DETTE ER HELGELANDSKRAFT AS

Årsrapport 2004

INNHOLD Dette er HelgelandsKraft AS 03 Styrets beretning 04 Nøkkeltall 10 Resultatregnskap 11 Balanse 12 Kontantstrømoppstilling 14 Noter i regnskapet 14 Revisjonsberetning 28 Divisjon nett 29 Divisjon produksjon 30 Divisjon marked 31 Energiregnskap 32 Tabeller 33 Grafer 34 2

DETTE ER HELGELANDSKRAFT AS HelgelandsKraft AS er et offentlig eid aksjeselskap med 14 kommuner som aksjonærer. Selskapet er organisert med en divisjonsstruktur for forretningsområdene kraftproduksjon, marked og nett. Adm. dir. Ove Brattbakk Midt-Helgeland Kraftlag A/L ble stiftet i 1946, fusjonert med Sør-Helgeland Kraftlag A/L i 1964 til Helgeland Kraftlag A/L og omdannet til aksjeselskap 1. mars 2001. Hovedkontor er i Mosjøen med avdelingskontorer i Brønnøysund, Sandnessjøen og Mo i Rana. Omsetningen i 2004 var 819 mill. kr, driftsresultatet var 189 mill. kr og resultat etter skatt 115 mill. kr. Antall årsverk er 253. Divisjon nett transporterer kraft i et nett med en utstrekning på ca. 7100 km, som dekker et område fra grensen mot Nord- Trøndelag til Saltfjellet (områdekonsesjonen dekker et areal på 16000 km 2 ). I 2004 ble det levert 1037 GWh til 42.000 anlegg på Helgeland. Divisjon produksjon har ansvar for utvikling og drift av kraftproduksjonen som skjer i 9 kraftverk med en middelproduksjon på 970 GWh. Divisjon marked har ansvar for salg til husholdnings- og næringsmarkedet. Salget skjer i hovedsak på Helgeland, men også i andre nettområder inkludert salg i Sverige i deleid selskap. I tillegg til kraftomsetning i sluttbrukermarkedet utfører divisjonen engroskraftomsetning på oppdrag fra divisjon produksjon. 3

STYRETS BERETNING VIRKSOMHETEN HelgelandsKraft AS driver produksjon, overføring og omsetning av elektrisk kraft, samt annen virksomhet med naturlig tilknytning. Virksomheten er lokalisert på Helgeland og hovedkontoret er i Mosjøen i Vefsn kommune. Det norske elforbruket i 2004 ble 122 TWh (115 TWh i 2003). Temperaturkorrigert er forbruket beregnet til 121 TWh. Lavere kraftpriser og gode konjunkturer har gitt forbruksvekst spesielt innen kraftintensiv industri. Et tilsig på 120 TWh (normalt 118 TWh) kombinert med lav magasinfylling ved starten av året gav en kraftproduksjon på 110 TWh (107 TWh i 2003). Netto import ble 11,5 TWh (netto import 7,9 TWh i 2003). Ved årsskiftet var fyllingsgraden i magasinene tilbake på normalt nivå etter nedtappingen i 2003. Lokalt i HK var tilsigssituasjonen tilsvarende middelår. Vår kraftproduksjon ble 955 GWh (889 GWh) mot middelproduksjon 960 GWh. Magasinfyllingen var over normalen både ved inn- og utgang av året. Brutto kraftforbruk på Helgeland ekskl. kraftintensiv industri var 1132 GWh (1108 GWh i 2003). Netto transportert kraftmengde i HKs nett var 1037 GWh (1024 GWh). Markedsprisen falt betydelig og gjennomsnittlig systempris ble 24,2 øre/kwh (29,1 øre/kwh i 2003). Driftsresultatet for divisjon produksjon er forbedret pga. høyere produksjon. Resultatet for divisjon marked er forverret pga. mindre vellykket porteføljestyring. Divisjon nett fikk et driftsresultat på nivå med året før. Et driftsresultat på 188,8 mill. kr (232,1 mill. kr i 2003) er det nest beste HK har oppnådd og betegnes som tilfredsstillende. Det ordinære resultat før skatt på 182,4 mill. kr (225,4 mill. kr ) må også ses i sammenheng med forholdene i finansmarkedet med god avkastning på plasseringer. Resultat etter skatt på 115,2 mill. kr (162,5 mill. kr ) gir grunnlag for et ordinært utbytte på 48,0 mill. kr (72,1 mill. kr). Dette tilsvarer 16 % av aksjekapitalen. Årsregnskapet er avlagt under forutsetning om fortsatt drift og etter styrets oppfatning gir årsregnskapet en tilfredsstillende beskrivelse av selskapets stilling pr. 31.12.04. DRIFTSINNTEKTER De totale driftsinntekter ble 819,2 mill. kr (92,4 mill. kr lavere enn i 2003). Energisalginntektene ble 529,5 mill. kr ned 81,3 mill. kr til som følge av lavere priser. Overføringsinntektene ble 270,6 mill. kr ned 12,3 mill. kr pga. lavere inntektsramme. DRIFTSKOSTNADER Driftskostnadene ble 630,4 mill. kr (49,1 mill. kr lavere enn i 2003). Hovedårsaken til kostnadsreduksjonen er lavere energikjøpskostnader, personalkostnader og andre driftskostnader. Energikjøpkostnadene ble redusert med 26,5 mill. kr pga. lavere priser. Personalkostnadene ble redusert med 8,1 mill. kr på grunn av lavere pensjonsforpliktelser, reduksjon i antall årsverk og høyere nivå på aktiverte personalkostnader. Andre driftskostnader ble redusert med 18,0 mill. kr i hovedsak pga. et driftsmessig stabilt år og høyere aktivitet innen investeringsoppgaver. DRIFTSRESULTAT Driftsresultatet ble 188,8 mill.kr. Dette er en reduksjon på 43,3 mill. kr sammenlignet med 2003. Driftsresultatet for divisjonene produksjon og nett er godt, men dårlig for divisjon marked. Fordelt på divisjonene produksjon/nett/marked er resultatet henholdsvis 140/59/-13 mill. kr (129/59/42 mill. kr i 2003) Driftsresultatet for divisjon nett utgjør 7,3 % av nettkapitalen i selskapet. FINANSPOSTER Finansinntektene ble 24,6 mill. kr (reduksjon 6,9 mill. kr). Det ble oppnådd god avkastning på aksjer/ obligasjoner, men lavere markedsrente gav redusert avkastning på kontantbeholdning. Forholdet mellom plasseringene i aksjer/obligasjoner og kontanter som bankinnskudd er omtrent den samme for de to siste år. Avkastningen ble 7,8 % av gjennomsnittlig likvide midler. 4

Finanskostnadene ble 31 mill. kr (ned 7,3 mill. kr). Reduksjonen skyldes lavere lånerente og nedbetaling av lån. SKATTEKOSTNADER Skattekostnadene ble 67,1 mill. kr. mens den betalbare skatten ble 50,0 mill. kr. Vi har ikke tidligere innarbeidet grunnrenteskatt i regnskapet, men i 2004 kom vi i posisjon til å betale grunnrenteskatt. Vi har derfor valgt å endre regnskapsprinsipp og derigjennom innarbeide utsatt skatt på grunnrenteinntekt i regnskapet. Betalbar grunnrenteskatt utgjør 3,4 mill. kroner, mens reduksjon i utsatt skattefordel knyttet til grunnrenteinntekt utgjør 16,0 mill. kroner. LIKVIDITET Likviditeten har vært god i selskapet hele året. Overskuddslikviditet har vært plassert som bankinnskudd, særinnskudd i bank, obligasjoner og andre finanspapirer.. SOLIDITET Soliditeten i selskapet er god. Den bokførte egenkapitalen i selskapet er økt med 4,8 % til 66,6 %. INVESTERINGER Investeringene i 2004 beløper seg til 91,9 mill. kr. og fordeler seg med 36,2 mill. kr i nett; 22,6 mill. kr produksjonsanlegg; 14,6 mill. kr i aggregat/ transportmidler og annet utstyr. Anlegg under utførelse er aktivert med 17,5 mill.kr. DISPONERING AV ÅRETS RESULTAT Regnskapet er gjort opp med et overskudd på 115,2 mill. kr etter skatt. Med bakgrunn i god soliditet og positive framtidsutsikter, foreslår styret at det utbetales et ordinært utbytte på kr. 160,- pr aksje som tilsvarer 48,0 mill. kr eller 42 % av årets overskudd. Årsoverskuddet anvendes da slik: Overført til annen egenkapital kr. 67.140.255,- Utbytte kr. 48.061.440,- Sum kr. 115.201.695,- FINANSIELL RISIKO MARKEDSRISIKO Selskapet er eksponert for endringer i markedspriser for kjøp av kraft for markedsdivisjonen og salg av kraft for produksjonsdivisjonen. Når det gjelder markedsdivisjonen, er all kjøp av kraft som skal dekke solgte fastpriskontrakter, prissikret i markedet. Produksjonsdivisjonen prissikrer deler av sin produksjon fram i tid. Det er utarbeidet egen risikohåndbok for krafthandel. Selskapet er også eksponert mot endringer i rentenivået, men da alle våre obligasjonslån har 3 5 års rentebinding og rentereguleringstidspunktene varierer over år, anser vi ikke risikoen for store endringer over kort tid som høy. Renten på våre ansvarlige lån er også knyttet opp mot langsiktig statsobligasjonsrente. KREDITTRISIKO Risiko for at kundene ikke har økonomisk evne til å oppfylle sine forpliktelser anses lav, da det historisk sett har vært lite tap på fordringer. Brutto kundefordringer på balansedagen utgjør 173,2 mill. kroner som er en nedgang på 7,5 mill. kroner fra forrige år. I gjennomsnitt pr. kunde utgjør dette ca. 5000 kr. Vi har ingen store enkeltkunder. LIKVIDITETSRISIKO Likviditeten i selskapet er god, men vi har likevel besluttet å inngå avtale med en bank om en bankgaranti for finansiell og fysisk handel og clearing via Nord Pool dersom det blir nødvendig. 5

MARKEDSSITUASJONEN Den hydrologiske balansen i Norden viste stabil underdekning på rundt 24 TWh fram til mai og har deretter forbedret seg spesielt i siste kvartal slik at balansen ved årets slutt var som normalt. Ubalansen etter det ekstremt lave høsttilsig i 2002 er dermed rettet opp, men de store svingninger en kan påregne i et vannkraftbasert produksjonssystem er klart synliggjort de siste år. I normale tilsigsår er Norge, Sverige og Finland avhengig av import. Tilgangen på dansk/tysk/polsk/ russisk kullkraft har så langt bidratt til forsyningssikkerhet og begrenset prisnivå i det felles nordiske kraftmarked. I tillegg til økende kraftunderskudd er flaskehalser i det nordiske nettet med risiko for områdeprising og begrenset likviditet i markedet (også over Nord-Pool) hovedankepunkter som reduserer funksjonaliteten i det nordiske kraftmarked. Gjennomsnittlig elspot systempris i 2004 ble 24,2 øre/kwh (29,1 øre/kwh i 2003). Prissvingningene over året var store fra 3 øre/kwh til 46 øre/kwh. Dette stiller krav til bevisst risikostyring og aktiv oppfølging. HKs produktspekter til sluttbrukere gir kundene mulighet til selv i stor grad å velge risikoprofil på sitt kjøp i form av fastpriskontrakt og/eller flytende prisfastsetting. 50 % av våre kunder hadde ved utgangen av året fastprisavtaler. Gjennomsnittspris til våre sluttbrukere var 24,8 øre/kwh (28,7 øre/kwh i 2003). I sluttbrukermarkedet konkurreres det fortsatt om volum med pressede marginer. Oppmerksomheten har dreid fra kraftpris til nettleie også pga. forbruksavgiftsomlegging. HK har i løpet av 2004 økt markedsandelen på Helgeland, men fått en svak nedgang utenfor Helgeland. ORGANISASJON OG PERSONALE HK hadde pr. 31.12.04 271 (278 i 2003) ansatte tilsvarende 253 (261) årsverk. 16,8% ( 19,4%) av de ansatte var kvinner mot 83,2 % (80,6%) menn. Kjønnsfordelingen innen de ulike stillingsgrupper var som følger: Arbeidere/funksjonærer teknisk: 2,8% (4,4%) kvinner/97,2% (95,6 %) menn. Arbeidere/funksjonærer merkantilt: 71% (74,6 %) kvinner/29% (25,4 %) menn. Arbeidsledere/ledere: 1,5 % (1,5%) kvinner/98,5 % (98,5%) menn. 24 medarbeidere var deltidsansatt. Kjønnsfordelingen blant de deltidsansatte viser 83,3 % (91,6 %) kvinner mot 16,7 % (8,4 %) menn. Kjønnsfordelingen totalt og innen de ulike stillingsgrupper viser en sterkt mannsdominert virksomhet og med kvinner i hovedsak ansatt i tradisjonelle kvinnedominerte stillingskategorier. Den gjennomsnittlige regulativ lønn (årslønn) for menn var kr 319.249.- (311.269.-) og for kvinner kr 273.409.- (262.553,-). Lønnsveksten fra 2003 til 2004 var på 2,6% for menn mot 4,1% for kvinner. HELSE, MILJØ OG SIKKERHET Antallet skader med fravær har vært 10 (4 i 2003). Dette gir en skadehyppighet på H = 20 (7,86) (H-verdi: antall skader med fravær pr. million arbeidstimer). Antallet fraværsdager pga. skader var 70 (32) hvilket gir et skadefravær F = 137 (62,90) ( F: antall fraværsdager pr. million arbeidstimer). Måltall for skadehyppighet er ikke nådd. Den «Helse og sikkerhetsmessige» standard målt i skadehyppighet er ikke tilfredsstillende. Det totale sykefravær var på 5,1 % (5,6 % i 2003). Den registrerte nedgang i sykefravær er positiv. HK er IAbedrift. Som en miljøansvarlig virksomhet er HK opptatt av å innta en føre var holdning både med hensyn til eksisterende og framtidige miljøkrav både innen nettvirksomheten og produksjonsvirksomheten. Vi gjennomfører regelmessige internkontroller og inspeksjoner med fokus på ytre miljø. 6

STRATEGI OG FRAMTIDSUTSIKTER Eierforhold HelgelandsKraft AS er i dag næringsvirksomhet med rammebetingelser der forretningsmessig drift er en forutsetning for videre utvikling innen alle divisjoner, både produksjon, marked og nett. Vi må opptre ihht. dette, men samtidig skal også samfunnsmessige interesser pga. omfattende ringvirkninger, spesielt tilknyttet nettvirksomheten, ivaretas. Kombinasjonen av et bevisst samfunnsansvar samtidig som en har fullt forretningsmessig fokus forsterkes av strukturen på HKs eierskap. ESA har påtalt overfor norske myndigheter at den forskjellsbehandling vedrørende hjemfall som skjer mellom private og offentlige aktører strider mot EØSavtalen. Norske myndigheter er uenig med ESA, men vil av andre grunner endre dagens ordning der kun offentlige aktører har evigvarende konsesjon. Hjemfallsutvalget som ble nedsatt av regjeringen avga sin innstilling 30. nov 2004 med flertallsinnstilling for partielt hjemfall som også innebærer hjemfall for offentlige aktører. Forslaget medfører større omsettelighet av norsk vannkraft kombinert med at dagens offentlige aktører vil føle et salgspress pga. redusert råderett og verditap i konsesjonsperioden. En endring av hjemfallsinstituttet vil påvirke eierskap, avkastningsstrøm, offentlige inntekter og lokalisering av arbeidskraft/kompetanse. Utfallet av prosessen fram mot den kommende stortingsbehandling vil ha stor betydning for framtidig eierskap og regional verdiskaping også for HelgelandsKraft. HK har tidligere konkludert med at ulempene ved en konsernetablering var større enn fordelene. Myndighetene har nå signalisert at de ønsker å gå lenger i EU-tilpasning enn EUs elmarkedsdirektiv som krever selskapsmessig skille ved nettvirksomhet som omfatter mer enn 100.000 nettkunder. Konsekvensen av en symbolpolitikk som krever selskapsmessig skille i HK vil være både administrativt fordyrende, byråkratisk og juridisk kompleks uten at en oppnår verken konkurransemessig effekt eller økt forbrukervennlighet. HKs forhold til bransjeorganisasjonen EBL har vært oppe til diskusjon både pga. EBLs opptreden i saken vedr. beregningsgrunnlag for konsesjonskraftpris som har provosert vertskommuner (LVK interesser) og pga. EBLs innledende uttalelser i hjemfallsaken som ikke var i samsvar med lokale eiersynspunkter. Nettvirksomheten Vår nettvirksomhet er fortsatt rangert bedre effektivitetsmessig av NVE enn gjennomsnitt med et effektiviseringskrav på 1,94 % p.a. Vår nettvirksomhet må fortsatt forbedres. Kostnadsreduserende tiltak, både på drifts- og investeringssiden, er nødvendig. Strengere prioriteringer av investeringer blir viktig, og vi har derfor i et pionerprosjekt kartlagt tilstanden i fordelingsnettet for å sikre riktig prioritering. Organisering, bemanning og holdningsskapende tiltak vil være naturlige parametere for videre effektivisering. Kvalitetsarbeidet er intensivert for å gi ønskede forbedringer og det er besluttet at HK skal ISO-9001 sertifiseres. Bortfall av regionalt differensiert arbeidsgiveravgift rammer HKs nettvirksomhet og NVEs beslutning om ikke å kompensere for dette i inntektsrammen er anket til OED. Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet vil gi nye utfordringer samtidig som grunnlaget for bedre kundedialog mht. kvalitet nå er på plass. NVE vil 1. juli 2005 presentere utkast til nytt nettreguleringsregime etter 2007. HK støtter bransjens ønske om en regulering som i større grad gir insentiver til ny- og reinvesteringer, forbedret effektivitetsmåling, ivaretar økonomiske konsekvenser av økte myndighetskrav og i sum gir mulighet for tilfredsstillende avkastning ved effektiv drift. Nettdivisjonen står foran store investeringsprosjekter de nærmeste årene. Forbedring av leveringssikkerheten på Sør-Helgeland med totale nettinvesteringer på over 100 mill. kr. er det største enkeltprosjekt som pågår. Forhandlinger med Statnett om kjøp av regionalnettanlegg på Helgeland har så langt ikke kommet til noen løsning. Rammebetingelser for kraftintensiv industri generelt og spesielt framtiden for Ranaindustrien er også element i prosessen. Et evt. kjøp kan medføre at levert energimengde i et framtidig heleid HK regionalnett øker fra 1 TWh til 6 TWh forutsatt at kapasitet i kraftintensiv industri i Rana opprettholdes. Kvalitetsjustering av inntektsrammen for ikke levert energi (KILE) vil i større grad aktualisere risikobegrepet innen nettvirksomheten. Framtidige tiltak i nettet må vurderes opp mot sannsynlighet for og konsekvens ved feil/ avbrudd. Prioriteringer blir enda viktigere. Vår leveringspålitelighet har med unntak av 2003 vært bedre enn grunnlaget for rammen. Produksjonsutvidelser Helgeland har fortsatt vannkraftressurser som kan utnyttes selv innen de begrensede rammer politiske myndigheter setter. I 2004 er opprusting/fornyelse av Ildgrubfossen og Langfjord kraftverk igangsatt. 7

Tilleggsoverføringer til kraftverkene i Sjona/Fagervollan (12 GWh) nærmer seg avslutning. For Laksen kraftverk (26 GWh) som har fått konsesjon forberedes anbudsrunde. Potensialet for småkraftutbygging i regionen er stort og HK bearbeider konkret flere prosjektskisser med til sammen ca. 200 GWh. I den forbindelse er det også framforhandlet nye prinsipper for fallrettighetsleie hos grunneiere. NVEs konsesjonsmyndighet er hevet til 10 MW og Samlet Plan behandling gjelder nå prosjekter over 10 MVA hvilket innebærer en mer rasjonell konsesjonsprosess for mindre vannkraftsaker. Vefsnavassdraget ble ikke vernet av Stortinget if. forslag til Supplering av Verneplan for vassdrag. Med et kraftpotensiale på ca. 1500 GWh, hvorav HK har interesser på 300 GWh, vil en konkret konsekvensvurdering nå kunne avklare utbyggingsmulighetene. I en pågående forstudie vurderes 4 lokasjoner for vindmølleparker med tilhørende anlegg for netttilknytning. Med dagens rammebetingelser er det ikke lønnsomt å realisere vindkraft, men et pliktig elsertifikatmarked («grønn energi») fra 2007 kan gi nye muligheter både for vannkraft og vindkraft. Kraftbalansen Kraftbehovet i det felles nordiske kraftmarked øker og Norge/Sverige/Finland er i dag i en underskuddssituasjon som i normale år oppveies av tilsvarende overskudd i Danmark. Forbruket i det norske system isolert er igjen økende og over produksjonskapasiteten på 118 TWh i middelår. I tørre år vil imidlertid Norge og Sverige få så stort underskudd at dette vanskelig kan dekkes opp av import utenfra pga. begrensede overføringsforbindelser. Politisk unnfallenhet både mht. å legge til rette for lønnsom kraftutbygging kombinert med miljøidealisme over lang tid ble synliggjort vinteren 2002/2003. Behovet for ny kraft er tilstede. Det miljømessige konkurransefortrinn for vannkraft, lite forurensende gasskraft og andre fornybare kilder vil synliggjøres også økonomisk nå når europeisk kvotehandel med CO2 er igangsatt. Internasjonalt harmoniserte miljøgraderte avgifter på kraftproduksjon/internasjonal handel med utslippskvoter og handel med elsertifikater knyttet opp mot fornybar kraft er i startfasen og dette forventes å utvikle seg. For å bedre forsyningssikkerheten i et velfungerende nordisk marked ønsker kraftnæringen mer forutsigbare og mer realistiske rammebetingelser for ny kapasitet både vannkraft og gasskraft. Stikkord her er åpning for mer vannkraft, kortere konsesjonsbehandling, marked for elsertifikater, endringer i kraftskatteregimet med spesiell oppmerksomhet mot grunnrenteskatten og teknologinøytrale støtteordninger. Toveiskommunikasjon og større fleksibilitet i kundegrensesnittet er også viktige bidrag. Nye sjøkabelforbindelser mot utlandet for å få økt utvekslingskapasitet kombinert med økt nordisk kraftsystemintegrering er også blant de tiltak som er igangsatt. Konkurranseforhold allianser/samarbeid Rammebetingelsene har utløst en nødvendig strukturrasjonalisering innenfor næringen og det er blitt færre og større enheter. Statkraftalliansen er den klart dominerende der statlig kapital og konsesjonsbeskyttelse har muliggjort oppkjøp av kommunale/ fylkeskommunale eierandeler. Statkrafts oppkjøp er imidlertid nå stoppet av konkurransemyndighetene. Inntil den kommende tilpasning av industrikonsesjonslovens hjemfallsbestemmelser til EØS avtalen avklares, vil strukturendringene stilles i bero. Men vi ser allerede at danske og finske aktører har fått eierposisjoner i norsk kraftnæring og at utlendinger posisjonerer seg. HK eier sammen med andre en rekke selskaper som har forretningsmessig aktivitet med naturlig tilknytning til HKs kjernevirksomhet: Mo Fjernvarme AS eies av HK og Norsk Jern Eiendom og har som formål utbygging og drift av fjernvarme med utgangspunkt i gjenvinning av spillenergi. Resultatutviklingen er god. Storuman Energi AB der HK eier 50 % er etablert for å drive kraftomsetning i Sverige. Selskapet har fått et tilfredsstillende økonomisk resultat også i 2004. Enviro Energi ASA eies av HK, Troms Kraft, NTE, Trønder Energi, Buskerud Energi, Oppland Energi og Eurel og har som formål markedsføring og omsetning av fornybar energi og grønne sertifikater på det norske og internasjonale markedet. Selskapet er i utviklingsfase, men taper på forsinkelser i etablering av et felles norsk/svensk elsertifikatmarked. NORSEC eies av HK sammen med de fleste kraftselskaper i Nordland og Troms og har som formål å tilby rådgivningstjenester innenfor fagretningene energisystemer og energibruk. Resultatene har så langt ikke svart til forventningene. Naturgass Helgeland AS eies av HK sammen med Statoil, Norsk Jern Eiendom, Gasnor og Nordlandsgass og har som formål kjøp og salg, samt markedsføring og distribusjon av naturgass på Helgeland med utgangspunkt i etablering av LNG-terminal i regionen. 8

Selskapet er i startfasen med innledende utredninger og har kartlagt et markedspotensial som kan forsvare en terminaletablering. Hovedutfordringen er nå å få tilgang til LNG. Et pågående forprosjekt innen bredbånd (Internett, TV, telefoni) skal sommeren 2005 gi beslutningsunderlag for evt. satsing og i så fall i samarbeid/ allianse med hvem. Utsikter Kraftsituasjonen er normalisert i 2005 etter det turbulente 2003 året. Forutsatt normale tilstander videre framover ligger vi an til å få et resultat i 2005 som kan bli noe lavere enn 2004 resultatet. Med utsikter til et varig høyere kraftprisnivå enn på 90-tallet vurderes HKs framtidige inntjening og finansielle stilling som god, men rammevilkårene herunder spesielt grunnrenteskatten bidrar i negativ retning. Finansiell styrke til økte investeringer for bedre forsyningssikkerhet kombinert med tilfredsstillende eieruttak forutsetter økonomiske overskudd på nivå med det HK har hatt de siste år. HK har i over 50 år opparbeidet tradisjoner, kompetanse og forutsetninger for å kunne utvikle seg videre. Potensial for lønnsomhetsforbedring finnes innen alle divisjoner. Utfordringen blir å finne de beste løsninger som sikrer rasjonell utvikling av HK slik at framtidig konkurransekraft og inntjening styrkes. Den regionale tilhørighet og identitet er et konkurransefortrinn som skal utvikles videre. Styrets vurdering er at HK har en god posisjon med et veletablert kraftsystem og økonomisk soliditet. Med kompetente, engasjerte og samhandlende medarbeidere med vilje til å ta de kommende utfordringer og omstillinger skal fortsatt industriell vekst, finansielle resultater og regional utvikling styrkes i tråd med HKs visjon «en aktiv verdiskaper for regionen». Styret vil gi anerkjennelse til de ansatte som gjennom sin gode innsats gjennom året har styrket HKs konkurransekraft og inntjening og dermed gitt et tilfredsstillende årsresultat. Mosjøen 31. desember 2004 23. april 2005 Magnar Johnsen Gunnhild Forsland Åse Winther Per Waage STYRELEDER NESTLEDER Kjell-Idar Juvik André Møller Magnar Solbakk Kåre Nilssen Hilmar Olsen Bjørn-Ove Wetjen Ove A. Brattbakk ADM. DIREKTØR 9

NØKKELTALL 2004 2003 2002 2001 OMSETNING Driftsinntekter (mill. kr) 814,1 911,6 702,4 659.2 RESULTAT Driftsresultat (mill. kr) 188,8 232,1 183,5 148,4 Resultat før skatt (mill.kr) 182,4 225,3 146,3 109,2 Netto driftsmargin 23,2% 25,5% 26,1% 22,5 % Årsresultat (mill. kr) 115,2 162,4 115,1 73 RENTABILITET Totalrentabilitet 9,6% 12,0% 9,1% 7,6 % Egenkapitalrentabilitet 8,0% 12,0% 8.3% 6,1 % Investeringer (mill kr) 91,9 95,1 151,0 107,4 Soliditet/kapitalforhold pr. 31.12.: Gjeldsnedbetalingsevne 0,41 0,43 0,29 0,25 Likviditetsgrad I 1,8:1 1,7:1 2,2:1 2,3:1 Rentedekningsgrad 6,8 5,4 3,4 3 Arbeidskapital (mill kr) 204,8 196 190 286 Egenkapitalandel 66,6% 61,8% 60,6% 57,1 % PERSONAL Antall årsverk 253 261 262 255 DEFINISJON AV NØKKELTALL: Netto driftsmargin: Driftsresultat x 100 Netto driftsinntekter Totalrentabilitet: (Resultat før ekstraordinære poster + finanskostnader) x 100 Gjennomsnittlig totalkapital Egenkapitalrentabilitet: (Resultat før ekstraordinære poster skattekostnader) x 100 Gjennomsnittlig egenkapital Egenkapitalandel: Egenkapital x 100 Totalkapital Gjeldsnedbetalingsevne: Likviditetsgrad I: Rentedekningsgrad: Arbeidskapital: (Resultat før ekstraordinære poster + ordinære avskrivninger skattekostnader utbytte preferanseaksjer)/ Gjennomsnittlig rentebærende gjeld Omløpsmidler/Kortsiktig gjeld (Resultat før ekstraordinære poster + finanskostnader)/finanskostnader Omløpsmidler kortsiktig gjeld 10

RESULTATREGNSKAP (Alle tall i 1000 kr. ) Noter 2004 2003 DRIFTSINNTEKTER Energisalg 529 522 610 859 10 Overføringsinntekter 270 668 282 948 Andre driftsinntekter 19 032 17 853 Sum driftsinntekter 819 222 911 660 DRIFTSKOSTNADER Energikjøp 329 916 356 506 Overføringskostnader 32 692 32 337 Brutto personalkostnader 115 722 Aktiverte personalkostnader 17 293 3,9 Personalkostnader 98 429 106 587 4 Andre driftskostnader 87 090 100 062 5 Ordinære avskrivninger 82 296 84 032 Sum driftskostnader 630 423 679 524 Driftsresultat 188 799 232 136 20 FINANSINNTEKTER OG FINANSKOSTNADER Finansinntekter 24 561 31 555 Finanskostnader 31 001 38 315 Netto finansresultat 6 440 6 760 Ordinært resultat før skattekostnad 182 359 225 376 11 Skattekostnad på ordinært resultat 67 157 62 922 ÅRSRESULTAT 115 202 162 454 11

BALANSE (Alle tall i 1000 kr. ) Noter Eiendeler 31.12.2004 01.01.2004 Anleggsmidler Immaterielle eiendeler 1 1 11 Utsatt skattefordel 48 537 24 949 Sum immaterielle eiendeler 48 537 24 949 5,6 Varige driftsmidler Tomter, bygninger og annen fast eiendom 1 622 590 1 614 577 Driftsløsøre, inventar, verktør 72 067 70 622 Sum varige driftsmidler 1 694 657 1 685 199 Finansielle anleggsmidler 7 Investeringer i aksjer og andeler 19 478 18 842 16 Andre fordringer 14 593 15 868 Sum finansielle anleggsmidler 34 071 34 710 Sum anleggsmidler 1 777 265 1 744 858 Omløpsmidler Varelager 13 220 14 099 Fordringer Kundefordringer 173 260 180 785 10 Andre fordringer 1 139 35 787 Sum fordringer 174 399 216 572 Investeringer 7 Markedsbaserte aksjer 65 046 40 515 8 Markedsbaserte obligasjoner 15 420 25 531 Sum investeringer 80 466 66 046 18 Bankinnskudd, kontanter og lignende 187 465 179 684 Sum omløpsmidler 455 550 476 401 SUM EIENDELER 2 232 815 2 221 259 12

Noter Egenkapital og gjeld 31.12.2004 01.01.2004 12 Egenkapital Innskutt egenkapital 15 Aksjekapital (300.384 a kr 1.000) 300 384 300 384 Overkursfond 652 369 652 369 Sum innskutt egenkapital 952 753 952 753 Opptjent egenkapital Udisponert overskudd Annen egenkapital 535 111 427 277 Sum opptjent egenkapital 535 111 427 277 Sum egenkapital 1 487 864 1 380 030 Gjeld Avsetning for forpliktelser 9 Pensjonsforpliktelser 28 962 34 351 Sum avsetning for forpliktelser 28 962 34 351 14 Annen langsiktig gjeld Pantelån 191 098 215 376 Ansvarlig lån 283 333 325 000 Sum annen langsiktig gjeld 474 431 540 376 Kortsiktig gjeld Leverandørgjeld 81 962 85 217 11 Betalbar skatt 50 011 49 415 Skyldig offentlige avgifter 35 433 42 130 Foreslått utbytte 48 061 72 092 10 Annen kortsiktig gjeld 26 091 17 648 Sum kortsiktig gjeld 241 558 266 502 Sum gjeld 744 951 841 229 SUM EGENKAPITAL OG GJELD 2 232 815 2 221 259 Mosjøen 31. desember 2004 23. april 2005 Magnar Johnsen Gunnhild Forsland Åse Winther Per Waage Kjell-Idar Juvik André Møller STYRELEDER NESTLEDER Magnar Solbakk Kåre Nilssen Hilmar Olsen Bjørn-Ove Wetjen Ove A. Brattbakk ADM. DIREKTØR 13

KONTANTSTRØMSOPPSTILLING Kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter: 2004 2003 Ordinært resultat før skattekostnad 182 360 225 376 Ekstraordinære poster 0 0 Periodens betalte skatter -49 474-55 898 Ordinære avskrivninger 82 296 84 032 Tap/gevinst ved salg av anleggsmidler -116-894 Endring investering i aksjer/andeler -636 51 Endring i markedsbaserte aksjer -15 423-11 743 Endring i kundefordringer 7 525-32 617 Endring i leverandørgjeld -3 255 30 059 Endring i pensjonsforpliktelser -5 389-2 446 Endring i andre omløpsmidler og andre gjeldsposter 37 394 20 017 Netto kontantstrømmer fra operasjonelle aktiviteter 235 282 255 937 KONTANTSTRØMMER FRA INVESTERINGSAKTIVITETER: Innbetalinger ved salg av varige driftsmidler 308 954 Utbetalinger ved kjøp av varige driftsmidler -91 944-95 155 Tilbakebetaling fra sameiet 763 808 Netto kontantstrøm fra investeringsaktiviteter -90 873-93 393 KONTANTSTRØMMER FRA FINANSIERINGSAKTIVITETER: Utbetalinger ved nedbetaling av langsiktig gjeld -65 945-59 994 Utbetalinger av utbytte -72 092-45 058 Netto kontantstrøm fra finansieringsaktiviteter -138 037-105 052 Netto endring i bankinnskudd, kontanter og lignende 7 781 57 492 Beholdning av bankinnskudd, kontanter og lignende pr.01.01 179 684 122 192 Beholdning av bankinnskudd, kontanter og lignende pr.31.12 187 465 179 684 NOTER I REGNSKAPET NOTE 1 Regnskapsprinsipper Generelt HelgelandsKraft AS avlegger årsregnskapet i henhold til forskrifter til energiloven om regnskapsføring for energiverk, regnskapsloven og i samsvar med god regnskapsskikk. Årsregnskapet gir informasjon om forretningsområdene energiomsetning/energiproduksjon, nettvirksomhet og andre tjenester. Andelsverk Våre andeler i Åbjørakraft, Kolsvik kraftverk (50 %) er innarbeidet i regnskapet etter bruttometoden linje for linje. Alle vesentlige transaksjoner og mellomværende mellom selskapene er eliminert. Vår andel av overskuddet i Sameiet Gullsmedvik (62,5 %) er direkte innarbeidet i resultatregnskapet. 14

Prinsipper for inntekstføring og kostnadsføring Inntektsføring og kostnadsføring av varer og tjenester foretas ved levering. Bokført kraftkjøp er ført etter uttatt kraftmengde i regnskapsåret. Kraftsalg er bokført i samsvar med avlesing 31.12.i regnskapsåret. Klassifisering og vurdering av balanseposter Omløpsmidler og kortsiktig gjeld omfatter poster som forfaller til betaling innen ett år etter anskaffelsestidspunktet, samt poster som knytter seg til varekretsløpet. Øvrige poster er klassifisert som anleggsmiddel/langsiktig gjeld. Omløpsmidler vurderes til laveste av anskaffelseskost og virkelig verdi. Kortsiktig gjeld balanseføres til nominelt beløp på opptakstidspunktet. Anleggsmidler vurderes til anskaffelseskost, men nedskrives til virkelig verdi ved verdifall som ikke forventes å være forbigående. Når det gjelder nettanleggene og kraftverkene har NVE vurdert anleggsmidlene og fastsatt ny nettverdi og ny skattemessig åpningsbalanse for kraftverkene. HelgelandsKraft AS har skrevet opp den regnskapsmessige verdi for disse anleggsmidlene i samsvar med fastsettelsene. Anleggstilskudd føres som fradrag i kostprisen på investeringer. Fordringer Kundefordringer er ført opp til pålydende med fradrag av konstaterte og påregnelige tap. Andre fordringer er ført opp til pålydende. Varebeholdning Varebeholdningen av driftsmateriell er ført opp til den laveste anskaffelseskost og virkelig verdi. Demonterte anleggsmidler som midlertid legges på lager, er ikke bokført med noen verdi, men blir i de tilfeller disse er aktivert, avskrevet etter opprinnelig plan. Magasinbeholdning I tråd med anbefalinger for bransjen balanseføres ikke beholdningen av vann i magasinene, og endringer i magasinbeholdningen resultatføres ikke. Beholdningene samt endringene kommenteres i note. Erstatninger Løpende erstatninger i forbindelse med grunnerverv og lignende blir kostnadsført løpende. Det er ikke foretatt avsetninger til dekning av fremtidige forpliktelser. Skatt Endring regnskapsprinsipp Årlig skattekostnad beregnes i samsvar med foreløpig regnskapsstandard for skatt. Det er redegjort nærmere om beregningene i egen note. Utsatt skattefordel er oppført i balansen ut fra forventninger om fremtidig skattepliktig inntekt. HelgelandsKraft AS kom i 2004 i posisjon for betalbar skatt på grunnrenteinntekt. I den forbindelse har man valgt å regnskapsføre endring i utsatt skatt som knytter seg til grunnrentebeskatningen. Endringen av prinsipp er ført direkte mot egenkapitalen. Utsatt skatt på grunnrenteinntekt er beregnet med 27 % på grunnlag av de midlertidige forskjeller som eksisterer mellom regnskapsmessige og skattemessige verdier, samt skattemessig fremførbar negativ grunnrenteinntekt fra tidligere år. Kontraktsforpliktelser knyttet til kjøp og salg av kraft HelgelandsKraft AS handler energi med fysisk levering og finansielt oppgjør. Dette skjer gjennom det bilaterale marked og gjennom Nord Pool ASA og innenfor styrets definerte rammer for risikostyring. I den tradingorienterte porteføljen vurderes kjøps- og salgskontrakter samlet etter porteføljeprinsippet. Summen av realisterte og urealiserte gevinster/tap resultatføres dermed løpende. Finansielle porteføljer for prissikring av fremtidig spotsalg av egenprodusert kraft, samt fremtidig spotkjøp av kraft for videresalg til egne kunder, vurderes regnskapsmessig etter grunnleggende prinsipp om sikringsbokføring. Resultatføring av gevinster og tap innen disse porteføljene skjer i samme regnskapsperiode som fysisk levering av sikringsobjektene. Mer-/mindreinntekt fra nettvirksomheten I henhold til retningslinjer fra NVE skal det føres separat regnskap for kraftselskapenes monopolvirksomhet. Nettariffen er fra og med 1997 fastsatt med utgangspunkt i en inntektsramme fastsatt av NVE med tillegg av kostnader i overliggende nett. Mer-/mindreinntekt er differansen mellom inntektsrammen og det som faktisk er inntektsført i nettregnskapet. Merinntekt skal renteberegnes med en rentesats fastsatt av NVE og tilbakeføres nettkundene. Mindreinntekt kan tilsvarende renteberegnes og belastes nettkundene. Mer/mindreinntekt balanseføres under kortsiktig gjeld/omløpsmidler, og påløpt/ opptjent rente føres som finanskostnad/finansinntekt i resultatregnskapet. Markedsbaserte finansielle omløpsmidler Markedsbaserte finansielle omløpsmidler blir vurdert til markedspris, hvor summen av gevinst og tap blir regnskapsført. Andre regnskapsprinsipper er nærmere omtalt i notene. 15

NOTE 2 Nettregnskap pr. 31.12.04 Regional nett Distr.nett DRIFTSINNTEKTER Overføringsinntekter 61 050 267 775 Andre driftsinntekter 10 889 Sum driftsinntekter 61 060 268 664 DRIFTSKOSTNADER Overføringskostnader 28 097 52 598 Nettap 4 134 17 862 Personalkostnader 8 606 51 413 Andre driftskostnader 7 191 31 219 Avskrivninger 6 588 43 482 Tap på fordringer 0 1 226 Fordeling driftskostnader 1 745 16 600 Sum driftskostnader 56 361 214 400 Driftsresultat 4 699 54 264 Avkastning totalt 7,3 % NOTE 3 Lønnskostnad, antall ansatte, godtgjørelser, lån til ansatte 2004 2003 LØNNSKOSTNAD Lønn 94 487 93 647 Aktiverte lønnskostnader -17 293-11 432 Folketrygdeavgift 7 363 6 089 Pensjonskostnader (se note 9) 10 662 11 251 Andre ytelser 3 210 7 032 Sum 98 429 106 587 Gjennomsnittlig antall årsverk 253 261 Fast ansatte full tid 227 232 Fast ansatte deltid 24 23 Midlertidige ansatte/vikar 6 5 Lærlinger 8 13 Langtidssykem/sv. Permisjon 6 5 16

Ytelser til ledende personer YTELSER TIL LEDENDE PERSONER Lønn 841 728 79 Pensjonskostnader 79 Andre ytelser 103 Sum 1023 Direktør Styre Bedr.forsamling REVISOR Revisjonshonorar 247 Konsulenttjenester 40 Sum 287 NOTE 4 Andre driftskostnader 2004 2003 Materialer 12 659 14 227 Fremmedytelser 19 344 28 823 Forsikringer 2 820 2 762 Konsesjonsavgift/Eiendomsskatt 16 725 19 585 Tap på fordringer 2 405 3 349 Telekostnader/porto 5 808 5 826 Reisekostnader/diett/bilgodtgjørelse 3 645 3 983 Øvrige administrasjons- og driftskostnader 24 292 24 367 Sum 87 090 100 062 17

NOTE 5 Varige driftsmidler Tomter Bygninger Kraftverk Sentralnett Anskaff.kost 1.1.2004 4 195 135 549 1 826 555 6 556 Tilgang 761 22 688 - Avgang - 118 Anskaff.kost 31.12.2004 4 195 136 310 1 849 125 6 556 Akk.avskrivninger 31.12.2004 - -41 755-1 030 763-4 079 Bokført verdi pr. 31.12.2004 4 195 94 555 818 362 2 477 Årets av-/nedskrivninger 2 790 28 891 183 Økonomisk levetid Evig 50 år 20-67 år 35 år Avskrivningsplan i/a Lineær Lineær Lineær 18

Regionalnett Fordelingsnett Transp.midler, Anlegg under Total maskiner/utstyr utførelse 230 151 976 469 155 262 31 760 3 366 497 2 387 33 842 14 679 17 587 91 944 191 1 372 1 681 232 538 1 010 120 168 569 49 347 3 456 760-125 198-462 183-98 125 - -1 762 103 107 340 547 937 70 444 49 347 1 694 657 6 055 31 504 12 873 82 296 35 år 25-35 år 5-15 år Lineær Lineær Lineær i/a NOTE 6 Bokført verdi på driftsmidler Nett Øvrig Totalt 01.01.2004 31.12.2004 01.01.2004 31.12.2004 01.01.2004 31.12.2004 Anlegg under utførelse 17 443 16 652 14 312 32 695 31 755 49 347 Vassdragsrettigheter 1 1 1 1 Kraftstasjoner 824 253 817 892 824 253 817 892 Nettanlegg 669 421 669 307 9 494 10 140 678 915 679 447 Transportmidler 9 722 9 519 938 997 10 660 10 516 Maskiner, edb, utstyr m.v. 26 599 27 651 12 238 11 054 38 837 38 705 Bygninger 85 856 84 173 10 727 10 381 96 583 94 554 Eiendommer 3 749 2 746 446 1 449 4 195 4 195 Sum driftsmidler 812 790 810 048 872 409 884 609 1 685 199 1 694 657 19

NOTE 7 Aksjer og andeler i andre foretak Ansk. kost Balanseført verdi ANLEGGSMIDLER NEMI AS 1 000 1 000 Helgeland Vekst AS 2 000 2 000 Mo Fjernvarme AS 2 008 2 008 Storuman EL AB 7 024 7 024 Enviro Energi ASA 2 020 2 020 KLP andel egenkapital 3 680 3 680 Andre Aksjer/andeler 1 745 1 745 Sum 19 477 19 477 HK eier 50 % av selskapet Storuman EL AB. Aksjeposten er bokført etter kostmetoden. Storuman EL AB hadde et resultat på SEK 2,2 mill i 2004 og en bokført EK på SEK 18,6 mill 31.12.04 OMLØPSMIDLER Enkeltaksjer 1 608 1 538 Fond 42 454 53 354 Grunnfondsbevis 9 574 10 154 Markedsbaserte aksjer/-fond/grunnfondsbevis 53 636 65 046 NOTE 8 Obligasjoner Ansk.kost Pålydende Balanseført Rente- Rentevaluta verdi satser regulering Helgelandskraft AS 23 140 NOK 23 304 3,60 % 2009 Helgelandskraft AS 17 850 NOK 18 732 6,80 % 2006 Helgelandskraft AS 112 NOK 118 4,375 % Helgeland Sparebank 10 000 NOK 9 630 Aksjeindeksert Sparebanken Midt-Norge 5 000 NOK 4 738 Aksjeindeksert SUM 56 102 56 522 Beholdning av egne obligasjoner kr.41.102 føres som reduksjon av utestående obligasjonsgjeld. 20