Annual Report • Apr 12, 2017
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
| Vår affärsmodell | 2 |
|---|---|
| Tillbakablick 2016 | 4 |
| Framåt 2017 | 5 |
| Vd har ordet | 6 |
| Ordföranden har ordet | 8 |
| Hållbar tillväxt | 10 |
| Oljemarknaden | 12 |
| Aktie och aktieägare | 14 |
| Verksamheten | |
| Översikt från COO | 16 |
| Produktion, reserver och resurser | 18 |
| Norge | 22 |
| Malaysia | 30 |
| Kontinentaleuropa | 32 |
| IPC-avknoppning | 34 |
| Risk | |
| Riskhantering | 36 |
| Ansvar | |
| Översikt från VP Corporate Responsibility | 42 |
| Våra medarbetare | 44 |
| Hälsa och säkerhet | 46 |
| Miljö | 47 |
| Etiskt ansvarstagande | 48 |
| Bolagsstyrning | |
| Bolagsstyrningsrapport 2016 | 50 |
| Finansiella rapporter | |
| Innehåll finansiella rapporter | 71 |
| Översikt från CFO | 72 |
| Ytterligare information | |
| Nyckeltal | 129 |
| Definitioner av nyckeltal | 130 |
| Finansiell femårsöversikt | 131 |
| Olje- och gasreserver | 132 |
| Definitioner och förkortningar | 133 |
| HSE indikatorer | 134 |
| Aktiedata | 135 |
| Information till aktieägare | 136 |
Hänvisningar till "Lundin Petroleum" eller "bolaget" avser koncernen i vilken Lundin Petroleum AB (publ) (organisationsnummer 556610- 8055) är moderbolag, eller Lundin Petroleum AB (publ), beroende på sammanhanget.
Hänvisningar till "International Petroleum Corporation" eller "IPC-tillgångarna" avser bolagets avknoppning av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna genom en sakutdelning, vilken godkändes av extra bolagsstämma den 22 mars
Lundin Petroleum uppnådde rekordhög produktion under 2016 främst tack vare de starka resultaten från Edvard Griegfältet samtidigt som verksamhetskostnaderna var rekordlåga.
| » Produktion | sidan 18 |
|---|---|
| » Edvard Grieg | sidan 24 |
Lundin Petroleum bidrar till att finna lösningar för ett mer energieffektivt och koldioxidsnålt samhälle. Under 2016 lyckades vi sänka vår koldioxidintensitet till under branschgenomsnittet i Norge.
» Hållbar tillväxt sidan 10
» Miljö sidan 47
Kostnaderna för Johan Sverdrupprojektet minskade betydligt under 2016 och en ökning gjordes av såväl produktionskapaciteten för Fas 1 och 2 som av resurserna. Projektet löper enligt tidsplan och produktion förväntas starta i slutet av 2019.
» Johan Sverdrup sidan 25
Vi anser att vår organiska tillväxtstrategi är det bästa sättet att skapa långsiktigt och hållbart värde. Vårt prospekteringsprogram för 2017 fokuserar på södra Barents hav och innehåller flera prospekteringsmål med mycket stor potential.
» Södra Barents hav sidorna 28–29
| · Rekordhög produktion och rekordlåga verksamhetskostnader | sidan 18 |
|---|---|
| · Reserversättningsgrad om 208% | sidan 19 |
| · Framgångsrik utvärderingsborrning av Altafyndigheten | sidan 28 |
| · Betydande tilldelning i den 23:e licensrundan i Norge | sidan 23 |
| · Värdeskapande förvärv av en 15-procentig andel i Edvard Grieg | sidan 24 |
| · Ny reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD undertecknad | sidan 72 |
| · Förbättrade nyckeltal avseende hälsa och säkerhet | sidan 46 |
Lundin Petroleum är det ledande oberoende olje- och gasbolaget i Europa med ett strategiskt fokus på Norge.
Lundin Petroleum har som målsättning att skapa hållbart och långsiktigt värde genom hela värdekedjan, från prospektering till produktion. Vi har utvecklat kapacitet och kompetens för att ta framgångsrik prospektering hela vägen fram till produktion och vi behåller vår ställning som en av de starkaste aktörerna i branschen när det gäller att kunna dra fördel av fortsatt tillväxt.
Lundin Petroleums affärsmodell är att skapa hållbart värde genom hela värdekedjan
Lundin Petroleums fokus är att bygga upp kärnområden för prospektering och att sätta samman integrerade team av geofysiker och tekniska experter som har ett kreativt och nyskapande tillvägagångssätt för oljeoch gasprospektering. Lundin Petroleum kommer att fokusera kommande prospektering och utvärdering på södra Barents hav med utvärdering av Alta- och Gohtafyndigheterna och prospektering i ett antal prospekteringsmål med mycket stor potential.
Efter prospektering och utvärdering omvandlas fyndigheter till reserver och produktion. När en utbyggnadsplan har godkänts kan anläggningar börja byggas och borrningar och infrastruktur anslutas så att produktion kan påbörjas. Som licenspartner är Lundin Petroleum involverad i det pågående arbetet med att konstruera produktionsanläggningar för olja och gas för det stora Johan Sverdrupprojektet i Norge.
Produktionsfasen innefattar allt från utvinning och bearbetning av olja eller gas till leverans för försäljning. Lundin Petroleum ökade sin produktion väsentligt under 2016 till följd av upptrappad produktion från Edvard Grieganläggningen samt fortsatt starka resultat från Alvheimområdet i Norge och Bertamfältet i Malaysia.
Lundin Petroleum prospekterar och producerar olje- och gasresurser i syfte att skapa långsiktigt och hållbart värde för såväl aktieägare som samhället i stort.
Vår vision är att med fokus på kärnområden utveckla ett lönsamt prospekterings- och produktionsbolag vars verksamhet bedrivs på ett säkert och miljömässigt ansvarsfullt sätt för att skapa långsiktigt värde för våra aktieägare och samhället.
| Finansiella resultat | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Genomsnittligt pris på Brentolja | 43,7 USD/boe | 52,4 USD/boe |
| Verksamhetskostnader | 7,8 USD/boe | 11,6 USD/boe |
| EBITDA | 902,6 MUSD | 384,7 MUSD |
| Operativt kassaflöde | 1 010,8 MUSD | 699,6 MUSD |
| Hållbarhetsresultat | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Dödsfall | 1 | 0 |
| Oljeutsläpp | 0 | 0 |
| LTI-frekvens | 0,67 | 1,76 |
1 exklusive IPC-tillgångar
Vi har haft en rekordhög produktion för året om 72 000 boepd och rekordlåga verksamhetskostnader på 7,80 USD per fat
Koncernchef och vd
När vi nu summerar 2016 kan vi slå fast att vi verkligen har lyckats med vårt uppdrag. 2016 har varit ett enastående år för Lundin Petroleum med rekordhög produktion på över 72 000 boepd och rekordlåga verksamhetskostnader på 7,80 USD per fat. Det här är först och främst tack vare utmärkta resultat från Edvard Griegfältet där produktion startade i november 2015, i kombination med stabil produktion från våra viktigaste producerande tillgångar som har levererat över förväntan. Resultatet för året påverkades dock av en icke-kassaflödespåverkande nedskrivning som uppgick till 548,6 MUSD, netto efter skatt till följd av beslutet att avföra fyndigheter i Ryssland och Malaysia från de betingade resurserna.
Reserverna i Edvard Griegfältet ökade från 186 MMboe till 223 MMboe sedan de ursprungliga uppskattningarna i utbyggnadsplanen, samtidigt som vi vet sedan tidigare att stora fält tenderar att bli ännu större med tiden. I februari 2017 påbörjade vi dessutom ännu en utvärderingsborrning på Edvard Grieg med potential att ytterligare öka reserverna.
En annan viktig händelse under året var förvärvet av en 15-procentig andel i Edvard Griegfältet från Statoil. Detta innebar inte endast att vår produktion och våra reserver ökade utan stärkte också vår finansiella ställning ytterligare genom att öka vår tillgång på likviditet, vilken redan var god till följd av den stora reservbaserade kreditfaciliteten om 5,0 miljarder USD som upprättades tidigare under året.
Vårt största utbyggnadsprojekt Johan Sverdrup fortsätter samtidigt att leverera goda nyheter i form av lägre projektkostnader, högre produktionskapacitet samt en ökning av reserverna jämfört med de ursprungliga uppskattningarna i utbyggnadsplanen.
Vi har också kunnat se vår strategi för prospektering i södra Barents hav utvecklas i och med den efterlängtade 23:e licensrundan. Vi är mycket nöjda över att vara ett av de mest framgångsrika bolagen i denna 23:e runda och vårt prospekteringsprogram för 2017 har potential att kunna öka resurserna väsentligt.
Över tid har bolagets viktigaste kärnområde kommit att bli Norge som står för majoriteten av bolagets reserver, resurser och produktion. För att kunna ge ökad exponering och förnyad uppmärksamhet åt våra tillgångar utanför Norge är nästa logiska steg att knoppa av dessa tillgångar till det nya, oberoende företaget International Petroleum Corporation (IPC). Med fullt strategiskt fokus på Norge har Lundin Petroleum fortsatt stora möjligheter till organisk tillväxt och nya utbyggnadsprojekt. Samtidigt kommer IPC att ha en grund med väletablerad produktion och kassaflöde att växa från med en strategi som drivs av både förvärv och organisk tillväxt. Tidpunkten för denna avknoppning kunde dessutom inte vara bättre givet industrins cykliska natur. Det glädjer mig också att se Mike Nicholson som vd för IPC och jag är övertygad om att han och hans team kommer att göra ett fantastiskt jobb med detta spännande nya bolag och skapa ett nytt betydande prospekterings- och produktionsbolag.
Med blicken riktad mot 2017 och framåt är jag övertygad om att framtiden kommer att bli lika spännande som 2016 har varit. Under 2017 kommer vår produktion att fortsätta öka och när det gäller utbyggnadsprojekt kommer det att bli vårt mest aktiva år någonsin i och med det fortsatta arbetet med Fas 1 av Johan Sverdrup. Det kommer också att bli det år när koncept väljs för Johan Sverdrup Fas 2 och vi kommer att närma oss utbyggnad av denna fas.
Vi kommer samtidigt att genomföra borrningar på ett antal prospekteringsmål i världsklass i södra Barents hav och fortsätta arbeta med ett utvärderingsprogram i våra Alta- och Gohtafyndigheter. Ett prioriterat område för året kommer också vara att arbeta fram en studie för konceptval för utbyggnad av fyndigheterna Alta, Gohta och Luno II.
Med de projekt vi redan åtagit oss att genomföra kommer vår produktion att öka till mer än 120 000 boepd när Johan Sverdrup Fas 1 börjar producera. När Johan Sverdrup Fas 2 når platåproduktion kommer vår produktion att öka till mer än 150 000 boepd och vi förväntar oss att prestera än bättre med nya utbyggnader och de nya resurser som vi kommer att upptäcka under kommande år.
Vi har också uppnått stabila resultat vad gäller hälsa, säkerhet och miljö under 2016 och vi kommer att bibehålla starkt fokus på detta område i takt med att bolaget växer.
Det skulle inte vara möjligt att uppnå så fina resultat utan den entusiasm, professionalism och entreprenörsanda som finns hos mina kollegor och ledningen. Mitt första år som vd på Lundin Petroleum har varit mycket givande och det är tack vare det fantastiska lagarbete och den fina laganda som finns inom bolaget.
Till er kära aktieägare, styrelse och medarbetare på Lundin Petroleum, tack för ert fortsatta stöd.
Med vänliga hälsningar,
Alex Schneiter Koncernchef och vd
Lundin Petroleum är nu i en starkare position än någonsin att fortsätta sin organiska tillväxtstrategi i Norge
Ian H. Lundin Styrelseordförande
2016 var ett verkligt rekordår för Lundin Petroleum. Utmärkta operativa resultat från samtliga tillgångar genererade rekordhög produktion till rekordlåga verksamhetskostnader, och utöver detta nådde Lundin Petroleums aktie i december 2016 en rekordhög kurs. Utbyggnaden av vårt viktiga projekt Johan Sverdrup har också utvecklats mycket väl under året och detta fält, som utgör hörnstenen i bolagets tillgångsbas, kommer att säkra stark produktionstillväxt för Lundin Petroleum under många år framöver.
Om 2016 var ett otroligt händelserikt år kommer 2017 att bli ännu mer spännande. I början av året meddelade vi avknoppningen av Lundin Petroleums tillgångar utanför Norge till ett nytt bolag, med ett namn som speglar den tradition av entreprenörsanda som lett till de framgångar vi har idag.
För mer än 30 år sedan bildades ett litet publikt kanadensiskt bolag, International Petroleum Corporation, som ett resultat av en sammanslagning av tre ännu mindre publika bolag. Dess enda producerande tillgång var vid den tiden ett gaskondensatfält i Förenade Arabemiraten. International Petroleum Corporation hade dock stora ambitioner och började snart förvärva betydande arealpositioner i Europa, Afrika, Mellanöstern och Sydostasien och hade vid en tidpunkt verksamhet i 12 länder med produktion i Oman och Storbritannien. År 1998 slogs International Petroleum Corporation samman med det svenska publika bolaget Sands Petroleum och det nya bolaget fick namnet Lundin Oil. År 2001 beslutade styrelsen att sälja Lundin Oil och aktieägarna erbjöds en aktie i Lundin Petroleum och 36,50 SEK per aktie i Lundin Oil. Lundin Petroleum hade 2001 ännu ingen produktion men, likt sina föregångare, desto större ambitioner.
Mer information om bolagsstyrning finns på sidorna 50–70
Idag är Lundin Petroleum en av de största licensinnehavarna och operatörerna på den norska kontinentalsockeln med ett börsvärde på mer än 67 miljarder SEK vid årets slut och en aktiekurs som nådde 200 SEK i december 2016, vilket är 65 gånger börskursen då bolaget bildades 2001. Norge har med åren allt tydligare blivit Lundin Petroleums fokus och står nu för 96 procent av bolagets reserver. För att ge förnyad uppmärksamhet på tillgångarna utanför Norge föreslog styrelsen i början av 2017 att knoppa av dessa tillgångar till ett nytt bolag. För att hedra vårt historiska ursprung gavs det nya bolaget namnet International Petroleum Corporation (IPC) och efter slutförd avknoppning kommer aktierna i IPC att delas ut proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare.
Samtidigt som det nya bolaget IPC kommer att söka tillväxtmöjligheter över hela världen är Lundin Petroleum väl positionerat för att fortsätta sin framgångsrika organiska tillväxt i Norge. Prospekteringsframgångarna i södra Barents hav kommer ge bolaget möjlighet att öka sin reservbas och den finansiella ställningen är också mycket god tack vare stark produktion, omfinansiering av den reservbaserade kreditfaciliteten om 5,0 miljarder USD samt den senaste
tidens återhämtning av oljepriset. Ett disciplinerat OPEC kommer att vara en nyckelfaktor för att hålla oljepriset mellan 55 och 60 USD per fat. Det verkar än så länge som om produktionsminskningarna ger önskad effekt med reducerade överskott och Lundin Petroleum är nu i en starkare position än någonsin att kunna dra nytta av en vändande oljemarknad när vi fortsätter vår organiska tillväxtstrategi i Norge.
Framgångar av den här kalibern hade inte varit möjliga utan de skickliga, hängivna och entusiastiska medarbetare som utgör Lundin Petroleum. Jag skulle vilja ta detta tillfälle i akt att tacka mina kollegor i styrelsen, bolagsledningen och alla våra medarbetare för ert enorma engagemang och framgångsrika arbete samt er aktieägare för ert fortsatta stöd. Jag ser fram emot att fortsätta denna resa tillsammans med er i den spännande tid vi har framför oss.
Ian H. Lundin Styrelseordförande
I november 2016 förhördes Alex Schneiter och jag av den svenska åklagarmyndigheten och delgavs de misstankar som ligger till grund för förundersökningen om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan under perioden 1997 till 2003, då bolaget var aktivt i ett område kallat Block 5A. Vi samarbetar med förundersökningen som har pågått under nära sju år och som vi nu hoppas är i sitt slutskede.
Jag är än mer övertygad efter de förhör som nyligen hållits att det saknas grund för alla anklagelser om felaktigt agerande av någon företrädare för Lundin Petroleum och att förundersökningen kommer att visa detta. Jag håller fast vid att bolaget var en positiv kraft i Sudan och uppmuntrar er att besöka hemsidan www.lundinhistoryinsudan.com som ger en detaljerad skildring av vår tidigare verksamhet och våra insatser för samhällsutveckling i regionen.
Lundin Petroleum bygger på stora framgångar i Norge och vi kommer att fortsätta bedriva verksamhet på ett professionellt och ansvarsfullt sätt med syfte att skapa långsiktigt och hållbart värde för våra aktieägare och samhället i stort. Jag skulle vilja rikta mitt uppriktiga tack till alla våra intressenter för ert fortsatta stöd för Lundin Petroleum och bolagets spännande
Olje- och gasprodukter är fundamentala för det moderna samhället och finns närvarande överallt i vårt dagliga liv. Olja fortsätter att vara förstahandsvalet vad gäller bränsle för energiförsörjning och drivmedel för transporter och är också en komponent vid tillverkning av asfalt, läkemedel, plast samt många syntetiska produkter och konsumentvaror. Olja och gas står för nära 60 procent av världens energiförsörjning och kommer att fortsätta utgöra en stor del av efterfrågan på energi under årtionden framöver. Det internationella energiorganet IEA uppskattar att den globala efterfrågan på energi kommer att öka med 30 procent fram till 2040. Alla typer av energi kommer därmed att ha en roll att spela för att möta denna efterfrågan.
Klimatförändringar är en av vår tids största utmaningar. Likaså är det en stor utmaning att säkerställa energitillgång för fortsatt ekonomisk utveckling och därigenom bibehålla och förbättra livskvaliteten för människor världen över. Med olja och gas som kommer fortsätta vara en del av framtidens energimix och en förutsättning för social och ekonomisk utveckling behöver även olje- och gasindustrin vara en del av lösningen i att skapa globala energisystem som är hållbara för samhället och framtida generationer.
Arbetet mot klimatförändringar och de åtgärder som krävs för att minska växthusgasutsläpp utesluter inte att vi använder olja och gas men det kräver däremot en förändring i hur vi utvinner dessa energislag. I och med att ny teknik för att minska koldioxidutsläpp utvecklas och utsläppshanteringen förbättras genom hela värdekedjan kan olja och gas fortsätta vara en del av framtidens energimix och samtidigt bidra till att möta de ambitiösa mål som världen enats om i Parisavtalet.
Utmaningen framöver är att säkerställa att utbyggnad och produktion av olja och gas görs på ett så koldioxideffektivt sätt som möjligt. Med strategiskt fokus på Norge bedriver Lundin Petroleum verksamhet i ett land med världsledande lagstiftning och miljöstandarder. Norge har även världens högsta skatt på koldioxidutsläpp samt en av de lägsta koldioxidintensitetsnivåerna i den globala olje- och gasindustrin. Sedan 2011 har utsläppen per producerade fat i Norge varit omkring hälften så koldioxidintensiva som världsgenomsnittet.
Detta innebär att vi är verksamma i en miljö som utmanar oss att kontinuerligt arbeta för att minska våra koldioxidutsläpp, för att minska vårt koldioxidavtryck men också för att säkerställa att vår tillgångsbas förblir robust och hållbar i en framtid med lägre koldioxidutsläpp. Under 2016 minskade Lundin Petroleum kraftigt koldioxidutsläppen från verksamheten och har nu en koldioxidintensitet som är lägre än branschgenomsnittet i Norge.
Vår ambition är att bidra till framtida energisystem med låga koldioxidutsläpp genom att utvinna olje- och gasresurser så effektivt och ansvarsfullt som möjligt
De höga miljö- och klimatkraven i Norge har uppmuntrat till utvecklingen av ny teknik för minskade utsläpp inom olje- och gasindustrin. Våra viktigaste projekt Edvard Grieg och Johan Sverdrup visar hur innovativa tekniska lösningar kan leda till såväl ökad energieffektivitet som betydande minskningar av koldioxidutsläpp.
Vid konstruktionen av Edvard Griegplattformen tillämpades Best Available Techniqueprincipen (BAT) för de tre processer som står för högst utsläpp av koldioxid: gasförbränning, strömförsörjning och energihantering.
Det närliggande Johan Sverdrupfältet kommer redan från början att få sin strömförsörjning från land, vilket innebär att utsläppen offshore förväntas kunna minskas med 80 till 90 procent jämfört med en konventionell utbyggnad.
Utöver arbetet för att öka koldioxideffektiviteten i den egna verksamheten samarbetar Lundin Petroleum även aktivt med andra aktörer i branschen för att bidra till framtida energisystem med låga koldioxidutsläpp.
Olje- och gasindustrin i Norge söker ständigt finna lösningar för att möta klimatförändringarna och meddelade i augusti 2016 en omfattande och koordinerad handlingsplan för att minska växthusgasutsläpp. Handlingsplanen är ett viktigt steg mot en mer koldioxideffektiv framtid då den fastlägger den norska
olje- och gasindustrins ambitioner att från 2020 implementera åtgärder som förväntas kunna minska koldioxidutsläppen med sammanlagt 2,5 miljoner ton fram till 2030.
Detta klimatinitiativ visar på ett ökat tempo vad gäller klimatarbete. Lundin Norway har deltagit i initiativet sedan starten och kommer fortsätta bidra till att ta arbetet framåt med syfte att säkerställa att den norska kontinentalsockeln förblir världsledande inom utbyggnad och produktion av koldioxidsnål energi.
Med facit i hand ter det sig nu uppenbart att prisfallet på olja till under 30 USD per fat i januari 2016 var ohållbart. OPEC:s oförmåga att enas om begränsningar av produktionsnivåerna i november 2015 kastade en mörk skugga över oljemarknaderna under 2016. Framförallt Saudiarabien visade att de inte var beredda att vika en tum gentemot andra producenter med högre produktionskostnader i sin kamp för att behålla marknadsandelar. Saudiarabien var inte längre villiga att ensamma agera "swing producer" för att återställa balansen på oljemarknaderna utan stöd från andra stora producenter.
Under 2016 började vi se resultat av denna fasta saudiska linje. Antalet amerikanska onshore-riggar minskade dramatiskt till rekordlåga nivåer, samtidigt som produktionen av skifferolja föll med över 1 miljon fat per dag jämfört med tidigare toppnivåer. Samtidigt meddelade många aktörer att de skrinlagt eller skjutit upp planer på framtida projekt med högre produktionskostnader.
Osäkerheten fortsatte under 2016 vad gäller utbudet, främst beroende på att iransk och libysk råolja återkom till marknaden med volymer som efter lättade sanktioner tycktes växa snabbare än många marknadsbedömare hade förväntat sig. Därutöver påverkades efterfrågan negativt av den inbromsande tillväxten
i Kina. Detta i kombination med Saudiarabiens rekordhöga produktionsnivåer och en fortsatt hög produktion i Ryssland innebar att balansen på oljemarknaderna som hade förväntats infinna sig under andra hälften av 2016 sköts framåt mot 2017.
Det genomsnittliga oljepriset sjönk ytterligare 9 USD per fat under 2016 från föregående års redan låga nivå. Allas ögon riktades då mot OPEC-mötet som skulle hållas i slutet av 2016. Skulle nyckelaktörerna, inklusive Ryssland, kunna komma överens om att gemensamt axla bördan av en återhållen produktion och sätta en tydligare kurs mot att återställa balansen i de höga lagernivåer som ackumulerats under de senaste åren?
OPEC:s överenskommelse att begränsa produktionsnivåerna till 32,5 miljoner fat per dag, i kombination med ytterligare återhållsamhet från andra betydande producenter, gav marknaden ett välkommet ökat självförtroende som fick oljepriset att gå upp med nära 20 procent. Uppmärksamheten riktas nu mot hur dessa överenskommelser kommer att efterlevas i praktiken och hur tillväxten för amerikansk skifferoljeproduktion kommer att utvecklas för att slutligen kunna avgöra vägen framåt för en återhämtning av oljepriset på medellång till lång sikt.
Den andra stora osäkerhetsfaktorn är hur stor inverkan de senaste årens omfattande åtstramning av investeringar i prospektering och produktion kommer att få. Vi tror att denna inverkan kan bli större än väntat när den successivt avtagande produktionen från befintliga fält också tas med i beräkningen.
Om vi ser positivt på dessa utmaningar, så har oljeprischocken lett till ett radikalt nytänkande i hur vi kan skapa värde för våra intressenter och ställa om till mer hållbara kostnadsnivåer. Ny teknik och standardisering kommer att vara avgörande för de produktivitetsförbättringar som krävs för att parera den kostnadsinflation som uppstod när oljepriset var över 100 USD per fat. Vissa aktörer som under de goda åren infört onödiga standarder och ökad komplexitet lägger nu om sitt arbetssätt för att kunna sänka sin break-even i framtida projekt. Detta borde gynna branschen som helhet.
2016 var ett enastående år för Lundin Petroleum med utmärkta operativa resultat, vilket resulterade i att bolaget presterade över alla förväntningar och uppnådde rekordhög produktion. Situationen på marknaden har skapat förutsättningar för Lundin Petroleum att minska kostnaderna för det viktiga Johan Sverdrupprojekt med upp till 30 procent. På medellång sikt kommer bolagets produktion att öka från 2016 års nivå om
72 600 boepd till över 150 000 boepd när Johan Sverdrup når platåproduktion. Dessutom kommer våra verksamhetskostnader under samma period att sjunka till under 5 USD per fat, vilket innebär att vi kommer kunna generera betydande fritt kassaflöde. Dessa förutsättningar, i kombination med ytterligare tillgänglig likviditet på nära 1 miljard USD, gör att bolaget befinner sig i en starkare position än någonsin att dra nytta av en vändande oljemarknad när vi nu fortsätter vår organiska tillväxt genom utvärdering av våra befintliga fyndigheter och fortsatt prospektering efter nya fyndigheter.
Lundin Petroleums aktie är noterad på Large Cap-listan på NASDAQ Stockholm och utgör en del av OMX 30-indexet. Lundin Petroleumaktien steg under 2016 med 61,6 procent, vilket var väsentligt mer än både OMX 30-indexet, som ökade med 3,7 procent och det US Dollarbaserade S&P Global Oil Index som ökade med 24,8 procent. Lundin Petroleumaktien har, från börsintroduktionen i september 2001 till 31 december 2016 haft en genomsnittlig årlig tillväxttakt på 31,4 procent, exklusive utdelningar.
Lundin Petroleums börsvärde per den 31 december 2016 var 67 431 miljoner SEK, vilket gjorde Lundin Petroleum till det största oberoende prospekterings- och produktionsbolaget i Europa sett till börsvärde.
Under 2016 omsattes totalt 301 miljoner aktier vid NASDAQ Stockholm till ett värde om cirka 41,91 miljarder SEK och ett genomsnitt om 1,2 miljoner aktier omsattes dagligen. Aktieomsättningen under 2016 uppgick till cirka 92 procent av det genomsnittliga antalet emitterade aktier under 2016 och till cirka 1,7 gånger antalet aktier tillgängliga för handel.
Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2016 till 3 478 713 SEK fördelat på 340 386 445 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK (avrundat) och en röst per aktie. Alla utestående aktier är stamaktier och ger samma rätt till del i Lundin Petroleums tillgångar och resultat.
Årsstämman i Lundin Petroleum som hölls den 12 maj 2016 beslutade att bemyndiga styrelsen att fram till nästa årsstämma köpa eller sälja Lundin Petroleums aktier upp till 5 procent av det totala antalet aktier. Syftet med bemyndigandet är att ge styrelsen ett instrument för att optimera Lundin Petroleums kapitalstruktur och för att säkra Lundin Petroleums exponering avseende dess långsiktiga incitamentsprogram. Enligt beslut tagna på extra bolagsstämma som hölls den 30 maj 2016, emitterade Lundin Petroleum 29 316 115 nya aktier till Statoil samt överlät 2 000 000 egna aktier till Statoil, mot en 15-procentig licensandel i Edvard Griegfältet och en kontantbetalning om 544 miljoner SEK. Lundin Petroleum innehade inga egna aktier per den 31 december 2016.
Vid årsstämman 2016 beslutades att bemyndiga styrelsen att besluta om emission av totalt högst 34 miljoner nya aktier samt att därvid kunna avvika från aktieägarnas företrädesrätt i syfte att möjliggöra för bolaget att anskaffa kapital för finansiering av verksamheten och för genomförande av företagsförvärv. Om bemyndigandet utnyttjas i sin helhet motsvarar ökningen av aktiekapitalet en utspädningseffekt om cirka 9,1 procent efter emission.
Lundin Petroleums primära målsättning är att öka värdet för aktieägare, anställda och samhället genom att bedriva en verksamhet med lönsamhet och tillväxt. Detta kommer att åstadkommas genom ökade reserver, utbyggnad av fyndigheter för att öka produktion samt genom kassaflöde och nettointäkter. Det ökade värdet kommer att komma till uttryck dels genom en ökning i aktiekursen på lång sikt och dels genom utdelningar.
Storleken på en eventuell utdelning kommer att avgöras av Lundin Petroleums finansiella ställning och möjligheterna till tillväxt genom lönsamma investeringar. Utdelning kommer att ske när bolaget genererar tillräckligt operativt kassaflöde för att kunna bibehålla en långsiktig finansiell styrka och flexibilitet. På grund av den betydande ökningen i Lundin Petroleums produktionsprofil från fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup under de kommande åren, förväntas aktieägarnas totala avkastning över tid till viss del övergå från en ökning i aktiekursen till erhållna utdelningar.
Lundin Petroleum hade 32 726 aktieägare per den 31 december 2016. Svenska privata aktieägares innehav uppgick till 9 procent. De 10 största aktieägarna exkluderar förvaltarregistrerade aktieinnehav.
| De 10 största aktieägarna per den 31 december 2016 |
Antal aktier |
% |
|---|---|---|
| Nemesia S.à.r.l.1 | 87 187 538 | 25,61 |
| Statoil ASA | 68 417 676 | 20,07 |
| Landor Participations Inc.2 | 10 638 956 | 3,13 |
| Swedbank Robur fonder | 7 235 542 | 2,13 |
| Nordea fonder | 3 082 145 | 0,91 |
| Fjärde AP-fonden | 2 231 731 | 0,66 |
| Handelsbanken fonder | 2 064 689 | 0,61 |
| SPP Fonder | 1 966 292 | 0,58 |
| SEB | 1 828 638 | 0,54 |
| C. Ashley Heppenstall | 1 391 283 | 0,41 |
| Övriga aktieägare | 154 341 955 | 45,35 |
| Summa | 340 386 445 | 100% |
1 Ett investmentbolag som är helägt av en familjetrust som ägs av familjen Lundin.
2 Ett investmentbolag som är helägt av en trust, vars stiftare är Ian H. Lundin.
Ovanstående lista inkluderar endast institutionella aktieägare som äger aktier direkt och finns upptagna i aktieboken hos Euroclear Sweden.
Statoil meddelade den 14 januari 2016 köp av 37 101 561 aktier i Lundin Petroleum, vilket motsvarade 11,93 procent. Lundin Petroleum förvärvade den 30 juni 2016 en 15-procentig licensandel i Edvard Griegfältet, för vilken Statoil erhöll ytterligare 31 316 115 aktier som köpeskilling. Detta ökade Statoils totala aktieinnehav i Lundin Petroleum till 68 417 676 aktier, vilket motsvarade 20,07 procent av det totala antalet aktier.
| Storleksklasser | Antal aktieägare |
Andel av antal aktier, % |
|---|---|---|
| 1–500 | 24 111 | 1,04 |
| 501–1 000 | 3 718 | 0,90 |
| 1 001–10 000 | 4 016 | 3,58 |
| 10 001–50 000 | 541 | 3,49 |
| 50 001–100 000 | 103 | 2,18 |
| 100 001–500 000 | 160 | 10,38 |
| 500 001– | 77 | 78,43 |
| Summa | 32 726 | 100,00 |
| 31 dec 2016 | 31 dec 2015 | |
|---|---|---|
| Antal utställda aktier | 340 386 445 | 311 070 330 |
| Antal aktier återköpta av Lundin Petroleum |
– | 2 000 000 |
| Antal aktier i cirkulation | 340 386 445 | 309 070 330 |
Källa: Euroclear Sweden, december 2016
Lundin Petroleum har idag ett börsvärde som gör bolaget till ett intressant investeringsobjekt även för större amerikanska investmentfonder. Bolaget har under de senaste åren trappat upp sin marknadsföring gentemot investerare i USA, på såväl öst- som västkusten. Med ett ökande börsvärde och blott 6 procent amerikanska aktieägare så kommer Lundin Petroleums marknadsföringsinsatser i USA att intensifieras under 2017 i takt med att bolaget exponeras för en större krets amerikanska investmentfonder.
Sverige 17% Europa 66% Övriga 11% Nordamerika 6% Aktieägare – kategorier
Källa: Ipreo, november 2016
Lundin Petroleum upprättade i september 2016 ett sponsrat nivå 1 American Depositary Receipt (ADR) program i USA.
ADR-program är depåbevis som handlas på den amerikanska OTC-marknaden. En ADR motsvarar en
Deutsche Bank är utsedd till depositionsmottagande bank för ADR-programmet.
Mer information om Lundin Petroleums ADRprogram finns på www.lundin-petroleum.com
16 Lundin Petroleum Årsredovisning 2016
I kraft av anläggningarnas utmärkta resultat och hög reservoarprestanda kunde vi uppnå eller överträffa alla våra operativa mål
Nick Walker Chief Operating Officer
2016 var ett mycket framgångsrikt år för Lundin Petroleum, då vi i kraft av exceptionella resultat från anläggningarna och hög reservoarprestanda kunde uppnå eller överträffa alla våra viktiga operativa mål. Vår starka produktionstillväxt fortsatte och med stöd av en serie stora utbyggnadsprojekt lyckades vi mer än fördubbla produktionen jämfört med 2015, samtidigt som vi kraftigt minskade våra verksamhetskostnader. Vi fortsatte också att utöka våra reserver och ersatte mer än två gånger vad vi producerat.
Vårt flaggskepp Edvard Grieg startade produktion i slutet av 2015 och anläggningen uppnådde mycket snabbt en driftstid i världsklass. Med nya borrningar som kom till under året trappades produktionen successivt upp för att nå anläggningens maxkapacitet om 100 000 boepd i slutet av 2016. Positiva resultat från borrningar på fältets västra sida resulterade i en ökning av reserverna. Detta kommer att följas upp under 2017 med utvärderingsborrningar som har potential att ytterligare addera betydande volymer, vilket stöder tendensen att stora fält blir större med tiden. Resultaten från Edvard Grieg har under fältets första år överträffat förväntningarna, vilket positionerar oss väl inför 2017.
Arbetet med det stora Johan Sverdrupprojektet utvecklas riktigt bra och det ser bättre och bättre ut för var dag som går. Fas 1 av utbyggnaden fortsätter enligt plan och konstruktionsarbete pågår nu för hela projektet. Kostnaderna, som är beräknade i US dollar, har minskat med 30 procent sedan utbyggnadsplanen godkändes och såväl anläggningens kapacitet som reserver har ökat. Val av koncept för Fas 2 av utbyggnaden gjordes i början av 2017. När Fas 1 startar produktion i slutet av 2019 kommer vår produktion att överstiga 120 000 boepd, netto för att
därefter öka till 150 000 boepd, netto när vi når platåproduktion för hela fältet.
Vi har fortsatt att anpassa vår verksamhet till rådande oljeprisläge genom att fokusera våra utgifter till strategiska aktiviteter samtidigt som vi konstant arbetar för att minska vår kostnadsbas och detta har lett till betydande besparingar. Våra tillgångars höga kvalitet har också gjort det möjligt att minska våra verksamhetskostnader från år till år. Verksamhetskostnaderna för 2016 uppgick till strax under 8 USD per fat, vilket var en tredjedel lägre än föregående år. De kommer att kunna sänkas ytterligare under 2017 för att därefter, när Johan Sverdrup tas i produktion, bli lägre än 5 USD per fat. Dessa låga kostnadsnivåer ger oss utmärkta förutsättningar att generera betydande kassaflöde när produktionen trappas upp.
Vår strategi att skapa värde genom organisk tillväxt har varit mycket framgångsrik och vi anser alltjämt att det är det bästa sättet att skapa långsiktigt och hållbart aktieägarvärde. Vi har byggt upp en riktigt spännande prospekteringsposition i södra Barents hav med fokus på tre strukturer som har mycket stor potential och antas innehålla flera miljarder fat. Vi kommer återigen att vara ett av de mest aktiva prospekteringsbolagen i området med en rigg i drift under hela året. På Loppahöjden fortsätter våra framgångar med utvärdering av de stora Alta- och Gohtafyndigheterna. Neidenfyndigheten som gjordes i slutet av 2016 bekräftar den geologiska förlängningens fortsättning norrut, vilken har betydande ytterligare prospekteringspotential. Oljefyndigheten Filicudi som nyligen meddelades visar på en ny geologisk förlängning med betydande prospekteringspotential och ytterligare borrning planeras under 2017. Vi fortsätter även att bygga vår position i området och i den 23:e licensrundan tilldelades vi andelar i två gigantiska licenser i sydöstra Barents hav, vilka antas innehålla resurser om flera miljarder fat och den första kommer att borras under 2017.
De projekt vi redan åtagit oss att genomföra ger bolaget en tydlig tillväxtprofil. Vår produktion kommer att fördubblas från nuvarande nivåer när Johan Sverdrup når platåproduktion och vi är samtidigt hoppfulla om att södra Barents hav ska utvecklas till vårt nästa stora nav för vår framtida produktion och fortsatt starka tillväxt.
De här utmärkta resultaten speglar den gedigna kunskap och starka motivation som finns hos det team i absolut världsklass vi har på Lundin Petroleum. När vi nu blickar framåt kommer vi att fokusera på att fortsätta leverera vad vi åtagit oss att göra och vi har redan haft en mycket bra start på 2017.
Lundin Petroleum Årsredovisning 2016 17
Under 2016 producerade Lundin Petroleum totalt 26,6 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) med ett genomsnitt om 72 600 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), vilket är 4 procent över mittpunkten av bolagets ursprungliga produktionsprognos om mellan 65 000 och 75 000 boepd och i linje med den uppdaterade prognosen om 70 000 till 75 000 boepd som meddelades i oktober 2016. Dessa resultat kunde uppnås tack vare starka resultat från anläggningarna samt hög reservoarprestanda. Edvard Grieg startade produktion i slutet av 2015 och anläggningen uppnådde snabbt stabil kapacitet. Nya produktionsborrningar adderades under 2016 och produktionen på Edvard Grieg trappades successivt upp till att nå anläggningens maximala kapacitet om 100 000 boepd, brutto mot slutet av året. Vid slutet av 2016 representerade produktionen från Edvard Grieg cirka två tredjedelar av bolagets totala produktion.
Lundin Petroleums produktion för 2017 förväntas till mellan 70 000 och 80 000 boepd (exklusive IPC-tillgångarna). Ökningen jämfört med 2016 innefattar ett fullt år av produktion från Edvard Griegfältet till anläggningens maximala kapacitet, delvis kompenserad av naturliga minskningar i andra områden. Edvard Griegfältet kommer med fortsatta utbyggnadsborrningar att kunna fortsätta producera till fältets fulla kapacitetsnivå en bit in i 2020. Potentialen i fältets sydvästra del ger även möjlighet att förlänga detta ytterligare. Produktion från Ivar Aasenfältet startade i slutet av 2016 och går via Edvard Griegplattformen.
Det stora Johan Sverdrupfältet planeras starta produktion i slutet av 2019 och förväntas öka Lundin Petroleums produktion till över 120 000 boepd, netto för att sedan öka ytterligare till cirka 150 000 boepd, netto när platåproduktion för hela fältet nås. Detta exkluderar potentiella tillskott från resten av bolagets betydande betingade resursbas eller från planerade prospekteringsborrningar.
1 exklusive IPC-tillgångar
Lundin Petroleums reserver har ökat med mer än två gånger vad bolaget producerat under året
| Reserver – Sammanfattning | MMboe |
|---|---|
| Reserver vid slutet av 2015 | 685,3 |
| Produktion under 2016 | -26,6 |
| Avyttringar / Förvärv | +29,5 |
| Revideringar | +55,3 |
| Reserver vid slutet av 2016 | 743,5 |
| Reserversättningsgrad | 208% |
Lundin Petroleums certifierade reserver uppgick i slutet av 2016 till 743,5 MMboe, av vilka 96 procent var i Norge. Under 2016 ökades reserverna med ca 55 MMboe, vilket innebar en reserversättningsgrad på över 200 procent. Därtill ökade reserverna under året med ca 29 MMboe genom förvärvet av en 15-procentig licensandel i Edvard Griegfältet. Vår reserves to production ratio som visar hur länge reserverna skulle räcka med nuvarande produktionstakt uppgick till 28 år vid slutet av 2016, vilket är väl över branschnormen.
Reservökningen är främst hänförlig till Lundin Petroleums två största tillgångar, Edvard Grieg och Johan Sverdrup. Reservökningen på Edvard Grieg beror på att borrningsresultaten indikerar större mängder olja i den västra delen av fältet än vad som först uppskattats. Reserverna i Johan Sverdrupfältet har ökat efter att insamling och analys av nya prover lett till en bättre förståelse av reservoaren, i synnerhet vatteninjiceringskapaciteten. Ytterligare reservökningar har gjorts för Alvheimfältet efter att nya möjligheter till kompletterande borrningar identifierats och för Bertamfältet till följd av utmärkt reservoarprestanda.
96 procent av reserverna om 743,5 MMboe är olja och flytande naturgas (Natural Gas Liquids, NGL). Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver i fat oljeekvivalenter per bolagets licensandel. Samtliga reserver är föremål för oberoende revision av ERC Equipoise Ltd. (ERCE).
Reserver
Om inte annat anges avser alla reservestimat i denna årsredovisning "bevisade reserver" och "sannolika reserver", tillsammans även kallade "2P reserver".
Information om olje- och gasreserver och definitioner finns på sidorna 132–133.
0 200 400 600 800 1,000 2008 2010 2012 2014 2016 Årets slut Reserver – Historik
1 exklusive IPC-tillgångar
MMboe netto
Lundin Petroleum har ett antal olje- och gasresurser som klassificeras som betingade resurser. Betingade resurser är kända olje- och gasresurser som ännu inte klassificerats som reserver på grund av ett eller flera ouppfyllda villkor. Arbete pågår för att uppfylla dessa villkor så att de betingade resurserna ska kunna klassificeras som reserver och slutligen tas i produktion.
I slutet av 2016 uppgick Lundin Petroleums betingade resurser till 267 MMboe och 93 procent av dessa var i Norge, där den betingade resursbasen ökade med 47 MMboe under året.
Merparten av dessa ökningar kommer från Johan Sverdrupfältet. Ökningen av betingade resurser har också kommit från Neidenfyndigheten i södra Barents hav liksom från omvärdering av resurspotentialen i fälten i Paris Basin. Ytterligare betingade resurser har adderats från nyligen identifierade möjligheter till kompletterande borrningar på Alvheim- och Volundfälten. Under 2016 gjordes en fortsatt genomgång av bolagets portfölj av betingade resurser.
Lundin Petroleum beslutade att avföra gasfyndigheterna Sabah och Tembakau i Malaysia samt oljefyndigheten Morskaya i ryska Kaspiska havet. Nettoeffekten av dessa förändringar är en minskning av de betingade resurserna med 31 procent jämfört med slutet av 2015.
Betingade resurser Om inte annat anges är alla betingade resurser i denna årsredovisning obekräftade enligt bästa estimat.
För definition av resurser, se sidan 133.
i
Medarbetare och prospekteringsarealer i världsklass är grunden för vår framgång
Lundin Petroleums affärsmodell bygger på organisk tillväxt genom prospektering, vilket innebär att identifiera och utveckla möjliga borrbara strukturer, genomföra prospekteringsborrningar, utvärdera fyndigheter, bygga ut och slutligen producera i syfte att skapa hållbart och långsiktigt värde för våra aktieägare. För att denna strategi ska vara framgångsrik är det avgörande att ha högt kvalificerade medarbetare med tillgång till prospekteringsarealer i världsklass. Under 2016 fokuserade Lundin Petroleum sin prospekteringsverksamhet till Norge.
Lundin Petroleum redovisar endast uppskattade prospekteringsresurser för de strukturer som ska borras under det kommande året. Många fler potentiella strukturer med prospekteringsmöjligheter har dock identifierats i den stora portföljen av prospekteringslicenser och är nu under utveckling för borrning under kommande år.
I Norge har Lundin Petroleum som operatör vuxit till att bli en av de största arealinnehavarna och har under de senaste tio åren varit det mest framgångsrika prospekteringsbolaget. Vid slutet av 2016 hade Lundin Petroleum genomfört totalt 84 prospekterings- och utvärderingsborrningar till en sammanlagd kostnad för att finna nya resurser om 0,7 USD per fat efter skatt.
Under 2017 kommer Lundin Petroleum återigen att vara ett av de mest aktiva bolagen vad gäller prospekterings- och utvärderingsborrningar i Norge med en rigg i drift under hela året. 2017 års prospekteringsprogram inkluderar fem prospekteringsborrningar, tre på Loppahöjden i södra Barents hav, en i ett nytt mycket lovande område i sydöstra Barents hav som tilldelats i den 23:e licensrundan och en i norska Nordsjön. Utvärderingsborrningar kommer även att genomföras på oljefyndigheterna Alta och Gohta i södra Barents hav, liksom två utvärderingsborrningar på Utsirahöjden.
Lundin Norways geofysiker har under de senaste två åren samarbetat med geoteknikbolaget CGG för att utveckla en helt ny metod för insamling av seismiska data. Metoden kallas TopSeis och kommer att ge oss möjligheter till en avsevärt bättre bild av förutsättningarna under havsbotten. TopSeis kommer att vara särskilt värdefull när det gäller relativt grunda reservoarer som i södra Barents hav. Metoden innebär i korthet att två seismiska mätfartyg arbetar i tandemposition. Det första fartyget drar streamers medan det andra fartyget drar signalkällorna. På så sätt kan signalkällor placeras rakt ovanför streamers, istället för som normalt framför. En förutsättning är då att dessa streamers bogseras så djupt i vattnet att fartyget med signalkällorna kan röra sig fritt ovanför utan att fastna i streamerkablarna, en lösning som tidigare ansågs vara omöjlig. TopSeis skapar en signalreflektion som är mycket större än vid konventionell seismisk datainsamling och havsbotten kan avsökas med 10 till 15 gånger så mycket signalenergi. Detta ger en detaljerad och kvantitativ bild av hur reservoarerna ser ut. Testresultaten från TopSeis är nu så övertygande att en fullskalig datainsamling kommer att göras för Alta-, Gohta- och Filicudiområdena i södra Barents hav under 2017.
2016 var ett framgångsrikt år då Lundin Norway etablerades som en ledande operatör på den norska kontinentalsockeln
Kristin Færøvik Vd för Lundin Norway
De norska tillgångarna uppnådde utmärkta resultat under 2016 med en rekordproduktion om 59 300 boepd, netto, vilket motsvarar en ökning om 180 procent jämfört med 2015. Verksamhetskostnaderna om 7 USD per fat var också rekordlåga. Vid slutet av 2016 hade reserverna ökat till 714 MMboe, vilket innebär en reserversättningsgrad på 242 procent.
Höga produktionsnivåer till trots förblir den organiska tillväxtstrategin fundamental för Lundin Petroleum och fortsatt tillgång till nya prospekteringsarealer är väsentligt för bolagets långsiktiga framgång. 2016 var ett avgörande år vad gäller nya prospekteringsarealer då bolaget tilldelades fyra licenser i 2015 års APA licensrunda och fem licenser med stor prospekteringspotential i södra Barents hav i den 23:e licensrundan, varav två är belägna i sydöstra Barents hav och antas innehålla obekräftade prospekteringsresurser om flera miljarder fat.
| Norge – Nyckeltal | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 714 | 654 |
| Betingade resurser (MMboe) | 249 | 202 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd), netto | 59 | 21 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 946 | 376 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 40 | 52 |
| Verksamhetskostnader (USD/boe) | 7 | 11 |
| Bidrag till operativt kassaflöde (USD/boe) | 40 | 77 |
| 1. Utsirahöjden – Nordsjön | |||
|---|---|---|---|
| Edvard Griegfältet – PL338 (l.a. 65%) | Johan Sverdrupfältet (l.a. 22,6%) | Prospektering på Utsirahöjden | |
| · Produktionsstart 2015 · Återstående reserver 127 MMboe, netto · Produktion 2016 om 42 000 boepd, netto · Förvärv av 15-procentig licensandel under 2016 · Utbyggnadsborrningar pågår · Utvärderingsborrning på Edvard Grieg SW under 2017 · Ivar Aasenenheten (l.a. 1,385%) utbyggnad slutförd. Produktionsstart i december 2016 |
· Fyndighet i PL501 år 2010 och PL265 år 2011 · 23 borrningar och 7 sidospårsborrningar genomförda inom utvärderingsprogrammet · Utbyggnadsplan godkänd 2015 · Reserver om 551 MMboe, netto · Större kontrakt för Fas 1 tilldelade · Konstruktion av anläggningar och utbyggnadsborrningar pågår enligt tidsplan · Val av koncept för Fas 2 i början av 2017 · Produktionsstart för Fas 1 i slutet av 2019 |
· Luno II-fyndighet i PL359 år 2013 betingade resurser 27–71 MMboe, brutto · Luno II North-fyndighet i PL359 år 2015 betingade resurser 12–26 MMboe, brutto · Rolvsnesfyndighet i PL338C år 2015 betingade resurser 3–16 MMboe, brutto |
|
| 2. Alvheimområdet – Nordsjön | |||
| Alvheimfältet (l.a. 15%) | Volundfältet (l.a. 35%) | Bøylafältet (l.a. 15%) | |
| · Produktionsstart 2008 · Återstående reserver 19 MMboe, netto · Produktion 2016 om 10 000 boepd, netto · Kompletterande borrningar under 2017 · Utbyggnad av Viper/Kobra slutförd, produktionsstart i november 2016 · 15-procentig ägarandel i Alvheim FPSO:n |
· Produktionsstart 2010 · Återstående reserver 8 MMboe, netto · Produktion 2016 om 2 700 boepd, netto · Prospekteringsborrning på Volund West under 2017 |
· Produktionsstart 2015 · Reserver om 2 MMboe, netto · Produktion 2016 om 1 700 boepd, netto |
|---|---|---|
| ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | ---------------------------------------------------------------------------------------------------- |
| 3. Loppahöjden – södra Barents hav | |||
|---|---|---|---|
| Gohta- och Altafyndigheterna PL492 och PL609 (l.a. 40%) |
Prospektering på Loppahöjden | Prospektering i sydöstra Barents hav | |
| · Fyndigheterna Gohta och Alta år 2013 och 2014 · Tre utvärderingsborrningar genomförda · Betingade resurser 216–584 MMboe, brutto · Två utvärderingsborrningar och 3D-seismik under 2017 · Utökade borrningstester planerade för 2018 |
· Neidenfyndighet i PL609 år 2016 resurser 25–60 MMboe, brutto · Filicudifyndigheten februari 2017 i PL533 resurser 35–100 MMboe, brutto · Återstående prospekteringsborrningar 2017: – Børselvstrukturen i PL609 (l.a. 40%) – Hufsastrukturen i PL533 (l.a. 35%) |
· En prospekteringsborrning 2017 – Korpfjellstrukturen i PL859 (l.a. 15%) |
Sedan 2007 har bolaget gjort fyndigheter om nära 3 miljarder fat utvinningsbara bruttoreserver och bruttoresurser i området, och nya strukturer är under utveckling för borrning under kommande år
Merparten av Lundin Petroleums tillgångar finns på Utsirahöjden där fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup ligger.
Utsirahöjden sträcker sig över ett område på 1 600 km2 , ligger omkring 150 km offshore Stavanger på Norges västkust och innefattar fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen och Luno II. Prospektering i området började redan på 1960-talet men det var inte förrän 2007 som Lundin Petroleum med den banbrytande fyndigheten Edvard Grieg fick bättre förståelse av Utsirahöjdens geologiska förutsättningar, vilket slutligen ledde till fyndigheten Johan Sverdrup.
Produktion från Edvard Griegfältet startade i november 2015 och redan i slutet av 2016 nåddes anläggningens maxkapacitet på 100 000 boepd. Under det första året av full produktion har fältet uppnått utmärkta resultat och såväl produktion som driftstid har varit bättre än förväntat. Utbyggnadsplanen omfattade 14 utbyggnadsborrningar och i april 2017 hade totalt sju av dessa slutförts. Fortsatta utbyggnadsborrningar är planerade in i 2018. Fältets västra sida har visat sig innehålla tjockare reservoarsand än vad som först uppskattats, vilket ökat de utvinningsbara reserverna till 223 MMboe, brutto och är en ökning med 20 procent jämfört med uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Under 2017 planeras ytterligare fem utbyggnadsborrningar, vilka kommer att bidra till fortsatt hög produktion under de kommande åren. Utöver dessa utbyggnadsborrningar genomfördes under första kvartalet 2017 en utvärderingsborrning i syfte att finna ytterligare resurser i den sydvästra delen av fältet. Till följd av starka operativa resultat minskade verksamhetskostnaderna för 2016 till under 7,2 USD per fat.
Ivar Aasenfältet (l.a. 1,385%) startade produktion i december 2016 och under 2017 kommer produktionen att trappas upp. Ivar Aasenfältets produktion går via Edvard Griegplattformen och bidrar därmed till att sänka plattformens verksamhetskostnader per fat.
Lundin Petroleum fortsätter att undersöka möjligheterna för återkoppling till Edvard Griegplattformen av fyndigheterna Luno II och Rolvsnes, som är belägna strax söder om Edvard Griegfältet. Ingenjörstekniska studier för konceptutveckling pågår för Luno II. En utvärderingsborrning samt tester kommer att krävas för att avgöra Rolvsnesfyndighetens potential och planeras för 2018. En framgångsrik utvärdering av Rolvsnes skulle stärka Goddostrukturens potential, vlken är belägen strax sydost om Rolvsnes.
I tuffa tider är det de mest framgångsrika bolagen som kan anpassa sig till rådande omständigheter och ta vara på möjligheterna. Detta är exakt vad Lundin Petroleum lyckades göra när bolaget förvärvade en 15-procentig licensandel i Edvard Griegfältet i utbyte mot nyemitterade aktier till Statoil.
Förvärvet ökar Lundin Petroleums exponering mot en tillgång i världsklass, stärker bolagets position på Utsirahöjden och adderar betydande reserver, produktion och kassaflöde i hjärtat av bolagets kärnområde i Norge.
· Bruttoinvestering: 97 miljarder NOK (123,21 ) nominellt · Produktionskapacitet, brutto: 440 000 bopd (315 000–380 0001 )
· Bruttoinvestering: 40–55 miljarder NOK (851 ) realt 2016 · Bruttoreserver: 2,0–3,0 miljarder boe (1,65–3,01 ) · Produktionskapacitet, brutto: 660 000 bopd (550 000–650 0001 ) · Ytterligare en processanläggningsplattform · Produktionsstart 2022
uppskattningar från utbyggnadsplanen
1
Johan Sverdrupfältet är beläget på Utsirahöjden i centrala delen av norska Nordsjön, cirka 20 km öster om Edvard Griegfältet och cirka 150 km väster om norska kusten. Lundin Petroleum gjorde Johan Sverdrupfyndigheten 2010 och efter ett omfattande utvärderingsprogram med totalt 23 borrningar och sju sidospårsborrningar har fältet framgångsrikt avgränsats. Reservoarkvaliteten i relativt homogen sandsten är utmärkt och sträcker sig över ett område på cirka 200 km2 . Utbyggnadsplanen godkändes i mitten av 2015 och Statoil, som är operatör för Johan Sverdrup, uppskattar att fältet innehåller reserver om mellan 2,0 och 3,0 miljarder boe, brutto. Lundin Petroleum har redovisat reserver om 551 MMboe, netto samt ytterligare betingade resurser om 47 MMboe, netto för Johan Sverdrupfältet.
Konstruktion av anläggningarna fortskrider enligt tidsplan. 2017 kommer att bli det mest aktiva året någonsin vad gäller konstruktionsarbetet, med aktivitet som kommer att pågå på 22 olika platser världen över. Tilldelningen av kontrakt har skett lägligt i en period av minskande kostnader inom servicesektorn för olja och gas, vilket har lett till att bruttoinvesteringen för Fas 1 minskats med 26 miljarder NOK till 97 miljarder NOK (nominellt). Med en dollarkurs om 6 NOK per USD för projektet innebär detta besparingar om 21 procent. Utöver dessa väsentliga kostnadsbesparingar finns i kostnadsuppskattningarna avsevärda marginaler för oförutsedda utgifter. Lundin Petroleum har också säkrat betydande valutabesparingar från den allt svagare norska kronan med runt 75 procent av kostnaderna i NOK valutasäkrade till en genomsnittlig växelkurs om cirka 8,3 NOK per USD.
Fas 1 av utbyggnaden innefattar installation av fyra fasta plattformar vid fältcentret, med särskilda pipelines till oljeoch gasterminalerna Mongstad och Kårstø på den norska västkusten. Produktionskapaciteten för Fas 1 är 440 000 bopd med kapacitet för gas som tillkommer. Förborrning inför Fas 1 har påbörjats, med åtta borrningar genomförda under 2016 samt vatteninjiceringsborrningar genomförda i början av 2017. Det första utav fyra stålunderställ kommer att installeras under sommaren 2017. Installation av stigrörsoch borranläggningsplattformarna är planerade för 2018 och processanläggnings- och boendeplattformarna för 2019. Produktionsstart för Fas 1 är beräknad till slutet av 2019.
Val av koncept för Fas 2 av utbyggnaden gjordes i början av 2017 och innefattar ytterligare en processplattform i fältcentret för att öka fältets kapacitet till totalt 660 000 bopd, med kapacitet för gas som tillkommer. Fas 2 kommer också att omfatta ytterligare borrningar och anläggningar på havsbotten, med produktionsstart planerad till 2022. Givet fördelaktigt marknadsläge och optimering av projektets omfattning har de totala kostnaderna för utbyggnaden av hela fältet minskats från 85 miljarder NOK till mellan 40 och 55 miljarder NOK.
Alvheim-, Volund- och Bøylafälten är belägna i Alvheimområdet i den centrala delen av Nordsjön. Produktion från dessa fält startade 2008, 2010 respektive 2015 och området utgör Lundin Petroleums näst största produktionsnav.
Alvheimområdet uppskattas innehålla slutliga utvinningsbara reserver om 472 MMboe, brutto vilket är 215 MMboe mer än uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Under 2016 genomfördes ytterligare tre kompletterande borrningar med utmärkta produktionsresultat som resulterade i en kombinerad produktion för 2016 om 85 700 boepd, brutto.
Bolaget har genom åren bevisat sin förmåga att identifiera möjligheter till kompletterande borrningar i Alvheimområdet genom 4D-seismik och pilotborrningar av planerade utbyggnadsborrningar. Nya möjligheter till kompletterande borrningar fortsätter att utvecklas och under 2017 planeras fyra kompletterande borrningar, liksom en prospekteringsborrning av strukturen Volund West. Genom att kombinera maxkapacitet för anläggningarna med pågående kompletterande borrningar och starka operativa resultat minskade verksamhetskostnaderna för 2016 till under 5 USD per fat.
Icke-operatör Lundin Petroleum Licenser
0 KM 10
Fält/fyndigheter
Caterpillar
Bøyla
Reserverna i Lundin Petroleums tre främsta tillgångar, Johan Sverdrup, Edvard Grieg och fälten inom Alvheimområdet har alla blivit större över tid. Det är en välkänd branschtrend att stora fält tenderar att bli större och en trend som observerats för nästan samtliga stora fält belägna på den norska kontinentalsockeln. Reserverna i Alvheimområdet har ökat med 83 procent jämfört med de ursprungliga uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup, som båda är mycket yngre fält jämfört med Alvheimområdet, har ökat reserver och resurser med 36 respektive 16 procent jämfört med de ursprungliga uppskattningarna.
Reserver kan ökas över tid genom en bättre förståelse av de geologiska förhållandena och genom ny teknologi som till exempel seismik. I kombination med en värdedriven och långsiktig investeringsstrategi bidrar detta till att öka utvinningsgraden. Då både Edvard Grieg och Johan Sverdrup är i ett tidigt skede av sina livscykler bådar detta gott för att öka reserverna ännu mer i framtiden, allteftersom vi får en bättre förståelse av de geologiska förhållandena.
2P reserver (1) Visas som 3P reserver
Lundin Petroleum Årsredovisning 2016 27
Reserver kan ökas över tid genom en bättre förståelse av de geologiska förhållandena och ny teknologi i kombination med en värdedriven och långsiktig investeringsstrategi
Södra Barents hav är ett av Lundin Petroleums kärnområden på den norska kontinentalsockeln. Bolaget började 2007 att bygga upp ett arealinnehav i området och har nu 18 licenser och de tre betydande fyndigheterna Alta, Gohta och Filicudi, vilket gör Lundin Petroleum till den största aktören, jämte Statoil, i södra Barents hav. Bolagets prospektering i södra Barents hav fokuserar på tre geologiska förlängningar med mycket stor potential, vilka antas innehålla flera miljarder fat.
Merparten av Lundin Petroleums areal i södra Barents hav täcker den ur prospekteringssynpunkt mycket lovande Loppahöjden, med potential att innehålla prospekterings- och betingade resurser på över 1 miljard boe. Utvärderingsborrning genomfördes med framgång på Altafyndigheten under 2016 och i slutet av året meddelades även oljefyndigheten Neiden, något som tydligt visar på en nordlig förlängning av karbonatreservoaren.
Ytterligare utvärderingsborrningar på både Alta och Gohta planeras under 2017 för att närmare bestämma de två fyndigheternas nuvarande resursestimat om 216 till 584 MMboe. Vid goda resultat planeras utökade borrningstester av varje ansamling för 2018, vilket kommer att ge den ökade förståelse av reservoaren som krävs för att kunna påbörja utbyggnadsstudier.
Under 2017 planeras även borrning av den stora Børselvstrukturen, som är belägen strax norr om Neiden, och det finns betydande ytterligare potential för prospektering i samma geologiska förlängning som kommer att utvecklas under året. Lundin Petroleum fortsätter att bygga upp sitt arealinnehav i området med tilldelningen av block PL609C och PL851 i den 23:e licensrundan samt PL902 i 2016 års APA licensrunda, liksom avtal om nya licensandelar i PL715.
Ytterligare en geologisk oljeförlängning i södra Barents hav påvisades under 2016 genom fyndigheten Filicudi i PL533 som uppskattas innehålla resurser om 35 till 100 MMboe, brutto. Filicudi ligger på samma förlängning som Johan Castbergfyndigheten och har liknande reservoarintervall i sandsten. Flera ytterligare strukturer har identifierats längs Filicudistrukturens förlängning, med potential i Lundin Petroleums areal i PL533 om prospekteringsresurser uppemot 700 miljoner boe. Ytterligare prospekteringsborrningar planeras på Filicudiförlängningen under 2017.
(1) Betingade bruttoresurser och resurspotential (2) Betingade bruttoresurser
Vi är fortsatt övertygade om att vår strategi för värdeskapande genom organisk tillväxt är det bästa sättet att skapa långsiktigt och hållbart värde. Vi har under åren bevisat vår förmåga att tillföra värde med flera betydande fyndigheter och vi siktar på att fortsätta denna trend och letar nu efter nästa stora oljefyndighet, vad vi kallar en elefant.
Södra Barents hav är idag ett av världens mest attraktiva prospekteringsområden där fyndigheter på över 1 miljard boe nyligen gjorts och man uppskattar att det finns resurser på uppemot 9 miljarder boe. Området är också på framväxt som en produktionsregion med pågående produktion från Snøhvit- och Goliatfälten samt ett antal stora oljefyndigheter som sannolikt kommer att gå vidare mot utbyggnad, inklusive Alta och Gohta, för vilka Lundin Petroleum är operatör.
Southern Barents Sea - Three high impact exploration trends Lundin Petroleums prospekteringsportfölj i södra Barents hav har potential att innehålla flera miljarder fat och vi kommer under 2017 återigen att vara ett av de mest aktiva prospekteringsbolagen i Norge. Som operatör kommer bolaget att ha en rigg i drift i Barents hav under hela året för att genomföra ett flertal prospekteringsborrningar med hög potential på några mycket stora och spännande strukturer. Området har enorm potential och vi har förhoppningar om att det ska förstärka Lundin Petroleums tillväxtprofil utöver nivåerna vid Johan Sverdrups platåproduktion.
Den tredje geologiska förlängningen finns i sydöstra Barents hav där Lundin Petroleum under 2016 tilldelades licenserna PL857 och PL859 med mycket hög prospekteringspotential.
Båda licenserna är belägna nära den ryska havsgränsen och innehåller strukturer som antas innehålla obekräftade prospekteringsresurser om flera miljarder fat. Den första av dessa, Korpfjellstrukturen i PL859, kommer att borras sommaren 2017 med Statoil som operatör.
Ytterligare prospekteringsborrningar förväntas genomföras under 2018.
Utmärkta resultat från Bertamfältets anläggningar med en driftstid om 99 procent och produktion över förväntan
| Nyckeltal Malaysia | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 10 | 11 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd), netto | 9 | 5 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 126 | 71 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 45 | 49 |
| Verksamhetskostnader (USD/boe) | 23 | 24 |
| Bidrag till operativt kassaflöde (USD/boe) | 16 | 16 |
| Malaysiska halvön | Sabah |
|---|---|
| · Bertamfältet i PM307 (l.a. 75%) – Reserver 10 MMboe, netto – Produktionsstart april 2015 – Utbyggnadsborrningen A15 slutförd under 2016 · PM328 (l.a. 35%) – 3D seismik under 2016 |
· SB303 gasområde (l.a. 55%) |
Sedan produktionsstarten 2015 har oljefältet Bertam i block PM307, offshore Malaysiska halvön, uppnått utmärkta operativa resultat. Produktionen för 2016 var över förväntan och driftstiden om 99 procent var exceptionellt bra.
Bertamfältet har producerat från 11 borrningar sedan 2015 och ytterligare en utbyggnadsborrning i den östliga förlängningen av reservoaren började producera i juni 2016. Fältets totala resultat för året har varit över förväntan och till följd av den utmärkta reservoarprestandan på Bertamfältet sedan produktionsstarten har de slutliga utvinningsbara reserverna ökat från 16,9 MMboe till 19,6 MMboe, brutto.
Block PM308A och PM319 återlämnades under 2016. Lundin Petroleum beslutade även att avföra gasfyndigheten Tembakau i PM307, som uppgick till 28,9 MMboe, netto från sina betingade resurser.
Lundin Petroleum slutförde prospekteringsborrningar på tre oberoende strukturer i block SB307/308 under 2016 men inga av dessa innehöll olja eller gas i några kommersiella volymer.
Lundin Petroleum beslutade under 2016 att avföra gasfyndigheterna Tarap, Cempulut och Berangan i SB303, som uppgick till 31,8 MMboe, netto från sina betingade resurser.
I början av 2017 meddelade Lundin Petroleum avknoppningen av bolagets tillgångar utanför Norge till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC). Mer information finns i avsnittet IPC-avknoppning på sidorna 34–35.
De mogna tillgångarna i Frankrike och Nederländerna fortsätter att generera stabil produktion och kassaflöde
| Nyckeltal Frankrike | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 18 | 19 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd), netto | 3 | 3 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 42 | 52 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 44 | 52 |
| Verksamhetskostnader (USD/boe) | 24 | 25 |
| Bidrag till operativt kassaflöde (USD/boe) | 22 | 27 |
| Nyckeltal Nederländerna | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 2 | 2 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd), netto | 2 | 2 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 17 | 26 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 27 | 39 |
| Verksamhetskostnader (USD/boe) | 17 | 19 |
| Bidrag till operativt kassaflöde (USD/boe) | 17 | 20 |
De mogna tillgångarna i Frankrike och Nederländerna fortsätter att generera stabil produktion och kassaflöde. Tillgångarna ger stabil och förutsägbar produktion med låg minskningstakt av kolväten och låga skatter, vilket gör att förändringar i olje- och gaspriser får stor effekt.
De franska tillgångarna består av mogna producerande oljefält onshore i Paris Basin, där Lundin Petroleum är operatör, och i Aquitaine Basin, där Vermilion är operatör. Tillgångarna i Nederländerna består av mogna producerande gasfält onshore och offshore, med Vermilion, Engie, Oranje-Nassau Energie och Total som operatörer.
Under 2014 slutförde Lundin Petroleum med framgång återutbyggnaden av Grandville i Paris Basin och påbörjade kompletterande borrning på återutbyggnaden av Vert la Gravelle, med två slutförda borrningar under 2015. De återstående fem kompletterande borrningarna har skjutits upp fram till att en återhämtning av oljepriset sker.
Gasproduktionen i Nederländerna under 2016 var över förväntan till följd av goda produktionsresultat från vissa nya borrningar som tagits i produktion. Under 2017 planeras en utbyggnadsborrning offshore och en prospekteringsborrning onshore.
I början av 2017 meddelade Lundin Petroleum avknoppningen av bolagets tillgångar utanför Norge till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC). Mer information finns i avsnittet IPC-avknoppning på sidorna 34–35.
I början av 2017 meddelade Lundin Petroleum att bolagets styrelse föreslagit att knoppa av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC) och att dela ut aktierna i IPC proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare.
Utdelningen kommer att genomföras på ett skattefördelaktigt sätt genom en s.k. Lex ASEAutdelning, vilket innebär att den inte utlöser någon omedelbar beskattning för aktieägare i Sverige. IPC har ansökt om att notera aktierna på Torontobörsen med ticker IPCO och avser även att notera aktierna på en erkänd börs i Sverige.
Lundin Petroleums styrelse och ledning granskar och utvärderar regelbundet olika strategiska alternativ för att öka aktieägarvärdet. Givet pågående utbyggnader och framgångar med bolagets tillgångar i Norge har styrelsen och ledningen kommit fram till att de övriga internationella tillgångarna, i ett separat och oberoende bolag, kan få ökad strategisk flexibilitet och fokus från ledningen samt ges högre värdering och ökad exponering mot investerare.
Bolaget anser att med förnyad strategi och fokus kan IPC växa till att bli ett ledande internationellt oberoende olje- och gasbolag, med fokus på produktion och utbyggnad av högkvalitativa tillgångar över hela världen. Bolaget anser att ett oberoende IPC kommer att vara väl positionerat för att kunna växa både organiskt och icke-organiskt över tid. Den betydande kassaflödesgenereringen från de långlivade IPCtillgångarna kommer att ge finansiell kapacitet för att fullfölja denna strategi.
I och med avknoppningen kommer Lundin Petroleums fulla fokus att ligga på Norge och jag är övertygad om att detta kommer att ytterligare utkristallisera värdet i vår starka tillväxtportfölj i Nordsjön och södra Barents hav
Avknoppningen innebär att Lundin Petroleums ledning kan fokusera fullt ut på att maximera aktieägarvärdet från tillgångsportföljen i Norge som har fortsatt att växa både i storlek och värde sedan Lundin Petroleum startade verksamheten i Norge 2004. Lundin Petroleums starka tillgång på likviditet, med 1 miljard USD i tillgänglig likviditet, i kombination med generering av operativt kassaflöde gör det möjligt för bolaget att kunna finansiera åtagandena som gjorts avseende investeringar i Johan Sverdrup fram till produktionsstart i slutet av 2019 utan ytterligare extern lånefinansiering.
Familjen Lundin är fullt engagerade i IPC:s framgång och efter att avknoppningen slutförts kommer bolag relaterade till familjen Lundin att fortsätta vara de största aktieägarna i IPC.
Notering av IPC aktierna på Torontobörsen och en erkänd börs i Sverige är villkorat av att IPC uppfyller respektive börs krav och ingen garanti kan lämnas för att en notering accepteras av vare sig Torontobörsen eller en svensk börs.
Extra bolagsstämma hölls den 22 mars 2017 och beslutade att godkänna styrelsens förslag om sakutdelning av aktier i International Petroleum Corporation till aktieägarna i Lundin Petroleum.
Dokument från extra bolagsstämman och ytterligare information om avknoppningen finns tillgängliga på www.lundin-petroleum.com
Riskhantering skapar värde genom att förse ledningen med de redskap som krävs för att effektivt kunna identifiera, kontrollera och följa upp potentiella händelser inom bolagets verksamhet och affärsmiljö
Dagens affärsklimat är dynamiskt, rörligt och ofta kännetecknat av snabba förändringar, regionala skillnader och kulturella kontraster som kan leda till betydande affärsrisker. Olje- och gasindustrin är exponerad mot olika operativa, finansiella, externa och strategiska risker som inte ens en kombination av robusta processer, erfarenhet, kunskap och noggranna överväganden kan till fullo eliminera, eller som är bortom bolagets kontroll.
Riskhantering skapar värde genom att förse ledningen med de redskap som krävs för att effektivt kunna hantera potentiella händelser inom bolagets verksamhet och affärsmiljö. Riskhanteringen är en process utstakad av bolagets styrelse och syftar till att uppmuntra ett förutseende och proaktivt beteende samt att beslut fattas på väl avvägda grunder. Inom riskhanteringen görs en genomgång och bedömning av möjliga händelser och scenarier, vilket leder till ökad riskmedvetenhet inom bolaget och underlättar för ledningen att fatta välgrundade och hållbara interna beslut som matchar affärsmiljöns utmaningar och uppmuntrar till fortsatt proaktiv riskhantering. För att försäkra sig om en robust riskbedömning som innefattar alla aspekter av bolagets verksamhet, inte enbart den finansiella rapporteringen, baserar Lundin Petroleum sin riskhanteringsprocess på COSO 2013.
Identifiering och bedömning av risk utgår från att verksamheten ska uppnå bolagets affärsmål. En korrekt riskbedömning är grundläggande för att kunna belysa vilka risker som bör prioriteras av ledningen, såväl lokalt som på koncernnivå.
Som en del av processen att identifiera och bedöma risker inom alla verksamhetsområden granskar och analyserar Lundin Petroleum de risker som påverkar verksamheten. Bolaget identifierar operativa, finansiella, externa risker och strategiska risker som kan påverka verksamheten och i denna identifieringsprocess ingår även en analys av interna och externa faktorer som kan ha ömsesidig påverkan. Riskerna bedöms kvartalsvis genom en standardiserad metod baserad på sannolikhet och utfall. Regelbunden utvärdering görs för att se vilka risker som kan minskas eller elimineras.
Efter identifiering och bedömning av risker och möjligheter överväger bolagsledningen tänkbara kontrollåtgärder, som prioriteras utifrån hur pass hög risk de har för att inverka negativt på verksamheten.
Bolaget säkrar riskkontroll genom effektiv ledning där såväl mandat som åtagande vad gäller riskhantering finns definierat på alla nivåer i verksamheten. Riskreducering är en integrerad och kontinuerlig del i kontrollaktiviteter och beslutsfattande inom Lundin Petroleum.
Bolaget har robusta policies och rutiner som fastställer tydliga ansvarsområden och riskansvariga inom organisationen för att reducera riskexponeringen. Riskkontroll kan innebära acceptans, undvikande eller överföring av inverkan och hantering av en risk till tredje part, genom till exempel försäkring eller överföring av risk genom avtal.
Lundin Petroleum har identifierat följande inneboende höga risker för bolagets resultat och goda namn, indelat i fyra kategorier: strategiska, operativa, finansiella och externa risker, vilka beskrivs i nedanstående avsnitt. Utöver dessa kan även andra risker förekomma eller uppstå.
Uppföljning av risk är en viktig del av den löpande riskhanteringen. I detta ingår lokalt operativt ansvar samt ett tydligt uppdrag till riskansvariga att löpande identifiera risk.
Bolagets tillsyn sker genom regelbunden riskrapportering som samtidigt säkerställer att kontinuerlig uvärdering görs av faktorerna nedan:
Lundin Petroleum tillämpar modellen "tre försvarslinjer" som anger en systematisk och disciplinerad metod för att förbättra effektiviteten i bolagets riskhantering och internkontroll. För ytterligare information, se avsnittet om Internkontroll och revision på sidorna 68–69.
| Operativ risk | ||
|---|---|---|
| Riskområde | Beskrivning | Åtgärd |
| Allvarliga incidenter i verksamheten |
Risk för att allvarliga incidenter inträffar i verksamheten finns i all olje- och gasverksamhet. Borrnings och produktionsverksamhet kommer aldrig att kunna vara helt riskfri, varför risken för att incidenter ska uppstå, om än reducerad, kvarstår. |
Hälsa, säkerhet och miljö (HSE) är prioriterat av bolagsledningen och bolaget har kompetenta och fokuserade HSE-team och ledningssystem för att undvika allvarliga incidenter i verksamheten. Bolaget främjar aktivt styrning och rapportering av HSE- frågor som är ett prioriterat område både för Lundin Petroleum och bolagets uppdragstagare, leverantörer och partners. Mer information finns i avsnittet Samhällsansvar på sidorna 42–49. |
| Tillgångarnas integritet | Risk för att fysiska tillgångar och pipelines påverkas av korrosion eller är otillförlitliga, något som medför exponering mot förluster och ansvarskrav. |
Aktiv verksamhetsstyrning och effektivt underhållsarbete, liksom inspektioner och korrosionshanteringsplanering säkerställer att tillgångarna förblir tillförlitliga. Detta förenat med innehav av nya tillgångar, god teknisk integritet samt fokus på säkerhet och efterlevnad av lagar och förordningar minskar risken. |
| Hantering av tillgångar och kostnadskontroll |
Förseningar och kostnadsöverskridanden vad gäller borrningar och utbyggnadsprojekt kan leda till minskade intäkter. Overksamma riggar, haveri av kritisk utrustning eller otillräcklig planering kan i varierande grad leda till negativa konsekvenser för bolagets kassaflöde. |
Interna processer finns på plats för att säkerställa rimliga kostnadsnivåer i förhållande till bolagets affärsplaner. Samtliga utbyggnadsprojekt måste passera genom Lundin Petroleums värdeprocess som kräver investeringskommitténs, och när det gäller stora investeringsbeslut även styrelsens, godkännande. Effektiva inköpsprocesser och avtalsvillkor säkerställer god kontroll av kostnader och tidsplaner inom verksamheten. |
| Nuvarande och framtida produktion koncentrerad till ett fåtal fält |
En betydande del av bolagets nuvarande produktion kommer från Edvard Griegfältet. Denna koncentration ökar sårbarheten för allvarliga tekniska problem eller långvariga produktionsstopp. |
Lundin Petroleum har mycket kompetenta och motiverade operativa team. Bolaget har därutöver tecknat försäkringsskydd mot produktionsförluster, vilket minskar eventuell inverkan av oväntade, långvariga driftstopp på Edvard Griegfältet. |
| Förmåga att utöka reserver | En oförmåga att säkra licenser och ingå partnerskap i strategiska prospekteringsområden kan påverka möjligheten att utöka resurser och reserver. |
Förmågan att utöka reserver är avhängigt bolagets förmåga att analysera subsurfacedata, välja och säkra tilldelning av lämpliga licenser, finna strukturer samt att tillsammans med våra samarbetspartners ha ett proaktivt förhållningssätt till riskhantering. |
| Förseningar på Johan Sverdrupfältet |
Förseningar i Johan Sverdrupprojektet är en risk som skulle påverka bolagets kostnader och produktionsprognos. |
Den granskningsprocess, s.k. peer review, vi genomför med våra samarbetspartners samt det hittills mycket effektiva projektarbetet minskar risken för förseningar i Johan Sverdrupprojektet. Tack vare rådande marknadsläge har kostnadsuppskattningarna kunnat reduceras avsevärt jämfört med utbyggnadsplanen. |
| Återställande | Lundin Petroleum måste efterleva avtalsvillkoren i de projekt där bolaget eller en samarbetspartner är operatör. Återställande av ett fält efter dess ekonomiska livslängd kan resultera i ekonomiskt och juridiskt ansvar samt betydande kostnader för avveckling och regenerering. Detta förblir en branschspecifik risk, med tillhörande miljömässiga och juridiska utmaningar att hantera. |
Lundin Petroleum beaktar under hela tillgångens livscykel den risk återställandekrav medför. De viktiga affärsmässiga och tekniska antaganden som ligger till grund för alla uppskattningar granskas årligen för varje utbyggnadsprojekt samt de tillgångar där bolaget eller en samarbetspartner är operatör. Återställandeansvar och specifika krav bemöts i verksamheten och koordineras av bolagsledningen. |
| Finansiell risk | ||
|---|---|---|
| Riskområde | Beskrivning | Åtgärd |
| Finansiell rapportering | Väsentliga felaktigheter i den finansiella rapporteringen kan leda till myndighetsåtgärder och rättsliga följder samt ha en negativ inverkan på aktieägarnas förtroende för bolaget och skada bolagets anseende. |
Lundin Petroleum har en formell process för månatlig rapportering till ledningen för uppföljning och kontroll av den finansiella rapporteringen. Systemet för internkontroll av den finansiella rapporteringen utgör en rimlig försäkran mot väsentliga felaktigheter eller förluster. Interna och externa revisioner verifierar den finansiella rapporteringen och processen för riskuppföljning. |
| Beräkningar av reserver och resurser |
Uppskattningar av ekonomiskt utvinningsbara olje- och gasreserver samt framtida kassaflöde utifrån reservoarprestanda baseras på ett antal olika faktorer och antaganden. Då dessa beräkningar utgår från variabla faktorer finns risk för osäkerhet. Denna risk betraktas av bolaget även som en operativ risk. |
Beräkningar av reserver och resurser genomgår en omfattande intern granskningsprocess, s.k. peer review, och följer branschstandard. Samtliga reserver är föremål för oberoende revision som en del av den årliga processen för revision av reserver. För ytterligare information se avsnittet Produktion, reserver och resurser på sidorna 18–21. |
| Tillsyn av investeringar | Risk för att investeringar eller utgifter inte är i linje med investeringskommitténs godkännanden kan ha potentiella budgetöverskridanden som följd. |
För att minska risken för bristande tillsyn av investeringar har Lundin Petroleum genom bolagets årliga process och befogenhetspolicy för budget och budgettillägg infört en rigorös tillsynsprocess för att löpande granska alla utgifter. Denna process säkerställer att utgifter är i linje med investeringskommitténs godkännanden. |
| Kapitalbehov | Bolagets framtida kapitalbehov är beroende av många faktorer, inklusive huruvida kassaflödet från verksamheten är tillräckligt för att finansiera bolagets affärsplaner. Bolaget kan på lång sikt behöva ytterligare medel för fortsatt prospektering och utbyggnad, eller för att förvärva tillgångar eller andelar från andra bolag. |
Bolaget har en aktiv och kontinuerlig uppföljningsprocess vad gäller likviditet och finansiering. Utbyggnaden av Johan Sverdrup kräver betydande investeringar, vilket Lundin Petroleum säkrat genom dess finansiering samt förvärvet av en ytterligare 15-procentig licensandel i Edvard Grieg. Detta ger den flexibilitet som krävs för att finansiera pågående program för utbyggnad, prospektering och utvärdering, inklusive utbyggnaden av Johan Sverdrup. Lundin Petroleum rapporterar sin nettoskuld på regelbunden basis. |
| Bedrägeri, mutor och korruption |
Risken att bedrägeri, mutor och korruption, om de ignoreras, skulle kunna långsamt dränera tillgångar eller allvarligt skada kortsiktiga och långsiktiga tillväxtplaner. |
Bolagets kontrollmiljö innefattar styrelsens och ledningens engagemang och tydliga etiska riktlinjer. Risken minskas av en konsekvent tillämpning av Lundin Petroleums uppförandekod tillsammans med dess antikorruptionspolicy, antibedrägeripolicy och befogenhetspolicy samt rutiner som tydligt definierar ansvar inom det interna kontrollsystemet. Interna revisioner av bolagets policies och rutiner ökar möjligheten till kontroll av denna risk och för att ytterligare minska risken har bolaget ingått en bedrägeriförsäkring. |
| Ränta och valutor | Då Lundin Petroleum rapporterar koncernens finansiella resultat i USD är bolaget exponerat för fluktuerande valutaväxelkurser. Osäkerhet vad gäller framtida räntenivåer och valutarisk kan inverka på bolagets resultat. |
Bedömningar och uppföljningar av Lundin Petroleums ränte och valutarisk sker kontinuerligt. Lundin Petroleum använder säkringsinstrument för att hantera denna risk. |
| Extern risk | ||
|---|---|---|
| Riskområde | Beskrivning | Åtgärd |
| Marknadspriset på olja | Priset på olja och gas påverkas av den globala tillväxten samt de ekonomiska drivkrafterna för utbud och efterfrågan. Marknadsläget kan också negativt påverka uppdragstagares likviditet och därmed deras förmåga att uppfylla sina skyldigheter gentemot Lundin Petroleum. Detta kan i sin tur påverka både tidsplaner och kostnader för våra projekt. |
Lundin Petroleums policy är att säkerställa att bolaget har den finansiella flexibilitet som krävs för att kunna hantera långa perioder med låga oljepriser. Dessutom följer bolaget upp med uppdragstagare och deras likviditetspositioner. |
| Tillgänglighet och tillgång till borrningsutrustning |
Osäkerheten på olje- och gasprismarknaden kan påverka uppdragstagare och underleverantörers stabilitet och därmed tillgången på tjänster och utrustning. |
Bolaget hanterar denna risk genom långsiktighet vad gäller borrning och tjänstebehov, samt genom årliga genomgångar av avtalsenliga åtaganden. |
| Ändringar av lagar och förordningar |
Det finns inga garantier för att lagstiftning som direkt eller indirekt reglerar eller påverkar olje- och gasindustrin inte ändras på ett sätt som kan komma att påverka bolaget negativt. Förändringar i lagstiftning och regelverk kan få negativa konsekvenser såsom, men inte enbart, utmätning av egendom, hävning eller justering av kontraktsrättigheter samt osäkerhet gällande skatter. |
Bolaget strävar efter att utförligt tolka och följa alla lagar, förordningar och regler som påverkar verksamheten. Lundin Petroleums kontroller är anpassade efter den verksamhet som bedrivs och kontinuerlig översyn krävs för att säkerställa att kontroller upprätthålls och på ett tillfredsställande sätt minskar risken till en acceptabel nivå. |
| Myndighetsutredningar och rättsliga tvister |
Myndighetsutredningar eller krav från tredje part kan inte med säkerhet förutses och kan ha negativ inverkan på bolagets anseende. |
Lundin Petroleum agerar på ett etiskt sätt i enlighet med bolagets uppförandekod, samt arbetar förebyggande med att hantera påståenden eller osäkerheter som skulle kunna komma att leda till krav. När så krävs anlitar bolaget extern juridisk expertis och rådgivning för att hantera myndighetsutredningar eller krav. |
| Säkerhet | Säkerhet är ett viktigt riskområde för alla olje- och gasbolag. Potentiella hot innefattar terroristattacker och andra attacker riktade mot människor eller fysiska tillgångar. |
Bolaget bevakar och utvärderar kontinuerligt olika säkerhetsrisker för att säkerställa att hög vaksamhet och effektiv riskhantering finns på plats. Bolaget bedömer dock att riskmiljön vad gäller sådana säkerhetsaspekter är låg då största delen av bolagets verksamhet bedrivs på norska kontinentalsockeln men vi är likafullt uppmärksamma på eventuella risker som kan uppstå inom branschen. |
| Informationssäkerhet | Den ökade sårbarheten för cyberhot eller mjukvaruattacker ökar risken för intrång i informationssystemen, vilket potentiellt kan påverka individers personliga integritet och system som är vitala för tillgångarna. |
Bolagets nätverk kräver kontinuerlig tillsyn för att kunna undvika och snabbt åtgärda externa attacker. Genom kontrollmekanismer för informationssystemen såsom brandväggar och rutiner hanterar Lundin Petroleum denna risk och upprätthåller ett enat och motståndskraftigt nätverk. |
| Extern risk | ||
|---|---|---|
| Riskområde | Beskrivning | Åtgärd |
| Intressentdialog | Bristfällig intressentdialog kan ha negativ inverkan på Lundin Petroleums anseende och möjlighet att identifiera affärsmöjligheter. Bolagets fokus på dialog med intressenter till trots kan vissa individer eller grupper direkt eller indirekt inverkan på verksamheten genom demonstrationer eller lobbying. |
Såsom lyfts fram i Lundin Petroleums hållbarhetsrapport för bolaget dialog med intressenter på olika nivåer för att säkerställa att de är till fullo införstådda med bolagets närvaro och verksamhet. Lundin Petroleums målsättning är att prospektera och producera olja och gas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla bolagets intressenter och samhället i stort. För att ytterligare bekräfta bolagets engagemang för etiskt ansvarstagande deltar Lundin Petroleum i FN:s Global Compact. Lundin Petroleum stöder också sociala investeringar genom bidrag till Lundin Foundations hållbara utvecklingsprojekt. Mer information finns i Lundin Petroleums hållbarhetsrapport 2016. |
| Klimatförändringar | Klimatförändringar kan leda till striktare regler vad gäller utsläpp eller krav om att införa obligatorisk teknologi i Lundin Petroleums verksamhet. |
För att hantera de teknologi- och lagkrav som klimatförändringar kan medföra ser Lundin Petroleum löpande över miljökrav och åtgärder för utsläppsminskningar i sina utbyggnadspojekt. Lundin Petroleum rapporterar också utsläpp av växthusgaser från verksamheten. |
| Strategisk risk | ||
|---|---|---|
| Riskområde | Beskrivning | Åtgärd |
| Skapa aktieägarvärde | Risk för att Lundin Petroleums strategi inte lyckas skapa aktieägarvärde, vilket kan påverka bolagets marknadsposition. |
Lundin Petroleum strävar efter att skapa aktieägarvärde genom att proaktivt investera i prospektering för att utöka reservbasen organiskt, frigöra värden i den befintliga tillgångsbasen och förvärva eller avyttra reserver. Lundin Petroleums affärsmodell definierar på ett tydligt sätt bolagets vision och strategi. |
| Tillgångsportföljens ekonomiska värde |
Bristfällig ledning kan leda till oförmåga att förstå och frigöra det fulla värdet av en tillgång, vilket skulle kunna påverka aktieägarvärdet negativt. |
Lundin Petroleum följer löpande det ekonomiska värdet på tillgångarna i portföljen för att säkerställa att värdet för varje enskild tillgång i portföljen är till fullo förstådd, kommunicerad och avspeglad i aktiekursen. |
| Ineffektiv kommunikation | En bristfälligt kommunicerad strategi kan leda till att investerare tappar förtroende för bolaget med en fallande aktiekurs som resultat och kan också påverka medarbetares och samarbetspartners förtroende för bolaget. |
Lundin Petroleum har starka interna och externa kommunikationskanaler. Vår internkommunikation, tillsammans med effektivt ledarskap, uppmuntrar kreativitet och entreprenörsanda, vilket bidrar till att säkerställa att hela organisationen strävar mot samma mål. |
Mer information om intern kontroll och i revision finns på sidorna 68–69
Våra medarbetares hälsa och säkerhet är vår främsta prioritet
Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility
2016 var på många sätt ett enastående år för Lundin Petroleum, inte minst vad gäller vårt samhällsansvar, då vi för första gången publicerade en separat hållbarhetsrapport. Vårt arbete med samhällsansvarsfrågor har förvisso speglats i våra årsredovisningar sedan bolagets start, men att upprätta en särskild hållbarhetsrapport i enlighet med riktlinjerna från Global Reporting Intitiative innebar ett särskilt aktivt deltagande från alla medarbetare i bolaget, från styrelse och bolagsledning till operativ personal.
Tack vare hållbarhetsrapporten kan Lundin Petroleums arbete med samhällsansvarsfrågor nu jämföras och mätas mot andra bolag i branschen, vilket också leder till en mer konstruktiv dialog med våra intressenter. Jag minns särskilt de intressanta diskussioner som fördes med studenter på Handelshögskolan i Stockholm i samband med att vi presenterade hållbarhetsrapporten och den process vi följt för att ta fram den. Ingående diskussioner om vårt hållbarhetsarbete fördes även med bankerna i början av året när vi säkrade den reservbaserade kreditfaciliteten på 5,0 miljarder USD.
2016 var ett enastående år även ur ett globalt hållbarhetsperspektiv. Året kulminerade med att Parisavtalet trädde i kraft, vilket innebar en vändpunkt i den globala förståelsen för klimatförändringar och de utmaningar dessa innebär. Lundin Petroleum står redo att i nära samarbete med oljeoch gasindustrin bidra till att finna lösningar för ett mer energieffektivt och koldioxidsnålt samhälle. Vi arbetar också löpande för att sänka våra koldioxidutsläpp och vi uppnådde detta mål under 2016.
Utöver de miljöskyddsprojekt som vi startade för några år sedan i partnerskap med Lundin Foundation, beslutade vi under 2016 att fokusera på en av de viktigaste sociala frågorna som Europa står inför just nu, nämligen integration av flyktingar och migranter på arbetsmarknaden. Pilotprojekt i detta syfte sjösattes under året i Norge och i Sverige och tidiga indikationer tyder på att dessa projekt kommer att nå målen. Vi ser fram emot att utvidga detta arbete under 2017.
Våra medarbetares hälsa och säkerhet är vår främsta prioritet. Bolagets fokus på hälsa, säkerhet och miljö (HSE) resulterade i bättre nyckeltal för 2016 jämfört med tidigare år. I februari 2016 inträffade dock en dödsolycka på Bertamfältet i Malaysia och vi beklagar den tragiska förlusten av en av våra uppdragstagare, en händelse som har satt sina spår hos oss alla på Lundin Petroleum.
Vi kommer under 2017 att fortsätta vårt arbete med att främja en stark HSE-kultur och noggrant förbereda och planera våra aktiviteter i syfte att förebygga incidenter och säkerställa kapacitet för att hantera oväntade situationer som kan uppstå.
Läs mer om Lundin Petroleums resultat och ledning vad gäller miljö, socialt ansvar och styrning i följande avsnitt samt i 2016 års hållbarhetsrapport.
Säkerhet i verksamheten
0,67 incidenter med förlorad arbetstid som följd
Mångfald 38% kvinnor i bolagets styrelse
Medarbetare 542 medarbetare världen över
Oljeutsläpp
oljeutsläpp
0 rapporterbara
koldioxideffektivitet
Främja etiskt ansvarstagande
Läs mer om Lundin Petroleums resultat och ledning vad gäller miljö, socialt ansvar och styrning i vår hållbarhetsrapport på
Det svåra läget på oljemarknaden de senaste två åren har haft en stor inverkan på olje-och gasindustrin. Fortsatt låga oljepriser har lett till minskad aktivitet och betydliga underinvesteringar i offshoreindustrin, vilket inneburit några svåra år för olje- och gasbolag, uppdragstagare och leverantörer världen över.
Lundin Petroleum har anpassat sig till denna ökade press på industrin genom att fortsätta fokusera på kostnadseffektivitet och starka operativa resultat. Som en följd av detta var vi ett av få olje- och gasbolag som ökade antalet anställda i Norge under 2016.
Vår inkluderande och högpresterande arbetsmiljö har varit avgörande för att lyckas attrahera och behålla de mest talangfulla medarbetarna i branschen genom åren. Vi kommer att fortsätta bygga på denna solida bas av medarbetare i världsklass och är fast beslutna att fortsätta utveckla och investera i dem, då de är vår enskilt mest värdefulla resurs och grunden för vår framtida framgång.
"Våra enastående resultat vore inte möjliga utan det fantastiska lagarbete och den fina laganda som finns inom Lundin Petroleum"
Vid slutet av 2016 hade Lundin Petroleum inom koncernen 542 anställda i sju länder. Under 2016 ökade personalstyrkan i Norge medan organisationen i Malaysia strukturerades om för att anpassas till den minskade aktiviteten och avyttringen av tillgångarna i Indonesien slutfördes.
Lundin Petroleum anlitar också ett stort antal konsulter och uppdragstagare som tillhandahåller tjänster för bolaget. Under 2016 engagerades totalt 74 konsulter för tjänster inom prospektering, utbyggnad och andra operativa aktiviteter.
Vi värdesätter en öppen och inkluderande arbetsmiljö samt satsar på kompetenta, engagerade och erfarna medarbetare. Att agera lokalt och tänka globalt är en vägledande princip för hur vi väljer, rekryterar och leder våra medarbetare, liksom principen att alla anställningar ska tillsättas utifrån kompetens och erfarenhet.
Vi rekryterar utifrån kvalifikationer, oberoende av kön, etnicitet, religion, funktionshinder, etc. Vi är fast beslutna att främja allas lika möjligheter och accepterar ingen form av diskriminering. Var vi än bedriver verksamhet strävar vi efter att anställa lokalt, för att kunna dra nytta av lokal kunskap och erfarenhet och samtidigt bidra till kunskapsfrämjande i värdländerna. Vi ser till att våra medarbetare är utrustade med de färdigheter, kunskaper och den motivation som krävs för att de ska lyckas väl i sitt arbete, vilket manifesteras i bolagets goda resultat samt den låga personalomsättningen jämfört med branschnormen.
Under 2016 var medarbetare från 29 olika nationaliteter anställda inom Lundin Petroleums verksamhet världen över och andelen kvinnor var 34 procent. Under 2016 var andelen kvinnor i ledande befattningar 20 procent och i bolagets styrelse 38 procent.
Våra medarbetares hälsa och säkerhet är vår främsta prioritet. Vi är fast beslutna att upprätthålla en säker arbetsmiljö, inte enbart för våra anställda utan även för uppdragstagare och andra som potentiellt kan komma att utsättas för risker på grund av vår verksamhet.
Vår bransch är förenad med säkerhetsrisker och olyckor kan potentiellt inträffa var och när som helst. Vårt arbete med att förebygga olyckor och ohälsa bygger på såväl rigorös planering som kompetenta och engagerade medarbetare och uppdragstagare. I varje ny verksamhetsfas identifierar, analyserar och minskar vi alla potentiella risker.
Vi testar också fortlöpande och utvärderar bolagets beredskap för nödsituationer och håller regelbundet övningar i den lokala verksamheten tillsammans med externa beredskapsorganisationer. Interna HSE-revisioner utförs också för att identifiera och hantera potentiella säkerhetsfrågor samt för att säkerställa att goda HSE-rutiner finns på plats. Säkerhet är ett gemensamt ansvar och vi förväntar oss samma engagemang från våra uppdragstagare, leverantörer och partners som vi gör från våra egna medarbetare.
Trots dessa goda resultat inträffade en tragisk dödsolycka i Malaysia under 2016, då vi förlorade en av våra uppdragstagare under arbete på supply-fartyget FOS Leo, offshore Malaysia. Grundliga utredningar utfördes av såväl lokal ledning som tredje part i syfte att klarlägga omständigheterna kring olyckan och säkerställa att förebyggande åtgärder finns på plats för att förhindra att liknande olyckor sker i framtiden. Ett omfattande HSE-program har tagits fram för att förbättra styrning och ledarskap inom säkerhetsområdet och detta arbete kommer att fortsatta under 2017.
Miljöansvar bygger på att vi har förståelse för de miljömässiga förutsättningarna i de områden där vi bedriver verksamhet. Innan vi påbörjar någon prospekterings-, utbyggnads- eller produktionsverksamhet tar vi därför del av befintliga baslinjestudier, alternativt utför egna baslinje- eller miljöpåverkansstudier. I vissa fall kan detta innebära att vi behöver ändra våra planer för att minimera miljöpåverkan, till exempel genom att ändra borrningens riktning, ändra placeringen av riggens förtöjningsankare eller transportera borravfall till land. Lundin Petroleum påbörjar aldrig borrning förrän miljötillstånd inhämtats från behöriga nationella myndigheter.
Miljöhänsyn utgör en väsentlig del av planeringsfasen. Vi har robusta system på plats för att säkerställa adekvat riskbedömning samt kompetens och kapacitet att förebygga och, om så krävs, hantera oljeutsläpp. Utöver avtal med nationella organisationer för oljeskadeskydd har Lundin Petroleum avtal med den internationella organisationen Oil Spill Response Limited (OSRL), världens största organisation för beredskap och bekämpning av oljeutsläpp. Avtalet täcker alla bolagets aktiviteter och säkerställer effektiv utryckning över hela världen.
Lundin Petroleums operativa verksamhet är belägen på den norska kontinentalsockeln, det område i världen med högst skatt på koldioxidutsläpp och med den lägsta koldioxidintensiteten inom olje- och gasindustrin under de senaste tio åren. Vårt arbete för ökad koldioxideffektivitet i den operativa verksamheten, till exempel genom val av installationslösningar, produkter och utrustning har varit ett sätt att reducera både vårt koldioxidavtryck och våra kostnader.
Under 2016 minskade Lundin Petroleum utsläppen av växthusgaser betydligt jämfört med 2015 års nivåer (resultat publiceras i Lundin Petroleums hållbarhetsrapport 2016) vilket innebär att bolagets koldioxidintensitet nu är lägre än branschgenomsnittet.
Utöver åtgärder i den operativa verksamheten deltar Lundin Petroleum även aktivt i debatten om klimatförändringar. Genom nära kontakt med miljöorganisationer och andra intressenter håller vi oss informerade om den senaste utvecklingen kring internationell klimatpolitik. Det ingår även i vår riskhantering att analysera hur framtida förändringar inom klimatpolitiken kan komma att påverka energimarknaden och är som något vi beaktar i vår strategiska planering för att säkerställa att vår tillgångsbas förblir stabil och hållbar. Därutöver deltar Lundin Norway i arbetsgruppen för klimatförändringar som branschföreningen Norsk olje & gass leder och följer den handlingsplan som tagits fram för 2030 och 2050, vilken fastlägger den norska olje- och gasindustrins åtaganden för att bidra till ett framtida koldioxidsnålt samhälle.
Vi har ett åtagande om att bedriva verksamhet på ett etiskt ansvarsfullt sätt och för oss är rättsstatsprincipen och transparens avgörande för att säkerställa att vår verksamhet har en positiv påverkan på samhället.
Som ett led i vårt åtagande om god bolagsstyrning bevakar vi eventuella risker för korruption inom koncernen genom granskningar och revisioner. Dessa interna processer säkerställer att vi har låg exponering gentemot korruption, och frågan belyses även i våra återkommande riskbedömningar. Vi bevakar trendutvecklingen för korruption genom Transparency Internationals korruptionsindex, mediabevakning och rapporter från icke-statliga organisationer samt följer förändringar i lagstiftning och brottsbekämpning. Vi förväntar oss att våra samarbetspartners och uppdragstagare följer våra principer avseende arbete mot korruption.
I likhet med tidigare år förekom under 2016 inga fall av misstänkt eller belagd korruption inom koncernen.
Vår policy och rutin för visselblåsning är ett av våra verktyg för information om potentiella eller belagda fall av korruption. Under 2016 åberopades rutinen vid ett tillfälle av en tidigare anställd gällande en intern process. En ingående granskning genomfördes, med slutsatsen att bolaget följt branschstandard samt tillämpliga myndighetsbestämmelser och föreskrifter.
Offentliggöra bolagets betalningar till myndigheter och förvaltningar är ett sätt att leva upp till vårt åtagande att bidra till den ekonomiska och sociala utvecklingen i våra värdländer.
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) är ett frivilligt initiativ som jämför de intäkter från utvinningsindustrin som offentliggjorts av värdländers myndigheter med de betalningar till myndigheter som offentliggjorts av utvinningsindustrin. Detta är ett konstruktivt och bra initiativ för såväl industrin som för länder rika på naturresurser. Sedan 2009 har Lundin Petroleum konsekvent rapporterat bolagets betalningar till myndigheter i de länder inom koncernen som är delaktiga i EITI-samarbetet. Se även Lundin Petroleums rapport om betalningar till myndigheter på www.lundin-petroleum.com
Att främja god bolagsstyrning och kräva etiskt ansvarstagande genom hela värdekedjan är av högsta vikt för Lundin Petroleum. Vi anser att gemensamma insatser från hela branschen är det mest effektiva sättet att arbeta mot korruption. Bolagets förväntningar på etiskt ansvarstagande är särskilt formulerade i klausuler i våra avtal samt i vår leverantörsförsäkran.
Lundin Petroleum stödjer och deltar även i ett flertal internationella initiativ som syftar till att främja etiskt ansvarstagande:
Mänskliga rättigheter respekteras och skyddas i alla delar av Lundin Petroleums verksamhet. Eftersom majoriteten av våra tillgångar finns i Norge bedriver vi verksamhet i en lågriskmiljö vad gäller mänskliga rättigheter men vi är likafullt uppmärksamma på eventuella risker som kan uppstå inom branschen.
Lundin Petroleum följer alla tillämpliga nationella och lokala lagar, liksom de principer för ansvarsfullt företagande och mänskliga rättigheter som uttrycks i olika internationella initiativ, till exempel FN:s Global Compact och FN:s vägledande principer för företag och mänskliga rättigheter. Vi tillämpar även en särskild due diligence-process för mänskliga
rättigheter för att i verksamheten identifiera, bedöma och besluta om åtgärder för att förebygga eller minska eventuella risker. Planerade liksom befintliga aktiviteter granskas utifrån hur mänskliga rättigheter bevakas och tillämpas. Dessa genomgångar identifierade inga graverande incidenter i verksamheten under 2016.
Lundin Petroleum söker ständigt främja mänskliga rättigheter i branschen, dels genom att lyfta frågan med samarbetspartners, dels genom att ålägga alla uppdragstagare och leverantörer att skriva under en särskild leverantörsförsäkran där de förbinder sig att respektera mänskliga rättigheter och agera i enlighet med etiska principer.
Lundin Foundation grundades 2005 och är en ledande, internationellt erkänd organisation inriktad på investeringar som leder till positiv samhällspåverkan. Genom vårt partnerskap med Lundin Foundation stödjer vi innovativa lösningar för att möta betydande ekonomiska, sociala och miljömässiga utmaningar som berör energisektorn och vår verksamhet. Partnerskapet inleddes 2013 och fokuserade under de första åren på projekt i Malaysia och Indonesien med inriktning på förnyelsebar energi, bevarande av biologisk mångfald och främjande av hållbart fiske.
Med Lundin Petroleums operativa fokus på Norge har strategin reviderats för att bättre spegla vår geografiska närvaro och påverkan. Under 2016 identifierade vi nya projekt i Norge och Sverige med syfte att stödja kompetensutveckling för flyktingar och migranter, underlätta för dem att starta eller utveckla egna företag samt förbättra deras möjligheter att få anställning. Lundin Petroleum stödjer även ett projekt i norra Norge som bidrar till entreprenörskap och innovation i regionen.
Mer information om Lundin Foundations projekt finns i 2016 års hållbarhetsrapport.
2016 var ett mycket framgångsrikt år för Lundin Petroleum. Våra utbyggnadsprojekt har under året fortsatt enligt plan, vår produktion var vår högsta någonsin till följd av enastående resultat från våra tillgångar, främst Edvard Griegfältet, offshore Norge samtidigt som våra utvinningskostnader var rekordlåga. En sådan framgång skulle inte vara möjlig utan de skickliga, engagerade och entusiastiska medarbetare som utgör vårt bolag och jag vill tacka styrelsen, bolagsledningen och samtliga medarbetare för deras enorma bidrag. Jag är säker på att bolagets robusta ramverk för bolagsstyrning också har spelat en viktig roll i att bidra till dessa operativa framgångar. Vi följer våra policies och rutiner på alla nivåer i organisationen för att säkerställa att vi följer upp våra projekt, bedömer risker och möjligheter och gör nödvändiga förbättringar när det behövs. Detta tillvägagångssätt är uppenbarligen framgångsrikt.
Under året har styrelsen fortsatt att fokusera på att noga följa upp det stora utbyggnadsprojektet Johan Sverdrup och dess budgeterade utgifter. När det gäller utbyggnaden av detta mycket stora projekt kommer 2017 att bli det mest aktiva året och fortsatt uppföljning och kontroll kommer att bli nödvändig för att säkerställa att vi har tillräcklig finansiering för att möta våra åtaganden.
Styrelsen har också övervägt flera möjligheter att maximera aktieägarvärdet, vilket inkluderar Edvard Grieg transaktionen med Statoil som gjorde det möjligt för oss att förvärva ytterligare 15 procent i denna tillgång av världsklass och därigenom bidra med ytterligare likviditet till verksamheten. Den nyligen meddelade avknoppningen av Lundin Petroleums tillgångar i Malaysia, Frankrike och Nederländerna till International Petroleum Corporation är ett annat viktigt exempel som vi tror kommer att frigöra tidigare dolt aktieägarvärde och kommer att skapa ett nytt spännande olje- och gasbolag. Det är ett stort företag att genomföra en avknoppning och tack vare våra medarbetare och våra olje- och gastillgångar av hög kvalitet, i kombination med en väl inarbetad bolagsstyrning med policies, rutiner och praxis, är jag övertygad om att övergången kommer att bli smidig.
Jag ser mycket fram emot att få se det nya Lundin Petroleum, med fokus på Norge, fortsätta sin framgångssaga. Som en del av våra kärnvärden är det självklart att vi är fast beslutna att verka på ett ansvarsfullt, transparent och hållbart sätt till gagn för alla våra aktieägare och andra intressenter och samtidigt tillämpa de högsta normerna för bolagsstyrning.
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Lundin Petroleum AB (publ) (organisationsnummer 556610-8055) har sitt huvudkontor på Hovslagargatan 5, 111 48 Stockholm, Sverige och styrelsens säte är Stockholm, Sverige.
Bolagets hemsida är www.lundin-petroleum.com
Denna bolagsstyrningsrapport har utarbetats i enlighet med aktiebolagslagen (SFS 2005:551), årsredovisningslagen (SFS 1995:1554) och svensk kod för bolagsstyrning (bolagsstyrningskoden), och har granskats av bolagets externa revisor. Lundin Petroleum rapporterar under 2016 två avvikelser från bolagsstyrningskoden, avseende valberedningens sammansättning, vilket framgår av tabellen på sidan 54 och avseende styrelseledamöters närvaro på extra bolagsstämma Extra bolagsstämma 2016 på sidan 55.
Alex Schneiter, koncernchef och vd vald till ny styrelseledamot på årsstämman den 12 maj 2016.
Nyemission och avyttring av bolagets egna aktier som del i förvärvet av en licensandel om ytterligare 15 procent i Edvard Griegfältet, offshore Norge från Statoil ASA.
Genomgång av bolagets praxis för bolagsstyrning till följd av EU:s förordning om marknadsmissbruk och revisionsreform.
Bibehållet fokus på en effektiv bolagsstyrning och internkontroll i en tid av volatila oljepriser med väsentliga åtaganden för utbyggnadsutgifter.
Lundin Petroleum är ett oberoende svenskt olje- och gasprospekterings- och produktionsbolag. När avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna till International Petroleum Corporation genom en sakutdelning är slutförd, vilken godkändes av extra bolagsstämma den 22 mars 2017, kommer Norge att bli bolagets kärnområde. Moderbolag i koncernen är det svenska publika aktiebolaget Lundin Petroleum AB (publ) och verksamheten i Norge utförs av dess dotterbolag Lundin Norway AS. Lundin Petroleum hade under 2016 cirka 542 högt kvalificerade medarbetare inom olje-och gasindustriområdet.
Lundin Petroleum fokuserar på att genom prospektering skapa långsiktigt värde för aktieägare och övriga intressenter. Sedan bolaget grundades 2001, har Lundin Petroleum vägletts av allmänna principer för bolagsstyrning i syfte att:
De principer för bolagsstyrning som Lundin Petroleum tillämpar återfinns i både interna och externa regler och föreskrifter. Som ett svenskt publikt aktiebolag noterat på NASDAQ Stockholm lyder Lundin Petroleum under aktiebolagslagen och årsredovisningslagen, liksom NASDAQ Stockholms regelverk för emittenter, som finns tillgängligt på www.nasdaqomxnordic. com. Därutöver följer bolaget de principer för bolagsstyrning som återfinns i ett antal interna och externa dokument.
Bolagsstyrningskoden bygger på en tradition av självreglering och fungerar som ett komplement till de bolagsstyrningsregler som återfinns i aktiebolagslagen, EUregleringen, årsredovisningslagen och andra föreskrifter såsom börsens regelverk för emittenter och god sed på värdepappersmarknaden. En reviderad version av Bolagsstyrningskoden gäller sedan 1 december 2016 och denna bolagsstyrningsrapport har upprättats i enlighet med principerna däri när det har ansetts nödvändigt. Bolagsstyrningskoden finns tillgänglig på www.bolagsstyrning.se.
Bolagsstyrningskoden bygger på "följ eller förklara"-principen, vilket innebär att ett bolag kan välja att tillämpa en annan lösning än den bolagsstyrningskoden anvisar om bolaget i ett specifikt fall finner en annan lösning mer lämplig. Bolaget måste dock förklara varför det inte följt regeln ifråga, samt beskriva och motivera bolagets alternativa lösning. Lundin Petroleum rapporterade under 2016 två avsteg från bolagsstyrningskoden. Det första avsteget gällde sammansättningen av valberedningen, vilket framgår av tabellen på sidan 54 och det andra avsteget gällde styrelseledamöters närvaro på extra bolagsstämma den 30 maj 2016 som beskrivs under avsnittet extra bolagsstämma 2016 på sidan 55. Därutöver inträffade under året inga överträdelser av tillämpliga börsregler, ej heller några avvikelser från god sed på värdepappersmarknaden.
Den svenska internationella åklagarkammaren inledde i juni 2010 en förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997–2003. Bolaget har samarbetat proaktivt och på ett omfattande sätt med åklagarmyndigheten genom att lämna information om sin verksamhet i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarkammaren och delgavs de misstankar som ligger till grund för förundersökningen. Det här är en del av förfarandet i svenska förundersökningar och inget åtal har väckts och innebär inte heller att något åtal kommer att väckas. Som framförts vid ett flertal tillfällen tillbakavisar Lundin Petroleum kategoriskt alla påståenden om missgärningar och samarbetar med åklagarmyndighetens undersökning. Lundin Petroleum är fast förvissat om att bolaget var en positiv kraft i Sudan och att dess verksamhet bidrog till att förbättra levnadsförhållandena för befolkningen i Sudan.
Lundin Petroleums bolagsordning utgör grunden för styrningen av bolagets verksamhet. Bolagsordningen anger bolagets namn, styrelsens säte, bolagets verksamhetsföremål, bolagets aktier och aktiekapital, samt innehåller regler avseende bolagsstämmor. Bolagsordningen innehåller inga begränsningar av hur många röster varje aktieägare får avge vid en bolagsstämma, ej heller några bestämmelser gällande tillsättande och entledigande av styrelseledamöter eller ändring av bolagsordningen.
Bolagsordningen finns tillgänglig på Lundin Petroleums hemsida.
Lundin Petroleums uppförandekod innehåller ett antal av styrelsen utformade principer som syftar till att ge övergripande vägledning till anställda, uppdragstagare och partners rörande hur bolaget ska bedriva sin verksamhet på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter, inklusive aktieägare, anställda, samarbetspartners, myndigheter i värd- och hemländer samt lokalbefolkningar. För att uppfylla sina affärsmässiga och etiska krav tillämpar bolaget samma normer på sin verksamhet i hela världen och strävar efter att ständigt förbättra sitt sätt att arbeta och agera i enlighet med god oljefältssed och höga normer för ansvarsfullt företagande. Uppförandekoden är en integrerad del av bolagets avtalsförfaranden. Eventuella överträdelser mot uppförandekoden blir föremål för utredning och åtgärdas på lämpligt sätt. Styrelsen gör varje år en bedömning av hur uppförandekoden efterlevs.
Uppförandekoden finns tillgänglig på Lundin Petroleums hemsida.
Med uppförandekoden som sitt etiska ramverk, har Lundin Petroleum även utarbetat särskilda policies, rutiner och riktlinjer som anger specifika regler och styrmekanismer. Dessa policies, riktlinjer och rutiner omfattar bland annat den operativa verksamheten; redovisning och finans; hälsa och säkerhet, miljö; anti-korruption; mänskliga rättigheter; intressentdialog; juridik; informationssystem; försäkring och riskhantering, personal, insiderinformation samt företagskommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner granskas fortlöpande och modifieras och justeras vid behov.
Därutöver har Lundin Petroleum ett särskilt ledningssystem för hälsa, säkerhet och miljö, HSE även kallat the Green Book, uppbyggt efter ISO 14001-standarden, som ger vägledning för bolagsledning, anställda och uppdragstagare avseende bolagets avsikter och förväntningar inom HSE-området. Green Book säkerställer att all verksamhet uppfyller Lundin Petroleums juridiska och etiska skyldigheter, förpliktelser och åtaganden inom HSE-området.
Policies för samhällsansvar (CR) och HSE finns tillgängliga på Lundin Petroleums hemsida.
Styrelsens arbetsordning anger de grundläggande reglerna för arbetsfördelning mellan styrelse, kommittéer, styrelseordförande och verkställande direktör (vd). Arbetsordningen innehåller även instruktioner till bolagets vd, instruktioner för den finansiella rapporteringen till styrelsen samt riktlinjer för styrelsekommittéernas och investeringskommitténs arbete. Arbetsordningen antas årligen av styrelsen.
Som beskrivs i bolagsordningen är syftet med Lundin Petroleums verksamhet att prospektera efter, bygga ut och producera olja och gas samt att utveckla andra energiresurser. Bolaget har som mål att skapa värde för sina aktieägare genom prospektering och organisk tillväxt, samtidigt som verksamheten bedrivs på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter. För att åstadkomma detta värdeskapande tillämpar Lundin Petroleum en struktur för bolagsstyrning som främjar raka beslutsvägar med enkel tillgång till beslutsfattare, samtidigt som den skapar den ansvarsfördelning som krävs för att kontrollera verksamheten, såväl operativt som finansiellt.
Lundin Petroleums aktier är noterade på Large Cap-listan på NASDAQ Stockholm. Det totala antalet aktier är 340 386 445 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK per aktie (avrundat), vilket representerar ett registrerat aktiekapital om 3 478 713 SEK. Alla aktier har lika rösträtt och ger lika rätt till andel i bolagets tillgångar och resultat. Styrelsen har av tidigare årsstämmor bemyndigats att godkänna återköp och försäljning av egna aktier som ett verktyg för att optimera bolagets kapitalstruktur och för att säkra bolagets åtaganden enligt dess incitamentsprogram. Bemyndigandet utnyttjades inte under 2016.
Den 30 maj 2016 höll Lundin Petroleum en extra bolagsstämma för att godkänna förvärvet av en licensandel om ytterligare 15 procent i Edvard Griegfältet, offshore Norge och därtill hörande ägarintressen från Statoil ASA (Statoil). Som en del av transaktionen emitterade Lundin Petroleum 29 316 115 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil samt erhöll en kontant ersättning om cirka 544 MSEK. Lundin Petroleum innehade inga egna aktier per den 31 december 2016.
Lundin Petroleum hade i slutet av 2016 totalt 32 726 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden, vilket innebär en minskning med 4 528 aktieägare jämfört med 2015, vilket är en minskning med cirka 12 procent. De större ägarna i bolaget, som per den 31 december 2016 innehade mer än tio procent av aktierna och rösterna, var Nemesia S.à.r.l., ett investmentbolag helägt av en av familjen Lundin ägd trust, vilket innehade 25,6 procent av aktierna. Därutöver innehade Landor Participations Inc., ett investmentbolag helägt av en trust vars stiftare är Ian H. Lundin, 3,1 procent av aktierna. Vidare meddelade Statoil den 14 januari 2016 sitt förvärv av 37 101 561 aktier motsvarande 11,9 procent av bolagets aktier och vid Edvard Griegtransaktionens slutförande den 30 juni 2016 erhöll Statoil ytterligare 31 316 115 aktier, vilket innebar att Statoils sammanlagda aktieinnehav uppgick till 68 417 676, vilket representerar 20,1 procent av antalet utställda aktier.
Ytterligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare under 2016, liksom bolagets utdelningspolicy, finns på sidorna 14–15.
Valberedningen utses i enlighet med den valberedningsprocess som antogs av 2014 års årsstämma och som skall gälla för alla kommande årsstämmor till dess att en förändring föreslås av valberedningen. Enligt denna process skall styrelsens ordförande bjuda in fyra av bolagets större aktieägare baserat på aktieinnehav per den 1 augusti varje år, att bilda en valberedning. Ledamöterna av valberedningen är dock, oavsett hur de utsetts, skyldiga att tillvarata alla aktieägares intressen.
I valberedningens uppgifter ingår att ge rekommendationer till årsstämman avseende val av årsstämmans ordförande, styrelseordförande och övriga styrelseledamöter, ersättning till styrelseordföranden och övriga styrelseledamöter, inklusive ersättning för kommittéarbete, samt val av och ersättning till revisor. Aktieägare kan skicka valberedningen förslag via epost till [email protected]
Valberedningen inför 2017 års årsstämma består av ledamöter som utsetts av tre av bolagets större aktieägare per den 1 augusti 2016. Namnen på ledamöterna i valberedningen tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 26 oktober 2016, d.v.s. inom tidsramen sex månader före årsstämman, såsom föreskrivs i bolagsstyrningskoden. I egenskap av en av de större aktieägarna i bolaget erbjöds Statoil att ingå i valberedningen men inbjudan avböjdes.
Valberedningen har hållit tre möten under sin mandatperiod och informella kontakter har ägt rum mellan dessa möten. Styrelsens ordförande, och tillika ledamot av valberedningen, Ian H. Lundin, kommenterade vid dessa möten bolagets affärsverksamhet och framtidsutsikter, liksom olje- och gasindustrin i allmänhet, i syfte att göra valberedningens ledamöter förtrogna med bolaget och förbereda dem för sina uppgifter och sitt ansvar.
Valberedningens fullständiga rapport, inklusive dess slutgiltiga förslag till årsstämman 2017 publiceras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman.
| Valberedning inför 2017 års årsstämma | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ledamot | Utsedd av | Mötes närvaro |
Aktier representerade per den 1 aug 2016 |
Aktier representerade per den 31 dec 2016 |
Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Oberoende av bolagets större ägare |
| Åsa Nisell | Swedbank Robur fonder | 3/3 | 2,2 procent | 2,1 procent | Ja | Ja |
| Hans Ek | SEB Investment Management |
3/3 | 0,6 procent | 0,5 procent | Ja | Ja |
| Ian H. Lundin | Nemesia S.à.r.l. och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum |
3/3 | 28,7 procent | 28,7 procent | Ja | Nej1 |
| Magnus Unger | Icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum samt valberedningens ordförande |
3/3 | – | – | Ja | Ja |
| Summa 31,5 procent |
Summa 31,3 procent |
–Ledamöter av valberedningen, som inte är styrelseledamöter, sammanträdde med sittande styrelseledamot, Peggy Bruzelius, för att diskutera styrelsens arbete och arbetssätt. De träffade också Jakob Thomasen som föreslås som ny styrelseledamot.
–Valberedningen uppfyller de kriterier för oberoende som fastlagts i bolagsstyrningskoden och ingen från bolagsledningen är ledamot i valberedningen.
1 För mer information, se tabell på sidorna 66–67.
2017 års årsstämma kommer att hållas den 4 maj 2017 kl. 13.00 i Vinterträdgården på Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8, i Stockholm. Aktieägare som önskar delta måste vara införda i den av Euroclear Sweden förda aktieboken senast den 27 april 2017 och måste anmäla sitt deltagande till bolaget senast den 27 april 2017. Ytterligare information om registrering för årsstämman, liksom om röstning genom ombud, återfinns i kallelsen till årsstämman som finns tillgänglig på Lundin Petroleums hemsida.
Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Aktieägare kan begära att ett specifikt ärende tas upp på dagordningen, förutsatt att sådan begäran kommer styrelsen tillhanda i behörig tid. Årsstämman ska hållas årligen före utgången av juni månad i Stockholm, där styrelsen har sitt säte. Kallelsen till årsstämman ska utfärdas tidigast sex och senast fyra veckor före årsstämman och ska kungöras i Postoch Inrikes Tidningar och på bolagets hemsida. Handlingarna inför årsstämman publiceras på svenska och engelska på bolagets hemsida senast tre veckor, dock vanligen fyra veckor, före årsstämman. Vid årsstämman fattar aktieägarna beslut i ett antal väsentliga frågor avseende bolagets styrning, såsom val av styrelseledamöter och revisor, ersättningar till styrelse, ledning och revisor, inklusive godkännande av bolagets ersättningspolicy, beviljande av ansvarsfrihet för styrelsen och vd samt godkännande av räkenskaperna och beslut om disposition av bolagets resultat. Extra bolagsstämmor hålls om och när bolagets verksamhet så kräver.
Beslut vid årsstämman fattas normalt med enkel majoritet, såvida inte aktiebolagslagen kräver en större andel av såväl representerade aktier som avgivna röster vid stämman. Besluten på varje årsstämma publiceras i ett pressmeddelande direkt efter årsstämman. Dessutom publiceras det godkända protokollet på bolagets hemsida senast två veckor efter årsstämman.
Årsstämman 2016 hölls den 12 maj 2016 på Grand Hôtel i Stockholm. 589 aktieägare, som representerade 60,4 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid årsstämman. Närvarande var också styrelseordföranden, samtliga styrelseledamöter, vd, bolagets revisor och samtliga ledamöterna i valberedningen för 2016 års årsstämma. Ledamöter i valberedningen för 2016 års årsstämma var Åsa Nisell (Swedbank Robur fonder), Ulrika Danielson (Andra APfonden), Knut Gezelius (SKAGEN Funds), Ian H. Lundin (Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd., som sedan dess har fört över sitt aktieinnehav till Nemesia Sàrl och Landor Participations Inc., tillika ickeanställd styrelseordförande i Lundin Petroleum) och Magnus Unger (icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum och ordförande i valberedningen). Mötesförhandlingarna simultantolkades från svenska till engelska respektive från engelska till svenska och allt skriftligt material rörande årsstämman tillhandahölls på både svenska och engelska.
2016 års årsstämma beslutade att:
· Omvälja det registrerade revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB till bolagets revisor fram till årsstämman 2017, med auktoriserade revisorn Johan Rippe utsedd till huvudansvarig revisor.
· Godkänna arvode till styrelseledamöter och revisor.
Ett elektroniskt röstsystem med röstdosor användes vid omröstning för de två sista punkterna, vilka krävde en kvalificerad majoritet. Protokollet från årsstämman 2016, tillsammans med allt till stämman hörande skriftligt material, finns tillgängliga på svenska och engelska på bolagets hemsida, liksom även vd:s anförande på årsstämman.
En extra bolagsstämma hölls den 30 maj 2016 i Stockholm avseende förvärvet av en licensandel om ytterligare 15 procent i Edvard Griegfältet, offshore Norge och därtill hörande intressen. Den extra bolagsstämman beslutade i enlighet med styrelsens förslag.
Styrelseordförande och vd som också är styrelseledamot närvarade vid den extra bolagsstämman, som hölls cirka två veckor efter årsstämman. Samtliga styrelseledamöter var dock inte närvarande, vilket är ett krav enligt bolagsstyrningskodens regel 1.2. Kallelse till extra bolagsstämma gjordes innan åsstämman ägde rum och den föreslagna transaktionen presenterades också vid årsstämman och därför bedömdes det vara tillräckligt att styrelseordförande och vd representerade styrelsen vid den extra bolagsstämman.
Transaktionen slutfördes den 30 juni 2016 och innebär att Statoil nu äger 68 417 676 aktier i Lundin Petroleum, motsvarande 20,1 procent av bolagets aktier. Utspädningseffekten från nyemissionen till Statoil uppgick till cirka 8,6 procent av antalet aktier i bolaget.
Revisor – lagstadgad revision
Lundin Petroleums externa revisor reviderar varje år bolagets och koncernens räkenskaper, styrelsens och vd:s förvaltning av bolagets angelägenheter och rapporterar angående bolagsstyrningsrapporten. Revisorn granskar även bolagets delårsrapport per den 30 juni samt avger ett utlåtande om bolagets efterlevnad av den av årsstämman fastslagna ersättningspolicyn. Styrelsen sammanträder med revisorn minst en gång om året utan att någon från bolagsledningen är närvarande. Revisorn deltar även regelbundet i revisionskommitténs möten, i synnerhet i samband med bolagets delårs- och bokslutsrapporter. Revision av koncernenheter utanför Sverige sker i enlighet med lokala regler och förordningar.
4
Vid årsstämman 2016 omvaldes revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB till bolagets revisor för en period om ett år fram till årsstämman 2017. Huvudansvarig revisor är den auktoriserade revisorn Johan Rippe.
Revisorsarvodena beskrivs i noterna till de finansiella rapporterna, se not 26 på sidan 117 och not 7 på sidan 122. Revisorsarvoden inbegriper även betalning för uppdrag utöver det ordinarie revisionsuppdraget. Sådana uppdrag sker dock i minsta möjliga utsträckning i syfte att säkerställa revisorns oberoende gentemot bolaget och kräver godkännande av bolagets revisionskommitté.
Oberoende kvalificerad revisor av olje- och gasreserver Lundin Petroleums oberoende kvalificerade revisor av olje- och gasreserver certifierar varje år bolagets olje- och gasreserver och vissa betingade resurser, dvs. bolagets kärntillgångar, även om dessa tillgångar inte redovisas i bolagets balansräkning. Nuvarande revisor är ERC Equipoise Ltd. För ytterligare information om bolagets reserver och resurser, se avsnittet Produktion, reserver och resurser på sidorna 18–21. 5
Lundin Petroleums styrelse ansvarar för organisationen av bolaget och ledningen av bolagets verksamhet. Styrelsens uppgift är att förvalta bolagets angelägenheter till gagn för bolaget och alla aktieägare, med målsättningen att skapa långsiktigt aktieägarvärde. För att åstadkomma detta, bör styrelsen alltid ha en lämplig sammansättning också med avseende på mångfald, med tanke på verksamhetens nuvarande och förväntade utveckling, och styrelseledamöter med skiftande bakgrund som såväl individuellt som kollektivt besitter nödvändig expertis och erfarenhet. En jämn könsfördelning bör eftersträvas.
Enligt bolagsordningen ska Lundin Petroleums styrelse bestå av minst tre och högst tio ledamöter med maximalt tre suppleanter och antalet ledamöter beslutas varje år av årsstämman. Styrelseledamöterna väljs för en mandatperiod om ett år.
Valberedningen inför 2016 års årsstämma bedömde åtta styrelseledamöter som ett lämpligt antal med beaktande av typen, storleken, komplexiteten och den geografiska omfattningen av bolagets verksamhet. Årsstämman 2016 godkände förslaget och omvalde Peggy Bruzelius, C. Ashley
Heppenstall, Ian H. Lundin (styrelseordförande), Lukas H. Lundin, Grace Reksten Skaugen, Magnus Unger och Cecilia Vieweg till styrelseledamöter, och valde bolagets vd Alex Schneiter till ny styrelseledamot, för en period till och med årsstämman 2017. William A. Rand hade avböjt omval. Inga suppleanter har valts och ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av någon arbetstagarorganisation. Därutöver har styrelsen till sitt stöd en bolagssekreterare som inte är styrelseledamot. Utsedd bolagssekreterare är Henrika Frykman, Vice President Legal på Lundin Petroleum.
Valberedningen var av den uppfattningen att den till årsstämman 2016 föreslagna och godkända styrelsen är en bred, mångsidigt sammansatt grupp av kunniga och välmeriterade personer som är motiverade och beredda att ta sig an de uppgifter som krävs av styrelsen i det utmanande internationella affärsklimat som idag råder. Styrelseledamöterna har omfattande kunskap och erfarenhet från olje- och gasindustrin i Norge och internationellt, samt i synnerhet gällande Lundin Petroleums kärnverksamhetsområden, finansiella frågor för börsnoterade bolag, svenska frågor som gäller praxis och regelefterlevnad samt CR/HSE-frågor. Könsfördelning diskuterades särskilt och valberedningen noterade att styrelsen till 37,5 procent består av kvinnor, vilket innebär att bolaget sedan 2015 uppnår de rekommendationer som utfärdats av Kollegiet för svensk bolagsstyrning att större svenska börsnoterade bolag bör sträva efter att till 2017 ha 35 procent kvinnor i sina bolagsstyrelser.
Valberedningen utvärderade dessutom huruvida var och en av de föreslagna styrelseledamöterna var oberoende och fastställde att den föreslagna styrelsens sammansättning uppfyllde bolagsstyrningskodens krav på oberoende såväl i förhållande till bolaget och bolagsledningen som i förhållande till bolagets större aktieägare. Styrelseledamöternas oberoende beskrivs i tabellen på sidorna 66–67.
Utöver tillämpliga regler och förordningar, såsom aktiebolagslagen och bolagsstyrningskoden, vägleds styrelsen av styrelsens arbetsordning, som slår fast hur styrelsen ska bedriva sitt arbete. Styrelseordföranden, Ian H. Lundin, ansvarar för att styrelsens arbete är välorganiserat och genomförs på ett effektivt sätt. Han upprätthåller även de rapporteringsanvisningar för bolagsledningen som utarbetats av vd och godkänts av styrelsen, men deltar inte i beslutsfattandet angående bolagets löpande verksamhet. Styrelseordföranden har regelbundna kontakter med vd för att dels säkerställa att styrelsen alltid är tillräckligt informerad om bolagets verksamhet och finansiella ställning, dels stötta vd i hans uppdrag. Styrelseordföranden träffar vid flera tillfällen under året också bolagets aktieägare för att diskutera aktieägarfrågor och ägandefrågor i allmänhet. Han för även samtal med andra av bolagets intressenter. Därutöver främjar styrelseordföranden aktivt bolaget och dess intressen på de platser där bolaget är verksamt, och gällande potentiella nya affärsmöjligheter.
Utöver det konstituerande mötet efter årsstämman hålls normalt minst sex ordinarie styrelsemöten per kalenderår för att säkerställa att styrelsen vederbörligen beaktar alla ansvarsområden och lägger tillräcklig vikt vid strategiska och viktiga frågor. Vid dessa möten ger vd en rapport om bolagets ställning, framtidsutsikter och finansiella situation. Styrelsen erhåller även rapporter och uppdateringar från ledningen om bolagets pågående verksamhet och finansiella ställning samt frågor rörande CR/HSE, försäkringar och riskhantering, juridik och investerarrelationer, i syfte att ge styrelsen möjlighet att på lämpligt sätt följa upp bolagets verksamhet och finansiella ställning. Styrelsen erhåller dessutom regelbundna rapporter från bolagets revisionskommitté och ersättningskommitté samt från styrelsens CR/HSE-representant i frågor som delegerats till, eller beaktats av, kommittéerna och CR/HSErepresentanten. En månatlig verksamhetsrapport skickas också till styrelseledamöterna.
arbetsordning.
Under 2016 hölls 15 styrelsemöten inklusive det konstituerande mötet. För att löpande fördjupa styrelsens kunskaper om bolaget och dess verksamhet hålls minst ett styrelsemöte per år på någon av bolagets operativa enheter, och kombineras med besök i verksamheten, hos samarbetspartners och andra affärsintressenter. I september 2016 besökte styrelsen verksamheten i Norge och höll i samband med styrelsemötet ett ledningssammanträde med bolagsledningen. Vid detta
Ian H. Lundin Styrelseordförande sedan 2002 Ledamot sedan 2001 Ledamot i valberedningen Ledamot i ersättningskommittén
Peggy Bruzelius Ledamot sedan 2013 Ordförande i revisionskommittén
C. Ashley Heppenstall Ledamot sedan 2001 Ledamot i revisionskommittén
Lukas H. Lundin Ledamot sedan 2001
ledningssammanträde fick styrelsen en presentation av bolagets övergripande strategi och verksamhet liksom en finansiell översikt som underlag för diskussion om bolagets nuvarande och framtida finansieringsbehov och säkringsstrategi samt en uppdatering av investerarrelationer och värdering. Styrelsen fick också en detaljerad genomgång av koncernens prospekteringsoch utbyggnadsverksamhet, med fortsatt fokus på verksamheten i Norge. Efter ledningssammanträdet gjordes ett besök på Leiv Eriksson riggen och en rundtur på LNG-anläggningen vid Snøhvitfältet. Ledande befattningshavare deltog även i flera styrelsemöten under året för att presentera och rapportera om specifika frågor.
En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes i november 2016, genom en enkät till samtliga styrelseledamöter. Syftet var dels att säkerställa att styrelsen fungerar effektivt, dels att möjliggöra för styrelsen att skärpa fokus på särskilda frågor som kan komma att tas upp. I enkäten behandlades flera aspekter av styrelsens struktur, arbete och möten samt allmänna frågor såsom stöd och information till styrelsen.
Samtliga styrelseledamöter gav personlig återkoppling. De övergripande slutsatserna var mycket positiva och visade att styrelsen har en lämplig struktur och sammansättning samt att styrelseledamöterna har olika meriter med relevant erfarenhet från den operativa verksamheten och från företagande i allmänhet, vilket gör att styrelsen kan fungera som ett effektivt styrande organ. Styrelseledamöterna ansåg att de kontinuerligt lär sig mer om bolaget och att enskilda bidrag och den övergripande effektiviteten i styrelsearbetet inte har något direkt samband med uppdragets längd eller styrelseledamotens ålder,
och därmed att ingen tidsbegränsning av mandatperioden borde genomföras. Fördelningen av styrelsekommittéernas ansvar och beslutsfattande inom styrelsen är tydlig och rapportering till styrelsen sker på ett lämpligt sätt. Styrelsemötena är tillräckliga i antal och de är väl planerade och förberedda, vilket gör det möjligt för styrelsen att följa upp bolagets verksamhet och resultat på ett effektivt sätt. Platsbesök i områden där verksamhet sker ansågs nödvändiga och värdefulla och de månatliga verksamhetsrapporter som sammanfattar bolagets aktiviteter och viktiga händelser var bra och kortfattade. Det stöd som bolagets medarbetare gett till styrelsen, också i form av styrelse- och kommittédokumentation, ansågs också vara mycket bra. Individuella förslag som mottogs inkluderade att mer tid skulle kunna ägnas åt diskussioner om bolagets övergripande strategi än åt operativa frågor på detaljnivå. Resultat och slutsatser av genomgången av styrelsens arbete presenterades för valberedningen.
Ersättning till styrelseordförande och övriga styrelseledamöter utgår i enlighet med årsstämmans beslut. Styrelseledamöterna, med undantag av vd, är inte anställda i bolaget, erhåller inte lön från bolaget och är inte berättigade att delta i bolagets incitamentsprogram.
Årsstämman 2016 beslutade att styrelseordföranden ska erhålla 1 050 000 SEK och övriga styrelseledamöter 500 000 SEK, med undantag för vd. Årsstämman beslutade vidare om en ersättning på 100 000 SEK för varje ordinarie kommittéuppdrag och 150 000 SEK för varje uppdrag som kommittéordförande, dock begränsat till ett belopp om totalt 900 000 SEK för kommittéarbete.
Ytterligare information om styrelseledamöterna finns på i sidorna 66–67 och på www.lundin-petroleum.com
Tid i styrelsen
Alex Schneiter Ledamot sedan 2016 Koncernchef och vd
Grace Reksten Skaugen Ledamot sedan 2015 CR/HSE-styrelserepresentant Ledamot i ersättningskommittén
Magnus Unger Ledamot sedan 2001 Ordförande i valberedningen Ledamot i revisionskommittén
Cecilia Vieweg Ledamot sedan 2013 Ordförande i ersättningskommittén
Utöver de ämnen styrelsen behandlat som en del av sin årliga arbetscykel, har styrelsen under året behandlat följande viktiga frågor:
Styrelsen har antagit en policy gällande aktieinnehav för styrelseledamöter, enligt vilken varje styrelseledamot förväntas inneha minst 5 000 aktier i bolaget, direkt eller indirekt. Denna nivå ska uppnås inom tre år från utnämnandet, och under denna period förväntas styrelseledamöter allokera minst 50 procent av sin årliga ersättning från styrelsearbetet till förvärv av aktier i bolaget.
Styrelsens ersättning beskrivs närmare i tabellen på sidorna 66–67 och i noterna till de finansiella rapporterna, se not 24 på sidorna 114–115.
För att maximera styrelsens effektivitet och säkerställa en grundlig genomgång av specifika frågor har styrelsen inrättat en ersättningskommitté och en revisionskommitté samt utsett en styrelserepresentant för CR/HSE-frågor. Kommittéernas uppgifter och ansvar beskrivs utförligt i de riktlinjer för respektive kommitté som årligen antas som en del av styrelsens arbetsordning. Kommittémötena protokollförs och de ärenden som diskuteras rapporteras till styrelsen. Därutöver tas informella kontakter mellan mötena när verksamheten så kräver.
Ersättningskommittén bistår styrelsen i ärenden som rör bolagsledningens ersättning och håller sig informerad om ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för bolagsledningen, samt förbereder styrelsens och årsstämmans beslut i dessa ärenden. Vad gäller ersättning till bolagsledningen är det kommitténs målsättning att erbjuda marknadsmässiga och konkurrenskraftiga ersättningspaket som tar hänsyn till såväl befattningens omfattning och ansvar som till individens färdigheter, erfarenheter och tidigare prestationer. I kommitténs uppgifter ingår även att följa upp och utvärdera bolagets program för rörlig ersättning, tillämpningen av ersättningspolicyn samt aktuella ersättningsstrukturer och -nivåer i bolaget. Ersättningskommittén kan också söka råd från externa ersättningskonsulter. För mer information om dessa frågor, se avsnittet om ersättning i denna rapport på sidorna 63–65.
Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolagets finansiella rapporter upprättas i enlighet med internationella redovisningsprinciper (IFRS), årsredovisningslagen och tillämpliga redovisningsprinciper för ett svenskt bolag noterat på NASDAQ Stockholm. Revisionskommittén utför inget revisionsarbete, men övervakar bolagets finansiella rapportering och ger rekommendationer och förslag för att säkra rapporteringens tillförlitlighet. Kommittén överser också effektiviteten i bolagets finansiella interna kontroller, internrevision och riskhantering, i relation till den finansiella rapporteringen och bistår styrelsen i beslutsprocesser som rör dessa frågor. Kommittén följer upp revisionen av bolagets finansiella rapporter och rapporterar vidare om den till
styrelsen. Enligt kommittédirektiven har kommittén också befogenhet att fatta beslut i vissa ärenden, bland annat att å styrelsens vägnar granska och godkänna bolagets delårsrapporter per den 31 mars och 30 september. Som en del av den årliga revisionsprocessen har revisionskommittén även regelbunden kontakt med koncernens externa revisor och granskar revisorns ersättning samt opartiskhet och självständighet. Revisionskommittén bistår också valberedningen med att ta fram förslag till val av revisor på årsstämman.
Styrelsen har ett lednings- och tillsynsansvar i alla CR- och HSE-frågor inom koncernen och utser varje år en icke-anställd styrelseledamot till särskild styrelserepresentant för CR/HSEfrågor. I CR/HSE-styrelserepresentantens uppgifter ingår att föra en dialog med bolagsledningen i CR/HSE-relaterade frågor samt att regelbundet rapportera om dessa till styrelsen. Nuvarande styrelserepresentant i CR/HSE-frågor är Grace Reksten Skaugen. För information om bolagets CR/HSE-aktiviteter, se avsnittet om Samhällsansvar på sidorna 42–49.
Bolagets vd, Alex Schneiter är ansvarig för den löpande verksamheten i Lundin Petroleum och utses av och rapporterar till styrelsen. Vd tillsätter i sin tur övriga ledande befattningshavare, vilka bistår honom i utförandet av hans uppdrag, liksom i implementeringen av styrelsens beslut och instruktioner, med målet att säkerställa att bolaget når sina strategiska mål samt fortsätter leverera ansvarsfull tillväxt och långsiktigt aktieägarvärde.
Lundin Petroleums bolagsledning består av högt kvalificerade personer med global erfarenhet från olje- och gasindustrin. Till följd av avknoppningen av bolagets verksamhet utanför Norge har ett flertal organisatoriska förändringar skett. Efter avknoppningen består bolagsledningen av följande, utöver vd:
Fram till avknoppningen var Mike Nicholson bolagets CFO, Teitur Poulsen var Vice President Corporate Planning and Investor Relations, Jeffrey Fountain var Vice President Legal och Christophe Nerguararian var Vice President Corporate Finance.
| Revisionskommitté 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Ledamöter | Mötes närvaro |
Revisionskommittén har under året | Kompletterande förutsättningar | ||
| Peggy Bruzelius, Ordförande William A. Rand1 C. Ashley Heppenstall1 Magnus Unger |
6/6 3/3 3/3 6/6 |
–Bedömt fullständigheten och riktigheten av bokslutsrapporten 2015 och delårsrapporten per den 30 juni 2016 samt rekommenderat dem för styrelsens godkännande. –Har å styrelsens vägnar bedömt och godkänt delårsrapporterna per den 31 mars och 30 september 2016. –Utvärderat redovisningsfrågor i samband med bedömning av de finansiella rapporterna. –Följt upp och utvärderat resultatet av koncernens internrevision och riskhantering. –Haft tre möten, utan bolagsledningens närvaro, med den externa revisorn för att diskutera den finansiella rapporteringen, internkontroll, riskhantering, m.m. –Utvärderat revisorns revisionsarbete och dennes opartiskhet och självständighet. –Granskat och godkänt revisorns arvode. –Assisterat valberedningen i dess arbete med att föreslå revisor för val vid 2017 års årsstämma. |
–Revisionskommitténs sammansättning och ledamöterna uppfyller aktiebolagens och bolagsstyrningskodens krav. –Revisionskommitténs ledamöter har betydande erfarenhet av finansiella, redovisnings- och revisionsfrågor. Peggy Bruzelius innehar, och har tidigare innehaft, ledande befattningar inom finansiella institutioner och bolag och har även varit ordförande i revisionskommittén för andra bolag. Magnus Unger har tidigare varit ledamot av bolagets revisionskommitté, C. Ashley Heppenstall är bolagets tidigare CFO och vd och de har båda omfattande kunskap i finansiella frågor. |
||
| Ersättningskommitté 2016 | |||||
| Ledamöter | Mötes närvaro |
Ersättningskommittén har under året | Kompletterande förutsättningar | ||
| Cecilia Vieweg, Ordförande William A. Rand2 Grace Reksten Skaugen2 Ian H. Lundin |
2/2 0/0 2/2 2/2 |
–Granskat och förstärkt bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process) genom flera arbetsmöten och återkommande uppföljning under året. –Granskat vd:s och övriga ledande befattningshavares prestationer i enlighet med bolagets prestationsledningsprocess. –Upprättat en rapport avseende styrelsens utvärdering av ersättningar under 2015. –Löpande följt upp och utvärderat ersättningsstrukturer, -nivåer och program samt bolagets ersättningspolicy. –Upprättat förslag till ersättningspolicy för 2016 för styrelsens och årsstämmans godkännande. –Haft samråd med bolagets intressenter, inklusive institutionella investerare, angående det föreslagna LTIP 2016. –Tagit fram ett förslag till LTIP 2016 för godkännande av styrelsen och årsstämman genom flera arbetsmöten och förberedande diskussioner. –Upprättat förslag till ersättningar och andra anställningsvillkor för vd, för styrelsens godkännande. –Granskat vd:s förslag avseende ersättningar och andra anställningsvillkor för de övriga medlemmarna i bolagsledningen och lagt fram för styrelsens godkännande. –Granskat och godkänt vd:s förslag avseende principerna för ersättning av andra anställda. –Granskat och godkänt vd:s förslag avseende 2016 års LTIP tilldelningar. –Utfört en jämförelsestudie avseende ersättningar och flera kontakter och löpande uppföljning under året. –Frekventa kontakter, pågående dialog och beslut via epost utanför formella möten för översyn och godkännande av ersättningar och avgångsvederlag som presenterats av bolagsledningen. |
–Ersättningskommitténs sammansättning uppfyller bolagsstyrningskodens krav på oberoende. |
1 William A. Rand var ledamot i revisionskommittén fram till 12 maj 2016 och C. Ashley Heppenstall är ledamot i revisionskommittén från och med 12 maj 2016.
2 William A. Rand var ledamot av ersättningskommittén fram till 12 maj 2016 och Grace Reksten Skaugen är ledamot av ersättningskommittén från och med 12 maj 2016.
Alex Schneiter Koncernchef och vd
Nick Walker Chief Operating Officer
Teitur Poulsen Chief Financial Officer
Vd:s arbetsuppgifter, och ansvarsfördelningen mellan styrelsen och vd, regleras i arbetsordningen och i styrelsens instruktioner till vd. Förutom den övergripande ledningen av bolaget omfattar vd:s uppgifter även att säkerställa att styrelsen erhåller all relevant information om bolagets verksamhet, inklusive vinstutveckling, finansiell ställning och likviditet, samt information om väsentliga händelser såsom betydande tvister, avtal och utveckling av viktiga affärsrelationer. Vd är också ansvarig för att upprätta erforderliga beslutsunderlag för styrelsens beslut och för att säkerställa att bolaget följer tillämplig lagstiftning, gällande aktiemarknadsregler och andra regelverk, såsom bolagsstyrningskoden. Vd för också regelbunden dialog med bolagets intressenter, inklusive aktieägare, finansiella marknader, affärspartners och myndigheter. För att kunna fullgöra dessa uppgifter för vd nära diskussioner med styrelseordföranden rörande bolagets verksamhet, finansiella ställning, kommande styrelsemöten, implementering av beslut och andra relevanta frågor.
Bolagsledningen, under vd:s ledarskap, ansvarar för att säkerställa att verksamheten bedrivs i enlighet med koncernens samtliga policies, rutiner och riktlinjer på ett professionellt, effektivt och ansvarsfullt sätt. Regelbundna ledningsmöten hålls för att diskutera alla kommersiella, tekniska, CR/HSE, finansiella, juridiska och andra frågor inom koncernen för att säkerställa att kort- och långsiktiga affärsmål nås. En detaljerad rapport som sammanfattar veckans viktigaste händelser och
frågor inom verksamheten skickas också på veckobasis ut till bolagsledningen. Bolagsledningen reser ofta för att följa den fortlöpande verksamheten, söka nya affärsmöjligheter och träffa bolagets intressenter, inklusive affärspartners, leverantörer, uppdragstagare, myndighetsrepresentanter och finansiella institutioner. Bolagsledningen har också kontinuerlig kontakt med styrelsen i löpande frågor och i frågor som under hand aktualiseras, i synnerhet inom ramen för styrelsekommittéerna och styrelsens representant för CR/HSE-frågor. Bolagsledningen träffar också styrelsen minst en gång per år vid det ledningssammanträde som hålls i samband med ett styrelsemöte på någon av bolagets operativa enheter.
Bolagets investeringskommitté, som består av vd, CFO och COO, bistår styrelsen i förvaltningen av bolagets investeringsportfölj. Kommitténs uppgift är att fastställa att bolaget har en tydligt uttalad investeringspolicy, för att utveckla, granska och till styrelsen rekommendera investeringsstrategier och riktlinjer i linje med bolagets övergripande policy, samt att granska och godkänna investeringstransaktioner och att följa upp att investeringsstrategier och riktlinjer efterlevs. Till investeringskommitténs ansvar och uppgifter hör även att behandla årliga budgetar och godkänna tillägg till dessa, liksom investeringsförslag, åtaganden, återlämnande av licenser, avyttring av tillgångar samt andra investeringsrelaterade uppgifter på uppdrag av styrelsen. Investeringskommittén håller regelbundna möten och träffas oftare om verksamheten så kräver.
Ytterligare information om bolagsledningen i finns på www.lundin-petroleum.com
Tid i ledningen
0–2 år
2–4 år
Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility
Henrika Frykman Vice President Legal
Lundin Petroleums målsättning är att erbjuda alla anställda konkurrenskraftiga och marknadsmässiga ersättningspaket. Dessa ersättningspaket är utformade för att säkerställa att bolaget kan rekrytera, motivera och behålla högt kvalificerade medarbetare och belöna prestationer som höjer aktieägarvärdet.
Principerna för ersättning inom koncernen består av fyra delar: (i) grundlön, (ii) årlig rörlig lön, (iii) långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) och (iv) övriga förmåner. Som en del av den årliga utvärderingen har bolaget antagit en särskild prestationsledningsprocess (Performance Management Process) för att säkerställa att prestationer på individ- och teamnivå ligger i linje med verksamhetens strategiska och operativa mål. Individuella resultatmål fastställs formellt och centrala delar av den rörliga ersättningen är tydligt kopplade till individens förmåga att uppnå dessa mål.
För att säkerställa att koncernens ersättningspaket fortsätter att vara konkurrenskraftiga och marknadsmässiga gör ersättningskommittén årliga jämförelsestudier. För varje studie väljs en jämförelsegrupp som består av internationella olje- och gasbolag av liknande storlek och operativ räckvidd, gentemot vilken koncernens ersättningspraxis bedöms. Nivån av grundlön, årlig rörlig lön och långsiktiga incitamentsprogram bestäms kring mediannivån. Dock kan avvikelser medges i fall av mycket framstående prestationer. Med tanke på att bolaget ständigt konkurrerar med denna jämförelsegrupp för att behålla och rekrytera de bästa förmågorna på marknaden, både på operationell och ledningsnivå, anses det viktigt att koncernens ersättningspaket i första hand bestäms utifrån ersättningspraxis inom denna jämförelsegrupp.
Ersättning till bolagsledningen följer samma principer som för alla anställda, dock måste dessa principer godkännas av årsstämman. Ersättningskommittén upprättar därför årligen för styrelsens och därefter årsstämmans godkännande en ersättningspolicy för ledande befattningshavare. Utifrån den godkända ersättningspolicyn lägger ersättningskommittén sedan fram förslag till styrelsen beträffande ersättning och övriga anställningsvillkor för vd. Vd tar fram förslag på ersättning och övriga anställningsvillkor för övriga ledande befattningshavare, att presenteras för ersättningskommittén och godkännas av styrelsen.
Årsstämman 2016 beslutade att godkänna ett nytt långsiktigt, prestationsbaserat incitamentsprogram LTIP 2016, som följer samma principer som de tidigare godkända LTIP 2014 och 2015, för medlemmar av bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum, vilket ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att de uppfyller ett prestationsvillkor under en treårig prestationsperiod, som inleds den 1 juli 2016 och avslutas den 1 juli 2019. Prestationsvillkoret baseras på aktiekursens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return) avseende Lundin Petroleumaktien jämfört med Total Shareholder Return för en grupp referensbolag.
Vid prestationsperiodens början tilldelades deltagarna en rättighet (LTIP Award) som, förutsatt att bland annat prestationsvillkoret är uppfyllt, berättigar deltagaren att efter prestationsperiodens slut erhålla aktier i Lundin Petroleum. Antalet prestationsaktier som en deltagare kan tilldelas begränsas till ett värde av tre gånger hans/hennes årliga bruttogrundlön för 2016. Det totala antalet LTIP Awards tilldelade enligt LTIP 2016 för år 2016 var 530 503.
Styrelsen äger rätt att efter egen bedömning reducera (inklusive reducera till noll) tilldelning av prestationsaktier i de fall den skulle anse att den underliggande prestationen inte speglar utfallet av prestationsvillkoret, till exempel med hänsyn till det operativa kassaflödet, reserver, och prestationer inom HSE. Deltagarna äger inte rätt att överlåta, pantsätta eller avyttra LTIP Awards eller andra rättigheter eller skyldigheter enligt LTIP 2016, eller utöva några aktieägarrättigheter avseende LTIP Awards under prestationsperioden.
LTIP Awards berättigar deltagare att förvärva redan existerande aktier i Lundin Petroleum. Tilldelade aktier enligt LTIP 2016 är föremål för vissa överlåtelseinskränkningar i syfte att säkerställa att deltagarna bygger upp ett meningsfullt aktieinnehav i Lundin Petroleum. Förväntad nivå på aktieägande är antingen 50 procent eller 100 procent (200 procent för vd) av deltagarens årliga bruttogrundlön, beroende på deltagarens ställning inom koncernen.
Styrelsen är också ansvarig för att kontinuerligt följa upp och utvärdera vd:s arbete och ska minst en gång per år göra en formell genomgång av de resultat vd uppnått under året. Under 2016 gjorde ersättningskommittén för styrelsens räkning en genomgång av bolagsledningens och vd:s arbete och resultat. Slutsatserna presenterades för styrelsen tillsammans med förslag till ersättning till vd och bolagsledning. Varken vd eller övriga ledande befattningshavare var närvarande under dessa diskussioner.
I ersättningskommitténs uppgifter ingår att följa upp och utvärdera den generella tillämpningen av den ersättningspolicy som årsstämman godkänt. I samband med detta upprättar ersättningskommittén för styrelsens godkännande en årlig rapport om tillämpningen av ersättningspolicyn och utvärderingen av ersättningar till bolagsledningen. Som en del av denna utvärderingsprocess verifierar bolagets externa revisor också varje år att ersättningspolicyn har tillämpats korrekt. Båda rapporterna är tillgängliga på Lundin Petroleums hemsida.
I denna ersättningspolicy avser "bolagsledningen" bolagets koncernchef och verkställande direktör (President och Chief Executive Officer), Chief Operating Officer, Chief Financial Officer samt anställda på Vice President-nivå. Under 2016 kommer bolagsledningen att bestå av sju ledande befattningshavare.
Denna policy inbegriper även ersättningar till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.
Lundin Petroleums målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalificerade ledande befattningshavare med förmåga att uppnå koncernens mål samt att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna prestationer som höjer aktieägarvärdet. Koncernen tillämpar således denna ersättningspolicy för att säkerställa att det finns en tydlig koppling till affärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande best practice, i syfte att tillförsäkra att bolagsledningen erhåller skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.
Styrelsen i Lundin Petroleum har inrättat ersättningskommittén för att bland annat administrera denna ersättningspolicy. Ersättningskommittén skall erhålla information om samt förbereda styrelsens och årsstämmans beslut i frågor avseende ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för bolagsledningen. Kommittén sammanträder regelbundet och i dess uppgifter ingår att följa och utvärdera program för rörliga ersättningar till bolagsledningen och tillämpningen av denna ersättningspolicy, samt gällande ersättningsstrukturer och ersättningsnivåer i bolaget.
Ersättningskommittén kan rådfråga externa ersättningskonsulter, dock skall ersättningskommittén försäkra sig om att det inte föreligger någon intressekonflikt i förhållande till andra uppdrag som sådana konsulter kan ha för bolaget eller bolagsledningen.
Ersättningar till bolagsledningen innehåller fyra huvudkomponenter: a) grundlön; b) årlig rörlig lön; c) långsiktigt incitamentsprogram (long-term incentive plan); och d) övriga förmåner.
Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, skall vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen
För information om styrelsens förslag till 2017 års årsstämma för ersättningar till bolagsledningen, inklusive ett LTIP liknande det som godkändes av 2014, 2015 och 2016 års årsstämmor, se Förvaltningsberättelsen, sidorna 82–83.
och ansvaret som är förenat med befattningen, liksom den ledande befattningshavarens skicklighet, erfarenhet och prestationer. Grundlönen liksom övriga komponenter i den ledande befattningshavarens ersättning skall ses över årligen för att säkerställa att sådan ersättning förblir konkurrenskraftig och marknadsmässig. Som en del av denna utvärdering företar ersättningskommittén årliga "benchmarking" jämförelser av bolagets ersättningspolicy och förfaranden.
Bolaget anser att årlig rörlig lön är en viktig del av den ledande befattningshavarens ersättningspaket där anknutna resultatmål reflekterar de centrala drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärdet. Genom bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process) fastslår bolaget förutbestämda och mätbara kriterier för varje ledande befattningshavare i syfte att främja bolagets långsiktiga värdeskapande för aktieägarna.
Den rörliga lönen skall under normala affärsförhållanden vara kopplad till ett förutbestämt kriterium, vilket är att lönen skall ligga inom intervallet en till tolv månadslöner (om sådan utgår). Ersättningskommittén kan dock rekommendera till styrelsen för godkännande en årlig rörlig lön som ligger utanför detta intervall under förhållanden, eller i förhållande till prestationer, som ersättningskommittén betraktar som exceptionella.
Kostnaden för årlig rörlig lön för 2016 beräknas variera mellan ingen utbetalning vid miniminivån och 23,0 miljoner kronor (exklusive sociala avgifter) vid maximinivån, baserat på bolagsledningens nuvarande sammansättning.
Bolaget anser att det är lämpligt att strukturera sina långsiktiga incitamentsprogram (long-term incentive plans (LTIP)) på ett sätt som förenar incitament för bolagsledningen med aktieägarintressen. Ersättning som är kopplad till aktiekursen leder till större personligt engagemang för bolaget. Därför anser styrelsen att bolagets LTIP för bolagsledningen skall vara kopplad till bolagets aktiekurs.
Information avseende de väsentliga villkoren i 2016 års föreslagna LTIP för bolagsledningen, som följer samma principer som det LTIP som godkändes av årsstämmorna 2014 och 2015, finns tillgänglig som en del av handlingarna inför årsstämman på www.lundinpetroleum.com.
Kostnaden för 2016 års föreslagna LTIP vid tilldelning beräknas variera mellan ingen kostnad vid miniminivån och 52,7 miljoner kronor (exklusive sociala avgifter) vid maximinivån, baserat på bolagsledningens nuvarande sammansättning.
Övriga förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för de ledande befattningshavarna att fullgöra sina arbetsuppgifter. Övriga förmåner inkluderar lagstadgade pensionsförmåner som innehåller en definierad avsättningsplan med premier baserade på
hela grundlönen. Relationen mellan pensionsavsättningarna och grundlönen är beroende av den ledande befattningshavarens ålder.
En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och tolv månader gäller mellan bolaget och ledande befattningshavare och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver finns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning, uppgående till högst två års grundlön, för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget. Styrelsen är vidare bemyndigad att i enskilda fall godkänna avgångsvederlag utöver uppsägningstiden och avgångsvederlag till följd av en väsentlig ägarförändring, om anställningen sägs upp av bolaget utan saklig grund, eller under andra omständigheter enligt styrelsens bedömning. Sådana avgångsvederlag kan leda till utbetalning om högst ett års grundlön; inga andra förmåner skall ingå. Det sammanlagda avgångsvederlaget (dvs. för uppsägningstid och avgångsvederlag) skall vara begränsat till högst två års grundlön.
Utöver av årsstämman beslutat arvode för styrelseuppdrag ska ersättningar i enlighet med rådande marknadsförhållanden kunna utgå till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.
Styrelsen är bemyndigad att i enlighet med 8 kap. 53 § aktiebolagslagen frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall finns särskilda skäl för det.
Tidigare beslutade ersättningar till bolagsledningen som inte har förfallit till betalning innefattar tilldelningar enligt bolagets tidigare LTIP program och omfattar 13,464 units tilldelade enligt 2013 års unit bonus program, 212,308 LTIP Awards under 2014 års prestationsbaserade incitamentsprogram och 303,883 LTIP Awards under 2015 års prestationsbaserade incitamentsprogram. Ytterligare information on dessa program finns i not 24 på sidorna 114–115.
2015 års ersättningspolicy bemyndigar styrelsen att frångå policyn om det i ett enskilt fall finns särskilda skäl för det. 2015 års ersättningspolicy innefattade ej ersättningar till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget och för att möjliggöra sådana utbetalningar, enades styrelsen om två avvikelser för konsultarvoden till två styrelseledamöter, varav en är bolagets tidigare verkställande direktör. Styrelsen bedömde att särskilda skäl motiverade dessa avvikelser då bolaget därigenom kan dra nytta av dessa ledamöters erfarenhet och expertis för särskilda projekt och uppdrag. Ytterligare information om dessa avvikelser finns i not 24 på sidorna 114–115.
| Namn | Ian H. Lundin | Alex Schneiter | Peggy Bruzelius | C. Ashley Heppenstall |
|---|---|---|---|---|
| Funktion | Styrelseordförande (sedan 2002) |
Koncernchef och vd, ledamot |
Ledamot | Ledamot |
| Vald | 2001 | 2016 | 2013 | 2001 |
| Född | 1960 | 1962 | 1949 | 1962 |
| Utbildning | Bachelor of Science, petroleumingenjör, från University of Tulsa. |
Examen i geologi samt en masterexamen i geofysik från Genèves universitet. |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stock holm. |
Bachelor of Science, matematik, från University of Durham. |
| Erfarenhet | Ian H. Lundin var tidigare vd i International Petroleum Corp. under 1989–1998, i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
Alex Schneiter har arbetat med börsnoterade bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993 och var COO för Lundin Petroleum under 2001– 2015 och är bolagets vd sedan 2015. |
Peggy Bruzelius har tidigare varit vd för ABB Financial Services AB och hon har också lett Skandinaviska Enskilda Banken AB:s division för kapitalförvaltning. |
C. Ashley Heppenstall har arbetat med börsnoterade bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993. Han var CFO i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002 och var vd för Lundin Petroleum under 2002–2015. |
| Övriga styrelseuppdrag | Styrelseledamot i Etrion Corporation och Bukowski Auktioner AB. |
– | Styrelseordförande i Lancelot Asset Management AB och ledamot i Diageo PLC, Akzo Nobel NV och Skandia Liv. |
Styrelseordförande i Etrion Corporation och Africa Energy Corp. och ledamot i ShaMaran Petroleum Corp., Lundin Gold Inc., Filo Mining Corp. och Gateway Storage Company Limited. |
| Aktier i Lundin Petroleum (per den 31 december 2016) |
01 | 223 133 | 8 000 | 1 391 283 |
| Deltagande i styrelsemöten |
15/15 | 7/72 | 14/15 | 15/15 |
| Deltagande i revisions kommitténs möten |
– | – | 6/6 | 3/34 |
| Deltagande i ersättnings kommitténs möten |
2/2 | – | – | – |
| Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
SEK 1 150 000 | 0 | SEK 650 000 | SEK 550 000 |
| Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget |
SEK 1 500 000 | 0 | 0 | SEK 5 208 300 |
| Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Ja | Nej3 | Ja | Nej5 |
| Oberoende av bolagets större aktieägare |
Nej1 | Ja | Ja | Nej5 |
1 Ian H. Lundin är stiftare av en trust som äger Landor Participations Inc., ett investmentbolag som innehar 10 638 956 aktier i bolaget, och tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l. som innehar 87 187 538 aktier i bolaget.
2 Alex Schneiter är styrelseledamot från och med 12 maj 2016.
3 Alex Schneiter är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han är koncernchef och vd för Lundin Petroleum.
| Lukas H. Lundin | Grace Reksten Skaugen | Magnus Unger | Cecilia Vieweg |
|---|---|---|---|
| Ledamot | Ledamot, styrelsens representant i CR/HSE-frågor |
Ledamot | Ledamot |
| 2001 | 2015 | 2001 | 2013 |
| 1958 | 1953 | 1942 | 1955 |
| Examen från New Mexico Institute of Mining, Technology and Engineering. |
Civilekonomexamen från BI Norwegian School of Management, Bachelor of Science i fysik och en doktorsgrad i laserfysik från Imperial College of Science and Technology vid University of London. |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. |
Juridisk kandidatexamen från Lunds universitet. |
| Lukas H. Lundin har haft ett flertal nyckelpositioner i bolag där familjen Lundin är storägare. |
Grace Reksten Skaugen har varit direktör för Corporate Finance vid SEB Enskilda Securities i Oslo och har arbetat i flera roller inom private equity och venture capital i Oslo och London. Hon är för närvarande ledamot i HSBC:s European Senior Advisory Council och norsk landsrådgivare för Proventus AB. |
Magnus Unger var vice vd inom Atlas Copco-koncernen 1988–1992. |
Cecilia Vieweg var chefsjurist och medlem av koncernledningen på AB Electrolux åren 1999–2016. Hon arbetade tidigare som bolagsjurist på högre befattningar i bolag inom AB Volvo-koncernen och inom advokatbranschen. |
| Styrelseordförande i Lundin Mining Corp.,Denison Mines Corp., Lucara Diamond Corp., NGEx Resources Inc., Lundin Gold Inc., Filo Mining Corp och Lundin Foundation, och ledamot i Bukowski Auktioner AB. |
Styrelseordförande i NAXS Nordic Access Buyout A/S, vice styrelseordförande i Orkla ASA och styrelseledamot i Investor AB och Euronav NV, grundare av och ordförande i det norska Institutet för Styrelseledamöter och ledamot i rådet för International Institute of Strategic Studies i London. |
– | – |
| 788 3316 | 0 | 250 000 | 3 500 |
| 15/15 | 14/15 | 15/15 | 14/15 |
| – | – | 6/6 | – |
| – | 2/2 | – | 2/2 |
| SEK 500 000 | SEK 550 000 | SEK 600 000 | SEK 650 000 |
| 0 | 0 | SEK 150 000 | 0 |
| Ja | Ja | Ja | Ja |
| Nej6 | Ja | Ja | Ja |
4 C. Ashley Heppenstall är ledamot av revisionskommittén från och med 12 maj 2016.
5 C. Ashley Heppenstall är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han var koncernchef och vd för Lundin Petroleum fram till september 2015, och inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i bolag där bolag som är associerade med familjen Lundin innehar tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
6 Lukas H. Lundin tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l., som innehar 87 187 538 aktier i bolaget.
William A. Rand avböjde omval vid årsstämman som hölls den 12 maj 2016. Han deltog i sex av de åtta styrelsemöten och alla de tre revisionskommittémöten som hölls under perioden från den 1 januari till den 12 maj 2016. Mer information om William A. Rand finns i bolagets årsredovisning för 2015 och information om utbetald ersättning till honom finns under not 24 på sidorna 114–115.
Målet för internkontroll av den finansiella rapporteringen är att kunna tillhandahålla tillförlitlig och relevant information i enlighet med gällande lagar och förordningar
Styrelsens ansvar för bolagets internkontroll av den finansiella rapporteringen regleras av aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och bolagsstyrningskoden. Informationen i denna rapport är begränsad till internkontroll av den finansiella rapporteringen och beskriver hur internkontrollen av den finansiella rapporteringen är organiserad, däremot diskuteras inte dess effektivitet.
Ett system för intern kontroll av finansiell rapportering kan endast ge en rimlig försäkran, inte en absolut garanti, mot väsentliga felaktigheter eller förluster. Systemets syfte är att hantera, snarare än att eliminera, risken för att misslyckas med att uppfylla målen för den finansiella rapporteringen.
Lundin Petroleums system för internkontroll av den finansiella rapporteringen är uppbyggt kring de fem huvudmål som beskrivs nedan och i avsnittet om riskhantering på sidorna 36–41. Huvudmålen baseras på de vägledande principer för internkontroll som lagts fram av Committee of Sponsoring Organisation (COSO). Internkontroll av den finansiella rapporteringen innebär en kontinuerlig utvärdering av bolagets risker och kontrollaktiviteter. Utvärderingsarbetet är en fortlöpande process som involverar såväl interna som externa jämförelser.
Olje- och gasindustrin bygger på att företag operating partner utses till operatör med ansvar för att å samtliga partners vägnar svara för den operativa verksamheten, inklusive bokföringen. Joint operating partners har rätt att revidera bokföringen för att säkerställa att redovisningsrutiner följs och att kostnader redovisas i enlighet med joint operating
Lundin Petroleums kontrollmiljö, som inbegriper styrelsens engagemang och tydliga etiska signaler, påverkar bolagets styrprocesser, medarbetarnas medvetenhet om verksamhetens risker och vikten av kontrollsystem. Styrelsen har ansvar för att säkerställa att bolaget har ett tillfredställande system för internkontroll. Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolaget har formaliserade rutiner som stödjer principer för finansiell rapportering och internkontroll, samt att bolagets finansiella rapporter upprättas i enlighet med gällande lagar, redovisningsstandarder och andra krav på publika bolag.
Genom att formulera målen för bolaget ger styrelsen bolagsledningen förutsättningar att lägga upp strategi och resultatmål för bolaget. Internkontrollprocesserna är strukturerade därefter för att identifiera risker som kan uppstå i samband med den finansiella rapporteringen, efterlevnaden av lagar och förordningar och den operativa verksamheten.
Efter det att risker identifierats och utvärderats implementeras kontrollaktiviteter i syfte att minimera riskerna i den finansiella rapporteringsprocessen. Slutsatserna av riskbedömningen rapporteras till koncernens Risk Manager, bolagsledningen och till styrelsen genom revisionskommittén. Identifierade riskområden minskas genom affärsprocesser som integrerar riskhantering, policies och rutiner, liksom fördelning av ansvar och befogenheter.
Bolagsledningen lägger fram sina rekommendationer till styrelsen, som därefter i sina direktiv säkerställer att det tas fram program för urval och utveckling av kontrollaktiviteter som bidrar till att minska risker till acceptabla nivåer. Investeringskommittén övervakar koncernens investeringsbeslut genom den årliga budgetprocessen, och genom att granska budgettillägg som begärs under året och ger vid behov rekommendationer till styrelsen. Ekonomiavdelningen på respektive dotterbolag är ansvarig för regelbunden analys av de
finansiella resultaten och för att rapportera slutsatserna till ekonomiavdelningen på koncernnivå. Bolaget väljer också ut och utvecklar generella kontrollaktiviteter med stöd av förbättrade informationssystem och modellen som kallas "tre försvarslinjer".
Bolaget kommunicerar finansiell information internt, inklusive de mål och den ansvarsfördelning för internkontroll som krävs för att internkontrollen ska kunna fungera. Att förse alla nivåer inom koncernen med relevant information i rätt tid och på ett komplett och korrekt sätt är en viktig del av ramverket för internkontroll. Interna policies och rutiner för finansiell rapportering, såsom koncernens befogenhetspolicy, manual för redovisningsprinciper och finans- och redovisningsmanual, uppdateras och kommuniceras regelbundet av bolagsledningen till alla berörda anställda, samt finns tillgängliga genom bolagets interna nätverk.
Styrelsens åtgärder för att följa upp att internkontrollen av den finansiella rapporteringen och rapporteringen till styrelsen fungerar på ett tillförlitligt sätt innefattar bland annat, att säkerställa att relevanta interna policies och rutiner finns på plats och efterlevs, att regelbundna möten hålls med bolagsledningen för att följa upp bolagets aktiviteter och finansiella ställning, att interna och externa revisioner genomförs och följs upp, att rapportering om bolagets verksamhet sker löpande till styrelsen, att den finansiella rapporteringen genomförs i rätt tid och i enlighet med tillämpliga lagar och förordningar och ger en rättvisande bild av bolagets finansiella ställning. Dessa åtgärder implementeras och följs upp löpande under ledning av revisionskommittén, med stöd av ledande befattningshavare på alla nivåer i bolaget, inklusive bolagets CFO. Internrevisionen och bolagets ekonomiavdelning övervakar efterlevnaden av interna policies, rutiner och andra policydokument. Revisionskommittén följer upp att internrevisionen, internkontrollen och den finansiella rapporteringen sker på ett effektivt sätt samt granskar alla del- och helårsrapporter och rapporterar om detta löpande till styrelsen.
Denna utgörs av bolagets tillsynsfunktioner, vilka inkluderar bland annat finansiell kontroll, riskhantering och ITsäkerhet. Bolagets policies, riktlinjer och rutiner utgör ett ramverk för att bidra med värde till verksamheten när det gäller risk och efterlevnad av lagar och regler.
Som ett led i ett kontinuerligt förbättringsarbete utför Lundin Petroleums internrevision en oberoende och objektiv utvärdering av kontrollmiljön. Internrevisionen bedömer kontrollsystemens lämplighet och effektivitet samt huruvida de hanteras, underhålls, efterlevs och fungerar på ett effektivt sätt. Koncernens Group Internal Audit Manager har en direkt rapporteringslinje till revisionskommittén.
Internrevisionen genomför regelbundna revisioner i enlighet med den riskbaserade interna revisionsplanen som två gånger per år godkänns av revisionskommittén. Dessutom koordinerar och följer internrevisionen upp de revisioner av joint operations som utförs av Lundin Petroleum.
Ytterligare en viktig uppgift för internrevisionen är att följa upp resultaten från tidigare års internrevisioner och riskbedömningar för att säkerställa att lämpliga korrigerande åtgärder vidtagits.
Stockholm, 30 mars 2017
Styrelsen i Lundin Petroleum AB (publ)
Till bolagstämman i Lundin Petroleum AB, org.nr 556610-8055
Det är styrelsen som har ansvaret för bolagsstyrningsrapporten för år 2016 på sidorna 50–69 och för att den är upprättad i enlighet med årsredovisningslagen.
Vår granskning har skett enligt FARs uttalande RevU 16 Revisorns granskning av bolagsstyrningsrapporten. Detta innebär att vår granskning av bolagsstyrningsrapporten har en annan inriktning och en väsentligt mindre omfattning jämfört med den inriktning och omfattning som en revision enligt International Standards on Auditing och god revisionssed i Sverige har. Vi anser att denna granskning ger oss tillräcklig grund för våra uttalanden.
En bolagsstyrningsrapport har upprättats. Upplysningar i enlighet med 6 kap. 6§ andra stycket punkterna 2–6 årsredovisningslagen samt 7 kap. 31 § andra stycket samma lag är förenliga med årsredovisningen och koncernredovisningen samt är i överensstämmelse med årsredovisningslagen.
Stockholm den 31 mars 2017
PricewaterhouseCoopers AB
Johan Rippe Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
| CFO översikt | 72 |
|---|---|
| Förvaltningsberättelse | 73 |
| Koncernens resultaträkning | 84 |
| Koncernens rapport över totalresultat | 85 |
| Koncernens balansräkning | 86 |
| Koncernens kassaflödesanalys | 87 |
| Förändringar i koncernens egna kapital | 88 |
| Redovisningsprinciper | 89 |
| Noter till koncernens finansiella rapporter | 95 |
| - Not 1 – Intäkter | 95 |
| - Not 2 – Produktionskostnader | 95 |
| - Not 3 – Segmentinformation | 95 |
| - Not 4 – Finansiella intäkter | 97 |
| - Not 5 – Finansiella kostnader | 98 |
| - Not 6 – Inkomstskatt | 98 |
| - Not 7 – Olje- och gastillgångar | 100 |
| - Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar | 102 |
| - Not 9 – Goodwill | 102 |
| - Not 10 – Finansiella tillgångar | 102 |
| - Not 10.1 – Övriga aktier och andelar | 103 |
| - Not 10.2 – Övriga finansiella tillgångar | 103 |
| - Not 11 – Lager | 103 |
| - Not 12 – Kundfordringar och andra fordringar | 104 |
| - Not 13 – Likvida medel | 104 |
| - Not 14 – Eget kapital | 104 |
| - Not 14.1 – Aktiekapital och övrigt tillskjutet kapital | 104 |
| - Not 14.2 – Övriga reserver | 105 |
| - Not 14.3 – Resultat per aktie | 105 |
| - Not 15 – Finansiella skulder | 105 |
| - Not 16 – Avsättningar | 105 |
| - Not 17 – Leverantörsskulder och andra skulder | 106 |
|---|---|
| - Not 18 – Finansiella tillgångar och skulder | 107 |
| - Not 19 – Finansiella risker, känslighetsanalys och | |
| derivatinstrument | 109 |
| - Not 20 – Ställda panter | 112 |
| - Not 21 – Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar | 112 |
| - Not 22 – Transaktioner med närstående | 113 |
| - Not 23 – Genomsnittligt antal anställda | 113 |
| - Not 24 – Ersättning till styrelse, bolagsledning och | |
| andra anställda | 114 |
| - Not 25 – Långsiktiga incitamentsprogram | 116 |
| - Not 26 – Ersättning till koncernens revisorer | 117 |
| - Not 27 – Händelser efter balansdagens utgång | 117 |
| Moderbolagets årsredovisning | 118 |
| Moderbolagets resultaträkning | 119 |
| Moderbolagets rapport över totalresultat | 119 |
| Moderbolagets balansräkning | 120 |
| Moderbolagets kassaflödesanalys | 121 |
| Förändringar i moderbolagets egna kapital | 121 |
| Noter till moderbolagets finansiella rapporter | 122 |
| - Not 1 – Finansiella intäkter | 122 |
| - Not 2 – Finansiella kostnader | 122 |
| - Not 3 – Inkomstskatt | 122 |
| - Not 4 – Övriga fordringar | 122 |
| - Not 5 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 122 | |
| - Not 6 – Ställda säkerheter, ansvarsförbindelser och | |
| eventualtillgångar | 122 |
| - Not 7 – Ersättningar till revisor | 122 |
| - Not 8 – Förslag till vinstdisposition | 122 |
| - Not 9 – Aktier i dotterbolag | 123 |
| Styrelsens försäkran | 124 |
| Revisionsberättelse | 125 |
Oljepriset föll ytterligare 17 procent under 2016. Detta fortsatt svaga prisläge ökade pressen på alla branschaktörer som tvingades brottas med att hantera ett tredje år av tillbakagång. Bolagsledningar och styrelser i hela branschen fokuserade hårt på att prestera goda operativa resultat, minska kostnader och säkerställa tillräckligt med finansiell styrka och likviditet för att kunna ta sig igenom denna långvariga nedgång.
Lundin Petroleum antog denna utmaning på samtliga fronter med bravur och lyckades prestera produktionsresultat i världsklass från alla våra viktigaste produktionstillgångar. Detta resulterade i att vi lyckades generera över 1 miljard USD i operativt kassaflöde, vilken är den första grundpelaren för Lundin Petroleums finansiella styrka.
Samtidigt har vi kontinerligt lyckats sänka våra kostnadsnivåer för det för oss så dominerande Johan Sverdrupprojektet med hela 30 procent, inklusive valutarelaterade besparingar, sedan utbyggnadsplanen lämnades in i februari 2015. Detta är av avgörande betydelse för Lundin Petroleum. Varje sparad dollar tillför inte bara värde utan förbättrar också vår likviditetsposition, då vi befinner oss i ett skattemässigt fördelaktigt läge eftersom de betydande investeringar vi gjort i våra norska tillväxtprojekt innebär att vi inte redovisar några kassaflödespåverkande skattekostnader i Norge.
Tack vare årets rekordhöga produktion om 72 600 boepd lyckades vi sänka våra verksamhetskostnader till rekordlåga nivåer på under 8 USD per fat.
När vi med stöd av ett antal internationella banker säkrade en omfinansiering av vår reservbaserade kreditfacilitet, den andra
Vi är mycket nöjda med att vi under detta tuffa år för oljebranschen lyckats uppnå rekordhög produktion till rekordlåga verksamhetskostnader samtidigt som vi ökat vårt kreditutrymme väsentligt. Det är med stor tillförsikt vi nu ser framåt och förväntar oss att leverera ännu mer under 2017
grundpelaren för Lundin Petroleums finansiella styrka, stod det klart att våra projekt är av världsklass. Omfinansieringen undertecknades i slutet av januari 2016, när oljepriset var under 30 USD per fat. Kreditfaciliteteten är på totalt 5,0 miljarder USD och i slutet av 2016 hade vi 1 miljard USD kvar att utnyttja för finansiering av våra tillväxtprojekt.
Andelen om ytterligare 15 procent i Edvard Griegfältet från Statoil var ett värdeskapande förvärv under året som ytterligare förstärkte bolagets förmåga att generera kassaflöde.
Genom denna förbättrade finansiella styrka kommer vi att kunna finansiera våra tillväxtprojekt fullt ut, ända ner till oljepriser på runt 40 USD per fat. Det öppnar dessutom upp för möjligheten att överväga utdelning till våra aktieägare i det fall oljepriset innan produktionsstart av Johan Sverdrup mer långsiktigt skulle återhämta sig till en nivå över 60 USD per fat.
Denna transformerande utveckling har avsevärt underlättat vår plan att genom en avknoppning av våra tillgångar utanför Norge skapa värde för alla våra intressenter.
Vi är mycket nöjda med att vi under detta tuffa år för oljebranschen lyckats uppnå rekordhög produktion till rekordlåga verksamhetskostnader samtidigt som vi ökade vårt kreditutrymme väsentligt. Det är med stor tillförsikt vi nu ser framåt och förväntar oss att leverera ännu mer under 2017. Lundin Petroleum behåller sin ställning som en av de starkaste aktörerna i branschen när det gäller att kunna dra fördel av fortsatt tillväxt.
Lundin Petroleum AB har sitt huvudkontor på Hovslagargatan 5, Stockholm och styrelsens säte är Stockholm.
Lundin Petroleums huvudsakliga verksamhet är prospektering efter, utbyggnad av samt produktion av olja och gas. Lundin Petroleum innehar en portfölj av producerande olje- och
gastillgångar och utbyggnadsprojekt i ett antal länder med ytterligare prospekteringsmöjligheter.
Koncernen bedriver inte forskning och utveckling i någon väsentlig omfattning. Koncernen har filialer i några av verksamhetsländerna. Moderbolaget har inga utländska filialer.
Den 28 april 2016 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av verksamheten i Indonesien, inklusive gasfältet Singa där Lundin Petroleum inte var operatör.
Transaktionen för att förvärva en ytterligare 15-procentig licensandel i Edvard Griegfältet och andelar i tillhörande pipelines från Statoil ASA slutfördes den 30 juni 2016 och trädde i kraft från och med den 1 januari 2016. Lundin Petroleum emitterade 27 580 806 nya Lundin Petroleumaktier som ersättning för förvärvet av tillgångarna, baserat på en överenskommen aktiekurs om 138 SEK per aktie och en växelkurs för SEK/USD om 8,098, vilket motsvarade en ersättning om 470,0 MUSD per den 1 januari 2016. Transaktionen redovisades per bokslutsdagen i enlighet med IFRS3 Business Combinations. Det är ett krav enligt den ändrade IFRS11 Joint Arrangements som ger vägledning om hur redovisning skall ske vid förvärv av andelar i gemensam verksamhet (joint operations) som utgör en rörelse. Produktionen och det finansiella utfallet från ökningen av licensandelen har redovisats från och med den 1 juli 2016.
En sammanställning av de förvärvade nettotillgångarna per balansdagen framgår av tabellen nedan:
| Belopp i MUSD 30 juni 2016 |
|
|---|---|
| Tillgångar | |
| Olje- och gastillgångar | 456,1 |
| 128,1 | |
| Likvida medel | 25,9 |
| Summa förvärvade tillgångar | 610,1 |
| Uppskjuten skatt | 111,0 |
| Avsättning för återställningskostnader | 24,2 |
| Rörelsekapital | 10,4 |
| Summa förvärvade skulder | 145,6 |
| Förvärvade nettotillgångar 1 | 464,5 |
¹ Ränta om 5,5 MUSD har dessutom kostnadsförts.
I enlighet med den norska petroleumskattelagen är köpeskillingen beräknad efter skatt och den uppskjutna skatteskulden som återstår har överförts från Statoil ASA till Lundin Petroleum. Lundin Petroleum har därmed inte rätt att göra något ytterligare skatteavdrag för ersättningen som betalats utöver det skattemässiga värdet på tillgången. I enlighet med IAS12 inkomstskatt redovisades en uppskjuten skatteskuld om 128,1 MUSD. Den beräknades på skillnaden mellan det verkliga värdet och det skattemässiga värdet på tillgången per den 30 juni 2016 och motbokningen utgörs av goodwill. Denna goodwill ingår fortsättningsvis i nedskrivningstestet av Edvard Grieg.
Lundin Petroleum överförde dessutom 2 miljoner egna aktier och emitterade 1 735 309 nya aktier till Statoil ASA för en kontant ersättning om 544,1 MSEK (64,1 MUSD).
Lundin Petroleum är ett oberoende bolag för prospektering och produktion av olja och gas med fokus på Norge. Under 2016 hade Lundin Petroleum tillgångar i Norge, Malaysia, Frankrike, Nederländerna och Ryssland. Majoriteten av Lundin Petroleums verksamhet finns i Norge med en produktion för räkenskapsåret 2016 som stod för 82 procent av den totala produktionen och med sammanlagt 96 procent av Lundin Petroleums totala reserver per den 31 december 2016.
Lundin Petroleum har bevisade och sannolika reserver om 743,5 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) per den 31 december 2016, som certifierats av en oberoende tredje part. Lundin Petroleum har också ett antal olje- och gasresurser som klassificeras som betingade resurser och som ännu inte har klassificerats som reserver. Lundin Petroleums betingade resurser uppgår enligt bästa estimat till 267 MMboe, netto per den 31 december 2016.
Produktionen för året uppgick till 72 600 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) (jämfört med 32 300 boepd för 2015) och var därmed i det övre intervallet av den ursprungliga produktionsprognosen om mellan 65 000 och 75 000 boepd och i mittpunkten av den uppdaterade prognosen för 2016 om mellan 70 000 och 75 000 boepd. Produktionen omfattade följande:
| Produktion i Mboepd | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Olja | ||
| Norge | 53,2 | 18,6 |
| Frankrike | 2,6 | 2,7 |
| Malaysia | 8,6 | 5,5 |
| Summa produktion olja | 64,4 | 26,8 |
| Gas | ||
| Norge | 6,1 | 2,1 |
| Nederländerna | 1,6 | 1,8 |
| Indonesien | 0,5 | 1,6 |
| Summa produktion gas | 8,2 | 5,5 |
| Summa produktion | ||
| Kvantitet i Mboe | 26 559,6 | 11 790,3 |
| Kvantitet i Mboepd | 72,6 | 32,3 |
| Produktion i Mboepd | l.a.1 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Edvard Grieg | 65%2 | 42,0 | 1,4 |
| Alvheim | 15% | 10,0 | 7,8 |
| Volund | 35% | 2,7 | 4,9 |
| Bøyla | 15% | 1,7 | 2,1 |
| Brynhild | 90% | 2,6 | 4,2 |
| Gaupe | 40% | 0,3 | 0,3 |
| Kvantitet i Mboepd | 59,3 | 20,7 |
1 Lundin Petroleums licensandel (l.a.)
2 l.a. 50% fram till den 30 juni 2016
Edvard Griegfältets produktion för året om 42 000 boepd var över förväntan till följd av högre reservoarprestanda och driftstid. En fjärde produktionsborrning genomfördes med framgång under det fjärde kvartalet 2016 och började producera vid planerade produktionsnivåer i december 2016, vilket medförde att fältet nådde anläggningens maxkapacitet om 100 000 boepd, brutto. Produktionskapaciteten för de tre första borrningarna har varit över förväntan och tryckminskningen i reservoaren likaså.
De första två borrningarna för vatteninjicering genomfördes också med framgång under året och påträffade bättre reservoarsand än förväntat och har tryckkommunikation med produktionsborrningarna. Båda borrningarna injicerar vatten till planerade nivåer. Anläggningens driftstid har också varit utmärkt med ett genomsnitt för året om 97 procent. Edvard Griegfältet var under driftsstopp en kortare period under det fjärde kvartalet 2016 i samband med anslutningen av Ivar Aasenfältet som slutfördes med framgång i november 2016. Edvard Griegplattformen började processa olja och gas från Ivar Aasen den 24 december 2016.
Två vatteninjiceringsborrningar har genomförts under året, vilka har påvisat ytterligare oljereserver i den västra delen av Edvard Griegfältet. Den första vatteninjiceringsborrningen genomfördes på den nordvästra delen av fältet och påträffade den övre delen av reservoaren (toppreservoaren) 23 meter grundare än beräknat med en oljekolonn om 26 meter, brutto. Den andra vatteninjiceringsborrningen, som genomfördes 1,4 km sydväst om den första påträffade också toppreservoaren 13 meter grundare än beräknat med en oljekolonn om 5 meter, brutto. Resultaten från de här två vatteninjiceringsborrningarna indikerar större mängd olja i den västra delen av fältet än vad som tidigare uppskattats, vilket har resulterat i att fältets slutliga utvinningsbara reserver har ökat med 17 MMboe, brutto till 223 MMboe, brutto vid årets slut 2016. Detta representerar en ökning om 20 procent jämfört med de ursprungliga uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Utöver reservökningen kommer en ny utvärderingsborrning att genomföras i den västra delen av fältet under det första halvåret 2017, med målsättning att nå ytterligare obekräftade resurser om uppemot 30 MMboe, brutto.
Den femte produktionsborrningen började producera i början av 2017 och en sjätte produktionsborrning pågår på Edvard Griegfältet. I enlighet med utbyggnadsplanen planeras totalt 14 utbyggnadsborrningar och borraktivitet förväntas fortsätta in i 2018. Den totala utvinningskostnaden för året för Edvard Griegfältet var 7,20 USD per fat.
I maj 2016 meddelade Lundin Petroleum att avtal ingåtts om att förvärva ytterligare en licensandel om 15 procent i Edvard Griegfältet från Statoil ASA. Transaktionen, som gäller från den 1 januari 2016 och slutfördes den 30 juni 2016, har medfört att Lundin Petroleum har ökat sina reserver med 29,5 MMboe. Transaktionen har medfört en ökad produktion som har redovisats från den 1 juli 2016. För mer information, se avsnittet koncernförändringar ovan.
Produktionen från Alvheimområdet för året var bättre än förväntat på grund av bättre reservoarprestanda och en effektivare produktion om 97 procent från Alvheim FPSO:n. Driftstiden inkluderar inte det planerade driftsstoppet av Gasterminalen Sage i Storbritannien under augusti 2016 då underhållsarbete pågick under 14 dagar och Alvheim FPSO:n samtidigt var under driftstopp. De totala utvinningskostnaderna för Alvheimområdet var 5,10 USD per fat för året. Partnerskapet i Alvheimområdet undertecknade ett nytt avtal för riggen Transocean Arctic, som påbörjade ett borrprogram i det större Alvheimområdet i december 2016.
Produktionen från Alvheimfältet för året om 10 000 boepd, netto var över förväntan. Reservoarprestandan är fortsatt utmärkt och produktionen är betydligt högre än förväntat, såväl från den senaste kompletterande tregrenade produktionsborrningen B5 som från Viper- och Kobraborrningarna, vilka började producera i november 2016. På grund av Alvheim FPSO:ns gashanteringskapacitet har produktionen från vissa borrningar begränsats under året, men detta har åtgärdats i och med en uppgradering av processorn för gasexport som har ökat gashanteringskapaciteten. Två kompletterande borrningar planeras på Alvheim under 2017 och de förväntas börja producera först under 2018.
Volundfältets produktion för året om 2 700 boepd, netto var lägre än förväntat. Ytterligare möjligheter för kompletterande borrningar har identifierats på Volundfältet och under året borrade riggen Transocean Winner med framgång de övre sektionerna på två kompletterande borrningar, innan riggavtalet avslutades i slutet av juli. Riggen Transocean Arctic påbörjade den första utav två kompletterande borrningar i december 2016 och dessa förväntas börja producera under andra halvåret 2017. En prospekteringsborrning på strukturen Volund West är planerad för 2017.
Bøylafältets produktion för året om 1 700 boepd, netto var något över förväntan till följd av god reservoarprestanda och ett lägre förhållande mellan vatten och olja än förväntat.
Brynhildfältets produktion för året om 2 600 boepd, netto var lägre än förväntat på grund av en tillfälligt lägre borrkapacitet till följd av att vatteninjiceringssystemet varit otillgängligt sedan augusti 2016. Efter reparation av pumpen kom vatteninjiceringssystemet igång igen i början av 2017. Driftstiden för Brynhildfältet var 65 procent under året, om det planerade driftsstoppet tidigare i år exkluderas. Under det fjärde kvartalet 2016 var Haewene Brim FPSO:n driftstoppad under 20 dagar då planerat inspektionsarbete av anläggningen utfördes.
Trots att de återstående reserverna inte har redovisats för Gaupefältet producerar fältet av och till när de ekonomiska förutsättningarna är gynnsamma. Gaupefältets produktion för året uppgick till 300 boepd, netto.
Produktion från Ivar Aasenfältet startade den 24 december 2016 och producerar för närvarande från fem borrningar Produktionen förväntas trappas upp under 2017 enligt det kommersiella avtalet med värdplattformen Edvard Grieg.
Utbyggnaden Johan Sverdrup fortgår enligt plan och majoriteten av avtalen för Fas 1 har nu tilldelats, vilket har resulterat i att den sammanlagda kostnaden för projektet har minskat jämfört med den ursprungliga uppskattningen. Konstruktionsarbete för Fas 1 påbörjades under 2015 och slutförandet av hela projektet fortgår enligt plan.
Konstruktion av tre stålunderställ har påbörjats vid Kværners varv på den norska västkusten och ett vid Dragados varv i Spanien. Aibel och Kværner/KBR arbetar för närvarande med konstruktionen av borr- och boendeplattformarna i Norge och Samsung Heavy Industries påbörjade konstruktionen av stigrörsoch processplattformarna i Korea under det tredje kvartalet. Kontrakt för inköp och tillverkning av dessa plattformar tilldelades Aker Solutions. Dessutom pågår ingenjörsarbete på kraftförsörjningssystemet från land vid Haugsneset i Norge. Förborrning av utbyggnadsborrningar startade i mars 2016 och åtta utbyggnadsborrningar har hittills slutförts, vilket är tidigare än planerat.
Kontrakt för de tunga lyft som ska göras i samband med installationen av tre av processdäcken har ingåtts med
| Licens | Fält | l.a. | Operatör | PDO godkännande |
Uppskattade bruttoreserver |
Förväntad produktionsstart |
Förväntad platå produktion, brutto |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ivar Aasen Unit |
Ivar Aasen | 1,385% Aker BP | Maj 2013 | 175 MMboe | Produktionsstart december 2016 |
67 Mboepd | |
| Johan Sverdrup Unit |
Johan Sverdrup | 22,6% | Statoil | Augusti 2015 | 2,0–3,0 billion boe | Slutet av 2019 | 660 Mbopd |
Allseas och kontrakt för borrningar har tilldelats Odfjell Drilling. Rosenberg WorleyParsons har tilldelats kontrakt för konstruktion av de tre bryggor som sammanlänkar plattformarna och för två gasförbränningstorn. I oktober 2016 tilldelades Aker Solutions kontrakt för modifieringsarbete vid Mongstad oljeterminal.
När planen för utbyggnad och drift för Fas 1 lämnades in i februari 2015 uppskattades bruttoinvesteringen för Fas 1 till 123 miljarder NOK (nominellt). När de flesta stora kontrakt nu har tilldelats har den senaste kostnadsberäkningen, som offentliggjordes av Statoil i början av 2017, reducerats 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. Produktion från Fas 1 av utbyggnaden beräknas starta i slutet av 2019. Produktionskapaciteten för Fas 1 uppskattades ursprungligen till mellan 315 000 och 380 000 bopd, brutto. Åtgärder för att få bort flaskhalsar har medfört att processkapaciteten för Fas 1 kommer att öka till 440 000 bopd. Utöver detta tillkommer ytterligare kapacitet för gas.
Planen för utbyggnad och drift för Fas 1 innehåller också vissa utbyggnadskoncept för hela fältet, vilket innefattar en förväntad platåproduktion för hela fältet om 660 000 bopd. I början av 2017 meddelade Statoil en ökning av resurserna till mellan 2,0 och 3,0 miljarder boe, brutto varav 95 procent är olja.
Statoil har reviderat ner utbyggnadsutgifterna för hela fältet (Fas 1 och Fas 2) från tidigare uppskattning om 207 miljarder NOK till mellan 137 och 152 miljarder NOK (realt 2016), till följd av besparingar hänförliga till Fas 1 och optimering av konceptet för anläggningarna för Fas 2. Under det första kvartalet 2017 beslutade partnerskapet i Johan Sverdrup att fortsätta med konceptvalet (DG2) för Fas 2, vars produktion förväntas starta under 2022.
Under året slutförde Lundin Petroleum borrning och test av utvärderingsborrning Alta-3 med borrnummer 7220/11-3A med framgång (återupptagande av borrning 7220/11-3 som inte slutfördes under 2015). Målet med återupptagandet av Alta-3 var att göra borrningen djupare för att ytterligare utvärdera kvaliteten på karbonatreservoarerna från permperioden genom vatteninjiceringstester samt att utföra ett produktionstest i det grundare gasområdet. Två injiceringstester utfördes i karbonatreservoaren under kontakten mellan olja och vatten och påvisade god till mycket god reservoarkvalitet i formationerna Falk och Ørn. Ett produktionstest utfördes i gasområdet i reservoarsektionen från tidig triasperiod och
producerade på en maxnivå om 21 miljoner kubikfot gas per dag genom en 64/64 tums ventil.
Den ursprungliga borrningen Alta-3 påträffade en kolvätekolonn om 120 meter, brutto och samtliga tre borrningar som hittills har utförts på Alta har påvisat tryckkommunikation.
Under året ingick Lundin Petroleum ett riggkontrakt med Ocean Rig för hyra av den halvt nedsänkbara riggen Leiv Eiriksson för det utvidgade utvärderings- och prospekteringsprogrammet i södra Barents hav. Kontraktet är flexibelt och omfattar optioner om ytterligare borrningar. Riggen kommer att genomföra samtliga borrningar i södra Barents hav som ingår i borrprogrammet 2017, för vilka Lundin Petroleum är operatör.
2017 års utvärderingsprogram kommer att bestå av fyra utvärderingsborrningar. En borrning kommer att utföras på den västra sidan av Edvard Griegfältet i PL338 (l.a. 65%) med målsättning att nå bruttoresurser om 30 MMboe och en utvärderingsborrning kommer att undersöka den nordliga förlängningen av Johan Sverdrupfältet. De återstående två borrningarna kommer att utvärdera Alta- och Gohtafyndigheterna på Loppahöjden i södra Barents hav.
Borrningen av Lorry i PL700 i Norska havet, som påbörjades i november 2015, påträffade inte den förväntade reservoaren och meddelades i januari 2016 som en torr borrning.
I mars 2016 meddelades borrningen av Fosen i PL544 i Nordsjön som torr. Borrningen, som genomfördes strax söder om Luno II, påträffade en reservoarsektion om 160 meter som var vattenbemängd med förekomst av olja.
I november 2016 meddelades en fyndighet på Neidenstrukturen i PL609 i södra Barents hav. Borrningen genomfördes cirka 60 km nordöst om Altafyndigheten och påträffade en karbonatreservoar från permperioden med en kolvätekolonn om 31 meter, varav 21 meter var olja och 10 meter gas. Fyndigheten uppskattas innehålla resurser om mellan 25 och 60 MMboe, brutto.
Under 2017 kommer Lundin Petroleum att genomföra fem prospekteringsborrningar offshore Norge och fyra av dessa kommer att utföras i södra Barents hav. Den första borrningen, på Filicudistrukturen i PL533 (l.a. 35%), meddelades som en fyndighet med uppskattade resurser om mellan 35 och 100 MMboe, brutto. De resterande tre borrningarna planeras i södra Barents hav, varav en med målsättning att nå Børselvstrukturen i PL609 (l.a. 40%), belägen norr om Alta- och Neidenfyndigheterna i samma geologiska förlängning. Denna
| Licens | Operatör | l.a. | Borrning | Startdatum | Status |
|---|---|---|---|---|---|
| PL609 | Lundin Petroleum | 40% | Återupptagande av 7220/11-3 (Alta-3) |
Juli 2016 | Avslutad september 2016 |
| Licens | Borrning | Startdatum | Mål | l.a. | Operatör | Resultat |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Utsirahöjden | ||||||
| PL544 | 16/4-10 | Januari | Fosen | 40% | Lundin Petroleum | Torr |
| Södra Barents hav | ||||||
| PL609 | Återupptagande av 7220/6-2-R |
Oktober | Neiden | 40% | Lundin Petroleum | Olje- och gasfyndighet |
| PL533 | 7219/12-1 | November | Filicudi | 35% | Lundin Petroleum | Olje- och gasfyndighet |
borrning förutsätter dock partners godkännande. Den andra borrningen har som målsättning att nå en del av de grundare områdena inom den stora Korpfjellstrukturen i PL859 (l.a. 15%) i sydöstra Barents hav som antas innehålla flera miljarder fat prospekteringsresurser, brutto. Den tredje borrningen, som är villkorad av partners godkännande, kommer att genomföras på Hufsastrukturen i PL533 som är belägen i samma förlängning som Filicudifyndigheten.
En ytterligare borrning kommer att genomföras väster om Volundfältet i PL150 (l.a. 35%).
I januari 2016 offentliggjorde det norska olje- och energidepartementet tilldelning av licenser i 2015 års APA licensrunda. Lundin Petroleum tilldelades fyra licenser, varav två som operatör i PL815 och PL830 (båda med l.a. 40%) och två utan operatörskap i PL678SB och PL831 (båda med l.a. 20%).
I maj 2016 offentliggjordes tilldelning av licenser i den 23:e norska licensrundan för södra Barents hav och Lundin Petroleum tilldelades fem licenser, varav tre som operatör, två i PL851 och PL609C (båda med l.a. 40%) i Loppahöjdsområdet och en i PL853 (l.a. 60%) i Hoopområdet. Två licenser utan operatörskap tilldelades i PL857 och PL859 (l.a. 20% respektive 15%) i sydöstra Barents hav.
Under året återlämnade Lundin Petroleum PL438, PL519, PL544, PL555, PL631, PL673, PL674, PL708, PL741 och PL779.
I januari 2017 meddelade det norska olje- och energidepartementet tilldelade licenser i 2016 års 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%).
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Bertam | 75% | 8,6 | 5,5 |
Produktionen från Bertamfältet i block PM307 (l.a. 75%) för året om 8 600 boepd, netto var över förväntan och fältet hade en driftstid om 99 procent. Bertamfältet har producerat från 11 borrningar sedan mitten av oktober 2015 och ytterligare en borrning, A15, började producera i juni 2016. Resultatet från A15-borrningen var enligt förväntat samtidigt som produktionen påverkades av anläggningsbegränsningar. Fältets totala resultat för året var över förväntan till följd av bättre reservoarprestanda men reducerades något av att två borrningar driftsstoppats för byte av elektriska undervattenspumpar och av produktionsstopp vid flyttningar av borriggen. Avtalet för borriggen West Prospero upphörde i slutet av maj 2016. Till följd av de utmärkta resultaten på Bertamfältet sedan produktionsstart har de slutliga utvinningsbara reserverna ökats från 16,9 MMboe till 19,6 MMboe, brutto.
I slutet av 2016 beslutade Lundin Petroleum att inte längre inkludera gasfyndigheten Tembakau i PM307 som uppgick till 28,9 MMboe, netto i sina betingade resurser. För mer information, se avsnittet Finansiell översikt.
Under 2016 återlämnade Lundin Petroleum PM308A och PM319.
Lundin Petroleum slutförde borrningen av Imbok i block SB307/308 (l.a. 65%) i början av januari 2016. Borrningen påträffade endast förekomst av olja i sand från mioceneperioden och pluggades igen och lämnades som en torr borrning. Efter borrningen av Imbok flyttades borriggen till Bambazonstrukturen, också belägen i block SB307/308, där borrningen påträffade ett oljeförande sandlager om cirka 15 meter, netto med förekomst av olja. Ingen rörlig olja kunde dock utvinnas från provtagningen och borrningen pluggades igen och lämnades som en torr borrning. Borriggen West Prospero flyttades därefter till Maliganstrukturen i block SB307/308 där gas påträffades men borrningen pluggades igen och lämnades som torr.
I slutet av 2016 beslutade Lundin Petroleum att inte längre inkludera gasfyndigheterna i SB303 (l.a. 55%) som uppgick till 31,8 MMboe, netto i sina betingade resurser.
Lundin Petroleum ingick ett utfarmningsavtal med Dyas i december 2015, i enlighet med vilket Lundin Petroleum har överfört en licensandel om 20 procent i block SB307/308 (l.a. 65% efter utfarmning) och en licensandel om 20 procent i block SB303 (l.a 55% efter utfarmning), offshore Sabah i östra Malaysia. Dessutom avyttrade Lundin Petroleum en licensandel till Dyas som utgjorde 15 procent i block PM328 (l.a. 35% efter utfarmning), offshore Malaysiska halvön.
Den 22 januari 2016 meddelade Lundin Petroleum att avtal ingåtts om försäljning av Bertam FPSO:n till M3nergy Investment Ltd (M3nergy), ett helägt dotterbolag till M3nergy Berhad of Malaysia. Transaktionen var villkorad av att M3nergy säkrade finansiering inom en viss tidsram. Då M3nergy ej kunnat säkra nödvändig finansiering blev försäljningen avbruten.
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Singa | 25,9% | 0,5 | 1,6 |
I april 2016 slutförde Lundin Petroleum försäljningsavtalet med PT Medco Energi Internasional TBK (Medco) avseende verksamheten i Indonesien till en kontant ersättning om 22 MUSD. Avtalet trädde i kraft den 1 oktober 2015. Tillgångarna i Indonesien som såldes till Medco omfattar en licensandel utan operatörskap i det producerande gasfältet Singa. Lundin Petroleum kan komma att erhålla vissa villkorade ersättningar hänförliga till framtida produktion från gasfältet Singa och upphörde att rapportera produktion från Singa från och med den 28 april 2016.
Produktion
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Frankrike | |||
| – Paris Basin | 100%1 | 2,2 | 2,3 |
| – Aquitaine | 50% | 0,4 | 0,4 |
| Nederländerna | flera | 1,6 | 1,8 |
| 4,2 | 4,5 |
1 Licensandel i Dommartin Lettree-fältet 42,5 procent
Produktionen från Frankrike för året om 2 600 boepd, netto var något över förväntan. Goda produktionsresultat har uppnåtts från fältet Vert la Gravelle (l.a. 100%) i Paris Basin och även fälten i Aquitaine Basin har producerat bra under året.
Produktionen från Nederländerna för året om 1 600 boepd, netto var över förväntan.
Borrningen Langezwaag-3 (l.a. 7,75%) i Gorredijklicensen genomfördes under det tredje kvartalet 2016 och började producera i november 2016.
Utbyggnadsborrningen K5-F3 har slutförts och började producera under det tredje kvartalet 2016. Sidospårsborrningen F3-B106 slutfördes i början av 2017 och kommer att börja
producera under första halvåret 2017. Installation av kompressionssystem på plattformen E17a genomfördes och startades med framgång under det fjärde kvartalet 2016.
Under 2017 planerar Lundin Petroleum att genomföra utbyggnadsborrningen A6 i fältet E17a-A (l.a. 1,2%), offshore och prospekteringsborrningen Nieuwehorne-1 i Gorredijklicensen (l.a. 7,75%), onshore.
Under 2016 återlämnades Laganskyblockets prospekteringsområde runt Morskayafältet (l.a. 70%).
I slutet av 2016 beslutade Lundin Petroleum att inte längre inkludera oljefyndigheten Morskaya som uppgick till 110,1 MMboe, netto i sina betingade resurser. För mer information, se avsnittet Finansiell översikt.
Lundin Petroleum rapporterade under året fem incidenter för uppdragstagare, vilket resulterar i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid om 0,67 per miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporterbara incidenter om 2,34. Detta är en klar förbättring jämfört med 2015 då motsvarande siffror var 1,76 respektive 3,71. I februari 2016 inträffade en tragisk dödsolycka offshore Malaysia då en uppdragstagare utförde reparationsarbete på Bertam FPSO:ns pipeline för export. En grundlig utredning genomfördes och uppföljningsåtgärder implementerades. Två mindre incidenter med förlorad arbetstid som följd rapporterades i verksamheten i Frankrike under februari och april 2016. Två incidenter som resulterade i begränsad arbetsförmåga rapporterades i verksamheten i Frankrike och Norge i november 2016.
I maj 2016 publicerade Lundin Petroleum sin första hållbarhetsrapport i enlighet med Global Reporting Initiative (GRI) G4:s riktlinjer, för att tillhandahålla mer kvalitativ och kvantitativ hållbarhetsdata. Rapporten finns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
I juni 2016 rapporterade Lundin Petroleum till Carbon Disclosure Project (CDP) om bolagets klimatstrategi och växthusgasutsläpp för 2015.
Resultatet för räkenskapsåret 2016 som avslutades den 31 december 2016 uppgick till -499,3 MUSD (-866,3 MUSD). Årets förlust beror till största delen på nedskrivningar om 548,6 MUSD för året. Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare för året uppgick till -356,7 MUSD (-861,7 MUSD), motsvarande resultat per aktie om -1,09 USD (-2,79 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 902,6 MUSD (384,7 MUSD) för året, motsvarande EBITDA per aktie om 2,77 USD (1,24 USD). Operativt kassaflöde för året uppgick till 1 010,8 MUSD (699,6 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie om 3,10 USD (2,26 USD).
Intäkter för året uppgick till 1 159,9 MUSD (569,3 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 året uppgick till 1 166,5 MUSD (521,0 MUSD), netto. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 42,40 USD (50,71 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga priset för Nordsjöolja (Brent) för året uppgick till 43,73 USD (52,39 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för året framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
| Försäljning Genomsnittspris per boe i USD |
2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Försäljning olja | ||
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 20 654,5 | 5 939,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 43,61 | 52,97 |
| Frankrike | ||
| – Kvantitet i Mboe | 907,0 | 971,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 43,98 | 52,07 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1,2 | 1,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 33,54 | 50,20 |
| Malaysia | ||
| – Kvantitet i Mboe | 2 787,8 | 1 455,6 |
| – Genomsnittspris per boe | 45,13 | 48,92 |
| Summa försäljning olja | ||
| – Kvantitet i Mboe | 24 350,5 | 8 367,6 |
| – Genomsnittspris per boe | 43,80 | 52,16 |
| Försäljning | ||
|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 2016 | 2015 |
| Försäljning gas och NGL | ||
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 2 352,1 | 745,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 30,94 | 44,21 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 580,4 | 633,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 27,04 | 38,88 |
| Indonesien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 178,2 | 527,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 52,02 | 50,99 |
| Summa försäljning gas och NGL | ||
| – Kvantitet i Mboe | 3 110,7 | 1 906,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 31,42 | 44,31 |
| Summa försäljning | ||
| – Kvantitet i Mboe | 27 461,2 | 10 274,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 42,40 | 50,71 |
Tabellen ovan exkluderar 47 449 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. Permanenta skillnader uppkommer som ett resultat av royaltybetalningar som gjorts i sak samt av produktionsdelningskontrakt. 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 28,9 MUSD (25,6 MUSD, intäkt) under året, beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen.
Övriga intäkter uppgick till 22,3 MUSD (22,7 MUSD) för året och inkluderade leasingintäkter för Bertam FPSO:n, en justering för kvalitetsskillnader för olja från Alvheim, tariffintäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Produktionskostnader, inklusive förändringar i lager, uppgick för året till 227,5 MUSD (150,3 MUSD) och framgår av nedanstående tabell.
| Produktionskostnader | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | ||
| – i MUSD | 166,0 | 121,1 |
| – i USD per boe | 6,25 | 10,27 |
| Tariff- och transportkostnader | ||
| – i MUSD | 37,9 | 11,8 |
| – i USD per boe | 1,43 | 1,00 |
| Royalty och direkta skatter | ||
| – i MUSD | 3,3 | 3,5 |
| – i USD per boe | 0,12 | 0,29 |
| Verksamhetskostnader | ||
| – i MUSD | 207,2 | 136,4 |
| – i USD per boe | 7,80 | 11,56 |
| Förändringar i lager | ||
| – i MUSD | -1,8 | -12,6 |
| – i USD per boe | -0,07 | -1,07 |
| Övrigt | ||
| – i MUSD | 22,1 | 26,5 |
| – i USD per boe | 0,83 | 2,25 |
| Totala produktionskostnader | ||
| – i MUSD | 227,5 | 150,3 |
| – i USD per boe | 8,56 | 12,74 |
Not: USD per boe beräknas som kostnaden dividerat med den totala producerade volymen för året.
De totala utvinningskostnaderna för året uppgick till 166,0 MUSD (121,1 MUSD). Ökningen i förhållande till jämförelseperioden är främst hänförlig till Edvard Griegfältet som startade produktion i november 2015. De totala utvinningskostnaderna uppgick till 151,7 MUSD (102,7 MUSD), exklusive verksamhetsrelaterade projekt.
Utvinningskostnaderna för året uppgick till 6,25 USD (10,27 USD) per fat, inklusive verksamhetsrelaterade projekt. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 5,71 USD (8,71 USD) per fat. Detta var lägre än uppskattningen som meddelades i samband med det tredje kvartalet om 6,50 USD respektive 5,85 USD per fat.
Tariff- och transportkostnader för året uppgick till 37,9 MUSD (11,8 MUSD). Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror främst på Edvard Griegfältet.
Övriga kostnader uppgick till 22,1 MUSD (26,5 MUSD) och var främst hänförliga till kostnadsdelningsavtalet för Brynhildfältet, i enlighet med vilket utvinningskostnaderna varierar med oljepriset fram till mitten av 2017. Avtalet värderas till verkligt värde till terminskursen på olja och till följd av den låga kursen vid slutet av 2015 redovisades en tillgång per den 31 december 2015. Tillgången skrivs av i resultaträkningen över avtalets återstående löptid.
Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 471,4 MUSD (260,6 MUSD) och beskrivs i not 3. Avskrivningarna hänförliga till olje- och gastillgångar uppgick till 473,9 MUSD (258,0 MUSD), motsvarande en genomsnittlig kostnad om 17,84 USD (21,88 USD) per fat. De högre avskrivningarna jämfört med föregående år är hänförliga till Edvard Griegfältet men kompenseras till viss del av en lägre avskrivning för Brynhildfältet till följd av nedskrivningen av det bokförda värdet vid slutet av 2015. Återföringen av återställningskostnaderna som redovisades i resultaträkningen för året uppgick till 2,5 MUSD (2,6 MUSD kostnad) och var hänförliga till en minskning av de uppskattade återställningskostnaderna för Gaupefältet i Norge.
Avskrivningar av övriga tillgångar uppgick under året till 31,1 MUSD (23,7 MUSD) och var hänförliga till Bertam FPSO:n, som har skrivits av från och med april 2015.
Prospekteringskostnaderna i resultaträkningen uppgick till 116,1 MUSD (184,1 MUSD) för året 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 året kostnadsfördes prospekteringsutgifter i Norge om 101,9 MUSD, främst hänförliga till prospekteringsborrningarna i PL700 (Lorry), PL544 (Fosen) och PL609 (Neiden) som
bedömdes som icke-kommersiella. Dessutom kostnadsfördes prospekteringsutgifter i Malaysia om 13,1 MUSD, till följd av borrningarna Bambazon och Maligan i SB307/308 som slutfördes utan framgång.
Icke-kassaflödespåverkande nedskrivningar som kostnadsförts uppgick till 632,1 MUSD (737,0 MUSD) för året, till följd av ett beslut om att inte längre inkludera gasfyndigheterna i Sabahområdet, offshore östra Malaysia, gasfyndigheten Tembakau i PM307, offshore Malaysiska halvön samt oljefyndigheten Morskaya i Kaspiska havet i Ryssland i de betingade resurserna. Ledningen har bedömt att någon utbyggnad av dessa fyndigheter inte är sannolik inom den närmaste framtiden. En nedskrivning om 506,1 MUSD, före skatt och en uppskjuten skatteintäkt om 83,5 MUSD redovisades i resultaträkningen avseende verksamheten i Ryssland, vilket innebar en nedskrivning efter skatt om 422,6 MUSD, netto. En nedskrivning om 126,0 MUSD utan tillhörande skatteintäkt redovisades i resultaträkningen avseende verksamheten i Malaysia.
Övriga rörelsekostnader uppgick till 2,1 MUSD (– MUSD) för året och var hänförliga till inköp av råolja från tredje part som såldes på marknaden tillsammans med koncernens egen olja.
Försäljning av tillgångar medförde en förlust om 3,5 MUSD (– MUSD) för året och var hänförlig till försäljningen av bolagets verksamhet i Indonesien som slutfördes den 28 april 2016 och trädde i kraft den 1 oktober 2015. Tillgångarna såldes för en kontant ersättning om 22 MUSD.
Administrationskostnader och avskrivningar för året uppgick till 31,9 MUSD (39,5 MUSD) och innehöll en kostnad om 4,6 MUSD (7,1 MUSD), hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även not 25. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 4,3 MUSD (5,2 MUSD) för året.
Finansiella intäkter för året uppgick till 22,6 MUSD (7,4 MUSD) och beskrivs i not 4.
Valutakursvinsten uppgick till 15,0 MUSD, netto för året (507,3 MUSD förlust). 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 året uppgick den realiserade valutakursförlusten på förfallna valutakurssäkringar till 29,1 MUSD (132,7 MUSD), netto.
Finansiella kostnader för året uppgick till 225,4 MUSD (617,9 MUSD) och beskrivs i not 5.
Räntekostnader för året uppgick till 137,3 MUSD (71,4 MUSD) och representerade den delen av ränteutgifterna som redovisades över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades under året till ett belopp om 23,4 MUSD (40,2 MUSD). De totala räntekostnaderna har ökat i förhållande till föregående år främst på grund av ökad upplåning för att finansiera investeringar. Räntesäkringsavtalen resulterade i en förlust om 19,5 MUSD (6,9 MUSD) och ökningen i förhållande till föregående år beror på den högre fasta räntan som säkrats under 2016 jämfört med 2015.
Avskrivningar för aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 43,2 MUSD (12,4 MUSD) för året och var hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av koncernens nya kreditfacilitet och den norska kreditfaciliteteten för prospektering, som skrivs av över faciliteternas nyttjandetid. Den ej avskrivna delen av de aktiverade finansieringsavgifterna som redovisades i samband med upprättandet av de tidigare kreditfaciliteterna och den kortfristiga revolverande kreditfaciliteten uppgick till 22,3 MUSD och kostnadsfördes under det andra kvartalet 2016.
Den totala skatteintäkten uppgick till 59,3 MUSD (570,1 MUSD) för året.
Den aktuella skatteintäkten uppgick till 80,6 MUSD (280,6 MUSD) för året, av vilken 78,9 MUSD (283,3 MUSD) var hänförlig till skatteåterbetalningen för prospekterings- och utvärderingsutgifter i Norge.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 21,3 MUSD (289,5 MUSD intäkt) för året och inkluderade en uppskjuten skattekostnad om 98,5 MUSD avseende verksamheten i Norge, främst hänförlig till skillnaden mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar. En uppskjuten skatteintäkt om 83,5 MUSD redovisades också för det fjärde kvartalet 2016, hänförlig till nedskrivningen i den ryska verksamheten.
Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för året påverkas av resultatposter som inte är skattemässigt avdragsgilla fullt ut, såsom de redovisade nedskrivningarna, prospekteringskostnaderna i Malaysia och av 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 året till en förlust om -142,6 MUSD (-4,6 MUSD förlust), netto och var främst hänförligt till andelen som ägs av innehavare utan bestämmande inflytande i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat. Årets resultat inkluderar nedskrivningen av oljefyndigheten Morskaya i ryska Kaspiska havet.
Olje- och gastillgångar uppgick till 4 376,4 MUSD (4 015,4 MUSD) och beskrivs i not 7.
Utbyggnads-, prospekterings- och utvärderingsutgifter för året beskrivs nedan:
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Norge | 877,1 | 880,7 |
| Malaysia | 15,2 | 130,1 |
| Frankrike | 2,8 | 16,9 |
| Nederländerna | 2,5 | 2,7 |
| Indonesien | 0,1 | -1,1 |
| 897,7 | 1 029,3 |
Under året har ett belopp om 877,1 MUSD (880,7 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till utbyggnad av fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg. Under året har ett belopp om 15,2 MUSD (130,1 MUSD) redovisats i Malaysia, främst hänförligt till utbyggnadsborrningen A15 på Bertamfältet.
| 158,4 | 413,8 | |
|---|---|---|
| Nederländerna | 0,1 | 1,5 |
| Indonesien | 0,3 | 3,1 |
| Ryssland | 1,4 | 5,3 |
| Frankrike | 0,3 | 0,4 |
| Malaysia | 14,2 | 33,3 |
| Norge | 142,1 | 370,2 |
| MUSD | 2016 | 2015 |
Under året har prospekterings- och utvärderingsutgifter redovisats till ett belopp om 142,1 MUSD (370,2 MUSD) i Norge, främst hänförliga till prospekteringsborrningarna Neiden i PL609 och Filicudi i PL533, vilka genomförts under det fjärde kvartalet 2016 samt till utvärderingsborrningen Alta-3 i PL609 och prospekteringsborrningarna Fosen i PL544 och Lorry i PL700. I Malaysia redovisades under året ett belopp om 14,2 MUSD (33,3 MUSD), främst hänförligt till borrningarna Bambazon och Maligan i block SB307/308.
Dessutom ökade olje- och gastillgångarna per den 30 juni 2016 med 456,1 MUSD, till följd av att den 15-procentiga licensandelen i Edvard Griegfältet förvärvades från Statoil.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 166,1 MUSD (204,3 MUSD) och inkluderade det bokförda värdet för Bertam FPSO:n.
Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen uppgick till 128,1 MUSD (– MUSD) och beskrivs i avsnittet om Edvard Griegtransaktionen, se sidorna 73–74.
Finansiella tillgångar uppgick till 9,4 MUSD (10,7 MUSD) och beskrivs i not 10. Övriga aktier och andelar uppgick till 8,9 MUSD (4,1 MUSD) och var hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde med värdeförändringen redovisad inom övrigt totalresultat.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 13,5 MUSD (13,4 MUSD) och var främst hänförliga till nedskrivningen av Bertamfältet i Malaysia som redovisades vid slutet av 2015 som har fått till följd att det avskrivningsbara skattemässiga värdet är högre än det bokförda värdet.
Derivatinstrument uppgick till 17,0 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när de utestående räntesäkringskontrakten som förfaller efter tolv månader har värderats till verkligt värde.
Lager uppgick till 54,9 MUSD (45,6 MUSD) och inkluderade kolvätelager, borrutrustning och operativ utrustning i främst Norge och Malaysia.
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 288,9 MUSD (159,3 MUSD) och beskrivs i not 12. Kundfordringar uppgick till 193,4 MUSD (35,2 MUSD), varav inga har förfallit till betalning. Underuttag uppgick till 28,9 MUSD (26,5 MUSD) och var främst hänförliga till underuttagspositioner vid de producerande fälten Edvard Grieg och Brynhild i Norge. Fordringar på joint operations, uppgick till 31,2 MUSD (48,4 MUSD) och var hänförliga till diverse mellanhavanden med joint ventures. Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 29,4 MUSD (29,5 MUSD) och var hänförliga till förutbetalda verksamhets- och försäkringsutgifter. Kostnadsdelningen för Brynhild uppgick till 3,0 MUSD (14,7 MUSD) och var hänförlig till värderingen till verkligt värde av kontraktet, i enlighet med vilket andelen av utvinningskostnaden för Brynhildfältet varierar med oljepriset. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 3,0 MUSD (5,0 MUSD) och innehöll momsfordringar och andra diverse fordringar.
Derivatinstrument uppgick till 0,8 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när utestående räntesäkringskontrakt som förfaller inom tolv månader har värderats till verkligt värde.
Kortfristiga skattefordringar uppgick till 77,5 MUSD (264,7 MUSD), varav 76,9 MUSD var hänförliga till den norska skatteåterbetalningen för 2016 som kommer att erhållas under det fjärde kvartalet 2017.
Likvida medel uppgick till 69,5 MUSD (71,9 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhetens löpande behov.
Finansiella skulder uppgick till 4 048,3 MUSD (3 834,8 MUSD) och beskrivs i not 15. Banklån uppgick till 4 145,0 MUSD (3 858,0 MUSD) och var hänförligt till det utestående lånet under koncernens reservbaserade kreditfacilitet. Aktiverade
finansieringsavgifter, som avsåg upprättandekostnader för kreditfaciliteterna uppgick till 96,7 MUSD (23,2 MUSD) och skrivs av över kreditfaciliteternas utnyttjandetid.
Avsättningar uppgick till 420,0 MUSD (379,9 MUSD) och beskrivs i not 16. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 407,1 MUSD (368,2 MUSD) och avsåg framtida återställningsåtaganden. Avsättningen har ökat under året till följd av ytterligare åtaganden avseende utbyggnadsprojekt i Norge och 24,2 MUSD var hänförliga till den ytterligare 15-procentiga licensandelen i Edvard Griegfältet som förvärvades den 30 juni 2016. Betalning för infarmning uppgick till 5,5 MUSD (4,6 MUSD) och avsåg en avsättning för betalning för historiska kostnader för Bertamfältet i Malaysia.
Uppskjutna skatteskulder uppgick till 669,3 MUSD (542,6 MUSD), av vilka 621,3 MUSD (407,9 MUSD) var hänförlig till Norge och inkluderade en uppskjuten skatteskuld om 111,0 MUSD, netto som avsåg den ytterligare 15-procentiga licensandelen i Edvard Grieg. Avsättningen var främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på oljeoch gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Derivatinstrument uppgick till 29,8 MUSD (48,4 MUSD) och var hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 33,8 MUSD (32,2 MUSD) och avsåg 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.
Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 308,4 MUSD (349,9 MUSD) och beskrivs i not 17. Överuttag uppgick till 29,9 MUSD (– MUSD) och var främst hänförliga till en överuttagsposition på de producerande fälten i det större Alvheimområdet. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 238,8 MUSD (271,5 MUSD) och avsåg främst utbyggnads- och borraktivitet i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 16,9 MUSD (23,7 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 9,5 MUSD (11,4 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 37,6 MUSD (66,1 MUSD) och var främst hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 6,9 MUSD (4,8 MUSD) och avsåg den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums unit bonus program.
Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 4 maj 2017.
Styrelsen har för avsikt att föreslå att årsstämman 2017 godkänner en ersättningspolicy för 2017 som följer i alla väsentliga avseenden samma principer som tillämpades 2016 och som består av liknande komponenter för ersättning till bolagsledningen som 2016 års ersättningspolicy, dvs. grundlön, årlig rörlig lön, långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) och andra förmåner.
Styrelsen kommer att föreslå att årsstämman också beslutar att inrätta ett prestationsbaserat, långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum som följer samma principer som LTIP 2014, LTIP 2015 och LTIP 2016 som godkändes av årsstämman 2014, 2015 och 2016. LTIP 2017 ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att ett prestationsvillkor uppfylls över en treårig prestationsperiod som inleds den 1 juli 2017 och avslutas den 1 juli 2020. Prestationsvillkoret är baserat på aktiekursens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return) avseende Lundin Petroleumaktien jämfört med Total Shareholder Return för en grupp referensbolag. Vid inledningen av prestationsperioden kommer deltagarna att vederlagsfritt tilldelas en rättighet kopplad till respektive deltagares anställning som, förutsatt att prestationsvillkoret är uppfyllt, berättigar deltagaren att efter prestationsperiodens slut vederlagsfritt erhålla aktier i Lundin Petroleum.
Antalet prestationsaktier som kan tilldelas varje deltagare är begränsat till ett värde motsvarande tre gånger hans/ hennes årliga bruttogrundlön för 2017. Det totala antalet prestationsaktier som kan tilldelas enligt LTIP 2017 är 465 000, vilket motsvarar cirka 0,1 procent av det totala antalet utestående aktier i Lundin Petroleum. Styrelsen äger rätt att efter egen bedömning reducera (inklusive reducera till noll) tilldelning av prestationsaktier om styrelsen skulle finna att den underliggande prestationen inte reflekteras i utfallet av prestationsvillkoret, till exempel vad gäller operativt kassaflöde, reserver, samt hälsa och säkerhet.
Deltagarna kommer inte att äga rätt att överlåta, pantsätta eller avyttra LTIP 2017 rättigheter, eller utöva några rättigheter eller skyldigheter som tillkommer aktieägare avseende LTIP rättigheter under prestationsperioden. LTIP rättigheter berättigar deltagare att förvärva redan existerande aktier. Styrelsen kommer att överväga åtgärder för att säkra den finansiella exponering LTIP 2017 kan förväntas ha på bolaget. Ett alternativ skulle kunna vara att ingå ett aktieswap-avtal med tredje part på marknadsmässiga villkor, varvid den tredje parten i eget namn ska vara berättigad att förvärva och överlåta aktier i Lundin Petroleum till deltagarna.
En detaljerad beskrivning av förslaget finns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com
Ersättning i enlighet med rådande marknadsförhållanden ska också kunna utgå till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.
Därutöver kommer styrelsen att begära bemyndigande från årsstämman, såsom under tidigare år, att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall finns skäl för det.
För en detaljerad beskrivning av ersättningspolicyn som tillämpades 2016, se bolagsstyrningsrapporten på sidorna 64–65. Ersättning till styrelsen och bolagsledningen beskrivs i noterna 24 och 25.
För årsstämmans beslut om bemyndigande att besluta om nyemission av aktier, se aktie och aktieägare på sidorna 14–15.
Styrelsen föreslår att ingen utdelning lämnas för verksamhetsåret. För detaljer om policy för utdelning, se aktie och aktieägare på sidorna 14–15.
Styrelsen föreslår att moderbolagets fria egna kapital om 11 348,1 MSEK, inklusive årets resultat om -103,3 MSEK överförs i ny räkning.
På årsstämman 2017 föreslås samtliga nuvarande styrelseledamöter för omval, förutom Magnus Unger som har avböjt omval. Jakob Thomasen kommer att föreslås att väljas in som ny styrelseledamot.
Resultatet för koncernens verksamhet samt dess finansiella ställning vid räkenskapsårets utgång framgår av efterföljande resultaträkning, rapport över totalresultat, balansräkning, kassaflödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter, vilka har presenterats i US dollar.
Moderbolagets resultat- och balansräkning, kassaflödesanalys, rapport över förändringar i eget kapital samt tillhörande noter är presenterade i svenska kronor se sidorna 118–123.
Händelser efter balansdagens utgång beskrivs i not 27.
Lundin Petroleum har gett ut en bolagsstyrningsrapport, vilken är avskild från de finansiella rapporterna. Bolagsstyrningsrapporten återfinns på sidorna 50–70.
Lundin Petroleum har gett ut en hållbarhetsrapport, vilken är avskild från de finansiella rapporterna. Hållbarhetsrapporten finns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com
Lundin Petroleum har gett ut en Rapport om betalningar till myndigheter, vilken är avskild från de finansiella rapporterna. Rapporten om betalningar till myndigheter finns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | Not | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Intäkter | 1 | 1 159,9 | 569,3 |
| Rörelsens kostnader | |||
| Produktionskostnader | 2 | -227,5 | -150,3 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | 7 | -471,4 | -260,6 |
| Avskrivningar av övriga tillgångar | 8 | -31,1 | -23,7 |
| Prospekteringskostnader | 7 | -116,1 | -184,1 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | 7 | -632,1 | -737,0 |
| Övriga rörelsekostnader | 3 | -2,1 | – |
| Bruttoresultat | -320,4 | -786,4 | |
| Försäljning av tillgångar | -3,5 | – | |
| Administrationskostnader och avskrivningar | -31,9 | -39,5 | |
| Rörelseresultat | -355,8 | -825,9 | |
| Finansiella intäkter | 4 | 22,6 | 7,4 |
| Finansiella kostnader | 5 | -225,4 | -617,9 |
| -202,8 | -610,5 | ||
| Resultat före skatt | -558,6 | -1 436,4 | |
| Inkomstskatt | 6 | 59,3 | 570,1 |
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 | |
| Hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | -356,7 | -861,7 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -142,6 | -4,6 | |
| -499,3 | -866,3 | ||
| Resultat per aktie – USD1 | 14,3 | -1,09 | -2,79 |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD1 | 14,3 | -1,09 | -2,79 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 |
| Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen | ||
| Valutaomräkningsdifferens | 13,8 | -81,7 |
| Kassaflödessäkring | 64,3 | 6,9 |
| Finansiell tillgång som kan säljas | 5,3 | -3,7 |
| Övrigt totalresultat | 83,4 | -78,5 |
| Totalresultat | -415,9 | -944,8 |
| Hänförligt till: | ||
| Moderbolagets aktieägare | -278,2 | -934,8 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -137,7 | -10,0 |
| -415,9 | -944,8 |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | Not | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 7 | 4 376,4 | 4 015,4 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 8 | 166,1 | 204,3 |
| Goodwill | 9 | 128,1 | – |
| Finansiella tillgångar | 10 | 9,4 | 10,7 |
| Uppskjutna skattefordringar | 6 | 13,5 | 13,4 |
| Derivatinstrument | 18 | 17,0 | – |
| Summa anläggningstillgångar | 4 710,5 | 4 243,8 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 11 | 54,9 | 45,6 |
| Kundfordringar och andra fordringar | 12 | 288,9 | 159,3 |
| Derivatinstrument | 18 | 0,8 | – |
| Kortfristiga skattefordringar | 6 | 77,5 | 264,7 |
| Likvida medel | 13 | 69,5 | 71,9 |
| Summa omsättningstillgångar | 491,6 | 541,5 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 5 202,1 | 4 785,3 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Aktiekapital | 14.1 | 0,5 | 0,5 |
| Övrigt tillskjutet kapital | 14.1 | 979,1 | 445,0 |
| Övriga reserver | 14.2 | -430,8 | -509,3 |
| Balanserad vinst | -430,7 | 427,3 | |
| Årets resultat | -356,7 | -861,7 | |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | -238,6 | -498,2 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -113,6 | 24,1 | |
| Summa eget kapital | -352,2 | -474,1 | |
| Skulder | |||
| Långfristiga skulder | |||
| Finansiella skulder | 15 | 4 048,3 | 3 834,8 |
| Avsättningar | 16 | 420,0 | 379,9 |
| Uppskjutna skatteskulder | 6 | 669,3 | 542,6 |
| Derivatinstrument | 18 | 29,8 | 48,4 |
| Övriga långfristiga skulder | 33,8 | 32,2 | |
| Summa långfristiga skulder | 5 201,2 | 4 837,9 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder och andra skulder | 17 | 308,4 | 349,9 |
| Derivatinstrument | 18 | 37,6 | 66,1 |
| Kortfristiga skatteskulder | 6 | 0,2 | 0,7 |
| Avsättningar | 16 | 6,9 | 4,8 |
| Summa kortfristiga skulder | 353,1 | 421,5 | |
| Summa skulder | 5 554,3 | 5 259,4 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 5 202,1 | 4 785,3 | |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Kassaflöde från verksamheten | ||
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 |
| Justeringar för: | ||
| Prospekteringskostnader | 116,1 | 184,1 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 509,2 | 286,9 |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | 632,1 | 737,0 |
| Aktuell skatt | -80,6 | -280,6 |
| Uppskjuten skatt | 21,3 | -289,5 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 15,6 | 15,2 |
| Valutakursdifferenser | -44,1 | 374,6 |
| Räntekostnader | 137,3 | 71,3 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 43,2 | 12,4 |
| Övriga | 21,3 | 28,5 |
| Erhållen ränta | 2,3 | 6,1 |
| Betald ränta | -153,7 | -110,1 |
| Erhållen/betald skatt | 278,4 | 335,6 |
| Förändringar i rörelsekapital: | ||
| Förändringar i lager | -13,0 | -4,0 |
| Förändringar i underuttagsposition | -2,4 | -22,9 |
| Förändringar i fordringar | 156,5 | -21,4 |
| Förändringar i överuttagsposition | 29,9 | – |
| Förändringar i skulder | -391,9 | -145,4 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 778,2 | 311,5 |
| Kassaflöde från investeringar | ||
| Investering i olje- och gastillgångar | -1 055,7 | -1 443,3 |
| Investering i övriga anläggningstillgångar | 0,6 | -36,0 |
| Investering i dotterbolag | – | -0,1 |
| Investering i övriga aktier och andelar1 | 25,8 | -3,7 |
| Betalda återställningskostnader | -10,7 | -10,6 |
| Avyttring av dotterbolag2 | 23,7 | – |
| Övriga | – | -0,5 |
| Summa kassaflöde från investeringar | -1 016,3 | -1 494,2 |
| Kassaflöde från finansiering | ||
| Förändringar i långfristiga skulder | 288,7 | 1 171,0 |
| Betalda finansieringsavgifter | -114,3 | -3,3 |
| Nyemission aktier/Försäljning av egna aktier3 | 64,1 | – |
| Summa kassaflöde från finansiering | 238,5 | 1 167,7 |
| Förändringar i likvida medel | 0,4 | -15,0 |
| Likvida medel vid årets början | 71,9 | 80,5 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -2,8 | 6,4 |
| Likvida medel vid årets slut | 69,5 | 71,9 |
1 Kontant ersättning erhållen vid slutförandet av Edvard Griegtransaktionen med Statoil ASA.
2 Kontant ersättning erhållen för försäljningen av verksamheten i Indonesien, vilken inkluderar betalning av rörelsekapital.
3 Kontant ersättning erhållen från Statoil ASA för ytterligare nyemitterade aktier och försäljning av egna aktier.
Effekterna av valutakursdifferenser som uppstår vid omräkning av utländska koncernbolag har inte inkluderats eftersom dessa effekter inte påverkar kassaflödet. Likvida medel består av kontanta medel och kortfristiga placeringar med en förfallotid inom tre månader.
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Hänförligt till moderbolagets aktieägare | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | Aktie kapital1 |
Övrigt tillskjutet kapital |
Övriga reserver 2 |
Balanserad vinst |
Summa | Innehav utan bestämmande inflytande |
Summa eget kapital |
| 1 januari 2015 | 0,5 | 445,0 | -436,2 | 422,2 | 431,5 | 34,2 | 465,7 |
| Totalresultat | |||||||
| Årets resultat | – | – | – | -861,7 | -861,7 | -4,6 | -866,3 |
| Valutaomräkningsdifferens | – | – | -76,3 | – | -76,3 | -5,4 | -81,7 |
| Kassaflödessäkring | – | – | 6,9 | – | 6,9 | – | 6,9 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | -3,7 | – | -3,7 | – | -3,7 |
| Summa totalresultat | – | – | -73,1 | -861,7 | -934,8 | -10,0 | -944,8 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Investering i dotterbolag | – | – | – | – | – | -0,1 | -0,1 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | – | 5,1 | 5,1 | – | 5,1 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | 5,1 | 5,1 | -0,1 | 5,0 |
| 31 december 2015 | 0,5 | 445,0 | -509,3 | -434,4 | -498,2 | 24,1 | -474,1 |
| Totalresultat | |||||||
| Årets resultat | – | – | – | -356,7 | -356,7 | -142,6 | -499,3 |
| Valutaomräkningsdifferens | – | – | 8,9 | – | 8,9 | 4,9 | 13,8 |
| Kassaflödessäkring | – | – | 64,3 | – | 64,3 | – | 64,3 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | 5,3 | – | 5,3 | – | 5,3 |
| Summa totalresultat | – | – | 78,5 | -356,7 | -278,2 | -137,7 | -415,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Emittering av aktier | 0,0 | 534,1 | – | – | 534,1 | – | 534,1 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | – | 3,7 | 3,7 | – | 3,7 |
| Summa transaktioner med ägare | 0,0 | 534,1 | – | 3,7 | 537,8 | – | 537,8 |
| 31 december 2016 | 0,5 | 979,1 | -430,8 | -787,4 | -238,6 | -113,6 | -352,2 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital beskrivs i not 14.1.
2 Övriga reserver beskrivs i not 14.2.
Lundin Petroleums årsredovisning har upprättats i enlighet med gällande IFRS (International Financial Reporting Standards) standarder och tolkningar från IFRIC (International Financial Reporting Interpretation Committee) som antagits av EU kommissionen samt årsredovisningslagen (1995:1554). Vidare har RFR 1 Kompletterande redovisningsregler för koncerner tillämpats, utgiven av Rådet för finansiell rapportering. Moderbolaget tillämpar samma redovisningsprinciper som koncernen med undantag för vad som anges i moderbolagets redovisningsprinciper på sidan 118.
Att upprätta finansiella rapporter i överensstämmelse med IFRS kräver användning av vissa kritiska redovisningsmässiga uppskattningar och kräver även att ledningen gör vissa bedömningar vid tillämpningen av koncernens redovisningsprinciper. De områden som innefattar en hög grad av bedömning, som är komplexa eller sådana områden där antaganden och uppskattningar är av väsentlig betydelse för koncernredovisningen anges under rubriken Kritiska redovisningsuppskattningar och antaganden. Lundin Petroleums koncernredovisning har upprättats i enlighet med anskaffningsvärdemetoden förutom vad beträffar omvärderingen av finansiella tillgångar som kan säljas och finansiella tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde via övrigt totalresultat.
Lundin Petroleum har per den 1 januari 2016 tillämpat följande nya redovisningsstandarder: årliga förbättringscykeln för IFRSstandarder 2012–2014.
Antagandet av dessa tillägg har inte haft någon väsentlig påverkan på koncernens finansiella rapporter.
Koncernen har inte antagit följande redovisningsstandarder och tolkningar, vilka inte är obligatoriska för räkenskapsåret 2016.
IFRS 9, Finansiella instrument, standarden behandlar klassificering, värdering och redovisning av finansiella tillgångar och skulder. Träder i kraft från 1 januari 2018.
IFRS 15, Intäkter från kontrakt med kunder, standarden behandlar intäktsredovisning och etablerar principer för rapportering av relevant information till användare av finansiella rapporter. Träder i kraft från 1 januari 2018.
Koncernen analyserar för närvarande ovan ännu ej obligatoriska standarders påverkan på koncernens finansiella rapporter. Baserat på den pågående analysen bedöms den eventuella påverkan dessa nya standarder kan ha inte vara väsentlig för koncernen.
IFRS 16, Leasing, denna standard kommer att ersätta IAS 17 Leasing och kräver att tillgångar och skulder som uppkommer genom leasingavtal, med några undantag, ska redovisas i balansräkningen. Träder i kraft från 1 januari 2019.
Koncernen har ännu inte påbörjat analysen avseende vilken påverkan denna standard kan komma att få på koncernens finansiella rapporter.
Dotterbolag är alla företag, över vilka koncernen har bestämmande inflytande. Koncernen kontrollerar ett företag när den exponeras för eller har rätt till rörlig avkastning från sitt innehav i företaget och har möjlighet att påverka avkastningen genom sitt inflytande i företaget. Förekomsten och effekten av potentiella rösträtter som för närvarande är möjliga att utnyttja eller konvertera beaktas vid bedömningen av koncernens bestämmande inflytande. Dotterföretag inkluderas i koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande inflytandet överförs till koncernen. De exkluderas ur koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande inflytandet upphör.
Förvärvsmetoden används för redovisning av koncernens rörelseförvärv. Köpeskillingen för förvärvet av ett dotterbolag utgörs av det verkliga värdet på de överlåtna tillgångarna, skulder till de tidigare ägarna av den förvärvade rörelsen och de aktier som emitterats av koncernen. I köpeskillingen ingår även alla tillgångar eller skulder som är en följd av en överenskommelse om villkorad köpeskilling värderade till verkligt värde. Identifierbara förvärvade tillgångar och övertagna skulder och eventualförpliktelser i ett rörelseförvärv värderas inledningsvis till verkligt värde på förvärvsdagen.
Ägare utan bestämmande inflytandes andel i dotterbolaget representerar den del av dotterbolaget som inte ägs av koncernen. Dotterbolagets egna kapital hänförligt till aktieägare utan bestämmande inflytande visas som en separat post i koncernens egna kapital. Koncernen avgör för varje förvärv, om innehav utan bestämmande inflytande i det förvärvade företaget redovisas till verkligt värde eller till innehavets proportionella andel av det förvärvade företagets identifierbara nettotillgångar.
Koncerninterna transaktioner, balansposter, intäkter och kostnader på transaktioner mellan koncernföretag elimineras. Vinster och förluster som är ett resultat av koncerninterna transaktioner elimineras också. Redovisningsprinciperna för dotterföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.
Olje- och gasverksamhet bedrivs av koncernen i joint operations som saknar registrerad bolagsform, via licenser, vilka innehas gemensamt med andra bolag. Dessa joint operations är en typ av joint arrangements, genom vilka parterna har gemensam kontroll. Koncernen redovisar produktion, investeringar, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i de gemensamt ägda tillgångarna i förhållande till den ägda licensandelen.
Se www.lundin-petroleum.com för ytterligare information om joint arrangements.
Investeringar där aktieinnehavet är mindre än 20 procent av rösterna behandlas som finansiella tillgångar som innehas för försäljning. Om en värdenedgång för en aktie är betydande eller utdragen bokas den ackumulerade förlusten bort från det egna kapitalet och en nedskrivning redovisas i resultaträkningen. Utdelningar hänförliga till dessa tillgångar redovisas i resultaträkningen under finansnetto.
Poster som ingår i de finansiella rapporterna för de olika bolagen i koncernen är värderade i den valuta som används i den ekonomiska miljö där respektive bolag huvudsakligen är verksamt (funktionell valuta). Koncernens finansiella rapporter presenteras i US dollar som koncernen valt som rapporteringsvaluta.
Monetära tillgångar och skulder i utländsk valuta omräknas till balansdagens kurs och valutakursdifferenser redovisas i resultaträkningen. Transaktioner i utländsk valuta omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdifferenser redovisas som finansiella intäkter/ kostnader i resultaträkningen förutom uppskjutna valutakursdifferenser avseende säkringsredovisning som uppfyller villkoren för en sådan, vilka redovisas i övrigt totalresultat.
Utländska koncernföretags balans- och resultaträkningar omräknas enligt dagskursmetoden. Samtliga tillgångar och skulder i dotterbolagen omräknas till balansdagens kurs medan resultaträkningarna omräknas till genomsnittskursen för året förutom där det ansetts mer relevant att använda transaktionsdagens kurs. Omräkningsdifferenser som uppstår redovisas direkt i valutaomräkningsreserven i övrigt totalresultat. Vid avyttring av en utlandsverksamhet omklassifceras sådana omräkningsdifferenser från eget kapital till resultaträkningen och ingår i resultat från avyttringar. Omräkningsdifferenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för finansiering av prospekteringsverksamhet, redovisas direkt i övrigt totalresultat.
Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| 31 december 2016 | 31 december 2015 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnitts kurs |
Balansdags kurs |
Genomsnitts kurs |
Balansdags kurs |
|
| 1 USD motsvarar NOK |
8,4014 | 8,6200 | 8,0637 | 8,8090 |
| 1 USD motsvarar Euro |
0,9037 | 0,9487 | 0,9012 | 0,9185 |
| 1 USD motsvarar SEK |
8,5610 | 9,0622 | 8,4303 | 8,4408 |
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består av belopp som förväntas återvinnas eller betalas mer än tolv månader efter balansdagen. Kortfristiga tillgångar och kortfristiga skulder består enbart av belopp som förväntas återvinnas eller betalas inom tolv månader efter balansdagen.
Olje- och gastillgångar redovisas till historisk kostnad minus avskrivning. Alla kostnader för anskaffande av koncessioner, licenser eller andelar i produktionsdelningskontrakt samt för undersökning, borrning och utbyggnad av dessa aktiveras i separata kostnadsställen, ett för varje fält.
Kostnader som är direkt hänförliga till en prospekteringsborrning aktiveras. Om det fastställs att en kommersiell
fyndighet inte föreligger, redovisas kostnaderna i resultaträkningen. Ingen avskrivning görs under prospekteringsoch utbyggnadsfasen. Fältet kommer att föras över från ett icke-producerande kostnadsställe till ett producerande kostnadsställe inom olje- och gastillgångar när produktion påbörjas, och redovisas som en producerande tillgång. Kostnader för rutinmässiga underhållsarbeten och reparationer för producerande tillgångar redovisas som produktionskostnader när de uppkommer.
Aktiverade utgifter vid rapporteringsdatumet, tillsammans med förväntade framtida investeringar för utbyggnaden av bevisade och sannolika reserver fastställda enligt den prisnivå som förelåg på balansdagen, skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver av olja och gas i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Avskrivning per fält redovisas som försäljningskostnad när produktion påbörjas.
Bevisade reserver är de mängder petroleum som, genom analys av geologisk och teknisk data, med skälig tillförlitlighet kan uppskattas vara kommersiellt utvinningsbara från och med ett givet datum, från kända reservoarer under rådande ekonomiska villkor, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Om deterministiska metoder tillämpas anses termen tillförlitlighet uttrycka en hög grad av tilltro att dessa kvantiteter kan utvinnas. Om metoder som bygger på sannolikhetsteori tillämpas bör det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är lika med eller överstiger uppskattningarna.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mindre sannolika att kunna utvinnas än bevisade reserver men mer sannolika att kunna utvinnas än möjliga reserver. Det är lika sannolikt att de faktiska återstående utvinningsbara volymerna kommer att överstiga eller understiga summan av de uppskattade bevisade och sannolika reserverna. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 50 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än summan av uppskattade bevisade och sannolika reserver.
Erhållna ersättningar vid försäljning eller utfarmning av olje- och gaskoncessioner i prospekteringsstadiet reducerar de aktiverade utgifterna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade utgifterna redovisas i resultaträkningen. I det fall försäljning sker i prospekteringsstadiet redovisas en eventuell förlust i resultaträkningen.
Prövning av eventuellt nedskrivningsbehov utförs årligen eller när det finns händelser eller omständigheter som tyder på att redovisat värde för tillgångens aktiverade utgifter inom varje fält med avdrag för återställningskostnader, royalty och uppskjutna produktions- eller intäktsrelaterade skatter är högre än förväntat framtida kassaflöde, netto från olje- och gasreserver hänförliga till koncernens andelar i fälten. Aktiverade utgifter kan inte ligga kvar i balansräkningen om dessa kostnader inte understöds av framtida kassaflöden från den specifika
tillgången. Reservering görs för varje nedskrivning, där redovisat värde, enligt ovan, överstiger återvinningsvärdet, vilket är det högre av nyttjandevärde och verkligt värde med avdrag för försäljningskostnad, vilket bestäms av framtida diskonterade kassaflöden med användande av de priser och kostnader som används av koncernledningen för interna prognoser. Om beslut tas att inte fortsätta med ett fälts specifika prospekteringsprogram redovisas kostnaden vid tidpunkten för beslutet.
Övriga materiella anläggningstillgångar upptas till anskaffningsvärde med avdrag för ackumulerad avskrivning. Avskrivningen är baserad på anskaffningskostnaden och görs linjärt enligt plan över den beräknade nyttjandeperioden om 20 år för fastighet, och tre till fem år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. FPSO:n på Bertamfältet i Malaysia skrivs av över avtalets kontraktuella löptid.
Tillkommande utgifter läggs till tillgångens redovisade värde eller redovisas som en separat tillgång, beroende på vilket som är lämpligt, endast då det är sannolikt att de framtida ekonomiska förmåner som är förknippade med tillgången kommer att komma koncernen tillgodo och tillgångens anskaffningsvärde kan mätas på ett tillförlitligt sätt. Redovisat värde för eventuella reservdelar skrivs ned till noll. Andra ytterligare utgifter bedöms vara reparations- och underhållskostnader, vilka kostnadsförs under den period de uppkommer.
Redovisat värde skrivs direkt ned till sitt återvinningsvärde om redovisat värde är högre. Återvinningsvärdet är det högre av en tillgångs verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader och dess nyttjandevärde.
Goodwill beräknas initialt till skillnaden mellan summan av värdet som har överförts och det verkliga värdet av innehavare utan bestämmande inflytandes andel jämfört med värdet av de förvärvade nettotillgångarna (tillgångar minus skulder). Om summan av värdet som överförts är lägre än det verkliga värdet av de förvärvade nettotillgångarna redovisas skillnaden i resultaträkningen.
Den upplupna skattekostnaden som beräknats på skillnaden mellan det verkliga värdet på en tillgång som övertas i ett rörelseförvärv och dess skattemässiga värde redovisas också som goodwill.
Koncernen bedömer per varje balansdag om det finns indikationer att nedskrivningsbehov föreligger bland tillgångarna. När en indikation om nedskrivningsbehov finns eller när ett nedskrivningstest för en tillgång krävs, genomför koncernen en formell bedömning av återvinningsvärdet. När det redovisade värdet av en tillgång överstiger återvinningsvärdet skrivs tillgången ned till återvinningsvärdet.
Återvinningsvärdet är det högre av tillgångens verkliga värde minskat med försäljningskostnader och nyttjandevärde. Nyttjandevärdet beräknas genom att diskontera uppskattade
framtida kassaflöden till deras nuvärde med användande av en diskonteringsränta som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med tillgången. När återvinningsvärdet är lägre än det bokförda värdet redovisas en kostnad för nedskrivning i resultaträkningen. Om det föreligger indikationer på att behovet av redovisade nedskrivningar inte längre existerar eller har minskat genomförs en bedömning av återvinningsvärdet. När en tidigare redovisad nedskrivning återförs ökar tillgångens redovisade värde till det uppskattade återvinningsvärdet men ökningen i redovisat värde får inte överstiga det ursprungliga redovisade värdet, efter avskrivningen för tillgången om inte någon nedskrivning av tillgången hade gjorts under tidigare år.
Tillgångar och skulder redovisas först till verkligt värde plus transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde om inte annat anges. Finansiella tillgångar tas bort från balansräkningen när rätten att erhålla kassaflöden från instrumentet har löpt ut eller överförts och koncernen har överfört i stort sett alla risker och förmåner som är förknippade med äganderätten.
Lundin Petroleum redovisar följande finansiella tillgångar och skulder:
Koncernen innehar bara kassaflödessäkringar som kvalificerar för säkerhetsredovisning. Den effektiva delen av förändringen av verkligt värde på derivat som kvalificerar som kassaflödessäkring redovisas i övrigt totalresultat. Vinsten eller förlusten hänförlig till den ineffektiva delen redovisas direkt i resultaträkningen. Ackumulerade belopp i övrigt totalresultat överförs till resultaträkningen under samma period som när den säkrade posten redovisas i resultaträkningen. När ett säkringsinstrument inte längre uppfyller kraven för säkringsredovisning, löper ut eller säljs, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust som redovisats i övrigt totalresultat i eget kapital tills dess det inte längre bedöms sannolikt att den prognostiserade transaktionen kommer att inträffa, då den redovisas i resultaträkningen.
Lager av förbrukningsmaterial upptas till det lägsta av anskaffningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Anskaffningsvärdet beräknas på basis av vägd genomsnittlig kostnad. Nettoförsäljningsvärdet är det uppskattade försäljningspriset i den löpande verksamheten, med avdrag för tillämpliga rörliga försäljningskostnader. Lager av kolväten upptas till det lägsta av anskaffningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Undereller överuttag av kolväten värderas till marknadspris per balansdagen. Ett underuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga fordringar och värderas till avistapriset eller gällande kontraktspris och ett överuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga skulder och värderas till rapporteringsdagens avistapris eller gällande kontraktspris.
I likvida medel ingår banktillgodohavanden, kontanter, och likvida räntebärande värdepapper med initial förfallodag inom tre månader.
Aktiekapitalet består av moderbolagets registrerade aktiekapital. Kostnader hänförliga till emission av nya aktier redovisas i eget kapital som ett avdrag från emissionslikviden. Överskottet hänförligt till en aktieemission redovisas under posten övrigt tillskjutet kapital.
Då något koncernföretag köper moderföretagets aktier (återköp av egna aktier) reducerar köpeskillingen, inklusive eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader (netto efter skatt), det egna kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare, tills aktierna annulleras eller avyttras. Om dessa aktier senare avyttras, redovisas erhållna belopp, netto efter eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader och skatteeffekter i eget kapital hänförligt till moderbolagets aktieägare.
Förändring i verkligt värde avseende övriga aktier och andelar redovisas i reserven för investeringar som kan säljas. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen i verkligt värde av säkringsinstrument som kvalificerar för säkerhetsredovisning redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrumentet redovisas den säkrade transaktionen i resultaträkningen.
Valutaomräkningsreserven innefattar orealiserade omräkningsdifferenser hänförliga till omräkningen av de funktionella valutorna till rapporteringsvalutan.
Balanserad vinst innehåller de ackumulerade resultaten hänförliga till moderbolagets aktieägare.
En avsättning redovisas när bolaget har ett formellt eller informellt åtagande, till följd av en tidigare händelse, och det är mer sannolikt än inte att ett utflöde av resurser kommer att krävas för att reglera åtagandet och en tillförlitlig uppskattning kan göras av beloppet.
Avsättningar värderas till nuvärdet av det belopp som förväntas krävas för att reglera förpliktelsen genom att använda en diskonteringsränta som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med avsättningen. Den ökning av avsättningen som beror på att tid förflyter redovisas som finansiell kostnad.
För fält där koncernen är skyldig att bidra till återställningskostnader görs en avsättning som motsvarar det framtida beräknade åtagandet. En tillgång, som del av olje- och gastillgången, motsvarande nuvärdet av den förväntade återställningskostnaden redovisas. Tillgången skrivs av över fältets livstid baserat på fältets produktion, enligt produktionsenhetsmetoden. Redovisningstransaktionen som utgör bokningen av tillgången tar hänsyn till nuvärdet av den framtida skyldigheten. Nuvärdesfaktorn av den förväntade återställningsskyldigheten löses gradvis upp över fältets livstid och belastar de finansiella kostnaderna. Förändringar i återställningskostnader och reserver tillämpas framåtriktat och i enlighet med den initiala principen för redovisning.
Upplåning redovisas initialt till verkligt värde, netto efter transaktionskostnader. Upplåning redovisas därefter till upplupet anskaffningsvärde med användande av effektivräntemetoden och räntekostnad beräknad på effektiv avkastning.
Effektivräntemetoden är en metod som används för att beräkna den upplupna kostnaden på en finansiell skuld och för att allokera räntekostnaden över den relevanta perioden. Den effektiva räntan är den ränta som exakt diskonterar förväntade framtida betalningar baserat på den finansiella skuldens förväntade livslängd, eller en kortare period när det är lämpligt.
Intäkter från försäljning av olja och gas upptas i resultaträkningen netto efter avdrag för royaltyandel uttagen i sak. Försäljning av olja och gas redovisas först när produkterna levererats och kunden accepterat eller när tjänsterna utförts. Tillfälliga intäkter från produktion av olja eller gas reducerar de aktiverade kostnaderna för olje- och gastillgången i fråga tills storleken på bevisade och sannolika reserver bestämts och kommersiell produktion påbörjats.
De överenskommelser som reglerar uttag och försäljning av olja mellan köpare och säljare, under vilka olja och gas produceras i vissa av koncernens verksamheter som ägs gemensamt med partners är sådana att varje delägare inte kan ta upp eller sälja sin exakta, berättigade andel av den totala produktionen varje period. Den obalans som det får till följd mellan den totala andelen av produktionen som bolaget är berättigad till och den verkliga produktionen efter permanenta skillnader med avdrag/ tillägg för lager utgör underuttag eller överuttag. Underuttag och överuttag värderas till verkligt värde och ingår i fordringar respektive skulder. Förändringar under en redovisningsperiod redovisas som förändring i under- och överuttagsposition som del av intäkterna.
Serviceintäkter, vilka avser tekniska tjänster och tjänster för projektledning till joint operations, redovisas som övriga intäkter. Den lokala skattelagstiftningen bestämmer om royalty skall betalas kontant eller i sak. Royalty som betalas kontant resultatförs i den räkenskapsperiod när skulden uppkommer. Royalty som tas ut i sak dras av från produktionen under den period som avses.
Lånekostnader hänförliga till förvärv, konstruktion eller produktion av kvalificerade tillgångar läggs till anskaffningskostnaden för dessa tillgångar. Kvalificerade tillgångar, för vilka lånekostnader kan inräknas i anskaffningsvärdet är tillgångar som tar betydande tid i anspråk för att färdigställas för avsedd användning eller försäljning. Om intäkter uppkommer från en tillfällig investering av ett specifikt lån, vars avsikt är att användas för en kvalificerad tillgång, för vilken lånekostnader kan inräknas i anskaffningsvärdet, ska intäkterna dras av från den del av lånekostnaden som aktiveras.
Detta gäller ränta på lån som används för att finansiera fält under utbyggnad och som aktiveras inom olje- och gastillgångar till dess produktion påbörjas. Alla övriga lånekostnader redovisas i resultaträkningen i den period de uppkommer. Ränta på lån för finansiering av förvärv av producerande olje- och gastillgångar resultatförs i den period de uppkommer.
Kortfristiga ersättningar till anställda som löner, sociala kostnader och semesterlön resultatförs när de uppkommer.
Pensioner utgör de vanligaste långfristiga ersättningarna till anställda. Pensionsprogrammen finansieras genom betalningar till försäkringsbolag. Koncernens pensionsförpliktelser består främst av avgiftsbestämda planer. En avgiftsbestämd plan är en pensionsplan där koncernen betalar fasta avgifter. Koncernen har inga ytterligare betalningsåtaganden efter det att premierna har betalats. Premierna redovisas som kostnad när de förfaller till betalning.
Koncernen har en förmånsbestämd plan. Den skuld som redovisas i balansräkningen värderas till nuvärdet av diskonterat framtida kassaflöde beräknat av en oberoende aktuarie.
Aktuariella vinster och förluster redovisas i övrigt totalresultat. Koncernen har inga avsedda förvaltningstillgångar.
Aktierelaterade ersättningar, där regleringen görs med kontanter redovisas i resultaträkningen som kostnader över programmets löptid och som en skuld för långsiktiga incitamentsprogram. Skulden är värderad till verkligt värde och omvärderas vid varje balansdag enligt Black & Scholes värderingsmetod och vid dagen då reglering sker. En förändring i verkligt värde redovisas över resultaträkningen den aktuella perioden. Aktierelaterade ersättningar där regleringen görs i aktier redovisas i resultaträkningen som kostnader över programmets löptid och som eget kapital i balansräkningen. Optionen värderas till verkligt värde vid dagen för tilldelningen enligt en optionsvärderingsmetod och redovisas i resultaträkningen över löptiden utan någon omvärdering av optionen.
De huvudsakliga skattekomponenterna är aktuell och uppskjuten skatt. Skatt redovisas i resultaträkningen, förutom när den relaterar till belopp som redovisats i övrigt totalresultat eller direkt i eget kapital då den hänförs till dem.
Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas för det aktuella året och innefattar även justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder.
Uppskjuten inkomstskatt är en icke-kassaflödespåverkande kostnad som redovisas i sin helhet, enligt balansräkningsmetoden, på alla temporära skillnader som uppkommer mellan det skattemässiga värdet på tillgångar och skulder och dess redovisade värden. Temporära skillnader kan uppkomma till exempel när utgifter för investeringar är aktiverade redovisningsmässigt men skatteavdraget görs tidigare eller när återställningskostnader har redovisats i de finansiella rapporterna men det skattemässiga avdraget inte infaller förrän då kostnaderna har inträffat. Om den uppskjutna inkomstskatten uppstår till följd av en transaktion som utgör den initiala redovisningen av en tillgång eller skuld som inte är företagsförvärv och som, vid transaktionstillfället, varken påverkar redovisat eller skattemässigt resultat, redovisas den emellertid inte. Uppskjuten skatt beräknas på temporära skillnader som uppkommer på andelar i dotterföretag och intresseföretag, förutom där tidpunkten för återföring av den temporära skillnaden kan styras av koncernen och det är sannolikt att den temporära skillnaden inte kommer att återföras inom överskådlig framtid. Uppskjuten inkomstskatt beräknas med tillämpning av skattesatser (och lagar) som har antagits eller aviserats per balansdagen och som förväntas gälla när den berörda uppskjutna skattefordran realiseras eller den uppskjutna skatteskulden regleras. Uppskjutna skattefordringar redovisas i den omfattning det är troligt att framtida skattemässiga överskott kommer att finnas tillgängliga, mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas.
Uppskjutna skattefordringar kvittas mot uppskjutna skatteskulder i balansräkningen när de uppkommit i samma land.
Rörelsesegment rapporteras på ett sätt som överensstämmer med den interna rapportering som lämnas till den högste verkställande beslutsfattaren, det vill säga bolagsledningen, och görs per land på grund av det unika i varje lands verksamhet, kommersiella villkor och skattemässiga miljöer. Information för segment beskrivs enbart om tillämpligt. Segmentrapportering presenteras i not 3, not 6 och not 7.
Lundin Petroleums ledning måste göra uppskattningar och antaganden vid upprättandet av koncernens finansiella rapporter. Osäkerheter i uppskattningar och antaganden skulle kunna ha effekt på redovisade värden för tillgångar och skulder och koncernens resultat. De viktigaste uppskattningarna och antagandena i relation till detta är:
Uppskattningar av olje- och gasreserver används i beräkningar vid bedömning om eventuellt nedskrivningsbehov och vid redovisning av avskrivning av olje- och gastillgångar samt återställningskostnader. Erkända standardmetoder för värdering används för att uppskatta bevisade och sannolika reserver. Dessa metoder tar hänsyn till den framtida utbyggnadsnivån som är nödvändig för att producera reserverna. En oberoende revisor av olje- och gasreserver granskar dessa uppskattningar, se sidan 132 Olje- och gasreserver. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver, vilka resulterar i förändrade framtida produktionsprofiler, kommer att påverka diskonterat kassaflöde som används vid bedömning av nedskrivningsbehov, förväntade datumet för återställning av borrplats och avskrivningar i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver kan till exempel uppkomma som ett resultat från ytterligare borrning, iakttagelser av långsiktig reservoarprestanda eller förändringar i makroekonomiska faktorer såsom oljepris och inflation.
Information avseende bokfört värde för olje- och gastillgångar och kostnadsförda belopp, inklusive kostnader för avskrivning, prospektering och nedskrivning beskrivs i not 7.
Viktiga uppskattningar i modellerna för nedskrivning har att göra med priser och kostnader, vilka baseras på framåtriktade kurvor samt på ledningens långsiktiga antaganden. Lundin Petroleum har utfört sitt årliga nedskrivningstest i samband med den årliga revisionen av reserverna. Användandet av uppskattningar är nödvändig för beräkningen av nedskrivningen. För att bedöma en eventuell nedskrivning använder ledningen framtida oljepriser och förväntade produktionsvolymer för att kunna uppskatta det framtida kassaflödet för nyttjandevärdet. Uppskattningarna som gjorts av ledningen och antagandena som har baserats på dessa, ändras när ny information blir tillgänglig. Förändringar i
ekonomiska förhållanden kan också påverka räntan som använts för att diskontera framtida kassaflödesuppskattningar och diskonteringsräntan som används granskas löpande under året. Goodwill som är hänförlig till anskaffning av olje- och gastillgångar ingår i nedskrivningstestet av olje- och gas tillgångar.
Information avseende bokfört värde för olje- och gastillgångar och nedskrivning av olje- och gastillgångar beskrivs i not 3 och not 7.
De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställningskostnader är uppskattningar baserade på aktuella legala och informella krav och aktuell teknik och prisnivåer för borttagning av anläggningar och återställning av borrningar. Det framtida verkliga kassaflödet kan avvika från de avsatta återställningskostnaderna på grund av ändringar i dessa parametrar. Det redovisade värdet av avsättningen för återställningskostnader ses över regelbundet för att återspegla effekterna till följd av förändringar i lagstiftning, krav, teknik och prisnivåer.
Effekterna av förändrade uppskattningar leder inte till justeringar av tidigare år och hänförs till återstående beräknade kommersiella reserver för varje fält. Även om koncernen använder bästa tillgängliga uppskattningar och bedömningsgrunder kan det faktiska utfallet komma att avvika från uppskattningarna.
Information avseende redovisat värde för avsättning för återställningskostnader beskrivs i not 16.
En skatteskuld redovisas när en framtida betalning bedöms vara trolig med beaktande av en specifik skatteregel och kan uppskattas med rimlig säkerhet. En bedömning är nödvändig för att uppskatta den inverkan nya händelser kan få på skuldens storlek.
Uppskjutna skattefordringar redovisas i den omfattning det är troligt att framtida skattemässiga överskott kommer att finnas tillgängliga, mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas. En bedömning som baseras på tidpunkten och storleken av framtida skattemässiga vinster är nödvändig för att kunna uppskatta den inverkan nya händelser kan få på tillgångens storlek.
Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de finansiella rapporterna godkändes för utfärdande och som har väsentlig effekt på de finansiella rapporterna. Händelser efter balansdagens utgång beskrivs i not 27.
Koncernen
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Olja | 1 068,8 | 436,5 |
| Kondensat | 14,7 | 0,6 |
| Gas | 83,0 | 83,9 |
| Försäljning av olja och gas | 1 166,5 | 521,0 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -28,9 | 25,6 |
| Övriga intäkter | 22,3 | 22,7 |
| 1 159,9 | 569,3 |
För ytterligare information om intäkter, se förvaltningsberättelsen på sidan 79.
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 166,0 | 121,1 |
| Tariff- och transportkostnader | 37,9 | 11,8 |
| Direkta produktionsskatter | 3,3 | 3,5 |
| Förändring i lager | -1,8 | -12,6 |
| Övriga produktionskostnader | 22,1 | 26,5 |
| 227,5 | 150,3 |
För ytterligare information om produktionskostnader, se förvaltningsberättelsen på sidorna 79–80.
Koncernen är verksam inom flera geografiska områden. Segment rapporteras per land, vilket är i överensstämmelse med den interna rapporteringen till bolagsledningen.
Nedanstående sammanställning visar segmentinformation avseende intäkter, produktionskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivning av olje- och gastillgångar, bruttoresultat och viss information om tillgångar och skulder avseende koncernens affärssegment. Därutöver presenteras segmentinformation i not 6 och not 7.
Intäkterna är hänförliga till diverse externa kunder. Några koncerninterna försäljningar eller inköp har inte skett under året eller under föregående år, förutom till Lundin Petroleum Marketing SA som utför tradingverksamhet för Norge och därför finns det inga avstämningsposter för vad som redovisats i resultaträkningen. Inom varje segment uppgår intäkter från transaktioner med en extern kund till tio procent eller mer av intäkterna för det segmentet. Cirka 50 procent av de totala intäkterna har kontrakterats med en kund. I tabellen nedan ingår moderbolaget i övriga.
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| Olja | 901,0 | 314,6 |
| Kondensat | 14,3 | – |
| Gas | 58,5 | 33,0 |
| Försäljning av olja och gas | 973,8 | 347,6 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -29,1 | 25,9 |
| Övriga intäkter | 1,5 | 2,0 |
| Intäkter | 946,2 | 375,5 |
| Produktionskostnader | -168,4 | -104,5 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -386,2 | -158,9 |
| Prospekteringskostnader | -101,9 | -146,5 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | – | -526,0 |
| Bruttoresultat | 289,7 | -560,4 |
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Frankrike | ||
| Olja | 39,9 | 50,6 |
| Försäljning av olja och gas | 39,9 | 50,6 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | 0,4 | -0,2 |
| Övriga intäkter | 1,2 | 1,5 |
| Intäkter | 41,5 | 51,9 |
| Produktionskostnader | -20,5 | -25,1 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -14,4 | -15,5 |
| Prospekteringskostnader | -0,1 | -0,6 |
| Bruttoresultat | 6,5 | 10,7 |
| Nederländerna | ||
| Olja | – | 0,1 |
| Kondensat | 0,4 | 0,6 |
| Gas | 15,2 | 24,0 |
| Försäljning av olja och gas | 15,6 | 24,7 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -0,2 | -0,1 |
| Övriga intäkter | 1,7 | 1,8 |
| Intäkter | 17,1 | 26,4 |
| Produktionskostnader | -9,9 | -12,0 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -9,7 | -10,7 |
| Prospekteringskostnader | -1,3 | -0,7 |
| Bruttoresultat | -3,8 | 3,0 |
| Malaysia | ||
| Olja | 125,8 | 71,2 |
| Försäljning av olja och gas | 125,8 | 71,2 |
| Övriga intäkter | 15,1 | 10,8 |
| Intäkter | 140,9 | 82,0 |
| Produktionskostnader | -27,3 | -4,4 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -61,1 | -66,4 |
| Avskrivningar av övriga tillgångar | -31,1 | -23,7 |
| Prospekteringskostnader | -13,1 | -36,3 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -126,0 | -191,8 |
| Bruttoresultat | -117,7 | -240,6 |
| Indonesien | ||
| Gas | 9,3 | 26,9 |
| Försäljning av olja och gas | 9,3 | 26,9 |
| Övriga intäkter | – | – |
| Intäkter | 9,3 | 26,9 |
| Produktionskostnader | -1,4 | -4,3 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | – | -9,1 |
| Prospekteringskostnader | -0,3 | – |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | – | -19,2 |
| Bruttoresultat | 7,6 | -5,7 |
| Övriga | ||
| Olja | 2,1 | – |
| Försäljning av olja och gas | 2,1 | – |
| Övriga intäkter | 2,8 | 6,6 |
| Intäkter | 4,9 | 6,6 |
| Prospekteringskostnader | 0,6 | – |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar1 | -506,1 | – |
| Övriga rörelsekostnader | -2,1 | – |
| Bruttoresultat | -502,7 | 6,6 |
1 Nedskrivningen avser olje- och gastillgångar i Ryssland.
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Summa | ||
| Olja | 1 068,8 | 436,5 |
| Kondensat | 14,7 | 0,6 |
| Gas | 83,0 | 83,9 |
| Försäljning av olja och gas | 1 166,5 | 521,0 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -28,9 | 25,6 |
| Övriga intäkter | 22,3 | 22,7 |
| Intäkter | 1 159,9 | 569,3 |
| Produktionskostnader | -227,5 | -150,3 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -471,4 | -260,6 |
| Avskrivningar av övriga tillgångar | -31,1 | -23,7 |
| Prospekteringskostnader | -116,1 | -184,1 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -632,1 | -737,0 |
| Övriga rörelsekostnader | -2,1 | – |
| Bruttoresultat | -320,4 | -786,4 |
| Tillgångar | Skulder | |||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Norge | 4 608,4 | 3 429,0 | 4 291,8 | 3 212,8 |
| Frankrike | 220,8 | 217,4 | 121,7 | 120,3 |
| Nederländerna | 75,0 | 83,2 | 45,1 | 50,7 |
| Malaysia | 343,6 | 572,0 | 466,0 | 536,0 |
| Indonesien | 6,8 | 38,9 | 195,2 | 220,9 |
| Ryssland | 0,7 | 491,0 | 372,2 | 441,5 |
| Sverige | 2,6 | 2,1 | 7,5 | 12,7 |
| Koncernen | 4 225,0 | 3 370,3 | 4 335,3 | 4 073,1 |
| Övriga | 162,1 | 67,4 | 162,4 | 77,4 |
| Eliminering av koncerninterna | ||||
| mellanhavanden | -4 442,9 | -3 486,0 | -4 442,9 | -3 486,0 |
| Tillgångar/skulder per land | 5 202,1 | 4 785,3 | 5 554,3 | 5 259,4 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | N/A | N/A | -238,6 | -498,2 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | N/A | N/A | -113,6 | 24,1 |
| Summa koncernens egna kapital | N/A | N/A | -352,2 | -474,1 |
| Summa konsoliderat | 5 202,1 | 4 785,3 | 5 202,1 | 4 785,3 |
För ytterligare information om olje- och gastillgångar per land se även not 7.
För ytterligare information om intäkter, produktionskostnader, avskrivning och återställningskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivning av olje- och gastillgångar, se förvaltningsberättelsen på sidorna 79–80.
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Valutakursvinst, netto | 15,0 | – |
| Ränteintäkter | 2,3 | 6,1 |
| Garanti-intäkter | 0,4 | 0,7 |
| Övriga | 4,9 | 0,6 |
| 22,6 | 7,4 |
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Räntekostnader | 137,3 | 71,4 |
| Valutakursförlust, netto | – | 507,3 |
| Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt | 19,5 | 6,9 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 15,2 | 10,0 |
| Avskrivning av uppskjutna finansieringsavgifter | 43,2 | 12,4 |
| Engagemangsavgifter för lånefacilitet | 9,3 | 7,7 |
| Övriga | 0,9 | 2,2 |
| 225,4 | 617,9 |
Under 2016 aktiverades ränta till ett belopp om 23,4 MUSD (40,2 MUSD) för utbyggnadsprojekt.
Valutakursrörelser är främst ett resultat av US dollarns (USD) värdeförändringar mot en pool av valutor där bland annat EUR, NOK och Ryska rubler (RUR) ingår. Lundin Petroleum har lån utgivna i USD till dotterbolag vars funktionella valuta är en annan än USD. För ytterligare information om valutakursrörelser, se förvaltningsberättelsen på sidan 80.
| Skattekostnad | ||
|---|---|---|
| MUSD | 2016 | 2015 |
| Aktuell skatt | ||
| Norge | -78,9 | -283,3 |
| Nederländerna | -2,2 | 1,7 |
| Ryssland | 0,1 | 0,2 |
| Övriga | 0,4 | 0,8 |
| -80,6 | -280,6 | |
| Uppskjuten skatt | ||
| Norge | 98,5 | -295,7 |
| Frankrike | 2,9 | 7,2 |
| Nederländerna | -0,9 | 4,8 |
| Indonesien | 3,8 | 6,6 |
| Ryssland | -83,5 | -0,2 |
| Malaysia | 0,5 | -12,2 |
| 21,3 | -289,5 | |
| Summa skatt | -59,3 | -570,1 |
För ytterligare information om inkomstskatt, se förvaltningsberättelsen på sidan 81.
Skatten på koncernens resultat före skatt skiljer sig från det teoretiska belopp som skulle uppkomma om svensk skattesats hade tillämpats enligt följande:
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Resultat före skatt | -558,6 | -1,436,4 |
| Skatt enligt gällande bolagsskattenivå i Sverige 22% (22%) | 122,9 | 316,0 |
| Effekt av utländska skattesatser | -61,0 | 417,1 |
| Effekt av ej avdragsgilla kostnader | -136,1 | -235,3 |
| Effekt av för skatteändamål särskilt avdrag för utgifter | 152,0 | 99,9 |
| Effekt av ej skattepliktiga intäkter | -0,6 | – |
| Effekt av utnyttjande av ej bokförda underskottsavdrag | 8,3 | 9,8 |
| Effekt av uppkomna ej bokförda underskottsavdrag | -24,4 | -32,9 |
| Justeringar av föregående års taxeringar | -1,8 | -4,5 |
| Skatteintäkt | 59,3 | 570,1 |
Skattesatsen i Norge om 78 procent är den huvudsakliga orsaken till effekten av utländska skattesatser under 2016 i tabellen ovan. Effekten av icke avdragsgilla kostnader är främst hänförlig till finansiella kostnader som inte är avdragsgilla i Norge och till icke avdragsgilla prospekteringskostnader i Malaysia. Det för skatteändamål särskilda avdraget för utgifter är hänförligt till utbyggnadskostnader för olje- och gastillgångar i Norge.
Det finns inga skatteintäkter/kostnader hänförliga till delposter i övrigt totalresultat.
| Bolagsskatteskuld – aktuell och uppskjuten MUSD |
Aktuell | Uppskjuten | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | ||
| Norge | – | – | 621,3 | 407,9 | |
| Frankrike | – | – | 50,0 | 47,6 | |
| Nederländerna | – | 0,4 | -2,0 | -1,6 | |
| Indonesien | – | – | – | 3,5 | |
| Ryssland | 0,2 | 0,3 | – | 85,2 | |
| Summa | 0,2 | 0,7 | 669,3 | 542,6 |
Det finns även en skattefordran om 77,5 MUSD (264,7 MUSD) främst hänförlig till Norge som redovisats i kortfristiga skattefordringar per den 31 december 2016.
För ytterligare information om skatteskulder, se förvaltningsberättelsen på sidan 82.
| Specifikation av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder1 |
||
|---|---|---|
| MUSD | 2016 | 2015 |
| Uppskjuten skattefordran | ||
| Icke-utnyttjade underskottsavdrag | 708,6 | 508,0 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 9,6 | 8,2 |
| 718,2 | 516,2 | |
| Uppskjutna skatteskulder | ||
| Avskrivningar utöver plan | 1 371,1 | 955,4 |
| Brynhild kostnadsdelning | 1,6 | 14,6 |
| Uppskjuten skatt på övervärden | 1,1 | 75,3 |
| Övriga skattepliktiga temporära skillnader | 0,2 | 0,1 |
| 1 374,0 | 1 045,4 |
1 Specifikationen av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder kan inte stämmas av mot beloppen i balansräkningen eftersom de har nettats i balansräkningen när de har uppkommit i samma land.
De uppskjutna skattefordringarna är främst hänförliga till underskottsavdrag i Norge uppgående till 320,7 MUSD (283,9 MUSD) och ej utnyttjat särskilt avdrag för skatteändamål i Norge om 374,3 MUSD (215,3 MUSD). Uppskjutna skattefordringar hänförliga till underskottsavdrag redovisas enbart när det finns en rimlig säkerhet avseende när och i vilken omfattning underskottsavdragen kommer att kunna utnyttjas.
De uppskjutna skatteskulderna är hänförliga främst till avskrivningar utöver plan, som utgör skillnaden mellan det bokförda och det skattemässiga värdet på olje- och gastillgångar, främst i Norge. De uppskjutna skatteskulderna kommer att lösas upp över tillgångarnas livstid när det bokförda värdet skrivs av i redovisningen.
Koncernen har nederländska underskottsavdrag, uppgående till cirka 211 MUSD (196 MUSD) som kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran uppgående till 53 MUSD (48 MUSD), hänförlig till underskottsavdragen har ej bokförts per den 31 december 2016 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Redovisningen överensstämmer med föregående år.
Koncernen har också svenska skattemässiga underskottsavdrag, uppgående till cirka 47 MUSD (39 MUSD). Någon uppskjuten skattefordran har inte bokförts på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning underskottsavdragen kan utnyttjas.
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 2 641,8 | 2 369,3 |
| Kostnadsställen utan produktion | 1 734,6 | 1 646,1 |
| 4 376,4 | 4 015,4 |
| Anskaffningsvärde | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari | 3 567,1 | 312,7 | 126,0 | 64,4 | 412,1 | 4 482,3 |
| Investeringar | 664,4 | 2,8 | 2,5 | 0,1 | 15,2 | 685,0 |
| Förändringar i uppskattningar | 10,9 | 0,8 | -4,0 | – | -4,1 | 3,6 |
| Avyttring | – | – | – | -64,5 | – | -64,5 |
| Omklassificeringar | 43,8 | – | -1,3 | – | 0,5 | 43,0 |
| Valutaomräkningsdifferens | 65,4 | -10,0 | -4,0 | – | 0,1 | 51,5 |
| 31 december | 4 351,6 | 306,3 | 119,2 | – | 423,8 | 5 200,9 |
| Avskrivningar | ||||||
| 1 januari | -1 600,1 | -132,6 | -101,2 | -46,8 | -232,3 | -2 113,0 |
| Årets avskrivningar | -388,7 | -14,4 | -9,7 | – | -61,1 | -473,9 |
| Nedskrivningar | – | – | – | – | – | – |
| Avyttring | – | – | – | 46,8 | – | 46,8 |
| Valutaomräkningsdifferens | -27,4 | 4,8 | 3,6 | – | – | -19,0 |
| 31 december | -2 016,2 | -142,2 | -107,3 | – | -293,4 | -2 559,1 |
| Redovisat värde | 2 335,4 | 164,1 | 11,9 | – | 130,4 | 2 641,8 |
| MUSD | Norge | Frankrike | Nederländerna | Indonesien | Malaysia | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaffningsvärde | ||||||
| 1 januari | 1 896,6 | 332,9 | 133,0 | 65,5 | – | 2 428,0 |
| Investeringar | 181,1 | 16,9 | 2,3 | -1,1 | 132,0 | 331,2 |
| Förändringar i uppskattningar | 57,6 | -2,6 | 4,0 | – | 11,9 | 70,9 |
| Omklassificeringar | 1 743,9 | – | – | – | 268,2 | 2 012,1 |
| Valutaomräkningsdifferens | -312,1 | -34,5 | -13,3 | – | – | -359,9 |
| 31 december | 3 567,1 | 312,7 | 126,0 | 64,4 | 412,1 | 4 482,3 |
| Avskrivningar | ||||||
| 1 januari | -1 104,1 | -130,7 | -100,6 | -37,7 | – | -1 373,1 |
| Årets avskrivningar | -156,3 | -15,5 | -10,7 | -9,1 | -66,4 | -258,0 |
| Nedskrivningar | -526,0 | – | – | – | -165,9 | -691,9 |
| Valutaomräkningsdifferens | 186,3 | 13,6 | 10,1 | – | – | 210,0 |
| 31 december | -1 600,1 | -132,6 | -101,2 | -46,8 | -232,3 | -2 113,0 |
| Redovisat värde | 1 967,0 | 180,1 | 24,8 | 17,6 | 179,8 | 2 369,3 |
| MUSD | Norge | Frankrike | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Malaysia | Övriga | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari | 1 020,6 | 6,9 | 6,6 | – | 490,2 | 121,8 | – | 1 646,1 |
| Investeringar | 834,3 | 0,3 | 0,7 | 0,3 | 1,5 | 14,1 | -0,6 | 850,6 |
| Kostnadsförda prospekteringskostnader | -101,9 | -0,1 | -1,3 | -0,3 | – | -13,1 | 0,6 | -116,1 |
| Nedskrivningar | – | – | – | – | -506,1 | -122,3 | – | -628,4 |
| Förändringar i uppskattningar | 6,3 | – | – | – | – | – | – | 6,3 |
| Omklassificeringar | -43,8 | – | 1,3 | – | – | -0,5 | – | -43,0 |
| Valutaomräkningsdifferens | 5,1 | -0,2 | -0,2 | – | 14,4 | – | – | 19,1 |
| 31 december | 1 720,6 | 6,9 | 7,1 | – | – | – | – | 1 734,6 |
| MUSD | Norge | Frankrike | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Malaysia | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari | 2 168,0 | 8,0 | 6,2 | 16,1 | 500,9 | 428,5 | 3 127,7 |
| Investeringar | 1 109,0 | 0,4 | 1,9 | 3,1 | 5,3 | 23,5 | 1 143,2 |
| Kostnadsförda prospekteringskostnader | -146,5 | -0,6 | -0,7 | – | – | -36,3 | -184,1 |
| Nedskrivningar | – | – | – | -19,2 | – | -25,9 | -45,1 |
| Förändringar i uppskattningar | 56,7 | – | – | – | – | – | 56,7 |
| Omklassificeringar | -1 743,9 | – | – | – | – | -268,2 | -2 012,1 |
| Valutaomräkningsdifferens | -422,7 | -0,9 | -0,8 | – | -16,0 | 0,2 | -440,2 |
| 31 december | 1 020,6 | 6,9 | 6,6 | – | 490,2 | 121,8 | 1 646,1 |
Omklassificeringar från kostnadsställen utan produktion till kostnadsställen med produktion var under 2015 främst hänförliga till Edvard Griegfältet i Norge som startade produktion i november 2015 och till Bertamfältet i Malaysia som startade produktion i april 2015.
Lundin Petroleum utförde sitt nedskrivningstest den 31 december 2016 per tillgång i samband med den årliga revisionen av olje- och gasreserver. Lundin Petroleum har använt oljepriskurvan baserad på framtida priser vid årets slut, en framtida inflationsfaktor om 2% (2%) per år, samt en diskonteringsränta om 8% (8%), för beräkningen av framtida kassaflöden efter skatt.
Icke-kassaflödespåverkande nedskrivningar som kostnadsförts uppgick till 632,1 MUSD (737,0 MUSD) för året, till följd av ett beslut om att inte längre inkludera gasfyndigheterna i Sabahområdet, offshore östra Malaysia, gasfyndigheten Tembakau i PM307, offshore Malaysiska halvön samt oljefyndigheten Morskaya i Kaspiska havet i Ryssland i de betingade resurserna. Ledningen har bedömt att någon utbyggnad av dessa fyndigheter inte är sannolik inom den närmaste framtiden. En nedskrivning om 506,1 MUSD, före skatt och en uppskjuten skatteintäkt om 83,5 MUSD redovisades i resultaträkningen avseende verksamheten i Ryssland, vilket innebar en nedskrivning efter skatt om 422,6 MUSD, netto. En nedskrivning om 122,3 MUSD utan tillhörande skatteintäkt redovisades i resultaträkningen avseende verksamheten i Malaysia. Dessutom gjordes en nedskrivning om 3,7 MUSD avseende förbrukningsmaterial i Malaysia under 2016. För ytterligare information om nedskrivningar, se förvaltningsberättelsen på sidan 80.
Under 2016 har 23,4 MUSD (40,2 MUSD) aktiverade räntekostnader lagts till olje- och gastillgångarna och är hänförliga till utbyggnadsprojekt i Norge och Malaysia. Räntesatsen för aktiverade räntekostnader är beräknad på den externa lånefacilitetens ränta, LIBOR plus ett påslag om 3,00% per år, som ökat till 3,15% i februari 2016 (2,75% per år fram till juni 2015 och 3,00% per år från juni 2015) .
Koncernen deltar i joint operations med externa parter i olje- och gasprospektering. Koncernen är bunden enligt avtal att fullfölja vissa prospekteringsprogram inom ramen för olika koncessionsavtal. Åtaganden per den 31 december 2016 förväntas uppgå till 51,1 MUSD (211,1 MUSD), för vilka externa parter, som är joint operating partners, kommer att bidra med cirka 32,8 MUSD (128,5 MUSD).
| 2016 | 2015 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | FPSO | Fastigheter | Övriga | Summa | FPSO | Fastigheter | Övriga | Summa |
| Anskaffningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 207,2 | 11,2 | 46,5 | 264,9 | 178,9 | 11,2 | 40,8 | 230,9 |
| Investeringar | -1,7 | – | 1,3 | -0,4 | 30,8 | – | 5,3 | 36,1 |
| Avyttringar | – | – | -11,5 | -11,5 | – | – | -0,5 | -0,5 |
| Omklassificering | – | – | – | – | – | – | 4,5 | 4,5 |
| Valutaomräkningsdifferens | -0,7 | – | 0,2 | -0,5 | -2,5 | – | -3,6 | -6,1 |
| 31 december | 204,8 | 11,2 | 36,5 | 252,5 | 207,2 | 11,2 | 46,5 | 264,9 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -23,7 | -1,7 | -35,2 | -60,6 | – | -1,6 | -29,0 | -30,6 |
| Avyttringar | – | – | 9,4 | 9,4 | – | – | 0,5 | 0,5 |
| Årets avskrivningar | -31,1 | -0,1 | -4,2 | -35,4 | -23,7 | -0,1 | -5,1 | -28,9 |
| Omklassificering | – | – | 0,2 | 0,2 | – | – | -4,1 | -4,1 |
| Valutaomräkningsdifferens | – | – | – | – | – | – | 2,5 | 2,5 |
| 31 december | -54,8 | -1,8 | -29,8 | -86,4 | -23,7 | -1,7 | -35,2 | -60,6 |
| Redovisat värde | 150,0 | 9,4 | 6,7 | 166,1 | 183,5 | 9,5 | 11,3 | 204,3 |
Årets avskrivningar baseras på anskaffningsvärdet och en uppskattad nyttjandeperiod om tre till fem år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. Fastigheter skrivs av över en uppskattad nyttjandeperiod om 20 år och tar restvärdet i beaktan. Avskrivningar ingår i resultaträkningen på raden för administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar. FPSO:n som befinner sig på Bertamfältet i Malaysia skrivs av över avtalets kontraktuella löptid och avskrivningen ingår i resultaträkningen på raden för avskrivningar av övriga tillgångar.
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| 1 januari | – | – |
| Investeringar | 128,1 | – |
| 31 december | 128,1 | – |
Koncernens goodwill uppkom i samband med förvärvet av en ytterligare andel om 15 procent i Edvard Griegfältet under 2016. Goodwill ingick i det nedskrivningstest som gjordes av koncernen per den 31 december 2016 och kommer att ingå i det årliga nedskrivningstestet av olje- och gastillgångar.
För mer information om goodwill se avsnittet koncernförändringar i förvaltningsberättelsen på sidorna 73–74.
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 8,9 | 4,1 |
| Brynhild kostnadsdelning | – | 5,5 |
| Övriga | 0,5 | 1,1 |
| 9,4 | 10,7 |
| 31 december 2016 | 31 december 2015 | |||
|---|---|---|---|---|
| Antal aktier | Andel % | Redovisat värde MUSD |
Redovisat värde MUSD |
|
| ShaMaran Petroleum Corp. | 103 784 842 | 5,8 % | 8,9 | 4,1 |
| 8,9 | 4,1 |
Investeringen i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) redovisades till aktiernas verkliga värde vid datumet för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler redovisas efterföljande förändringar i aktiernas verkliga värde i koncernens rapport över totalresultat.
Det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran är beräknat utifrån aktiens börskurs på Torontobörsen på balansdagen och beskrivs nedan.
| ShaMaran Petroleum Corp. MUSD |
2016 | 2015 |
|---|---|---|
| 1 januari | 4,1 | 4,7 |
| Investeringar | – | 4,2 |
| Förändring i verkligt värde | 5,2 | -3,7 |
| Valutaomräkningsdifferens | -0,4 | -1,1 |
| 31 december | 8,9 | 4,1 |
Se även händelser efter räkenskapsårets utgång i not 27.
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Brynhild kostnadsdelning | – | 5,5 |
| Övriga | 0,5 | 1,1 |
| 0,5 | 6,6 |
Brynhild kostnadsdelning var hänförlig till den långfristiga delen av värderingen till verkligt värde av kostnadsdelningsavtalet, i enlighet med vilket kostnadsandelen varierar med oljepriset. Avtalet löper ut i mitten av 2017 och den kortfristiga delen framgår av not 12.
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Kolvätelager | 17,1 | 15,5 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial | 37,8 | 30,1 |
| 54,9 | 45,6 |
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Kundfordringar | 193,4 | 35,2 |
| Underuttag | 28,9 | 26,5 |
| Fordringar på joint operations | 31,2 | 48,4 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 29,4 | 29,5 |
| Brynhild kostnadsdelning | 3,0 | 14,7 |
| Övriga | 3,0 | 5,0 |
| 288,9 | 159,3 |
Kundfordringar är hänförliga främst till försäljningar av kolväten till ett begränsat antal oberoende kunder, från vilka det inte finns några nyligen inträffade betalningsförsummelser. De utestående kundfordringarna är inte förfallna och avsättningen till osäkra fordringar är noll.
Brynhilds kostnadsdelning är hänförlig till den kortfristiga delen av värderingen till verkligt värde av kostnadsdelningsavtalet, i enlighet med vilket kostnadsandelen varierar med oljepriset.
Likvida medel innehåller endast kontanta medel i kontantkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2016.
| Aktiekapital | Övrigt tillskjutet kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | Antal aktier | Nominellt värde MSEK |
Nominellt värde MUSD |
MSEK | MUSD | |
| 31 december 2015 | 311 070 330 | 3,2 | 0,5 | 4 810,5 | 445,0 | |
| Nyemission Överföring egna aktier |
29 316 115 – |
0,3 – |
0,0 – |
4 242,2 291,3 |
499,8 34,3 |
|
| Summa ökning | 29 316 115 | 0,3 | 0,0 | 4 533,5 | 534,1 | |
| 31 december 2016 | 340 386 445 | 3,5 | 0,5 | 9 344,0 | 979,1 |
Under 2016 emitterade Lundin Petroleum 27 580 806 nya aktier till Statoil ASA som del av Edvard Griegtransaktionen. Bolaget emitterade också ytterligare 1 735 309 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil ASA för en kontant ersättning om 544,1 MSEK, baserat på en aktiekurs om 145,66 SEK per aktie. Dessa tre aktierelaterade transaktioner ökade bolagets aktiekapital/övrigt tillskjutet kapital med 4 533,8 MSEK.
| Reserv för finansiell tillgång |
Valutaomräknings | |||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | som kan säljas | Säkringsreserv | reserv | Summa |
| 1 januari 2015 | -6,5 | -147,9 | -281,8 | -436,2 |
| Totalresultat | -3,7 | 6,9 | -76,3 | -73,1 |
| 31 december 2015 | -10,2 | -141,0 | -358,1 | -509,3 |
| Totalresultat | 5,3 | 64,3 | 8,9 | 78,5 |
| 31 december 2016 | -4,9 | -76,7 | -349,2 | -430,8 |
Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
| 2016 | 2015 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare, USD | -356 739 927 | -861 764 755 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 325 808 486 | 309 070 330 |
| Resultat per aktie, USD | -1,09 | -2,79 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter utspädning | 326 738 233 | 310 019 890 |
| Resultat per aktie efter full utspädning, USD | -1,09 | -2,79 |
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Banklån | 4 145,0 | 3 858,0 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | -96,7 | -23,2 |
| 4 048,3 | 3 834,8 |
Aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 96,7 MUSD (23,2 MUSD) och var hänförliga till upprättandet av den externa kreditfaciliteten. De aktiverade finansieringsavgifterna skrivs av över kreditfacilitetens livslängd.
För ytterligare information se not 18.
| MUSD | Återställning | LTIP | Betalning infarmning |
Pensions avsättning |
Övriga | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2016 | 368,2 | 7,0 | 4,6 | 1,2 | 3,7 | 384,7 |
| Investeringar | 24,2 | 10,4 | – | 0,1 | 0,7 | 35,4 |
| Förändring i uppskattningar | 7,4 | – | 0,5 | – | – | 7,9 |
| Betalningar | -10,7 | -7,3 | – | -0,1 | -0,2 | -18,3 |
| Nuvärdesjustering | 15,2 | – | – | – | – | 15,2 |
| Omklassificering | – | – | – | – | -0,6 | -0,6 |
| Valutaomräkningsdifferens | 2,8 | – | -0,1 | – | -0,1 | 2,6 |
| 31 december 2016 | 407,1 | 10,1 | 5,0 | 1,2 | 3,5 | 426,9 |
| Långfristiga | 407,1 | 3,2 | 5,0 | 1,2 | 3,5 | 420,0 |
| Kortfristiga | – | 6,9 | – | – | – | 6,9 |
| Summa | 407,1 | 10,1 | 5,0 | 1,2 | 3,5 | 426,9 |
| Betalning | Pensions | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | Återställning | LTIP | infarmning | avsättning | Övriga | Summa |
| 1 januari 2015 | 274,1 | 6,7 | 56,0 | 1,2 | 3,4 | 341,4 |
| Investeringar | – | 7,3 | – | – | 1,2 | 8,5 |
| Förändring i uppskattningar | 127,6 | – | -9,0 | -0,1 | – | 118,5 |
| Betalningar | -10,6 | -5,9 | -34,8 | -0,1 | -0,5 | -51,9 |
| Nuvärdesjustering | 12,7 | – | – | – | – | 12,7 |
| Valutaomräkningsdifferens | -35,6 | -1,1 | -7,6 | 0,2 | -0,4 | -44,5 |
| 31 december 2015 | 368,2 | 7,0 | 4,6 | 1,2 | 3,7 | 384,7 |
| Långfristiga | 368,2 | 2,2 | 4,6 | 1,2 | 3,7 | 379,9 |
| Kortfristiga | – | 4,8 | – | – | – | 4,8 |
| Summa | 368,2 | 7,0 | 4,6 | 1,2 | 3,7 | 384,7 |
Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 3,5 procent (3,5 procent), vilken är baserad på den förväntade långfristiga riskfria räntan. Förändringar i uppskattningar 2016 är främst hänförliga till skulden avseende norska utbyggnadsprojekt och den ytterligare 15-procentiga andelen i Edvard Griegfältet som förvärvades under 2016. Av den sammanlagda summan beräknas cirka 70 procent att regleras efter mer än 15 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2016.
För mer information avseende koncernens LTIP, se not 25.
Avsättningen avseende betalning för infarmning var främst hänförlig till historiska kostnader för block PM307 i Malaysia, vilka förfaller till betalning när vissa produktionsmål har uppnåtts.
I maj 2002 rekommenderade ersättningskommittén styrelsen, som antog beslutet, att pension skulle utgå till Adolf H. Lundin vid hans avgång som styrelseordförande och hans tillträdande som hedersordförande. Vidare bestämdes att om Adolf H. Lundin skulle avlida, skall månatliga utbetalningar utgå till hans fru, Eva Lundin, under hennes livstid.
Pensionsutbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 138 TCHF (135 TUSD) betalas till Eva Lundin. Bolaget kan, om det så väljer, betala ut denna pensionsutfästelse genom en engångsbetalning om 1 800 TCHF (1 767 TUSD).
| MUSD | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 13,3 | 23,1 |
| Överuttag | 29,9 | – |
| Förutbetalda intäkter | – | 20,2 |
| Upplupna kostnader och skulder till joint operations | 238,8 | 271,5 |
| Övriga upplupna kostnader | 16,9 | 23,7 |
| Övriga | 9,5 | 11,4 |
| 308,4 | 349,9 |
Redovisningsprinciperna för finansiella tillgångar och skulder har tillämpats enligt följande:
| 31 december 2016 MUSD |
Summa | Lånefordringar och övriga fordringar till upplupet anskaffningsvärde |
Finansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde |
Tillgångar till verkligt värde inom övrigt totalresultat |
Verkligt värde redovisat i resultat räkningen |
Derivat för säkrings ändamål |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 8,9 | – | – | 8,9 | – | – |
| Övriga finansiella anläggningstillgångar | 0,5 | – | 0,5 | – | – | – |
| Derivatinstrument | 17,8 | – | – | – | – | 17,8 |
| Fordringar på joint operations | 31,2 | 31,2 | – | – | – | – |
| Övriga kortfristiga fordringar1 | 305,8 | 276,9 | – | – | 28,9 | – |
| Likvida medel | 69,5 | 69,5 | – | – | – | – |
| 433,7 | 377,6 | 0,5 | 8,9 | 28,9 | 17,8 |
| 31 december 2016 MUSD |
Summa | Övriga skulder till upplupet anskaffningsvärde |
Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde |
Verkligt värde redovisat i resultaträkningen |
Derivat för säkringsändamål |
|---|---|---|---|---|---|
| Finansiella skulder | 4 048,3 | – | 4 048,3 | – | – |
| Övriga långfristiga skulder | 33,8 | 33,8 | – | – | – |
| Derivatinstrument | 67,4 | – | – | – | 67,4 |
| Skulder till joint operations | 238,8 | 238,8 | – | – | – |
| Övriga kortfristiga skulder | 52,9 | 23,0 | – | 29,9 | – |
| 4 441,2 | 295,6 | 4 048,3 | 29,9 | 67,4 |
| 31 december 2015 MUSD |
Summa | Lånefordringar och övriga fordringar till upplupet anskaffningsvärde |
Finansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde |
Tillgångar till verkligt värde inom övrigt totalresultat |
Verkligt värde redovisat i resultat räkningen |
Derivat för säkrings ändamål |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 4,1 | – | – | 4,1 | – | – |
| Övriga finansiella anläggningstillgångar |
6,6 | – | 1,1 | – | 5,5 | – |
| Fordringar på joint operations | 48,4 | 48,4 | – | – | – | – |
| Övriga kortfristiga fordringar1 | 346,1 | 319,6 | – | – | 26,5 | – |
| Likvida medel | 71,9 | 71,9 | – | – | – | – |
| 477,1 | 439,9 | 1,1 | 4,1 | 32,0 | – |
| 31 december 2015 MUSD |
Summa | Övriga skulder till upplupet anskaffningsvärde |
Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde |
Verkligt värde redovisat i resultaträkningen |
Derivat för säkringsändamål |
|---|---|---|---|---|---|
| Finansiella skulder | 3 834,8 | – | 3 834,8 | – | – |
| Övriga långfristiga skulder | 32,2 | 32,2 | – | – | – |
| Derivatinstrument | 114,5 | – | – | – | 114,5 |
| Skulder till joint operations | 271,5 | 271,5 | – | – | – |
| Övriga kortfristiga skulder | 55,4 | 55,4 | – | – | – |
| 4 308,4 | 359,1 | 3 834,8 | – | 114,5 |
1 Förskottsbetalningar är inte inkluderade i övriga kortfristiga fordringar, eftersom förskottsbetalningar inte bedöms vara finansiella instrument.
Det verkliga värdet av lånefordringar och övriga fordringar uppskattas vara ungefär detsamma som det bokförda värdet.
För finansiella tillgångar och skulder värderade till verkligt värde i balansräkningen, används följande värderingshierarki:
– Nivå 1: baserad på noterade priser på aktiva marknader; – Nivå 2: baserad på andra ingångsdata än noterade priser som i nivå 1, som är antingen direkt eller indirekt observerbara;
– Nivå 3: baserad på ingångsdata som inte baserar sig på observerbar marknadsdata.
Finansiella tillgångar och skulder värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:
| 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 | – |
| Underuttag | 28,9 | – | – |
| 37,8 | 17,8 | – | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 29,8 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 37,6 | – |
| Överuttag | 29,9 | – | – |
| 29,9 | 67,4 | – | |
| 31 december 2015 | |||
| MUSD | Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
| Tillgångar | |||
| Övriga aktier och andelar | 4,1 | – | – |
| Underuttag | 26,5 | – | – |
| 30,6 | – | – | |
| Skulder | |||
|---|---|---|---|
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 48,4 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 66,1 | – |
| – | 114,5 | – |
Utestående derivatinstrument kan specificeras enligt följande:
| Verkligt värde på utestående derivatinstrument i balansräkningen |
31 december 2016 | 31 december 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | Tillgångar | Skulder | Tillgångar | Skulder |
| Räntesäkringsinstrument | 17,8 | 31,6 | – | 43,9 |
| Valutasäkringsinstrument | – | 35,8 | – | 70,6 |
| Summa | 17,8 | 67,4 | – | 114,5 |
| Långfristiga | 17,0 | 29,8 | – | 48,4 |
| Kortfristiga | 0,8 | 37,6 | – | 66,1 |
| Summa | 17,8 | 67,4 | – | 114,5 |
Det verkliga värdet av räntesäkringen beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan över den utestående delen av räntesäkringsinstrumentet. Den effektiva delen av räntesäkringen per den 31 december 2016 uppgick till en nettoskuld om 13,8 MUSD (43,9 MUSD).
Det verkliga värdet av valutasäkringen beräknas genom att använda kurvan för terminskursen över den utestående delen av de utestående valutasäkringkontrakten. Den effektiva delen av valutasäkringen per den 31 december 2016 uppgick till en nettoskuld om 35,8 MUSD (70,6 MUSD).
För information om risker i den finansiella rapporteringen, se avsnitten Intern kontroll och revision i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 68–69 och Riskhantering på sidorna 36–41.
I egenskap av internationellt bolag som prospekterar efter och producerar olja och gas globalt, exponeras Lundin Petroleum för finansiella risker såsom förändringar i valutakurser, ränterisk, kreditrisk, likviditetsrisk såväl som risker relaterade till förändringar i oljepriset. Koncernen strävar efter att kontrollera dessa risker genom sunt ledarskap och användandet av internationellt accepterade finansiella instrument, såsom oljepris-, ränte- och valutakurssäkringar. Lundin Petroleum använder finansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i koncernens verksamhet.
För ytterligare information om risker i den finansiella rapporteringen, se avsnitten Intern kontroll och revision i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 68–69 och Riskhantering på sidorna 36–41.
Koncernens mål avseende hantering av kapital är att trygga koncernens förmåga att fortsätta sin verksamhet som en "going concern" så att den kan uppfylla sina arbetsåtaganden för att skapa aktieägarvärde. Koncernen kan efter behov upprätta nya kreditfaciliteter, återbetala skulder, eller utföra andra sådana omstruktureringsaktiveter när det är lämpligt. Bolagsledningen följer upp och förvaltar koncernens nettoskuld regelbundet för att bedöma behovet av förändring i kapitalstrukturen för att möta målen och bibehålla flexibilitet. Lundin Petroleum är inte föremål för några externa krav vad gäller hantering av kapital.
Inga väsentliga ändringar har gjorts avseende mål, policies och processer under 2016.
Lundin Petroleum följer upp kapitalet på basis av nettoskulden. Nettoskulden beräknas som banklån i enlighet med balansräkningen minskat med likvida medel.
| MUSD | 31 december 2016 | 31 december 2015 |
|---|---|---|
| Banklån | 4 145,0 | 3 858,0 |
| Likvida medel | -69,5 | -71,9 |
| Nettoskuld | 4 075,5 | 3 786,1 |
Ökningen av nettoskulden i förhållande till 2015 är främst hänförlig till finansiering av koncernens utbyggnadsaktiviteter.
Ränterisk är den risk osäkerheten avseende framtida räntenivåer har på bolagets resultat.
Lundin Petroleum är utsatt för ränterisk via kreditfaciliteten, se även likviditetsrisk nedan. Räntesatsen för aktiverade lånekostnader är beräknad på den externa lånefacilitetens ränta, LIBOR, plus ett påslag om 3,00% per år, som ökat till 3,15% i februari 2016 (2,75% per år fram till juni 2015 och 3,00% per år från juni 2015). Lundin Petroleum kommer kontinuerligt att bedöma fördelarna med en räntesäkring av lån. Om säkringskontraktet innebär en minskning av ränterisken till ett för koncernen acceptabelt pris, kan Lundin Petroleum överväga att säkra räntan.
De totala räntekostnaderna för 2016 uppgick till 160,7 MUSD, vilka inkluderade aktiverade räntekostnader om 23,4 MUSD, vilka var hänförliga till lån avseende koncernens utbyggnadsaktiviteter. En ränteförändring om 100 procentenheter skulle fått till följd en förändring om 21,8 MUSD i den totala räntekostnaden för året när koncernens räntesäkringar för 2016 inkluderas i beräkningen.
Koncernen har ingått räntesäkringskontrakt enligt följande.
| Lån MUSD |
Binda den rörliga LIBOR-räntan Ränta per år |
Likvidperiod |
|---|---|---|
| 2 000 | 1,94% | jan 2017 – dec 2017 |
| 2 000 | 2,02% | jan 2018 – dec 2018 |
| 2 000 | 1,18% | jan 2019 – dec 2019 |
Se not 27 för information om händelser efter balansdagen.
Lundin Petroleum är ett svenskt bolag som är verksamt globalt och är därför under betydande inverkan från valutakursförändringar, både för transaktioner såväl som omräkning från funktionell valuta till koncernens rapporteringsvaluta US dollar. De funktionella valutorna för Lundin Petroleums dotterbolag är i huvudsak norska kronor (NOK) och Euro (EUR) såväl som US dollar (USD), vilket gör Lundin Petroleum känsligt för variationer i dessa valutor gentemot US dollarn.
Lundin Petroleums policy beträffande valutakurssäkringar, vid valutaexponering, är att överväga att bestämma valutakursen för kända kostnader i icke-US dollar valutor gentemot US dollar i förväg, så att framtida kostnadsnivåer i US dollar kan förutsägas med rimlig säkerhet. Vid beslut om kurssäkring tar koncernen hänsyn till nuvarande valutakurser och marknadsförväntningar i jämförelse med historiska trender och volatilitet.
Koncernen har ingått valutasäkringskontrakt som lägger fast valutakursen mellan USD och NOK för att möta operativa krav på NOK, vilket sammanfattas i nedanstående tabell:
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 3 492,6 MNOK 3 493,0 MNOK |
423,6 MUSD 424,2 MUSD |
8,25 NOK: 1 USD 8,23 NOK: 1 USD |
jan 2017 – dec 2017 jan 2018 – dec 2018 |
| 1 672,4 MNOK | 200,4 MUSD | 8,35 NOK: 1 USD | jan 2019 – dec 2019 |
Enligt IAS 39, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet redovisas i övrigt totalresultat. Per den 31 december 2016 har en kortfristig nettoskuld, uppgående till 36,8 MUSD (66,1 MUSD) och en långfristig nettoskuld uppgående till 12,8 MUSD (48,4 MUSD) redovisats, vilka representerar det verkliga värdet av de utestående valutakurs- och räntesäkringskontrakten.
Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot US dollarn skulle ha på rörelseresultatet för året som avslutades den 31 december 2016 vid en omräkning av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.
| Rörelseresultat i de finansiella rapporterna, MUSD | -355,8 | -355,8 | |
|---|---|---|---|
| Förändring valutakurser | Genomsnittlig kurs 2016 | 10% försvagning av USD | 10% förstärkning av USD |
| EUR/USD | 0,9037 | 0,8215 | 0,9940 |
| SEK/USD | 8,5610 | 7,7827 | 9,4171 |
| NOK/USD | 8,4014 | 7,6376 | 9,2415 |
| RUR/USD | 67,0692 | 60,9720 | 73,7761 |
| CHF/USD | 0,9855 | 0,8959 | 1,0841 |
| Summa påverkan på rörelseresultatet, MUSD | -64,2 | 64,2 |
Valutakursrisken på koncernens resultat och egna kapital från omräkningsexponering är inte säkrad.
Resultat från valutakursförändringar i resultaträkningen påverkas främst av omvärderingen av lån och rörelsekapital, vilket beskrivs i förvaltningsberättelsen på sidan 80. En förstärkning om 10 procent av US-dollarkursen mot övriga valutakurser i koncernen skulle resultera i en ytterligare redovisad valutakursvinst om 10,9 MUSD (50,7 MUSD förlust) i resultaträkningen.
Priset på olja och gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av finansiella investerare och osäkerhet på marknaden. Beslut i verksamheten, naturkatastrofer, makroekonomiska förhållanden, politisk instabilitet och konflikter eller större oljeexporterande länders handlingar utgör faktorer som påverkar dessa. Prisförändringar kan påverka Lundin Petroleums finansiella ställning.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha haft på det egna kapitalet och resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2016:
| Årets resultat i de finansiella rapporterna, MUSD | -499,3 | -499,3 |
|---|---|---|
| Möjlig förändring | -10% | 10% |
| Summa påverkan på årets resultat, MUSD | -20,9 | 20,9 |
Effekten av en förändring i oljepriset på årets resultat minskas på grund av den 78-procentiga skattesatsen i Norge.
Lundin Petroleums policy är att anta en flexibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifika omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att bedöma fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten i syfte att generera kassaflöde. Beslut fattas att ingå en oljeprissäkring när bolaget bedömer att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassaflöde.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2016 ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det finns inga utstående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2016.
Lundin Petroleums policy är att begränsa kreditrisken genom att begränsa motparter till de stora bankerna och oljebolagen. Då en kreditrisk anses föreligga vid försäljning av olja och gas, är policyn att efterfråga oåterkalleliga remburser för det totala värdet av försäljningen. Policyn för joint operating partners är att förlita sig på villkoren i de underliggande joint operatingavtalen för att ta över licensandelar, eller joint operating partners andelar av produktionen, vid utebliven betalning för cash calls eller andra belopp som förfallit till betalning.
Per den 31 december 2016 uppgick koncernens kundfordringar till 193,4 MUSD (35,2 MUSD). Det finns inga nyligen inträffade betalningsförsummelser. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara och ingen avsättning för osäkra fordringar har redovisats per den 31 december 2016. Likvida medel hålls med banker som har en historiskt hög kreditvärdighet.
Likviditetsrisken definieras som en risk att koncernen inte skulle kunna avsluta eller möta dess skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris. Koncernens ekonomiavdelning är ansvarig för likviditeten, finansiering och hantering av avslut. Dessutom överses likviditets- och finansieringsrisker och relaterade processer och policies av bolagsledningen.
I februari 2016 ersatte Lundin Petroleum sin existerande kreditfacilitet om 4,0 miljarder USD, vars avtalade belopp skulle ha minskats från och med juni 2016 och förfallit 2019, med en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om upp till 5,0 miljarder USD, med ett initialt avtalat belopp om 4,3 miljarder USD. Det avtalade beloppet har sedan ökats till 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.
Avtalet för faciliteten stipulerar att ett "event of default" äger rum när koncernen inte följer vissa väsentliga avtalsvillkor eller när vissa händelser sker enligt specifikation i avtalet, något som är sedvanligt för finansiella avtal av denna storlek och typ. Om en sådan händelse sker kan, med hänsyn tagen till tillämplig tidsfrist för åtgärdande, externa långivare vidta specifika åtgärder för att göra gällande deras säkerhet, vilka inkluderar en snabbare återbetalning av utestående belopp under kreditfaciliteten.
I april 2015 ingick Lundin Petroleum en kreditfacilitet för prospektering om 4,5 miljarder NOK från tio internationella banker. Faciliteten säkrades mot den skatteåterbetalning som Lundin Norway erhåller för prospekterings- och utvärderingsaktiviteter på den norska kontinentalsockeln och löpte fram till slutet av 2016. Till följd av 2014 års skatteåterbetalning för prospektering i Norge som erhölls i december 2015 minskades facilitetens storlek till 2,15 miljarder NOK. Det utestående beloppet återbetalades i november 2016 då skatteåterbetalningen för prospektering erhölls och kreditfaciliteten avslutades den 31 december 2016.
Dessutom ingick Lundin Petroleum i mars 2016 en revolverande kreditfacilitet om 300 MUSD för en period om sex månader med option att förlänga ytterligare tre månader. Denna facilitet avslutades med verkan från den 30 juni 2016, till följd av att det avtalade beloppet för koncernens reservbaserade kreditfacilitet om 5,0 miljarder ökades och Edvard Griegtransaktionen slutfördes.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått produktionsdelningskontrakt med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag (Petronas). Bankgarantier har ställts ut avseende arbetsåtaganden och andra kostnader hänförliga till vissa av dessa kontrakt och det utestående beloppet per den 31 december 2016 var 10,3 MUSD.
Tabellen nedan visar en analys av koncernens finansiella skulder, uppdelad på löptid baserad på den återstående perioden från balansdagen fram till det kontraktuella avräkningsdatumet. Låneåterbetalningar görs baserat på en nuvärdesberäkning av tillgångarnas framtida kassaflöden. Inga återbetalningar av lånet förutses för närvarande under denna beräkning.
| 31 december 2016 | 31 december 2015 |
|---|---|
| 29,8 | 42,5 |
| 1 132,9 | 3 858,0 |
| – | 5,9 |
| 3 012,1 | – |
| – | – |
| 33,8 | 32,2 |
| 4 208,6 | 3 938,6 |
| 13,3 | 23,1 |
| 29,9 | – |
| 0,2 | 0,7 |
| 238,8 | 271,5 |
| 9,5 | 11,4 |
| 19,5 | 18,1 |
| 18,1 | 48,0 |
| 329,3 | 372,8 |
I februari 2016 ersatte Lundin Petroleum sin kreditfacilitet om 4,0 miljarder USD mot en säkrad reservbaserad facilitet om 5,0 miljarder USD. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa koncernbolags aktier och vissa av de pantsatta bolagens bankkonton. De ställda säkerheterna per den 31 december 2016 uppgår till 743,8 MUSD (422,9 MUSD) och representerar de bokförda nettotillgångarna i de koncernbolag vars aktier är pantsatta, vilket beskrivs i avsnittet om moderbolaget nedan.
I april 2016 slutförde Lundin Petroleum försäljningsavtalet med PT Medco Energi Internasional TBK (Medco) avseende verksamheten i Indonesien som inkluderar en intresseandel om 25,88 procent i produktionsdelningskontraktet Lematang som är hänförligt till Singafältet. En överenskommelse har slutits med Medco som innebär att Medco kommer att betala en uppskjuten ersättning till Lundin Petroleum om 35 procent av vissa kassaflöden som genereras från Singafältet under den förlängda perioden som startar i april 2017.
Lundin Petroleum identifierar följande närstående enheter: intresseföretag, gemensamt kontrollerade enheter, ledande personer med nyckelställning och medlemmar av deras nära familj eller andra enheter, vilka kontrolleras direkt eller indirekt av ledande personer med nyckelställning eller deras familj eller av någon annan individ som kontrollerar eller har gemensam kontroll eller väsentligt inflytande över enheten.
Under året ingick koncernen transaktioner med närstående på kommersiell grund enligt vad som framgår nedan:
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Försäljning av olja och relaterade produkter | 155,0 | – |
| Försäljning av tjänster | 0,3 | 0,5 |
| Inköp av tjänster | -0,4 | -0,2 |
Sedan den 30 juni 2016, då Statoil ASA ökade sitt aktieinnehav i Lundin Petroleum till 20,1 procent, har koncernen sålt olja och därmed sammanhängande produkter till Statoilkoncernen till ett belopp av 155,0 MUSD, till marknadsmässiga villkor.
Transaktionerna som ingåtts med närstående avser andra enheter som ledande personer med nyckelställning har gemensam kontroll eller väsentligt inflytande över. Ledande personer med nyckelställning inkluderar styrelseledamöter och bolagsledning. Ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning redovisas i not 24.
| 2016 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt antal anställda per land | Summa anställda |
varav män | Summa anställda |
varav män |
| Genomsnittligt antal anställda per land | 2 | 1 | 2 | 1 |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Norge | 344 | 258 | 338 | 254 |
| Malaysia | 105 | 66 | 123 | 81 |
| Frankrike | 48 | 40 | 48 | 39 |
| Nederländerna | 6 | 4 | 7 | 4 |
| Ryssland | 16 | 10 | 17 | 9 |
| Schweiz | 45 | 26 | 44 | 27 |
| Indonesien | – | – | 10 | 5 |
| Summa utländska dotterbolag | 564 | 404 | 587 | 419 |
| Summa koncernen | 566 | 405 | 589 | 420 |
| 2016 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|
| Styrelseledamöter och bolagsledning | Summa vid slutet av året |
varav män | Summa vid slutet av året |
varav män |
| Moderbolaget i Sverige | ||||
| Styrelseledamöter1 | 7 | 4 | 8 | 5 |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Bolagsledning | 7 | 6 | 6 | 5 |
| Summa koncernen | 14 | 10 | 14 | 10 |
Alex Schneiter, vd och styrelseledamot, är endast inräknad i bolagsledningen.
| 2016 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|
| Löner, andra ersättningar och sociala kostnader TUSD |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
| Moderbolaget i Sverige | ||||
| Styrelseledamöter | 582 | 116 | 573 | 87 |
| Anställda | 308 | 157 | 258 | 139 |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Bolagsledning | 4 857 | 340 | 7 015 | 492 |
| Andra anställda | 85 240 | 22 567 | 97 834 | 23 647 |
| Summa koncernen | 90 987 | 23 180 | 105 680 | 24 365 |
| varav pensionskostnader | 8 664 | 9 539 |
| Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning TUSD |
Fast styrelse arvode/fast lön och andra förmåner1 |
Kortfristig rörlig lön2 |
Unit bonus program |
Arvode för kommittéarbete |
Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbete |
Pension | Summa 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moderbolaget i Sverige | |||||||
| Styrelseledamöter | |||||||
| Ian H. Lundin | 123 | – | – | 12 | 175 | – | 310 |
| Peggy Bruzelius | 58 | – | – | 17 | – | – | 75 |
| C. Ashley Heppenstall | 58 | – | – | 6 | 608 | – | 672 |
| Lukas H. Lundin | 58 | – | – | – | – | – | 58 |
| William A. Rand | 29 | – | – | 12 | – | – | 41 |
| Grace Reksten Skaugen | 58 | – | – | 6 | – | – | 64 |
| Magnus Unger | 58 | – | – | 12 | 18 | – | 88 |
| Cecilia Vieweg | 58 | – | – | 17 | – | – | 75 |
| Summa styrelseledamöter | 500 | – | – | 82 | 801 | – | 1 383 |
| Utländska dotterbolag Bolagsledning |
| A. Schneiter | 810 | 386 | – | – | – | 162 | 1 358 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Övriga3 | 2 742 | 880 | 246 | – | – | 438 | 4 306 |
| Summa Bolagsledning | 3 552 | 1 266 | 246 | – | – | 600 | 5 664 |
1 Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.
2 Bonusbetalningen som tilldelades och utbetalades under 2016 är hänförlig till prövningen som gjordes av ersättningskommittén i januari 2016, vilken tar i beaktande den anställdes bidrag till koncernens resultat under 2015.
3 Omfattade sex personer (Chief Financial Officer, Chief Operating Officer, Vice President Corporate Responsibility, Vice President Legal, Vice President Corporate Planning and Investor Relations, Vice President Corporate Finance).
Not: Den återstående utbetalningen under det syntetiska optionsprogrammet gjordes till bolagsledningen under 2015. Ingen utbetalning gjordes för det prestationsbaserade incitamentsprogrammet under 2016.
| Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning TUSD |
Fast styrelse arvode/fast lön och andra förmåner1 |
Kortfristig rörlig lön2 |
Unit bonus program |
Syntetiska optioner |
Arvode för kommittéarbete |
Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbete3 |
Pension | Summa 2015 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moderbolaget i Sverige | ||||||||
| Styrelseledamöter | ||||||||
| Ian H. Lundin | 124 | – | – | – | 6 | 178 | – | 308 |
| Peggy Bruzelius | 59 | – | – | – | 15 | – | – | 74 |
| C. Ashley Heppenstall | 10 | – | – | – | – | – | – | 10 |
| Asbjørn Larsen | 30 | – | – | – | 6 | – | – | 36 |
| Lukas H. Lundin | 59 | – | – | – | – | – | – | 59 |
| William A. Rand | 59 | – | – | – | 27 | – | – | 86 |
| Grace Skaugen | 30 | – | – | – | – | – | – | 30 |
| Magnus Unger | 59 | – | – | – | 12 | 18 | – | 89 |
| Cecilia Vieweg | 59 | – | – | – | 18 | – | – | 77 |
| Summa styrelseledamöter | 489 | – | – | – | 84 | 196 | – | 769 |
| Utländska dotterbolag | ||||||||
| Bolagsledning | ||||||||
| C. Ashley Heppenstall4 | 1 879 | 698 | – | 12 200 | – | – | 137 | 14 914 |
| A. Schneiter4 | 718 | 499 | – | 8 946 | – | – | 166 | 10 329 |
| Övriga5 | 2 103 | 1 152 | 371 | 5 693 | – | – | 345 | 9 664 |
| Summa Bolagsledning | 4 700 | 2 349 | 371 | 26 839 | – | – | 648 | 34 907 |
1 Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.
2 Bonusbetalningen som tilldelades och utbetalades under 2015 är hänförlig till prövningen som gjordes av ersättningskommittén i januari 2015, vilken tar i beaktande den anställdes bidrag till koncernens resultat under 2014.
3 Ersättningen är hänförlig till arbete som utförts utanför det ordinarie styrelseuppdraget av styrelseledamöter för koncernens räkning. 2015 års ersättningspolicy hänvisade enbart till ersättningar till bolagsledningen och nämnde inte konsultarvode till styrelseledamöter. Ersättningar som utbetalats till styrelseordföranden Ian H. Lundin godkändes av 2014 och 2015 års bolagsstämmor. Styrelsen enades om en tillåten avvikelse från 2015 års ersättningspolicy avseende sådan ersättning till Magnus Unger. Dessutom godkände styrelsen ett konsultavtal med C. Ashley Heppenstall, med
verkan från den 1 januari 2016, som en tillåten avvikelse från 2015 års ersättningspolicy. 4 C. Ashley Heppenstall lämnade sin post som vd i slutet av september 2015 och ersattes av Alex Schneiter i oktober 2015.
5 Omfattade sex personer (Chief Operating Officer, Chief Financial Officer, Vice President Corporate Responsibility, Vice President Legal, Vice President Corporate Planning and Investor Relations och tidigare Senior Vice President Development).
Inga avtal för avgångsvederlag finns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna och dessa ledamöter är ej behöriga att delta i något av koncernens incitamentsprogram.
Den avgiftsbestämda pensionsplanen för bolagsledningen uppgår till mellan 15 och 18 procent av den pensionsgrundande inkomsten. Bolaget bidrar till 60 procent av pensionen och den anställde till resterande 40 procent. Den pensionsgrundande inkomsten definieras som årlig grundlön och kortfristig rörlig lön och har ett tak på ungefär 846 TCHF (858 TUSD). Den normala pensionsåldern för vd är 65 år.
En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och tolv månader gäller mellan bolaget och bolagsledningen och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver finns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning om upp till två års grundlöner för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control). Styrelsen har i särskilda fall dessutom rätt att godkänna avgångsvederlag utöver uppsägningstid och överenskomna avgångsvederlag vid en väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control) om anställningen sägs upp av bolaget utan anledning eller i andra fall, vilket kan beslutas av styrelsen. Sådana avgångsvederlag kan innebära upp till ett års grundlön och inga andra förmåner skall ingå. Avgångsvederlag skall sammanlagt (d.v.s. uppsägningstid och avgångsvederlag) uppgå till maximalt två års grundlön.
Se sidorna 63–65 i Bolagsstyrningsrapporten för ytterligare information avseende koncernens principer för ersättning och ersättningspolicy för bolagsledningen för 2016.
Bolaget har följande långsiktiga incitamentsprogram (LTIP).
Under 2008 införde Lundin Petroleum LTIP bestående av ett unit bonus program med en årlig tilldelning av enheter som vid inlösen ger en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att intjänas i tre delar: en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den slutliga tredjedelen efter tre år. Den kontanta utbetalningen är beroende av att innehavaren av enheter är anställd vid datumet för utbetalningen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet. Inlösenpriset vid inlösendatumet den 31 maj 2016 var 151,35 SEK.
LTIP-program som följer samma principer som 2008 års LTIP har därefter införts varje år.
Nedanstående tabell visar antalet tilldelade enheter under LTIP-programmen, det utestående beloppet per den 31 december 2016 och vilket år de kommer att lösas in.
| Program | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Unit bonus program | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Summa |
| Utestående vid periodens början | 132 836 | 247 306 | 438 732 | – | 818 874 |
| Tilldelade under perioden | – | – | – | 360 099 | 360 099 |
| Förverkade under perioden | – | -7 128 | -14 928 | – | -22 056 |
| Förfallna under perioden | -132 836 | -122 745 | -145 876 | – | -401 457 |
| Utestående vid periodens slut | – | 117 433 | 277 928 | 360 099 | 755 460 |
| Inlösen datum | |||||
| 31 maj 2017 | – | 117 433 | 138 964 | 120 033 | 376 430 |
| 31 maj 2018 | – | – | 138 964 | 120 033 | 258 997 |
| 31 maj 2019 | – | – | – | 120 033 | 120 033 |
| Utestående vid periodens slut | – | 117 433 | 277 928 | 360 099 | 755 460 |
Kostnaderna för programmen framgår av nedanstående tabell.
| 10,1 | 7,0 | |
|---|---|---|
| 2016 | 2,5 | – |
| 2015 | 3,6 | 2,0 |
| 2014 | 2,0 | 2,0 |
| 2013 | 2,0 | 1,5 |
| 2012 | – | 1,5 |
| Unit bonus program MUSD |
2016 | 2015 |
LTIP tilldelningar resultatförs i de finansiella rapporterna, pro rata över intjänandeperioden. Det sammanlagda bokförda värdet för avsättningen av unit bonus programmet, inklusive sociala avgifter per den 31 december 2016 uppgick till 10,1 MUSD (7,0 MUSD). Avsättningen är beräknad baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen. Aktiekursen per balansdagen den 31 december 2016 var 198,10 SEK.
2014, 2015 och 2016 års bolagsstämmor godkände ett långsiktigt prestationsbaserat incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.
Programmet för 2016 gäller från och med den 1 juli 2016 och kostnaden för 2016 har redovisats från och med andra halvåret 2016. Den totala summan av antalet utestående rättigheter uppgick för 2016 till 512 595 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2016, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje rättighet har värderats till 89,30 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Programmet för 2015 gäller från och med den 1 juli 2015 och summan av antalet utestående rättigheter uppgick för 2015 till 684 372 och redovisas över en period om 3 år från och med den 1 juli 2015, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje rättighet har värderats till 91,40 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Programmet för 2014 gäller från och med den 1 juli 2014 och summan av antalet utestående rättigheter uppgick för 2014 till 602 554 och redovisas över en period om 3 år från och med den 1 juli 2014, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje rättighet har värderats till 81,40 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Kostnaderna för de långsiktiga prestationsbaserade incitamentsprogrammen framgår av nedanstående tabell.
| MUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| 2014 | 1,5 | 4,1 |
| 2015 | 1,9 | 3,0 |
| 2016 | 0,9 | – |
| 4,3 | 7,1 |
| TUSD | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| PwC | ||
| Revisionsarvode | 830 | 887 |
| Revisionsrelaterat | 84 | 88 |
| Skatterådgivning | 24 | 29 |
| Övriga tjänster | 36 | 30 |
| Summa PwC | 974 | 1 034 |
| Ersättningar till andra revisorer än PwC | 41 | 34 |
| Summa | 1 015 | 1 068 |
I revisionsarvode ingår granskning av delårsrapporten 2016. Revisionsrelaterat arbete innehåller särskilda uppdrag såsom licensrevisioner och revisioner av produktionsdelningskontrakt.
I januari 2017 förvärvade Lundin Petroleum ytterligare 17,8 miljoner aktier i ShaMaran Petroleums riktade nyemission (så kallad private placement) om 360 miljoner aktier till en aktiekurs om 0,10 CAD per aktie.
I februari 2017 meddelade Lundin Petroleum att bolagets styrelse föreslagit att knoppa av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna (IPC-tillgångarna) till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC) och dela ut aktierna i IPC proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare. Avknoppningen av IPC-tillgångarna sker med verkan från den 1 januari 2017. Lundin Petroleum kommer att redovisa produktionen från IPC-tillgångarna fram till det datum avknoppningen slutförs, varpå en ekonomisk uppgörelse kommer att göras för det kassaflöde som genererats från den 1 januari 2017 fram till datumet då avknoppningen slutförs. Extra bolagsstämma i Lundin Petroleum AB hölls den 22 mars 2017 och beslutade att godkänna transaktionen.
I mars 2017 meddelade Lundin Petroleum att IPC har lämnat in ett preliminärt prospekt till Alberta Securities Commission (ASC) i Kanada.
Under det första kvartalet 2017 ingick Lundin Petroleum ytterligare räntesäkringsavtal som framgår av tabellen nedan:
| Lån Belopp i MUSD |
Binda den rörliga LIBOR-räntan Ränta per år |
Likvidperiod |
|---|---|---|
| 750 | 1,05% | mar 2017 |
| 1 000 | 1,11% | apr 2017–dec 2017 |
| 1 000 | 1,58% | jan 2018–dec 2018 |
| 1 000 | 1,89% | jan 2019–dec 2019 |
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -103,3 MSEK (-78,1 MSEK) för året.
I resultatet ingår administrationskostnader om 106,6 MSEK (89,6 MSEK) och finansiella kostnader om 0,5 MSEK (finansiella intäkter 2,8 MSEK).
Den 30 juni 2016, efter godkännande från extra bolagsstämma, emitterade Lundin Petroleum AB 27 580 806 nya aktier till Statoil ASA som del av Edvard Griegtransaktionen. Bolaget emitterade också ytterligare 1 735 309 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil ASA för en kontant ersättning om 544,1 MSEK, baserat på en aktiekurs om 145,66 SEK per aktie. Dessa tre aktierelaterade transaktioner ökade bolagets aktiekapital/övrigt tillskjutet kapital med 4 533,8 MSEK.
Till följd av försäljningen av de 2 miljoner egna aktierna till Statoil ASA, innehar bolaget inga egna aktier per den 31 december 2016.
Ställda panter om 6 740,3 MSEK (3 569,7 MSEK) avser det bokförda värdet på aktierna som pantsattes i samband med kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum BV, se även not 20 i noterna till koncernens finansiella rapporter.
Den svenska internationella åklagarkammaren inledde i juni 2010 en förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997–2003. Bolaget har samarbetat proaktivt och på ett omfattande sätt med åklagarmyndigheten genom att lämna information om sin verksamhet i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarkammaren och har delgivits de misstankar som ligger till grund för förundersökningen. Det här är en del av förfarandet i en svensk förundersökning och inget åtal har väckts och innebär inte heller att något åtal kommer att väckas. Som framförts vid ett flertal tillfällen tillbakavisar Lundin Petroleum kategoriskt alla påståenden om missgärningar och samarbetar med åklagarmyndighetens undersökning. Lundin Petroleum är fast förvissat om att bolaget var en positiv kraft i Sudan och att dess verksamhet bidrog till att förbättra levnadsförhållandena för befolkningen i Sudan.
Moderbolagets finansiella rapporter är upprättade i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige med tillämpning av RFR 2, utgiven av Rådet för finansiell rapportering, och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554). RFR 2 kräver att moderbolaget använder liknande redovisningsprinciper som koncernen, dvs. IFRS i den omfattning RFR 2 tillåter. Moderbolagets redovisningsprinciper avviker inte väsentligen från koncernens redovisningsprinciper, se sidorna 89–94.
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | Not | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Intäkter | 3,8 | 8,7 | |
| Administrationskostnader | -106,6 | -89,6 | |
| Rörelseresultat | -102,8 | -80,9 | |
| Finansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 1 | 3,5 | 4,6 |
| Finansiella kostnader | 2 | -4,0 | -1,8 |
| -0,5 | 2,8 | ||
| Resultat före skatt | -103,3 | -78,1 | |
| Inkomstskatt | 3 | – | – |
| Årets resultat | -103,3 | -78,1 |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Årets resultat | -103,3 | -78,1 |
| Övrigt totalresultat | – | – |
| Totalresultat | -103,3 | -78,1 |
| Hänförligt till: | ||
| Moderbolagets aktieägare | -103,3 | -78,1 |
| -103,3 | -78,1 |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | Not | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Aktier i dotterbolag | 8 | 12 256,6 | 7 871,8 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | – | 0,2 | |
| Summa anläggningstillgångar | 12 256,6 | 7 872,0 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 5,4 | 3,8 | |
| Övriga fordringar | 4 | 15,3 | 13,7 |
| Likvida medel | 3,2 | 0,4 | |
| Summa omsättningstillgångar | 23,9 | 17,9 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 12 280,5 | 7 889,9 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Bundet eget kapital | |||
| Aktiekapital | 3,5 | 3,2 | |
| Reservfond | 861,3 | 861,3 | |
| Summa bundet eget kapital | 864,8 | 864,5 | |
| Fritt eget kapital | |||
| Övriga reserver | 6 828,8 | 2 295,3 | |
| Balanserad vinst | 4 622,6 | 4 700,7 | |
| Årets resultat | -103,3 | -78,1 | |
| Summa fritt eget kapital | 11 348,1 | 6 917,9 | |
| Summa eget kapital | 12 212,9 | 7 782,4 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 0,6 | 0,4 | |
| Skulder till koncernbolag | 49,4 | 100,7 | |
| Summa långfristiga skulder | 50,0 | 101,1 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 1,9 | – | |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 5 | 14,4 | 5,2 |
| Övriga skulder | 1,3 | 1,2 | |
| Summa kortfristiga skulder | 17,6 | 6,4 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 12 280,5 | 7 889,9 |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Kassaflöde från verksamheten | ||
| Årets resultat | -103,3 | -78,1 |
| Justering för | ||
| Valutakursförluster | -2,2 | 0,3 |
| Övriga | 26,8 | – |
| Förändringar i rörelsekapital: | ||
| Förändringar i kortfristiga fordringar | -3,2 | -0,8 |
| Förändringar i kortfristiga skulder | 10,6 | -23,0 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | -71,3 | -101,6 |
| Kassaflöde från finansiering | ||
| Förändringar i långfristiga skulder | -467,5 | 100,4 |
| Nyemission/avyttring egna aktier | 544,1 | – |
| Summa kassaflöde från finansiering | 76,6 | 100,4 |
| Förändringar i likvida medel | 5,3 | -1,2 |
| Likvida medel vid årets början | 0,4 | 1,8 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -2,5 | -0,2 |
| Likvida medel vid årets slut | 3,2 | 0,4 |
För räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MSEK | Aktie kapital1 |
Reserv fond |
Övriga reserver |
Balanserad vinst |
Summa | Summa eget kapital |
| 1 januari 2015 | 3,2 | 861,3 | 2 295,3 | 4 700,7 | 6 996,0 | 7 860,5 |
| Totalresultat | – | – | – | -78,1 | -78,1 | -78,1 |
| 31 december 2015 | 3,2 | 861,3 | 2 295,3 | 4 622,6 | 6 917,9 | 7 782,4 |
| Totalresultat | – | – | – | -103,3 | -103,3 | -103,3 |
| Transaktioner med ägare | – | – | – | – | – | – |
| Nyemittering/försäljning av egna aktier | 0,31 | – | 4 533,51 | – | 4 533,5 | 4 533,8 |
| Summa transaktioner med ägare | 0,3 | – | 4 533,5 | – | 4 533,5 | 4 533,8 |
| 31 december 2016 | 3,5 | 861,3 | 6 828,8 | 4 519,3 | 11 348,1 | 12 212,9 |
1 Under 2016 emitterade Lundin Petroleum AB 27 580 806 nya aktier till Statoil ASA som del av Edvard Griegtransaktionen. Bolaget emitterade också ytterligare 1 735 309 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil ASA för en kontant ersättning om 544,1 MSEK, baserat på en aktiekurs om 145,66 SEK per aktie. Dessa tre aktierelaterade transaktioner ökade bolagets aktiekapital/övrigt tillskjutet kapital med 4 533,8 MSEK.
Moderbolaget
| MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Garanti-intäkter | 3,5 | 4,4 |
| Valutakursvinst | – | 0,2 |
| 3,5 | 4,6 |
| MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Räntekostnader koncernbolag | 1,8 | 1,8 |
| Valutakursförlust | 2,2 | – |
| 4,0 | 1,8 |
| MSEK | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Sociala avgifter | 1,6 | 1,0 |
| Styrelsearvoden | 0,5 | 0,6 |
| Revision | 0,8 | 1,0 |
| Externa tjänster | 11,5 | 2,6 |
| 14,4 | 5,2 |
Ställda säkerheter är hänförliga till det redovisade värdet av de aktier som pantsattes i samband med den nya kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum BV. Se koncernens finansiella rapporter not 20.
| MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| Årets resultat före skatt | -103,3 | -78,1 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige 22% (22%) |
22,7 | 17,2 |
| Skatteeffekt av ej avdragsgilla kostnader | -1,9 | -2,3 |
| Ökning av ej bokförda skattemässiga underskott |
-20,8 | -14,9 |
| – | – |
| MSEK | 2016 | 2015 |
|---|---|---|
| PwC | ||
| Revisionsarvode | 1,6 | 1,7 |
| Revisionsrelaterat | – | – |
| 1,6 | 1,7 |
Det har inte utgått något arvode till andra revisorer än PwC.
| MSEK | 31 december 2016 |
31 december 2015 |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | 11,7 | 10,9 |
| Mervärdesskattefordran | 0,7 | 0,9 |
| Övriga | 2,9 | 1,9 |
| 15,3 | 13,7 |
Styrelsen förslår att moderbolagets balanserade vinstmedel om 11 348,1 MSEK, inklusive årets resultat om -103,3 MSEK överföres i ny räkning.
| MSEK | Organisations nummer |
Säte | Antal utställda aktier |
Ägd andel | Nominellt värde per aktie |
Bokfört värde per den 31 dec 2016 |
Bokfört värde per den 31 dec 2015 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Direkt ägda | |||||||
| Lundin Petroleum BV | 27254196 | Haag, Nederländerna | 181 | 100 | EUR 100,00 | 12 256,6 | 7 871,8 |
| Lundin Services Ltd | LL09860 | Labuan, Malaysia | 100 | 100 | USD 0,01 | – | – |
| 12 256,6 | 7 871,8 | ||||||
| Indirekt ägda | |||||||
| Lundin Norway AS | 986 209 409 | Lysaker, Norge | 4 930 000 | 100 | NOK 100,00 | ||
| Lundin Netherlands BV | 24106565 | Haag, Nederländerna | 6 000 | 100 | EUR 450,00 | ||
| Lundin Netherlands Facilities BV 27324007 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | |||
| Lundin Holdings SA | 442423448 | Montmirail, Frankrike | 1 853 700 | 100 | EUR 10,00 | ||
| - Lundin International SA | 572199164 | Montmirail, Frankrike | 1 721 855 | 99,87 | EUR 15,00 | ||
| - Lundin Gascogne SNC | 419619077 | Montmirail, Frankrike | 100 | 100 | EUR 152,45 | ||
| Ikdam Production SA | 433912920 | Montmirail, Frankrike | 4 000 | 100 | EUR 10,00 | ||
| Lundin SEA Holding BV | 27290568 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Malaysia BV | 27306815 | Haag, Nederländerna | 150 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Baronang BV | 27314235 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Cakalang BV | 27314288 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Gurita BV | 27296469 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Rangkas BV (i likvidation) |
27314247 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Cambodia BV (i likvidation) |
27292990 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Russia BV | 27290574 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Russia Ltd. | 656565-4 | Vancouver, Kanada | 55 855 414 | 100 | CAD 1,00 | ||
| - Culmore Holding Ltd | 162316 | Nicosia, Cypern | 1 002 | 100 | CYP 1,00 | ||
| - Lundin Lagansky BV | 27292984 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Mintley Caspian Ltd | 160901 | Nicosia, Cypern | 5 000 | 70 | CYP 1,00 | ||
| - LLC PetroResurs | 1047796031733 | Moskva, Ryssland | 1 | 100 | RUR 10 000 | ||
| Lundin Tunisia BV | 27284355 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Marine BV (i likvidation) |
27275508 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| - Lundin Marine SARL (i likvidation) |
06B090 | Pointe Noire, Kongo | 200 | 100 | FCFA 5 000 | ||
| Lundin Petroleum SA | 660.0.330.999-0 | Collonge-Bellerive, Schweiz |
1 000 | 100 | CHF 100,00 | ||
| Jet Arrow SA (i likvidation) |
660.2.774.006-9 | Collonge-Bellerive, Schweiz |
11 000 | 100 | CHF 100,00 | ||
| Lundin Petroleum Marketing SA | 660.6.133.015-6 | Collonge-Bellerive, Schweiz |
1 000 | 100 | CHF 100,00 | ||
| Lundin Services BV | 27260264 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Ventures XVII BV | 53732855 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures XVIII BV | 55709532 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures XIX BV | 55709362 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 |
Jet Arrow SA, Lundin Marine BV, Lundin Marine SARL, Lundin Rangkas BV och Lundin Cambodia BV var i likvidation per den 31 december 2016.
Lundin South East Asia BV likviderades under 2016. Lundin Indonesia Holding BV, Lundin Lematang BV, Lundin Oil & Gas BV, Lundin Cendrawasih VII BV och Lundin South Sokang BV såldes till PT Medco Energi Internasional TBK i april 2016.
Styrelsen och koncernchef och vd i Lundin Petroleum AB har den 30 mars 2017 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2016 för utfärdande.
Styrelsen och koncernchef och vd försäkrar att moderbolagets årsredovisning har upprättats i enlighet med god redovisningssed i Sverige och koncernredovisningen har upprättats i enlighet med internationella redovisningsstandarder IFRS sådana de antagits av EU och ger en rättvisande bild av bolagets och koncernens finansiella ställning och resultat och ger en rättvisande översikt över utvecklingen av koncernens och moderbolagets verksamhet, samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.
Stockholm, 30 mars 2017
Lundin Petroleum AB (publ) Org. Nr. 556610-8055
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Alex Schneiter Koncernchef och vd Peggy Bruzelius Styrelseledamot
C. Ashley Heppenstall Styrelseledamot
Lukas H. Lundin Styrelseledamot Grace Reksten Skaugen Styrelseledamot
Magnus Unger Styrelseledamot
Cecilia Vieweg Styrelseledamot
Vår revisionsberättelse har avgivits den 31 mars 2017.
PricewaterhouseCoopers AB
Johan Rippe Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
Johan Malmqvist Auktoriserad revisor
Till bolagsstämman i Lundin Petroleum AB (publ), org.nr 556610-8055
Vi har utfört en revision av årsredovisningen och koncernredovisningen för Lundin Petroleum AB (publ) för år 2016. Bolagets årsredovisning och koncernredovisning ingår på sidorna 71–124 i detta dokument.
Enligt vår uppfattning har årsredovisningen upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av moderbolagets finansiella ställning per den 31 december 2016 och av dess finansiella resultat och kassaflöde för året enligt årsredovisningslagen. Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av koncernens finansiella ställning per den 31 december 2016 och av dess finansiella resultat och kassaflöde för året enligt International Financial Reporting Standards (IFRS), såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen. Förvaltningsberättelsen är förenlig med årsredovisningens och koncernredovisningens övriga delar.
Vi tillstyrker därför att bolagsstämman fastställer resultaträkningen och balansräkningen för moderbolaget och koncernen.
Vi har utfört revisionen enligt International Standards on Auditing (ISA) och god revisionssed i Sverige. Vårt ansvar enligt dessa standarder beskrivs närmare i avsnittet Revisorns ansvar. Vi är oberoende i förhållande till moderbolaget och koncernen enligt god revisorssed i Sverige och har i övrigt fullgjort vårt yrkesetiska ansvar enligt dessa krav.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Lundin Petroleum är ett olje- gasbolag med prospekterings-, utbyggnads- och produktionsverksamhet som under räkenskapsåret 2016 har varit lokaliserad i Norge, Malaysia, Frankrike, Nederländerna och Ryssland. Verksamheten i Norge representerade 82% av koncernens totala intäkter för räkenskapsåret 2016 och 89% av koncernens totala tillgångar per den 31 december 2016. Vi utformade vår revision genom att fastställa en väsentlighetsnivå och bedöma risken för väsentliga felaktigheter i de finansiella rapporterna. Vi beaktade särskilt de områden där verkställande direktören och styrelsen gjort subjektiva bedömningar, till exempel viktiga redovisningsmässiga uppskattningar som har gjorts med utgångspunkt från antaganden och prognoser om framtida händelser, vilka till sin natur är osäkra. Liksom vid alla revisioner har vi också beaktat risken för att styrelsen och verkställande direktören åsidosätter den interna kontrollen, och bland annat övervägt om det finns belägg för systematiska avvikelser som givit upphov till risk för väsentliga felaktigheter till följd av oegentligheter.
Vi anpassade vår revision för att utföra en ändamålsenlig granskning i syfte att kunna uttala oss om de finansiella rapporterna som helhet, med hänsyn tagen till koncernens struktur, redovisningsprocesser och kontroller samt den bransch i vilken koncernen verkar.
En del i vår revisionsplanering var att avgöra graden av revisionsinsater som skulle genomföras på koncernens huvudkontor samt på lokala kontor. I enlighet med koncernens organisation utförs vissa processer för redovisning och finansiell rapportering utanför bolagets huvudkontor vilket har inneburit att vi utfört våra revisionsinsatser både på koncernens huvudkontor samt på dessa lokala kontor.
För att avgöra graden av revisionsinsatser som är nödvändiga i respektive bolag för koncernrevisionsändamål har vi bedömt den geografiska lokaliseringen, storleken på respektive bolag samt risken i respektive bolags redovisning i förhållande till koncernens räkenskaper som helhet. Denna bedömning inkluderade också typen och omfattningen av revisionsinsatser i respektive bolag där en kombination av full revision och specifika revisionsinsatser har utförts baserat på storlek och risk i respektive bolag. Till följd av denna analys samt från dialog med koncernens revisionsutskott har vi genom våra komponentrevisorer genomfört full revision i Norge samt av moderbolaget och specifika revisionsinsatser i Malaysia, Frankrike, Nederländerna och Ryssland. För bolag av obetydlig storlek i koncernen har vi utfört analytisk granskning. Vid bolagets huvudkontor har vi genomfört revisionen av moderbolaget, konsolideringen, årsredovisningen samt väsentliga uppskattningar och antaganden i koncernen. Givet storleken av den norska verksamheten har våra insatser som koncernrevisorer också inkluderat ett flertal möten med ekonomiavdelningen i Norge samt fysiska besök vid det norska kontoret.
Vi har inhämtat rapportering från komponentrevisorer vid två tillfällen under räkenskapsåret 2016 och vi har rapporterat resultaten från våra granskningsinsatser till företagsledningen och till revisionsutskottet efter vår översiktliga granskning av rapporten för sexmånadersperioden som avslutades 30 juni 2016 samt efter årsbokslutsrevisionen av räkenskapsåret 2016.
Revisionens omfattning och inriktning påverkades av vår bedömning av väsentlighet. En revision utformas för att uppnå en rimlig grad av säkerhet om huruvida de finansiella rapporterna innehåller några väsentliga felaktigheter. Felaktigheter kan uppstå till följd av oegentligheter eller fel. De betraktas som väsentliga om de enskilt eller tillsammans rimligen kan förväntas påverka de ekonomiska beslut som användarna fattar med grund i de finansiella rapporterna.
Baserat på professionellt omdöme fastställde vi vissa kvantitativa väsentlighetstal, däribland för den finansiella rapporteringen som helhet. Med hjälp av dessa och kvalitativa överväganden fastställde vi revisionens inriktning och omfattning och våra granskningsåtgärders karaktär, tidpunkt och omfattning, samt bedömde effekten av enskilda och sammantagna felaktigheter på de finansiella rapporterna som helhet.
Vi valde totala tillgångar som riktmärke eftersom det enligt vår uppfattning är det mest relevanta riktmärket givet den pågående utvecklingen i koncernen med fortsatt prospektering och utbyggnad av oljefält, i kombination med oljepriset för året. En ytterligare faktor var påverkan av valutakursförändringar som inte har en obetydlig påverkan på bolagets resultat. Med bektande av dessa faktorer är ett intäkts- eller resultatmått ej att anse som relevant. Revisionsstandards anger att en alternativ ansats till bestämmande av väsentlighet är mer relevant när intäkter och resultat är volatila och ej representerar den underliggande och uthålliga utvecklingen i bolaget. Genom att också beakta intressenters perspektiv, där utvecklingen av bolagets tillgångar är ett nyckelmått, har vi valt totala tillgångar som det mest relevanta riktmärket.
Särskilt betydelsefulla områden för revisionen är de områden som enligt vår professionella bedömning var de mest betydelsefulla för revisionen av årsredovisningen och koncernredovisningen för den aktuella perioden. Dessa områden behandlades inom ramen för revisionen av, och i vårt ställningstagande till, årsredovisningen och koncernredovisningen som helhet, men vi gör inga separata uttalanden om dessa områden.
| Särskilt betydelsefullt område | Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området |
|---|---|
| Återvinning av det bokförda värdet av olje- och gastillgångar Det bokförda värdet av olje- och gastillgångar uppgående tilll MUSD 4 376 (MUSD 4 015) per 31 december 2016, utgör majoriteten av tillgångarna i koncernens balansräkning. |
Vi har utvärderat företagsledningens bedömning avseende fastställande av indikationer på nedskrivning och har dragit slutsatsen att prognosen för olje- och gaspriser i kombination med produktionsprofilerna för vissa olje- och gastillgångar utgör indikation på nedskrivning vilket resulterar i behov av |
| Det bokförda värdet försvaras av det högsta av nyttjandevärdet, som är baserat på framtida diskonterade kassaflödesprognoser, och verkligt värde med avdrag för kostnader för försäljning (återvinningsvärdet). |
nedskrivningstester. Antagandena som ligger till grund för företagsledningens beräkning av återvinningsvärdet av olje och gastillgångar är i grunden subjektiva. Våra revisionsinsatser har därför bestått i att bedöma rimligheten i företagsledningens väsentliga bedömningar i bestämmandet av återvinningsvärdet. Mer specifikt har vårt |
| Företagsledningen har dragit slutsatsen att prognosen för olje- och gaspriser i kombination med uppdaterade produktionsprofiler baserade på den årliga reservbedömningen, utgör en indikation som kräver att nedskrivningstest av vissa olje- och gastillgångar utförs. Testet som har till syfte att bedöma om bokfört värde kan försvaras, kräver att företagsledningen gör väsentliga antaganden som beskrivs i redovisningsprinciperna och i not 7 till årsredovisningen, där risken finns för att värderingen av olje och gastillgångar samt eventuell nedskrivning eller vändning av nedskrivning kan vara felaktig. |
arbete inkluderat men ej varit begränsat till följande insatser: · jämförelse av antagande avseende kortsiktiga olje- och gaspriser mot externa terminspriser; · jämförelse av antagande avseende långsiktiga olje- och gaspriser mot prognoser publicerade av mäklare, analytiker, konsulter och branschorgan som ger ett spann av relevanta datapunkter; · jämförelse av produktionsprofiler och bevisade och sannolika reserver mot reservrapporten som är framtagen av ERC Equipoise Ltd.; · verifiering att beräknade framtida rörelsekostnader och |
| Företagsledningens analys innehåller ett flertal faktorer som inkluderar men ej är begränsade till koncernens intention att fortsätta med framtida arbetsprogram, framgångar i framtida borrningar, storleken på bevisade och sannolika reserver, kort- och långsiktiga oljepriser, framtida kostnader samt diskonteringsränta och inflation. |
investeringar överensstämmer med budgets, plan för utbyggnad och drift (PDO) och, när det finns tillgängligt, tredjepartsdata; · omräkning och benchmarking av inflation och diskonteringsränta; · testning av den matematiska riktigheten av modellen för beräkning av återvinningsvärdet. |
| Beräkningen av olje- och gasreserver är ett väsentligt bedömningsområde på grund av den tekniska osäkerheten i bedömningen av beräknade kvantiteter. Beräkningen av bevisade och sannolika reserver har en direkt påverkan på avskrivningar och utgör basen för bedömning av framtida planerad produktion som appliceras i nedskrivningstester av olje- och gastillgångar. |
Vi erhöll beräkningen av bevisade och sannolika reserver, vilka certifierats av koncernens reservrevisor, ERC Equipoise Ltd. Vårt arbete har inkluderat men ej varit begränsat till följande insatser: · utvärdering av att koncernens process för att inhämta reservrapporter var robust och gjordes i rätt tid; · bedömning av kompetens och objektivitet hos ERC Equipoise Ltd. som expert, i syfte att säkerställa att de har rätt kvalifikationer |
| Beräkningen av reserver är också en grundläggande indikator av koncernens framtida prestation och utgör därför viktig information i koncernens årsredovisning. Beräkningen av bevisade och sannolika reserver är certifierade av bolagets externa reservrevisor, ERC Equipoise Ltd., som är experter inom detta område. |
för att göra volymberäkningar; · validering att uppdaterade reservberäkningar var korrekt inkluderade i koncernens bedömning av nedskrivning samt i redovisning av avskrivningar. För icke-producerande olje- och gastillgångar erhöll vi en |
| Företagsledningen har inkluderat alla dessa bedömningar i bestämmandet av återvinningsvärdet och jämfört detta med bokfört värde. Testet har resulterat i att det bokförda värdet som är hänförligt till Sabahområdet offshore östra Malaysia och gasfyndigheten Tembakau i PM307 offshore Malaysiska halvön samt oljefyndigheten Morskaya i Kaspiska havet i Ryssland har skrivits ned med ett belopp om MUSD 632 med avdrag för en uppskjuten skatteintäkt om MUSD 83. |
lista med kapitaliserade prospekteringsutgifter per fält per 31 December 2016. Vi testade den matematiska riktigheten av denna lista och stämde av listan mot redovisningen. Därefter utvärderade och utmanade vi den fortsatta kapitaliseringen av prospekteringsutgifterna genom att gå igenom och diskutera den underliggande informationen per fält som var framtagen av företagsledningen. På urvalsbasis bekräftade vi att den erhållna informationen med prospekteringsutgifter och borrade hål överensstämde med licensbudgets, resurs- och värderingsestimat, |
Se sidor 80 och 81 i förvaltningsberättelsen, sidan 94 i redovisningsprinciperna samt not 7 i årsredovisningen för mer information.
överensstämde med licensbudgets, resurs- och värderingsestimat, rapportering av färdigställande från joint ventures, framtida planer och/eller borrningsåtaganden.
| Särskilt betydelsefullt område | Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området |
|---|---|
| Redovisning och värdering av aktuella skatter och uppskjutna skatter Koncernen redovisade en skattefordran relaterad till Lundin Norway AS om MUSD 77 per 31 december 2016 (MUSD 261). I enlighet med norska regler för petroleumskatt, är det norska bolaget berättigat till kontant skatteåterbäring som beräknas utifrån nedlagda prospekteringsutgifter. Dessutom har det norska bolaget väsentliga outnyttjade skattemässiga underskott som delvis utgör grund för den uppskjutna skattepositionen som upplyses om i not 6 i koncernredovisningen. Beräkningen av skatter i enlighet med det norska regelverket för petroleumskatt är komplex och kräver företagsledningens bedömningar i beräkning av aktuell skatt och uppskjuten skatt. Se sidor 81 och 82 i förvaltningsberättelsen, sidan 94 i redovisningsprinciperna samt not 6 i årsredovisningen för mer information. |
Vi erhöll den årliga skatteberäkningen för det norska bolaget som tagits fram av företagsledningen. Skatteberäkningen är föremål för bolagets interna kontroller. Vi testade företagsledningens kontroll för genomgång av den detaljerade skatteberäkningen, avstämningen av skattebeskeded mot föregående års skattedeklaration samt genomgång av osäkra skattepositioner. Som en del av våra detaljerade revisionsinsatser, testade vi den matematiska riktigheten i skatteberäkningen och de formler som använts. Vi stämde av skattepositionen per 31 december 2016 och per 31 december 2015 som användes i beräkningen mot underliggande dokumentation. Vi undersökte appliceringen av skatteregelverket och bedömde klassificeringen av kostnader för bedömning av bolagets beräkning av kontant skatteåterbäring för nettoförluster relaterade till redovisade prospekteringsutgifter. Dessutom testade vi avstämningen av den effektiva skattesatsen mot underliggande dokumentation. Osäkra skattepositioner undersöktes utifrån efterlevnad av skatteregelverket samt utifrån genomgång av korrespondens med myndigheterna. |
| Beräkning av avsättning för återställningskostnader Koncernen har redovisat avsättningar för återställningskostnader per 31 december 2016 om MUSD 407 (MUSD 368). Beräkningen av avsättning för återställningskostnader innefattar väsentliga bedömningar på grund av den inneboende komplexiteten i att bedöma framtida kostnader. Återställande av infrastruktur offshore är en relativt omogen aktivitet och därför finns det begränsad prejudicerande historik vilken man kan jämföra med i bedömningen av framtida kostnader. Dessa faktorer ökar komplexiteten i bestämmandet av en korrekt avsättning i redovisningen vilken är väsentlig för koncernens balansräkning. Företagsledningen går igenom avsättningar för återställnings kostnader årligen men redovisar avsättningar för nya fält löpande. Denna genomgång inkluderar eventuella förändringar i lokala regler, företagsledningens förväntade tillvägagångssätt för återställandet, kostnadsuppskattningar, diskonteringsräntor och effekten av förändringar i valutakurser. Se sidan 82 i förvaltningsberättelsen, sidan 94 i redovisningsprinciperna samt not 16 i årsredovisningen för mer information. |
Vi har kritiskt bedömt företagsledningens årliga genomgång av redovisade avsättningar för återställningskostnader. Avsättningarna innefattar estimat för tillgångar där koncernen både är operatör och ej är operatör. För tillgångar där koncernen är operatör har vi erhållit en förståelse för de tvingande eller förväntade förpliktelserna avseende återställandet för varje tillgång utifrån kontrakt och relevanta lokala regler för att validera riktigheten i kostnadsuppskattningen. Vi erhöll företagsledningens beräkning av avsättningar för återställningskostnader för varje fält. Vi testade den matematiska riktigheten i beräkningarna och stämde av avsättningen mot redovisningen. Som en del av vår testning utvärderade vi kompetensen och objektiviteten av de interna experter som utför kostnadsberäkningarna och utmanade nyckelantaganden såsom, hyresekostnader för riggar, diskonteringsräntor och år för återställandet. För tillgångar där koncernen ej är operatör har vi bedömt kompetensen hos operatören som utför beräkningen, utmanat diskonteringsräntan, år för återställandet samt övriga antaganden i beräkningen och verifierat att redovisningen återspeglar de externa beräkningarna på ett korrekt sätt. |
| Annan information än årsredovisningen och koncernredovisningen Detta dokument innehåller även annan information än årsredovisningen, koncernredovisningen och återfinns på sidorna 1–70 samt sidorna 129–137. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för denna andra |
I samband med vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen är det vårt ansvar att läsa den information som identifieras ovan och överväga om informationen i väsentlig utsträckning är oförenlig med årsredovisningen och koncernredovisningen. Vid denna genomgång beaktar vi även den kunskap vi i övrigt inhämtat |
Vårt uttalande avseende årsredovisningen och koncernredovisningen omfattar inte denna information och vi gör inget uttalande med bestyrkande avseende denna andra information.
information.
under revisionen samt bedömer om informationen i övrigt verkar innehålla väsentliga felaktigheter. Om vi, baserat på det arbete som har utförts avseende denna
information, drar slutsatsen att den andra informationen innehåller en väsentlig felaktighet, är vi skyldiga att rapportera detta. Vi har inget att rapportera i det avseendet.
Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att årsredovisningen och koncernredovisningen upprättas och att den ger en rättvisande bild enligt årsredovisningslagen och, vad gäller koncernredovisningen, enligt IFRS så som de antagits av EU. Styrelsen och verkställande direktören ansvarar även för den interna kontroll som de bedömer är nödvändig för att upprätta en årsredovisning och koncernredovisning som inte innehåller några väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel.
Vid upprättandet av årsredovisningen och koncernredovisningen ansvarar styrelsen och verkställande direktören för bedömningen av bolagets och koncernens förmåga att fortsätta verksamheten. De upplyser, när så är tillämpligt, om förhållanden som kan påverka förmågan att fortsätta verksamheten och att använda antagandet om fortsatt drift. Antagandet om fortsatt drift tillämpas dock inte om styrelsen och verkställande direktören avser att likvidera bolaget, upphöra med verksamheten eller inte har något realistiskt alternativ än att göra något av detta.
Styrelsens revisionsutskott ska, utan att det påverkar styrelsens ansvar och uppgifter i övrigt, bland annat övervaka bolagets finansiella rapportering.
Våra mål är att uppnå en rimlig grad av säkerhet om huruvida årsredovisningen och koncernredovisningen som helhet inte innehåller några väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel, och att lämna en revisionsberättelse som innehåller våra uttalanden. Rimlig säkerhet är en hög grad av säkerhet, men är ingen garanti för att en revision som utförs enligt ISA och god revisionssed i Sverige alltid kommer att upptäcka en väsentlig felaktighet om en sådan finns. Felaktigheter kan uppstå på grund av oegentligheter eller fel och anses vara väsentliga om de enskilt eller tillsammans rimligen kan förväntas påverka de ekonomiska beslut som användare fattar med grund i årsredovisningen och koncernredovisningen.
En ytterligare beskrivning av vårt ansvar för revisionen av årsredovisningen och koncernredovisningen finns på Revisorsnämndens webbplats: www.revisorsinspektionen.se/rn/ showdocument/documents/rev_dok/revisors_ansvar.pdf. Denna beskrivning är en del av revisionsberättelsen.
Utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen har vi även utfört en revision av styrelsens och verkställande direktörens förvaltning för Lundin Petroleum AB (publ) för år 2016 samt av förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust.
Vi tillstyrker att bolagsstämman disponerar vinsten enligt förslaget i förvaltningsberättelsen och beviljar styrelsens ledamöter och verkställande direktören ansvarsfrihet för räkenskapsåret.
Vi har utfört revisionen enligt god revisionssed i Sverige. Vårt ansvar enligt denna beskrivs närmare i avsnittet Revisorns ansvar. Vi är oberoende i förhållande till moderbolaget och koncernen enligt god revisorssed i Sverige och har i övrigt fullgjort vårt yrkesetiska ansvar enligt dessa krav.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Det är styrelsen som har ansvaret för förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust. Vid förslag till utdelning innefattar detta bland annat en bedömning av om utdelningen är försvarlig med hänsyn till de krav som bolagets och koncernens verksamhetsart, omfattning och risker ställer på storleken av moderbolagets och koncernens egna kapital, konsolideringsbehov, likviditet och ställning i övrigt.
Styrelsen ansvarar för bolagets organisation och förvaltningen av bolagets angelägenheter. Detta innefattar bland annat att fortlöpande bedöma bolagets och koncernens ekonomiska situation, och att tillse att bolagets organisation är utformad så att bokföringen, medelsförvaltningen och bolagets ekonomiska angelägenheter i övrigt kontrolleras på ett betryggande sätt. Den verkställande direktören ska sköta den löpande förvaltningen enligt styrelsens riktlinjer och anvisningar och bland annat vidta de åtgärder som är nödvändiga för att bolagets bokföring ska fullgöras i överensstämmelse med lag och för att medelsförvaltningen ska skötas på ett betryggande sätt.
Vårt mål beträffande revisionen av förvaltningen, och därmed vårt uttalande om ansvarsfrihet, är att inhämta revisionsbevis för att med en rimlig grad av säkerhet kunna bedöma om någon styrelseledamot eller verkställande direktören i något väsentligt avseende:
Vårt mål beträffande revisionen av förslaget till dispositioner av bolagets vinst eller förlust, och därmed vårt uttalande om detta, är att med rimlig grad av säkerhet bedöma om förslaget är förenligt med aktiebolagslagen.
Rimlig säkerhet är en hög grad av säkerhet, men ingen garanti för att en revision som utförs enligt god revisionssed i Sverige alltid kommer att upptäcka åtgärder eller försummelser som kan föranleda ersättningsskyldighet mot bolaget, eller att ett förslag till dispositioner av bolagets vinst eller förlust inte är förenligt med aktiebolagslagen.
En ytterligare beskrivning av vårt ansvar för revisionen av förvaltningen finns på Revisorsnämndens webbplats: www. revisorsinspektionen.se/rn/showdocument/documents/ rev_dok/revisors_ansvar.pdf. Denna beskrivning är en del av revisionsberättelsen.
Stockholm den 31 mars 2017
PricewaterhouseCoopers AB
Johan Rippe Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor Johan Malmqvist Auktoriserad revisor
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 | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 3 | 2012 |
| Intäkter1 | 1 159,9 | 569,3 | 785,2 | 1 132,0 | 1 375,8 |
| EBITDA | 902,6 | 384,7 | 671,3 | 955,7 | 1 144,1 |
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 | -431,9 | 72,9 | 103,9 |
| Operativt kassaflöde | 1 010,8 | 699,6 | 1 138,5 | 967,9 | 831,4 |
| Nyckeltal, per aktie USD |
|||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | -0,70 | -1,61 | 1,40 | 3,90 | 3,81 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 3,10 | 2,26 | 3,68 | 3,12 | 2,68 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 2,39 | 1,01 | 1,96 | 2,92 | 2,64 |
| Resultat per aktie | -1,09 | -2,79 | -1,38 | 0,25 | 0,35 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | -1,09 | -2,79 | -1,38 | 0,25 | 0,35 |
| EBITDA per aktie | 2,77 | 1,24 | 2,17 | 3,08 | 3,68 |
| Utdelning per aktie | – | – | – | – | – |
| Antal utställda aktier vid årets slut | 340 386 445 | 311 070 330 | 311 070 330 | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid årets slut | 340 386 445 | 309 070 330 | 309 070 330 | 309 570 330 | 310 542 295 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut | 325 808 486 | 309 070 330 | 309 170 986 | 310 017 074 | 310 735 227 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut | |||||
| efter full utspädning | 326 738 233 | 310 019 890 | 309 475 038 | – | – |
| Börskurs | |||||
| SEK | |||||
| Börskurs | 198,10 | 122,60 | 112,40 | 125,40 | 149,5 |
| Nyckeltal (%) | |||||
| Räntabilitet på eget kapital2 | – | – | -50 | 6 | 9 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | -12 | -26 | -11 | 16 | 35 |
| Netto skuldsättningsgrad2 | – | – | 605 | 99 | 28 |
| Soliditet | -7 | -10 | 9 | 29 | 38 |
| Andel riskbärande kapital | 6 | 1 | 28 | 53 | 66 |
| Räntetäckningsgrad | -3 | -11 | -13 | 52 | 75 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 6 | 9 | 49 | 149 | 119 |
| Direktavkastning | n/a | n/a | n/a | n/a | n/a |
1 Jämförelsetalen har räknats om för omklassificeringen av förändringen i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter från och med 1 januari 2013.
2 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom eget kapital är negativt för 2015 och 2016.
3 Jämförelsetalen i de finansiella rapporterna för 2013 har räknats om till följd av antagandet av IFRS 11 som gäller från och med 1 januari 2014. Jämförelsetalen för 2012 har inte räknats om.
Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.
Intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter.
Verksamhetskostnader inkluderar utvinningskostnader, tariff- och transportkostnader, royalty och direkta produktionsskatter.
Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid årets slut.
Operativt kassaflöde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter att utspädningseffekten av utestående tilldelningar under koncernens prestationsbaserade incitamentsprogram tagits i beaktan.
EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Antal aktier vid årets början med för förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående.
Antal aktier vid årets början med för förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av året de är utestående efter att utspädningseffekten av utestående tilldelningar under koncernens prestationsbaserade incitamentsprogram tagits i beaktan.
Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.
Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.
Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.
Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.
Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid årets utgång.
| Resultaträkning i sammandrag MUSD |
2016 | 2015 | 2014 | 20131 | 2012 |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 1 159,9 | 569,3 | 785,2 | 1 132,0 | 1 375,8 |
| Produktionskostnader | -227,5 | -150,3 | -66,5 | -139,6 | -203,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -471,4 | -260,6 | -131,6 | -169,3 | -191,4 |
| Avskrivningar av övriga tillgångar | -31,1 | -23,7 | – | – | – |
| Prospekteringskostnader | -116,1 | -184,1 | -386,4 | -287,8 | -168,4 |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | -632,1 | -737,0 | -400,7 | -123,4 | -237,5 |
| Övriga rörelsekostnader | -2,1 | – | – | – | – |
| Bruttoresultat | -320,4 | -786,4 | -200,0 | 411,9 | 575,3 |
| Försäljning av tillgångar | -3,5 | – | – | – | – |
| Administrationskostnader och avskrivningar | -31,9 | -39,5 | -52,2 | -41,2 | -31,8 |
| Rörelseresultat | -355,8 | -825,9 | -252,2 | 370,7 | 543,5 |
| Finansiella poster | -202,8 | -610,5 | -420,0 | -82,5 | -21,2 |
| Resultat från andel i intressebolag redovisad enligt kapitalandelsmetoden |
– | – | -12,9 | -0,2 | – |
| Resultat före skatt | -558,6 | -1 436,4 | -685,1 | 288,0 | 522,3 |
| Inkomstskatt | 59,3 | 570,1 | 253,2 | -215,1 | -418,4 |
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 | -431,9 | 72,9 | 103,9 |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | -356,7 | -861,7 | -427,2 | 77,6 | 108,2 |
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande: |
-142,6 | -4,6 | -4,7 | -4,7 | -4,3 |
| Årets resultat | -499,3 | -866,3 | -431,9 | 72,9 | 103,9 |
| Balansräkning i sammandrag | |||||
| MUSD | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | 2012 |
| Materiella anläggningstillgångar | 4 542,5 | 4 219,7 | 4 382,9 | 3 905,8 | 2 913,8 |
| Övriga anläggningstillgångar | 168,0 | 24,1 | 49,9 | 93,6 | 44,1 |
| Omsättningstillgångar | 491,6 | 541,5 | 659,2 | 362,0 | 335,8 |
| Summa tillgångar | 5 202,1 | 4 785,3 | 5 092,0 | 4 361,4 | 3 293,7 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | -238,6 | -498,2 | 431,5 | 1 207,0 | 1 182,4 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -113,6 | 24,1 | 34,2 | 59,8 | 67,7 |
| Summa eget kapital | -352,2 | -474,1 | 465,7 | 1 266,8 | 1 250,1 |
| Långfristiga avsättningar | 1 119,1 | 970,5 | 1 295,2 | 1 345,1 | 1 204,6 |
| Långfristiga skulder Kortfristiga skulder |
4 082,1 353,1 |
3 867,0 421,5 |
2 683,1 648,0 |
1 264,1 485,4 |
406,8 432,2 |
| Summa eget kapital och skulder | 5 202,1 | 4 785,3 | 5 092,0 | 4 361,4 | 3 293,7 |
1 Jämförelsetalen i de finansiella rapporterna för 2013 har räknats om till följd av antagandet av IFRS 11 Joint Arrangements som gäller från och med 1 januari 2014. Jämförelsetalen för 2012 har inte räknats om.
| Bevisade och sannolika oljereserver | Summa MMbbl |
Norge MMbbl |
Frankrike MMbbl |
Nederländerna MMbbl |
Malaysia MMbbl |
Ryssland MMbbl |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2015 | 172,7 | 137,7 | 21,2 | – | 13,8 | – |
| Förändringar under året | ||||||
| Förvärv | – | – | – | – | – | – |
| Försäljningar | – | – | – | – | – | – |
| Förändringar | -4,5 | -2,3 | -1,1 | – | -1,1 | – |
| Utvidgningar och fyndigheter | 498,8 | 498,8 | – | – | – | – |
| Produktion | -9,8 | -6,8 | -1,0 | – | -2,0 | – |
| 31 december 2015 | 657,2 | 627,4 | 19,1 | – | 10,7 | – |
| 2016 | ||||||
| Förändringar under året | ||||||
| Förvärv | 27,6 | 27,6 | – | – | – | – |
| Försäljningar | – | – | – | – | – | – |
| Förändringar | 49,7 | 47,9 | -0,1 | – | 1,9 | – |
| Utvidgningar och fyndigheter | 1,4 | 1,4 | – | – | – | – |
| Produktion | -23,9 | -19,9 | -0,9 | – | -3,1 | – |
| 31 december 2016 1 | 712,0 | 684,4 | 18,1 | – | 9,5 | – |
| Bevisade och sannolika gasreserver | Summa MMscf 2 |
Norge MMscf |
Nederländerna MMscf |
Indonesien MMscf |
|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2015 | 88,5 | 65,4 | 14,8 | 8,3 |
| Förändringar under året | ||||
| Förvärv | – | – | – | – |
| Försäljningar | -4,8 | – | – | -4,8 |
| Förändringar | 11,1 | 10,3 | 0,8 | – |
| Utvidgningar och fyndigheter | 86,2 | 86,2 | – | – |
| Produktion | -12,0 | -4,6 | -3,9 | -3,5 |
| 31 december 2015 | 169,0 | 157,3 | 11,7 | – |
| 2016 | ||||
| Förändringar under året | ||||
| Förvärv | 11,1 | 11,1 | – | – |
| Försäljningar | – | – | – | – |
| Förändringar | 24,1 | 20,2 | 2,7 | 1,2 |
| Utvidgningar och fyndigheter | 2,8 | 2,8 | – | – |
| Produktion | -17,9 | -13,3 | -3,4 | -1,2 |
| 31 december 2016 | 189,1 | 178,1 | 11,0 | – |
1 Oljereserverna som redovisades vid årets slut 2016 inkluderar 17,0 MMbbl av NGL's hänförliga till Norge.
2 Bolaget använder en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.
| 2P Reserver | ||
|---|---|---|
| Reserver | Bevisade reserver | Sannolika reserver |
| Lundin Petroleum beräknar reserver och resurser enligt 2007 års Petroleum Resource Management Systems (PRMS) riktlinjer från Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Lundin Petroleums reserver är reviderade av ERC Equipoise Ltd. (ERCE), ett oberoende revisionsföretag för olje- och gasreserver. Reserver definieras som den mängd petroleum som förväntas vara kommersiellt utvinningsbar från kända ansamlingar genom utbyggnadsprojekt, från ett visst givet datum och framåt under definierade förutsättningar. Uppskattningar av reserver är förknippade med osäkerhet och för att specificera osäkerhetsgraden delas reserverna in i kategorierna bevisade, sannolika och möjliga. Om inget annat anges, rapporterar Lundin Petroleum sina reserver |
Bevisade reserver är sådana kvantiteter av petroleum som kan uppskattas, genom analys av geologiska data och ingenjörsdata, vara med skälig tillförlitlighet kommersiellt utvinningsbara från ett givet datum och framåt, från kända reservoarer samt under rådande ekonomiskt läge, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Skulle deterministiska metoder tillämpas skulle termen skälig tillförlitlighet anses uttrycka en hög grad av tillit att dessa kvantiteter kan utvinnas. Skulle sannolikhetslära tillämpas skulle det vara minst 90 procents sannolikhet att |
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mindre sannolika att kunna utvinnas än bevisade reserver men mer sannolika att kunna utvinnas än möjliga reserver. Det är lika sannolikt att de faktiska återstående utvinningsbara volymerna kommer att överstiga eller understiga summan av de uppskattade bevisade och sannolika reserverna. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 50 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns |
| som bevisade och sannolika, även förkortat 2P. | kvantiteterna som utvinns är minst lika med | är minst lika med eller större än |
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar, men där tänkta projekt ännu inte anses tillräckligt utvecklade för att vara kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller flera betingelser.
eller större än de uppskattningar som gjorts.
Prospekteringsresurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från oupptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det finns både en osäkerhet avseende både upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsresurser.
summan av uppskattade bevisade och sannolika reserver.
| bbl | Fat (1 fat = 159 liter) |
|---|---|
| bcf | Miljarder kubik fot (1 kubikfot = 0,028 m3 |
| Bn | Miljarder |
| boe | Fat oljeekvivalenter |
| boepd | Fat oljeekvivalenter per dag |
| bopd | Fat olja per dag |
| Bn boe | Miljarder fat oljeekvivalenter |
| Mbbl | Tusen fat |
| Mbo | Tusen fat olja |
| Mboe | Tusen fat oljeekvivalenter |
| Mboepd | Tusen fat oljeekvivalenter per dag |
| MMbbl | Miljoner fat |
| MMbo | Miljoner fat olja |
| MMboe | Miljoner fat oljeekvivalenter |
| MMbpd | Miljoner fat per dag |
| MMbopd | Miljoner fat olja per dag |
| Mcf | Tusen kubikfot |
| Mcfpd | Tusen kubikfot per dag |
| MMscf | Miljoner standard kubikfot |
| MMscfd | Miljoner standard kubikfot per dag |
| MMstb | Miljoner stock tank barrels |
| MMbtu | Miljoner British thermal units |
| CHF | Schweiziska francs |
|---|---|
| CAD | Kanadensiska dollar |
| EUR | Euro |
| GBP | Brittiska pund |
| NOK | Norska kronor |
| RUR | Ryska rubler |
| SEK | Svenska kronor |
| USD | US dollar |
| TCHF | Tusen CHF |
| TSEK | Tusen SEK |
| TUSD | Tusen USD |
| MSEK | Miljoner SEK |
| MUSD | Miljoner USD |
För ytterligare definitioner av olje- och gastermer i och mått, se www.lundin-petroleum.com
| HSE indikatorer | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | 2012 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exponeringstimmar | Medarbetare | 1 115 738 | 1 286 396 | 1 219 744 | 960 508 | 909 196 |
| Uppdragstagare | 1 881 461 | 3 841 243 | 4 466 854 | 2 074 824 | 1 561 482 | |
| Summa | 2 997 199 | 5 127 639 | 5 686 598 | 3 035 332 | 2 470 678 | |
| Dödsfall | Medarbetare | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Uppdragstagare | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Incidenter som leder till förlorad arbetstid1 |
Medarbetare | 0 | 1 | 0 | 2 | 2 |
| Uppdragstagare | 2 | 8 | 7 | 4 | 5 | |
| Incidenter som leder till begränsad arbetsförmåga2 |
Medarbetare | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Uppdragstagare | 2 | 0 | 1 | 0 | 0 | |
| Incidenter som kräver sjukvård3 | Medarbetare | 2 | 1 | 0 | 0 | 1 |
| Uppdragstagare | 0 | 9 | 4 | 2 | 0 | |
| Lost Time Incident Rate4 | Medarbetare | 0,00 | 0,80 | 0,00 | 2,10 | 2,20 |
| Uppdragstagare | 1,06 | 2,10 | 1,55 | 1,95 | 3,20 | |
| Alla | 0,67 | 1,76 | 1,23 | 1,98 | 2,83 | |
| Frekvens incidenter med förlorad arbetstid4 |
Medarbetare | 1,79 | 1,55 | 0,00 | 2,10 | 3,30 |
| Uppdragstagare | 2,66 | 4,45 | 2,70 | 2,90 | 3,20 | |
| Alla | 2,34 | 3,71 | 2,11 | 2,64 | 3,24 | |
| Oljeutsläpp | Antal. | 0 | 0 | 2 | 0 | 2 |
| Vol. (m3 ) |
0 | 0 | 5,2 | 0 | 4 | |
| Kemikalieutsläpp | Antal | 2 | 6 | 6 | 7 | 1 |
| Vol. (m3 ) |
65,20 | 59,88 | 45,9 | 59,37 | 1,75 | |
| Kolväteläckor | Antal | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Massa (kg) | 650 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Nära tillbud med hög potential | Antal | 3 | 6 | 7 | 2 | 5 |
| Överträdelse av tillstånd | Antal | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
1 Lost Time Incident (LTI) är en incident som resulterar i att en person är borta från arbetet minst en dag.
2 Restricted Work Incident (RWI) är en incident som resulterar i att en person blir oförmögen att utföra en eller flera rutinarbetsuppgifter.
3 Medical Treatment Incident (MTI) är en arbetsrelaterad skada eller sjukdom som inte resulterar i begränsad arbetsförmåga eller sjukfrånvaro.
4 Lost Time Incident Rate (LTIR) och Total Recordable Incident Rate (TRIR) beräknas per miljon arbetade timmar.
Sedan bildandet av Lundin Petroleum i maj 2001 och fram till den 31 december 2016 har moderbolagets aktiekapital utvecklats enligt nedan.
| Aktiedata | År | Kvotvärde SEK |
Förändring av antalet aktier |
Summa antal aktier |
Summa aktiekapital SEK |
|---|---|---|---|---|---|
| Bolagets bildande | 2001 | 100,00 | 1 000 | 1 000 | 100 000 |
| Split 10 000:1 | 2001 | 0,01 | 9 999 000 | 10 000 000 | 100 000 |
| Nyemission | 2001 | 0,01 | 202 407 568 | 212 407 568 | 2 124 076 |
| Optionsrätter | 2002 | 0,01 | 35 609 748 | 248 017 316 | 2 480 173 |
| Teckningsoptioner | 2002–2008 | 0,01 | 14 037 850 | 262 055 166 | 2 620 552 |
| Förvärvet av Valkyries Petroleum Corp. | 2006 | 0,01 | 55 855 414 | 317 910 580 | 3 179 106 |
| Indragning av aktier/Fondemission | 2014 | 0,01 | -6 840 250 | 311 070 330 | 3 179 106 |
| Nyemission | 2016 | 0,01 | 29 316 115 | 340 386 445 | 3 478 713 |
| Summa | 340 386 445 | 340 386 445 | 3 478 713 |
Lundin Petroleum kommer att publicera följande delårsrapporter:
Rapporterna finns tillgängliga på www.lundin-petroleum.com direkt efter offentliggörandet och utges på svenska och engelska.
Årsstämman hålls senast sex månader från räkenskapsårets utgång. Samtliga aktieägare som är registrerade i aktieboken och som anmält deltagande i tid har rätt att delta i stämman och rösta för deras totala innehav av aktier. Aktieägare kan också närvara genom ombud och aktieägaren skall i så fall utfärda en skriftlig och daterad fullmakt. Fullmaktsformulär finns på www.lundin-petroleum.com.
Årsstämma i Lundin Petroleum hålls torsdagen den 4 maj 2017 kl. 13.00 i Vinterträdgården, Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8 i Stockholm.
För att få rätt att deltaga vid årsstämman måste aktieägare:
· per post till adress: Computershare AB, "Lundin Petroleum AB's årsstämma", Box 610, 182 16 Danderyd
Vid anmälan skall uppges namn, personnummer/organisationsnummer samt registrerat aktieinnehav, adress och telefonnummer dagtid.
Aktieägare som låtit förvaltarregistrera sina aktier måste genom förvaltarens försorg tillfälligt låta inregistrera aktierna i eget namn för att få rätt att delta i årsstämman och utöva sin rösträtt. Sådan registrering måste vara verkställd torsdagen den 27 april 2017.
Denna information är sådan information som Lundin Petroleum AB är skyldig att offentliggöra enligt lagen om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades för offentliggörande den 4 april 2017 kl. 08.00 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. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och 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.
Tryckt av Exakta Print Malmö i samarbete med Landsten Reklam, Sverige 2017.
Exakta Print är certifierat enligt FSC® och ISO 14001 och har ett åtagande om miljöarbete av högsta kvalitet som genomsyrar hela verksamheten. Pappret som använts för att trycka denna rapport innehåller material som kommer från ett ansvarsfullt skogsbruk. Pappret är certifierat enligt FSC® och Exakta Print arbetar enligt den internationella standarden ISO 14001.
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]
W lundin-petroleum.com
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.