Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008 - Statoil

Faktabok utdrag fra 

Års- og bærekraftrapport 2008

StatoilHydro, Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008 

1 StatoilHydro konsern 1 

1.1 En strategi for verdiskaping og vekst 1 

1.2 Vår historie 3 

1.3 Nøkkeltall 4 

1.4 Finansielle nøkkeltall 5 

1.5 Viktige hendelser i 2008 6 

1.6 Operasjonelle data 8 

1.6.1 Olje og gass reserver 8 

1.6.2 Olje og gass produksjon 9 

1.6.3 Olje og gass salgsvolumer 10 

1.6.4 Utviklingsprosjekter 11 

1.7 Finansielle data 12 

1.7.1 Resultatanalyse 12 

1.7.2 Letekostnader 13 

1.7.3 Segmentresultater og analyse 14 

1.7.4 Likviditet og kapitalressurser 15 

1.7.5 Investeringer 19 

1.7.6 Avkastning på sysselsatt kapital 19 

1.7.7 Produksjon kost sum 20 

1.7.8 Produksjonskostnadene per fat o.e. 20 

1.7.9 Beregning av sysselsatt kapital 21 

1.7.10 Investeringer, inntekter og kjøp per land 22 

1.7.11 Skatt, profit olje, sosiale investeringer, og signatur bonuser etter land 23 

1.7.12 Antall ansatte, lønn og soiale nytte av landet 24 

1.7.13 StatoilHydro-aksjen 25 

1.8 Konsernregnskap 26 

1.8.1 Konsernresultatregnskap 26 

1.8.2 Konsernbalanse, eiendeler 27 

1.8.3 Konsernbalanse, egenkapital og gjeld 28 

1.8.4 Konsernoppstilling av innregnede inntekter og kostnader 29 

1.8.5 Kontantstrømsoppstilling, operasjonelle og investeringsaktiviteter 30 

1.8.6 Kontantstrømsoppstilling, finansieringsaktiviteter 31 

2 Undersøkelse og produksjon Norge 32 


2.1.1 Letevirksomhet 32 


2.1.3 Olje og gass produksjon per felt 34 

2.1.4 Olje og gass produksjon per område 35 





3 Internasjonal undersøkelse og produksjon 37 



3.1.2 Olje og gass bokført produksjon 37 

3.1.3 Olje og gass produksjon per felt 38 





4 Naturgass 41 


4.1.1 Det norske gasstransportsystemet 41 

4.1.2 Gassalgsavtaler 44 



5 Foredling og markedsføring 46 


5.1.1 Foredling 46 

5.1.2 Energi og detaljhandel 47 


5.2.1 Resultatanalyse 48

6 Bærekraftresultater 49 

6.1 Resultatindikatorer for HMS 49 

6.2 Miljødata 52 

6.3 Data for samfunnsmessige resultater 56 

6.4 GRI Index 59

1 StatoilHydro konsern 

1.1 En strategi for verdiskaping og vekst 

StatoilHydro satser fortsatt på en strategi for verdiskaping og vekst, og vi opprettholder vår ambisjon 

om å øke egenproduksjonen av olje og gass fram til 2012, til tross for stor usikkerhet i 

verdensøkonomien og oljemarkedet. 

Generell strategisk retning 

Vår langsiktige strategi er uendret, og vi tar et fast grep for å manøvrere igjennom den aktuelle krisen. StatoilHydros strategi er å skape 

aksjonærverdier som et oppstrømsorientert, teknologibasert energiselskap. Denne strategien kan oppsummeres slik: 

Maksimere langsiktig verdiskaping på norsk sokkel 

Bygge opp lønnsom internasjonal vekst 

Utvikle lønnsomme posisjoner midt- og nedstrøms 

Skape en plattform for ny energi 

På kort sikt vil vi i hovedsak fokusere på kostnadsstyring og å levere i henhold til våre produksjonsmål. Dette innebærer en effektiv drift med 

tung satsing på HMS. På lengre sikt vil vi satse på å utvikle dagens prosjektportefølje med fokus på kvalitet og konkurransedyktige kostnader 

for å skape lønnsom vekst. 

Utnytte vår teknologi og kompetanse 

Det finnes fire satsingsområder som har stort potensial og hvor StatoilHydro har konkurransefortrinn og erfaring til å møte utfordringer og 

utnytte muligheter: 

Dypt vann: Vi har allerede en relativt omfattende virksomhet på seks av de mest interessante dypvannsbassengene i verden: 

Mexicogolfen, Brasil, Angola, Nigeria, Norge og Indonesia. 

Værharde omgivelser: Eksempler er Shtokman, Goliat og Snøhvit. Vi ser på ressurspotensialet i arktiske strøk som spesielt interessant, 

selv om det er en region som ikke ventes å levere resultater før på mellomlang til lang sikt på grunn av tekniske problemstillinger og 

miljømessige utfordringer. 

Tungolje: For eksempel Grane-feltet i Norge, oljesandvirksomheten i Canada, tungolje i Venezuela og mer konvensjonelle 

tungoljeprosjekter utenfor kysten av Brasil og Storbritannia. 

Gassverdikjeder: Denne kategorien inkluderer flytende naturgass (LNG) og ukonvensjonell gass som følge av skifergasstransaksjonen i 

USA. 

Maksimere langsiktig verdiskaping på norsk sokkel 

StatoilHydro har en unik posisjon på norsk sokkel, der vi er operatør for 39 felt og produserer mer enn tre millioner fat oljeekvivalenter per dag. 

Vi har en omfattende virksomhet i alle regioner på norsk sokkel, og er operatør for rundt en tredjedel av de forventede reservene. Vi forventer 

at vår portefølje, erfaring og tekniske kunnskap vil sette oss i stand til å utnytte disse ressurssene fullt ut. Vi tror at porteføljen på norsk sokkel 

fortsatt vil være et svært viktig aktivitetsområde, inntektskilde og teknologibase for selskapet i mange år framover. Vi tror potensialet for videre 

letevirksomhet er betydelig, og tar sikte på å opprettholde vår posisjon som bransjens viktigste aktør. 

Vi arbeider målrettet for å forbedre HMS-resultatene, regulariteten og boreeffektiviteten, og vi planlegger å bruke tiltak for økt oljeutvinning og 

annen beste praksis for å utnytte potensialet i porteføljen fullt ut. Vi har til hensikt å optimalisere porteføljen vår gjennom oppkjøp og 

avhendelser. 

Bygge opp lønnsom internasjonal vekst 

Etter 2012 forventer vi at at StatoilHydros vekst hovedsakelig vil finne sted utenfor norsk sokkel. Vårt fokus på kort til mellomlang sikt er å 

fullføre en prosjektportefølje med høy kvalitet og i henhold til plan og budsjett. Etter fusjonen er vi blitt et sterkere selskap med økt kapasitet og 

en større ressursbase både når det gjelder økonomiske midler og ansatte, og vi er godt posisjonert til å satse på videre internasjonal vekst. På 

lang sikt forventer vi at vår internasjonale portefølje vil endre selskapets struktur og profil, slik at vi kan vokse og bli mer diversifisert, både når 

det gjelder geografi og produksjonsmetoder. 

Vi vil bruke vår kjernekompetanse på områder som dypvannsprosjekter, værharde omgivelser, tungolje og gassverdikjeder for å utnytte nye 

forretningsmuligheter over hele verden. Vi har allerede demonstrert dette gjennom oppkjøpet av oljesandvirksomheten i Canada, Peregrino- 

StatoilHydro, Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008 1

feltet i Brasil og skifergassposisjonen i USA - som representerer nye utfordringer og muligheter når det gjelder å bruke vår teknologi og 

erfaring. For en beskrivelse av disse feltene, se avsnittet om Internasjonal undersøkelse og produksjon. 

Vi vil hele tiden arbeide for å øke kvaliteten på porteføljen, for eksempel slik vi har gjort det i det langsiktige samarbeidet med Sonatrach om 

Cove Point og gjennom oppkjøpet av den gjenværende eierandelen på 50% i Peregrino-feltet og overtakelsen av operatørskapet. 

StatoilHydros historie som et statlig oljeselskap (NOC) gir oss også et konkurransefortrinn i forhold til å utarbeide nye samarbeidsmodeller 

med andre statlige oljeselskaper som søker samarbeidspartnere for å utvikle sine ressurser. 

Utvikle lønnsomme posisjoner midt- og nedstrøms 

StatoilHydros ambisjon er å utvikle prosjekter og produksjon i olje og gass der vi ser et potensial for attraktiv avkastning og verdiskaping. 

Sammenliknet med mange av våre konkurrenter er vi sterkt konsentrert om oppstrømsvirksomhet, både i forhold til samlede verdier og 

portefølje. Vi har imidlertid også en betydelig portefølje midt- og nedstrøms innenfor markedsføring, handel, foredling og lagring av olje- og 

gassprodukter. 

Skape en plattform for ny energi 

Vår ambisjon på dette området er å skape en lønnsom virksomhet og redusere utslipp av klimagasser fra vår produksjon. StatoilHydro er en 

ledende aktør når det gjelder karbonfangst og -lagring. Vi vurderer også kommersielle investeringsmuligheter innenfor fornybar energi, spesielt 

innenfor vindkraft og bærekraftig biodiesel, der vi kan utnytte vår offshorekompetanse og kunnskap om markedsføring av drivstoff. Vi tar sikte 

på å bygge en portefølje av kystnære vindkraftparker og utvikle teknologi for vindkraftproduksjon i stor skala til havs. 

Bruke letevirksomhet som middel til verdiskaping 

I samsvar med strategien for å maksimere langsiktig verdiskaping på norsk sokkel og å bygge opp en lønnsom internasjonal vekst, er det 

StatoilHydros ambisjon å utvikle oppstrømsprosjekter og produksjon av olje og gass der det er attraktiv avkastning, både i Norge og 

internasjonalt. Vår letestrategi er avgjørende i denne sammenheng, og er basert på at vi får tilgang til bassenger med høyt potensial globalt og 

hvor vi tar sikte på flere blokker i fokusområder. 

Vår letestrategi kan deles inn i tre kategorier: 

Letevirksomhet i umodne områder tar sikte på å påvise nye felt i områder der det ikke er påvist noe petroleumssystem. 

Letevirksomhet for vekst innebærer leting etter felt med eget potensial i områder der petroleumssystemet er kjent. Vi satser på å være en aktiv 

operatør med sikte på å skape en framtidig retning for vår virksomhet. 

Letevirksomhet basert på infrastruktur tar sikte på å skaffe ressurser til eksisterende infrastruktur på riktig tidspunkt. 

Bruke teknologisk innovasjon og implementering som middel til å styrke virksomheten 

StatoilHydro tar sikte på å bygge opp enda sterkere posisjoner i sin bransje, og teknologi er et viktig middel for å oppnå dette målet og for å 

realisere vår strategi. Fusjonen gjorde oss vesentlig sterkere på teknologiområdet, og har gitt oss en plattform for å utnytte den tekniske 

kompetansen vår videre. Ett eksempel er den førsteklasses teknologien på Troll og Gullfaks, der forlengede brønner, flergrensbrønner og 

smarte brønner har gjort det mulig å utvinne tidligere utilgjengelig ressurser. 

Vår ambisjon er å oppnå et særpreg og en posisjon som bransjeleder på seks utvalgte teknologiområder: 

Tolkning av seismikk i letevirksomhet 

Geofysisk reservoarovervåking 

Beskrivelse og utvinning av oljesandreservoarer 

Intelligent boring 

Undervannsprosessering og flerfasetransport over lange distanser 

Håndtering av karbondioksid 

Teknologi er et avgjørende element i alle våre aktiviteter, så som feltutbygging på dypt vann i umodne områder, arktiske områder, 

tungoljeproduksjon, leting i subsalt-områder og problemstillinger knyttet til klima og miljø. Det er også vår ambisjon at vi fortsatt skal være 

konkurransedyktige på en lang rekke eksisterende kjerneområder og nye teknologiske områder langs verdikjeden for energi, inkludert 

vindkraft til havs og bærekraftig biodiesel. 

Vi tar sikte på å opprettholde kursen når det gjelder å utnytte framtidige forretningsmuligheter og utvikle smartere løsninger for å lete etter og 

produsere energi på en kostnadseffektiv og miljøvennlig måte. 

2 StatoilHydro, Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008

1.2 Vår historie 

Statoil ble opprettet i 1972 og fusjonert med Hydros olje- og energivirksomhet i 2007. Selskapets 

navn ble endret til StatoilHydro 1. oktober 2007. 

Statoil ASA (Statoil) ble opprettet på grunnlag av et vedtak i Stortinget i 1972. Som følge av Statoils fusjon med olje- og energivirksomheten i 

Hydro (tidligere Norsk Hydro) går våre røtter i oljeindustrien helt tilbake til 60-tallet, da Hydro for første gang tok del i letevirksomheten på 

norsk kontinentalsokkel. 

Statoil ble stiftet som aksjeselskap under navnet Den norske stats oljeselskap a.s. Staten var eneeier av selskapet, som skulle fungere som 

regjeringens kommersielle instrument i utviklingen av norsk olje- og gassindustri. I 2001 ble selskapet omgjort til et allmennaksjeselskap med 

notering på Oslo Børs og New York Stock Exchange, og skiftet navn til Statoil ASA. 

Den 1. oktober 2007 ble olje- og energivirksomheten i Hydro fusjonert med Statoil, og selskapet endret sitt navn til StatoilHydro ASA. Gjennom 

denne fusjonen er vår evne til å realisere det fulle potensialet på norsk sokkel og våre sjanser til å lykkes som internasjonal aktør vesentlig 

styrket. Som resultat av fusjonen er vi blitt verdens største operatør på havdyp over 100 meter. Regnskapet og annen informasjon i denne 

rapporten reflekterer utviklingen i det tidligere Statoil og Hydro kombinert for alle periodene som er beskrevet. 

Vår historie i olje- og gassindustrien startet for alvor i 1965, da vi fikk tildelt lisens fra staten til å lete etter petroleumsressurser på norsk sokkel. 

Vi deltok i funnene av Ekofisk-feltet i 1969 og Frigg-feltet i 1971. Utbyggingen av disse funnene førte oss inn på området foredling og 

markedsføring. 

I 1975 startet selskapet raffinering på Mongstad i Norge, og i 1974 oppdaget Mobil Statfjord-feltet i Nordsjøen, som fikk stor betydning for den 

videre utbyggingen av norsk sokkel. Utbyggingen av Statfjord, som er et av verdens største offshorefelt, skapte store utfordringer. Statfjord 

startet produksjon i 1979 og vi overtok som operatør åtte år senere. I dag har vi en eierandel på 44% i feltet. 

På 1980-tallet ble både Statoil og Hydro betydelige aktører på det europeiske gassmarkedet gjennom store salgsavtaler for utbygging og drift 

av transportsystemer og terminaler for gass. I løpet av det samme tiåret ble vi tungt involvert i foredling og markedsføring i Skandinavia, og vi 

opprettet et omfattende nettverk av bensinstasjoner. Vi kjøpte Essos stasjoner, raffinerier og petrokjemiske anlegg i Danmark og Sverige. 

1990-tallet var preget av en intens teknologisk utvikling på norsk sokkel. Både Statoil og Hydro ble ledende selskaper på områder som 

flytende produksjonsanlegg og undervannsutbygginger. Vi hadde kraftig vekst, utvidet virksomheten på produktmarkedene og økte satsingen 

på internasjonal undersøkelse og produksjon gjennom vår allianse med BP. Grunnlaget for dagens fusjonerte selskap ble også lagt gjennom 

Hydros oppkjøp av Saga Petroleum i 1999 og flere store oppkjøp i Mexicogolfen. 

Siden 1. oktober 2007 har virksomheten vår vokst som følge av betydelige investeringer og oppkjøp, blant annet oppkjøpet av oljesandlisenser 

i Canada i 2007 og overtakelsen av de resterende andelene av Peregrino-feltet i Brasil i 2008, hvor vi også overtok rollen som operatør. Siden 

oktober 2007 har vi også hatt en eierandel på 24 prosent i Shtokman Development AG, som er ansvarlig for fase I i utbyggingen av Shtokman, 

et naturgassfelt som ligger i den sentrale delen av russisk sektor i Barentshavet. 

Vår nyeste transaksjon omfatter en strategisk avtale om felles utforskning av ukonvensjonelle gassmuligheter over hele verden sammen med 

Chesapeake Energy Corporation, som er USAs største produsent av naturgass. I henhold til avtalen har StatoilHydro i første omgang kjøpt en 

eierandel på 32,5% i Chesapeakes skifergassområde i Marcellus-formasjonen, som strekker seg over 7300 kvadratkilometer i Appalachene i 

det nordøstlige USA. For mer informasjon om dette oppkjøpet henviser vi til kapittel 3.2 Om driften - Internasjonal U&P. 


1.3 Nøkkeltall 

RESULTAT 

milliarder NOK 

250 

200 

150 

100 

50 

AVKASTNING 

% 

25 

20 

15 

10 

5 

KONTANTSTRØM 

milliarder NOK 

120 

2006 2007 2008 

2006 2007 2008 2006 2007 2008 

Årets resultat 

Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital 

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter 

Resultat før finanskostnader og skattekostnad Justert avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital 

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 

OLJEPRODUKSJON/PRIS 

1 000 fat o.e. per dag 

1200 

1000 

800 

600 

NOK/fat 

400 200 

200 

600 

400 

2006 2007 2008 

Gjennomsnittlig oljepris Brent Blend (NOK/fat) 

Bokført produksjon væsker (i tusen fat o.e. per dag) 

Egenproduksjon væsker (i tusen fat o.e. per dag) 

GASSPRODUKSJON/PRIS 

Bcm per år NOK/Sm 

50 

5 

3 

40 

30 

20 

10 1 

4 

3 

2 

100 

80 

60 

40 

20 

SIKRE RESERVER OLJE/GASS 

millioner fat o.e. 

7000 

6000 

5000 

2006 2007 2008 2006 2007 2008 

Gjennomsnittlig gasspris (NOK/Sm 3 ) 

Salg naturgass (Sm 3 ) 

PERSONSKADEFREKVENS ALVORLIG HENDELSESFREKVENS 

UTSLIPP AV CO2 

8 

6 

4 

2 

2004 2005 2006 

2007 2008 

4 StatoilHydro, Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008 

4 

3 

2 

1 

2004 2005 2006 

2007 

4000 

3000 

2000 

1000 

million tonn 

20 

15 

10 

5 

Væsker 

Naturgass 

2008 2004 2005 2006 2007 2008

1.4 Finansielle nøkkeltall 

(i milliarder kroner med mindre annet er oppgitt) 2008 2007 2006 

Finansielle data 

Driftsinntekter 656,0 522,8 521,5 

Resultat før finansposter og skattekostnad 198,8 137,2 166,2 

Årets resultat 43,3 44,6 51,8 

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 102,5 93,9 88,6 

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter 85,8 75,1 57,2 

Rentebærende gjeld 75,3 50,5 54,8 

Netto rentebærende gjeld 46,0 25,5 43,8 

Sum eiendeler 578,4 483,2 458,8 

Sum egenkapital 216,1 179,1 169,4 

Minoritetsinteresser 2,0 1,8 1,6 

Gjeldsgrad 17,5% 12,4% 20,5% 

Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital 21,3% 17,9% 22,9% 

Operasjonelle data 

Egen olje- og naturgassproduksjon (tusen fat o.e./dag) 1 925 1 839 1 780 

Sikre olje- og naturgassreserver (millioner fat o.e.) 5 584 6 010 6 101 

Reserveerstatningsrate (3-års gjennomsnitt) 60% 81% 76% 

Produksjonskostnader (NOK/fat) 38,1 44,1 28,4 

Aksjeinformasjon (i NOK, untatt antall aksjer) 

Resultat per aksje 13,58 13,80 15,82 

Aksjekurs Oslo Børs 31.desember 1) 113,90 169,00 165,25 

Utbetalt utbytte per aksje (NOK) 1) 7,25 8,50 9,12 

Utbetalt utbytte per aksje (USD) 2) 1,04 1,22 1,31 

Vektet gjennomsnittlig antall utestående aksjer 3 185 953 538 3 195 866 843 3 230 849 707 

1) Se Aksjonærforhold for opplysninger om fastsetting av utbytte og gjenkjøp av aksjer. 

2) USD = 6,9756 NOK per 31. desember 2008 (Federal Reserve Bank of New York 2008 year end noon buying rate). 


1.5 Viktige hendelser i 2008 

Forretningsutvikling 

Den 21. februar undertegnet Gazprom, Total og StatoilHydro en aksjonæravtale om opprettelsen av Shtokman Development AG, som 

skal ha ansvar for første fase i utbyggingen av Shtokman-feltet. 

StatoilHydro ASA og Det norske oljeselskap ASA undertegnet 12. oktober en salgs- og kjøpsavtale om overføring av Det norske 

oljeselskaps eierandel på 15% i Goliat-feltet til StatoilHydro ASA. Overføringen har virkning fra 1. januar 2008. Samme dato, 12. 

oktober, inngikk StatoilHydro Petroleum AS og Det norske oljeselskap ASA en avtale om bytte av mindre eierandeler i tre andre 

lisenser. 

Den 21. oktober kunngjorde Europakommisjonen at StatoilHydro hadde fått tillatelse til å kjøpe flesteparten av stasjonene i 

bensinstasjonskjeden Jet i Skandinavia, som for øyeblikket eies og drives av ConocoPhillips. 

Den 12. november inngikk StatoilHydro en strategisk allianse med Chesapeake Energy Corporation om felles utforsking av 

ukonvensjonelle gassreserver verden over. Denne avtalen innebærer at vi i første omgang kjøper en andel på 32,5% i Chesapeakes 

skifergassområde i Marcellus-formasjonen. 

Den 11. desember sluttførte StatoilHydro avtalen med Anadarko om å overta den resterende eierandelen i tungoljefeltet Peregrino 

utenfor kysten av Brasil, i tillegg til rollen som operatør. 

Tilgang til nye områder 

Internasjonalt var StatoilHydro høyeste budgiver på 16 lisenser, hvorav 14 var sammen med ENI Petroleum, i lisensrunde 193 i Chukchihavet 

i Alaska som ble kunngjort 6. februar. StatoilHydro blir operatør på alle 16 lisensene. I løpet av året fikk konsernet tilgang til i alt 

20 nye letelisenser i Mexicogolfen, Alaska, Brasil, Canada og på Færøyene. 

I Norge fikk StatoilHydro tilbud om andeler i 12 produksjonslisenser på norsk sokkel i APA 2007 (tildelinger av forhåndsdefinerte 

områder). Selskapet blir operatør for ni av lisensene. 

Leteaktiviteter 

StatoilHydro gjennomførte et omfattende leteprogram i 2008. Av totalt 79 letebrønner som ble ferdigstilt før 31. desember 2008, ble 40 

boret utenfor den norske kontinentalsokkelen. I 35 av brønnene ble det påvist funn, og av disse ligger 8 utenfor norsk sokkel. Ytterligere 

8 brønner har blitt ferdigstilt siden 31. desember 2008. 

Prosjektutvikling 

StatoilHydros innsats for å sette prosjekter i produksjon har vært stor. Den 18. januar ble planen for utvikling og drift (PUD) av Yttergryta 

levert, bare seks måneder etter at funnet var gjort. I 2008 leverte StatoilHydro tre PUD-er for norsk sokkel: Yttergryta (18. januar), 

Morvin (15. februar) og Trollfeltprosjektet (27. juni). 

Produksjon fra Gamma Main Statfjord på Oseberg-feltet i Nordsjøen startet 12. april, bare 18 måneder etter at oljeforekomsten ble 

påvist. I 2008 ble det startet produksjon fra sju felt på norsk sokkel: Volve (12. februar), Gulltopp (7. april), Oseberg Gamma Main 

Statfjord (12. april), Vigdis Øst(15. april), Theta Cook (26. juni), Oseberg Delta (27. juni) og Vilje (1. august). Internasjonalt ble det startet 

produksjon på Mondo i Angola (1. januar), Deep Water Gunashli i Aserbajdsjan (22. april), Saxi og Batuque utenfor kysten av Angola (1. 

juli), Agbami i Nigeria (29. juli) og South Pars i Iran (1. oktober). 

Produksjon 

Den totale egenproduksjonen økte med 5% fra 2007 til 1.925.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2008. Den samlede egenproduksjonen 

av væske og gass økte med 2% fra 1.724.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2007 til 1.751.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2008. 

Markedet 

Den første lasten med gass fra norsk sokkel ankom de strategisk viktige markedene i USA 21. februar og Japan 22. mars. 

I august startet gassfylling i lagringsrommene i Aldbrough-prosjektet i Storbritannia. Dette er et samarbeidsprosjekt for lagring av 

naturgass mellom det britiske selskapet SSE Hornsea Limited (SSEHL) og StatoilHydro. 

Teknologi og ny energi 

StatoilHydro etablerte Heavy Oil Technology Centre, et forsknings- og utviklingssenter i Alberta, Canada, for å bistå konsernets 

tungoljevirksomhet verden over. Gjennom etableringen av senteret vil StatoilHydro samarbeide med akademia og myndighets- og 

bransjeinstitusjoner, akkurat slik konsernet har gjort i forbindelse med virksomhet i Norge og andre steder i verden. 

Den mest kompliserte brønnen i StatoilHydros historie, Gulltopp-brønnen på Gullfaks-feltet i Nordsjøen, ble ferdigstilt, og 

hydrokarbonene strømmet opp gjennom brønnen på 9.910 meter. Dette er dermed den lengste produksjonsbrønnen i verden boret fra 

en offshoreplattform. Brønnen gir selskapet verdifull ekspertise. 

Samfunnsansvar og bærekraftig utvikling 

StatoilHydro besluttet å bygge verdens første fullskala flytende vindturbin og teste den over en toårsperiode utenfor kysten av Karmøy. 

Produksjonen på Statfjord A-plattformen ble gjenopptatt 28. mai, etter å ha vært nedstengt i fire dager på grunn av en oljelekkasje 

lørdag 24. mai. Av sikkerhetsmessige årsaker ble totalt rundt 1.200 Sm³ oljeholdig vann pumpet ut i sjøen. Dette ble gjort for å ivareta 

sikkerheten ombord på plattformen etter en lekkasje i et rør inne i et av skaftene på plattformen. Det ble tatt i bruk oljevernutstyr og 

oljelenser for å samle opp en tynn oljefilm rundt Statfjord A-plattformen. 


StatoilHydro overleverte en ekstern granskingsrapport om Libya-saken til norske og amerikanske myndigheter 7. oktober. 

Konsulentavtaler knyttet til Norsk Hydros tidligere virksomhet i Libya inneholder forhold som kan være problematiske i forhold til norsk 

og amerikansk korrupsjonslovgivning. Rapporten er sendt til Økokrim i Norge, det amerikanske justisdepartementet, det amerikanske 

kredittilsynet og til relevante myndigheter i Libya. 

StatoilHydro og det indiske oljeselskapet ONGC inngikk 6. februar en samarbeidsavtale med tanke på å utforske potensialet for å utvikle 

CCS-prosjekter (karbonfangst og -lagring) og CDM-prosjekter (grønn utviklingsmekanisme) i India. 

Karboninjeksjon og -lagring på Snøhvit-feltet startet 22. april. I stedet for å slippe CO ² fra brønnstrømmen som kommer fra Snøhvitfeltet, 

ut i atmosfæren, blir det reinjisert og lagret i en formasjon som ligger dypere enn de gassførende formasjonene på feltet. 

StatoilHydro leverte en plan for CO ² -fangst på Mongstad til Olje- og energidepartementet og Miljøverndepartementet. Planen omhandler 

de viktigste utfordringene og oppsummerer viktige spørsmål forbundet med den tekniske gjennomførbarheten av CO ² -fangst på 

Mongstad. 

Dette er det første skrittet på veien mot fullskala CO ² -fangst på Mongstad. 


1.6 Operasjonelle data 

1.6.1 Olje og gass reserver 

Kalenderår 

(millioner fat o.e.) 2008 2007 2006 

Revisjoner av tidligere anslag og forbedret utvinning 213 325 300 

Utvidelser og funn 17 215 86 

Kjøp av petroleumsreserver 69 0 0 

Salg av petroleumsreserver -10 0 -3 

Overføring til tilknyttet selskap * -68 0 0 

Totale endringer 222 541 383 

Produksjon -648 -632 -624 

Netto endring av sikre reserver -426 -91 -241 

* Redusert eierinteresse i Petrocedeño. 

Kalenderår 

Reserveerstatningsrate (treårssnitt) 2008 2007 2006 

Konsern 0,60 0,81 0,76 

U&P Norge 0,51 0,78 0,62 

Internasjonal U&P 1,10 0,98 1,74 


1.6.2 Olje og gass produksjon 

Kalenderår 

Produksjon 2008 2007 2006 

Norge 

Olje (millioner fat) 1) 302 299 315 

Naturgass (milliarder kubikkfot) 1 348 1 238 1 250 

Naturgass (milliarder kubikkmeter) 38,2 35,1 35,4 

Samlet produksjon (millioner fat o.e.) 542 519 539 

Internasjonalt 


Naturgass (milliarder kubikkfot) 121 114 84 



Totalt 


Naturgass (milliarder kubikkfot) 1 469 1 352 1 335 



1) Olje inkluderer NGL og kondenstat. LPG og nafta er inkludert i NGL. 


1.6.3 Olje og gass salgsvolumer 

31. desember 

Salgsvolum 2008 2007 2006 

StatoilHydro: 1) 

Råolje (millioner fat) 2) 372 395 382 

Naturgass (bcf) 1 387 1 257 1 334 

Naturgass (bcm) 3) 39,3 35,6 37,8 

Sum Olje og naturgass (milliarder fat oljeekvivalenter) 619 619 620 

Tredjeparts volumer 4) 


Naturgass (bcf) 127 177 152 

Naturgass (bcm) 3) 3,6 5,0 4,3 


SDØE’s eiendeler (inklusiv royalty): 

Crude oil (mmbbls) 2) 213 235 254 

Naturgass (bcf) 1 440 1 327 1 168 

Naturgass (bcm) 3) 40,8 37,6 33,1 


Total 


Naturgass (bcf) 2 955 2 760 2 655 

Naturgass (bcm) 3) 83,7 78,2 75,2 

Sum Olje og naturgass (milliarder fat oljeekvivalenter) 1 353 1 361 1 309 

1) Selskapets volumer i tabellen ovenfor forutsetter at solgte volumer tilsvarer løftede volumer for det aktuelle år. Dette samsvarer ikke med 

det salgsvolum Oljehandel og forsyning (OTS) i segmentet Foredling og markedsføring rapportert andre steder i denne rapporten, hvor 

slike volum fremdeles er inkludert som lagerbeholdning eller i rørledning mellom andre enheter innenfor konsernet. Volumer løftet av 

Internasjonal undersøkelse og produksjon men ikke solgt av OTS, er ikke inkludert i disse volumene. Det samme gjelder volumer løftet av 

Undersøkelser og produksjon Norge som klassifi seres som varelager eller befi nner seg i rørledning. 

2) Salg av råolje inkluderer NGL og kondensat. Alle salgsvolum i tabellen ovenfor er inklusiv interne leveranser til foredlingsvirksomheten. 

3) Til en brutto kaloriverdi (GCV) på 40 MJ/standard kubikkmeter. 

4) Råolje fra tredjepart inkluderer volumer kjøpt både fra partnere innenfor oppstrømsvirksomheten og råoljelaster kjøpt i markedet. Slike 

volumer blir kjøpt enten for videresalg eller til egen bruk. Tredjepartsvolumer med naturgass inkluderer volumer med LNG relatert til virksomheten 

ved regassifi seringsterminalen på Cove Point i USA. 


1.6.4 Utviklingsprosjekter 

Platå produksjon 

StatoilHydros StatoilHydros Produksjons- StatoilHydros Levetid 

Prosjekt eierandel investering 1) start andel 4) i år 

Alve 85,000% 2,3 2009 21 000 12 

Gjøa 20,000% 6,2 2010 19 000 15 

Morvin 64,000% 5,8 2010 21 000 14 

Skarv 2) 36,165% 13,2 2011 53 000 12 

Statfjord senfase 44,340% 8,7 2007 43 000 3) 12 

Tyrihans 58,840% 8,8 2009 56 000 17 

Vega/Vega Sør 60 %/45% 4,3 2010 30 000 13 

Yttergryta 45,750% 0,6 2009 10 000 5 

1) Estimert i milliarder NOK 

2) Partneroperert prosjekt 

3) Ny tilleggsproduksjon 

4) FOE per dag 

StatoilHydro’s Sanksjonerings- Produksjons- 

Prosjekter eierandel Operatør tidspunkt start 

Angola: Gimboa 20 % Sonangol 2006 2009 

USA: Tahiti 25 % Chevron 2005 2009 

USA: Thunder Hawk 25 % Murphy 2006 2009 

Brasil: Peregrino 100 % StatoilHydro 2007 2011 

Kanada: Leismer demonstrasjonsprosjekt (Oljesand fase 1) 100 % StatoilHydro 2007 2010 

Irland: Corrib 36,50 % Shell 2001 2010/2011 

Angola: Pazflor 23,33 % Total 2007 2011 

Angola: PSVM 13,33 % BP 2008 2012 


1.7 Finansielle data 

1.7.1 Resultatanalyse 

31. desember 

Konsernresultatregnskap (i milliarder kroner) 2008 2007 08 -07 endring 2006 07-06 endring 

Inntekter 

Salgsinntekter 652,0 521,7 25% 519,0 1% 

Resultatandel fra investeringer regnskapsført 

etter egenkapitalmetoden 1,3 0,6 111% 0,7 -10% 

Andre inntekter 2,8 0,5 428% 1,8 -72% 

Sum inntekter 656,0 522,8 25% 521,5 0% 

Kostnader 

Varekostnad 329,2 260,4 26% 249,6 4% 

Andre kostnader 59,3 60,3 -2% 44,8 35% 

Salgs- og administrasjonskostnader 11,0 14,2 -23% 10,8 31% 

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 43,0 39,4 9% 39,5 0% 

Undersøkelseskostnader 14,7 11,3 30% 10,7 6% 

Sum kostnader 457,2 385,6 19% 355,3 9% 

Resultat før finansposter og skattekostnad 198,8 137,2 45% 166,2 -17% 

Netto finansposter -18,4 9,6 -291% 5,1 89% 

Skattekostnad -137,2 -102,2 -34% -119,4 14% 

Årets resultat 43,3 44,6 -3% 51,8 -14% 


31. desember 

Operasjonelle data 2008 2007 08-07 endring 2 006 07-06 endring 

Gjennomsnittlig pris på væsker (USD per fat) 91,0 70,5 29% 63,2 12% 

Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD) 5,63 5,86 -4% 6,42 -9% 

Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 513 413 24% 406 2% 

Gasspris (NOK/sm 3 ) 2,40 1,66 45% 1,94 -15% 

Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 8,2 7,5 9% 7,1 6% 

Total bokført produksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 055 1 070 -1% 1 057 1% 

Total bokført gass-produksjon (1 000 fat o.e./d) 696 654 6% 651 0% 

Total bokført produksjon (1 000 fat o.e./dag) 1 751 1 724 2% 1 708 1% 

Total egenproduksjon av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 200 1 165 3% 1 118 4% 

Total egenproduksjon av gass (1 000 fat o.e./dag) 725 674 8% 661 2% 

Total egenproduksjon av væsker og gass (1000 fat o.e./dag) 1 925 1 839 5% 1 780 3% 

Total løfting av væsker (1 000 fat o.e./dag) 1 019 1 081 -6% 1 048 3% 

Total løfting gass (1 000 fat o.e./d) 696 654 6% 651 0% 

Total løfting (1 000 fat o.e./dag) 1 714 1 735 -1% 1 699 2% 

Produksjonskostnad bokførte volumer(NOK per fat o.e., 

siste 12 mnd.) 

Produksjonskostnad egne volumer eksklusive restrukturerings 

38,1 44,1 -14% 28,4 55% 

og gassinjeksjonskostnader (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.) 33,3 31,2 7% 28,1 11% 

1.7.2 Letekostnader 

31. desember 

Letevirksomhet (i milliarder kroner) 2008 2007 08-07 Endring 2006 07-06 Endring 

Periodens leteutgifter (aktivitet) 17,8 14,2 25% 13,4 6% 

Kostnadsført av tidligere balanseførte leteutgifter 3,7 1,7 183% 1,5 13% 

Balanseført andel av periodens leteaktivitet -6,8 -4,6 48% -4,2 10% 

Letekostnader 14,7 11,3 30% 10,7 6% 


1.7.3 Segmentresultater og analyse 

Per 31. desember 

(i milliarder kroner) 2008 2007 2006 

Undersøkelse og produksjon Norge 

Sum inntekter 219,8 179,2 179,2 


Anleggsmidler 165,5 153,1 151,5 

Internasjonal undersøkelse og produksjon 

Sum inntekter 46,1 41,6 32,6 



Naturgass 

Sum inntekter 110,8 73,4 97,1 



Foredling og markedsføring 

Sum inntekter 531,3 428,0 412,0 



Øvrig virksomhet og elimineringer 

Sum inntekter -252,1 -199,5 -199,4 

Resultat før finansposter og skattekostnad 2,1 -3,4 -1,9 


StatoilHydro konsern 

Sum inntekter 656,0 522,8 521,5 



Anleggsmidler som ikke er allokert til segmentene 33,5 26,9 27,0 


1.7.4 Likviditet og kapitalressurser 

KONSERNBALANSE 

31. desember 

(i millioner kroner) 2008 2007 2006 

EIENDELER 

Anleggsmidler 

Varige driftsmidler 329,8 278,4 272,2 

Immaterielle eiendeler 66,0 44,9 31,2 

Investeringer regnskapsført etter egenkapitalmetoden 12,6 8,4 8,6 

Eiendeler ved utsatt skatt 1,3 0,8 0,8 

Pensjonsmidler 0,0 1,6 1,1 

Finansielle investeringer 16,5 15,3 14,0 

Finansielle derivater 2,4 0,6 0,5 

Finansielle fordringer 4,9 3,5 4,3 

Sum anleggsmidler 433,6 353,5 332,6 

Omløpsmidler 

Varelager 15,2 17,7 15,3 

Kundefordringer og andre fordringer 69,9 69,4 62,4 

Fusjonsfordring Norsk Hydro ASA 3,8 0,0 18,7 


Finansielle investeringer 9,8 3,4 1,0 

Betalingsmidler 18,6 18,3 7,5 

Sum omløpsmidler 144,8 129,8 126,2 

SUM EIENDELER 578,4 483,2 458,8 



31. desember 


EGENKAPITAL OG GJELD 

Egenkapital 

Aksjekapital 8,0 8,0 8,0 

Egne aksjer 0,0 0,0 0,0 

Overkursfond 41,5 41,4 44,6 

Overkursfond knyttet til egne aksjer -0,6 -0,4 -3,6 

Annen egenkapital 148,0 140,9 122,2 

Fond 17,3 -12,6 -3,4 

StatoilHydro aksjonærers egenkapital 214,1 177,3 167,8 



Langsiktig gjeld 

Finansielle forpliktelser 54,6 44,4 49,2 

Forpliktelser ved utsatt skatt 68,1 67,5 72,1 

Pensjonsforpliktelser 25,5 19,1 11,0 

Andre avsetninger 54,4 43,8 42,2 

Sum langsiktig gjeld 202,7 174,8 174,6 

Kortsiktig gjeld 

Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld 61,2 64,6 55,6 

Betalbar skatt 57,1 50,9 47,1 

Finansielle forpliktelser 20,7 6,2 5,6 


Sum kortsiktig gjeld 159,7 129,4 114,9 

Sum gjeld 363,4 304,2 289,4 

SUM EGENKAPITAL OG GJELD 578,4 483,2 458,8 


31. desember 

Annen finansiell informasjon 2008 2007 2006 

Gjeldsgrad (basert på GAAP) 1) 17,7% 13,9% 21,4% 

Gjeldsgrad 2) 17,5% 12,4% 20,5% 

Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (basert på GAAP) 3) 21,0% 17,7% 22,7% 

Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt 4) 21,1% 19,9% 22,9% 

1) Beregnet i henhold til GAAP. Gjeldsgrad fremkommer ved å dividere netto rentebærende gjeld på sysselsatt kapital. Netto rentebærende 

gjeld er lik brutto rentebærende gjeld fratrukket betalingsmidler og kortsiktige investeringer. Sysselsatt kapital er netto rentebærende gjeld 

pluss egenkapital og minoritetsinteresser. 

2) Justert gjeldsgrad. For å kunne beregne gjeldsgraden slik den brukes av selskapets ledelse og slik den rapporteres til markedet, foretas 

det endring i beregningen av sysselsatt kapital rapportert i henhold til GAAP. Det korrigeres for prosjektfi nansieringsrisiko som ikke 

korrelerer med den underliggende risiko og sysselsatt kapital tillegges rentebærende elementer som under GAAP er klassifi sert som ikkerentebærende 

poster. 

For en mer utfyllende beskrivelse av sysselsatt kapital og hvordan vi bruker dette måltallet, se artikkel 4.3 Non-GAAP Finansielle måltall. 

3) Beregnet i samsvar med GAAP. Avkastning på sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) er det samme som resultat før minoritetsinteresser 

og før fi nansposter fratrukket skatt, delt på gjennomsnittlig sysselsatt kapital de siste 12 måneder. 

4) 2) Justert. Dette måltallet representerer ROACE beregnet på basis av sysselsatt kapital korrigert i henhold til beskrivelsen i fotnote . For en 

mer utfyllende beskrivelse av sysselsatt kapital og hvordan vi bruker dette måltallet, se artikkel 4.3 Non-GAAP Finansielle måltall. 

31. desember 

(i prosent) 2008 2007 2006 

Resultat i forhold til faste rentekostnader 52,1% 19,6% 21,2% 

Basert på GAAP. Ved beregning av dette måltallet, består resultatet av resultat før (i) skatt, (ii) minoritetsinteresser, (iii) avskrivning av balanseførte 

renter og (iv) faste rentekostnader (som er justert for balanseførte rentekostnader) og etter korrigering for resultatandel fra investeringer 

regnskapsført etter egenkapitalmetoden. Faste rentekostnader består av renter (inklusiv balanseførte renter) og estimerte renter i forbindelse 

med operasjonelle leieavtaler. 


Bruttoinvesteringer (i milliarder kroner) 2008 2007 08-07 endring 2006 07-06 endring 

UPN 34,9 31,1 12% 29,2 6% 

INT 48,7 36,2 35% 28,9 25% 

Naturgass 2,0 2,1 -6% 3,2 -34% 

Foredling og markedsføring 8,5 4,8 76% 2,5 93% 

Annet 1,3 0,8 73% 0,5 63% 

Sum bruttoinvesteringer 95,4 75,0 27% 64,3 17% 


Avstemming av kontantstrøm til bruttoinvesteringer (i milliarder kroner) 2008 2007 2006 

Kontantstrøm til investeringsaktiviteter 85,8 75,1 57,2 

Norsk sokkel porteføljetransaksjoner 0,0 0,0 0,1 

Balanseførte leieavtaler 0,0 0,0 2,4 

Innbetaling fra salg av eiendeler 5,4 1,1 3,4 

Andre endringer og joint venture-saldoer 4,2 -1,2 1,2 

Bruttoinvesteringer 95,4 75,0 64,3 



Utdrag fra kontantstrømoppstillingen (i milliarder kroner) 2008 2007 Endring 2006 Endring 

Kontantstrøm fra underliggende drift 239,9 195,7 44,1 208,6 -12,8 

Kontantstrøm fra/til endringer i arbeidskapital -3,8 0,5 -4,3 -11,9 12,4 

Skatt betalt -139,6 -102,4 -37,2 -108,2 5,8 

Andre endringer 6,1 0,1 5,9 0,1 0,0 

Kontantstrøm levert av drift 102,5 93,9 8,6 88,6 5,3 

Oppkjøp -13,1 0,0 -13,1 0,0 0,0 

Tilgang til anleggsmidler og immaterielle eiendeler -76,2 -75,5 -0,6 -59,9 -15,7 

Innbetaling fra salg 5,4 1,1 4,3 3,4 -2,3 

Andre endringer -1,9 -0,7 -1,3 -0,7 0,1 

Kontantstrøm til investeringer -85,8 -75,1 -10,7 -57,2 -17,9 

Netto endring i langsiktig gjeld -0,3 -1,2 0,9 -2,2 1,0 

Netto endring i kortsiktige lån 10,4 0,8 9,7 -9,7 10,5 

Utbytte utbetalt -27,1 -25,7 -1,4 -17,8 -7,9 

Andre endringer -0,1 18,1 -18,3 -1,8 19,9 

Kontantstrøm benyttet til finansieringsaktiviteter -17,0 -7,9 -9,1 -31,4 23,5 

Netto økning (nedgang) i kontantstrømmer -0,3 10,9 -11,2 0,0 10,9 


1.7.5 Investeringer 

31. desember 

Brutto investeringer (i kroner milliarder) 2008 2007 08-07 Endring 2006 07-06 Endring 

- UPN 34,9 31,1 12% 29,2 6% 

- INT 48,7 36,2 35% 28,9 25% 

- Naturgass 2,0 2,1 -6% 3,2 -34% 

- Foredling og markedsføring 8,5 4,8 76% 2,5 93% 

- Annet 1,3 0,8 73% 0,5 63% 

Sum brutto investeringer 95,4 75,0 27% 64,3 17% 

1.7.6 Avkastning på sysselsatt kapital 

Beregning av teller og nevner benyttet i beregningen av avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) 31. desember 

(i millioner NOK, bortsett fra prosent) 2008 2007 2006 

Årets resultat siste 12 måneder 43 270 44 641 51 847 

Netto finansposter etter skatt for de siste 12 måneder 6 415 -7 157 -5 072 

Årets resultat justert for finansposter etter skatt (A1) 49 685 37 484 46 775 

Justering for restruktureringskostnader og andre fusjonskostnader -354 4 212 0 

Årets resultat justert for restruktureringskostnader og andre fusjonskostnader (A2) 49 331 41 696 46 775 

Beregnet gjennomsnittlig sysselsatt kapital: 

Gjennomsnittlig sysselsatt kapital før justeringer (B1) 236 405 211 806 206 100 

Gjennomsnittlig sysselsatt kapital (B2) 233 273 208 857 204 408 

Beregnet gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE): 

Beregnet ROACE basert på gjennomsnittlig sysselsatt kapital før justeringer (A1/B1) 21,0% 17,7% 22,7% 

Beregnet ROACE basert på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (A1/B2) 21,3% 17,9% 22,9% 

Beregnet ROACE basert på gjennomsnittlig sysselsatt kapital og engangseffekter (A2/B2) 21,1% 19,9% 22,9% 


1.7.7 Produksjon kost sum 

Bokført produksjon Egenproduksjon 

31. desember 31. desember 

(i norske kroner per fat o.e.) 2008 2007 2006 2008 2007 2006 

Beregnet produksjonskostnad 38,1 44,1 28,4 34,6 41,4 27,3 

Beregnet produksjonskostnad, eksklusiv restruktureringskostnader 

ifb fusjonen 

Beregnet produksjonskostnad, eksklusiv restrukturering- og 

40,6 35,7 na 36,9 33,5 na 

gassinjeksjonskostnader 36,7 33,2 25,1 33,3 31,2 24,1 

Sum væske og gassproduksjon (i tusen fat o.e. per dag) 1 751 1 724 1 708 1 925 1 839 1 780 

1.7.8 Produksjonskostnadene per fat o.e. 

31. desember 

Produksjonskostnadene per fat o. e. 2008 2007 2006 

Sum produksjonskostnader siste 12 måneder (i mill. kr) 24 184 27 776 17 675 

Produsert volum siste 12 måneder (millioner fat o. e.) 635 629 623 

Gjennomsnitt USDNOK valutakurs siste 12 måneder 5,64 5,86 6,41 

Produksjonskostnad (USD / fat o. e.) 6,83 7,70 4,44 

Beregnet produksjonskostnad (NOK / fat o. e.) 38,1 44,1 28,4 

Normalisering av produksjonskostnad per fat o. e.: 

Produksjonskostnadene siste 12 måneder Internasjonal U & P (USD mill.) 759 662 498 

Normalisering for valutakurs (USDNOK) 6,00 6,00 6,00 

Produksjonskostnadene siste 12 måneder international U & P normalisert på USDNOK 6,00 4 552 3 972 2 987 

Produksjonskostnadene siste 12 måneder UPN (i mill. kr) 19 947 23 919 14 488 

Sum produksjonskostnader siste 12 måneder i millioner kroner (normalisert) 24 499 27 891 17 475 

Produksjonskostnad (NOK / fat) normalisert til USDNOK 6,00 [8] 38,6 44,3 28,1 


1.7.9 Beregning av sysselsatt kapital 


Beregning av sysselsatt kapital og netto gjeld i forhold til sysselsatt kapital (i milliarder kroner) 2008 2007 2006 



Sum egenkapital og minoritetsinteresser (A) 216,1 179,1 169,4 

Kortsiktig gjeld 20,7 6,2 5,6 

Langsiktig gjeld 54,6 44,4 49,2 

Brutto rentebærende gjeld 75,3 50,5 54,8 

Betalingsmidler 18,6 18,3 7,5 

Kortsiktige finansielle investeringer 9,7 3,4 1,0 

Betalingsmidler og kortsiktige finansielle investeringer 28,4 21,6 8,6 

Netto gjeld før justeringer (B1) 46,9 28,9 46,2 

Andre rentebærende elementer 1,9 0,0 0,0 

Justering for markedsinstruksen -1,7 -1,4 0,0 

Justering for prosjektlån -1,1 -2,0 -2,4 

Netto rentebærende gjeld (B2) 46,0 25,5 43,8 

Normalisering for kontantoppbygging til betaling av skatt (50% av skattebetalingen) 0,0 0,0 0,0 

Netto rentebærende gjeld (B3) 46,0 25,5 43,8 

Beregning av sysselsatt kapital: 

Sysselsatt kapital før justeringer av netto rentebærende gjeld (A + B1) 264,8 208,0 215,6 

Sysselsatt kapital før normalisering for kontantoppbyggingen til skattebetaling (A + B2) 262,0 204,5 213,2 

Sysselsatt kapital (A + B3) 262,0 204,5 213,2 

Beregnet netto gjeld i forhold til sysselsatt kapital: 

Netto gjeld i forhold til sysselsatt kapital før justeringer (B1 / (A + B1)) 17,7% 13,9% 21,4% 

Netto gjeld i forhold til sysselsatt kapital før normalisering for skattebetaling (B2 / (A + B2) 17,5% 12,4% 20,5% 

Netto gjeld i forhold til sysselsatt kapital (B3 / (A + B3)) 17,5% 12,4% 20,5% 


1.7.10 Investeringer, inntekter og kjøp per land 

31. desember 

Oversikt over aktiviteter etter land Investeringer 3) Omsetningen 4) Kjøp av varer og tjenester 5) 

(i millioner kroner) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 

Algerie 1 705 990 3 662 3 525 410 433,0 

Angola 7 108 5 016 20 785 15 626 - - 

Aserbajdsjan 1 258 2 216 7 367 9 347 53 34 

Belgia 5 1 50 - 182 271 

Brasil 437 174 7 - 154 69 

Canada 2 463 12 504 4 816 7 407 1 632 81 

Kina - 264 299 358 0 1 

Danmark 1) 903 1 339 31 730 23 517 2 946 2 168 

Egypt 5 48 10 - 293 1 

Estland 45 43 1 214 1 100 130 79 

Frankrike - - - - 297 259 

Tyskland 4 5 1 101 1 335 964 1 495 

Indonesia 13 40 - - 219 1 

Iran 790 231 171 - 1 3 

Irland 1 527 731 1 028 - 132 118 

Italia - - - - 321 271 

Japan - - - - 640 71 

Latvia 96 191 2 967 2 273 184 89 

Libya 1 199 166 868 926 70 250 

Litauen 58 104 2 471 1 819 131 83 

Mexico 0 - 0 3 - - 

Mosambik - - 0 2 - - 

Nigeria 1 551 2 074 1 010 - 27 28 

Norge 59 280 37 981 728 928 429 783 104 053 93 514 

Polen 336 234 9 492 7 474 521 533 

Russland 379 65 921 722 7 28 

Singapore 0 - 13 204 14 291 17 12 

Sør-Korea - - - - 600 71 

Sverige 567 402 28 468 24 739 1 948 1 527 

Sveits - - -9 - 247 182 

Nederland 306 - 42 15 1 483 1 029 

Storbritannia 1 231 1 665 3 693 2 781 3 763 3 837 

USA 13 644 10 747 61 886 54 315 1 404 869 

Venezuela 59 402 2 206 3 294 99 706 

Resten av Europa - - - - 130 62 

Resten av verden - - - - 220 89 

Elimineringe 2) - - -272 362 -81 905 - - 

Sum 94 969 77 633 656 028 522 747 123 277 108 264 


1.7.11 Skatt, profit olje, sosiale investeringer, og signatur bonuser etter land 

Oversikt over aktiviteter Per 31. desember 

etter land Betalt indirekte skatt 4) Betalt direkte skatter 5) ”Profit olje” 6) Sosiale investeringer 7) Signatur bonuser 8) 

(i millioner kroner) 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 3) 2008 2007 

Algerie 2 5 1 459 752 3 990 1 140 14 15 - - 

Angola 2 - 10 094 4 412 17 881 10 598 33 17 - - 

Aserbajdsjan 0 - 1 952 1 167 1 914 1 022 15 12 - - 

Brasil 35 29 69 - - - 3 1 151 - 

Canada 1 120 2 93 - - - 3 - - - 

Kina - 2 11 - - - 0 0 - - 

Danmark 1) 4 977 4 829 122 265 - - - - - - 

Egypt - - - - - - 1 - - 47 

Estland 546 456 - - - - - - - - 

Frankrike - - - - - - 0 - - - 

Georgia - - - - - - 5 1 - - 

Tyskland 1 - 116 105 - - 3 3 - - 

Indonesia 9 - - - - - - - - 38 

Iran 45 63 - - - - 0 - - - 

Irland 7 - 2 -14 - - 1 - - - 

Latvia 1 138 946 34 15 - - - - - - 

Libya 241 168 - 61 - 529 - - - - 

Litauen 738 606 22 4 - - - - - - 

Mosambik 1 - 0 0 - - - - - - 

Nederland 89 - 5 38 - - - - - - 

Nigeria 1 1 - - - - 3 1 - - 

Norge 2) 10 024 9 182 124 251 94 149 - - 122 142 - - 

Polen 154 121 - 37 - - - - - - 

Russland 84 56 - 153 - 54 12 - - - 

Sverige 13 151 12 972 197 -17 - - - - - - 

Tanzania 0 0 - - - - - - - - 

Storbritannia 30 32 271 140 - - 3 3 - - 

USA 352 35 423 37 - - 2 - 2 197* 0 

Venezuela 8 26 483 1 047 - - 13 45 - - 

Resten av verden - - - 71 - - - - - - 

Sum 32 757 29 530 139 604 102 422 23 785 13 343 233 241 2 348 85 


1.7.12 Antall ansatte, lønn og soiale nytte av landet 

31. desember 

Lønn og sosiale nytte (i mill. kr) 3 Antall ansatte 4) 

Oversikt over aktiviteter etter land 2008 2007 2008 2007 

Algeria 34 25 25 2 

Angola 12 11 28 19 

Aserbajdsjan 20 11 49 52 

Belgia 73 40 62 59 

Brasil 66 32 52 23 

Canada 364 83 205 124 

Kina 11 8 9 1 

Danmark 1) 1 206 915 1 352 1 153 

Egypt 7 - 9 - 

Estland 84 60 721 737 

Tyskland 19 65 19 27 

Indonesia 8 - 12 - 

Iran 68 11 63 2 

Irland 14 6 4 4 

Latvia 158 101 892 871 

Libya 12 5 26 26 

Litauen 96 63 718 730 

Nigeria 59 16 53 49 

Norge 22 334 24 792 18 001 18 102 

Polen 324 251 4 628 4 495 

Russland - - 179 131 

Singapore 27 16 26 20 

Sverige 1 012 750 1 849 1 826 

Nederland 16 9 3 - 

Storbritannia 271 290 212 190 

USA 695 357 244 193 

Venezuela 40 34 51 48 

Resten av Europa - 2 - 3 

Resten av verden 2 - 4 5 

IS Partner 2) - - - 611 

Sum 27 032 27 953 29 496 29 503 


1.7.13 StatoilHydro-aksjen 

2008 2007 2006 2005 2004 

Aksjekurs, høyeste sluttkurs (NOK) 214,10 191,50 210,50 166,50 103,50 

Aksjekurs, laveste sluttkurs (NOK) 96,40 151,50 147,25 91,25 74,00 

Aksjekurs, sluttkurs ved utgangen av året (NOK) 113,90 169,00 165,25 155,00 95,00 

Markedsverdi ved årets slutt (milliarder NOK) 363 539 358 336 206 

Daglig omsetning (millioner aksjer) 13,5 16,5 12,6 10,1 6,7 

Resultat pr aksje (EPS) (NOK) 1) 13,58 13,80 15,82 14,19 11,50 

P/E 1) 2) 8,39 12,25 10,45 10,92 8,26 

Utbetalt utbytte per aksje (NOK) 3) 7,25 8,50 9,12 8,20 5,30 

Utbytterate 4) 53% 61% 57% 58% 46% 

Direkte avkastning 5) 6,4% 5,0% 5,5% 5,3% 5,6% 

Netto gjeld på sysselsatt kapital 1) 6) 17,5% 12,4% 20,5% 15,1% 18,9% 

Antall gjennomsnitt utestående aksjer 3 185 953 538 3 195 866 843 3 230 849 707 2 165 740 054 2 166 142 636 

Antall utestående aksjer ved årets slutt 3 188 647 103 3 188 647 103 3 208 800 400 2 189 585 600 2 189 585 600 

1) Tallene for 2004 og 2005 er i USGAAP, gjelder tidligere Statoil (STL). 

2) Aksjekurs ved årets slutt delt på resultat per aksje. 

3) Foreslått utbytte for 2008, inkluderer ordinært og ekstraordinært utbytte. 

4) Utbetalt utbytte delt på resultat per aksje. Total kapital distribusjon i 2006 er 67%, inklusive tilbakekjøp av aksjer på 1,55 NOK per aksje i 

2006. 

5) Utbetalt utbytte delt på aksjekurs ved årets slutt. 

6) Forhold mellom netto rentebærende gjeld og sysselsatt kapital. 


1.8 Konsernregnskap 

1.8.1 Konsernresultatregnskap 

KONSERNRESULTATREGNSKAP 

(i millioner kroner) Note 2008 2007 2006 

DRIFTSINNTEKTER 

Salgsinntekter 651 977 521 665 518 960 

Resultatandel fra investeringer i tilknyttede selskap 13 1 283 609 679 

Andre inntekter 2 760 523 1 843 

Sum driftsinntekter 5 656 020 522 797 521 482 

DRIFTSKOSTNADER 

Varekostnad -329 182 -260 396 -249 593 

Driftskostnader -59 349 -60 318 -44 801 

Salgs- og administrasjonskostnader -10 964 -14 174 -10 824 

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 11 -42 996 -39 372 -39 450 

Undersøkelseskostnader -14 697 -11 333 -10 650 

Sum driftskostnader -457 188 -385 593 -355 318 

Resultat før finansposter og skattekostnad 5 198 832 137 204 166 164 

FINANSPOSTER 

Netto gevinst/-tap på utenlandsk valuta -32 563 10 043 4 457 

Renteinntekter og andre finansposter 12 207 2 305 3 675 

Rentekostnader og andre finanskostnader 1 991 -2 741 -3 060 

Netto finansposter 8 -18 365 9 607 5 072 

Resultat før skattekostnad 180 467 146 811 171 236 

Skattekostnad 9 -137 197 -102 170 -119 389 

Årets resultat 43 270 44 641 51 847 

Tilordnet: 

Aksjonærer i morselskapet 43 265 44 096 51 117 

Minoritetsinteresser 5 545 730 


43 270 44 641 51 847 

Resultat per aksje for resultat tilordnet 

selskapets aksjonærer - ordinært og utvannet 10 13.58 13.80 15.82

1.8.2 Konsernbalanse, eiendeler 


31. desember 

(i millioner kroner) Note 2008 2007 

EIENDELER 

Anleggsmidler 

Varige driftsmidler 11 329 841 278 352 

Immaterielle eiendeler 12 66 036 44 850 

Investeringer i tilknyttede foretak 13 12 640 8 421 

Utsatt skattefordel 9 1 302 793 

Pensjonsmidler 21 30 1 622 

Finansielle investeringer 14 16 465 15 266 

Finansielle derivater 28 2 383 609 

Finansielle fordringer 14 4 914 3 515 

Sum anleggsmidler 433 611 353 428 

Omløpsmidler 

Varelager 15 15 151 17 696 

Kundefordringer og andre fordringer 16 69 931 69 378 

Skattefordring 3 3 840 0 

Finansielle derivater 28 27 505 21 093 

Finansielle investeringer 17 9 747 3 359 

Betalingsmidler 18 18 638 18 264 

Sum omløpsmidler 144 812 129 790 

SUM EIENDELER 578 423 483 218 


1.8.3 Konsernbalanse, egenkapital og gjeld 


31. desember 

(i millioner kroner) Note 2008 2007 

EGENKAPITAL OG GJELD 

Egenkapital 

Aksjekapital 7 972 7 972 

Egne aksjer -9 -6 

Overkursfond 41 450 41 370 

Overkursfond knyttet til egne aksjer -586 -359 

Annen egenkapital 147 998 140 909 

Andre fond 17 254 -12 611 

StatoilHydro aksjonærers egenkapital 214 079 177 275 

Minoritetsinteresser 1 976 1 792 

Sum egenkapital 19 216 055 179 067 

Langsiktig gjeld 

Finansielle forpliktelser 20 54 606 44 374 

Utsatt skatt 9 68 144 67 477 

Pensjonsforpliktelser 21 25 538 19 092 

Avsetninger for nedstengnings- og fjerningsforpliktelser, 

andre avsetninger og annen gjeld 22 54 359 43 845 

Sum langsiktig gjeld 202 647 174 788 

Kortsiktig gjeld 

Leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld 23 61 200 64 624 

Betalbar skatt 9 57 074 50 941 

Finansielle forpliktelser 20 20 695 6 166 

Finansielle derivater 28 20 752 7 632 

Sum kortsiktig gjeld 159 721 129 363 

Sum gjeld 362 368 304 151 

SUM EGENKAPITAL OG GJELD 578 423 483 218 


1.8.4 Konsernoppstilling av innregnede inntekter og kostnader 

KONSERNOPPSTILLING AV INNREGNEDE INNTEKTER OG KOSTNADER 


Omregningsdifferanser 30 880 -9 858 -3 817 

Estimatavvik på pensjonsordninger for ansatte -7 945 74 -3 032 

Endring i virkelig verdi på finansielle eiendeler tilgjengelig for salg -1 362 1 039 -524 

Endringer i virkelig verdi på finansielle eiendeler tilgjengelig for salg overført til resultatregnskapet 0 -113 0 

Skatt på inntekter og kostnader innregnet direkte mot egenkapital -802 -175 2 321 

Inntekter og kostnader innregnet direkte mot egenkapital 20 771 -9 033 -5 052 

Årets resultat 43 270 44 641 51 847 

Sum innregnede inntekter og kostnader 64 041 35 608 46 795 

Tilordnet: 

Aksjonærer i morselskapet 64 036 35 063 46 065 

Minoritetsinteresser 5 545 730 

64 041 35 608 46 795 


1.8.5 Kontantstrømsoppstilling, operasjonelle og investeringsaktiviteter 

KONSOLIDERT KONTANTSTRØMSOPPSTILLING 


OPERASJONELLE AKTIVITETER 

Resultat før skattekostnad 180 467 146 811 171 236 

Justeringer for å avstemme årets resultat med kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter: 

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 42 996 39 372 39 450 

Kostnadsføring av tidligere års balanseførte undersøkelsesutgifter 3 872 1 660 1 447 

(Gevinst) tap på valutatransaksjoner 15 243 - 559 -1 197 

(Gevinst) tap ved salg av anleggsmidler og andre poster -2 704 - 188 -2 371 

Sluttvederlag 0 8 633 0 

Endringer i arbeidskapital (unntatt betalingsmidler): 

• (Økning) reduksjon i varelager 2 470 -2 434 -2 850 

• (Økning) reduksjon i kundefordringer og andre fordringer -1 129 -6 493 1 060 

• (Økning) reduksjon i netto kortsiktige finansielle derivater 6 708 1 307 -12 450 

• (Økning) reduksjon i kortsiktige finansielle investeringer -6 388 -2 327 5 810 

• Økning (reduksjon) i leverandørgjeld og annen kortsiktig gjeld -5 466 10 447 -3 496 

Betalte skatter -139 604 -102 422 -108 174 

(Økning) reduksjon i langsiktige poster knyttet til operasjonelle aktiviteter 6 068 119 128 

Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter 102 533 93 926 88 593 

INVESTERINGSAKTIVITETER 

Kjøp av virksomhet -13 120 0 0 

Investeringer i varige driftsmidler -58 529 -63 785 -45 177 

Balanseførte undersøkelsesutgifter -6 821 -4 569 -4 188 

Endring i andre immaterielle eiendeler -10 828 -7 186 -10 507 

Endring i utlån og andre langsiktig poster -1 910 - 652 - 726 

Salg av eiendeler 5 371 1 080 3 423 

Kontantstrøm benyttet til investeringsaktiviteter -85 837 -75 112 -57 175 


1.8.6 Kontantstrømsoppstilling, finansieringsaktiviteter 

KONSOLIDERT KONTANTSTRØMSOPPSTILLING 


FINANSIERINGSAKTIVITETER 

Ny langsiktig rentebærende gjeld 2 596 1 723 97 

Nedbetaling langsiktig gjeld -2 864 -2 876 -2 270 

Beløp betalt (til)/fra minoritetsaksjonærer 179 - 327 - 741 

Betalt utbytte* -27 082 -25 695 -17 756 

Kjøp egne aksjer - 308 - 217 -1 012 

Norsk Hydro ASA fusjonsbalanse 0 18 687 -10 025 

Netto endring kortsiktige lån, kassekreditt og annet** 10 450 797 329 

Kontantstrøm benyttet til finansieringsaktiviteter -17 029 -7 908 -31 378 

Netto økning (reduksjon) i betalingsmidler - 333 10 906 40 

Effekt av valutakursendringer på betalingsmidler 707 - 160 42 

Betalingsmidler ved årets begynnelse 18 264 7 518 7 436 

Betalingsmidler ved årets utgang 18 638 18 264 7 518 

Betalte renter 2 771 3 709 3 611 

Mottatte renter 4 544 2 256 2 296 

* Utbetalt utbytte i 2007 inkluderer 6,1 milliarder kroner betalt av Hydro Petroleum til aksjonærene på vegne av Norsk Hydro ASA i henhold 

til fusjonsplanen. 

** StatoilHydro betalte i 2007 2,4 milliarder kroner til staten vedrørende innløsningen av aksjer eid av staten. 


2 Undersøkelse og produksjon Norge 


2.1.1 Letevirksomhet 

Lete- og produksjonsbrønner boret på norsk sokkel 2008 2007 2006 

Nordsjøen 

StatoilHydro-opererte letebrønner 13 11 5 

Funn 8 9 3 

Tørre 5 2 2 

StatoilHydro-opererte produksjonsbrønner 75 87 53 

Partner-opererte letebrønner 4 0 2 

Funn 2 0 0 

Tørre 2 0 2 

Partner-opererte produksjonsbrønner 13 16 15 

Norskehavet 


Funn 11 3 2 

Tørre 3 3 3 



Funn 1 1 0 

Tørre 0 2 0 


Barentshavet 


Funn 5 2 1 

Tørre 2 1 1 



Funn 0 1 2 

Tørre 0 0 2 


Totalt 

Letebrønner 39 24 18 

Funn 27 16 8 

Tørre 12 8 10 

Produksjonsbrønner 104 117 89 



Olje/NGL Naturgass Totalt 

millioner milliarder milliarder millioner fat 

År fat kubikkmeter kubikkfot oljeekvivalenter 

2008 Sikre reserver 31. desember 1 396 498 17 581 4 529 

herav sikre, utviklede reserver 1 113 410 14 482 3 693 

2007 Sikre reserver 31. desember 1 604 535 18 893 4 971 


2006 Sikre reserver 31. desember 1 667 541 19 129 5 068 



2.1.3 Olje og gass produksjon per felt 

Produserende Gjennomsnittlig daglig 

StatoilHydro’s Produksjons- Lisens brønner produksjon i 2008 

Område eierandel i % 1) Operatør start periode Olje Gass mboe/day 

Drift Nordsjøen 

Sleipner Øst 59,60 StatoilHydro 1993 2028 14 44,4 

Sleipner Vest 58,35 StatoilHydro 1996 2028 17 91,0 

Gungne 62,00 StatoilHydro 1996 2028 4 14,5 

Loke 50,00 StatoilHydro 2008 2018 1 0,1 

Troll Fase 1 (Gass) 30,58 StatoilHydro 1996 2030 39 149,3 

Troll Fase 2 (Olje) 30,58 StatoilHydro 1995 2030 106 43,9 

Fram 45,00 StatoilHydro 2003 2024 9 27,9 

Kvitebjørn 58,55 StatoilHydro 2004 2031 8 47,8 

Visund 53,20 StatoilHydro 1999 2023 6 1 24,2 

Grane 38,00 StatoilHydro 2003 2030 24 65,3 

Veslefrikk 18,00 StatoilHydro 1989 2015 18 2,3 

Huldra 19,88 StatoilHydro 2001 2015 0 5 4,8 

Glitne 58,90 StatoilHydro 2001 2013 7 5,2 

Heimdal 29,87 StatoilHydro 1985 2021 2) 6 1,0 

Brage 32,70 StatoilHydro 1993 2017 3) 22 11,4 

Vale/Vilje 28,85 StatoilHydro 2002 2021 1 4,6 

Volve 59,60 StatoilHydro 2008 2028 2 20,7 

Totalt Drift Nordsjøen 194 96 558,4 

Drift Vest 

Statfjord Unit 44,34 StatoilHydro 1979 2026 82 2 72,7 

Statfjord Nord 21,88 StatoilHydro 1995 2026 4 3,0 

Statfjord Øst 31,69 StatoilHydro 1994 2026 4) 5 4,9 

Sygna 30,71 StatoilHydro 2000 2026 5) 2 1,6 

Gullfaks 70,00 StatoilHydro 1986 2016 104 9 163,3 

Snorre 33,32 StatoilHydro 1992 2015 6) 37 50,5 

Tordis 41,50 StatoilHydro 1994 2024 5 11,5 

Vigdis 41,50 StatoilHydro 1997 2024 10 24,0 

Gimle 65,13 StatoilHydro 2006 1 6,8 

Oseberg 49,30 StatoilHydro 1988 2031 59 125,9 

Tune 50,00 StatoilHydro 2002 2032 4 12,4 

Totalt Drift Vest 309 15 476,6 

Drift Nord 

Kristin 7) 55,30 StatoilHydro 2005 2033 8) 12 92,4 

Norne 39,10 StatoilHydro 1997 2026 12 26,0 

Urd 63,95 StatoilHydro 2005 2026 5 5,8 

Heidrun 12,41 StatoilHydro 1995 2024 34 13,8 

Åsgard 34,57 StatoilHydro 1999 2027 37 124,8 

Mikkel 43,97 StatoilHydro 2003 2022 9) 3 21,0 

Njord 20,00 StatoilHydro 1997 2021 10) 8 12,9 

Snøhvit 33,53 StatoilHydro 2007 2035 6 17,1 

Totalt Drift Nord 59 46 313,8 

Partneropererte felt 

Ormen Lange 28,92 Shell 2007 2041 6 61,5 

Ekofisk area 7,60 ConocoPhillips 1971 2028 152 26,2 

Ringhorne Øst 14,82 ExxonMobil 2006 2030 3 5,1 

Sigyn 60,00 ExxonMobil 2002 2018 1 2 15,8 

Enoch 11,78 Talisman 2007 2018 1 0,8 

Skirne 10,00 Total 2004 2025 2 2,4 

Murchison (Norw. Part) 11,52 CNR 1980 2026 0,1 

Totalt partneropererte felt 157 10 111,9 

Total 719 167 1 460,8 

1) Eierandel pr 31. desember 2008 

2) PL 036 utløper i 2021 og PL102 utløper i 2025. Eierandelen i 

produksjonsplattformen er 39,44%, mens eierandelen i reservoaret 

er 29,87% 

3) PL 185 utløper i 2015 og PL053B og PL055 utløper i 2017 

4) PL037 utløper i 2026 og PL089 utløper i 2024 




7) Kristin eierandel inklderer Tofte reservoaret 

8) PL 134B utløper i 2027 og PL199 utløper i 2033 

9) PL092 utløper i 2020 og PL 121 utløper i 2022 

10) PL107 utløper i 2021 og PL 132 utløper i 2024

2.1.4 Olje og gass produksjon per område 

For året avsluttet 31. desember 

2008 2007 2006 

Olje og NGL Gass Olje og NGL Gass Olje og NGL Gass 

Område tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. 

Drift Nord 175 22 314 181 19 303 182 16 281 

Drift Nordsjøen 250 49 558 236 56 590 262 59 634 

Drift Vest 355 19 477 362 16 464 379 20 503 

Partneropererte felt 43 11 112 39 3 60 41 2 56 

Totalt 824 101,3 1 461 818 95 1 417 864 97 1 474 


Platå produksjon 

StatoilHydros StatoilHydros Produksjons- StatoilHydros Levetid 

Prosjekt eierandel investering 1) start andel 4) i år 

Alve 85,000% 2,3 2009 21 000 12 

Gjøa 20,000% 6,2 2010 19 000 15 

Morvin 64,000% 5,8 2010 21 000 14 

Skarv 2) 36,165% 13,2 2011 53 000 12 

Statfjord senfase 44,340% 8,7 2007 43 000 3) 12 

Tyrihans 58,840% 8,8 2009 56 000 17 

Vega/Vega Sør 60 %/45% 4,3 2010 30 000 13 

Yttergryta 45,750% 0,6 2009 10 000 5 

1) Estimert i milliarder NOK 

2) Partneroperert prosjekt 

3) Ny tilleggsproduksjon 

4) FOE per dag 





Konsernresultatregnskap (i milliarder kroner) 2008 2007 08 -07 endring 2006 07-06 endring 

Sum inntekter 219,8 179,2 23% 179,2 0% 

Driftskostnader 23,5 29,1 -19% 19,2 52% 

Salgs- og administrasjonskostnader -0,1 0,3 -135% 0,5 -30% 



Sum kostnader 52,9 56,1 -6% 44,1 27% 

Resultat før finansposter og skattekostnad 166,9 123,1 36% 31,5 291% 

Operasjonelle data: 


Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 515,4 415,2 24% 408,3 2% 

Internpris gass (NOK/sm 3 ) 1,9 1,4 34% 1,4 3% 

Løfting: 

Væsker (1 000 fat o.e./dag) 807,8 831,1 -3% 856,0 -3% 

Gass (1 000 fat o.e./d) 637,0 598,6 6% 610,0 -2% 

Total løfting væsker og gass (1 000 fat o.e. / dag) 1 444,7 1 429,8 1% 1 466,0 -2% 

Produksjon: 

Bokført væsker (1 000 fat o.e./dag) 823,8 817,9 1% 864,0 -5% 

Bokført gass (1 000 fat o.e./dag) 636,9 598,7 6% 610,0 -2% 

Totalt bokført produksjon (1 000 fat o.e. / dag) 1 460,7 1 416,5 3% 1 474,0 -4% 



Letevirksomhet (i milliarder kroner) 2008 2007 08 -07 endring 2006 07-06 endring 

Periodens leteutgifter 8,67 5,75 51% 4,65 24% 

Kostnadsført av tidligere balanseførte leteutgifter 0,75 0,05 1 398% 0,18 -72% 

Balanseført andel av periodens aktivitet -3,89 -2,16 -80% -1,35 -60% 



3 Internasjonal undersøkelse og produksjon 



Olje/NGL Naturgass Totalt 

millioner milliarder milliarder millioner fat 

År fat kubikkmeter kubikkfot oljeekvivalenter 

2008 Sikre reserver 31. desember 805 39,7 1 403 1 055 

herav sikre, utviklede reserver 406 20,6 727 536 

2007 Sikre reserver 31. desember 785 40,4 1 426 1 039 


2006 Sikre reserver 31. desember 756 44,3 1 567 1 032 


3.1.2 Olje og gass bokført produksjon 

For året avsluttet 31. desember 

2008 2007 2006 

Olje og NGL Gass Olje og NGL Gass Olje og NGL Gass 

Produksjon tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. tusen fat millioner sm 3 tusen fat o.e. 

Totalt 232 9 290 252 9 307 194 6 234 


3.1.3 Olje og gass produksjon per felt 

StatoilHydro’s Produksjons- Lisens Produserende Utviklings- 

Felt eierandel Operatør start utløper brønner brønner 

Nord Amerika 

Canada: Hibernia 5,00% HMDC 1997 2027 31 1 

Canada: Terra Nova 15,00% PetroCan 2002 2022 15 0 

USA: Lorien 30,00% Noble 2006 2012 2 0 

USA: Front Runner 25,00% Murphy Oil 2004 2010 6 0 

USA: Spiderman Gas 18,33% Anadarko 2007 2012 3 0 

USA: Q Gas 50,00% StatoilHydro 2007 2014 1 0 

USA: San Jacinto Gas 26,67% ENI 2007 2012 2 0 

USA: Zia 35,00% Devon 2003 2008 1) 1 0 

USA: Seventeen Hands 25,00% Dominion 2006 2010 1 0 

USA: Marcellus shale gas 32,50% Chesapeake 2008 n/a 24 4 

Latin Amerika 

Venezuela: Sincor 2) 15,00% Sincor 2001 2008 n/a n/a 

Venezuela: PetroCedeño 2) 9,68% PetroCedeño 2008 2032 351 71 

Afrika 

Algerie: In Salah 31,85% Sonatrach/BP/StatoilHydro 2004 2027 30 4 

Algerie: In Amenas 3) 50,00% Sonatrach/BP/StatoilHydro 2006 2022 16 8 

Angola: Kizomba A 13,33% ExxonMobil 2004 2026 29 1 

Angola: Kizomba B 13,33% ExxonMobil 2005 2027 22 1 

Angola: Xikomba 13,33% ExxonMobil 2003 2027 4 0 

Angola: Marimba North 13,33% ExxonMobil 2007 2027 2 0 

Angola: Mondo 13,33% ExxonMobil 2008 2029 8 1 

Angola: Saxi-Batuque 13,33% ExxonMobil 2008 2029 6 1 

Angola: Girassol/Jasmim 23,33% Total 2001 2022 24 0 

Angola: Dalia 23,33% Total 2006 2024 18 4 

Angola: Rosa 23,33% Total 2007 2027 12 0 

Libya: Mabruk 4) 25,00% Total 1995 2028 48 1 

Libya: Murzuq 4) 2,40% Repsol 2003 2023 104 5 

Nigeria: Agbami 18,85% Chevron 2008 2024 7 19 

Europa, Kaspia og Russland 

Aserbajdsjan: ACG 8,56% BP 1997 2024 52 2 

Aserbajdsjan: Shah Deniz 25,50% BP 2006 2031 4 1 

Russland: Kharyaga 40,00% Total 1999 2032 14 2 

UK: Alba 17,00% Chevron 1994 2018 36 0 

UK: Caledonia 21,32% Chevron 2003 2018 1 0 

UK: Jupiter 30,00% ConocoPhillips 1995 2010 15 0 

UK: Schiehallion 5,88% BP 1998 2017 21 1 

Midtøsten og Asia 

Kina: Lufeng 75,00% StatoilHydro 1997 2011 4 

Iran: South Pars 37,00% POGC 2008 2012 30 

Sum for INT Undersøkelse og produksjon 944 127 

1) Holdt via produksjon. 

2) Sincor i Venezuela ble 9. februar 2008 gjort om til et joint venture-selskap med navnet Petrocedeño, S.A. og delvis nasjonalisert. 

Vår eierandel ble redusert fra 15% i Sincor til 9,68% i Petrocedeño. 

3) Produksjon ihht. vilkår i In Amenas PSA startet i desember 2006. 

4) Reforhandlinger av PSAer av NOC i Libya har resultert i redusert egenproduksjon eierandel. Vår egenproduksjon eierandel i Murzuq ble 

redusert fra 8,0% til 2,4% med effekt fra 1. januar 2008. Reforhandlinger pågår for Mabruk. 



StatoilHydro’s Sanksjonerings- Produksjons- 

Prosjekter eierandel Operatør tidspunkt start 

Angola: Gimboa 20 % Sonangol 2006 2009 

USA: Tahiti 25 % Chevron 2005 2009 

USA: Thunder Hawk 25 % Murphy 2006 2009 

Brasil: Peregrino 100 % StatoilHydro 2007 2011 

Kanada: Leismer demonstrasjonsprosjekt (Oljesand fase 1) 100 % StatoilHydro 2007 2010 

Irland: Corrib 36,50 % Shell 2001 2010/2011 

Angola: Pazflor 23,33 % Total 2007 2011 

Angola: PSVM 13,33 % BP 2008 2012 





Konsernresultatregnskap (i milliarder kroner) 2008 2007 08-07 endring 2006 07-06 endring 

Sum inntekter 46,1 41,6 11% 32,6 28% 

Varekostnad 1,7 1,9 -12% 1,0 93% 

Driftskostnader 5,6 5,4 4% 4,2 31% 

Salgs- og administrasjonskostnader 3,2 3,3 -4% 2,0 65% 

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 13,7 11,1 23% 14,4 -23% 


Sum kostnader 33,3 29,4 13% 28,7 3% 

Resultat før finansposter og skattekostnad 12,8 12,2 5% 3,9 210% 



Gjennomsnittlig pris på væsker (NOK per fat) 499,3 404,8 23% 391,0 4% 

Løfting: 

Væsker (1 000 fat o.e./dag) 210,8 250,0 -16% 191,4 31% 

Naturgass (1 000 fat o.e./d) 58,9 54,9 7% 40,2 37% 

Total løfting væsker og gass (1 000 fat o.e./dag) 269,7 304,8 -12% 231,6 31% 

Produksjon: 

Bokført væsker (1 000 fat o.e./dag) 231,5 252,2 -8% 193,7 30% 

Bokført naturgass (1 000 fat o.e./dag) 58,9 55,0 7% 40,2 37% 

Totalt bokført produksjon (1 000 fat o.e./dag) 290,5 307,2 -5% 233,9 31% 

Total egenproduksjon av væsker og gass (1 000 fat o.e./dag) 464,7 422,1 10% 303,5 39% 


31. desember 

Letevirksomhet (i milliarder kroner) 2008 2007 08-07 Endring 2006 07-06 Endring 

Periodens leteutgifter 9,1 8,5 8% 8,7 -3% 

Kostnadsført av tidligere balanseførte leteutgifter 3,0 1,6 88% 1,3 26% 

Balanseført andel av periodens aktivitet -2,9 -2,4 -23% -2,8 16% 



4 Naturgass 


4.1.1 Det norske gasstransportsystemet 

Det norske gassrørledningssystemet har i løpet av de siste 30 årene utviklet seg til å bli et integrert 

gassrørledningssystem som forbinder produksjonsfelt for gass med mottaksterminaler i Europa via 

prosesseringsanlegg på det norske fastlandet. 

Irland 

Færøyene 

St. Fergus 

Easington 

Storbritannia 

Statfjord 

FLAGS 

Langeled 

Tampen link 

Heimdal 

Vesterled 

Sleipner 

Ormen Lange 

Franpipe 

Zeepipe 2A 

Zeepipe 2B 

Zeepipe 1 

Statpipe 

Norne 

Heidrun 

Åsgard 

Kristin 

Troll 

Draupner 

Ekofisk 

Åsgard transport 

Europipe I 

Norpipe 

Haltenpipe 

Kollsnes 

Kårstø 

Zeebrugge 

Frankrike Dunkerque Belgia 

Nyhamna 

Europipe II 

Nederland 

Tjeldbergodden 

Norge 

Danmark 

Dornum 

Emden 

Tyskland 

Sverige 

090055_STN029332 

Norges gassrørledninger har for tiden en samlet lengde på 7.800 

kilometer. Siden 2003 er alle gassrørledninger med 

tredjepartskunder slått sammen til ett fellesforetak, Gassled, med 

regulert tilgang for tredjeparter. Gassled-systemet opereres av den 

uavhengige systemoperatøren Gassco AS, et selskap som er heleid 

av den norske staten. I 2008 transporterte Gassled-systemet 94,6 

milliarder Sm 3 gass til Europa. 

Gassled-systemet ble i 2006 utvidet med rørledningen Langeled fra 

Nyhamna til Easington, mens rørledningen Tampen Link fra 

Statfjord-plattformen til det britiske Flags-rørledningssystemet ble 

innlemmet i 2007. I 2009 blir Gassled ytterligere utvidet gjennom en 

sammenslåing av Kvitebjørn gassrørledning, Norne 

gasstransportsystem og etanfraksjoneringssystemet Etanor på 

Kårstø. Når nye infrastrukturanlegg for gass slås sammen med 

Gassled, justeres eierandelene ut fra anleggenes relative verdi og 

den enkelte eiers forholdsmessige eierinteresser. 

Fra 1. januar 2011 vil eierinteressene i Gassled justeres på grunn 

av en avtalt økning i Petoros eierinteresser. Det er forventet at det 

vil bli gjort lignende justeringer i eierinteressene i Zeepipe Terminal 

JV og Dunkerque Terminal DA. I tillegg kan StatoilHydros framtidige 

eierinteresser i Gassled bli endret som følge av at det tas inn ny 

infrastruktur, eller dersom det gjøres investeringer i Gassled uten 

forholdsmessig deltakelse av eierne. 

StatoilHydro opptrer som leverandør av tekniske tjenester (TSP) til 

Gassco for prosesseringsterminalene på Kårstø og Kollsnes i tillegg 

til størsteparten av rørledningsinfrastrukturen. 

Det norske gassrørledningssystemet er et integrert rørledningsnett med høy fleksibilitet og regularitet, og er etter vår mening helt avgjørende 

for å sikre forsyningene av naturgass til Europa. 

Tabellene under viser noen faktaopplysninger om gassrørledningene på norsk sokkel, herunder transportruter og daglig kapasitet, samt våre 

eierinteresser i Gassled og andre terminaler. 


Transport 

kapasitet 1) 

millioner StatoilHydro 

Gassrørledninger inkludert i Gassled Oppstartstidspunkt Produkt Fra Til kubikkmeter/dag eierandel i % 

Zeepipe 

Zeepipe 1 1993 Tørrgass Sleipner Zeebrugge 40,9 Se eierskaps 

stigerørsplatform struktur Gassled 

Zeepipe 2A 1996 Tørrgass Kollsnes Sleipner 72,0 32,102% 

stigerørsplatform 

Zeepipe 2B 1997 Tørrgass Kollsnes Draupner E 71,0 32,102% 

Europipe 1 1995 Tørrgass Draupner E Dornum/Emden 44,5 32,102% 

Franpipe 1998 Tørrgass Draupner E Dunkerque 52,4 32,102% 

Europipe II 1999 Tørrgass Kårstø Dornum 64,6 32,102% 

Norpipe AS 1977 Tørrgass Norpipe Y Emden 43,1 32,102% 

(Ekofisk Område) 

Åsgard transport 2000 Rikgass Åsgard Kårstø 70,4 32,102% 

Statpipe 

Zone 1 1985 Rikgass Statfjord Kårstø 26,8 32,102% 

Zone 4A 1985 Tørrgass Heimdal Draupner S 33,3 32,102% 

Tørrgass Kårstø Draupner S 20,1 32,102% 

Zone 4B 1985 Tørrgass Draupner S Norpipe Y 30,0 32,102% 

(Ekofisk Området) 

Oseberg Gas transport 2000 Tørrgass Oseberg Heimdal 39,9 32,102% 

Vesterled (Frigg transport) 2001 Tørrgass Heimdal St. Fergus 36,0 32,102% 

Langeled Nord 2007 Tørrgass Nyhamna Sleipner ca. 70,0 32,102% 

stigerørsplatform 

Langeled Sør 2006 Tørrgass Sleipner Easington 68,0 32,102% 

Tampen Link 2007 Rikgass Statfjord FLAGS 26,5 2) 32,102% 

Norne Gass transportsystem 3) 2001 Rikgass Norne field Åsgard Transport 11,0 32,102% 

Kvitebjørn rørledning 4) 2004 Rikgass Kvitebjørn Kollsnes 25,4 32,102% 

1) Vi bruker forpliktbar kapasitet som måleenhet for transport kapasitet. Forpliktbar kapasitet er defi nert som kapasitet tilgjenglig for stabile 

leveranser. 

2) 26,5 millioner kubikkmeter/dag er maksimal forpliktbar kapasitet. 

3) Inkludert i Gassled fra 1. januar 2009. 

4) Inkludert i Gassled når Kvitebjørn rørledning er operasjonell etter reparasjon i 2009. 

Transport 

kapasitet StatoilHydro 

Gassrørledning ikke inkludert Millioner 

i Gassled Oppstartstidspunkt Produkt Fra Til kubikkmeter/dag eierandel i % 

Haltenpipe 1996 Rikgass Heidrun feltet Tjeldbergodden/ 7,1 19,06 

Åsgard Transport 

Heidrun gass eksport 2001 Rikgass Heidrun Åsgard Transport 10,9 12,41 


Terminal anlegg inkludert i Gassled Oppstarts dato Produkt Beliggenhet 

Zeepipe JV 

Europipe mottaksterminal 1995 Tørrgass Dornum, Tyskland 

Europipe målingsstasjon 1995 Tørrgass Emden, Tyskland 

Norsea Gas AS 1977 Tørrgass Gass Terminal, Emden, Tyskland 

Statpipe JV (Kårstø gassprosesseringsanlegg) 1985 Tørrgass / NGL Kårstø, Norge 

Easington mottaksterminal 2006 Tørrgass Easington, Storbritannia 

Vesterled JV (Frigg terminal) 1978 Tørrgass St. Fergus, Skottland 

Kollsnes Gassanlegg 1996 Tørrgass / NGL Kollsnes, Øygarden Norge 

Etanor DA 1) 2000 Etan Kårstø, Norge 

1) Etanor DA sine anlegg ble overført til Gassled 1. januar 2003 mens rettighetene til tariff inntektene ble overført fra Etanor DA sine eiere til 

Gassled 1. januar 2009. 

Terminaler ikke inkludert i Gassled Oppstarts dato Produkt Beliggenhet 

Zeepipe terminal JV 1) 1993 Tørrgass Zeebrugge, Belgia 

Dunkerque terminal DA 2) 1998 Tørrgass Dunkerque, Frankrike 

1) Gassled sin eierandel i terminalen er 49 prosent. 

2) Gassled sin eierandel i terminalen er 65 prosent. 

Eierskapsstruktur Gassled Periode 2007-2008 1) Periode 2009-2010 2) Periode 2011-2028 

Petoro AS 3) 37,89% 38,46% 46,51% 

StatoilHydro ASA 32,06% 32,10% 28,32% 

ExxonMobil 9,66% 9,43% 8,03% 

Total 8,00% 7,78% 6,04% 

Shell 5,33% 5,32% 4,92% 

Norsea Gas AS 2,81% 2,73% 2,25% 

ConocoPhillips 2,02% 2,00% 1,67% 

Eni 1,56% 1,53% 1,27% 

Dong 0,68% 0,66% 1,00% 

StatoilHydro eierandel inkludert 28,58% av Norsea Gas AS 32,86% 32,88% 28,96% 

1) Endringer fra 1. september 2007. 

2) Endringer fra 1. januar 2009. Endringene er grunnet inkludering av gass rørledningene Norne Gass Transport System, Kvitebjørn Gass 

Rørledning og rettighetene til Etanor tariff inntekt. 

3) Petoro representerer og ivaretar SDØE sine rettigheter og interesser i lisensene. 


4.1.2 Gassalgsavtaler 

StatoilHydro er pålagt av den norske stat å forvalte, transportere og selge gass på vegne av SDØE. 

StatoilHydro forvalter, transporterer og selger ca. 80% av all gass fra norsk sokkel. 

På grunn av den relativt store størrelsen på gassfeltene på norsk sokkel og den høye kostnaden ved å bygge ut nye felter og rørledninger for 

gasstransport, er de fleste av StatoilHydros salgskontrakter for gass langsiktige kontrakter som typisk løper i 10 til 20 år eller mer. I henhold til 

disse kontraktene samtykker kjøperen i å motta daglige og årlige mengder gass og, dersom gassen ikke mottas, plikter de å betale for den 

avtalte mengden. De fleste av StatoilHydros langsiktige salgskontrakter har nådd platånivå. 

INDEKSERINGSSPLITT FOR LANGTIDSSALG 

Gass 

Annet 

Kull 

Gass og 

fyringsolje 

Prisene i tradisjonelle langsiktige kontrakter er generelt fastsatt ut fra en formel som baserer 

seg på rådende priser på brennstoff som kan erstatte naturgass, vanligvis tungolje og 

gassolje. De nyeste langsiktige gassalgskontraktene i Storbritannia er derimot priset i 

henhold til en gassprisindeks for det britiske markedet som oppdateres daglig. Prisene kan 

variere betydelig i løpet av en kontrakts løpetid. For tradisjonelle langsiktige kontrakter 

justeres prisene normalt hvert kvartal og beregnes på grunnlag av de rådende prisene på 

referanseindeksene i løpet av tre til ni måneder forut for justeringen. Prisformelen, som gir 

anledning til månedlige eller kvartalsvise justeringer, tar imidlertid ikke hensyn til alle 

markedstrender, f.eks. endringer i beskatningen av gass og konkurrerende brennstoff ilagt av 

nasjonale myndigheter. De fleste av våre langsiktige kontrakter inneholder derfor avtalte 

prisjusteringsmekanismer som kan aktiveres med jevne mellomrom av enten kjøper eller 

selger. I henhold til våre langsiktige kontrakter har begge parter rett til å iverksette en 

prisrevisjonsprosess under visse omstendigheter. 

I 2008 deltok StatoilHydro i kommersielle forhandlinger (i stedet for prisrevisjon) eller i formelle prisrevisjonsprosesser for ca. 70% av de 

volumene som dekkes av våre langsiktige kontrakter. 




31. desember 

Konsernresultatregnskap (i milliarder kroner) 2008 2007 08 -07 Endring 2006 07-06 Endring 

Sum inntekter 110,8 73,5 51% 97,1 -24% 

Varekostnad 80,9 56,7 43% 61,3 -8% 

Andre driftskostnader 13,8 12,3 13% 12,1 2% 

Salgs- og administrasjonskostnader 1,3 1,1 9% 0,5 125% 


Sum kostnader 98,3 72,0 37% 75,4 -5% 



Solgt naturgass (bokførte StatoilHydro-mengder) (Sm3 ) 39,3 35,6 10% 35,9 -1% 

Solgt naturgass salg (3.partsvolumer) (Sm3 ) 5,9 6,4 -8% 4,3 49% 

Sum solgte mengder (Sm3 ) 45,2 42,0 8% 40,2 4% 

Naturgassalg i kommisjon 1,4 0,8 79% NA - 

Gjennomsnittspris naturgass (kroner/kubikkmeter) 2,40 1,66 45% NA - 

Internpris naturgass (kroner/kubikkmeter) 1,87 1,39 34% 1,35 3% 

Regularitet ved leveringspunkt 100,0% 100,0% 0% 100,0% 0% 


5 Foredling og markedsføring 


5.1.1 Foredling 

Alle data er for år som slutter 31 desember 

Gjennomstrømming 1) Destillasjonskapasitet 2) Regularitet % 3) Kapasitetsutnyttelse % 4) 

Raffineri/anlegg 2008 2007 2006 2008 2007 2006 2008 2007 2006 2008 2007 2006 

Mongstad 10,0 10,9 11,2 8,7 8,7 8,7 92,2 97,8 99,1 88,2 93,2 97,9 

Kalundborg 5,2 4,7 4,9 5,5 5,5 5,5 88,3 96,4 94,7 90,3 91,7 91,0 

Tjeldbergodden 0,91 0,70 0,89 0,95 0,95 0,95 98,9 81,7 94,6 96,5 97,7 95,6 

1) Oppnådd gjennomstrømming av råolje, kondensat, NGL, føde- og blandekomponenter, målt i millioner tonn. Høyere enn destillasjonskapasitet 

for Mongstad pga høye volumer av tungolje og NGL som ikke går via råoljedestillasjonsanlegget. 

2) Nominell kapasitet for destillasjon av råolje og kondensat, og produksjonskapasitet for metanol, målt i millioner tonn. 

3) Samlet (veid) regularitet (oppetid) for alle prosessanlegg, eksklusiv revisjonsstanser. 

4) Samlet (veid) kapasitetsutnyttelse for alle prosessanlegg, utnyttelse når anleggene er i drift. 

For år som slutter 31. desember 

Mongstad produktutbytte og råstoff 2008 2007 2006 

LPG 311 3% 373 4% 359 3% 

Bensin / nafta 3 902 39% 4 721 43% 4 802 43% 

Jet / parafin 820 8% 755 7% 801 7% 

Gassolje 3 680 37% 3 865 35% 4 050 36% 

Tungolje 485 5% 311 3% 302 3% 

Koks / svovel 190 2% 222 2% 231 2% 

Fyring, fakling og tap 575 6% 692 6% 620 6% 

Total gjennomstrømming 9 963 100% 10 939 100% 11 165 100% 

Nordsjøoljer: 

Troll, Heidrun (FOB-oljer) 4 676 47% 4 751 43% 5 508 49% 

Andre Nordsjøoljer (CIF-oljer) 3 072 31% 3 780 35% 2 616 24% 

Tungolje (residue) 1 132 11% 1 265 12% 1 323 12% 

Andre føde- og blandekomponenter 1 083 11% 1 143 10% 1 718 15% 

Totalt råstoff 9 963 100% 10 939 100% 11 165 100% 

Note: Endring i gjennomstrømming og utbytte skyldes delvis vedlikeholdsstanser (bl.a. en stor revisjonsstans i 2008). 


For år som slutter 31. desember 

Kalundborg produktutbytte og råstoff 2008 2007 2006 

LPG 54 1% 78 2% 96 2% 

Bensin / nafta 1 598 31% 1 497 32% 1 545 31% 

Jet / parafi n 251 5% 209 4% 259 5% 

Gassolje 2 105 40% 1 997 42% 2 042 42% 

Tungolje 2) 1 023 20% 746 16% 775 16% 

Koks / svovel 6 0% 5 0% 5 0% 

Fyring, fakling og tap 183 3% 185 4% 193 4% 

Total gjennomstrømming 1) 5 220 100% 4 717 100% 4 915 100% 

Nordsjøoljer: 

Kondensat: Ormen Lange, Snøhvit, Sleipner 659 12% 170 4% 1 088 22% 

Andre Nordsjøoljer 4 314 83% 4 394 93% 3 640 74% 

Andre føde- og blandekomponenter 247 5% 153 3% 187 4% 

Totalt råstoff 5 220 100% 4 717 100% 4 915 100% 

1) Total gjennomstrømming har økt fra 2007. Det skyldes optimalisering etter oppstart etter modifi kasjoner av for tungoljeoppgradering, sterk 

operasjonell fokus på optimalisering av gjennomstrømming og ingen store vedlikeholdsstanser i 2008. 

2) Tungoljemengdene har økt pga import for å utnytte blandemulighet etter oppstart av modifi sert anlegg for tungoljeoppgradering. 

5.1.2 Energi og detaljhandel 

Stasjoner/land 

Servicestasjoner Skandinavia Polen Baltikum Russland Totalt 

StatoilHydro-eid og drevet 276 185 164 15 640 

StatoilHydro-eid og forhandlerdrevet 517 0 1 0 518 

Forhandlereid og StatoilHydro-drevet 0 0 0 0 0 

Forhandlereid og -drevet 254 44 10 0 308 

Automatstasjoner 555 41 17 0 613 

Totalt 1 602 270 192 15 2 079 

Truckdiesel 346 1 0 0 347 

Drivstoff-volumer (millioner liter) 

Bensin 2 453 361 521 37 3 372 

Diesel 3 819 392 560 4 4 775 

LPG/Etanol 337 144 29 0 510 

Totalt 6 609 897 1 110 41 8 657 





Konsernresultatregnskap (i milliarder kroner) 2008 2007 08-07 Endring 2006 07-06 Endring 

Sum inntekter 531,3 428,1 24% 411,8 4,0% 

Varekjøp 501,4 401,8 25% 383,4 5% 

Driftskostnader 14,7 12,6 16% 11,8 7% 

Salgs- og administrasjonskostnader 8,6 7,0 23% 7,1 -2% 

Avskrivninger, amortiseringer og nedskrivninger 2,1 2,8 -25% 2,3 20% 

Sum kostnader 526,8 424,2 24% 404,6 5% 



Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) 8,2 7,5 9% 7 5% 

Kontraktspris metanol (EUR/tonn) 344,0 317,0 9% 300 5% 


6 Bærekraftresultater 

6.1 Resultatindikatorer for HMS 

Her presenterer vi diagrammer og statistikk for våre HMS-resultatindikatorer. 

PERSONSKADEFREKVENS 

6 

4 

2 

2004 

2005 

2006 

FRAVÆRSKADEFREKVENS 

3 

2 

1 

2004 

2005 

2006 

2007 

2007 

ALVORLIG HENDELSESFREKVENS 

4 

3 

2 

1 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 



Definisjon: Summen av antall dødsulykker, antall fraværsskader, antall tilfeller av alternativt 

arbeid etter skade, og andre personskader eksklusiv førstehjelpsskader pr. million 

arbeidstimer. 

Utvikling: Personskadefrekvensen (StatoilHydro-ansatte og leverandører inkludert) økte fra 

5,0 i 2007 til 5,4 i 2008. Frekvensen for StatoilHydro-ansatte gikk ned fra 3,5 i 2007 til 3,4 i 

2008, mens frekvensen for våre leverandører økte fra 6,1 i 2007 til 6,6 i 2008. 

Definisjon: Summen av antall dødsulykker og antall fraværskader pr. million arbeidstimer. 

Utvikling: Fraværskadefrekvensen (StatoilHydro-ansatte og leverandører inkludert) økte fra 

2,0 i 2007 til 2,1 i 2008. Frekvensen for StatoilHydro-ansatte var 1,7 i 2008, det samme som i 

2007, og for våre leverandører økte fraværskadefrekvensen fra 2,2 i 2007 til 2,3 i 2008. 

Definisjon: Summen av antall uønskede hendelser med stor alvorlighetsgrad pr. million 

arbeidstimer (1). 

Utvikling: Alvorlig hendelsesfrekens (StatoilHydro-ansatte og leverandører inkludert) økte fra 

2,1 i 2007 til 2,2 i 2008 og er nå på samme nivå som i 2006. 

(1) En uønsket hendelse er en hendelse eller et hendelsesforløp som har forårsaket eller 

kunne ha forårsaket personskade, sykdom og/eller skade på/tap av materiell, miljø eller 

tredjepart. Matriser for kategorisering er etablert der alle uønskede hendelser kategoriseres 

etter alvorlighetsgrad, og dette danner grunnlaget for oppfølging i form av varsling, 

granskning, rapportering, analyse, erfaringsoverføring og forbedring. 


SYKEFRAVÆR 

4 

3 

2 

1 

2004 

OLJESØL 

600 

400 

200 

2004 

2005 

2005 

UTSLIPP AV CO2 

20 

15 

10 

5 

2006 

2006 

2007 

4989 

2007 

2004 2005 2006 2007 

UTSLIPP AV NOx 

80 

60 

40 

20 




2004 2005 2006 2007 2008 


Definisjon: Totalt registrerte dager med sykefravær i prosent av mulige arbeidsdager 

(StatoilHydro-ansatte). 

Utvikling: Sykefraværet i StatoilHydro har ligget stabilt på 3,5% de siste tre årene, men økte i 

2008 til 3,7%. Det er fortsatt lavt sammenlignet med lignende bransjer og følges nøye opp av 

ledere på alle nivåer. 

Definisjon: Utilsiktede oljeutslipp til ytre miljø fra StatoilHydro-operert virksomhet (i 

kubikkmeter) (2). 

Utvikling: Antallet utilsiktede oljeutslipp var 401 i 2008, mot 387 i 2007. Mengden utilsiktede 

oljeutslipp sank fra 4.989 kubikkmeter i 2007 til 342 kubikkmeter i 2008. Figuren viser 

mengden oljeutslipp i kubikkmeter. 

(2) Alle utilsiktede oljeutslipp som når ytre miljø fra StatoilHydro-operert virksomhet inngår i 

figuren. 

Definisjon: Totalt utslipp av av karbondioksid i millioner tonn fra StatoilHydro-operert 

virksomhet (3) 

Utvikling: Utslippene av karbondioksid (CO2) i 2008 har vært som forventet og om lag på 

samme nivå som i 2007. Utslippene av CO2 gikk ned fra 14,6 millioner tonn i 2007 til 14,4 

millioner tonn i 2008. Oppstarten av produksjonsfasen på Snøhvit i begynnelsen av året økte 

utslippene, men planlagt vedlikehold i løpet av sommeren på flere av UPNs installasjoner 

førte til reduserte utslipp. Det har vært en liten økning i CO2-utslippene i NG, og en liten 

nedgang i CO2-utslippene i M&M på grunn av planlagt vedlikehold og nedstengning av 

anlegg. 

(3) Utslipp av CO2 omfatter CO2 fra energi- og varmeproduksjon i eget anlegg, fakling, 

restutslipp fra fangst- og behandlingsanlegg, prosessutslipp, utslipp av CO2 som resultat av 

bruttoenergi (elektrisk kraft og varme) importert fra tredjepart (indirekte utslipp), utslipp av 

CO2 som en konsekvens av eksportert energi til tredjepart. 

Definisjon: Totalt utslipp av nitrogenoksider i tusen tonn fra StatoilHydro-operert virksomhet 

(4) 

Utvikling: Utslippene av nitrogenoksider (NOx) i 2008 har vært som forventet og litt lavere 

enn i 2007. Utslippene av NOx har gått ned fra 49,4 tusen tonn i 2007 til 46,7 tusen tonn i 

2008. Det har vært en liten reduksjon i de samlede utslippene av NOx i UPN grunnet bruk av 

en lavere utslippsfaktor for NOx. Den nye NOx-faktoren er vedtatt i en avtale mellom 

myndighetene og petroleumsindustrien som følge av innføringen av den nye NOx-avgiften. 

Det har vært en liten økning i NOx-utslippene i NG og en liten nedgang i NOx-utslippene i 

M&M grunnet planlagt vedlikehold og nedstengning av anlegg. 

(4) Utslipp av NOx omfatter alle utslippskilder og omfatter NOx energi- og varmeproduksjon i 

eget anlegg, transport av produkter, fakling og renseanlegg.

ENERGIFORBRUK 

80 

60 

40 

20 

2004 2005 2006 2007 


GJENVINNINGSGRAD IKKE-FARLIG AVFALL 

80 

60 

40 

20 

2004 2005 2006 2007 2008 

Definisjon: Totalt energiforbruk i terawattimer (TWh) for StatoilHydro-operert virksomhet (5) 

Utvikling: Energiforbruket i 2008 har vært som forventet og om lag på samme nivå som i 

2007. Energiforbruket har gått ned fra 69,8 TWh i 2007 til 69,6 TWh i 2008. Energiforbruket 

og CO2-utslippene følger i hovedsak samme mønster. Det har vært en økning i 

energiforbruket i NG på grunn av uutnyttet energi fra forbrenningsanlegget for VOC på 

Kårstø. Det har vært en liten nedgang i energiforbruket i M&M grunnet planlagt vedlikehold 

og nedstengning av anlegg. 

(5) Energiforbruk omfatter energiforbruk ved fremstilling av anleggets leveranser eller 

utførelse av aktivitet, så som brutto kjøp av elektrisk energi og varmeenergi (damp), energi 

fra gass- og dieselfyrt kraftgenerering, ubenyttet energi som resultat av fakling og solgt/levert 

energi. 

Definisjon: Gjenvinningsgraden omfatter ikke-farlig avfall fra StatoilHydro-operert virksomhet, 

og angir mengden ikke-farlig avfall til gjenvinning delt på total mengde ikke-farlig avfall (6) 

Utvikling: Gjenvinningsgraden for ikke-farlig avfall har gått ned fra 41% i 2007 til 29% i 2008. 

Gjenvinningsgraden for ikke-farlig avfall viser en negativ trend sammenlignet med tidligere år. 

Den største endringen stammer fra M&M, men det er usikkerhet knyttet til datamaterialet. I 

løpet av 2009 vil det være fokus på kvalitetssikring av data fra alle deler av M&M. 

(6) Mengde ikke-farlig avfall til gjenvinning er total mengde ikke-farlig avfall fra anleggets 

virksomhet som er levert til gjenbruk, resirkulering eller forbrenning med energiutnyttelse. 


6.2 Miljødata 

Miljødata for 2007 

Miljødata for våre norske raffinerier. 

NORSK KONTINENTALSOKKEL 1) > > 

ENERGI 

Diesel 2 170 GWh 

Elektrisk kraft 49 GWh 

Brenngass 34 900 GWh 

Fakkelgass 

RÅSTOFFER 

3 730 GWh 

2) 

Olje/kondensat 101 mill. Sm3 Gass 3) 122 mrd. Sm3 Produsert vann 141 mill. m3 HJELPESTOFFER 

Kjemikalier prosess/produksjon 69 500 tonn 

Kjemikalier boring/brønn 

ANNET 

403 000 tonn 

Ferskvannsforbruk 194 000 m3 1) Inkluderer britisk del av Statfjord. 

2) Inkluderer tredjepartsprosessering av produksjonen på Sigyn og Skirne. 

3) Inkluderer drivstoff (3,1 mrd. Sm3 ), fakkelgass (0,3 mrd. Sm3 ) og injeksjonsgass (33,3 mrd. Sm3 ). 

4) Inkluderer bøyelasting. 

5) Inkluderer én lekkasje på 7.969 kg tørrgass fra bunnramme. 

6) Inkluderer olje fra produsert vann, avløpsvann, ballastvann og jetting. 

7) Inkluderer 78.900 tonn vann og grønne kjemikalier/ingredienser. 

8) Inkluderer avfall fra baser på land. Boreavfall utgjør 115 000 tonn. 

9) Historikken viser oljeutslipp fra 2004 til 2006 og oljeindeks fra 2007 og gjenspeiler endringer i norske myndigheters rapportringskrav. 

50 

0,40 

20 

OLJE I OLJEHOLDIG VANN 

500 

OLJESØL 

m3 

40 

0,30 

15 

400 

30 

20 

0,20 

10 

300 

200 

10 

0,10 

5 

100 

9) 

CO2 kg utslipp per levert Sm3 o.e. 

NOx kg utslipp per levert Sm3 o.e. 

mg utslipp per liter produsert vann 

4 484 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

PRODUKTER 

Olje/kondensat 101 mill. Sm3 Gass 85 mrd. Sm3 UTSLIPP TIL LUFT 

CO2 9,1 mill. tonn 

nmVOC 4) 34 300 tonn 

Metan 4 ) 22 800 tonn 

NOx 39 600 tonn 

SO2 210 tonn 

Utilsiktede utslipp av HC-gass 

UTSLIPP TIL VANN 

8,44 tonn 

Produsert vann 124 mill. Sm3 Olje i oljeholdig vann 6) 1 290 tonn 

Utilsiktet utslipp olje 194 m3 Produsert vann reinjisert i grunnen 23 mill. m3 Kjemikalier: 7) 

Prosess/produksjon 31 600 tonn 

Kjemikalier boring og brønn 57 200 tonn 

Andre utilsiktede utslipp 351 m3 AVFALL 8) 

Ikke-farlig avfall til deponi 5 800 tonn 

Ikke-farlig avfall til gjennvinning 13 400 tonn 

Gjenvinningsgrad ikke-farlig avfall 70 % 

Farlig avfall til deponi 4 720 tonn 

Farlig avfall til gjenvinning 124 000 tonn 

2004 2005 2006 2007 2008 

ENERGI 

Diesel 

Elkraft 

Brenngass 

Fakkelgass 

RÅSTOFFER 

0,1 GWh 

264 GWh 

1 720 GWh 

84 GWh 

Rikgass 520 000 tonn 

HJELPESTOFFER 

Lut 267 tonn 

Syre 64 tonn 

Andre kjemikalier 21 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann 602 000 m3 PRODUKTER 

Metanol 

Oksygen 

Nitrogen 

Argon 

LNG 

914 000 tonn 

19 200 tonn 

39 900 tonn 

15 800 tonn 

12 100 tonn 

1) 2) 

UTSLIPP TIL LUFT 

CO 354 000 tonn 

2 

nmVOC 251 tonn 

Metan 581 tonn 

NO 238 tonn 

x 

SO 0,86 tonn 

2 

Utilsiktede utslipp av HC-gass 3,61 tonn 


Kjølevann 193 mill. m3 Totalt organisk karbon - TOC 0,88 tonn 

Suspendert stoff - SS 0,54 tonn 

Total-N 0,77 tonn 

Utilsiktet utslipp olje 0 m3 Andre utilsiktede utslipp 0,03 m3 AVFALL 3) 

TJELDBERGODDEN > > 

ENERGI 

Elektrisk kraft 

Fakkelgass 

Brenngass 

Diesel 

69,7 GWh 

3 580 GWh 

2 620 GWh 

13,9 GWh 

RÅSTOFFER 

Gass Snøhvit 3 250 mill. Sm 

1) Tallene for nmVOC/metan inkluderer nå utslipp fra fakling. 

2) Utilsiktede utslipp er ikke inkludert i tallene for nmVOC/metan. 

3) Farlig avfall til deponi er slam fra behandlingsanlegget for avløpsvann. 

CO2 NOx 

nmVOC 

kg utslipp per tonn produkt 



(metanol+LNG) 

(metanol+LNG) 

(metanol+LNG) 

600 

0,5 

0,30 

500 

0,4 

0,25 

400 

0,3 

0,20 

300 

0,15 

200 

0,2 

0,10 

100 

0,1 

0,05 

Ikke farlig avfall til deponi 45 tonn 

Ikke farlig avfall til gjenvinning 81 tonn 


Farlig avfall til deponi 117 tonn 

Farlig avfall til gjenvinning 39 tonn 

Gjenvinningsgrad farlig avfall 25 % 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

3 

Kondensat Snøhvit 0,5 mill. Sm3 HJELPESTOFFER 

Amin 77,5 m3 Hydaulikkvæske 1,43 m3 Lut 8 830 m3 Monetylenglykol 1 400 m3 Øvrige kjemikalier 39 m3 VANNFORBRUK 


LNG 3,76 mill. Sm 

Merknader 

Beregning av o.e. for produsert LNG/LPG skjer ved bruk av OLF-faktor for NGL: 1 tonn NGL = 1,9 Sm3 o.e. 

Miljødata gjenspeiler at Snøhvit LNG-anlegget i 2008 har produsert LNG, LPG og kondensat hele året igjennom (fra prosjektfase 

til produksjonsfase). 

1) 2.500 liter renset vann fra det biologiske behandlingsanlegget ble ikke nøytralisert og ble sluppet ut til sjø med en pH på 10,3. 

2) CO -utslipp (93.409 tonn) fra CO -injeksjonssystemet inngår ikke i kvoteordningen for CO . 

2 2 3 

LPG 0,19 mill. Sm3 Kondensat 0,46 mill. Sm3 UTSLIPP TIL LUFT 

CO2 2) 1 360 000 tonn 

NO 832 tonn 

x 

CO 0 tonn 

SO 3,8 tonn 

2 

nmVOC 1 020 tonn 

Metan 1 280 tonn 


Vann fra renseanlegg og 

åpent avløp 73 200 m3 

Amin 0,18 tonn 

Ammonium 0,23 tonn 

BTEX 0,08 tonn 

Fenol 0,02 tonn 

Hydrokarboner 0,04 tonn 

TOC 1,46 tonn 

Tungmetaller 0,01 tonn 

Utilsiktede utslipp olje 0 m3 

Andre utilsiktede utslipp 1) SNøHVIT LNG ANLEGG > > 

CO2 NOx nmVOC 

kg utslipp per levert Sm3 o.e. 

g utslipp per levert Sm3 o.e. 


4 200 8 230 

6 372 

500 

500 

500 

400 

400 

400 

300 

300 

300 

2,92 m3 

AVFALL 

Ikke-farlig avfall til deponi 640 tonn 

Ikke-farlig avfall til gjennvinning 437 tonn 




200 

100 

200 

100 

200 

100 


2007 


STURE PROSESSANLEGG > 


ENERGI 


Fakkelgass 0,02 GWh 

2007 


2007 


> 

PRODUKTER 

LPG 873 000 Sm 3 

Nafta 327 000 Sm 3

Historikken viser oljeutslipp fra 2004 til 2006 og oljeindeks fra 2007 og gjenspeiler endringer i norske myndigheters rapportringskrav. 

Farlig avfall til deponi 4 720 tonn 


50 

0,40 

20 

OLJE I OLJEHOLDIG VANN 

500 

OLJESØL 

m3 

40 

0,30 

15 

400 

30 

20 

0,20 

10 

300 

200 

10 

0,10 

5 

100 

9) 


NOx kg utslipp per levert Sm3 o.e. 

mg utslipp per liter produsert vann 

4 484 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

TJELDBERGODDEN > > 

ENERGI 

Diesel 0,1 GWh 

Elkraft 264 GWh 

Brenngass 1 720 GWh 

Fakkelgass 84 GWh 

RÅSTOFFER 

Rikgass 520 000 tonn 

HJELPESTOFFER 

Lut 267 tonn 

Syre 64 tonn 

Andre kjemikalier 21 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann 602 000 m 3 

1) Tallene for nmVOC/metan inkluderer nå utslipp fra fakling. 

2) Utilsiktede utslipp er ikke inkludert i tallene for nmVOC/metan. 

3) Farlig avfall til deponi er slam fra behandlingsanlegget for avløpsvann. 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

CO 2 


(metanol+LNG) 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

NOx 


(metanol+LNG) 

nmVOC 


(metanol+LNG) 

0,30 

0,25 

0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

MONGSTAD 1) > > 

ENERGI 


Fyrgass og damp 6 160 GWh 


RÅSTOFFER 

Råolje 7 760 000 tonn 

Andre prosessråstoff 2 780 000 tonn 

Blandekomponenter 116 000 tonn 

HJELPESTOFFER 

Syre 322 tonn 

Lut 2 480 tonn 

Tilsetningstoffer 1 610 tonn 

Prosesskjemikalier 3 550 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann 4 350 000 m 3 

1) Inkluderer data for raffineri, råoljeterminal og Vestprosess-anlegg. 

2) Produkter levert over kai. 

3) Utslipp til luft fra raffineri i 2008 er redusert pga stans i anlegg ifm revisjonsstans. 

4) Utslipp av nmVOC redusert pga. nmVOC gjenvinningsanlegg ved råoljeterminal. 

5) RUH 1058065 1 tonn og RUH 1033289 6,5 t (under gransking pr 26.01. ikke avsluttet og endelig rapportert), samt 0,5 t sum 

andre rapporterte olje/gass lekkasjer. Er inkludert i nmVOC refinery. 

6) Det har vært en økning i olje og totale nitrogenutslipp hovedsakling som følge av opprensing i vannrenseanlegget. 

7) Det er generert større mengder avfall i 2008 pga revisjonsstans og prosjekter. 

8) Farlig avfall til deponi består hovedsakelig av avhendet forurenset masse. 

200 

150 

100 

50 

CO 2 

kg utslipp per tonn prosessert mengde 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

KALUNDBORG > > 

ENERGI 


Damp 163 GWh 

Fyring 2 230 GWh 


RÅSTOFFER 


Andre prosessråstoff 830 tonn 

Blandekomponeter 247 000 tonn 

0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

NO x 


0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

SO 2 


2004 2005 2006 2007 2008 

PRODUKTER 

Metanol 914 000 tonn 

Oksygen 19 200 tonn 

Nitrogen 39 900 tonn 

Argon 15 800 tonn 

LNG 12 100 tonn 

1) 2) 


CO2 354 000 tonn 

nmVOC 251 tonn 


NOx 238 tonn 

SO2 0,86 tonn 



Kjølevann 193 mill. m 3 

Totalt organisk karbon - TOC 0,88 tonn 

Suspendert stoff - SS 0,54 tonn 

Total-N 0,77 tonn 

Utilsiktet utslipp olje 0 m 3 

Andre utilsiktede utslipp 0,03 m 3 

AVFALL 3) 

Ikke farlig avfall til deponi 45 tonn 






PRODUKTER 2) 9 830 000 tonn 

Propan Butan 

Nafta Gasssolje 

Bensin Koks/svovel 

Jet drivstoff 

UTSLIPP TIL LUFT 3) 

CO2 1 440 000 tonn 

SO2 579 tonn 

NOx 1 590 tonn 

nmVOC raffineri 7 650 tonn 

nmVOC terminal 4) 1 870 tonn 


Utilsiktede utslipp av HC-gass 5) 8 tonn 

UTSLIPP TIL VANN 6) 

Olje 7,3 tonn 


Total Nitrogen 58 tonn 

Utilsiktede utslipp olje 3 m 3 

Andre utilsiktede utslipp 31 m 3 

AVFALL 7) 


Ikke-farlig avfall til gjenvinning 3 040 tonn 


Farlig avfall til deponi 8) 1 880 tonn 



PRODUKTER 4 920 000 tonn 

Nafta 108 000 tonn 

Bensin 1 380 000 tonn 

Jet drivstoff 251 000 tonn 

LPG (butan, propan) 53 600 tonn 

Gasssolje 1 700 000 tonn 

Fyringsolje 409 000 tonn 

ATS (gjødsel) 5 700 tonn 

Fuel 1 020 000 tonn 


kg utslipp per levert Sm3 o.e. 

x 



500 

4 200 

500 

8 230 

500 

6 372 

400 

300 

200 

100 

ENERGI 

Elektrisk STURE kraft PROSESSANLEGG 441 GWh 

Fyrgass og damp 6 160 GWh 

Fakkelgass 

ENERGI 

264 GWh 


RÅSTOFFER 

Fakkelgass 

Råolje 

Brenngass 

Andre prosessråstoff 

Diesel 

Blandekomponenter 

153 GWh 

0,02 GWh 

7 760 000 tonn 

378 GWh 

2 780 000 tonn 

0,27 GWh 

116 000 tonn 

RÅSTOFFER 3) 

> 

Råolje 23,7 mill. Sm3 HELPESTOFFER 

Saltsyre 18,5 tonn 

Natronlut 10,4 tonn 

Metanol 345 m3 VANNFORBRUK 

Ferskvann (PP) 443 000 mill. m3 HJELPESTOFFER 

Syre 322 tonn 

Lut 2 480 tonn 

Tilsetningstoffer 1 610 tonn 

Prosesskjemikalier 3 550 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann 4 350 000 m3 1) Inkluderer data for raffineri, råoljeterminal og Vestprosess-anlegg. 

2) Produkter levert over kai. 

3) Utslipp til luft fra raffineri i 2008 er redusert pga stans i anlegg ifm revisjonsstans. 

4) Utslipp av nmVOC redusert pga. nmVOC gjenvinningsanlegg ved råoljeterminal. 

5) RUH 1058065 1 tonn og RUH 1033289 6,5 t (under gransking pr 26.01. ikke avsluttet og endelig rapportert), samt 0,5 t sum 

andre rapporterte olje/gass lekkasjer. Er inkludert i nmVOC refinery. 

6) Det har vært en økning i olje og totale nitrogenutslipp hovedsakling som følge av opprensing i vannrenseanlegget. 

7) Det er generert større mengder avfall i 2008 pga revisjonsstans og prosjekter. 

8) Farlig avfall til deponi består hovedsakelig av avhendet forurenset masse. 

CO2 kg utslipp CO per prossesert volum Sm3 o.e. 

2 

5 kg utslipp per tonn prosessert mengde 

200 

4 

150 3 

100 2 

1 

50 

2007 


400 

300 

200 

100 

NOx g utslipp per prossesert volum Sm3 o.e. 

NOx 2,5 kg utslipp per tonn prosessert mengde 

0,20 

2,0 

0,15 1,5 

0,10 1,0 

0,5 

0,05 

2007 

MONGSTAD 1) > > 



2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

KALUNDBORG > > 

ENERGI 


Damp 163 GWh 

Fyring 2 230 GWh 


RÅSTOFFER 


Andre prosessråstoff 830 tonn 

Blandekomponeter 247 000 tonn 

HJELPESTOFFER 

Syre 594 tonn 

Lut 638 tonn 

Tilsetningstoffer 535 tonn 

Prosesskjemikalier 606 tonn 

Ammoniakk, flytende 2 050 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann 1 710 000 m 3 

120 

90 

60 

30 

CO 2 


0,20 

0,15 

0,10 

0,05 


NOx 


400 

300 

200 

100 

0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

2007 


SO 2 


SO 2 


2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 








> 

PRODUKTER 

LPG 873 000 Sm3 Nafta 327 000 Sm3 RÅOLJEEKSPORT 21,6 mill. Sm3 UTSLIPP TIL LUFT 

CO 86 700 tonn 

2 

NO 38,5 tonn 

x 

Utilsiktede utslipp av HC gasser 0 tonn 




Vann fra renseanlegg 692 000 m3 TOC 

Hydrokarboner 

Utilsiktet utslipp olje 

58,3 tonn 

2,05 tonn 

0,09 m3 Andre utilsiktede utslipp 0 m3 PRODUKTER 

AVFALL 

IIkke-farlig avfall til deponi 79,3 tonn 


Gjenvinningsgrad ikke-farlig avfall 66,9 % 

Farlig avfall til deponi 0,00 tonn 

Farlig avfall til gjenvinning 53,5 tonn 

Gjenvinningsgrad farlig avfall 100,0 % 

2) Propan 

9 830 000 tonn 

Butan 

Nafta Gasssolje 

Bensin 

Jet drivstoff 

Koks/svovel 

UTSLIPP TIL LUFT 3) 

CO 1 440 000 tonn 

2 

SO 579 tonn 

2 

NO 1 590 tonn 

x 

nmVOC raffineri 7 650 tonn 

nmVOC terminal 4) 1 870 tonn 


Utilsiktede utslipp av HC-gass 5) 8 tonn 


Olje 

Fenol 

Total Nitrogen 

Utilsiktede utslipp olje 

7,3 tonn 

1,7 tonn 

58 tonn 

3 m3 Andre utilsiktede utslipp 31 m3 AVFALL 7) 




Farlig avfall til deponi 8) 1 880 tonn 



PRODUKTER 4 920 000 tonn 

Nafta 108 000 tonn 

Bensin 1 380 000 tonn 

Jet drivstoff 251 000 tonn 

LPG (butan, propan) 53 600 tonn 

Gasssolje 1 700 000 tonn 

Fyringsolje 409 000 tonn 

ATS (gjødsel) 5 700 tonn 

Fuel 1 020 000 tonn 


CO 2 498 000 tonn 

SO 2 386 tonn 

NO x 545 tonn 





Olje 2,1 tonn 

Utilsiktet utslipp olje 0,14 m 3 

Andre utilsikted utslipp 0,05 m 3 


Suspendert stoff 9,7 tonn 

Nitrogen 6 tonn 

AVFALL 



Gjenvinningsgrad 

ikke-farlig avfall 88,8 % 



Gjenvinningsgrad farlig avfall 99,8 %

KOLLSNES PROSESSANLEGG 1) > > 

ENERGI 


Fakkelgass 

Brenngass 

Diesel 

RÅSTOFFER 

Våtgass Troll A 

1 230 GWh 

224 GWh 

181 GWh 

0,37 GWh 

25 mrd. Sm3 Våtgass Troll B 2,2 mrd. Sm3 Våtgass Troll C 2,6 mrd. Sm3 Våtgass Kvitebjørn 3,1 mrd. Sm3 Våtgass Visund 0,8 mrd. Sm3 HJELPESTOFFER 

Monetylenglykol 133 m3 Lut 45 m3 Øvrige kjemikalier 140 m3 VANNFORBRUK 


Gass 33,8 mrd. Sm3 NGL 1,6 mill. Sm3 UTSLIPP TIL LUFT 

CO2 NOx CO 

nm VOC 

Metan 



åpent avløp 

83 500 tonn 

31 tonn 

44 tonn 

709 tonn 

1 040 tonn 

133 000 m3 TOC 

Monetylenglykol 

Metanol 

Hydrokarboner 

Ammonium 

Fenol 

1,16 tonn 

1,87 tonn 

0,42 tonn 

0,02 tonn 

0,01 tonn 

0,01 tonn 

Utilsiktet utslipp olje 0,00 m3 Andre utilsiktede utslipp 0,00 m3 KOLLSNES PROSESSANLEGG 

AVFALL 







1) Gassco AS er operatør for anlegget, men 

StatoilHydro er ansvarlig for teknisk drift (TSP). 

1) ENERGI 

> > 

Elektrisk kraft 1 230 GWh 

Fakkelgass 

Brenngass 

Diesel 

RÅSTOFFER 

Våtgass Troll A 

224 GWh 

181 GWh 

0,37 GWh 

25 mrd. Sm 


2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

NOx 


1,00 

0,75 

0,50 

nmVOC 


20 

15 

10 

0,5 

0,25 

5 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

3 

Våtgass Troll B 2,2 mrd. Sm3 Våtgass Troll C 2,6 mrd. Sm3 Våtgass Kvitebjørn 3,1 mrd. Sm3 Våtgass Visund 0,8 mrd. Sm3 HJELPESTOFFER 

Monetylenglykol 133 m3 Lut 45 m3 Øvrige kjemikalier 140 m3 VANNFORBRUK 


Gass 33,8 mrd. Sm3 NGL 1,6 mill. Sm3 UTSLIPP TIL LUFT 

CO2 NOx CO 

nm VOC 

Metan 



åpent avløp 

83 500 tonn 

31 tonn 

44 tonn 

709 tonn 

1 040 tonn 

133 000 m3 TOC 

Monetylenglykol 

Metanol 

Hydrokarboner 

Ammonium 

Fenol 

Utilsiktet utslipp olje 

1,16 tonn 

1,87 tonn 

0,42 tonn 

0,02 tonn 

0,01 tonn 

0,01 tonn 

0,00 m3 Andre utilsiktede utslipp 0,00 m3 AVFALL 


2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

NOx 


1,00 

0,75 

0,50 

0,25 

nmVOC 


20 

15 

10 

5 







1) Gassco AS er operatør for anlegget, men 

StatoilHydro er ansvarlig for teknisk drift (TSP). 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

2004 2005 2006 2007 2008 

KÅRSTø GASSBEHANDLIGSANLEGG OG TRANSPORTNETT 1) > 

ENERGI 11) 

Fyrgass 5 770 GWh 

El. kraft kjøpt brutto 668 GWh 

Diesel 4 GWh 


RÅSTOFFER 2) 

Rikgass (PP) 22,4 mill. tonn 

Kondensat (PP) 3,00 mill. tonn 

HELPESTOFFER 

Saltsyre 242 tonn 

Natriumhydrosyd 99 tonn 

Ammoniakk 74,3 tonn 

Metanol 11,5 m3 Andre kjemikalier 6,6 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann (PP) 0,8 mill. m3 KÅRSTø GASSBEHANDLIGSANLEGG OG TRANSPORTNETT 1) > 

PRODUKTER 

Tørrgass 18,9 mill. tonn 

Propan 2,72 mill. tonn 

I-butan 0,57 mill. tonn 

N-butan 1,04 mill. tonn 

Nafta 0,73 mill. tonn 

Kondensat 1,67 mill. tonn 

Etan 0,81 mill. tonn 

Elektrisk kraft solgt 12 GWh 

3) 4) 5) 6) 7) 


CO 1 210 000 tonn 

2 

SO 6,20 tonn 

2 

NO 767 tonn 

x 



Utilsiktede utslipp av HC-gass 4 tonn 


Kjølevann 404 mill. m3 Vann fra renseanlegg 1,04 mill. m3 Olje i vann 0,24 tonn 

TOC 6,8 tonn 

Utilsiktede utslipp olje 0,3 m3 Andre utilsiktede utslipp 0 m3 ENERGI 

CO2 NOx 


g utslipp per tonn produkt 

Prosesseringsanlegg 


60 

60 

50 

50 

40 

40 

30 

30 

20 

20 

10 

10 

2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 

CO2 NOx 



Transportnett 

Transportnett 

2, 2.0 

2, 2.0 

1, 1.5 

1, 1.5 

1,0 1.0 

1, 1.0 

0, 0.5 

0, 0.5 

nmVOC 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

2004 2005 2006 2007 2008 

nmVOC 


Transportnett 

18,1 

4 

3 

2 

1 

9) 10) 

AVFALL 







1) Gassco AS er operatør for anlegget, men StatoilHydro er ansvarlig 

for teknisk drift (TSP). 

2) Eksportgasstransport fra TN: 24 mill. tonn. 

3), 4), 5), 6), 7) Inkl. utslipp fra Draupner, SO2 : 0,20 tonn, NO : 22 tonn, 

x 

nmVOC: 29 tonn, CH4: 144 tonn, CO : 13.903 tonn. 

2 

8) Ikke-farlig avfall inkl. fra Draupner: 8 tonn til deponi og 68 tonn til 

gjenvinning. 

9) Farlig avfall inkl. fra Draupner: 4 tonn til deponi og 71 tonn til 

gjenvinning. 

10) Utslipp fra terminalene i Tyskland, Belgia og Frankrike er ikke 

inkludert i utslippene ettersom Gassco er operatør for disse 

2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2005 2006 2007 2008 

terminalene. 

11) Inkl. fyrgass fra TN: 67 GWh, Draupner 2,1 GWh. 

11) 

Fyrgass 5 770 GWh 

El. kraft kjøpt brutto 668 GWh 

Diesel 4 GWh 


RÅSTOFFER 2) 

Rikgass (PP) 22,4 mill. tonn 

Kondensat (PP) 3,00 mill. tonn 

HELPESTOFFER 

Saltsyre 242 tonn 

Natriumhydrosyd 99 tonn 

Ammoniakk 74,3 tonn 

Metanol 11,5 m3 Andre kjemikalier 6,6 tonn 

VANNFORBRUK 

Ferskvann (PP) 0,8 mill. m3 PRODUKTER 

Tørrgass 18,9 mill. tonn 

Propan 2,72 mill. tonn 

I-butan 0,57 mill. tonn 

N-butan 1,04 mill. tonn 

Nafta 0,73 mill. tonn 

Kondensat 1,67 mill. tonn 

Etan 0,81 mill. tonn 

Elektrisk kraft solgt 12 GWh 

3) 4) 5) 6) 7) 


CO 1 210 000 tonn 

2 

SO 6,20 tonn 

2 

NO 767 tonn 

x 



Utilsiktede utslipp av HC-gass 4 tonn 


Kjølevann 404 mill. m3 Vann fra renseanlegg 1,04 mill. m3 Olje i vann 0,24 tonn 

TOC 6,8 tonn 

Utilsiktede utslipp olje 0,3 m3 Andre utilsiktede utslipp 0 m3 CO2 NOx 





60 

60 

50 

50 

40 

40 

30 

30 

20 

20 

10 

10 


CO2 NOx 



Transportnett 

Transportnett 

2, 2.0 

2, 2.0 

1, 1.5 

1, 1.5 

1,0 1.0 

1, 1.0 

0, 0.5 

0, 0.5 


nmVOC 



120 

100 

80 

60 

40 

20 

2004 2005 2006 2007 2008 

nmVOC 


Transportnett 

18,1 

4 

3 

2 

1 

2004 2005 2006 2007 2008 

9) 10) 

AVFALL 







1) Gassco AS er operatør for anlegget, men StatoilHydro er ansvarlig 

for teknisk drift (TSP). 

2) Eksportgasstransport fra TN: 24 mill. tonn. 

3), 4), 5), 6), 7) Inkl. utslipp fra Draupner, SO2 : 0,20 tonn, NO : 22 tonn, 

x 

nmVOC: 29 tonn, CH4: 144 tonn, CO : 13.903 tonn. 

2 

8) Ikke-farlig avfall inkl. fra Draupner: 8 tonn til deponi og 68 tonn til 

gjenvinning. 

9) Farlig avfall inkl. fra Draupner: 4 tonn til deponi og 71 tonn til 

gjenvinning. 

10) Utslipp fra terminalene i Tyskland, Belgia og Frankrike er ikke 

inkludert i utslippene ettersom Gassco er operatør for disse 

terminalene. 

11) Inkl. fyrgass fra TN: 67 GWh, Draupner 2,1 GWh. 


6.3 Data for samfunnsmessige resultater 

Tabellen under viser viktige data for samfunnsmessige resultater i StatoilHydro, så som kjønn, 

medlemskap i fagforeninger, sosiale investeringer og rangering i forhold til omdømme og bærekraft. 

Mangfold 

Likestilling 

Fagforeninger 

2008 2007 

% ansatte som ikke er norske 42 41 

% nyansatte som ikke er norske 39 36 

% ledere som ikke er norske 37 37 

% kvinnelige ansatte 37 35 

% kvinnelige nyansatte 33 34 

% kvinnelige ledere 27 26 

% lønnsnivå fagarbeidere, kvinner sammenlignet med menn 93 91 

% lønnsnivå avdelingsingeniører, kvinner sammenlignet med menn 100 98 

% ansatte som er medlem i fagforening (ASA) 69 69 

Lokalt ansatte i land utenom OECD 

% lokalt ansatte (unntatt nedstrømsvirksomhet) 67 NA 

% lokalt ansatte i ledelsen (unntatt nedstrømsvirksomhet) 37 NA 

% lokalt ansatte (inkludert nedstrømsvirksomhet) 90 NA 

% lokalt ansatte i ledelsen (inkludert nedstrømsvirksomhet) 61 NA 

Eierstyring og selskapsledelse 2008 2007 

Uavhengige medlemmer i styret 7 6 

Kvinnelige styremedlemmer 4 4 

Ansattrepresentanter i styret 3 3 

Styremedlemmer som ikke er norske 2 2 

% møtedeltakelse i styret 97 93 


Planer for samfunnsansvar i land 

% land utenfor OECD med planer for samfunnsansvar 50 33 

Lokale kontrakter og anskaffelser, milliarder kroner 

Anslag på utbetalinger til lokale leverandører 3,1 2,5 

MERK: Anslag på utgifter til varer og tjenester fra selskaper i land utenom OECD (basert på fakturaadresse) 

Lobbying og deltakelse i offentlig politikk, millioner kroner 

Bidrag til lobbying og offentlig politikk (ca.) 9,5 5,4 

MERK: Beløpet for 2008 gjelder summer som er oppgitt av våre representasjonskontorer i Washington, D.C. og Brussel. 

Beløpet i 2007 gjelder kun lobbyrelaterte utgifter i Brussel. 

Sosiale investeringer, millioner kroner 

Afrika 51 33 

Asia 32 14 

Europa 8 7 

Nord-Amerika 5 0 

Sør-Amerika 16 46 

Norge 122 142 

Frivillig 206 184 

Kontraktsbasert 28 58 

Totalt 233 241 

Rangering på omdømme og bærekraft (i utvalgte publikasjoner) 

Norge (omdømmerangering, utvalgt gruppe av sammenlignbare selskaper ) 3. pl 2. pl 

Internasjonalt (bærekraftrangering, annethvert år) 1. pl 

Kilder: 

Norske omdømmedata : TNS Gallup - "Syndicated CRI Benchmark Survey" - feltarbeid desember 2006 / April 2008. 

*TNS Gallups selskapsunivers: De 35-40 største selskapene i forhold til dekning i norske medier - i henhold til data fra 

CISION Norway. 

**StatoilHydros utvalgte gruppe av sammenlignbare selskaper består av Yara, Hydro, StatoilHydro, Aker, Shell, Statkraft, 

DnB NOR, Storebrand, Telenor og Hafslund. (Shell og Yara ble ikke målt i 2006.) 


Internasjonal bærekraftrangering: "TNS Infratest: Global Reputation Research Programme" i seks land og fem viktige 

interessegrupper - research wave 1, 2008. Dybdeundersøkelser gjennomført i USA, Canada, Brasil, Russland, Storbritannia 

og Algerie blant store og lokale leverandører, bransjeeksperter, studenter, ansatte og journalister. Feltarbeid juni til 

september 2008. Intervjuene er gjennomført per telefon eller ansikt til ansikt. Nettbaserte intervjuer er benyttet for 

bransjeeksperter og egne ansatte. 

* "Super major peer group" består av fire internasjonale olje- og gasselskaper som er til stede i alle de ovennevnte 

markedene. 

* Tilpasset bærekraftindeks (Customized Sustainability Index) bygd opp om 10 spørsmål som dekker samfunns- og 

miljøansvar i tillegg til helse og sikkerhet. 


6.4 GRI Index 

Selskapsprofil 

G3 Beskrivelse Referanser Rapporteringsgrad 

1.1. Uttalelse fra konsernsjefen om relevansen 

av bærekraft for organisasjonen og 

dens strategi 

1.2. Beskrivelse av viktigste effekter, 

risikoer og muligheter: 

Rapporteringsorganisasjonen bør utarbeide 

to presise narrative beskrivelser 

av viktigste konsekvenser, risikoer og 

muligheter. 

Brev fra konsernsjefen Fullstendig 

Informasjon som skal legges 

fram av konsernsjef og 

ledelse. 

2 Organisasjonsprofil 

2.1. Navn på organisasjon Navn på nettstedet hvor 

årsrapporten legges ut 

2.2. Hovedprodukter og/eller tjenester, herunder 

merkevarer. 

2.3. Organisasjonens driftsstruktur, herunder 

hoveddivisjoner, driftsselskaper, 

datterselskaper og fellesforetak. 

2.4. Lokalisering av organisasjonens hovedkontor. 

2.5. Antall land der organisasjonen har virksomhet 

og navn på land med viktig virksomhet 

eller land som er særlig relevant 

for bærekraftspørsmålene som dekkes 

i rapporten. 

Artikkel: 

Virksomhetsoversikt 

Artikkel: 


Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Artikkel: Vår virksomhet Fullstendig 

Artikkel: Vår virksomhet, 

Internasjonal U&P 

Fullstendig 

2.6. Eierforhold og juridisk form Artikkel: Vår virksomhet Fullstendig 

2.7. Beskrivelse av markeder som dekkes 

(herunder geografisk inndeling, sektorer 

og typer kunder/berørte) 

2.8. Størrelse på rapporteringsorganisasjonen. 

2.9. Vesentlige endringer i størrelse, struktur, 

eierskap som fant sted i løpet av 

rapporteringsperioden. 

2.10. Utmerkelser mottatt i rapporteringsperioden. 

Artikkel: 


Artikkel: 


Fullstendig 

Fullstendig 

3 Rapporteringsparametre Rapportprofil 

3.1. Rapporteringsperiode (f.eks. regnskapsår/kalenderår) 

for den aktuelle 

informasjonen. 

Artikkel: Om StatoilHydro Fullstendig 

3.2. Dato for utgivelse av forrige rapport. Artikkel: Om StatoilHydro Fullstendig 

3.3. Rapporteringsintervall (hvert år, hvert 

annet år osv.) 


3.4. Kontaktpunkt for spørsmål angående 

rapporten eller innholdet. 

Kommentarer 

Ikke aktuelt. Fullstendig Nye aktiva er inntatt i porteføljen, men 

de har ikke medført betydelig endring 

av organisasjonens størrelse, struktur 

og/eller eierskap. 

Fullstendig SAM Gold Class og SAM Sector 

Leader innenfor olje og gass 



G3 

Beskrivelse Referanser Rapporteringsgrad 

Rapportens omfang og avgrensninger 

3.5. Prosess for å definere rapportens innhold. 

3.6. Rapportens avgrensning (f.eks. land, 

divisjoner, datterselskaper, innleide 

anlegg, fellesforetak, leverandører). 

Se GRI Boundary Protocol for videre 

retningslinjer. 

3.7. Spesifikke begrensninger på rapportens 

omfang eller andre avgrensninger. 

3.8. Grunnlag for rapportering om fellesforetak, 

datterselskap, innleide anlegg, outsourcede 

operasjoner og andre enheter 

som i nevneverdig grad forhindrer sammenligning 

med tidligere rapporter. 

3.9. Teknikker for måling av data og grunnlag 

for beregninger, herunder forutsetninger 

og teknikker som ligger til grunn 

for beregninger brukt i forbindelse med 

Indikatorer og annen informasjon i rapporten. 

3.10. Forklaringer av effekten av endret informasjon 

siden tidligere rapporter og årsaken 

til denne endringen (f.eks. fusjoner/ 

oppkjøp, endring av basisår/perioder, 

virksomhetens art, målemetoder). 

3.11. Vesentlige endringer i omfang, avgrensninger 

eller målemetoder fra tidligere 

rapporteringsperioder. 

GRI-innholdsfortegnelse 

3.12. Tabell som viser plasseringen av standardopplysningene 

i rapporten. 

3.13. Retningslinjer og gjeldende praksis for 

å søke ekstern attestasjon på rapporten. 

Beskriv omfanget av og grunnlaget 

for en eventuell ekstern attestasjon dersom 

det ikke er inkludert i attestasjonsrapporten 

som er vedlagt bærekraftrapporten. 

Gi også en beskrivelse av forholdet 

mellom rapporteringsorganisasjonen 

og attestasjonsleverandøren(e). 


Artikkel: Fastsette innholdet 

i rapporten 


i rapporten 


i rapporten 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

N/A Fullstendig Grunnlaget for rapportering om fellesforetak, 

datterselskaper, leide innretninger 

osv. er ikke endret 

Viktige bærekraftresultater, 

HMS-regnskap, samfunnsmessige 

resultater. Artikkel: 

Oversikt over aktiviteter 

etter land 

Fullstendig 

Ikke aktuelt. Fullstendig Det foreligger ingen endringer i forhold 

til tidligere rapporter 

Ikke aktuelt. Fullstendig Det er ikke gjort signifikante endringer 

av omfang, avgrensning eller målemetoder. 

URL kommer Fullstendig 

E&Ys attestasjonsuttalelse Fullstendig 

Kommentarer


4 Styring, forpliktelser, engasjement 

4.1. 4.1 Organisasjonens styringsstruktur, 

herunder forpliktelser i henhold til 

styringsorganet som har ansvar for 

bestemte oppgaver, som strategiutforming 

eller organisasjonsoversikt. 

4.2. 4.2 Oppgi hvorvidt styreleder i selskapet 

også er medlem av konsernledelsen 

(oppgi eventuelt også vedkommendes 

funksjon i organisasjonsledelsen 

og årsakene til denne ordningen). 

4.3. 4.3 For organisasjoner som har en enkel 

styrestruktur, oppgi antall uavhengige 

styremedlemmer utenom ledelsen. 

4.4. 4.4 Mekanismer aksjonærer og ansatte 

kan benytte for å komme med anbefalinger 

eller instrukser til styret. 

4.5. 4.5 Sammenheng mellom styremedlemmers 

kompensasjon (herunder 

avgangsordninger) og organisasjonens 

resultat (herunder samfunns- og miljørelaterte 

resultater). 

4.6. 4.6 Prosesser tilgjengelig for styret for å 

unngå interessekonflikter. 

4.7. 4.7 Prosess for fastsettelse av styremedlemmers 

kvalifikasjoner og kompetanse 

i forhold til organisasjonens 

strategi i økonomiske, miljø- og samfunnsmessige 

spørsmål. 

4.8. 4.8 Internt utarbeidede regler for verdier, 

etiske retningslinjer og prinsipper 

som er relevant for økonomiske, miljø- 

og samfunnsmessige resultater, og 

status for implementering. 

4.9. 4.9 Overvåkingsmetoder tilgjengelig for 

styret for identifikasjon og ledelse av 

organisasjonens økonomiske, miljø- og 

samfunnsmessige resultater, herunder 

relevante risikoer og muligheter, og 

overholdelse eller etterlevelse av internasjonalt 

godkjente standarder, etiske 

retningslinjer og prinsipper. 

4.10. 4.10 Prosesser for evaluering av styrets 

egen innsats, særlig i forhold til økonomiske, 

miljø- og samfunnsmessige 

resultater. 

Eierstyring og selskapsledelse: 

Generalforsamling, 

valgkomité, bedriftsforsamling, 

styre 

Fullstendig 

Styre Fullstendig 

Styre Fullstendig 

Generalforsamling Fullstendig 

Godtgjørelse til styrende 

organer og note nr. 3 til 

regnskapet + erklæring om 

eierstyring og selskapsledelse 

(lovpålagt rapport) 

Etiske retningslinjer, 4.5 Fullstendig 

Forretningsorden for styret Instrukser for 

valgkomiteene 

i SH 

StatoilHydro-boken. 

Etiske retningslinjer, 

Forvaltningsfilosofi (HMS, 

HR, CSR) Kapittel 8 

Forretningsorden for styret 

Forretningsorden for styret 

Kommentarer 

Fullstendig Erklæring om eierstyring og selskapsledelse 

pluss finansregnskap for 

morselskapet med tabeller over godtgjørelser 

og retningslinjer vil bli inntatt 

i lovpålagt rapport 

Fullstendig 


G3 


Forpliktelser overfor eksterne initiativer 

4.11. 4.11 Forklaring på hvordan organisasjonen 

ivaretar føre-var-prinsippet. 

4.12. 4.12 Eksternt utarbeidede økonomiske, 

miljø- og samfunnsrelaterte erklæringer, 

prinsipper og initiativer som organisasjonen 

støtter eller bifaller. 

4.13. 4.13 Medlemskap i bransjeforeninger 

og/eller nasjonale/internasjonale interesseorganisasjoner. 

4.14. 4.14 Liste over interessentgrupper organisasjonen 

er involvert med. 

4.15. 4.15 Grunnlag for å identifisere og velge 

ut hvilke interessenter man skal samarbeide 

med. 

4.16. 4.16 Tilnærming til interessentsamarbeid, 

inkludert oversikt over frekvens og 

samarbeid etter tilhørighet. 

4.17. 4.17 Viktige tema og anliggender som 

har blitt tatt opp gjennom dialog med 

interessenter, hvordan organisasjonen 

har respondert på disse, herunder gjennom 

sin rapportering. 


Artikler: Styring av konsekvensene 

av vår virksomhet, 

Miljø og klima 

Artikler: Arbeide sammen, 

Menneskerettigheter, 

Integritet og åpenhet, 

Fullstendig 

Fullstendig 

Artikkel: Arbeide sammen Fullstendig 

Artikler: Dialog og involvering 

av interessenter, 

Arbeide sammen 







Artikler: Fastsette hva rapporteringen 

skal omfatte, 

Dialog og involvering av 

interessenter, Arbeide 

sammen 

Fullstendig 

Kommentarer 

Fullstendig Dialog med interessenter er også 

beskrevet i ulike underkapitler som 

"Engasjement i lokalsamfunnene", 

"Skape tilpasningsdyktige lokalsamfunn". 

Fullstendig 

Fullstendig IR persepsjonsstudie Dialog med 

interessenter er også beskrevet i ulike 

underkapitler som "Engasjement i 

lokalsamfunnene", "Skape tilpasningsdyktige 

lokalsamfunn".

Samfunn - Samfunn 


Opplysninger om ledelsesfilosofi Brev fra konsernsjefen, 

Eierstyring og selskapsledelse, 

Samfunn (oversikt), 

Styring av konsekvensene 

av virksomheten, Integritet 

og åpenhet, StatoilHydroboken, 

Etiske retningslinjer 

SO1 Type, omfang og effektivitet av programmer 

og praksis som vurderer og styrer 

virksomhetens påvirkning på lokalsamfunn, 

herunder inngang, drift og utgang. 

(kjerneopplysninger) 

SO2 Andel og antall resultatenheter vurdert 

med hensyn til risiko for korrupsjon. 


SO3 Andel ansatte med opplæring i organisasjonens 

retningslinjer og prosedyrer 

mot korrupsjon. (kjerneopplysninger) 

SO4 Tiltak iverksatt som følge av tilfeller av 

korrupsjon. (kjerneopplysninger) 

SO5 Offentlig politisk posisjonering og deltakelse 

i offentlig politikkutforming og lobbyvirksomhet. 


SO6 Samlet verdi av økonomiske og andre 

ytelser til politiske partier, politikere og 

relaterte institusjoner etter land. (tilleggsopplysninger) 

SO7 Antall søksmål relatert til konkurransebegrensende 

atferd, antitrust og monopolvirksomhet, 

og utfallet av disse. (tilleggsopplysninger) 

SO8 Bøter og ikke-økonomiske sanksjoner 

for brudd på lover og regler. (kjerneopplysninger) 

Artikler: Styring av konsekvensene 

av virksomheten, 

integrerte konsekvensutredninger, 

Menneskerettigheter 

Artikkel: Integritet og åpenhet 

Artikkel: Integritet og åpenhet 

Artikler: Integritet og åpenhet, 

Gjennomgang av Norsk 

Hydros petroleumsvirksomhet 

i Libya 

Artikler: Arbeide sammen, 

Dialog og involvering av 

interessenter, Etiske retningslinjer, 

Data for samfunnsmessige 

resultater 



etter land, Etiske retningslinjer 


Etiske retningslinjer 

Artikler: Bøter og sanksjoner 

- Sikkerhet 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Delvis 

Kommentarer 

Fullstendig StatoilHydro støtter ikke individuelle 

politiske partier eller politikere. 

Fullstendig Ingen vesentlige hendelser i 2008 

Fullstendig Vi fikk én bot og fem pålegg i forbindelse 

med sikkerhetsrelaterte hendelser 

i 2008 


Samfunn - Menneskerettigheter 


Opplysninger om ledelsesfilosofi Menneskerettigheter, 

Samfunn (oversikt), 

StatoilHydro-boken, Etiske 

retningslinjer 

HR1 Andel og totalt antall investeringsavtaler 

som inneholder menneskerettighetsklausuler 

eller er evaluert i forhold til 

menneskerettigheter. (kjerneopplysninger) 

HR2 Andel av vesentlige leverandører og 

kontraktører som har blitt evaluert i 

forhold til menneskerettigheter, og gjennomførte 

tiltak. (kjerneopplysninger) 

HR3 Totalt antall timer til opplæring av ansatte 

i retningslinjer og framgangsmåter i 

forhold til menneskerettighetstemaer 

som er relevante for virksomheten, 

inkludert andel ansatte som har fått 

opplæring. (tilleggsopplysninger) 

HR4 Totalt antall tilfeller av diskriminering 

og gjennomførte tiltak. (kjerneopplysninger) 

HR6 Virksomheter identifisert der det er risiko 

for barnearbeid, og tiltak gjennomført 

for å eliminere barnearbeid. (kjerneopplysninger) 

HR7 Virksomheter identifisert der det er risiko 

for tvangsarbeid, og tiltak gjennomført 

for å eliminere tvangsarbeid. (kjerneopplysninger) 

HR8 Andel av sikkerhetspersonell opplært 

i organisasjonens retningslinjer og 

prosedyrer i forhold til menneskerettighetstema 

som er relevante for virksomheten. 

(tilleggsopplysninger) 

HR8 Andel av sikkerhetspersonell opplært 

i organisasjonens retningslinjer og 

prosedyrer i forhold til menneskerettighetstema 

som er relevante for virksomheten. 


HR9 Antall tilfeller av brudd på urbefolkningers 

rettigheter og gjennomførte tiltak. 





av virksomheten, Integrerte 

konsekvensutredninger 



av virksomheten, 

Samarbeid med leverandørene 

Fullstendig 

Fullstendig 

Menneskerettigheter Delvis 

Kommentarer 

Delvis I 2008 innførte vi strengere standarder 

for gjennomgang av integritetsrisiko 

og menneskerettighetsrelatert 

omdømmerisiko for alle nye forretningsforbindelser, 

inkludert leverandører 

og kontraktører. 

N/A N/A Vi rapporterer ikke om denne indikatoren 

ettersom det er vanskelig 

å samle inn og framlegge nøyaktig 

informasjon. Diskrimineringssaker 

bringes imidlertid videre gjennom 

en rekke ulike kanaler, f.eks. 

Etikkhjelpelinjen, Personal og organisasjon, 

fagforeninger og linjeledelsen. 

Når potensielle diskrimineringshendelser 

avdekkes, blir de gransket 

og dersom de blir bekreftet, iverksetter 

vi tiltak for å eliminere slik praksis. 

Menneskerettigheter Fullstendig Ingen relaterte hendelser er rapportert 

til den anonyme Etikkhjelpelinjen, 

Personal og organisasjon eller fagforeningene 

i 2008. 




i 2008. 

Menneskerettigheter Delvis Sikkerhetspersonell fikk ingen opplæring 

i menneskerettighetstema i 2008. 

Som et ledd i innføringen av Voluntary 

Principles on Security and Human 

Rights i relevante operasjoner, vil vi 

i 2009 også vurdere behovet for å 

utvikle og gjennomføre opplæring i 

menneskerettighetstema for sikkerhetspersonell. 

Menneskerettigheter Delvis 




i 2008.

Samfunn - Arbeidsforhold 


LA1 Samlet arbeidsstyrke etter type arbeid, 

arbeidskontrakt og region 

LA2 Antall ansatte og gjennomtrekk etter 

aldersgruppe, kjønn og region 

LA3 Ytelser til heltidsansatte som ikke gis 

til midlertidig eller deltidsansatte, etter 

viktigste virksomheter 

LA4 Andel av ansatte som dekkes av avtaler 

oppnådd gjennom tarifforhandlinger 

LA5 Minimum varslingsperiode for vesentlige 

driftsendringer, herunder om dette er 

angitt i tariffavtaler. 

LA6 Andel av samlet arbeidsstyrke representert 

i formelle fellesutvalg som overvåker 

og gir råd om HMS-programmer. 

LA7 Hyppighet av skader, arbeidsrelaterte 

sykdommer, tapte arbeidsdager og fravær 

og antall arbeidsrelaterte dødsfall 

etter region. 

LA8 Eksisterende programmer for utdanning, 

opplæring, rådgiving, forebygging 

og risikokontroll for ansatte, deres familier 

og medlemmer av lokalsamfunnet i 

forbindelse med alvorlige sykdommer. 

LA9 Helse- og sikkerhetsforhold som dekkes 

av formelle avtaler med fagbevegelsen. 

LA10 Gjennomsnittlig antall opplæringstimer i 

året pr. ansatt etter kategori 

LA11 Programmer for ledelsesopplæring 

og livslang læring som gjør at ansatte 

fortsetter å være attraktiv arbeidskraft 

lenger, og som hjelper dem ved karriereslutt. 

LA12 Andel ansatte som mottar regelmessige 

tilbakemeldinger om utvikling i forhold til 

egen innsats og karriere. 

LA13 Sammensetning av styrende organer 

og oversikt over kategorier ansatte etter 

kjønn, aldersgrupper, minoritetsgrupper 

og andre indikatorer for mangfold. 

LA14 Gjennomsnittslønn for kvinner og menn 

etter ansattkategori 

Artikler: Våre ansatte og 


etter land. 

Delvis 

Artikler: Våre ansatte og 

Mangfold og like muligheter Delvis 

Deler av denne informasjonen 

finnes i artikkelen 

Belønne de ansatte 

Artikkel: Fagforeninger og 

representanter 

Fagforeninger og representanter 

Fagforeninger og representanter 

Nøkkeldata for bærekraftresultater: 

HMS-regnskap 

for 2008 

Kronikk: 

- Helse og arbeidsmiljø 

- Risikostyring og 

arbeidsmiljø 

- Styring av kjemisk 

helserisiko 

- Bekjempe støyindusert 

hørselstap 

- Fremme en sunn livsstil 

- Helsefremmende arbeids 

plasser i tider med store 

forandringer 

- Ergonomi 



Artikkel: Videreutvikle våre 

ansatte 


ansatte 


ansatte 

Artikkel: Mangfold og like 

muligheter 

Artikkel: Mangfold og like 

muligheter 

Kommentarer 

N/A StatoilHydro skiller ikke mellom fast 

ansatte på full tid og deltid når det 

gjelder erstatning 

Fullstendig StatoilHydro anerkjenner retten 

til å organisere seg. Ref. 

avtalen med ICEM: lenke: 

http://www.icem.org/index. 

php?id=107&la=EN&doc=1219. 

Delvis Minimum varslingsperiode styres av 

StatoilHydros interne retningslinjer, 

tariffavtaler, nasjonal lovgivning og 

EU/EØS-direktiver (samarbeidsutvalg/ 

europeisk samarbeidsutvalg). 

Delvis "Regelverket overholdes i alle land. 

Eksempler på arbeidsmiljøutvalg 

ut over lovens krav. Også dekket i 

nasjonale og lokale fagforeningsavtaler. 

Bruk av verneombud utbredt. 

Fullstendig 

Bærekraftrapport - internett: 

Hovedartikkel 

- Helse og arbeidsmiljø 

Andre historier: 

- Risikostyring 

- Kjemiske farer 

- Støyforebygging 

- Psykososialt arbeidsmiljø 

- Helsefremmende livsstil 

- Ergonomi 

Delvis Også dekket i nasjonale og lokale 

fagforeningsavtaler. Bruk av verneombud 

utbredt. 

Delvis Arbeidstakerkategori ikke inkludert. 

E-læring ikke inkludert. Ingen systematiske 

rapporter om gjennomsnittlig 

antall timer opplæring, delt på ansattekategori 

og program, men ytterligere 

kvalitativ informasjon er tilgjengelig 

om noen opplæringsprogram. Også 

generelle gjennomsnittsverdier er 

tilgjengelige 

Delvis Dekket av ulike programmer, individuelle 

behov omtalt i People@ 

StatoilHydro-prosessen. En egen 

"seniorpolitikk" definert i morselskapet. 

Fullstendig Alle ansatte har årlig resultatgjennomgang. 

IT-løsninger for "People@ 

StatoilHydro"-prosessen er implementert 

i datterselskaper. 

Fullstendig, Det er forbudt etter norsk lov å rapportere 

om minoritetsgrupper. 

Delvis Informasjon er tilgjengelig for ledende 

ingeniører og andre kategorier 

ansatte. 


Samfunn - Produktansvarlighet 


PR1 PR1 Forbedringer vurdert i forhold til 

produkters livssyklus, påvirkning av 

helse og miljø, og prosentandel av 

produkt- og tjenestekategorier som er 

underlagt en slik prosedyre. 


PR3 PR3 Typer av tjeneste- og produktinformasjon 

som kreves ifølge prosedyrene, 

og andel av produkter og tjenester som 

er underlagt slike informasjonskrav. 


PR5 PR5 Framgangsmåter med hensyn til 

kundetilfredshet, herunder resultater av 

undersøkelser om kundetilfredshet. 


PR6 PR6 Retningslinjer for overholdelse av 

lover, standarder og frivillige ordninger 

vedrørende markedsføring, herunder 

reklame og sponsoravtaler. 


PR9 PR9 Pengeverdi på bøter for brudd på 

lover og forskrifter som gjelder framstilling 

og bruk av produkter og tjenester. 



Kommentarer 

Artikkel: Våre produkter Fullstendig Risikovurdering - Fossile brennstoff 

Klimagasser + energieffektivitet - 

Alle brennstoffstyper 


Biodiesel 


Bioetanol 

Artikkel: Våre produkter Fullstendig Sikkerhet - Alle produkter 

Håndtering - Alle produkter 

Tekniske spesifikasjoner - 

Alle produkter 

Tekst om vår virksomhet ved servicestasjoner 

i andre deler av rapporten 

Artikkel: Dialog og involvering 

av interessenter 

Fullstendig 

Artikkel: Våre produkter Fullstendig Vi overholder norsk og lokal lovgivning 

og vi innhenter alltid intern 

juridisk godkjenning før vi inngår 

sponsoravtaler eller før vi iverksetter 

reklamekampanjer. 

Nøkkeldata for bærekraftresultater: 

HMS-regnskap og 

artikler: Sikkerhet, Bøter og 

sanksjoner 

Delvis 8 bøter for sen innlevering av rapporter, 

høye utslippsnivåer eller brudd på 

lovgivning om håndtering av matvarer 

i E&R når 7 av 11 forretningsområder 

har svart.

Økonomi 


EC1 Direkte økonomiske verdier, skapt 

og fordelt, herunder driftsinntekter, 

driftskostnader, vederlag til ansatte, 

donasjoner og andre investeringer i 

lokalsamfunnet, tilbakeholdt overskudd 

og utbetalinger til investorer og offentlige 

myndigheter. 

EC2 Økonomiske konsekvenser og andre 

risikoer og muligheter for organisasjonen 

som følge av klimaendringer. 

EC3 Dekning av forpliktelser iht. organisasjonens 

fastsatte ytelsesplan. 

Artikler: Skape økonomiske 

ringvirkninger og Betalinger 

og bidrag til myndigheter, 

sosiale investeringer 

Brev fra konsernsjefen, 

Klima 

Note nr. 21 til konsernregnskapet 

Fullstendig 

Fullstendig 

Fullstendig 

Kommentarer 

EC4 Økonomisk støtte fra myndighetene. N/A N/A StatoilHydro mottar ikke økonomisk 

støtte fra myndighetene. 

EC5 Forhold mellom standard begynnerlønn 

og lokal minstelønn på steder hvor vi 

har betydelig virksomhet. 

EC6 Retningslinjer, praksis og andel av utgifter 

brukt på lokale leverandører på steder 

hvor vi har betydelig virksomhet. 

EC7 Prosedyrer for å leie inn lokal arbeidskraft, 

og andel av toppledelsen som 

kommer fra lokalmiljøet på steder hvor 

vi har betydelig virksomhet. 

EC8 Utvikling og konsekvenser av investeringer 

i infrastruktur og tjenester som først 

og fremst kommer offentligheten til gode 

gjennom kommersielle, in natura- eller 

pro bono-avtaler. 

EC9 Forstå og beskrive viktige indirekte 

økonomiske konsekvenser, herunder 

omfang av konsekvenser. 



Lokalt innhold, Oversikt over 

aktiviteter etter land 

Lokalt innhold, Oversikt over 

aktiviteter etter land 


av virksomheten, Lokal 

utvikling (inkl. underartikler 

om Lokalt innhold, Sosiale 

investeringer) 


av virksomheten, Måling av 

Snøhvit-prosjektets innvirkning, 

Lokal utvikling (inkl. 

underartikler om Lokalt innhold, 

Sosiale investeringer), 

stor tabell 

N/A. Vi har ikke rapporter 

for alle lønnsnivåer 

i SH-konsernet. Men 

for vår hovedvirksomhet 

som finner sted i 

Skandinavia og Polen, 

er lønnsnivåene gjenstand 

for forhandling 

med fagforeningene 

og dermed i henhold til 

standardene i ICEMavtalen. 

Generelt er 

olje- og gassektoren 

et høytlønnet område 

i de fleste land. ICEM 

og Statoil undertegnet i 

juli 1998 en avtale med 

Norsk olje- og petrokjemisk 

fagforbund 

(NOPEF). Det var da 

ICEMs første globale 

avtale og dekker alle 

grunnleggende fagforeningsrettigheter 

og 

HMS-forpliktelser og tilrettelegger 

for internasjonaleopplæringsprogrammer 

på området. 

Avtalen ble fornyet og 

forbedret i mars 2001 

og videre oppdatert og 

styrket i august 2003 og 

juni 2005. Siste oppdatering 

av avtalen fant 

sted i 2009. 

Fullstendig 

Fullstendig 

Ifølge ICEM:· En forpliktelse 

om å betale rimelig lønn og 

ytelser i henhold til bransjestandard 

i det aktuelle landet. 

N/A StatoilHydros påtar seg samfunnsansvar 

ved å bidra til 

bærekraftig virksomhet basert 

på våre kjerneaktiviteter. Vi 

mener at alle våre aktiviteter 

kommer det offentlige til 

gode, men foretar generelt 

ikke investeringer i veldedige 

formål. 

Fullstendig 


Miljø 

G3 


- Opplysninger om ledelsesfilosofi -Brev fra konsernsjefen 

-Miljøoversikt i papirraporten 

-Styring av miljørisiko 

-StatoilHydro-boken" 

EN1 Materialbruk etter vekt og volum Hovedtall for bærekraftresultater, 

HMS-regnskap, 

Miljødata 

EN2 Andel av materialer som er resirkulerte 

innsatsmaterialer 

EN3 Direkte energibruk etter primær energikilde. 

EN4 Indirekte energibruk etter primær energikilde. 

EN6 Tiltak for å kunne tilby produkter og tjenester 

som er energiøkonomiske eller 

produsert ved hjelp av fornybar energi, 

og reduksjoner i energibehovet som 

resultat av disse tiltakene. 

EN7 Tiltak for å redusere indirekte energibruk, 

og oppnådde resultater. 

Fullstendig 

Fullstendig 

Kommentarer 

N/A N/A Ikke relevant for dagens hovedvirksomhet 

Hovedtall for bærekraftresultater, 

Miljødata 

Hovedtall for bærekraft-resultater, 

Miljødata 

Kapittel: Klima, Våre 

produkter 

Fullstendig Det er ikke gjort en inndeling i 

direkte og indirekte energiforbruk i 

dataene som er presentert, selv om 

bakgrunnsdataene skiller mellom 

indirekte og direkte energiforbruk. 

Fullstendig Det er ikke gjort en inndeling i 

direkte og indirekte energiforbruk i 

dataene som er presentert, selv om 

bakgrunnsdataene skiller mellom 

indirekte og direkte energiforbruk. 

Fullstendig 

Miljø Delvis 

EN8 Totalt vannuttak etter kilde. Hovedtall for bærekraftresultater, 

HMS-regnskap, 

Miljødata, Kapittel: 

Ballastvann 

EN9 Vannkilder som i stor grad påvirkes av 

vannuttak. 

EN10 Andel og samlet volum av vann som 

resirkuleres og gjenbrukes. 

EN11 Beliggenhet og størrelse på landområde 

som eies, leies, forvaltes i eller i nærheten 

av et område med stort biologisk 

mangfold. 

EN12 Beskrivelse av påvirkninger på biologisk 

mangfold som resultat av aktiviteter, 

produkter og tjenester i vernede områder 

og områder med biologisk mangfold 

utenfor vernede områder. 

Artikkel: "Vannrestriksjoner i 

Alberta i Canada" 

Fullstendig 

Fullstendig 

N/A N/A Vår viktigste virksomhet er i dag 

lokalisert offshore eller i områder 

som ikke er særlig berørt av 

vannmangel. Vannmangel har en 

viss relevans i Canada og Algerie. 

Produsert vann fra aktiviter til havs 

behandles eller injiseres. 

Artikkel: Innhenting av seismiske 

data i Algerie, Biologisk 

mangfold 

Fullstendig 

Artikkel: Biologisk mangfold. Fullstendig 

EN13 Beskyttede eller restaurerte habitater. Artikkel: Innhenting av seismiske 


mangfold 

EN14 Strategier, pågående tiltak og framtidige 

planer for å kontrollere påvirkning av 

biologisk mangfold. 

EN15 Antall dyrearter på IUCNs "rødliste" og 

på nasjonale lister over utrydningstruede 

dyrearter med habitater i områder 

som påvirkes av virksomheten. 

EN16 Samlede direkte og indirekte klimagassutslipp 

etter vekt. 

EN17 Andre relevante indirekte klimagassutslipp 

etter vekt. 

EN18 Tiltak for å redusere klimagassutslipp, 

og oppnådde resultater. 


Artikkel: Innhenting av seismiske 


mangfold, Biodrivstoff 

Fullstendig 

Fullstendig 

N/A N/A I de områdene hvor vi har operasjoner 

i dag, er det ikke påvist rødlistede 

arter som er i faresonen 


HMS-regnskap, 

Miljødata 

Fullstendig 

N/A N/A Viktigste kilde til utslipp av klimagasser 

fra vår virksomhet er CO2 

og metan. Andre indirekte utslipp 

av klimagasser er ubetydelige. 

Artikler om Mongstad CCS, 

Sleipner CCS, Snøhvit CCS, 

In Salah CCS 

Fullstendig

Miljø 

G3 


EN19 Utslipp av ozonnedbrytende stoffer 

etter vekt. 

EN20 NOx, SOx og andre vesentlige utslipp til 

luft etter type og vekt. 

EN21 Totalt utslipp av vann, etter kvalitet og 

utslippsmedium 

EN22 Totalvekt på avfall etter type og 

disponeringsmetode. 

EN23 Totalt antall og volum på vesentlige 

utslipp. 

EN24 Vekt av transportert, importert, eksportert 

eller behandlet avfall som anses 

som skadelig iht. Basel-konvensjonens 

vedlegg I, II, III, og VIII, og andel av 

transportert avfall i internasjonal 

transport. 

EN25 Type, størrelse, vernestatus og verdien 

av det biologiske mangfoldet i vannforekomster 

og tilknyttede habitater vesentlig 

påvirket av organisasjonens utslipp 

av vann og avrenning. 

EN26 Tiltak for å redusere miljøkonsekvensene 

av produkter og tjenester, og i 

hvilken grad slike konsekvenser kan 

begrenses. 

EN27 Andel produkter solgt og pakningsmaterialer 

som gjenbrukes etter type. 


EN28 Pengeverdi på bøter og totalt antall ikkeøkonomiske 

sanksjoner for brudd på 

miljølovgivning. 

EN29 Miljøkonsekvenser av transport av produkter 

og andre varer og materialer som 

brukes i organisasjonens virksomhet, 

og transport av arbeidere. 

EN30 Samlede utgifter til miljøvern og miljøinvesteringer 

etter type. 

Kommentarer 

N/A N/A Alle ozonnedbrytende stoffer er 

faset ut på våre installasjoner 


HMS-regnskap, 

Miljødata 

Fullstendig 


Miljødata 

Fullstendig 


HMS-regnskap, 

Miljødata 

Fullstendig 


HMS-regnskap for 

2008, Miljødata 

Fullstendig 

N/A N/A Import eller eksport av farlig avfall er 

ikke relevant for vår hovedvirksomhet 

N/A N/A Ingen slike vannforekomster 

påvirkes av vår hovedvirksomhet 

pr. i dag 

Artikler: Biodrivstoff, CCS og 

"Våre produkter" 

Artikler: Bøter og sanksjoner, 

Sikkerhet 


HMS-regnskap 

Fullstendig 

Delvis Statoil Norge AS er medlem av 

Grønt Punkt Norge AS (medlemsnr. 

11330). Grønt Punkt Norge er et 

system etablert av næringslivet som 

svar på myndighetenes krav om at 

brukt emballasje skal gjenvinnes 

og resirkuleres. Vår hovedoppgave 

er å sikre at næringslivet deltar i 

finansieringen av gjenvinning og 

resirkulering av brukt emballasje. 

Vi betaler Plastretur AS og Norsk 

Resy AS for å ta i mot og resikulere 

emballasje innsamlet på våre servicestasjoner 

i Norge. 

Fullstendig 

StatoilHydro ASA selger 

store produktvolumer i bulk. 

Emballasjespørsmålet er ikke relevant 

for denne typen produktsalg. 

Delvis CO2- og NOx-utslipp rapporteres i 

forbindelse med transport av 

petroleumsprodukter i F&M 

N/A N/A Miljøkostnadene er integrert i våre 

forretningsbeslutninger og kan ikke 

skilles ut som isolerte investeringer.

Faktabok utdrag fra Års- og bærekraftrapport 2008 - Statoil

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?