Interim / Quarterly Report • Aug 2, 2017
Interim / Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Lundin Petroleum AB (publ) organisationsnummer 556610-8055
Rekordhög produktion om 86,1 Mboepd för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2017.
Utbyggnad av Johan Sverdrup enligt plan med över 50 procent av Fas 1 av projektet slutfört.
Avknoppningen av de producerande tillgångarna utanför Norge till International Petroleum Corporation (IPC) slutförd den 24 april 2017 med proportionell utdelning av IPC-aktierna till Lundin Petroleums aktieägare.
| Kvarvarande verksamhet | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd | 86,1 | 89,5 | 49,2 | 50,6 | 59,3 |
| Intäkter i MUSD | 886,1 | 464,6 | 354,8 | 209,7 | 950,0 |
| EBITDA i MUSD | 689,3 | 333,5 | 260,5 | 163,1 | 752,5 |
| Operativt kassaflöde i MUSD | 705,9 | 340,0 | 314,0 | 180,6 | 857,9 |
| Periodens resultat i MUSD | 204,8 | 145,6 | 93,6 | -72,1 | -399,3 |
| Periodens resultat hänförligt till | |||||
| moderbolagets aktieägare i MUSD | 207,3 | 146,8 | 95,9 | -70,9 | -256,7 |
| Resultat per aktie i USD1 | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 |
| Resultat per aktie efter full utspädning i USD1 | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 |
Beloppen i ovanstående tabell avser kvarvarande verksamhet (inklusive jämförelseperioderna för 2016),
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
En utförlig förteckning av definitioner återfinns på Lundin Petroleums hemsida, www.lundin-petroleum.com, under rubriken "Definitioner".
TUSD Tusen USD MSEK Miljoner SEK MUSD Miljoner USD
| EBITDA Vinst före räntor, skatt, | boe | Fat oljeekvivalenter | |
|---|---|---|---|
| av- och nedskrivningar | boepd | Fat oljeekvivalenter per dag | |
| CAD | Kanadensiska dollar | bopd | Fat olja per dag |
| CHF | Schweiziska francs | Mbbl | Tusen fat |
| EUR | Euro | Mboe | Tusen fat oljeekvivalenter |
| NOK | Norska kronor | Mboepd Tusen fat oljeekvivalenter per dag | |
| RUR | Ryska rubler | Mbopd | Tusen fat olja per dag |
| SEK | Svenska kronor | Mcf | Tusen kubikfot |
| USD | US dollar | ||
| TSEK | Tusen SEK |
Jag är nöjd att kunna meddela att Lundin Petroleum uppvisar utmärkta resultat för det andra kvartalet 2017 samtidigt som vi bibehållit en hög nivå vad gäller hälsa, säkerhet och miljö. Kvartalet kännetecknades av höga produktionsnivåer, låga verksamhetskostnader och ett stabilt operativt kassaflöde. Våra utbyggnadsprojekt utvecklas väl och vi har nått framgång med vår utvärderingsborrning och organiska tillväxt i södra Barents hav. I slutet av april slutförde vi även IPC-avknoppningen som innebar att vi kunde dela ut IPC-aktier till ett värde om 410 miljoner USD till Lundin Petroleums aktieägare.
Lundin Petroleums produktion för det andra kvartalet 2017 överträffade prognosen och verksamhetskostnaderna har varit fortsatt låga. Dessa starka resultat kommer från Edvard Griegfältet, där Lundin Petroleum är operatör, och från Alvheimfältet. Särskilt Edvard Grieg fortsätter att prestera över förväntan både vad gäller verksamheten under havsbotten som på anläggningarna och jag förväntar mig en ökning av reserverna vid slutet av året. Detta innebär att vi reviderar vår helårsprognos för andra gången det här året, till en högre produktion om mellan 80 och 85 Mboepd samt lägre verksamhetskostnader om 4,60 USD per fat från tidigare prognos om 4,90 USD per fat.
Utbyggnaden av Johan Sverdrup fortskrider enligt plan med mer än hälften av Fas 1 av detta projekt i världsklass slutfört och vi är på god väg att nå vårt mål om produktionsstart i slutet av 2019. Kostnaderna för såväl Fas 1 som Fas 2 har minskat och uppskattas i dagsläget till mellan 137 och 152 miljarder NOK, vilket kan jämföras med den urspungliga uppskattningen i utbyggnadsplanen om 207 miljarder NOK. De totala kostnaderna har minskat med cirka 30 procent, vilket innebär att breakeven för hela fältet nu uppskattas till väl under 25 USD per fat. En viktig milstolpe uppnåddes dessutom i slutet av juli 2017 då det första stålunderstället för stigrörsplattformen installerades på Johan Sverdrupfältet. Understället väger hela 26 000 ton och är ett av de största som någonsin byggts för installation i Nordsjön.
Vi fortsätter samtidigt att arbeta aktivt med vår organiska tillväxtstrategi. Nyligen slutförde vi med framgång utvärderingsborrningen Alta-4 som testade ett produktionsflöde på över 6 000 bopd. Sidospårsborrning pågår för närvarande för att optimera placeringen av en horisontell borrning för ett potentiellt förlängt borrtest som är planerat för 2018. Vi är därmed på väg mot rätt håll vad gäller en kommersialisering av Altafyndigheten.
I augusti startar vårt omfattande borrprogram för prospektering i södra Barents hav. Först ut är den betydande Korpfjellstrukturen med potential för att innehålla flera miljarder fat och därefter Børselvstrukturen som är belägen på Loppahöjden i samma geologiska förlängning som Altafyndigheten. Slutligen planerar vi att genomföra borrningar på två stora strukturer, Hufsa och Hurri, som båda ligger i samma förlängning som Filicudifyndigheten. Den organiska tillväxtpotentialen är därmed hög och ser mer spännande ut än någonsin.
Vi är på god väg att uppfylla våra produktionsmål för 2017 och framåt med en robust HSE-kultur på plats och en av de lägsta nivåerna för koldioxidintensitet inom branschen. Vi är väl positionerade för att kunna fortsätta leverera tillväxt för många år framöver och skapa långsiktigt och hållbart värde för alla våra aktieägare.
Trots att utmaningarna för vår bransch fortsätter, som domineras av låga oljepriser och osäkerhet, är jag övertygad om att vi kommer att lyckas behålla vår ställning som ett av de ledande oberoende olje- och gasbolagen i Europa med en väsentlig tillväxtpotential. En sådan prestation är endast möjlig tack vare den laganda, det engagemang och entreprenörskap som återfinns i hela bolaget.
Till er, kära aktieägare och styrelse, tack för ert fortsatta stöd.
Full fart framåt!
Med vänliga hälsningar
Alex Schneiter Koncernchef och vd
Stockholm, 2 augusti 2017
Lundin Petroleum är ett oberoende bolag för prospektering och produktion av olja och gas med fokus på Norge. Avknoppningen av bolagets producerande tillgångar utanför Norge till International Petroleum Corporation (IPC) slutfördes den 24 april 2017 och resultaten från tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna redovisas som avyttrad verksamhet.
Lundin Petroleum har bevisade och sannolika reserver om 714,1 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe), netto per den 31 december 2016, som certifierats av en oberoende tredje part. Lundin Petroleum har också olje- och gasresurser som klassificeras som betingade resurser och som ännu inte har klassificerats som reserver. Lundin Petroleums betingade resurser uppgick enligt bästa estimat till 249 MMboe, netto per den 31 december 2016.
Produktionen för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2017 (rapporteringsprioden) uppgick till 86,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) (jämfört med 49,2 Mboepd för samma period 2016). Produktionen var 5 procent högre än mittpunkten och strax över produktionsprognosen för rapporteringsperioden, vilken uppdaterades i maj 2017 i samband med resultaten från det första kvartalet. Produktionen är hänförlig till starka resultat från anläggningarna och hög reservoarprestanda på både Edvard Griegfältet och i Alvheimområdet under rapporteringsperioden. Till följd av dessa starka resultat ökar Lundin Petroleum sin produktionsprognos för 2017 ytterligare till mellan 80 och 85 Mboepd från tidigare 75 till 85 Mboepd. Den uppdaterade prognosen förutsätter fortfarande att Ivar Aasenfältet kommer att använda hela den avtalsbaserade fördelningen av Edvard Griegs ökade anläggningskapacitet från och med det fjärde kvartalet 2017.
De totala verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, var 4,09 USD per fat för rapporteringsperioden och förväntas bli 4,60 USD per fat för året, från tidigare prognos om 4,90 USD per fat. Produktionen för rapporteringsperioden omfattade följande:
| Produktion i Mboepd |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | |||||
| Olja | 77,7 | 80,8 | 44,1 | 45,3 | 53,2 |
| Gas | 8,4 | 8,7 | 5,1 | 5,3 | 6,1 |
| Summa produktion | 86,1 | 89,5 | 49,2 | 50,6 | 59,3 |
| Kvantitet i Mboe | 15 575,0 | 8 144,6 | 8 961,5 | 4 604,9 | 21 701,4 |
| Production in Mboepd |
l.a. 1 | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Edvard Grieg | 65%2 | 67,3 | 71,0 | 32,1 | 34,2 | 42,0 |
| Ivar Aasen | 1,385% | 0,6 | 0,6 | – | – | 0,0 |
| Alvheim | 15% | 14,5 | 14,3 | 9,0 | 9,1 | 10,0 |
| Volund | 35% | 0,1 | – | 3,4 | 3,3 | 2,7 |
| Bøyla | 15% | 1,2 | 1,2 | 2,0 | 1,9 | 1,7 |
| Brynhild | 90%3 | 2,2 | 2,2 | 2,5 | 1,9 | 2,6 |
| Gaupe | 40% | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,3 |
| 86,1 | 89,5 | 49,2 | 50,6 | 59,3 |
1 Lundin Petroleums licensandel (l.a.)
l.a. 50% fram till den 30 juni 2016
3 l.a. kommer att reduceras till 51%, villkorat av godkännande från norska staten
Edvard Griegfältets produktion för rapporteringsperioden om 67,3 Mboepd, netto var över förväntan till följd av ökad anläggningskapacitet, fortsatt hög produktionseffektivitet och stark reservoar-prestanda. Den femte och sjätte produktionsborrningen genomfördes med framgång under rapporteringsperioden och började producera vid planerade produktionsnivåer. De sex första borrningarna producerar över förväntan och tryckminskningen i reservoaren fortsätter att vara bättre än förväntat.
Den totala utvinningskostnaden för Edvard Griegfältet var 4,66 USD per fat för rapporterings-perioden och förväntas bli 4,85 USD per fat för helåret. Verksamhetskostnaden, inklusive nettoredovisade tariffintäkter från Ivar Aasenfältet, var 3,95 USD per fat för rapporteringsperioden och förväntas bli 4,15 USD per fat för året.
Den sjunde produktionsborrningen pågår på Edvard Grieg och ytterligare två utbyggnadsborrningar är planerade under 2017. Hittills har åtta av totalt 14 utbyggnadsborrningar slutförts och borraktivitet förväntas fortsätta in i 2018.
I april 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Edvard Grieg Southwest 16/1-27 framgångsrikt genomförts och påträffat en oljekolonn om 15 meter olja, brutto, med betydligt bättre sandkvalitet och tjocklek än förväntat. Resultaten från borrningen bekräftar en preliminär ökning av resurserna om mellan 10 till 30 MMboe, brutto för den här delen av Edvard Griegfältet. De positiva resultaten indikerar dessutom att det finns potential för ökade resurser i andra delar av fältet. Den definitiva effekten på Edvard Griegs totala reserver kommer att beräknas i reservuppdateringen som görs i slutet av 2017. Utbyggnadsplanens borrprogram har nu optimerats med en produktionsborrning och en vatteninjiceringsborrning för att nå den sydvästra delen av fältet och dessa borrningar planeras för slutet av 2017 alternativt början av 2018.
Ivar Aasenfältets produktion, som går via Edvard Grieganläggningarna, startade i december 2016 och båda fälten har producerat med hög tillförlitlighet. Edvard Griegs produktionseffektivitet var 93 procent för rapporteringsperioden, vilket är i linje med förväntningarna. Produktionseffektiviteten var högre under det andra kvartalet 2017, bortsett från en kortare period med instabilitet i strömförsörjningssystemet på Edvard Grieg till följd av problem som uppstod i samband med igångsättningen, vilka nu har blivit lösta. Produktionseffektiviteten förväntas därmed öka framöver.
Under rapporteringsperioden bekräftade tester av Edvard Grieganläggningarnas kapacitet att anläggningarna har kapacitet att producera 15 procent över de planerade maxnivåerna om 100 Mboepd. Nuvarande produktion möter till fullo denna ökade produktionskapacitet samtidigt som fördelningen av anläggningskapacitet som avtalats mellan fälten Edvard Grieg och Ivar Aasen respekteras. Fördelningen av avtalad anläggningskapacitet varierar över tid, vilket framgår av Lundin Petroleums kvartalsvisa produktionsprognoser för 2017.
Ivar Aasenfältets produktion för rapporteringsperioden om 0,6 Mboepd, netto var enligt förväntan. Upptrappningen av produktionen sker enligt förväntan och vatteninjicering påbörjades under det andra kvartalet 2017. Programmet för utbyggnadsborrningar som fastställdes i utbyggnadsplanen kommer att slutföras under det tredje kvartalet 2017.
Produktionen från fälten inom Alvheimområdet var över förväntan under rapporteringsperioden på grund av fortsatt hög reservoarprestanda och produktionseffektivitet om 97 procent från Alvheim FPSO:n. Produktionen har dessutom optimerats mellan Alvheimområdets fält för att maximera produktionen genom Alvheim FPSO:n. De totala utvinningskostnaderna för Alvheimområdet var 3,41 USD per fat för rapporteringsperioden och förväntas bli 4,08 USD per fat för året.
Alvheimfältets produktion för rapporteringsperioden om 14,5 Mboepd, netto var högre än förväntat. Resultaten från reservoaren fortsätter att vara utmärkta med en produktion som är betydligt högre än förväntat, såväl från den senaste kompletterande A5-borrningen som från Viper- och Kobraborrningarna, vilka började producera i november 2016. Produktion från Alvheimfältet har även prioriterats över produktion från Volundfältet i syfte att maximera anläggningskapaciteten. Två kompletterande borrningar har påbörjats på fältet inom Boaområdet och båda borrningar förväntas börja producera under 2018.
Volundfältets produktion för rapporteringsperioden om 0,1 Mboepd, netto var något lägre än förväntat. Volundfältets produktion behövde begränsas under det första halvåret 2017 i samband med att två kompletterande borrningar genomfördes. En överenskommelse gjordes dessutom som innebär att Alvheim FPSO:ns sammanlagda produktion maximeras genom att ytterligare dra ner produktionen från Volundfältet och prioritera produktion från Alvheimfältet fram till att Volundfältets nya kompletterande borrningarna börjar producera. De två nya kompletterande borrningarna på Volund har slutförts med resultat enligt förväntningarna. Den första borrningen började producera i juli 2017 vid planerade produktionsnivåer och den andra borrningen förväntas börja producera i mitten på augusti 2017.
Bøylafältets produktion för rapporteringsperioden om 1,2 Mboepd, netto var i linje med förväntningarna.
Brynhildfältets produktion för rapporteringsperioden om 2,2 Mboepd, netto var något högre än förväntat. Vatteninjiceringssystemet sattes igång igen i februari 2017 och injiceringsnivåerna har varit stabila de senaste månaderna. Driftstiden för Brynhildfältet var 56 procent för rapporteringsperioden.
I juni 2017 meddelade Lundin Petroleum att avtal ingåtts med CapeOmega avseende försäljning av en licensandel om 39 procent i Brynhildfältet. Lundin Norway kommer efter transaktionen att fortsätta som operatör för Brynhildfältet med en licensandel om 51 procent. Transaktionen gäller från den 1 januari 2017. Lundin Petroleums långivare gav sitt godkännande i juli 2017 men transaktionen är fortfarande villkorad av att sedvanliga godkännanden erhålls från den norska staten och förväntas slutföras under det fjärde kvartalet 2017.
Trots att de återstående reserverna inte har redovisats för Gaupefältet producerar fältet av och till när de ekonomiska förutsättningarna är gynnsamma. Gaupefältets produktion för rapporteringsperioden om 0,2 Mboepd, netto var enligt förväntan.
| Licens | Fält | l.a. | Operatör | PDO godkännande |
Uppskattade bruttoreserver |
Förväntad produktionsstart |
Förväntad platåproduktion, brutto |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Johan Sverdrup Unit |
Johan Sverdrup | 22,6% | Statoil | Augusti 2015 | 2,0–3,0 Bn boe | Slutet av 2019 | 660 Mbopd |
Fas 1 av Johan Sverdrupprojektet fortskrider enligt plan och var vid rapporteringsperiodens slut mer än hälften slutfört. Konstruktion av samtliga delar av Fas 1 har påbörjats och pågår på 22 olika platser världen över med en projektbemanning som når toppnivåer om cirka 3 miljoner arbetstimmar per månad. Projektet utvecklas väl, alla stora kontrakt är nu tilldelade och kostnaderna för Fas 1 fortsätter att minska.
Konstruktion av stålunderstället för stigrörsplattformen slutfördes under rapporteringsperioden vid Kværners varv i Norge och installation offshore slutfördes i slutet av juli 2017 enligt tidsplan. Detta är den första stora installationen som görs offshore på Johan Sverdrupfältet och de återstående tre stålunderställen och de fyra processdäcken planeras installeras under 2018 och 2019.
Konstruktion av de tre återstående stålunderställen pågår vid Kværners varv på den norska västkusten och vid Dragados varv i Spanien. Aibel och Kværner/KBR arbetar för närvarande med konstruktionen av borr- och boendeplattformarna i Norge och Samsung Heavy Industries i Korea arbetar med konstruktionen av stigrörs- och processplattformarna. Kontrakt för inköp och tillverkning av dessa plattformar tilldelades Aker Solutions. Dessutom pågår ingenjörsarbete på strömförsörjningssystemet från land i Haugsneset samt på oljeledningen i Mongstad.
Förborrning av utbyggnadsborrningarna påbörjades i mars 2016 och under 2016 slutfördes åtta produktionsborrningar med resultat som var i linje med förväntningarna. Tre pilotborrningar har genomförts för att underlätta placeringen av utbyggnadsborrningarna, med resultat som var i linje med eller bättre än förväntat och förborrning av tio vatteninjiceringsborrningar har påbörjats. Borrningarna fortsätter att genomföras väl före tidsplan.
När utbyggnadsplanen för Fas 1 lämnades in i februari 2015 uppskattades bruttoinvesteringen för Fas 1 till 123 miljarder NOK (nominellt). Den senaste kostnadsberäkningen, som offentliggjordes av Statoil i början av 2017, reducerades till 97 miljarder NOK (nominellt), vilket motsvarar en minskning om cirka 21 procent. Beräkningen baseras på en fast växelkurs om 6 NOK per USD och exkluderar ytterligare valutakursdifferenser som uppkommer vid en omräkning till USD. Produktionskapaciteten för Fas 1 uppskattas till 440 Mbopd, brutto och produktion förväntas starta i slutet av 2019.
Under rapporteringsperioden beslutade partnerskapet för Johan Sverdrup att fortsätta med konceptvalet (DG2) för Fas 2, vilket kommer att innefatta installation av ytterligare en processanläggningsplattform sammanlänkad med Fas 1 fältcentret samt ytterligare anläggningar för att möjliggöra inkoppling av 28 borrningar med räckvidd till fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen. Dessa ytterligare anläggningar kommer att innebära en platåproduktion för hela fältet om 660 Mbopd, brutto. Kostnaderna för Fas 2 uppskattas till mellan 40 och 55 miljarder NOK (nominellt) och motsvarar en 50-procentig minskning jämfört med de ursprungliga uppskattningarna i PDO:n för Fas 1, till följd av en kombination av förhållandena på marknaden och optimering av konceptet för Fas 2. Avtal om designarbete för att bestämma tekniska krav och kostnadsuppskattningar (en så kallad FEED-studie) för Fas 2 har tilldelats Aker Solutions för processanläggningsplattformen, Kværner för stålunderstället och Siemens för att expandera anläggningarna för strömförsörjning från land. PDO:n för Fas 2 beräknas lämnas in under andra halvåret 2018 och produktion förväntas starta 2022.
Under rapporteringsperioden meddelade Statoil att resurserna för Johan Sverdrupfältet ökat till mellan 2,0 och 3,0 miljarder boe, brutto varav 95 procent är olja.
Utbyggnadsutgifterna för hela fältet (Fas 1 och Fas 2) har minskat från de ursprungliga uppskattningarna i PDO:n om 207 miljarder NOK till mellan 137 och 152 miljarder NOK (realt 2016). Breakeven för hela fältet uppskattas nu till ett oljepris som är lägre än 25 USD per fat.
| Licens | Operatör | l.a. | Borrning | Startdatum | Status |
|---|---|---|---|---|---|
| PL265 | Statoil | 22,6% | 16/2-22S (Johan Sverdrup - Tonjer) | januari 2017 | slutförd februari 2017 |
| PL338 | Lundin Norway | 65% | 16/1-27 (Edvard Grieg Southwest) | mars 2017 | slutförd april 2017 |
| PL492 | Lundin Norway | 40% | 7120/1-5 (Gohta-3) | mars 2017 | slutförd maj 2017 |
| PL609 | Lundin Norway | 40% | 7220/11-4 (Alta-4) | juni 2017 | slutförd juli 2017, sidospårsborrning pågår |
I februari 2017 meddelades att Tonjerborrningen testat en möjlig nordlig förlängning av Johan Sverdrupfältet och påträffat en oljekolonn om 16 meter i Draupnereservoar av medel till dålig kvalitet och sämre kvalitet jämfört med Johan Sverdrupreservoaren. Detta resultat påverkar inte utbyggnaden av eller resurserna för Johan Sverdrup och partnerskapet kommer att utvärdera resultaten från borrningen vad gäller framtida utbyggnadsmöjligheter.
I april 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Edvard Grieg Southwest slutförts. Resultaten från denna borrning har redovisats i produktionsavsnittet ovan.
I maj 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Gohta-3 i PL492, belägen cirka 4 km norr om den ursprungliga fyndighetsborrningen, påträffat en sekvens med karbonater från permperiod om 300 meter, brutto av sämre reservoarkvalitet. Till följd av denna borrning kommer resursestimatet för Gohtafyndigheten att reduceras och en uppdatering av resurserna kommer att ges vid årets slut. Gohta betraktas som en satellitmöjlighet till den större närliggande Altafyndigheten och detta resultat påverkar inte utvärderings- och utbyggnadsplanerna för Alta.
I juli 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Alta-4, belägen cirka 2 km söder om den ursprungliga fyndighetsborrningen, påträffat en kolvätekolonn om 48 meter, brutto, varav 4 meter gas och 44 meter olja, i en sekvens med sedimentär bergart från perm- och triasperiod med varierande reservoaregenskaper. Tryckdata visar samma flödeskontakter och tryckpunkter som observerats i tidigare borrningar på Altafyndigheten, vilket bekräftar en god kommunikation genom hela den stora Altastrukturen. Ett produktionstest i oljezonen, som genomfördes vid lågt tryck och begränsades av riggens testanläggningar, producerade ett stabilt flöde om 6 050 bopd. Produktionstestet bekräftade mycket bra reservoaregenskaper och god lateral förlängning av reservoarerna från perm- och triasperiod. En sidospårsborrning genomförs nu cirka 900 meter norr om Alta-4 för att assistera med placeringen av en horisontell borrning för ett förlängt borrtest som planeras för 2018.
Lundin Petroleum har ett riggkontrakt med Ocean Rig för hyra av den halvt nedsänkbara riggen Leiv Eiriksson som har flexibla villkor med flera optioner om ytterligare borrningar som Lundin Petroleum kan välja att utnyttja. För närvarande planeras samtliga borrningar i södra Barents hav som ingår i 2017 års borrprogram, för vilka Lundin Petroleum är operatör att genomföras med denna rigg.
| Licens | Borrning | Start datum | Mål | l.a. | Operatör | Resultat |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Södra Barents hav | ||||||
| PL533 | 7219/12-1 | november 2016 | Filicudi | 35% | Lundin Norway | olje- och gasfyndighet |
| PL859 | 7435/12-1 | augusti 2017 | Korpfjell | 15% | Statoil | |
| PL609 | 7220/6-3 | augusti 2017 | Børselv | 40% | Lundin Norway | |
| PL533 | 7219/12-2 | oktober 2017 | Hufsa | 35% | Lundin Norway | |
| PL533 | 7219/12-3 | slutet av 2017 | Hurri | 35% | Lundin Norway | |
| Alvheimområdet | ||||||
| PL150B | 24/9-11S | juni 2017 | Volund West | 35% | Aker BP | torr |
I februari 2017 meddelade Lundin Petroleum Filicudifyndigheten i PL533 i södra Barents hav. Borrningen genomfördes cirka 40 km sydväst om Johan Castbergfyndigheten i PL532 och påträffade en kolvätekolonn om 129 meter, varav 63 meter var olja och 66 meter var gas, i sandstensreservoar av hög kvalitet från jura- och triasperiod. En sidospårsborrning genomfördes som också bekräftade reservoaren och kolvätekolonnen. Fyndigheten uppskattas innehålla resurser om mellan 35 och 100 MMboe, brutto.
I juni 2017 genomfördes en torr borrning på Volund Weststrukturen i PL150B i Nordsjön, väster om Volundfältet. Borrningen påträffade reservoarsand av god kvalitet men med låg förekomst av kolväten.
I augusti 2017 kommer prospekteringsborrning på Korpfjellstrukturen i PL859 i sydöstra Barents hav att påbörjas och resultaten förväntas under det tredje kvartalet 2017. Borrningen har som målsättning att nå en del av de grundare områdena inom Korpfjellstrukturen som antas innehålla flera miljarder fat prospekteringsresurser.
Under 2017 kommer Lundin Petroleum också att genomföra borrning på Børselvstrukturen i PL609, belägen norr om Alta- och Neidenfyndigheterna i södra Barents hav.
Betydande ytterligare prospekteringspotential har kartlagts i samma geologiska förlängning som Filicudistrukturen i PL533 i södra Barents hav, varav borrning på Hufsastrukturen kommer att genomföras under det fjärde kvartalet 2017. Partnerskapet i PL533 överväger dessutom att påbörja borrning på Hurristrukturen mot slutet av 2017, vilken ligger i samma förlängning som oljefyndigheten Kayak i PL532 som nyligen meddelades av Statoil.
I juli 2017 påbörjades även en fullskalig datainsamling av 3D-seismik för fyndigheterna Alta, Gohta och Filicudi och sammanhängande prospekteringspotential.
De prospekteringsborrningar som återstår att genomföra under 2017 i södra Barents hav har som målsättning att nå obekräftade prospekteringsresurser om över 500 MMboe, brutto.
I januari 2017 meddelade det norska olje- och energidepartementet tilldelade licenser i 2016 års norska APA licensrunda. Lundin Petroleum tilldelades fyra licenser, varav två som operatör i PL902 (l.a. 50%) och PL886 (l.a. 40%) och två utan operatörskap i PL896 och PL869 (båda med l.a. 20%).
Under rapporteringsperioden erhöll Lundin Petroleum 20 procent av Engies licensandelar i både PL715 och PL722 i utbyte mot Lundin Petroleums 10-procentiga licensandel i PL778. Shells 20-procentiga licensandel i PL715 förvärvades och en överenskommelse gjordes om att förvärva North E&P:s 40-procentiga licensandel i PL805, villkorat av godkännande från norska staten. En överenskommelse gjordes även med Fortis Petroleum om att farma in 10 procent i både PL539 och PL860 på Mandalahöjden, villkorat av godkännande från norska staten. Lundin Petroleum farmade även ut sin 20-procentiga licensandel i PL685 till Wellesley Petroleum.
Under rapporteringsperioden återlämnade Lundin Petroleum PL410, PL625, PL653, PL678, PL694, PL734, PL736S, PL765 och PL766.
I slutet av 2016 tog Lundin Petroleum bort oljefyndigheten Morskaya från sina betingade resurser och skrev ner det bokförda värdet på tillgången till noll. Ledningen överväger alternativ för Morskayatillgången. Under rapporteringsperioden gjordes en överenskommelse med den ryska licensmyndigheten, Rosnedra, om en utvärderingsplan med syfte att bibehålla licensens status samtidigt som alternativ för tillgången övervägs. Utvärderingsplanen kräver ingen betydande verksamhet på flera år.
Avyttrad verksamhet har redovisats och rapporterats fram till den 24 april 2017 då IPC-avknoppningen slutfördes.
De producerande tillgångarna utanför Norge som har knoppats av till IPC har bevisade och sannolika reserver om 29,4 MMboe per den 31 december 2016, som certifierats av en oberoende tredje part.
Produktionen från tillgångarna utanför Norge som knoppats av till IPC uppgick till 7,6 Mboepd för rapporteringsperioden och omfattade följande:
| Produktion i Mboepd |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Olja | |||||
| Frankrike | 1,6 | 0,8 | 2,6 | 2,5 | 2,6 |
| Malaysia | 5,0 | 2,4 | 8,6 | 8,7 | 8,6 |
| Summa produktion olja | 6,6 | 3,2 | 11,2 | 11,2 | 11,2 |
| Gas | |||||
| Nederländerna | 1,0 | 0,5 | 1,6 | 1,6 | 1,6 |
| Indonesien | – | – | 1,1 | 0,5 | 0,5 |
| Summa produktion gas | 1,0 | 0,5 | 2,7 | 2,1 | 2,1 |
| Summa produktion | 7,6 | 3,7 | 13,9 | 13,3 | 13,3 |
| Kvantitet i Mboe | 1 370,4 | 334,4 | 2 526,7 | 1 209,0 | 4 858,2 |
Försäljningen av tillgångarna i Indonesien till PT Medco Energi Internasional TBK trädde i kraft i april 2016 och ingen produktion finns således att rapportera för rapporteringsperioden.
Frekvensen för incidenter med förlorad arbetstid som följd var 0,00 per miljon arbetade timmar för kvarvarande verksamhet under rapporteringsperioden. Fyra incidenter som krävde sjukvård inträffade i Norge, vilket resulterade i en total frekvens för rapporterbara incidenter om 3,81 per miljon arbetade timmar.
Under det andra kvartalet 2017 utfördes tre granskningar på Edvard Grieganläggningarna, två gjordes av den norska tillsynsmyndigheten för oljesäkerhet och en av det norska oljedirektoratet. Resultaten från dessa granskningar bedömdes ha en låg allvarlighetsgrad och bearbetas för närvarande.
Inga miljöskadliga incidenter inträffade under rapporteringsperioden.
Rörelseresultatet för rapporteringsperioden uppgick till 373,8 MUSD (46,0 MUSD) för den kvarvarande verksamheten och var hänförlig till ökad produktion samt högre oljepriser jämfört med föregående år.
Resultatet för rapporteringsperioden uppgick till 204,8 MUSD (93,6 MUSD) för den kvarvarande verksamheten och var till största delen ett resultat av utmärkt produktion och en valutakursvinst, till följd av en försvagning av US dollarn gentemot den norska kronan och Euron. Resultatet har till viss del påverkats av kostnadsförda prospekteringsutgifter och en nedskrivning.
Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick till 207,3 MUSD (95,9 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, eller 255,2 MUSD (68,3 MUSD) inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande ett resultat per aktie om 0,61 USD (0,31 USD) för kvarvarande verksamhet och 0,75 MUSD (0,22 MUSD) inklusive avyttrad verksamhet.
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 689,3 MUSD (260,5 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande EBITDA per aktie om 2,03 USD (0,84 USD). Operativt kassaflöde uppgick till 705,9 MUSD (314,0 MUSD) från den kvarvarande verksamheten, motsvarande operativt kassaflöde per aktie om 2,07 USD (1,01 USD).
Avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna (IPC-tillgångarna) till International Petroleum Corporation (IPC) slutfördes den 24 april 2017 och IPC-aktierna delades ut proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare. Resultaten för IPC-tillgångarna är inkluderade i Lundin Petroleums finansiella rapporter fram till att avknoppningen slutförts och redovisas som avyttrad verksamhet. För mer information se not 14.
Intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 886,1 MUSD (354,8 MUSD) och utgjordes av försäljning av olja och gas, förändring i under- och överuttagsposition och övriga intäkter som framgår av not 1.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 881,0 MUSD (351,5 MUSD). Genomsnittspriset som erhållits för Lundin Petroleums egen produktion uppgick till 48,67 USD (37,23 USD) per fat oljeekvivalenter och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga priset för Nordsjöolja (Brent) för rapporteringsperioden uppgick till 51,80 USD (39,81 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
| Försäljning från egen produktion Genomsnittspris per boe i USD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Försäljning olja | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 14 174,5 | 7 907,7 | 8 401,2 | 4 196,1 | 20 654,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 50,29 | 48,43 | 38,09 | 43,78 | 43,60 |
| Försäljning gas och NGL | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 808,3 | 994,7 | 1 040,6 | 635,2 | 2 352,1 |
| – Genomsnittspris per boe | 35,98 | 33,01 | 29,73 | 28,67 | 30,94 |
| Summa försäljning från kvarvarande | |||||
| verksamhet | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 15 982,8 | 8 902,4 | 9 441,8 | 4 831,3 | 23 006,6 |
| – Genomsnittspris per boe | 48,67 | 46,70 | 37,23 | 41,84 | 42,31 |
Tabellen ovan exkluderar 2 133 019 fat råolja som köpts från bolag utanför den egna koncernen och sålts av Lundin Petroleum Marketing SA på den externa marknaden.
Försäljning av olja och gas redovisas när risken har övergått på köparen. Sålda volymer kan avvika från producerade volymer under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av under- och överuttag, volymförändringar i lager, förvaring och pipeline.
Förändringen i under- och överuttagsposition uppgick till en kostnad om 5,1 MUSD (intäkt om 1,8 MUSD) under rapporteringsperioden, beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen.
Övriga intäkter uppgick till 10,2 MUSD (1,5 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade en justering för kvalitetsskillnader för olja från Alvheim och tariffintäkter om 9,0 MUSD (– MUSD), hänförliga till tariffintäkter som betalats från Ivar Aasen till Edvard Grieg.
Produktionskostnader, inklusive förändringar i lager, uppgick för rapporteringsperioden till 78,0 MUSD (82,3 MUSD) och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per fat oljeekvivalenter framgår av nedanstående tabell.
| Produktionskostnader för kvarvarande verksamhet |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Utvinningskostnader | |||||
| – i MUSD | 55,3 | 28,9 | 55,3 | 28,2 | 113,1 |
| – I USD per boe | 3,55 | 3,54 | 6,17 | 6,13 | 5,21 |
| Tariff- och transportkostnader | |||||
| – i MUSD | 17,4 | 9,7 | 16,2 | 7,6 | 33,9 |
| – i USD per boe | 1,12 | 1,19 | 1,81 | 1,65 | 1,56 |
| Verksamhetskostnader | |||||
| – i MUSD | 72,7 | 38,6 | 71,5 | 35,8 | 147,0 |
| – i USD per boe 1 | 4,67 | 4,73 | 7,98 | 7,78 | 6,77 |
| Förändringar i lager | |||||
| – i MUSD | -0,5 | 0,1 | -0,4 | -0,1 | -0,7 |
| – i USD per boe | -0,03 | 0,01 | -0,04 | -0,01 | -0,04 |
| Övrigt | |||||
| – i MUSD | 5,8 | 3,2 | 11,2 | 5,0 | 22,1 |
| – i USD per boe | 0,37 | 0,40 | 1,24 | 1,06 | 1,02 |
| Produktionskostnader för kvarvarande verksamhet |
|||||
| – i MUSD | 78,0 | 41,9 | 82,3 | 40,7 | 168,4 |
| – i USD per boe | 5,01 | 5,14 | 9,18 | 8,83 | 7,75 |
Not: USD per boe beräknas som kostnaden dividerat med den totala producerade volymen för perioden.
1 Beloppen i ovanstående tabell exkluderar tariffintäkter. Lundin Petroleums verksamhetskostnader om 4,67 USD per fat för rapporteringsperioden minskar till 4,09 USD per fat när de nettoredovisas.
De totala utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 55,3 MUSD (55,3 MUSD). Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 51,2 MUSD (49,8 MUSD).
Utvinningskostnaderna uppgick till 3,55 USD (6,17 USD) per fat, inklusive verksamhetsrelaterade projekt. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 3,29 USD (5,55 USD) per fat. Utvinningskostnaderna per fat var lägre än den reviderade uppskattningen som meddelades i maj 2017.
Tariff- och transportkostnader för rapporteringsperioden uppgick till 17,4 MUSD (16,2 MUSD). Minskningen per fat är huvudsakligen hänförlig till de ökade volymerna från transportsystemet Oseberg som Edvard Griegs oljeledning är sammankopplad med.
Övriga kostnader uppgick till 5,8 MUSD (11,2 MUSD) och var främst hänförliga till kostnadsdelningsavtalet för Brynhildfältet, i enlighet med vilket utvinningskostnaderna varierar med oljepriset fram till slutet av maj 2017. Avtalet värderas till verkligt värde till terminskursen på olja.
Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 275,3 MUSD (157,0 MUSD), motsvarande en genomsnittlig kostnad om 17,67 USD (17,52 USD) per fat och beskrivs i not 3. De högre avskrivningarna under rapporteringsperioden i förhållande till jämförelseperioden är hänförliga till högre avskrivningar av Edvard Griegfältet och beror på att högre produktionsnivåer har uppnåtts.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 25,9 MUSD (55,8 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 3. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger stor osäkerhet om deras framtida återvinning.
Under rapporteringsperioden kostnadsfördes prospekteringsutgifter i Norge om 25,1 MUSD, främst hänförliga till utvärderingsborrningen på Gohta i PL492 som slutfördes utan framgång, en torr borrning på Volund Weststrukturen samt ett antal prospekteringslicenser i Norge som för närvarande återlämnas.
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar uppgick till 13,2 MUSD (– MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 3. Nedskrivningarna var hänförliga till försäljningen av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet i PL148, som är villkorad av godkännande från den norska staten.
Övriga rörelsekostnader uppgick till 103,2 MUSD (– MUSD) för rapporteringsperioden och var hänförliga till inköp av råolja utanför koncernen av Lundin Petroleum Marketing SA.
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 16,7 MUSD (13,7 MUSD) och innehöll en kostnad om 1,8 MUSD (2,1 MUSD), hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om Ersättningar nedan. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 1,3 MUSD (1,7 MUSD) för rapporteringsperioden.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 139,6 MUSD (110,8 MUSD) och beskrivs i not 4.
Valutakursvinsten för rapporteringsperioden uppgick till 139,2 MUSD (110,2 MUSD). Valutakursförändringar uppkommer på betalningstransaktioner i utländsk valuta och på omvärdering av rörelsekapital och lånebalanser till den på balansdagen gällande valutakursen, när dessa monetära tillgångar och skulder innehas i andra valutor än den funktionella valutan i koncernföretagen. Lundin Petroleum har säkrat vissa verksamhetsutgifter som uppkommer i utländsk valuta mot US dollarn. Under rapporteringsperioden uppgick den realiserade valutakursförlusten på förfallna valutakurssäkringar till 6,2 MUSD (33,9 MUSD).
Under rapporteringsperioden försvagades US dollarn mot Euron, vilket resulterade i valutakursvinst hänförlig till det externa lånet i US dollar som har lånats av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta. Dessutom försvagades den norska kronan mot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en valutakursförlust på en koncernintern lånebalans i norska kronor.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 89,8 MUSD (120,3 MUSD) och beskrivs i not 5.
Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 58,1 MUSD (73,6 MUSD) och representerade den delen av ränteutgifterna som redovisades över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades under rapporteringsperioden till ett belopp om 26,6 MUSD (7,9 MUSD). De totala räntekostnaderna har ökat i förhållande till jämförelseperioden på grund av något ökad upplåning och högre räntor. Räntesäkringsavtalen resulterade i en förlust om 11,0 MUSD (9,6 MUSD) och ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på att ett högre belopp har säkrats under 2017.
Avskrivningar för aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 8,5 MUSD (28,7 MUSD) för rapporteringsperioden och var hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av kreditfaciliteterna som skrivs av över faciliteternas nyttjandetid. Minskningen jämfört med samma period föregående år beror på att de nuvarande kreditfaciliteterna ingicks under det andra kvartalet 2016 och att den icke avskrivna delen av de aktiverade finansieringsavgifterna som uppkom i samband med upprättandet av de tidigare kreditfaciliteterna och den kortfristiga revolverande kreditfaciliteten om MUSD 22,3 då kostnadsfördes.
Engagemangsavgifterna för faciliteterna uppgick till 5,4 MUSD (3,3 MUSD) för rapporterings-perioden och ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på att det lånebelopp som finns tillgängligt att utnyttja under koncernens reservbaserade kreditfacilitet har ökat.
Den totala skattekostnaden uppgick till 218,8 MUSD (57,1 MUSD intäkt) för rapporteringsperioden, se not 6.
Den aktuella skatteintäkten uppgick till 1,1 MUSD (41,6 MUSD intäkt) för rapporteringsperioden och inkluderade en skatteintäkt om 1,4 MUSD (41,9 MUSD intäkt), hänförlig till verksamhet i Norge under tidigare år.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 219,9 MUSD (15,5 MUSD intäkt) för rapporteringsperioden och var främst hänförlig till Norge. En uppskjuten skatt uppkommer huvudsakligen när det finns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar.
Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 12,5 och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för rapporteringsperioden påverkas av resultatposter som inte är skattepliktiga eller avdragsgilla fullt ut, såsom den redovisade valutakursvinsten, finansiella poster för den norska verksamheten och det särskilda avdraget för skatteändamål som gäller för utbyggnadsutgifter i enlighet med de skatteregler som gäller för verksamhet offshore i Norge.
Resultat hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -2,5 MUSD (-2,3 MUSD) och var främst hänförligt till andelen som ägs av innehavare utan bestämmande inflytande i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat.
Resultatet hänförligt till avyttrad verksamhet uppgick till 47,9 MUSD (-27,6 MUSD), se not 14.
Olje- och gastillgångar uppgick till 4 258,5 MUSD (4 376,4 MUSD) och beskrivs i not 7.
Utbyggnads-, prospekterings- och utvärderingsutgifter för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter Belopp i MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 512,7 | 255,7 | 386,9 | 218,5 | 877,1 |
| Utbyggnadsutgifter från kvarvarande verksamhet |
512,7 | 255,7 | 386,9 | 218,5 | 877,1 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 512,7 MUSD (386,9 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg och Volund.
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter Belopp i MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 103,0 | 48,9 | 58,5 | 17,6 | 142,1 |
| Ryssland | 0,8 | 0,4 | 0,6 | 0,3 | 1,4 |
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter från kvarvarande verksamhet |
103,8 | 49,3 | 59,1 | 17,9 | 143,5 |
Under rapporteringsperioden har prospekterings- och utvärderingsutgifter redovisats till ett belopp om 103,0 MUSD (58,5 MUSD) i Norge, främst hänförliga till prospekteringsborrningen på Filicudi i PL533 och utvärderingsborrningarna Edvard Grieg Southwest i PL338, Gohta-3 i PL492 och Alta-4 i PL609.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 13,5 MUSD (166,1 MUSD) och minskningen jämfört med samma period föregående år är hänförlig till IPC-avknoppningen.
Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen 2016 uppgick till 128,1 MUSD (128,1 MUSD).
Finansiella tillgångar uppgick till 11,8 MUSD (9,4 MUSD) och beskrivs i not 8. Övriga aktier och andelar uppgick till 11,3 MUSD (8,9 MUSD) och var hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde med värdeförändringen redovisad inom övrigt totalresultat.
Derivatinstrument uppgick till 11,9 MUSD (17,0 MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när de utestående ränte- och valutasäkringskontrakten som förfaller efter tolv månader har värderats till verkligt värde.
Lager uppgick till 32,2 MUSD (54,9 MUSD) och inkluderade både lager av olja och gas och borrutrustning. Minskningen jämfört med samma period föregående år är hänförlig till IPC-avknoppningen.
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 222,7 MUSD (288,9 MUSD) och beskrivs i not 9. Kundfordringar uppgick till 135,6 MUSD (193,4 MUSD) och inkluderade fakturerade leveranser. Inga kundfordringar har förfallit till betalning. Underuttag uppgick till 12,0 MUSD (28,9 MUSD) och var hänförliga till underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst Brynhild. Fordringar på joint operations, uppgick till 14,2 MUSD (31,2 MUSD) och var hänförliga till diverse mellanhavanden med joint ventures. Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 34,8 MUSD (29,4 MUSD) och var främst hänförliga till förutbetalda verksamhets- och försäkringsutgifter. Kostnadsdelningen för Brynhild uppgick till – MUSD (3,0 MUSD) och var hänförlig till värderingen till verkligt värde av kontraktet, i enlighet med vilket andelen av utvinningskostnaden varierar med oljepriset. Kontraktet upphörde under rapporteringsperioden. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 26,0 MUSD (3,0 MUSD) och innehöll en kortfristig fordran från IPC avseende mellanhavanden till följd av avknoppningen, momsfordringar och andra diverse fordringar.
Derivatinstrument uppgick till 6,5 MUSD (0,8 MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när de utestående ränteoch valutasäkringskontrakten som förfaller inom tolv månader har värderats till verkligt värde.
Kortfristiga skattefordringar uppgick till 80,6 MUSD (77,5 MUSD), varav 80,5 MUSD var hänförliga till den norska skatteåterbetalningen för 2016 som kommer att erhållas under det fjärde kvartalet 2017.
Likvida medel uppgick till 74,2 MUSD (69,5 MUSD), varav 11,8 MUSD (– MUSD) är spärrade medel. Likvida medel innehas för att möta verksamhetens löpande behov.
Finansiella skulder uppgick till 4 073,0 MUSD (4 048,3 MUSD) och beskrivs i not 10. Banklån uppgick till 4 155,0 MUSD (4 145,0 MUSD) och var hänförligt till det utestående lånet under koncernens reservbaserade kreditfacilitet. Aktiverade finansieringsavgifter, som avsåg upprättandekostnader för koncernens kreditfacilitet uppgick till 82,0 MUSD (96,7 MUSD) och skrivs av över facilitetens förväntade utnyttjandetid.
Avsättningar uppgick till 363,9 MUSD (420,0 MUSD) och beskrivs i not 11. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 358,3 MUSD (407,1 MUSD) och avsåg framtida återställningsåtaganden. Avsättningen hänförlig till Norge uppgick till 358,3 MUSD (316,1 MUSD). Den ökade avsättningen är främst hänförlig till produktionsborrningar på Edvard Grieg och Volund samt till utbyggnaden av Johan Sverdrup.
Uppskjutna skatteskulder uppgick till 861,4 MUSD (669,3 MUSD). Avsättningen var främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Derivatinstrument uppgick till 5,3 MUSD (29,8 MUSD) och var hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 34,7 MUSD (33,8 MUSD) och avsåg främst den till fullo gjorda konsolideringen av ett dotterbolag, i vilket ett bolag utan bestämmande inflytande har bidragit till finansieringen till förmån för LLC PetroResurs, Ryssland.
Finansiella skulder uppgick till 12,4 MUSD (– MUSD) och beskrivs i not 10. Finansiella skulder avser inlösenåtagandet av det långsiktiga prestationsbaserade incitamentprogrammet för 2014 för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom bolaget, se även avsnittet om ersättningar nedan.
Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 267,9 MUSD (308,4 MUSD) och beskrivs i not 12. Överuttag uppgick till 19,7 MUSD (29,9 MUSD) och var hänförlig till en överuttagsposition vid de producerande fälten, främst Edvard Grieg och Alvheim. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 193,1 MUSD (238,8 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 20,1 MUSD (16,9 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 12,1 MUSD (9,5 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 23,9 MUSD (37,6 MUSD) och var främst hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 4,8 MUSD (6,9 MUSD) och avsåg den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums unit bonus program.
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 46 500,9 MSEK (-37,4 MSEK) för rapporteringsperioden. I resultatet ingick finansiella intäkter om 46 543,2 MSEK, hänförliga till en intern omorganisation som gjordes före IPC-avknoppningen. Resultatet exklusive denna finansiella intäkt uppgår till -42,3 MSEK (-37,4 MSEK).
I resultatet ingick administrationskostnader om 47,6 MSEK (36,9 MSEK) och finansiella intäkter om 0,8 MSEK (-2,4 MSEK), exklusive finansiella intäkter hänförliga till den interna omorganisationen.
De finansiella intäkterna hänförliga till den interna omorganisationen innefattar erhållna utdelningar från ett dotterbolag och försäljning av dotterbolag, kompenserat av kostnader för IPC-avknoppningen. Som en del av den interna omorganisationen, som slutfördes den 7 april 2017, sålde Lundin Petroleum AB samtliga aktier i två dotterbolag och förvärvade samtliga aktier i ett nybildat bolag som innehar samtliga aktier i Lundin Norway AS. Till följd av dessa transaktioner ökade bolagets innehav av aktier i dotterbolag till 55 118,9 MSEK.
Ställda säkerheter till ett belopp om 55 118,9 MSEK (6 740,3 MSEK) var hänförliga till det bokförda värdet för de aktier som pantsattes i samband med kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum Holding BV, se även avsnittet om likviditet nedan.
Under rapporteringsperioden har koncernen genomfört transaktioner med närstående till marknadsmässiga villkor och betydande transaktioner beskrivs nedan.
Koncernen har sålt olja och därmed sammanhängande produkter till Statoilkoncernen till ett belopp av 174,3 MUSD, till marknadsmässiga villkor.
I februari 2016 ingick Lundin Petroleum en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD. Faciliteten är en reservbaserad kreditfacilitet som är säkrad mot vissa kassaflöden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten omräknas var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa koncernbolags aktier och vissa av de pantsatta bolagens bankkonton.
Bankgarantier har ställts ut avseende arbetsåtaganden och andra kostnader hänförliga till produktionsdelningskontrakt i Malaysia. Det utestående beloppet per den 30 juni 2017 var 10,1 MUSD, för vilket bolaget har erhållit ersättning från IPC.
Inga rapporterbara händelser har inträffat efter balansdagens utgång.
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 478 713 SEK, vilket motsvarar 340 386 445 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK (avrundat).
Lundin Petroleums ersättningsprinciper och information avseende de långsiktiga incitamentsprogrammen redovisas i bolagets årsredovisning 2016 och i aktieägarinformationen inför årsstämman 2017, vilken finns tillgängligt på www.lundin-petroleum.com.
Antalet utställda units som ingår i 2015, 2016 och 2017 års unit bonus program per den 30 juni 2017 var 139 546 respektive 225 626 och 288 216.
Årsstämman 2016 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner. Programmet gäller från och med den 1 juli 2016 och kostnaden redovisas från och med det andra halvåret 2016. Det totala antalet utestående rättigheter per den 30 juni 2017 uppgick till 426 436 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2016, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av utdelningen efter IPC-avknoppningen, i enlighet med reglerna för programmet. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 89,30 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Rättigheter för medarbetare som nu är anställda av IPC har räknats om proportionellt fram till den 24 april 2017.
Programmet för 2015 gäller från och med den 1 juli 2015 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 30 juni 2017 uppgick till 672 224 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2015, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av utdelningen efter IPC-avknoppningen, i enlighet med reglerna för programmet. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 91,40 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen. Rättigheter för medarbetare som nu är anställda av IPC har räknats om proportionellt fram till den 24 april 2017.
Programmet för 2014 gäller från och med den 1 juli 2014 och summan av antalet utestående rättigheter per den 30 juni 2017 uppgick till 652 142 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2014, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av utdelningen efter IPC-avknoppningen, i enlighet med reglerna för programmet. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 81,40 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen.
Denna delårsrapport har upprättats i enlighet med International Accounting Standards (IAS) 34 delårsrapportering och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554).
Redovisningsprinciperna som tillämpats är i övrigt i överensstämmelse med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2016.
Moderbolagets finansiella rapporter har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet med RFR 2 redovisning för juridiska personer, som gavs ut av rådet för finansiell rapportering samt årsredovisningslagen (SFS 1995:1554).
Svensk lagstiftning tillåter inte att moderbolagets resultat presenteras i annan valuta än svenska kronor eller Euro, varför moderbolagets finansiella rapporter presenteras endast i svenska kronor och inte i US dollar.
Målsättningen med hanteringen av verksamhetsrisker är att fortlöpande identifiera, förstå och hantera hot och möjligheter inom verksamheten. Denna målsättning uppnås genom att skapa ett mandat och ett engagemang för riskhantering på alla nivåer i verksamheten. På detta sätt hanteras risker som en integrerad och fortlöpande del i bolagets beslutsprocesser. Bolaget säkerställer därmed att alla risker identifieras, uppmärksammas, förstås och kommuniceras med god framförhållning. Förmågan att hantera och/eller minska dessa risker är en avgörande faktor för att säkerställa att bolaget uppnår sina verksamhetsmål. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och finansiella risker som även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering, inte kan eliminera fullt ut. Detta gäller även risker som ligger utanför bolagets kontroll.
En detaljerad analys av Lundin Petroleums strategiska, operativa, finansiella och externa risker samt åtgärdande av dessa risker genom riskhantering beskrivs i Lundin Petroleums årsredovisning 2016.
Lundin Petroleum har ingått valutasäkringskontrakt för att möta del av bolagets framtida kapitalbehov i NOK för utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet. Per den 30 juni 2017 har Lundin Petroleum utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 1 744,6 MNOK | 211,2 MUSD | 8,26 NOK: 1 USD | jul 2017 – dec 2017 |
| 3 493,0 MNOK | 424,2 MUSD | 8,23 NOK: 1 USD | jan 2018 – dec 2018 |
| 1 672,4 MNOK | 200,4 MUSD | 8,35 NOK: 1 USD | jan 2019 – dec 2019 |
Under rapporteringsperioden ingick Lundin Petroleum ytterligare räntesäkringskontrakt. Per den 30 juni 2017 har Lundin Petroleum utestående räntesäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:
| Lån Belopp i MUSD |
Binda den rörliga LIBOR-räntan Genomsnittlig ränta per år |
Likvidperiod |
|---|---|---|
| 3 000 | 1,66% | jul 2017 – dec 2017 |
| 3 000 | 1,87% | jan 2018 – dec 2018 |
| 3 000 | 1,42% | jan 2019 – dec 2019 |
Enligt IAS 39, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet kommer att redovisas i övrigt totalresultat.
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
| 30 juni 2017 | 30 juni 2016 | 31 dec 2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 1 USD motsvarar NOK | 8,4784 | 8,3870 | 8,4521 | 8,3776 | 8,4014 | 8,6200 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,9238 | 0,8763 | 0,8964 | 0,9007 | 0,9037 | 0,9487 |
| 1 USD motsvarar Rubel | 57,9597 | 59,1876 | 70,2913 | 64,4208 | 67,0692 | 60,9999 |
| 1 USD motsvarar SEK | 8,8660 | 8,4471 | 8,3382 | 8,4887 | 8,5610 | 9,0622 |
| Belopp i MUSD | Not | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
||
| Intäkter | 1 | 886,1 | 464,6 | 354,8 | 209,7 | 950,0 |
| Rörelsens kostnader | ||||||
| Produktionskostnader | 2 | -78,0 | -41,9 | -82,3 | -40,7 | -168,4 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -275,3 | -144,2 | -157,0 | -81,1 | -386,2 | |
| Prospekteringskostnader | -25,9 | -21,7 | -55,8 | -1,3 | -101,9 | |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -13,2 | -13,2 | – | – | -506,1 | |
| Övriga rörelsekostnader | -103,2 | -83,9 | – | – | -2,1 | |
| Bruttoresultat | 3 | 390,5 | 159,7 | 59,7 | 86,6 | -214,7 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella |
||||||
| anläggningstillgångar | -16,7 | -5,7 | -13,7 | -6,7 | -30,0 | |
| Rörelseresultat | 373,8 | 154,0 | 46,0 | 79,9 | -244,7 | |
| Finansiella poster | ||||||
| Finansiella intäkter | 4 | 139,6 | 119,0 | 110,8 | -77,9 | 2,7 |
| Finansiella kostnader | 5 | -89,8 | -44,5 | -120,3 | -72,6 | -221,5 |
| 49,8 | 74,5 | -9,5 | -150,5 | -218,8 | ||
| Resultat före skatt | 423,6 | 228,5 | 36,5 | -70,6 | -463,5 | |
| Inkomstskatt | 6 | -218,8 | -82,9 | 57,1 | -1,5 | 64,2 |
| Periodens resultat från kvarvarande verksamhet |
204,8 | 145,6 | 93,6 | -72,1 | -399,3 | |
| Avyttrad verksamhet | ||||||
| Periodens resultat – IPC | 14 | 47,9 | 43,9 | -27,6 | 23,8 | -100,0 |
| Periodens resultat | 252,7 | 189,5 | 66,0 | -48,3 | -499,3 | |
| Hänförligt till: | ||||||
| Moderbolagets aktieägare | 255,2 | 190,7 | 68,3 | -47,1 | -356,7 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -2,5 | -1,2 | -2,3 | -1,2 | -142,6 | |
| 252,7 | 189,5 | 66,0 | -48,3 | -499,3 | ||
| Resultat per aktie – USD1 | ||||||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 | |
| Från avyttrad verksamhet | 0,14 | 0,13 | -0,09 | 0,08 | -0,30 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD1 |
||||||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 | |
| Från avyttrad verksamhet | 0,14 | 0,13 | -0,09 | 0,08 | -0,30 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| Belopp i MUSD | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 252,7 | 189,5 | 66,0 | -48,3 | -499,3 |
| Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen: |
|||||
| Valutaomräkningsdifferens | -58,5 | -60,4 | 16,4 | 8,7 | 13,8 |
| Kassaflödessäkring | 40,7 | 22,0 | 65,3 | 16,2 | 64,3 |
| Finansiell tillgång som kan säljas | 0,2 | 1,0 | 1,2 | -3,6 | 5,3 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -17,6 | -37,4 | 82,9 | 21,3 | 83,4 |
| Totalresultat | 235,1 | 152,1 | 148,9 | -27,0 | -415,9 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 237,6 | 153,4 | 147,8 | -26,9 | -278,2 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -2,5 | -1,3 | 1,1 | -0,1 | -137,7 |
| 235,1 | 152,1 | 148,9 | -27,0 | -415,9 |
| Belopp i MUSD | Not | 30 juni 2017 | 31 december 2016 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 7 | 4 528,5 | 4 376,4 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 13,5 | 166,1 | |
| Goodwill | 128,1 | 128,1 | |
| Finansiella tillgångar | 8 | 11,8 | 9,4 |
| Uppskjutna skattefordringar | – | 13,5 | |
| Derivatinstrument | 13 | 11,9 | 17,0 |
| Summa anläggningstillgångar | 4 693,8 | 4 710,5 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 32,2 | 54,9 | |
| Kundfordringar och andra fordringar | 9 | 222,7 | 288,9 |
| Derivatinstrument | 13 | 6,5 | 0,8 |
| Kortfristiga skattefordringar | 80,6 | 77,5 | |
| Likvida medel | 74,2 | 69,5 | |
| Summa omsättningstillgångar | 416,2 | 491,6 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 5 110,0 | 5 202,1 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | -421,8 | -238,6 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -115,8 | -113,6 | |
| Summa eget kapital | -537,6 | -352,2 | |
| Skulder | |||
| Långfristiga skulder | |||
| Finansiella skulder | 10 | 4 073,0 | 4 048,3 |
| Avsättningar | 11 | 363,9 | 420,0 |
| Uppskjutna skatteskulder | 861,4 | 669,3 | |
| Derivatinstrument | 13 | 5,3 | 29,8 |
| Övriga långfristiga skulder | 34,7 | 33,8 | |
| Summa långfristiga skulder | 5 338,3 | 5 201,2 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Finansiella skulder | 10 | 12,4 | – |
| Leverantörsskulder och andra skulder | 12 | 267,9 | 308,4 |
| Derivatinstrument | 13 | 23,9 | 37,6 |
| Kortfristiga skatteskulder | 0,3 | 0,2 | |
| Avsättningar | 11 | 4,8 | 6,9 |
| Summa kortfristiga skulder | 309,3 | 353,1 | |
| Summa skulder | 5 647,6 | 5 554,3 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 5 110,0 | 5 202,1 | |
| Belopp i MUSD | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
Kvarvarande verksamhet |
|
| Kassaflöde från verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 204,8 | 145,6 | 93,6 | -72,1 | -399,3 |
| Justeringar för: | |||||
| Prospekteringskostnader | 25,9 | 21,7 | 55,8 | 1,3 | 101,9 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 276,5 | 144,8 | 158,7 | 81,9 | 391,7 |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | 13,2 | 13,2 | – | – | 506,1 |
| Aktuell skatt | -1,1 | -1,4 | -41,6 | -11,6 | -78,4 |
| Uppskjuten skatt | 219,9 | 84,3 | -15,5 | 13,1 | 14,2 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 6,1 | 2,8 | 6,8 | 3,0 | 15,6 |
| Valutakursförlust | -146,4 | -123,6 | -143,8 | 62,0 | -24,9 |
| Räntekostnader | 58,1 | 29,5 | 73,6 | 39,4 | 137,3 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 8,5 | 4,2 | 28,7 | 23,3 | 38,9 |
| Övriga | 5,6 | 2,9 | 10,1 | 4,7 | 12,6 |
| Erhållen ränta | 0,2 | 0,1 | 0,4 | 0,1 | 2,3 |
| Betald ränta | -84,0 | -43,4 | -75,1 | -38,1 | -153,7 |
| Erhållen/betald skatt | -0,2 | -0,2 | -0,5 | -0,3 | 273,5 |
| Förändringar i rörelsekapital | 14,3 | -19,8 | 25,9 | -5,3 | -169,1 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 601,4 | 260,7 | 177,1 | 101,4 | 668,7 |
| Kassaflöde från investeringar | |||||
| Investering i olje- och gastillgångar | -616,5 | -305,0 | -446,0 | -236,4 | -1 020,6 |
| Investering i övriga anläggningstillgångar | -0,8 | -0,2 | -0,4 | – | -1,1 |
| Investering i övriga aktier och andelar | -1,3 | – | – | – | – |
| Betalda återställningskostnader | -0,1 | -0,3 | -0,5 | – | -1,0 |
| Övriga betalningar | -7,2 | -7,2 | 31,0 | 31,0 | 25,8 |
| Summa kassaflöde från investeringar | -625,9 | -312,7 | -415,9 | -205,4 | -996,9 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Förändring av långfristiga skulder | 10,9 | 70,4 | 207,7 | -24,9 | 288,7 |
| Betalda finansieringsavgifter | – | – | -96,6 | -9,4 | -104,0 |
| Kassaflöde från/till avyttrad verksamhet | 31,7 | – | 36,1 | 42,9 | 92,5 |
| Nyemission aktier/Försäljning av egna aktier1 | – | – | 64,1 | 64,1 | 64,1 |
| Summa kassaflöde från finansiering | 42,6 | 70,4 | 211,3 | 72,7 | 341,3 |
| Förändring av likvida medel | 18,1 | 18,4 | -27,5 | -31,3 | 13,1 |
| Likvida medel vid periodens början | 56,1 | 56,3 | 42,4 | 68,1 | 42,4 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | 0,0 | -0,5 | 0,3 | 0,7 | 0,6 |
| Likvida medel från avyttrad verksamhet | – | – | 19,2 | -3,1 | 13,4 |
| Likvida medel vid periodens slut | 74,2 | 74,2 | 34,4 | 34,4 | 69,5 |
1 Kontant ersättning erhållen från Statoil ASA för ytterligare nyemitterade aktier och försäljning av egna aktier.
| Belopp i MUSD | Aktie kapital |
Övrigt tillskjutet kapital/Övriga reserver |
Balanserad vinst |
Utdelningar | Summa | Innehav utan bestämmande inflytande |
Summa eget kapital |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Den 1 januari 2016 | 0,5 | -64,3 | -434,4 | – | -498,2 | 24,1 | -474,1 |
| Totalresultat | |||||||
| Periodens resultat | – | – | 68,3 | – | 68,3 | -2,3 | 66,0 |
| Övrigt totalresultat | – | 79,5 | – | – | 79,5 | 3,4 | 82,9 |
| Summa totalresultat | – | 79,5 | 68,3 | – | 147,8 | 1,1 | 148,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Emittering av aktier/Försäljning av egna aktier |
– | 534,1 | – | – | 534,1 | – | 534,1 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 1,2 | – | 1,2 | – | 1,2 |
| Summa transaktioner med ägare |
– | 534,1 | 1,2 | – | 535,3 | – | 535,3 |
| Den 30 juni 2016 | 0,5 | 549,3 | -364,9 | – | 184,9 | 25,2 | 210,1 |
| Totalresultat | |||||||
| Periodens resultat | – | – | -425,0 | – | -425,0 | -140,3 | -565,3 |
| Övrigt totalresultat | – | -1,0 | – | – | -1,0 | 1,5 | 0,5 |
| Summa totalresultat | – | -1,0 | -425,0 | – | -426,0 | -138,8 | -564,8 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 2,5 | – | 2,5 | – | 2,5 |
| Summa transaktioner med ägare |
– | – | 2,5 | – | 2,5 | – | 2,5 |
| Den 31 december 2016 | 0,5 | 548,3 | -787,4 | – | -238,6 | -113,6 | -352,2 |
| Totalresultat | |||||||
| Periodens resultat | – | – | 255,2 | – | 255,2 | -2,5 | 252,7 |
| Övrigt totalresultat | – | -17,6 | – | – | -17,6 | – | -17,6 |
| Summa totalresultat | – | -17,6 | 255,2 | – | 237,6 | -2,5 | 235,1 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelningar | – | – | – | -410,0 | -410,0 | – | -410,0 |
| IPC-avknoppning | – | – | – | – | – | 0,3 | 0,3 |
| Aktierelaterade ersättningar | – | -12,4 | – | – | -12,4 | – | -12,4 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 1,6 | – | 1,6 | – | 1,6 |
| Summa transaktioner med ägare |
– | -12,4 | 1,6 | -410,0 | -420,8 | 0,3 | -420,5 |
| Den 30 juni 2017 | 0,5 | 518,3 | -530,6 | -410,0 | -421,8 | -115,8 | -537,6 |
Hänförligt till moderbolagets aktieägare
| Not 1 – Intäkter MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Olja från egen produktion | 712,8 | 382,9 | 320,0 | 183,7 | 901,0 |
| Olja från tredje part | 103,1 | 84,0 | 0,5 | 0,2 | 2,1 |
| Kondensat | 16,1 | 9,7 | 5,5 | 5,5 | 14,3 |
| Gas | 49,0 | 23,2 | 25,5 | 12,8 | 58,5 |
| Försäljning av olja och gas från kvarvarande verksamhet |
881,0 | 499,8 | 351,5 | 202,2 | 975,9 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -5,1 | -40,7 | 1,8 | 6,9 | -29,1 |
| Övriga intäkter | 10,2 | 5,5 | 1,5 | 0,6 | 3,2 |
| Intäkter från kvarvarande verksamhet | 886,1 | 464,6 | 354,8 | 209,7 | 950,0 |
| Not 2 – Produktionskostnader MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 55,3 | 28,9 | 55,3 | 28,2 | 113,1 |
| Tariff- och transportkostnader | 17,4 | 9,7 | 16,2 | 7,6 | 33,9 |
| Förändring i lager | -0,5 | 0,1 | -0,4 | -0,1 | -0,7 |
| Övriga | 5,8 | 3,2 | 11,2 | 5,0 | 22,1 |
| Produktionskostnader från kvarvarande verksamhet |
78,0 | 41,9 | 82,3 | 40,7 | 168,4 |
| Not 3 – Segmentinformation MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | |||||
| Olja från egen produktion | 712,8 | 382,9 | 320,0 | 183,7 | 901,0 |
| Kondensat | 16,1 | 9,7 | 5,5 | 5,5 | 14,3 |
| Gas | 49,0 | 23,2 | 25,5 | 12,8 | 58,5 |
| Försäljning av olja och gas | 777,9 | 415,8 | 351,0 | 202,0 | 973,8 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -5,1 | -40,7 | 1,8 | 6,9 | -29,1 |
| Övriga intäkter | 9,3 | 5,0 | 0,6 | 0,2 | 1,5 |
| Intäkter | 782,1 | 380,1 | 353,4 | 209,1 | 946,2 |
| Produktionskostnader | -78,0 | -41,9 | -82,3 | -40,7 | -168,4 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -275,3 | -144,2 | -157,0 | -81,1 | -386,2 |
| Prospekteringskostnader | -25,1 | -21,3 | -55,8 | -1,3 | -101,9 |
| Nedskrivningar av olje- och gas- tillgångar | -13,2 | -13,2 | – | – | – |
| Bruttoresultat | 390,5 | 159,5 | 58,3 | 86,0 | 289,7 |
| Not 3 – Segmentinformation fort. MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Övriga | |||||
| Olja från tredje part | 103,1 | 84,0 | 0,5 | 0,2 | 2,1 |
| Försäljning av olja och gas | 103,1 | 84,0 | 0,5 | 0,2 | 2,1 |
| Övriga intäkter | 0,9 | 0,5 | 0,9 | 0,4 | 1,7 |
| Intäkter | 104,0 | 84,5 | 1,4 | 0,6 | 3,8 |
| Prospekteringskostnader | -0,8 | -0,4 | – | – | – |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | – | – | – | – | -506,1 |
| Övriga rörelsekostnader | -103,2 | -83,9 | – | – | -2,1 |
| Bruttoresultat | 0,0 | 0,2 | 1,4 | 0,6 | -504,4 |
| Summa | |||||
| Olja från egen produktion | 712,8 | 382,9 | 320,0 | 183,7 | 901,0 |
| Olja från tredje part | 103,1 | 84,0 | 0,5 | 0,2 | 2,1 |
| Kondensat | 16,1 | 9,7 | 5,5 | 5,5 | 14,3 |
| Gas | 49,0 | 23,2 | 25,5 | 12,8 | 58,5 |
| Försäljning av olja och gas | 881,0 | 499,8 | 351,5 | 202,2 | 975,9 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -5,1 | -40,7 | 1,8 | 6,9 | -29,1 |
| Övriga intäkter | 10,2 | 5,5 | 1,5 | 0,6 | 3,2 |
| Intäkter | 886,1 | 464,6 | 354,8 | 209,7 | 950,0 |
| Produktionskostnader | -78,0 | -41,9 | -82,3 | -40,7 | -168,4 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -275,3 | -144,2 | -157,0 | -81,1 | -386,2 |
| Prospekteringskostnader | -25,9 | -21,7 | -55,8 | -1,3 | -101,9 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -13,2 | -13,2 | – | – | -506,1 |
| Övriga rörelsekostnader | -103,2 | -83,9 | – | – | -2,1 |
| Bruttoresultat från kvarvarande verksamhet | 390,5 | 159,7 | 59,7 | 86,6 | -214,7 |
Inom varje segment uppgår intäkter från transaktioner med en extern kund till tio procent eller mer av intäkterna för det segmentet.
| Not 4 – Finansiella intäkter MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Valutakursvinst | 139,2 | 118,8 | 110,2 | -78,1 | – |
| Ränteintäkter | 0,2 | 0,1 | 0,4 | 0,1 | 2,3 |
| Garanti-intäkter | 0,2 | 0,1 | 0,2 | 0,1 | 0,4 |
| Finansiella intäkter från kvarvarande verksamhet |
139,6 | 119,0 | 110,8 | -77,9 | 2,7 |
| Not 5 – Finansiella kostnader MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Räntekostnader | 58,1 | 29,5 | 73,6 | 39,4 | 137,3 |
| Valutakursförlust | – | – | – | – | 4,2 |
| Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt | 11,0 | 5,0 | 9,6 | 5,3 | 19,5 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 5,8 | 3,0 | 4,9 | 2,5 | 11,6 |
| Avskrivning av uppskjutna finansieringsavgifter | 8,5 | 4,2 | 28,7 | 23,3 | 38,9 |
| Engagemangsavgifter för lånefacilitet | 5,4 | 2,6 | 3,3 | 2,1 | 9,3 |
| Övriga | 1,0 | 0,2 | 0,2 | – | 0,7 |
| Finansiella kostnader från kvarvarande verksamhet |
89,8 | 44,5 | 120,3 | 72,6 | 221,5 |
| Not 6 – Inkomstskatter MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktuell skatt | -1,1 | -1,4 | -41,6 | -11,6 | -78,4 |
| Uppskjuten skatt | 219,9 | 84,3 | -15,5 | 13,1 | 14,2 |
| Inkomstskatter från kvarvarande verksamhet | 218,8 | 82,9 | -57,1 | 1,5 | -64,2 |
| MUSD | 30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
|---|---|---|
| Norge | 4 528,5 | 4 055,7 |
| Malaysia | – | 130,6 |
| Frankrike | – | 171,0 |
| Nederländerna | – | 19,1 |
| 4 528,5 | 4 376,4 |
| MUSD | 30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 11,3 | 8,9 |
| Övriga | 0,5 | 0,5 |
| 11,8 | 9,4 |
| MUSD | 30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
|---|---|---|
| Kundfordringar | 135,6 | 193,4 |
| Underuttag | 12,0 | 28,9 |
| Fordringar på joint operations | 14,2 | 31,2 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 34,8 | 29,4 |
| Brynhild kostnadsdelning | – | 3,0 |
| Övriga | 26,0 | 3,0 |
| 222,7 | 288,9 |
| Not 10 – Finansiella skulder MUSD |
30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Banklån | 4 155,0 | 4 145,0 |
| Aktiverade finansieringskostnader | -82,0 | -96,7 |
| 4 073,0 | 4 048,3 | |
| Kortfristiga | ||
| Övriga | 12,4 | – |
| 12,4 | – | |
| 4 085,4 | 4 048,3 |
| Not 11 – Avsättningar MUSD |
30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Återställningskostnader | 358,3 | 407,1 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 1,2 | 3,2 |
| Betalning för infarmning | – | 5,5 |
| Övriga | 4,4 | 4,2 |
| Kortfristiga | 363,9 | 420,0 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 4,8 | 6,9 |
| 4,8 | 6,9 | |
| 368,7 | 426,9 |
| Not 12 – Leverantörsskulder och övriga skulder | ||
|---|---|---|
| MUSD | 30 jun 2017 | 31 dec 2016 |
| Leverantörsskulder | 22,9 | 13,3 |
| Överuttag | 19,7 | 29,9 |
| Upplupna kostnader och skulder till Joint operations | 193,1 | 238,8 |
| Övriga upplupna kostnader | 20,1 | 16,9 |
| Övriga | 12,1 | 9,5 |
| 267,9 | 308,4 |
För finansiella instrument värderade till verkligt värde i balansräkningen, används följande värderingshierarki:
Finansiella instrument värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:
| 30 juni 2017 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Övriga aktier och andelar | 11,3 | – | – |
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 11,9 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 6,5 | – |
| 11,3 | 18,4 | – | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 5,3 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 23,9 | – |
| – | 29,2 | – |
| 31 december 2016 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Övriga aktier och andelar | 8,9 | – | – |
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 17,0 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 0,8 | – |
| 8,9 | 17,8 | – | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 29,8 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 37,6 | – |
| – | 67,4 | – |
Det har inte gjorts några överföringar mellan nivåerna under rapporteringsperioden.
Verkligt värde av de finansiella tillgångarna bedöms överensstämma med bokfört värde. Det verkliga värdet av derivatinstrumenten beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan och terminskursen för räntesäkrings- respektive valutasäkringskontrakten. Samtliga motparter i säkringskontrakten är banker som ingår i kreditfaciliteten.
Den 24 april 2017 slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna (IPC-tillgångarna) till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC) och delade ut aktierna i IPC proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare. Resultaten för IPC-tillgångarna är inkluderade i Lundin Petroleums finansiella rapporter fram till datumet för avknoppningen och redovisas som avyttrad verksamhet.
De finansiella resultaten för avyttrad verksamhet fram till datumet för avknoppningen framgår av tabellen nedan:
| 1 jan 2017- 30 jun 2017 |
1 apr 2017- 30 jun 2017 |
1 jan 2016- 30 jun 2016 |
1 apr 2016- 30 jun 2016 |
1 jan 2016- 31 dec 2016 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Intäkter | 69,1 | 17,2 | 101,8 | 55,6 | 209,9 |
| Rörelsens kostnader | |||||
| Produktionskostnader | -17,4 | -5,5 | -31,0 | -13,9 | -59,1 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -19,1 | -4,6 | -42,9 | -21,5 | -85,2 |
| Avskrivningar av övriga tillgångar | -10,4 | -2,6 | -15,6 | -7,8 | -31,1 |
| Prospekteringskostnader | 0,1 | 0,2 | -13,1 | 3,5 | -14,2 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | – | – | – | – | -126,0 |
| Bruttoresultat | 22,3 | 4,7 | -0,8 | 15,9 | -105,7 |
| Försäljning av tillgångar | – | – | -3,5 | -3,5 | -3,5 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av | |||||
| övriga materiella anläggningstillgångar | -1,0 | -0,1 | -0,9 | 1,1 | -1,9 |
| Rörelseresultat | 21,3 | 4,6 | -5,2 | 13,5 | -111,1 |
| Finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | – | – | – | – | 23,9 |
| Finansiella kostnader | -24,1 | -12,7 | -20,4 | 10,6 | -7,9 |
| -24,1 | -12,7 | -20,4 | 10,6 | 16,0 | |
| Resultat före skatt | -2,8 | -8,1 | -25,6 | 24,1 | -95,1 |
| Inkomstskatt | -1,2 | 0,1 | -2,0 | -0,3 | -4,9 |
| -4,0 | -8,0 | -27,6 | 23,8 | -100,0 | |
| Vinst vid utdelning av tillgångar | 51,9 | 51,9 | – | – | – |
| Periodens resultat från avyttrad verksamhet | 47,9 | 43,9 | -27,6 | 23,8 | -100,0 |
| Belopp i MSEK | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 4,5 | 3,5 | 1,9 | 0,9 | 3,8 |
| Administrationskostnader | -47,6 | -17,0 | -36,9 | -23,8 | -106,6 |
| Rörelseresultat | -43,1 | -13,5 | -35,0 | -22,9 | -102,8 |
| Finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | 46 544,5 | 46 544,2 | 1,8 | 1,3 | 3,5 |
| Finansiella kostnader | -0,5 | – | -4,2 | -3,4 | -4,0 |
| 46 544,0 | 46 544,2 | -2,4 | -2,1 | -0,5 | |
| Resultat före skatt | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Inkomstskatt | – | – | – | – | – |
| Periodens resultat | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Belopp i MSEK | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – | – | – |
| Totalresultat | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Belopp i MSEK | 30 juni 2017 | 31 december 2016 |
|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Aktier i dotterbolag | 55 118,9 | 12 256,6 |
| Summa anläggningstillgångar | 55 118,9 | 12 256,6 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 9,7 | 20,7 |
| Likvida medel | 6,2 | 3,2 |
| Summa omsättningstillgångar | 15,9 | 23,9 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 55 134,8 | 12 280,5 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat | 55 018,5 | 12 212,9 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 1,0 | 0,6 |
| Skulder till koncernbolag | – | 49,4 |
| Summa långfristiga skulder | 1,0 | 50,0 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 115,3 | 17,6 |
| Summa kortfristiga skulder | 115,3 | 17,6 |
| Summa skulder | 116,3 | 67,6 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 55 134,8 | 12 280,5 |
| Belopp i MSEK | 1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 46 500,9 | 46 530,7 | -37,4 | -25,0 | -103,3 |
| Ej kassaflödespåverkande poster | -46 605,8 | -46 608,7 | 13,1 | 8,5 | 24,6 |
| Förändringar i rörelsekapital | 108,6 | 110,0 | -4,3 | 1,0 | 7,4 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 3,7 | 32,0 | -28,6 | -15,5 | -71,3 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Förändring av långfristiga skulder | – | -41,9 | -507,9 | -528,4 | -467,5 |
| Nyemission/avyttring egna aktier | – | – | 544,1 | 544,1 | 544,1 |
| Summa kassaflöde från finansiering | – | -41,9 | 36,2 | 15,7 | 76,6 |
| Förändringar i likvida medel | 3,7 | -9,9 | 7,6 | 0,2 | 5,3 |
| Likvida medel vid periodens början | 3,2 | 16,6 | 0,4 | 7,6 | 0,4 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -0,7 | -0,5 | -2,5 | -2,3 | -2,5 |
| Likvida medel vid periodens slut | 6,2 | 6,2 | 5,5 | 5,5 | 3,2 |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MSEK | Aktie kapital |
Reserv fond |
Övriga reserver |
Balanserad vinst |
Utdelningar | Summa | Summa eget kapital |
| Den 1 januari 2016 | 3,2 | 861,3 | 2 295,3 | 4 622,6 | – | 6 917,9 | 7 782,4 |
| Totalresultat | – | – | – | -37,4 | – | -37,4 | -37,4 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Nyemittering/ Försäljning av egna aktier |
0,3 | – | 4 533,5 | – | – | 4 533,5 | 4 533,8 |
| Summa transaktioner med ägare |
0,3 | – | 4 533,5 | – | – | 4 533,5 | 4 533,8 |
| Den 30 juni 2016 | 3,5 | 861,3 | 6 828,8 | 4 585,2 | – | 11 414,0 | 12 278,8 |
| Totalresultat | – | – | – | -65,9 | – | -65,9 | -65,9 |
| Den 31 december 2016 | 3,5 | 861,3 | 6 828,8 | 4 519,3 | – | 11 348,1 | 12 212,9 |
| Totalresultat | – | – | – | 46 500,9 | – | 46 500,9 | 46 500,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelningar | – | – | – | – | -3 695,3 | -3 695,3 | -3 695,3 |
| Summa transaktioner med ägare |
– | – | – | – | -3 695,3 | -3 695,3 | -3 695,3 |
| Den 30 juni 2017 | 3,5 | 861,3 | 6 828,8 | 51 020,2 | -3 695,3 | 54 153,7 | 55 018,5 |
Lundin Petroleum tillämpar alternativa nyckeltal i de finansiella rapporterna i enlighet med ESMA:s riktlinjer (European Securities and Markets Authority). Definitioner av nyckeltal beskrivs nedan:
| Finansiell data från kvarvarande verksamhet MUSD |
1 jan 2017- 30 jun 2017 6 månader |
1 apr 2017- 30 jun 2017 3 månader |
1 jan 2016- 30 jun 2016 6 månader |
1 apr 2016- 30 jun 2016 3 månader |
1 jan 2016- 31 dec 2016 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 886,1 | 464,6 | 354,8 | 209,7 | 950,0 |
| EBITDA | 689,3 | 333,5 | 260,5 | 163,1 | 752,5 |
| Periodens resultat | 204,8 | 145,6 | 93,6 | -72,1 | -399,3 |
| Operativt kassaflöde | 705,9 | 340,0 | 314,0 | 180,6 | 857,9 |
| Nyckeltal, per aktie från kvarvarande verksamhet USD |
|||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | -1,24 | -1,24 | 0,54 | 0,54 | -0,70 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 2,07 | 1,00 | 1,01 | 0,58 | 2,63 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 1,77 | 0,77 | 0,57 | 0,33 | 2,05 |
| Resultat per aktie | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,61 | 0,43 | 0,31 | -0,23 | -0,79 |
| EBITDA per aktie | 2,03 | 0,98 | 0,84 | 0,52 | 2,31 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 2,02 | 0,98 | 0,83 | 0,52 | 2,30 |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 | 340 386 445 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut |
340 386 445 | 340 386 445 | 311 233 197 | 311 396 065 | 325 808 486 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning |
341 628 882 | 341 628 882 | 312 529 762 | 312 692 630 | 326 738 233 |
| Börskurs SEK |
|||||
| Börskurs vid periodens slut | 162,10 | 162,10 | 152,70 | 152,70 | 198,10 |
| Nyckeltal från kvarvarande verksamhet | |||||
| Räntabilitet på eget kapital (%)1 | – | – | – | – | – |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital (%) | 10 | 4 | 0 | 1 | -9 |
| Netto skuldsättningsgrad (%)1 | – | – | – | – | – |
| Soliditet (%) | -11 | -11 | -7 | -7 | -17 |
| Andel riskbärande kapital (%) | 6 | 6 | 5 | 5 | -3 |
| Räntetäckningsgrad | 5 | 4 | 0 | 1 | -2 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 10 | 10 | 4 | 4 | 5 |
| Direktavkastning | 6 | 6 | n/a | n/a | n/a |
1 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom eget kapital är negativt per den 30 juni 2017, 31 december 2016 samt den 30 juni 2016.
EBITDA: (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation): Rörelseresultat före avskrivningar av oljeoch gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.
Operativt kassaflöde: Intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter.
Verksamhetskostnader: Verksamhetskostnader inkluderar utvinningskostnader, tariff- och transportkostnader, royalty och direkta produktionsskatter.
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid årets slut.
Operativt kassaflöde per aktie: Operativt kassaflöde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Kassaflöde från verksamheten per aktie: Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Resultat per aktie: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Resultat per aktie efter full utspädning: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.
EBITDA per aktie: EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Vägt genomsnittligt antal aktier för året: Antal aktier vid periodens början med för förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående.
Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning: Antal aktier vid årets början med förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av året de är utestående efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.
Räntabilitet på eget kapital: Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital: Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Nettoskuldsättningsgrad: Banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.
Soliditet: Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.
Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Räntetäckningsgrad: Resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.
Operativt kassaflöde/räntekostnader: Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
Direktavkastning: Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid årets utgång.
Styrelsen och koncernchef och verkställande direktören försäkrar att den finansiella rapporten för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2017 ger en rättvisande översikt av bolagets och koncernens verksamhet, ställning och resultat samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.
Stockholm den 2 augusti 2017
Ian H. Lundin Alex Schneiter Peggy Bruzelius Styrelseordförande Koncernchef och vd
C. Ashley Heppenstall Lukas H. Lundin Grace Reksten Skaugen
Jakob Thomasen Cecilia Vieweg
Vi har utfört en översiktlig granskning av rapporten för Lundin Petroleum AB (publ) för perioden 1 januari 2017 till 30 juni 2017. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att upprätta och presentera denna finansiella delårsinformation i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen. Vårt ansvar är att uttala en slutsats om denna finansiella delårsinformation grundad på vår översiktliga granskning.
Vi har utfört vår översiktliga granskning i enlighet med Standard för översiktlig granskning (ISRE) 2410 Översiktlig granskning av finansiell delårsinformation utförd av företagets valda revisor. En översiktlig granskning består av att göra förfrågningar, i första hand till personer som är ansvariga för finansiella frågor och redovisningsfrågor, att utföra analytisk granskning och att vidta andra översiktliga granskningsåtgärder. En översiktlig granskning har en annan inriktning och en betydligt mindre omfattning jämfört med den inriktning och omfattning som en revision enligt ISA och god revisionssed i övrigt har. De granskningsåtgärder som vidtas vid en översiktlig granskning gör det inte möjligt för oss att skaffa oss en sådan säkerhet att vi blir medvetna om alla viktiga omständigheter som skulle kunna ha blivit identifierade om en revision utförts. Den uttalade slutsatsen grundad på en översiktlig granskning har därför inte den säkerhet som en uttalad slutsats grundad på en revision har.
Grundat på vår översiktliga granskning har det inte kommit fram några omständigheter som ger oss anledning att anse att delårsrapporten inte, i allt väsentligt, är upprättad för koncernens del i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen samt för moderbolagets del i enlighet med årsredovisningslagen.
Stockholm den 2 augusti 2017
PricewaterhouseCoopers AB
Johan Rippe Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
Årsstämman kommer att hållas den 3 maj 2018 i Stockholm.
För ytterligare information var vänlig kontakta:
Alex Budden VP Communications & Investor Relations Tel: +41 22 595 10 19 [email protected]
Sofia Antunes Investor Relations Officer Tel: +41 22 595 10 00 [email protected]
Robert Eriksson Manager, Media Communications Tel: +46 701 11 26 15 [email protected] Denna information är sådan information som Lundin Petroleum AB är skyldig att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning och lagen om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 2 augusti 2017 kl. 07.30 CEST.
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive bolagets framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "antecipera", "planera", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan komma att", "kommer att", "projektera", "förutse", "potentiell", "målsättning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Risker och riskhantering" samt på andra ställen i bolagets
årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.
Huvudkontor Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sverige T +46-8-440 54 50 F +46-8-440 54 59 E [email protected] Wlundin-petroleum.com
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.