ÅRSRAPPORT FOR A/S NORSKE SHELL

Transkript

1 ÅRSRAPPORT FOR A/S NORSKE SHELL 2008

2 Styrets beretning SAMMENDRAG A/S Norske Shell er engasjert i leting etter og produksjon av hydrokarboner på norsk kontinentalsokkel, distribusjon og salg av gass samt raffinering, markedsføring og salg av petroleumsprodukter. 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 Norske Shell ligger i Sola kommune. 2 AKTIVITETER I NORGE 2.1 Undersøkelse og Produksjon Generelt Virksomheten på norsk sokkel innenfor forretningsområdet Undersøkelse og Produksjon (U&P) 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. deler av selskapets strategiske interesser i Gassled var det første hele driftsåret for Ormen Lange. Feltet har vist seg å ha en svært høy driftsregularitet, og har hatt en oppetid på over 96 prosent fra april og ut året. Produksjonen med tre brønner første del av året gav en produksjon på normalt millioner standard kubikkmeter per døgn. I oktober 2008 ble tre nye brønner tatt i bruk, og snittproduksjonen var i desember 2008 over 50 millioner standard kubikkmenter per døgn. Produksjonen forventes å nå platåproduksjon i løpet av 2009, med en maksimal kapasitet på anlegget på 70 millioner standard kubikkmeter gass per dag. Ormen Lange Prosjekt ivaretar den videre feltutbyggingen og består blant annet av installasjon av flere havbunnsrammer, boring av flere brønner samt valg og utbygging av kompresjonsløsning for bruk når reservoartrykket avtar. Produksjonen fra Draugen var også i 2008 høyere enn forventet, og produksjonsmålet for året ble nådd allerede tidlig i oktober. Det ble tatt i bruk to nye produksjonsbrønner i løpet av 2008 og Draugen har nå i alt 13 produksjonsbrønner. Dette er et lavt antall brønner i forhold til produksjonsprofilen til feltet og vitner om et meget godt og produksjonsvillig reservoar. Feltet fylte 15 år i Den opprinnelig forventede levetiden på 17 år er blir betydelig utvidet og vedlikeholdsstrategi for Draugen innebærer en levetid utover I 2008 omsatte selskapets norske sokkelvirksomhet totalt 3,18 millioner standard kubikkmeter (Sm3) råolje, 0,71 millioner Sm3 NGL og 7,1 milliarder Sm3 gass, hvorav 5,10 milliarder Sm3 er egenprodusert gass. De tilsvarende tallene for 2007 var 3,58 millioner Sm3 råolje, 0,41 millioner Sm3 NGL og 4,8 milliarder Sm3 gass, hvorav 3,69 milliarder Sm3 var egenprodusert. Hovedtyngden av oljefeltene er modne felt. Omsetningstallene ovenfor inneholder tall for både Norske Shell og EONAS. Produksjonstabell 2008 Olje NGL Gass mill.sm 3 mill.sm 3 mrd.sm 3 Draugen Hod Kvitebjørn Ormen Lange Statfjord Statfjord Nord Statfjord Øst Sygna Troll Valhall Total Total Letevirksomhet I Nordsjøen har leteaktiviteten vært konsentrert omkring produserende felt hvor Norske Shell har andeler. Mot slutten av 2008 ble en letebrønn påbegynt ved Kvitebjørnfeltet, hvor StatoilHydro er operatør. I TFO-runden (tildeling i forhåndsdefinerte områder) ble EONAS tildelt tilleggsareal ved Kvitebjørn. Arbeidet med kommersialisering av Onyx Sørvest-funnet på Haltenbanken ble videreført og tekniske mulighetsstudier av ulike utbyggingsløsninger ble igangsatt. På dypt vann i Norskehavet har leteaktiviteten vært fokusert på planleggingen av to nye letebrønner PL 326 (Gro) og PL 392 (Dalsnuten) 2

3 som skal bores i 2009/2010 samt et betydelig evalueringsarbeid i samband med 20. konsesjonsrunde som selskapet søkte på i november. En partneroperert letebrønn PL 328 (Obelix) ble påbegynt i desember Produksjonslisenser Per 31. desember 2008 bestod Norske Shells portefølje av 19 utvinningstillatelser, hvorav selskapet er operatør for åtte. Datterselskapet EONASs portefølje besto av seks partneropererte utvinningstillatelser. Lisensendringer Norske Shell 2008 Konsesjon Kommentarer PL147 50% andel solgt til Faroe P. (10%), Dong (20%) og Bayerngas (20%) PL381 45% andel solgt til Faroe P. (10%) og E.On Ruhrgas (35%) PL147 Norske Shell beholder 25% Overga operatørskap til Dong PL085D Tilbakelevert PL251 Tilbakelevert PL322 Tilbakelevert PL153B Ny tildeling Anlegg i drift Ved utgangen av 2008 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 i drift eller besluttet utbygget: NSEP EONAS SIPI Draugen 26.4% Gjøa 12.0% Troll Olje og Gass 8.1% Troll Oljerør 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 25.0% Hod 28.1% 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% Transport og salg av gass 2008 var nok et godt år for salg av naturgass, med gode priser under langtidskontraktene og i korttidsmarkedet. Etterspørselen etter gass under langtidskontraktene viste noe lavere avtak i vintermånedene enn forventet og endte opp på cirka 3,0 milliarder Sm 3. All gass som ikke ble solgt under langtidskontraktene, rundt 4,1 milliarder Sm 3, ble solgt til Shell Energy Europe BV i Storbritannia under en rekke forskjellige salgsarrangement. Vi hadde en meget god regularitet på feltsiden og i transportsystemene i Forskning og Utvikling Norske Shell har et langsiktig perspektiv på sine operasjoner samt teknologiutvikling og forskning i Norge. Selskapet bidrar aktivt innen OG21 strategiarbeid, DEMO2000, Petromaks, Climit, Gassnova og Norsk Dypvannsprogram (NDP). Norske Shell spiller en viktig rolle i arbeidet for å dekke de framtidige teknologibehovene for Ormen Lange. Erfaringene fra Ormen Lange er også viktige for framtidige utbygginger i andre deler av verden hvor Shell er operatør. Norske Shell har etablert samarbeidsprosjekter med mange av de norske universitetene og forskningsinstituttene og finansierer en rekke doktorgradskandidater og professorater. Datterselskapet Shell Technology Norway A/S (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 har sitt hovedfokus innen fire områder: Undervannsprosessering hvor målsettingen er å dra nytte av den ledende rollen norsk industri har innen undervannsteknologi, spesielt innenfor 3

4 undervannsprosessering, og gjennom erfaringer fra store prosjekter som Ormen Lange. Selskapet er også engasjert i en rekke ulike prosjekter innen flow assurance, havbunnsprosessering, dypvannsinstallasjon, havbunns- og brønnintervensjon på dypt vann, dypvannsflytere, stigerør og integrerte operasjoner. Renere Produksjon som muliggjør aktiviteter med et minimum av miljømessig fotavtrykk gjennom integrerte programmer som omfatter aktiviteter innen utslipp til vann og utslipp til luft. Se også kapitel 6.4 Bærekraftig Utvikling. Arktisk Teknologi omfatter både renere produksjon og undervannsprosessering og fokuserer på utfordringer knyttet til aktiviteter i fjerne, sårbare og klimatisk utfordrende områder. Det fokuseres også på å styrke aktivitetene innen utvikling av brønnteknologi. 2.2 Markedsføring og salg av petroleumsprodukter (Nedstrøm) Generelt I 2008 solgte Norske Shell i overkant av 2,5 milliarder liter petroleumsprodukter, en nedgang på 1,16 prosent sammenlignet med Total markedsandel viser en nedgang fra 28,1 prosent i 2007 til 27,0 prosent i Norske Shell er nest størst på salg av petroleumsprodukter i det norske markedet, med en sterk markedsposisjon for alle produkter og markedskanaler. Shell har i dag det største landsdekkende nettet av tankanlegg. Vi har i 2008 innført et nytt helintegrert datasystem (SAP). Dette har medført problemer, men vi forventer at vi i 2009 vil kunne begynne å høste de fordelene et slikt helintegrert system gir, både internt og ut mot våre kunder og leverandører Bilistmarkedet 2008 for bilistmarkedet var et år preget av endringer både med hensyn til markedssituasjon og organisasjonsmessige endringer. Vi så i 2008 store endringer i drivstoffprisene som følge av endringer i tilbud og etterspørsel av drivstoff på verdensmarkedet. Eksempelvis så var det mer enn 300 prosent forskjell mellom høyeste og laveste innkjøpspris (eksklusive avgifter) på bensin gjennom året. Dette gav store utslag i prisen på pumpe til forbruker gjennom året. Året var også preget av implementering av avtalen med Reitan Servicehandel Norge AS som ble offentliggjort i Dette innebar omprofilering av 90 tidligere YX-stasjoner til Shell/7-Eleven. Konverteringen av stasjonene ble foretatt i perioden august til desember. Når det gjelder vårt øvrige nettverk fortsatte vi vår driftsform som tidligere, blant annet i samarbeid med NorgesGruppen vedrørende hurtigmatkonseptet Fresh. Vi hadde i 2008 en økning i hurtigmatomsetningen i våre butikker. I 2008 solgte vi 461 millioner liter bensin og 467 millioner diesel gjennom biliststasjonene. Dette inkluderer det volum som ble solgt gjennom Shell/7-Eleven stasjoner (etter omprofilering). Shells markedsandel i bilistmarkedet i 2008 ble 26,3 prosent, opp 1,2 prosent fra Marine Shell leverer drivstoff og smørolje til norske rederier og offshoreinstallasjoner for levering både lokalt i Norge og internasjonalt. I løpet av 2008 har selskapet opprettholdt sin ledende posisjon i dette segmentet. Shell har flere kontrakter med store norske kunder på salg av lavsvovel tungoljer. Internasjonalt ligger svovelinnholdet i tungolje i underkant av 3 prosent i gjennomsnitt, mens selskapet leverer tungolje med under 1,5 prosent svovelinnhold i alle inngåtte kontrakter. Dette gir en betydelig miljøgevinst. Selskapet er godt posisjonert til å møte nye krav som mest sannsynlig vil tre i kraft fra medio 2010 til lavere svovelinnhold i Norge og Nord-Europa Raffinering og forsyning Norske Shells eierandel på 21 prosent i Mongstad Raffinering DA (MRDA) blir ivaretatt av datterselskapet Norske Shell Raffinering AS. MRDA hadde et underskudd 2008 mot et overskudd i Dette skyldes hovedsaklig avsetning for mulig tap på inngåtte salgsavtaler i forbindelse med bygging av nytt gasskraftverk. Raffineringsmarginene var i 2008 som forventet og på linje med Mongstad raffineriet forsyner Shell sine anlegg i Sør-, Vest- og Nord- Norge, mens selskapets anlegg i Øst-Norge forsynes fra Shell-raffineriene i Sverige og Danmark. 4

5 2.2.5 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 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. 3 REDEGJØRELSE FOR ÅRSREGNSKAPET I tillegg til selskapets totale resultater viser årsregnskapet egne tall for de to sektorene Undersøkelse og Produksjon (UP) og Nedstrøm. 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 I 2008 hadde A/S Norske Shell et overskudd før skatt på MNOK mot MNOK i Overskudd etter skatt for 2008 var mot i Årsresultatet foreslås disponert som følger (MNOK): Avsatt utbytte Overført til annen egenkapital 24 Sum disponert Det er i tillegg avgitt konsernbidrag (netto etter skatt) uten egenkapital effekt til datterselskaper på MNOK 33 i Etter styrets forslag til disponering av årsresultat og annen egenkapital, utgjør fri egenkapital MNOK Resultater oppstrøm Driftsresultatet for U&P i 2008 (MNOK ) er forbedret med 85% sammenlignet med 2007 (MNOK 8.587). Driftsinntekter økte med 44% hovedsakelig grunnet positiv effekt av økt gassproduksjon og salgspris, og bare delvis utlignet av nedgang i produksjonen av olje og svak dollarkurs. Avskrivninger har økt med 34% og relateres hovedsaklig til avskrivning på produksjonsfasiliteter og produksjonsbrønner. Dette er grunnet full drift på Ormen Lange i 2008, der det bare var drift i Q4 i Lønnskostnader har økt med 9% og kan forklares med at antallet årsverk sysselsatt har gått opp 9% fra 671 årsverk i 2007 til 730 i Blant flere faktorer så er en 42% økning i varekostnad den viktigste årsaken til en 5% økning av sum driftskostnader. Økningen i varekostnad forklares med økte volumer samt høyere priser på gass. Netto finansinntekter gikk ned fra MNOK i 2007 til MNOK i Nedgangen forklares med lavere resultatandeler fra investeringer i datterselskaper. I 2007 hadde datterselskapet Enterprise Oil Norge AS et godt resultat grunnet salgsgevinst av Skarv/Idun. Netto økning av finanskostnader skyldes i hovedsak høyere realisert og urealisert valutatap. Skattekostnad for 2008 (MNOK ) økte med 82% sammenlignet med 2007 (MNOK 6.331). Lavere effektiv skatterate i 2007 forklares av skattefri salgsvederlag for Skarv/Idun Resultater nedstrøm Driftsresultatet i Nedstrøm hadde en nedgang fra MNOK 347 I 2007, til MNOK 270 i Sum driftsinntekter økte med 22% hovedsakelig grunnet økte salgsvolumer og priser. Sum driftskostnader økte 27% sammenlignet med 2007 og skyldes i hovedsak økt varekostnad samt kostnader relatert til implementering av overtakelse av Hydro/Texaco stasjoner. Lønnskostnader økte 9% og er forklart av generell økning i lønnsnivå og utviklingen i markedsvilkår. Netto finansposter på MNOK 408 i 2008, er ned fra MNOK 158 i Nedgangen er i høy grad grunnet netto valutatap, økte kostnader på rentebærende gjeld og reduserte resultater fra døtre. 3.2 Kommentarer til balanse Den største endringen i varige driftsmidler finner man i anlegg under arbeid. Dette forklares 5

6 med økte investeringer i produksjonsfasiliteter gjennom hele året, i hovedsak på Ormen Lange. Nedgang i finansielle anleggsmidler skyldes at det i Enterprise Oil Norge AS er tatt ut MNOK 600 mer i utbytte enn resultatet for Sum omløpsmidler i 2008 beløper seg til MNOK mot MNOK i Reduksjonen relateres i hovedsak til nedgang fordringer mot gruppeselskaper. I 2008 økte egenkapitalen til A/S Norske Shell fra MNOK til MNOK Egenkapitalandelen, dvs. sum egenkapital/total gjeld og egenkapital forble konstant på 11% gjennom året. Den største endringen i total langsiktig gjeld (fra MNOK i 2007 til MNOK i 2008) skyldes økning i utsatt skatt. Nedgang i sum kortsiktig gjeld fra MNOK i 2007 til MNOK i 2008 skyldes lavere avsetning til utbytte. Likviditeten på balansedagen er gjennomgått og vurdert som solid, da selskapet sammen med 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 473. Tilsvarende beløp for fjoråret var et overskudd før finansiering på MNOK og netto investeringsaktiviteter på MNOK Forskjellen mellom resultat før skatt (MNOK ) og netto operasjonell kontantstrøm (MNOK 5.911) er hovedsaklig knyttet til skattebetaling, avskrivninger og økning i utestående fordringer. I tillegg kommer andre ordinære balanseendringer. 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. Finansierings- og likviditetsrisiko er liten på grunn av selskapets solide portefølje på norsk sokkel og en solid markedsposisjon innenfor nedstrømsmarkedet. Videre er både finansiering og kundeforhold i stor grad med i konsernselskap. (Se for øvrig note 3.) 5 ARBEIDSMILJØ, ANSATTE OG ORGANISASJON 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 ulikheter blir verdsatt og hvor alle får mulighet til å utvikle sine evner og ferdigheter i samsvar med våre verdier. I Norske Shell har vi en målsetting om at 40 prosent av de vi rekrutterer skal være kvinner. Antall ansatte og kjønnsammensetningen i selskapet er oppsummert i tabellen nedenfor. Den viser kun mindre endringer fra fjoråret. Antall totalt Antall Kvinner 2008 % 2007 % Ansatte Styret Konsernledelse Vi vil i 2009 fortsette å rekruttere ansatte innenfor enkelte fagområder på grunn av økt aktivitetsnivå. 6 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET Norske Shell har forpliktet seg til å bidra til en bærekraftig utvikling og har en målsetting om null skader på mennesker, miljø eller materiell. 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. 6

7 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 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. I 2008 arrangerte selskapet en HMS-dag for alle ansatte og kontraktører. Tema var økt bevisstgjøring rundt våre tre gylne regler; Overholdelse av regler, intervenere ved usikre handlinger og ha respekt for våre naboer. 6.1 Sikkerhet Selskapet fokuserer på læring fra alle typer hendelser, både med og uten skade, og setter inn økte ressurser for å finne årsakssammenheng ved de hendelsene som innebærer høyest risiko. Videre blir det arbeidet med at den enkelte skal ta seg nødvendig tid for å planlegge og gjennomføre arbeidsoperasjoner sikkert og intervenere hvor nødvendig. Det arbeides kontinuerlig med teknisk tilstand på utstyr og anlegg for å redusere risiko for lekkasjer og større hendelser, blant annet styring av preventiv og korrektiv vedlikehold. Selskapet måler skadefrekvensen som antall personskader per million arbeidstimer for kontraktører og egne ansatte. Skadefrekvensen i 2008 var 3,2 i U&P og 1,6 i Nedstrøm. I 2008 var det totalt 13 skader som førte til fravær mot seks i Dette tilsvarer en fraværskadefrekvens på 1,5 i 2008 mot 0,8 i Den enkelte hendelse har blitt gransket, og en vurderer fortløpende hvorvidt det er behov for justeringer i våre HMS planer. I 2008 ble selskapets biliststasjoner utsatt for 20 ran. Det er en nedgang fra 24 i Ran av Shell-stasjoner gir lavt utbytte, og oppklaringsprosenten på ranene er 85 prosent, som er svært høyt. Selskapet arbeider aktivt med å finne metoder for å unngå brutale ran, blant annet i samarbeid med søsterselskaper i Europa. 6.2 Helse I 2008 var sykefraværet for egne medarbeidere i U&P 2,8 prosent mot 2,1 prosent i 2007, tilsvarende tall for Nedstrøm var i 4,1prosent mot 4,3 prosent i Bedriftshelsetjenesten samarbeider med den enkelte avdeling for oppfølging av syke i bedriften. Dette har vært en god modell som videreføres i Norske Shell måler også TROIF (Total Reportable Occupational Illness Frequency/ Arbeidsrelatert sykdomsfrekvens). I 2008 var TROIF i U&P for egne ansatte 1,6 mot 4,8 i For Nedstrøm har en inkludert kontraktører og her er resultatet 2,1 i 2008 mot 1,9 i Det har i løpet av 2008 vært stort fokus på forebyggende helsearbeid. Stressforebygging er en kontinuerlig prosess som også har vært en prioritert oppgave i Vi har hatt 11 tilfeller av arbeidsrelatert stress i Selskapets bedriftshelsetjeneste startet i 2008 kartleggingen av helsetilbudet for alle ansatte i Norske Shell, dette for å avdekke eventuelle forskjeller med mål om gjøre dette mest mulig likt for alle. 6.3 Ytre Miljø De viktigste miljøaspektene ved Shells virksomhet i Norge er energiforbruk og utslipp til luft av karbondioksid (CO 2 ), nitrogenoksider (NO X ) og flyktige hydrokarboner (NMVOC). Fra Draugen og Ormen Lange landanlegg er det også konsesjonsbelagte utslipp til sjø av produsert vann som inneholder olje, løste hydrokarboner og tilsatte kjemikalier representerte oppstartsperioden for Ormen Lange. Utslippene til luft fra landanlegget på Nyhamna er lave pga. elektrifisering av landanlegget og at fakkelsystemet er lukket. Det interne varmebehovet dekkes av 2 hetoljekjeler med høy energieffektivitet og ultralav NO X teknologi. Produsert vann renses gjennom flere rensetrinn blant annet ved hjelp av bioreaktorer, for å begrense utslippene mest mulig. Totalt for Shell-opererte installasjoner på sokkelen ble det brukt 6,9 millioner GJ energi i Shell-gruppen gjennomførte i 2008 en verdensomspennende benchmarking i forhold til energieffektivitet. Ormen Lange landanlegg kom best ut av samtlige anlegg i denne sammenligningen og Draugen plasserte seg innenfor øverste kvartil. Denne benchmarkingen er en av flere aktiviteter som inngår i vårt globale initiativ CO 2 Must Win. Videre inngår også etablering av Green House Gas & Energy Management planer samt verktøy for overvåkning av energieffektivitet, begge er etablert både for Draugen og Ormen Lange landanlegg i

8 Energikonvertering, forbrenning og fakling på Draugenfeltet representerer det største bidraget til utslipp av klimagasser. Forbrenning av diesel og gass i forbindelse med energikonvertering og fakling gir det største bidragene til utslipp av NO X. Tonn CO 2 ekvivalenter Klimagasser (CO 2 ekvivalenter) Undersøkelse og Produksjon Utslippene av klimagasser i U&P økte med 12,5 prosent fra 2007 til Dette skyldes første hele år med drift av Ormen Lange landanlegg Nyhamna. Utslipp av klimagasser fra boreaktivitet var noe mindre i 2008 sammenlignet med Fra 1 januar 2008 ble det norske kvotesystemet innført. Både Draugen og Ormen Lange Nyhamna omfattes av det nye systemet. Utslippene av flyktige hydrokarboner (NMVOC) fra U&P var tonn. Utslipp fra bøyelasting på Draugen står for 65,4 prosent av disse utslippene og utslipp i forbindelse med lasting av kondensat på Nyhamna står for 3,7 prosent. Norske Shells Nedstrøms virksomhet representerer et lavt utslipp av flyktige hydrokarboner (NMVOC og metan), totalt utgjør dette 56,4 tonn. Utslippene av NO X var tilnærmet likt i 2007 og NO x -utslippene de siste årene har vært høyere enn tidligere grunnet dieselforbruk til drift av borerigger som er involvert i selskapets aktiviteter. NO X bidraget fra hetoljekjelene på Nyhamna er lavt. Fra har NO X -utslippene fra olje og gassvirksomheten vært avgiftsbelagt. Den 14. mai 2008 undertegnet 14 næringsorganisasjoner og Miljøverndepartementet en miljøavtale om NO x. Virksomheter som har sluttet seg til avtalen påtar seg forpliktelser overfor Næringslivets NO x -fond og får fritak for NO x - avgift. Norske Shells operatørskap for Ormen Lange og Draugen er tilsluttet avtalen sammen med cirka 500 bedrifter. Tonn Nitrogenoksider (NO X ) Undersøkelse og Produksjon Driftsutslippene til sjø (U&P) er produsert vann, fortrengningsvann og drenasjevann. Produsert vann fra Draugen er den dominerende kilden til oljeutslipp. Utslippene av produsert vann økte i 2008 i henhold til prognosen. Oljeinnholdet i vannet som ble sluppet ut fra Draugen var i gjennomsnitt 17.6 mg/l for Økningen av gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i 2008 skyldes midlertidig innkjøringsproblemer av nytt utstyr. Produsert vann inneholder også løste organiske komponenter hvorav mesteparten utgjøres av karboksylsyrer. I 2008 ble det gjennomført konseptvalg for framtidig disponering av produsert vann fra Draugenfeltet. Endelig investeringsbeslutning vil bli tatt i Dersom innført forventes tiltaket å redusere utslippene av produsert vann med opp til 90 prosent. Full reinjeksjon vil eventuelt kunne være på plass fra Dette er i henhold til Norske Shell strategi for null miljøskadelige utslipp. Bidraget av produsert vann fra Ormen Lange er lavt på grunn av lavt oljeinnhold og små mengder vann. mln m Utslipp av produsert vann Prod. vann utslipp til sjø (m3) Oljekonsentrasjon (mg/l) I U&P var det fem akutte utslipp av olje til sjø i 2008, til sammen utgjorde dette 5,6 tonn olje. Det var 17 akutte utslipp av kjemikalier til sjø på til sammen 16,5 tonn (inkludert vann). I tillegg mg/l 8

9 var det fire akuttutslipp av vannbasert boreslam fra mobile rigger på til sammen 35,9 tonn. I Nedstrøm var det 38 akutte utslipp i 2008, dette utgjorde 4,6 tonn. For våre felt i drift, Draugen og Ormen Lange, blir det arbeidet med programmer for økt energieffektivitet og reduksjon av CO 2 -utslipp. I tillegg arbeider selskapet med oppdatering av planer for oljevernberedskap og andre aktiviteter i tilknytning til dette. Det er også utført flere miljøstudier og det pågår fortsatt miljøovervåking i forbindelse med oppstart og drift av Ormen Lange. For detaljer om utslippene henvises det til årsrapporter fra SFT. Mengde næringsavfall fra selskapets aktiviteter økte fra 2007 til Økningen skyldes bidrag fra Ormen Lange. Næringsavfall til deponi fra hele U&P var 4,8 prosent. Tonn Næringsavfall Undersøkelse og Produksjon Nedstrøm Mengde farlig avfall varierer med boreaktivitet. Det var en reduksjon av farlig avfall i U&P fra 2007 til Tonn Farlig avfall Undersøkelse og Produksjon Raffineri Nedstrøm I U&P er det i 2008 gjennomført flere avfallskampanjer både offshore og onshore, med fokus på opplæring av personell som genererer og håndterer avfall. Gjenvinningsgraden på avfall ligger mellom 50 prosent til 95 prosent for våre lokasjoner i U&P. Vår avfallskontraktør for U&P har investert i et behandlingsanlegg for slop med membran- og nanofiltrerings teknologi. Dette anlegget renser vannet før utslipp, og medfører betydelig redusert transport, som igjen gir reduserte CO 2 -utslipp. For detaljer om avfall henvises det til årsrapporten fra SFT for offshoreinstallasjonene. 6.4 Bærekraftig utvikling Datterselskapet Shell Technology Norway A/S (STN) deltar i et prosjekt ledet av NTNU/SINTEF med støtte fra Petromaks med målsetting å rense produsert vann før det slippes ut i havet. Teknologien består i utvikling av nye filter, membraner og biologisk renseteknologier. STN leder et prosjekt av lekkasje påvisning rundt havbunnsplasserte bunnrammer i samarbeid med flere oljeselskap, OLF og SINTEF. Arbeidet videreføres til å inkludere lekkasje påvisning langs rørledninger. Utvikling av teknologi og ferdighet til å oppdage og håndtere oljesøl i isdekket farvann er et prosjekt som ledes av SINTEF hvor STN deltar sammen med flere andre oljeselskap. Dette arbeid vil bli avsluttet i 2009 med en serie av felttester. BIG CO 2 er et annet prosjekt, hvor målsettingen er å utvikle og forbedre konsepter for CO 2 fangst og CO 2 lagring. Prosjektet mottar støtte fra Forskningsrådet og vil inkludere nesten 20 doktorgradsstipendier. STN er en av initiativtakerene til en samordnet innsats for forskning og datainnsamling fra arktiske områder. Sammen med flere oljeselskaper og Demo 2000 utvikles nettportalen Arctic Web, der mest mulig informasjon gjøres tilgjengelig på web. Prosjektet avsluttes i Arbeidet med Halten CO 2 og Nyhamna Kraft prosjektene ble avsluttet i Gjennom disse arbeidene har Shell opparbeidet en betydningsfull kompetanse i forhold til integrasjon mellom gasskraftverk og CO 2 fangstanlegg og i forhold til videreutvikling og forbedring av CO 2 -renseteknologi. Dette har blant annet resultert i flere patenterte integreringsløsninger. StatoilHydro, Shell, DONG Energy Power, Vattenfall og staten (gjennom Gassnova SF) startet i 2007 planleggingen av et testanlegg, European CO 2 Technology Centre Mongstad (TCM). Dette arbeidet er basert på avtalen som ble inngått i forbindelse med konsesjon for 9

10 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 fra eksosgasskilder, og derigjennom redusere kostnader og risiko for CO 2 -fangst i storskala. Det vil være to røykgasskilder med forskjellig konsentrasjon av CO 2 tilgjengelig, dvs. røykgass fra kraftverket og fra crackeren på raffineriet. TCM vil teste både amin- og karbonat- ( chilled ammonia ) baserte teknologier. Tidligstudier ble gjennomført i 2008 og det ble besluttet at Aker Clean Carbon skal levere amin anlegget. Investeringsbeslutning for TCM er planlagt våren Risavika kontorbygg Kontorbygget til Norske Shell i Risavika utenfor Stavanger ble oppført i Et større oppgraderings- og utbyggingsarbeid ble igangsatt i 2007 og avsluttet i Det nyoppussede bygget har fått en helt ny energistyring og energieffektivitet. Av nye løsninger kan nevnes at energi til oppvarming og kjøling i bygget blir produsert i egen varme- og kjølesentral, det er kun unntakskvis at tilleggsvarme må hentes fra Lyse fjernvarme. Høy prioritet har også blitt lagt på arbeidsmiljøfaktorer. Støyabsorberende materialer og støyisolering fra rom i kontorlandskapene gjør at de nye løsningene er funksjonelle og innbyr til et godt arbeidsmiljø. 7 SELSKAPETS FREMTIDSUTSIKTER Norske Shell har en sterk posisjon i det norske samfunnet, både innen oppstrøms- og nedstrømsvirksomheten. Selskapet blir sett på som en positiv samfunnsaktør. Innen nedstrøm har vi en sterk markedsposisjon for alle produkter og markedskanaler og leverer oljeprodukter kostnadseffektivt og sikkert over hele landet. Vi venter økning i markedsandelen i 2009 når vi ser effekten av Shell/7-11-nettverket for et helt år. 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 innovative samarbeidspartner på norsk sokkel. Kompetanse og kunnskap fra gjennomføring og deltakelse i en rekke prosjekter i kombinasjon med vår operasjonelle erfaring fra Draugen og Ormen Lange, gjør selskapet godt rustet i forbindelse med framtidig leting og produksjon på norsk sokkel. Tananger, 27. april 2009 John Steinar Kvitvang David Loughman Samia Nehme Styreformann Administrerende direktør Styremedlem Hans Van der Loo Sue Paterson Thor Borø Styremedlem Styremedlem Styremedlem Bjørn Christensen Mary Grace Anderson Kuehne Even Rønes Styremedlem Styremedlem Styremedlem 10

11 Resultatregnskap DRIFTSINNTEKTER OG DRIFTSKOSTNADER DRIFTSINNTEKTER Fordelt på Fordelt på MNOK totalt UP DS UP DS Salgsinntekt Bensin- og mineraloljeavgift og lignende (5 913) (15) (5 899) (5 416) 1 (5 416) Gevinst ved salg av driftsmidler Annen driftsinntekt SUM DRIFTSINNTEKTER DRIFTSKOSTNADER Varekostnad Lønnskostnad 8, Produksjons- og CO 2 avgift til Staten Avskrivning på varige driftsmidler og immaterielle eiendeler 12, Annen driftskostnad 10, SUM DRIFTSKOSTNADER DRIFTSRESULTAT (270) FINANSINNTEKTER OG FINANSKOSTNADER: FINANSINNTEKT Inntekt fra investering i datterselskap (26) Inntekt fra investering i tilknyttet selskap Renteinntekt fra foretak i samme konsern Annen renteinntekt Annen finansinntekt SUM FINANSINNTEKTER FINANSKOSTNAD Rentekostnad til foretak i samme konsern Annen rentekostnad Annen finanskostnad SUM FINANSKOSTNADER NETTO FINANSPOSTER (409) ORDINÆRT RESULTAT FØR SKATTEKOSTNAD (679) Skattekostnad på ordinært resultat (189) ORDINÆRT RESULTAT (490) ÅRSRESULTAT (490) DISPONERING AV RESULTAT Note MNOK totalt Avsatt utbytte Overføringer fond for vurderingsforskjeller (48) - 11 (11) Overføringer til/fra annen egenkapital (442) (155) SUM OVERFØRINGER (490) Avgitt konsernbidrag (netto etter skatt) uten egenkapital effekt

12 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). U&P omfatter selskapets sokkelaktiviteter (oppstrøm), mens Nedstrøm omfatter raffinering, distribusjon, markedsføring og salg av produkter. EIENDELER ANLEGGSMIDLER Fordelt på Fordelt på MNOK totalt UP DS UP DS 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, (1 443) (1 644) Andre omløpsmidler Note MNOK totalt Bankinnskudd, kontanter og lignende SUM OMLØPSMIDLER SUM EIENDELER

13 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 (48) 48 Annen egenkapital (307) SUM OPPTJENT EGENKAPITAL (307) SUM INNSKUTT/OPPTJENT EGENKAPITAL (7) Gjeld Avsetning for forpliktelser Pensjonsforpliktelser Utsatt skatt (108) (24) 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 NOK totalt Kortsiktig gjeld til kredittinstitusjoner Leverandørgjeld Betalbar skatt (43) Skyldige offentlige avgifter Avsatt utbytte Annen kortsiktig gjeld 20, SUM KORTSIKTIG GJELD SUM GJELD SUM EGENKAPITAL OG GJELD Tananger, 27. april 2009 John Steinar Kvitvang David Loughman Samia Nehme Styreformann Administrerende direktør Styremedlem Hans Van der Loo Sue Paterson Thor Borø Styremedlem Styremedlem Styremedlem Bjørn Christensen Mary Grace Anderson Kuehne Even Rønes Styremedlem Styremedlem Styremedlem 13

14 Kontantstrømoppstilling Operasjonelle aktiviteter Fordelt på MNOK Fordelt på UP DS totalt UP DS Resultat før skattekostnad (679) Betalte skatter (8 518) (8 543) 24 (5 141) (5 081) (59) Tap/gevinst ved salg av varige driftsmidler (185) (180) (5) 20 (6) 26 Endring i pensjonsmidler/-forpliktelser (90) (18) (72) 9 39 (31) Ordinære avskrivninger Kostnadsført letekostnad Tidselement forpliktelser Øvrige avsetninger (18) 43 (11) 54 Endring i varelager / Petroleum & Gass 687 (48) 735 (425) (25) (401) Endring i kundefordringer (742) (296) (446) (654) (443) (211) Endring i andre utestående fordringer (2 191) (1 736) (454) (1 271) (3 322) Netto endring i kassekreditt (22) (22) - (703) 22 (725) Endring i leverandørgjeld 205 (33) Endring i kortsiktig gjeld (1 597) (1 960) (140) Netto kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (229) Investeringsaktiviteter Netto endring investering i aksjer og andeler Endring andre finansielle anleggsmidler (2) - (2) Netto resultat ved bruk av EK-metoden (765) (791) 26 (5 277) (4 963) (315) Mottatt utbytte - EK metoden Avgang anleggsmidler til salgssum Investering i anleggsmidler (3 830) (3 672) (158) (3 962) (3 822) (141) Netto kontantstøm fra investeringer (5 986) (5 983) (3) Netto kontantstrøm før finansiering (70) Finansieringaktiviteter MNOK totalt Opptak/(nedbetaling) av langsiktig gjeld 423 (198) Utbetaling av utbytte (7 019) (6 402) (617) (6 618) (5 492) (1 126) Netto kontantstrøm fra finansiering (6 596) (6 600) 4 (4 121) (2 995) (1 126) Netto kontantstrøm for året (213) (147) (66) (184) (200) 16 Likviditetsbeholdning 1. januar Likviditetsbeholdning 31. desember Endring likviditetsbeholdning (213) (147) (67) (184) (200) 16 14

15 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. 15

16 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 i en 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. 16

17 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. 17

18 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. 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. Nedstrøm 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 og en solid markedsposisjon innenfor nedstrømsmarkedet. Videre er både finansiering og kundeforhold i stor grad med konsernselskap. Resultatført valutatap og -gevinst Resultatført valutatap og gevinst er som følgende og inngår i annen finansinntekt/(finanskostnad) i resultatoppstillingen. MNOK 2008 UP DS 2007 UP DS Valuta gevinst/(tap) (89) (168) (149) (19) 18

19 Gas trading-kontrakter A/S Norske Shell har tidligere inngått avtaler om kjøp og salg av gass med et søsterselskap i UK, Shell Energy Trading Ltd. Alle kontraktene er oppgjort i løpet av 2008 og det er derfor ingen urealiserte gevinster eller tap pr MNOK 2008 UP DS 2007 UP DS Urealisert gevinst Urealisert tap 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 som følger: MNOK 2008 UP DS 2007 UP DS Urealisert gevinst Urealisert tap - - (1 240) (1 240) - 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 2008 UP DS 2007 UP DS Norge Utlandet Total Herav beslektede selskap Varer og materiell MNOK 2008 UP DS 2007 UP DS Ferdigvarer Beholdning av materiell Totalt Varelageret i Nedstrøm er nedskrevet med MNOK 341 i 2008 på grunn av reduserte priser ved utgangen av året. 19

20 8. Lønnskostnader, pensjonskostnader, lån til ansatte m.m. Lønnskostnader MNOK 2008 UP DS 2007 UP DS Lønninger Folketrygdavgift Pensjonskostnader 1) Andre ytelser Totalt ) Innberetningspliktig pensjonskostnad Selskapet har tilstrekkelig bankgaranti for ansattes skattetrekk. Pensjonskostnader, -midler, -forpliktelser Selskapets kollektive pensjonsordning gjelder som hovedregel alle ansatte og tilfredsstiller kravene til OTP. Pensjonsytelsene er avhengig av antall opptjeningsår, lønnsnivå ved oppnådd pensjonsalder og ytelsene fra folketrygden. Disse pensjonene er sikret i Norske Shells Pensjonskasse ved pensjonsmidler plassert i obligasjoner, børsnoterte aksjer og i bank. Pensjonskassen hadde på oppgjørstidspunktet forpliktelser overfor personer. De usikrede førtidspensjoner og andel for pensjoner over 12G utbetales løpende over A/S Norske Shells driftsregnskap, og omfattet på oppgjørstidspunktet personer. De økonomiske forutsetninger som er benyttet i aktuarberegningene er: Diskonteringsfaktor 5,50 % 5,30 % Lønnsregulering 5,25 % 4,50 % Pensjonsregulering 4,00 % 3,25 % G-regulering 4,75 % 4,00 % Forventet avkastning på pensjonsmidler 5,50 % 6,00 % Faktisk avkastning på pensjonsmidler -10,30 % 3,50 % Langsiktig avkastnings forventning er basert med utgangspunkt i risikofri rente tillagt forventet risikopremie for de respektive investeringsområder. Gjennomsnittlig gjenværende tjenestetid anvendes som amortiseringsfaktor for både for sikret og usikret ordning. 10 % av den største verdi av fondsmidlene og påløpt pensjonsforpliktelse opprettholdes som korridor. 20