reduksjon i antall ansatte sammenlignet med fjoråret. Netto finansposter er lavere enn i 2006 (MNOK 350 MNOK i 2006 og MNOK 158 i 2007). Dette skyldes hovedsakelig lavere resultatandel fra datterselskapet Norske Shell Raffinering AS, jf. avsnitt 2.2, punkt Raffinering og forsyning, sammen med høyere netto realiserte valutatap knyttet til omsetning og økning i kostnad på rentebærende gjeld. 3.2 Kommentarer til balanse Blant varige driftsmidler i A/S Norske Shells balanse er det økning i sokkelaktiva som utgjør den største forskjellen fra Dette relateres spesielt til ferdigstillelsen av Ormen Lange og Langeled Nord, hvor en større andel har blitt flyttet over fra anlegg under arbeid (AUA) til sokkelaktiva. I tillegg har det blitt foretatt større nyinvesteringer i Ormen Lange i løpet av året. Nedgang i finansielle anleggsmidler skyldes kapitalnedsettelse med MNOK 950 i datterselskapet Shell Development Deepwater AS med bakgrunn i selskapets avvikling pr , jf. note 14. Sum omløpsmidler er i 2007 MNOK mot MNOK i Økningen relateres hovedsakelig til økning i varelager og andre kortsiktige fordringer mot gruppeselskaper, samt en høyere fordring knyttet til mindreuttak av olje og gass. Etter avsatt utbytte reduseres egenkapital for A/S Norske Shell fra MNOK i 2006 til MNOK i Egenkapitalandelen, dvs. sum egenkapital/total gjeld og egenkapital, ble i perioden redusert fra 20,5 % i 2006 til 11 % i Dette kan også ses i sammenheng med et ekstraordinært utbytte pålydende MNOK som ble utbetalt i løpet av Største endringen i total langsiktig gjeld, (fra MNOK i 2006 til MNOK i 2007) skyldes økning i fjernings- og avslutningsforpliktelser relatert til oppdatering av estimater, jf. note 22, samt opptak av nytt langsiktig lån. Sistnevnte er blant annet gjort i den hensikt å betjene økt nivå på kortsiktig gjeld (fra MNOK i 2006 til MNOK i 2007). De langsiktige lånene har god forfallsstruktur som overstiger 5 år for 81% av totalen, jf. note 18. Likviditeten på balansedagen er gjennomgått og vurdert som solid, da selskapet sammen datterselskaper har en betydelig ubenyttet kassekreditt i Zero-Balancing, jf. note Kommentarer til kontantstrømoppstilling Kontantstrømsanalysen viser et likviditetsoverskudd før finansiering på MNOK etter netto investeringsaktiviteter på i alt MNOK Tilsvarende beløp for fjoråret 1) var et overskudd før finansiering på MNOK 745 og netto investeringsaktiviteter på MNOK Forskjellen mellom resultat før skatt (MNOK ) og netto operasjonell kontantstrøm (MNOK 9.923) er hovedsaklig knyttet til skattebetaling, avskrivninger og økning i utestående fordringer. I tillegg kommer andre ordinære balanseendringer. 1) EK-metoden ble i 2006 klassifisert under operasjonelle aktiviteter. Er i år reklassifisert som investeringsaktivitetet, derav justerte tall for fjoråret for å få sammenlignbare tall 4 Finansiell risiko Blant de vesentligste markedsrisikoer for A/S Norske Shell hører endringer i råolje- og gasspriser samt vekslingsforholdet mellom amerikanske dollar og norske kroner. Selskapet har ikke sikret den finansielle risikoen, som er knyttet til endringer i råolje- og gasspriser. I den grad selskapet har lån i amerikanske dollar er ikke disse kurssikret, men det foreligger en naturlig sikring ved at salgsprisen for råolje er fastsatt i amerikanske dollar. Selskapets finansierings- og likviditetsrisiko er liten på grunn av selskapet solide portefølje på norsk sokkel kombinert med dagens høye produktpriser, og en solid markedsposisjon innenfor nedstrømsmarkedet. Videre er både 6

7 finansiering og kundeforhold i stor grad med i konsernselskap. (Se for øvrig note 3.) 5 Arbeidsmiljø, ansatte og organisasjon I 2008 fortsetter vi å rekruttere ansatte innenfor en rekke fagområder på grunn av økt, aktivitetsnivå. I løpet av året vil et utvidet og nyoppusset hovedkontor i Risavika i Sola kommune stå klar til å møte de oppgavene og utfordringene vi står overfor. Shell ser mangfold og inkludering som en viktig suksessfaktor. Med mangfold mener vi alle måter mennesker er ulike på, som alder, kjønn, etnisk bakgrunn, samt underliggende ulikheter som verdisett, religion, nasjonalitet og utdannelse. Inkludering betyr å skape en arbeidsplass hvor alle ulikheter blir verdsatt, hvor alle får mulighet til å utvikle sine evner og ferdigheter i samsvar med våre verdier. Kjønnsammensetningen i selskapet er oppsummert i tabellen nedenfor. Den viser kun mindre endringer fra fjoråret. Gruppe Antall Antall Kvinner 2007 Antall ansatte totalt Styresammensetning Selskapets ledelse Høyere lønnsgrupper % 2006 Mangfold og inkludering er viktig for selskapets framtidsutsikter. Shell vektlegger å være en attraktiv arbeidsgiver for dermed å tiltrekke de beste søkerne, men også for å øke motivasjon, kreativitet og evne blant ansatte til å forholde seg til stadig raskere endringer innen forretningsområdene. Innenfor Undersøkelse og Produksjon i Norge har Shell en målsetting om at halvparten av de vi rekrutterer skal være kvinner. 6 Helse, miljø og sikkerhet Norske Shell har forpliktet seg til å bidra til en bærekraftig utvikling og har som mål å bli ledende innen helse, miljø og sikkerhet (HMS). Selskapets kontrollsystemer blir fortløpende oppdatert for å sikre kontinuerlig forbedring av HMS resultatene i henhold til kost-/nyttevurderinger og for å sikre at lovgivning, forskrifter og selskapsstandarder blir overholdt. % Selskapet arbeider aktivt med bevisstgjøring av de ansatte på ulike områder innen HMS. Norske Shells HMS policy ble revidert i 2005, og ble i 2007 signert av da påtroppende administrerende direktør for ytterligere å understreke den rett og forpliktelse vi alle har til å gripe inn i usikre handlinger og farlige situasjoner som ikke er i tråd med vår HMS policy. Shells HMS policy blir fremmet i lisensene og i andre sammenhenger der A/S Norske Shell har innflytelse. I henhold til bransjepraksis vil HMS-resultatene ved Norske Shells økonomiske interesser i partneropererte felt, behandlings- og transportsystemer bli rapportert av de respektive operatørene. Selskapet har mål om null skader på mennesker, miljø og utstyr. I 2007 arrangerte selskapet to HMS-dager for alle ansatte og kontraktører. Temaene var bl.a. økt bevisstgjøring rundt overholdelse av regler samt innføring av Goal Zero. 6.1 Sikkerhet Selskapet fokuserer på læring fra alle typer hendelser, både med og uten skade, og setter inn ressurser på de områder som innebærer høyest risiko. Videre blir det arbeidet med at den enkelte skal ta seg nødvendig tid for å planlegge og gjennomføre arbeidsoperasjoner sikkert. Det arbeides kontinuerlig med teknisk tilstand på utstyr og anlegg for å redusere risiko for lekkasjer og større hendelser; preventive og korrektiv vedlikehold er viktige områder som det er stor oppmerksomhet på i selskapet. Selskapet måler skadefrekvensen som antall personskader per én million arbeidstimer for kontraktører og egne ansatte. Skadefrekvensen i 2007 var 2,7 i UP og 1,1 i OP. I 2007 var det totalt seks skader som førte til fravær, mot ti i Dette tilsvarer en fraværskadefrekvens på 0,8 i 2007, mot 1,4 i I 2007 ble selskapets biliststasjoner utsatt for 24 ran. Det er en økning fra 13 i 2006 og 17 i Økningen er generell for bransjen og spredd utover hele landet. Ran av Shell-stasjoner gir lavt utbytte, og oppklaringsprosenten på ranene er 85%, noe som er svært høyt. Selskapet arbeider aktivt med å finne metoder for å unngå brutale ran, blant annet i samarbeid med søsterselskaper i Europa. Trafikksikkerhet blant ansatte er et høyt prioritert område. En stor gruppe ansatte gjennomførte i 2007 kurs i defensiv kjøring og det er forbud mot 7

8 all bruk av mobiltelefon under kjøring i selskapets regi. 6.2 Helse I 2007 var sykefraværet for egne medarbeidere i UP 2,1 % mot 2,5% i 2006, tilsvarende tall for DS var i 4,3 % mot 4,15 i Norske Shell måler også TROIF (Total Reportable Occupational Illness Frequency/ Arbeidsrelatert sykdomsfrekvens). I 2007 var TROIF i UP 4,8, mot 5.8 i For DS var resultatet 1,9 i 2007, mot 0,3 i Det er registrert en positiv utvikling i UP i 2007 med færre stresstilfeller enn i de siste årene. Det er likevel andre måleparametre som forteller om stress i organisasjonen slik at det fortsatt arbeides aktivt med stresskartlegginger og stressforebygging. 6.3 Ytre Miljø De viktigste miljøaspektene ved Shells virksomhet i Norge er driftsutslipp av produsert vann til sjø med innhold av olje, løste hydrokarboner og tilsatte kjemikalier samt utslipp til luft av karbondioksid (CO 2 ), nitrogenoksider (NO X ) og flyktige hydrokarboner (NMVOC). Utslippene av klimagasser domineres av forbrenning til energikonvertering og fakling på Draugenfeltet. Utslippene av NO X domineres av forbrenning av diesel og gass i forbindelse med energikonvertering og fakling på sokkelen. Totalt for Shell opererte installasjoner på sokkelen ble det brukt 4 millioner GJ energi i * 1 tonn CH 4 tilsvarer 21 tonn CO 2 Utslippene av klimagasser i UP økte med 3,6 % fra 2006 til 2007 grunnet økt boreaktivitet samt utslipp fra Ormen Lange landanlegget fra og med desember Utslippene av flyktige hydrokarboner (NMVOC) fra UP var 4363 tonn, utslipp fra bøyelasting står for 97 % av disse utslippene. Det kommer også små utslipp av flyktige hydrokarboner (NMVOC og metan) fra Norske Shells virksomhet innen oljeprodukter (totalt 164 tonn). Utslippene av NO X økte med 4 % fra Noxutslippene de siste to årene har vært høyere enn tidligere grunnet høyere dieselforbruk til drift av borerigger involvert i selskapets aktiviteter. Fra vil NO X utslippene fra olje og gassvirksomheten være avgiftsbelagt. Tonn Nitrogenoksider (NO X ) Undersøkelse og Produksjon Klimagasser (CO 2, CH 4 ) Undersøkelse og Produksjon Driftsutslippene til sjø (UP) er produsert vann, fortrengningsvann og drenasjevann. Produsert vann er den dominerende kilden til oljeutslipp. Utslippene av produsert vann økte fra 2006 i henhold til prognose. Oljeinnholdet i vannet som ble sluppet ut var i gjennomsnitt 11,4 mg/l for Produsert vann inneholder også løste organiske komponenter hvorav mesteparten utgjøres av karboksylsyrer. Bidraget av prosessvann fra Ormen Lange Landanlegget var neglisjerbart i

9 I UP var det seks akutte utslipp av olje til sjø i 2007, til sammen utgjorde dette 220 kg olje. Det var 15 akutte utslipp av kjemikalier til sjø på til sammen 8,6 tonn (inkludert vann). I tillegg var det to akuttutslipp av vannbasert boreslam fra mobile rigger på til sammen 25,2 tonn. For detaljer om utslippene henvises det til årsrapport til SFT for offshore installasjonene. Fra markedsføring og salg var det ni akutte utslipp i 2007, til sammen utgjorde dette 11,6 tonn hvorav 8,0 tonn utgjorde utslipp av olje til sjø. Det største utslippet skjedde fra Tananger depot i januar og denne hendelsen er fortsatt til etterforskning hos politiet. Det ble i 2007 igangsatt et program for inspeksjoner av tanker og rørledninger på våre depoter. Fokus på rapportering av potensielle hendelser og krav til sikring av leveringssteder er økt betydelig. Mengde næringsavfall fra selskapets aktiviteter er relativt stabilt. Næringsavfall til deponi fra hele UP var 8,0 %. Tonn Utslipp av produsert vann Prod. vann utslipp til sjø (m3) Oljekonsentrasjon (mg/l) Næringsavfall Undersøkelse og Produksjon Nedstrøm farlig avfall i UP i 2007 sammenlignet med , , , , , , ,0 0,0 Farlig avfall Nedstrøm Raffineri Undersøkelse og Produksjon For detaljer om avfall henvises det til årsrapporten til SFT for offshore-installasjonene Miljøprosjekter For våre felt i drift, Draugen og Ormen Lange, blir det arbeidet med programmer for økt energieffektivitet. I tillegg arbeider selskapet med oppdatering av planer for oljevernberedskap og andre aktiviteter i tilknytning til dette. Det er også utarbeidet et stort antall programmer for miljøstudier, utredninger og miljøovervåking i forbindelse med oppstart og drift av Ormen Lange. Datterselskapet Shell Technology Norway AS (STN) jobber med en rekke miljøprosjekter, som: Flere prosjekter for fangst, transport og lagring av CO 2. Shell gikk i 2007 også inn i planleggingen av Mongstad teknologisenter sammen med Gassnova, StatoilHydro, Dong og Vattenfall. Senteret skal teste og kvalifisere flere CO 2 fangstteknologier. STN leder arbeidet fra Shells side. Prosjekter for utvikling av nye teknologier for rensing av produsert vann og videreutvikling av vurderingsverktøy for miljø knyttet til sjøutslipp Et autonomt elektrisk bor uten rigg som med lavt kraftforbruk og lettere servicefartøy gir store miljøfordeler. Borehullet tettes igjen etter boringen og ingen hydrokarboner slippes ut i sjøen. Økt boreaktivitet har medført en større mengde 9

10 Forbedring og videreutvikling av lekkasjedeteksjon og oljevernberedskap for arktiske og is dekte områder. STN har også bidratt med prosjekter til prosjektporteføljen for Risavika Senter for Miljøog Gassteknologi Bærekraftig utvikling Halten CO 2 : Shell og StatoilHydro besluttet i desember 2007 å stoppe arbeidet med Halten CO 2 -prosjektet. Evalueringen har vist at det er svært krevende å bygge et lønnsomt 860MW gasskraftverk på Tjeldbergodden, selv uten rensing av CO 2. Forventede gass- og el-priser har vanskeliggjort arbeidet med å sikre kommersielle kontrakter som ville gjort det mulig å bygge gasskraftverket. Et stramt leverandørmarked med høye kostnader har også negativt påvirket økonomien i anlegget. Selskapene har lagt ned store ressurser både i arbeidet med gasskraftverket med CO 2 - håndtering og det opprinnelige CO 2 verdikjedekonseptet med å bruke CO 2 til økt oljeutvinning på Draugenfeltet. Arbeidet med Draugen EOR-prosjektet ble avsluttet i midten av året da det ble klart at det ikke ville være lønnsomt å gjennomføre denne delen av prosjektet. Betydelige skritt er tatt i forhold til integrasjon mellom kraftverk og CO 2 fangstanlegg og i forhold til videreutvikling av CO 2 -renseteknologi. Arbeidet vil være et viktig bidrag til den videre utviklingen av CO 2 - håndtering. Nyhamna Kraft: Kort tid etter at Halten CO 2 - prosjektet ble stoppet, ba statsråden i Olje- og energidepartementet Shell om å utrede om det er grunnlang for å utvikle en kommersiell kraftstasjon med CO2-håndtering på Aukra i tilknytning til Ormen Lange-anlegget. Shell og OED er enige om å utføre evalueringsarbeid sammen og en felles arbeidsgruppe er nedsatt. Målet er å ha evalueringsrapporten ferdig innen midten av året. Mongstad TCM: Shell, StatoilHydro, DONG Energy, Vattenfall og staten (gjennom Gassnova SF) startet i 2007 planleggingen av et testanlegg, European CO 2 Test Centre Mongstad (TCM), basert på avtalen som ble inngått i forbindelse med konsesjon for kraftvarmeverket som er under bygging og skal knyttes til raffineriet på Mongstad. Formålet med TCM er å teste og demonstrere teknologi for innfanging av CO 2, og derigjennom redusere kostnader og risiko for CO 2 -fangst i storskala. TCM er basert på likeverdige partnere både med kompetanse og kapital. Prosjektet utføres i en felles prosjektorganisasjon og ledes av en felles styringsgruppe. TCM skal bidra til forbedringer innen CO 2 -fangstteknologi innenfor blant annet: Helse, miljø og sikkerhet Energiforbruk Ytelse/regularitet Reduksjon av investeringskostnader og driftskostnader Reduksjon av risiko relatert til investering i storskala anlegg Investeringsbeslutning for TCM er planlagt i fjerde kvartal Biodrivstoff: Shell har internasjonalt distribuert biodrivstoff i over 30 år og er verdens største distributør av biodrivstoff til transportformål. Shell er i tett dialog med bransjeorganisasjoner og lovgivende myndigheter for å sikre at kravene til biodrivstoff og drivstoffbestemmelsene er basert på vitenskapelige fakta og for å sikre reduksjon av CO 2 -utslipp, målt gjennom hele produksjonskjeden. Shell støtter og oppmuntrer aktivt utvikling av internasjonalt anerkjente standarder for miljømessig gunstig utnyttelse av biokomponenter og deltar i samarbeidsprosjekter som utformer retningslinjer og sertifiseringsprogrammer for å sikre god utnyttelse av jordbruksprodukter. 7. Selskapets fremtidsutsikter Going for more er Norske Shell U&P sin strategi i tre ord som gir uttrykk for at selskapet ønsker å være en langsiktig, aktiv og innovativ samarbeidspartner på norsk sokkel. Draugenfeltet får trolig sin levetid forlenget med ti år og kanskje får vi ut hele 75% av ressursene fordi vi har tenkt helhetlig og langsiktig. Ormen Lange har minst et 40-årsperspektiv med produksjon, og vi skal i de nærmeste årene investere rundt 40 milliarder kroner. Dette gir spennende utfordringer både for leverandørbedriftene og forskningsinstitusjonene rundt om i landet. I slutten av 2008 eller tidlig 2009 begynner boringen av de to dypvanns leteprospektene Gro og Dalsnuten i Norskehavet, begge med relativt liten sannsynlighet for funn men med stort potensial dersom strukturene inneholder hydrokarboner. Boringene skjer på nær

11 meters havdyp, noe som stiller store krav til både mannskap og utstyr. Vi har tidligere sagt at Nordland VI og VII er blant de mest lovende gjenværende leteområdene i Europa. Området ligger i noen av våre mest verdifulle gyteområder med helårlige fiskerier. Dette vil stille meget store og strenge krav til planlegging og gjennomføring av boreoperasjonene. Vi mener vi kan samarbeide med fiskeriene og få til en god sameksistens. Vi har i tillegg startet arbeidet med på ny å vurdere deler av Barentshavet. Norsk sokkel vil i mange år være viktig for Shell-gruppen. Shells nedstrømsvirksomhet i Norge har sett en meget positiv markedsutvikling de siste årene, en utvikling som er ventet å fortsette i årene framover. Siden 2006 har Shell utviklet et tettere nordisk samarbeid. Med innføringen av nye standardiserte datasystemer i 2008 settes forretningen bedre i stand til å utvikle en konkurransedyktig kostnadsstruktur som vil skape et sterkt grunnlag for videre vekst i Norge og i Norden. Shells avtale med Reitan-gruppen innebærer omprofilering av 89 YX-bensinstasjoner til Shell/7-eleven. Avtalen sikrer muligheter for økt markedsandel for salg av drivstoff. Selskapet har en sterk markedsposisjon for alle produkter og markedskanaler og leverer oljeprodukter kostnadseffektivt og sikkert over hele landet Tananger, 29. april 2008 John Steinar Kvitvang Styreformann David Loughman Administrerende direktør Samia Nehme Styremedlem Hans Van der Loo Styremedlem Mary Grace Anderson Kuehne Styremedlem Sue Paterson Styremedlem Bjørn Christensen Styremedlem Even Rønes Styremedlem Thor Borø Styremedlem 11

12 Resultatregnskap DRIFTSINNTEKTER OG DRIFTSKOSTNADER DRIFTSINNTEKTER Salgsinntekt Bensin- og mineraloljeavgift og lignende (5 416) 1 (5 416) (5 596) (227) (5 369) Gevinst ved salg av driftsmidler Annen driftsinntekt SUM DRIFTSINNTEKTER DRIFTSKOSTNADER Endring i beholdning av varer under tilvirkning og ferdig tilvirkede varer Endring i beholdning av egentilvirkede anleggsmidler Varekostnad Lønnskostnad 8, Produksjons- og CO 2 avgift til Staten Avskrivning på varige driftsmidler og immaterielle eiendeler 12, Annen driftskostnad 10, SUM DRIFTSKOSTNADER DRIFTSRESULTAT FINANSINNTEKTER OG FINANSKOSTNADER: FINANSINNTEKT Inntekt fra investering i datterselskap Inntekt fra investering i tilknyttet selskap Renteinntekt fra foretak i samme konsern Annen renteinntekt Annen finansinntekt SUM FINANSINNTEKTER FINANSKOSTNAD Note Fordelt på Fordelt på MNOK totalt MNOK totalt UP DS UP DS Rentekostnad til foretak i samme konsern Annen rentekostnad Annen finanskostnad SUM FINANSKOSTNADER NETTO FINANSPOSTER ORDINÆRT RESULTAT FØR SKATTEKOSTNAD Skattekostnad på ordinært resultat ORDINÆRT RESULTAT ÅRSRESULTAT DISPONERING AV RESULTAT Avsatt utbytte Overføringer fond for vurderingsforskjeller (11) Overføringer til/fra annen egenkapital (155) SUM OVERFØRINGER

13 Balanse pr A/S Norske Shells aktiviteter er organisert i samsvar med Shell-gruppens sektor-rapportering med sektorene Undersøkels og Produksjon (UP) og Nedstrøm ( Downstream ) (DS). UP omfatter selskapets sokkelaktiviteter (oppstrøm), mens DS omfatter raffinering, distribusjon, markedsføring og salg av produkter Note Fordelt på Fordelt på MNOK totalt MNOK totalt UP DS UP DS EIENDELER ANLEGGSMIDLER Immaterielle eiendeler Goodwill SUM IMMATERIELLE EIENDELER Varige driftsmidler Bygninger og anlegg Tomter og boliger Anlegg under arbeid Sokkelaktiva Driftsløsøre, inventar, verktøy, kontormaskiner og lignende SUM VARIGE DRIFTSMIDLER Finansielle anleggsmidler Investeringer i datterselskap Investeringer i tilknyttet selskap Investeringer i aksjer og andeler Andre langsiktige fordringer 8,16, SUM FINANSIELLE ANLEGGSMIDLER SUM ANLEGGSMIDLER OMLØPSMIDLER Varer Varelager Fordringer Kundefordringer Andre kortsiktige fordringer 17, (1 644) Andre omløpsmidler Bankinnskudd, kontanter og lignende SUM OMLØPSMIDLER SUM EIENDELER

14 EGENKAPITAL OG GJELD Fordelt på Fordelt på MNOK totalt UP DS UP DS Innskutt egenkapital Selskapskapital 27, SUM INNSKUTT EGENKAPITAL Opptjent egenkapital Fond for vurderingsforskjeller 27 - (48) 48 - (58) 58 Annen egenkapital SUM OPPTJENT EGENKAPITAL SUM INNSKUTT/OPPTJENT EGENKAPITAL Gjeld Avsetning for forpliktelser Pensjonsforpliktelser Utsatt skatt (24) (39) Avsetning til fjerning og nedstengning Andre avsetninger for forpliktelser SUM AVSETNING FOR FORPLIKTELSER Annen langsiktig gjeld Øvrig langsiktig gjeld 18, SUM ANNEN LANGSIKTIG GJELD SUM LANGSIKTIG GJELD Kortsiktig gjeld Note MNOK totalt Kortsiktig gjeld til kredittinstitusjoner Leverandørgjeld Betalbar skatt Skyldige offentlige avgifter Avsatt utbytte Annen kortsiktig gjeld 20, SUM KORTSIKTIG GJELD SUM GJELD SUM EGENKAPITAL OG GJELD Tananger, 29. april 2008 John Steinar Kvitvang Styreformann David Loughman Administrerende direktør Samia Nehme Styremedlem Hans Van der Loo Styremedlem Mary Grace Anderson Kuehne Styremedlem Sue Paterson Styremedlem Bjørn Christensen Styremedlem Even Rønes Styremedlem Thor Borø Styremedlem 14

15 Kontantstrømoppstilling Operasjonelle aktiviteter Fordelt på MNOK Fordelt på UP DS totalt UP DS Resultat før skattekostnad Betalte skatter (5 141) (5 081) (59) (7 872) (7 789) (82) Tap/gevinst ved salg av varige driftsmidler 20 (6) 26 (27) (0) (27) Endring i pensjonsmidler/-forpliktelser 9 39 (31) 4 25 (21) Ordinære avskrivninger Kostnadsført letekostnad Tidselement forpliktelser Øvrige avsetninger 43 (11) (3) 220 Endring i varelager / Petroleum & Gass (425) (25) (401) (298) (62) (236) Endring i kundefordringer (654) (443) (211) (31) Endring i andre utestående fordringer (1 271) (3 322) (601) Netto endring i kassekreditt (703) 22 (725) (1 690) (1 690) - Endring i leverandørgjeld Endring i kortsiktig gjeld (140) Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter Investeringsaktiviteter Netto endring investering i aksjer og andeler Endring andre finansielle anleggsmidler Netto resultat ved bruk av EK-metoden (5 277) (4 963) (315) (1 892) (1 475) (417) Mottatt utbytte - EK metoden Avgang anleggsmidler til salgssum Investering i anleggsmidler (3 962) (3 822) (141) (4 342) (4 113) (229) Netto kontantstøm fra investeringer (5 986) (5 983) (3) (4 125) (3 801) (324) Netto kontantstrøm før finansiering Finansieringaktiviteter MNOK totalt Opptak/(nedbetaling) av langsiktig gjeld (726) (332) (394) Inn-/utbetaling av konsernbidrag Utbetaling av utbytte (6 618) (5 492) (1 126) Netto kontantstrøm fra finansiering (4 121) (2 995) (1 126) (345) (332) (13) Netto kontantstrøm for året (184) (200) Likviditetsbeholdning 1. januar Likviditetsbeholdning 31. desember Endring likviditetsbeholdning (184) (200)

16 Noter til regnskapet 1. Regnskapsprinsipper Årsregnskapet er satt opp i samsvar med regnskapsloven av Det er utarbeidet etter norske regnskapsregler og -standarder. Datterselskaper anvender de samme regnskapsprinsipper som blir brukt i morselskapets regnskap. Det blir ikke utarbeidet konsernregnskap i Norge for A/S Norske Shell og dets datterselskaper, siden selskapenes regnskap inngår i konsernregnskap for Royal Dutch Shell plc. Investor relasjoner kan kontaktes på webside: for innhenting av årsregnskap til Royal Dutch Shell plc. Eiendeler og gjeld i fremmed valuta Pengeposter i utenlandsk valuta omregnes til balansedagens kurs. Sikringsposter i fremmed valuta blir vurdert til sikringskurs. Immaterielle eiendeler Utgifter til immaterielle eiendeler balanseføres i den utstrekning kriteriene for balanseføring er oppfylt. Forsknings- og utviklingskostnader utgiftsføres. Leasing Selskapet klassifiserer leieavtaler som enten finansiell eller operasjonell i samsvar med avtalens reelle innhold. Dersom det vesentligste av økonomisk risiko og kontroll knyttet til det underliggende leieobjekt er gått over på selskapet klassifiseres avtalen som finansiell og tilhørende eiendeler og forpliktelser balanseføres. Andre leieavtaler klassifiseres som operasjonelle. Varige driftsmidler og balanseførte letekostnader Bedriftsøkonomiske avskrivninger for anleggsmidler som ikke faller inn under produksjonsenhetsmetoden, blir beregnet på grunnlag av driftsmidlenes antatte økonomiske levetid. Nedskrivning foretas når virkelig verdi av varige driftsmidler antas å være varig lavere enn netto regnskapsmessig verdi. Olje- og gassproduserende anlegg på kontinentalsokkelen avskrives i henhold til produksjonsenhetsmetoden. Bedriftsøkonomisk avskrivning beregnes etter forholdet mellom årets produksjon og gjenværende utvinnbare reserver. Bedriftsøkonomiske avskrivninger på ikke feltbaserte rørledninger blir beregnet på grunnlag av antatt levetid. Balanseførte letekostnader tilsvarer brønnkostnader og avgift på leteareal som behandles etter successful efforts metoden. Under successful efforts metoden blir brønnkostnader midlertidig aktivert i påvente av en evaluering av funn av kommersielle olje- og gass-reserver. Tørre brønner blir kostnadsført. Aktivering av feltkostnader starter når beslutningen om Concept selection er tatt, og gjenværende balanseverdier etter succesful efforts metoden blir da overført til sokkelaktiva. Renter som knytter seg til anlegg under arbeid, blir kapitalisert som en del av kostprisen. Andre leteutgifter kostnadsføres fortløpende. 16

17 Aksjer og andeler i tilknyttet selskap og datterselskap Investeringer i tilknyttede selskaper vurderes etter egenkapitalmetoden. Tilsvarende gjelder for datterselskap i selskapsregnskapet. Vurdering etter egenkapitalmetoden innebærer at investeringen blir vurdert til andel av egenkapitalen, og at resultatandelen inntektsføres eller kostnadsføres etter justering for eventuell mer- eller mindreverdi på anskaffelsestidspunktet. Andre anleggsaksjer og andeler Anleggsaksjer og mindre investeringer i ansvarlige selskaper og kommandittselskaper balanseføres til anskaffelseskost. Mottatt utbytte og andre overskuddsutdelinger fra disse selskapene inntektsføres som annen finansinntekt når utdelingen ikke overstiger tilbakeholdt overskudd i eiertiden. Det overskytende regnskapsføres mot investeringen. Varelager Varer blir vurdert til det laveste av gjennomsnittlig anskaffelseskost og netto salgsverdi. Det blir gjort fradrag for ukurante varer. Beholdning av gass i rørledninger blir ikke balanseført. Fordringer Kundefordringer og andre fordringer oppføres til pålydende etter fradrag for avsetning til forventet tap. Avsetning til tap gjøres på grunnlag av en individuell vurdering av de enkelte fordringene. I tillegg gjøres det for øvrige kundefordringer en uspesifisert avsetning for å dekke antatt tap. Bankinnskudd Bankinnskudd inkluderer kontanter, tidsbundne bankinnskudd og kortsiktige plasseringer med forfall innen tre måneder fra anskaffelsestidspunktet. Selskapets hovedkonti inkluderes en i Zero-balancing konsernavtale med Shell Treasury Company Limited (STCL). Dette innebærer at selskapets bankinnskudd daglig tømmes mot en toppkonto, hvorav akkumulert saldo avgjør om det oppstår en kortsiktig fordring eller gjeld mot STCL. A/S Norske Shell sine datterselskap er også inkludert i Zero-Balancing, hvor deres akkumulerte saldo på norske bankkonti rapporteres som et mellomværende med morselskapet. Dersom det eksisterer bankkonti i utlandet vil disse ha et forhold direkte til STCL. Det eksisterer en netto overtrekksgrense i Zero-Balancing. Dette betyr at en må ta i betraktning alle bankkontiene i konsernkontosystemet ved vurdering om det er tilstrekkelig med likvider til å foreta en utbetaling fra et av medlemsselskapenes bankkonto. I den grad et av medlemsselskapene i konsernkontosystemet isolert sett har overskredet denne kredittgrensen vil de andre medlemsselskapene allikevel rapportere sine positive mellomværende som fordringer. Inntektsføring Inntektsføring ved salg av varer og tjenester skjer når inntekten er opptjent ved risikoens overgang. Skattekostnad og utsatt skatt Skattekostnad er skatt knyttet til regnskapsmessig resultat og består av påløpt betalbar og endring i utsatt skatt. Ved beregning av skattekostnaden blir gjeldende skattesatser for ordinær- og særskatt benyttet. Inntekt- og balanseforskjeller etter egenkapitalmetoden for eierandel i selskaper, som er egne skattesubjekter, er etter skatt og inngår således ikke i skattegrunnlaget. Utsatt skatt i balansen er skatt beregnet på netto positive midlertidige forskjeller mellom regnskapsmessige og skattemessige balanseverdier etter utligning av negative midlertidige forskjeller. 17

18 Det er foretatt full avsetning for utsatt skatt etter gjeldsmetoden uten diskontering. Utsatt skatt og utsatt skattefordel er presentert netto i balansen. Utsatte skattefordeler er bare oppført i balansen når det vurderes som overveiende sannsynlig at fordelen kan realiseres. Ved beregning av utsatt særskatt blir den skattereduserende effekt av friinntekten hensyntatt i investeringsåret. Ikke fradragsberettiget kostpris for sokkelaktiva i samsvar med 10 vedtak i petroleumsskatteloven er ikke medtatt i grunnlag for utsatt skatt permanent forskjell. Verdifastsettelse av forskjellen mellom uttatt produksjon og eierandel til produksjon På utvinningsfelt oppstår midlertidige positive eller negative beholdninger (tilgodehavender eller forpliktelser) av petroleum som følge av at uttak varierer i forhold til selskapets eierandel til produksjonen. Produksjonsvolum som selskapet har til gode (mindreuttak) verdsettes til det laveste av produksjonskostnader og salgspriser, mens produksjonsvolum som selskapet skylder (meruttak) verdsettes til produksjonskostnader. Selskapets tilgodehavender eller forpliktelser på det enkelte felt er ført opp i balansen under fordringer eller kortsiktig gjeld. Forpliktelser Usikre forpliktelser blir regnskapsført dersom det er mer enn 50% sannsynlighet for at de kommer til oppgjør i samsvar med regnskapsstandard om betingede utfall og hendelser etter balansedagen. Beste estimat benyttes for beregning av oppgjørsverdi. Pensjonsforpliktelser Opptjente ordinære pensjonsrettigheter for selskapets ansatte er administrert av Norske Shells Pensjonskasse som er en selvstendig stiftelse. Øvrige pensjonsrettigheter blir administrert av selskapet og kostnaden belastes over ordinær drift. Selskapets pensjonsforpliktelser er basert på ytelsesplaner og vurderes til nåverdien av fremtidige pensjonsytelser, inkludert virkningen av antatt fremtidig lønnsvekst, som er opptjent frem til oppgjørstidspunktet. Årets kostnad og den påløpte forpliktelse er basert på lineær opptjening av pensjonsrettighetene. Avsetning for fremtidige miljøutgifter (fjernings- og avslutningsutgifter) I henhold til konsesjonsvilkårene for de lisenser som selskapet deltar i, har Staten ved produksjonsopphør eller når lisensperioden utløper, rett til å overta installasjoner mot vederlag. Dersom denne rett ikke benyttes, kan Staten pålegge rettighetshaverne å fjerne anleggene helt eller delvis. Olje- og energidepartementet avgjør om en installasjon skal fjernes. Selskapet regnskapsfører fremtidige miljøutgifter (fjernings- og/eller avslutningsutgifter) når det vurderes sannsynlig at disse vil oppstå for den enkelte installasjon. Fremtidige miljøutgifter beregnes til nåverdi ved oppstart av produksjon og regnskapsføres som eiendel (tilsvarende FAS143) med korresponderende forpliktelse i balansen. Miljøeiendelen avskrives i samsvar med produksjonsenhetsmetoden. Endring i tidselementet (nåverdi) for miljøforpliktelsen kostnadsføres årlig som driftskostnad og økning av balanseført forpliktelse for fremtidige miljøutgifter. Endring i beste estimat for miljøutgifter fordeles etter prospektiv-metode (gjenværende produksjon) basert på produksjonsenhetsmetoden. Gasslån Felles gasslån for lisensgruppen hvor det foreligger tilbakeleveringsforpliktelse blir vurdert i samsvar med salgsmetoden. Utlån blir verdsatt til det laveste av produksjonskostnader eller salgsverdi, og innlån til estimerte fremtidige produksjonskostnader for egen gass. 18

19 Individuelle gasslån for selskapet hvor det foreligger oppgjørsforpliktelse blir vurdert til salgspris eksklusive tariffer når selskapet ikke har egen gass for tilbakelevering. Bokføring av lisenskostnader Selskapets eget regnskap reflekterer netto kostnader etter viderebelastning til partnerne på lisenser hvor selskapet er operatør. Produksjonsavgift For enkelte utvinningstillatelser betaler rettighetshaver produksjonsavgift. Avgift som gjøres opp i naturalia, verdsettes til normpriser. Avgifter føres etter bruttometoden uavhengig om oppgjørsformen er i naturalia eller kontant. Kontantstrøm Kontantstrømoppstillingen er utarbeidet i henhold til den indirekte metode i Foreløpig Norsk Regnskapsstandard. 2. Virksomhet Virksomheten til selskapet består av petroleumsvirksomhet med leting etter, og utvinning av, olje- og gassressurser. Denne delen av virksomheten er organisert i avdelingen Undersøkelse og Produksjon (UP). I tillegg har selskapet virksomhet i markedsføring og distribusjon av oljeprodukter og annen energi, som er organisert i avdelingen Nedstrøm ( Downstream ) (DS). UP sin virksomhet drives fra selskapets hovedkontor i Sola og fra driftsavdelingen i Kristiansund. DS sin virksomhet ledes fra Oslo. 3. Finansiell markedsrisiko A/S Norske Shell er et integrert oljeselskap og står overfor flere finansielle markedsrisiki. Blant de vesentligste og spesielle risiki for selskapet kan nevnes; o Råolje- og gasspriser o Vekslingsforholdet mellom amerikanske dollar og norske kroner o Vekslingsforholdet mellom euro og norske kroner Selskapet har ikke sikret den finansielle risikoen, som er knyttet til endringer i råolje- og gasspriser. I den grad selskapet har lån i amerikanske dollar er ikke disse kurssikret, men det foreligger en naturlig sikring ved at salgsprisen for råolje er fastsatt i amerikanske dollar. Selskapets finansierings- og likviditetsrisiko er liten på grunn av selskapet solide portefølje på norsk sokkel kombinert med dagens høye produktpriser, og en solid markedsposisjon innenfor nedstrømsmarkedet. Videre er både finansiering og kundeforhold i stor grad med konsernselskap. 19

20 Resultatført valutatap og -gevinst Resultatført valutatap og gevinst er som følgende og inngår i annen finansinntekt/(finanskostnad) i resultatoppstillingen. MNOK 2007 UP DS 2006 UP DS Valuta gevinst/(tap) (168) (149) (19) Gas trading-kontrakter A/S Norske Shell har inngått avtaler om kjøp og salg av gass med et søsterselskap i UK, Shell Energy Trading Ltd. Det er i tillegg inngått avtaler om kjøp og salg av gass med eksterne parter. Kontraktene omfatter både egen gass og kjøpt gass. Tabellen nedenfor viser regnskapsførte urealiserte gevinster og tap for lukkede kontrakter pr : MNOK 2007 UP DS 2006 EP DS Urealisert gevinst Urealisert tap (28) (28) - Netto urealisert gevinst(+)/tap(-) For de finansielle derivatene som ikke oppfyller kravene til 5-8 i regnskapsloven, ville en vurdering etter virkelig verdi pr vært følgende: MNOK 2007 UP DS 2006 EP DS Urealisert gevinst Urealisert tap (1 240) (1 240) - (28) (28) - Netto urealisert gevinst(+)/tap(-) Enkelttransaksjoner Det forelå ingen store enkelttransaksjoner i For eventuelle større transaksjoner i datterselskaper henvises det til selskapenes egne årsrapporter. 5. Endring av regnskapsprinsipp Selskapet har ikke endret regnskapsprinsipp i Salgsinntekter Geografisk marked MNOK 2007 UP DS 2006 UP DS Norge Utlandet Total Herav beslektede selskap