Annual Report • Apr 16, 2014
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Årsredovisning 2013
| 2 |
|---|
| 3 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| 8 |
| 10 |
| 11 |
| 12 |
| 18 |
| Verksamheten | 20 |
|---|---|
| Norge | 22 |
| Sydostasien | 30 |
| Kontinentala Europa | 33 |
| Ryssland | 35 |
| Ansvarsfull verksamhet | 36 |
|---|---|
| Hälsa, säkerhet och miljö | 38 |
| Intressentdialog | 40 |
| Internationella åtaganden | 42 |
| Hållbara investeringar | 43 |
| Lundin Foundation | 44 |
| Bolagsstyrningsrapport 2013 | 46 |
|---|---|
| Lundin Petroleums aktie och aktieägare | 68 |
| Risker och riskhantering | 70 |
| Innehåll fi nansiella rapporter | 72 |
|---|---|
| Förvaltningsberättelse | 73 |
| Koncernens fi nansiella rapporter | 85 |
| Redovisningsprinciper | 90 |
| Noter till koncernens fi nansiella rapporter | 96 |
| Moderbolagets årsredovisning | 116 |
| Moderbolagets fi nansiella rapporter | 116 |
| Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter | 119 |
| Styrelsens försäkran | 121 |
| Revisionsberättelse | 122 |
| Finansiell femårsöversikt | 123 |
|---|---|
| Nyckeltal | 124 |
| Olje- och gasreserver | 126 |
| Information till aktieägare | 127 |
| Defi nitioner | 129 |
Lundin Petroleum är ett av de största oberoende oljebolagen i Europa. Det har två strategiska fokusområden, Norge och Sydostasien. Norge är av särskild betydelse för Lundin Petroleum i och med att omkring 75 procent av bolagets reserver och produktion representeras av Norge. Utöver Norge har bolaget även verksamhet i Frankrike, Nederländerna, Ryssland, Malaysia och Indonesien.
Lundin Petroleum har verksamhet inom ett prospekterings- och oljeproduktionsbolags hela värdekedja; prospektering, utbyggnad och produktion. Att hitta olja genom prospektering är Lundin Petroleums kärnkompetens och bolaget har utvecklat en strategi som visat sig vara mycket framgångsrik i Norge. Denna strategi har antagits på alla nivåer inom bolaget och ger även resultat i Sydostasien och i övriga områden.
Lundin Petroleums affärsmodell är att skapa hållbart värde genom prospektering och produktion av kolväten på ett ansvarsfullt sätt.
Lundin Petroleums strategi för organisk tillväxt omfattar identifi ering av viktiga kärnområden och därefter etablering av ett professionellt team med erfarenhet inom dessa områden, som använder senaste teknik för att prospektera efter olja och gas. Fyndigheter kommer att utvärderas och när dessa bedöms vara ekonomiskt lönsamma, påbörjas utbyggnadsfasen som till slut leder till produktion. Kassafl öde från produktion kommer att återinvesteras i prospekterings- och utbyggnadsstadierna. Lundin Petroleum anser att det är utvecklingen av denna affärsmodell som lett till tidigare framgångar och som kommer att fortsätta skapa resultat i framtiden.
Vår vision är att med fokus på våra kärnområden utveckla ett lönsamt prospekterings- och produktionsbolag på ett säkert och miljömässigt ansvarsfullt sätt för långsiktigt värde för våra aktieägare och samhället.
Lundin Petroleum följer följande strategi:
Lundin Petroleum har ett ansvar:
licensrundan
· Ny licens erhållen, offshore östra Indonesien – Cendrawasih VII
Laganskyblocket i Ryssland · Utvärderingsborrningar på Johan Sverdrup-fältet
1 Exkluderar betingade resurser för
Johan Sverdrupfältet
| Dödsfall | Oljeutsläpp | Lost Time Incidents | LTI Rate |
|---|---|---|---|
| 0 | 0 | 6 | 0,41 |
BOLAGET – EN ÖVERSIKT
Lundin Petroleum fokuserar på att bygga upp kärnområden för prospektering i utvalda länder, med en tydlig målsättning att växa organiskt. Strategin är att förbättra det tekniska kunnandet och därigenom utveckla nya prospekteringsmodeller. Detta uppnås genom att använda den senaste tekniken, inklusive insamling och bearbetning av 3D-seismiska data, och genom att skapa team av skickliga och erfarna medarbetare som uppmuntras att tänka kreativt och utmana konventionella teorier i sökandet efter nya oljereservoarer.
Lundin Petroleum fokuserar på att öka sin reservbas organiskt. Efter prospektering och utvärdering skapas bestående värde genom omvandling av fyndigheter till reserver och produktion. Strategin är att fortlöpande optimera reserverna och produktionen under tillgångens hela livstid genom att använda den senaste tekniken och, framför allt, skickliga medarbetare.
Lundin Petroleum har som målsättning att skapa aktieägarvärde genom alla stadier i verksamhetscykeln. Samtliga komponenter i tillgångsportföljen granskas löpande för att kontrollera att deras fulla värde avspeglas i Lundin Petroleums aktiekurs. Om en tillgång bedöms vara undervärderad i förhållande till aktiekursen, kommer Lundin Petroleum att överväga alla tillgängliga alternativ för att avgöra hur det fulla värdet på denna tillgång kan realiseras.
Kevin Donnan och Paul Atkinson, Lundin Malaysia
| Utbyggnad | Utvärdering | Prospektering |
|---|---|---|
| 1 446 MUSD | 302 MUSD | 381 MUSD |
| Utbyggnadsprojekt | Utvärderingsprojekt | Prospekteringsprojekt |
| Norge · Brynhild · Edvard Grieg · Bøyla Malaysia · Bertam Frankrike · Vert la Gravelle |
Norge · Johan Sverdup · Luno II · Edvard Grieg SE · Gohta Malaysia · Tembakau |
18 prospekteringsborrningar 2014 · Norge – 6 borrningar · Malaysia – 3 borrningar · Indonesien – 3 borrningar · Nederländerna – 5 borrningar · Frankrike – 1 borrning |
Produktion
Vi fortsätter i första hand att fokusera på att finna nya kolväteresurser genom våra prospekteringsborrningar
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Jag är mycket förväntansfull inför utsikterna för Lundin Petroleum när vi nu går in på ett nytt år. Vår huvudsakliga målsättning förblir att bygga långsiktigt och hållbart värde för våra aktieägare. Vi fortsätter att med den utgångspunkten primärt fokusera på att fi nna nya kolväteresurser genom prospekteringsborrning. Denna strategi har lett till oerhört positiva resultat de senaste tio åren och jag är övertygad om att vi har de licenser, de människor och de fi nansiella resurser som krävs för att upptäcka nya fält stora nog att ha en positiv påverkan på bolagets värdering. Vårt prospekteringsprogram under 2014 – med särskilt fokus på Barents hav, på den norska kontinentalsockeln och offshore Sabah i Malaysia – är enligt min mening mycket lovande.
Den primära källan till fi nansiering av våra utbyggnads-, utvärderings- och prospekteringsprogram är det operativa kassafl ödet från vår befi ntliga produktion. Vår nuvarande produktion är i huvudsak Brent råolja, med låga verksamhetskostnader och kontanta skatter, vilket genererar högt operativt kassafl öde. Vi hade ett operativt kassafl öde, netback1 om 81,70 USD per fat under 2013, vilket genererade närmare 1 miljard USD i operativt kassafl öde. Jag förväntar mig att detta fortsätter under 2014 med operativt kassafl öde på mer än 1 miljard USD.
Vår andra fi nansieringskälla är banklån. Vi har mycket god uppbackning från våra 25 internationella banker som nyligen ökat vår revolverande kreditfacilitet till 4 miljarder USD för fi nansiering av vår löpande utbyggnads- och prospekteringsverksamhet. Denna större kreditfacilitet kommer att öka vår fi nansiella fl exibilitet i och med att utgifterna för Johan Sverdruputbyggnaden kommer att bli aktuella och samtidigt ge oss möjlighet att fortsätta vårt aggressiva prospekteringsprogram. Vi är nu fullt fi nansierade för överskådlig framtid med tillräckliga resurser för att kunna hantera oförutsedda omständigheter.
Vår genomsnittliga produktion under 2013 var 32 700 boepd och våra produktionstillgångar har i allmänhet genererat resultat enligt förväntan, med undantag för Brynhildutbyggnaden där produktionsstarten har försenats till andra kvartalet 2014. Vår förväntade produktion för 2014 ligger på mellan 30 000 och 35 000 boepd; däri inräknat att produktionsminskningen vid våra befi ntliga fält kompenseras av ny produktion från Brynhild. Vår produktion kommer under 2015 att öka till omkring 50 000 boepd i och med att vi påbörjar produktion vid Bøyla-, Bertam- och Edvard Griegfälten och produktionen kommer öka till över 75 000 boepd vid slutet av 2015.
Samtliga våra utbyggnadsprojekt har gjort stora framsteg. Jag bedömer att de frustrerande förseningarna av Brynhildprojektet ligger bakom oss och att vi kan starta produktion enligt plan under andra kvartalet i år. Undervattensinstallationerna färdigställdes förra året. Arbetet med att modifi era FPSO:n Haewene Brim är nu i stort sett avslutat och fartyget är nu tillbaka på sin plats på Piercefältet i brittiska Nordsjön, där Shell är operatör.
Utbyggnadsplanen för Bertam, offshore Malaysia, godkändes 2013 och framstegen i projektet är uppmuntrande. Kontraktet för offshore-plattformen har tilldelats det malaysiska varvet TH Heavy Engineering (THHE) och monteringsarbetet pågår. Bertamprojektet kommer också använda den av oss till 100 procent ägda FPSO:n Ikdam, som fl yttades till Malaysia efter att vi slutade att producera vid Oudnafältet, offshore Tunisien. Modifi eringar av FPSO:n pågår vid Keppel Shipyard i Singapore för att anpassa fartyget till förutsättningarna på Bertam. Utbyggnadsborrning av Bertam kommer att påbörjas senare i år, med beräknad produktionsstart under första halvan av 2015.
Vi gör också goda framsteg med Edvard Griegprojektet. Jacketen är till stor del färdigställd och kommer installeras på plats i vår i samband med att vi påbörjar utbyggnadsborrningarna under det tredje kvartalet 2014. Upphandling av all utrustning för processdäcket har genomförts och bygget fortskrider i god ordning. Projektet följer budget och tidsplan för produktionsstart sent 2015.
Utvärderingen av Johan Sverdrupfältet är i stort sett färdig. Fältets arbetande operatör Statoil tillkännagav nyligen en uppdaterad resursuppskattning för hela fältet på mellan 1,8 och 2,9 miljarder boe med planerad produktionsstart sent 2019. Beslut om utbyggnadskoncept togs av partnerskapet i februari 2014. Detta är dock ett mycket omfattande projekt och det är viktigt att vi gör rätt investeringar idag för att maximera värdet på lång sikt. Detta är nu genomfört och jag är övertygad om att alla partners i Johan Sverdrup är helt överens i de vägval vi gjort. Det är oerhört spännande att vara en betydande partner i detta projekt och följa det allteftersom det växer fram. Kvalitén, det geografi ska läget och storleken på Johan Sverdrupfältet är unika för vilket bolag som helst – inte bara för Lundin Petroleum – och kommer slutligen att leverera betydande långsiktigt värde.
Det är med tanke på Johan Sverdrups storlek ibland lätt att glömma resten av våra utvärderingsprojekt. Under de senaste två åren har vi gjort prospekteringsfyndigheter i Luno II och Gohta i Norge samt i Tembakau, offshore Malaysia. Vi kommer under 2014 att utföra utvärderingsborrningar på alla dessa fyndigheter, med potentialen att nästan dubbla våra befi ntliga reserver. Inga av våra förväntade produktionsnivåer inberäknar några bidrag från dessa potentiella utbyggnader.
Jag har nyligen fått kommentarer att Lundin Petroleum inte längre skulle vara ett prospekteringsfokuserat bolag och att vi inte längre skulle vara exponerade mot någon avgörande potential i våra borrprogram. Detta är, enkelt uttryckt, felaktigt på bägge punkter.
Vi tillkännagav sent förra året vårt prospekteringsprogram för 2014, vilket under året kommer att ha över 600 miljoner fat oljeekvivalenter (obekräftade) som målsättning. Låt mig ännu en gång poängtera att prospektering förblir ett huvudfokus för oss, inte bara i år utan för överskådlig framtid.
Vi bedömer att det i Norge fi nns fl er kolväten att upptäcka på Utsirahöjden. Vi ligger i framkant vad gäller prospektering i regionen och innehar fortfarande den största arealen – i ett område som nu utvecklar infrastruktur i och med utbyggnaderna av Edvard Grieg och Johan Sverdrup. Vi är också mycket förväntansfulla inför utvecklingen i Barents hav, som vi ser växa fram som en oljeproducerande region inom de närmsta åren. Det har gjorts ett antal viktiga fyndigheter i Barents hav de senaste månaderna, inklusive våra framgångar i Gohta, och vi ser en markant ökad aktivitet från branschen i regionen. Vi innehar redan en avsevärd areal i området och det gläder mig att vi nyligen tilldelades ytterligare fyra licenser i den senaste APA licensrundan 2013. Vårt mål är att under de närmsta fem åren ligga i framkant vad gäller prospektering i Barents hav, där vi tror det fi nns potential att upptäcka stora nya oljeresurser.
Även i Sydostasien kommer 2014 att bli ett intensivt år. Vår strategi – att insamla ny 3D-seismisk data från områden som under senare år förbisetts av de stora oljebolagen – har redan gett positiva resultat, som utbyggnad av Bertam och sannolik utbyggnad av Tembakau. Vi kommer i år att borra i Sabah, där vi bedömer att det fi nns potential att upptäcka stora oljefyndigheter i närheten av befi ntlig infrastruktur. Vi förstärker även vår portfölj i outvecklade områden som Cendrawasih VII-licensen i östra Indonesien, vilken innehåller fl era mycket intressanta strukturer vi hoppas kunna borra under 2015.
Lundin Petroleum befi nner sig totalt sett i ett mycket bra läge. Vi är fullt fi nansierade med stora, betydande projekt, som Johan Sverdrup, vilka ligger i politiska lågriskområden och kommer producera Brent råolja i många år framöver. Vi förpliktar oss att etablera de åtgärder som krävs för att säkerställa att våra aktiviteter, var vi än verkar har en gynnsam socioekonomisk effekt och en begränsad påverkan på miljön. De investeringar vi gör idag kommer enligt min mening leda till en långsiktig värdetillväxt för våra aktieägare. Jag vill tacka för ert förtroende och fortsatta stöd.
Med vänlig hälsning
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Lundin Petroleums strategi – att upptäcka resurser – är det bästa sättet att skapa hållbara värden, inte bara för våra aktieägare utan också till gagn för samhället
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Den 13 februari 2014 uppnådde Lundin Petroleum ett mycket viktigt mål, en milstolpe, i och med att bolaget tillsammans med de andra licensinnehavarna tillkännagav det slutgiltiga utbyggnadskonceptet för Fas 1 av det gigantiska Johan Sverdrupfältet. Tillkännagivandet var ett resultat av ett nära och framgångsrikt samarbete mellan alla intressenter, liksom av mer än tre års utvärderingsborrningar, geologiska och geofysiska utvärderingar, samt teknikoch miljöpåverkansstudier i syfte att ta fram rätt utbyggnadskoncept för fältet.
Johan Sverdrup kommer att bli det största utbyggnadsprojektet på norska kontinentalsockeln sedan 1980-talet. Utbyggnadens första fas har planerad produktionsstart i slutet av 2019 med en förväntad bruttoproduktionskapacitet på mellan 315 000 och 380 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd). När fältet når sin platåproduktion på 550 000 till 650 000 boepd kommer det att stå för omkring 25 procent av Norges totala oljeproduktion. Bruttoinvesteringen för Fas 1 är mellan 100 och 120 miljarder NOK (16 och 20 miljarder USD).
För Norges del kommer Johan Sverdrup under fältets livstid att ge över 150 miljarder USD i skatteintäkter och skapa tusentals arbetstillfällen i årtionden framöver. Med upptäckten av Johan Sverdrup 2010 etablerade sig Lundin Norway som en av de ledande aktörerna på den norska kontinentalsockeln.
Idag är Lundin Norway den näst mest aktiva operatören i Norge med 62 licenser från den södra delen av norska kontinentalsockeln till Barents hav. Bolaget driver två utbyggnadsprojekt; Brynhild, som kommer att tas i produktion i andra kvartalet av 2014, och Edvard Grieg med produktionsstart i slutet av 2015. Bolaget har också säkrat riggkapacitet för att uppfylla alla sina borrningsåtaganden och mer därtill. Det pågående prospekteringsborrprogrammet fortsätter att ge resultat med två nya fyndigheter gjorda under 2013, en på Utsirahöjden kallad Luno II och en i Barents hav kallad Gohta. Gohtafyndigheten bevisade förekomsten av ytterligare källbergart i Barents hav och vi är övertygade om att det fi nns potential att upptäcka mer olja i området. Allt eftersom Lundin Norway utvecklas och mognar till ett fullt integrerat prospekterings- och produktionsbolag ser vi, medan vi fortsätter att växa, med tillförsikt framtiden an.
Ian H. Lundin (mitten) med Torstein Sanness (höger) och Hans Christen Rønnevik (vänster)
Lundin Petroleums verksamhet i Sydostasien och Europa utvecklas väl. Bolagets första utbyggnadsprojekt i Malaysia, Bertamfältet, beräknas påbörja produktion under 2015. Borrprogrammet för Sydostasien under 2014 innehåller ett fl ertal potentiella strukturer.
Våra prospekteringsframgångar de senaste åren är det främsta beviset på att Lundin Petroleums strategi – att upptäcka resurser – är det bästa sättet att skapa hållbara värden, inte bara för våra aktieägare utan också till gagn för samhället. När vi nu går vidare framåt är jag övertygad om vikten av att aldrig tappa våra kärnvärderingar och vår blygsamma start ur sikte. Jag hoppas också att den entreprenörsanda som präglade vår grundare, och som bolagets ledning så väl tillägnat sig, även fortsatt ska vara drivkraften i vårt bolag.
Olje- och gasindustrin står inför enorma utmaningar när det gäller att möta det globala energibehovet av kolväten på ett ekonomiskt, effektivt och miljövänligt sätt.
Våra ambitioner, liksom samhällets förväntningar, vad gäller hälsa, säkerhet och miljö växer kontinuerligt, vilket naturligtvis också medför kostnader. Tekniska innovationer kommer att
spela en stor roll när det gäller att möta dessa förväntningar. Men från ett ekonomiskt och regelverksmässigt perspektiv kommer det samtidigt att bli svårare att göra investeringar i vissa känsliga områden. Olja och gas fortsätter att vara förstahandsvalet vad gäller bränsle för kraftproduktion och drivmedel för transporter, liksom vad gäller råmaterial för kemikalier och de fl esta syntetiska produkter – men förnybara energislag blir snabbt alltmer tillgängliga och konkurrenskraftiga. I takt med att miljömedvetandet växer parallellt med förbättrade förhållanden för levnadsstandard, hälsa och utbildning kommer världen onekligen att se bättre ut för kommande generationer.
Jag skulle vilja rikta ett särskilt tack till alla kvinnor och män på Lundin Petroleum som ansvarsfullt och med stor omsorg om vår miljö arbetar för att säkerställa en hälsosam och lovande framtid för bolaget och samhället i stort. Slutligen, många tack till Er aktieägare för Ert fortsatta stöd.
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Lundin Petroleum förpliktar sig att etablera de åtgärder som krävs för att säkerställa att våra aktiviteter, var vi än verkar, har en gynnsam socioekonomisk effekt och en begränsad påverkan på miljön
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Frøydis Eldevik, Lundin Norway, under ett besök på Kvaerner varv i Verdal, Norge
gällande lagstiftning, utan strävar också efter att bedriva sin verksamhet i enlighet med bästa branschpraxis och de principer för socialt ansvarstagande som formulerats i erkända internationella initiativ. Bolaget har integrerat åtaganden och strategier för samhällsansvar i sin verksamhet genom policies, riktlinjer och rutiner och strävar efter ständiga förbättringar.
Till följd av karaktären på olje- och gasverksamheter har Lundin Petroleum fokuserat på att implementera och utveckla ett robust ramverk för hälsa, säkerhet och miljö (HSE). Policies för hälsa, säkerhet och miljö anger bolagets engagemang inom dessa områden. Företagets ledningssystem för HSE, Green Book, säkerställer att dessa policies omsätts väl i praktiken. Lundin Petroleums medarbetare över hela världen utbildas i tillämpningen av bolagets uppförandekod, policies för samhällsansvar och HSE-ledningssystem, Green Book för att säkerställa förståelse och efterlevnad.
Som en del av det proaktiva arbetet för att tillhandahålla en säker arbetsmiljö rapporteras och sprids erfarenheter och lärdomar kontinuerligt inom hela bolaget. Lundin Petroleum har också stärkt och utvecklat sitt system för riskhantering, vilket integrerar detta synsätt inom alla verksamhetsområden. Sedan Lundin Petroleum grundades år 2001 har inga arbetsrelaterade dödsfall inträffat.
För att öka omfattningen och effekterna av Lundin Petroleums hållbara investeringsprojekt ingick bolaget 2013 ett samarbete med Lundin Foundation. Lundin Foundation är en välgörenhetsorganisation som ursprungligen grundades av familjen Lundin. Lundin Foundation stöds för närvarande av ett antal börsnoterade råvarubolag som har förbundit sig till Corporate Responsibility på högsta nivå. Lundin Foundation tillhandahåller riskkapital, teknisk assistans, och strategiska bidrag till framstående samhälleliga företag och organisationer över hela världen, i syfte att bidra till varaktiga förbättringar inom social och ekonomisk utveckling.
Olja är fortfarande den främsta källan till världens energiförbrukning och väntas förbli så i årtionden framöver. Världens årliga oljeförbrukning uppgår för närvarande till cirka 33 miljarder fat. Det innebär att 33 miljarder fat olja behöver ersättas varje år för att upprätthålla en konstant reservbas och säkerställa tillräcklig tillgång på olja. För att sätta detta i ett sammanhang så uppskattas det gigantiska Johan Sverdrupfältet innehålla resurser på mellan 1,8 och 2,9 miljarder boe. Dagens oljeutbud kan endast upprätthållas genom ökad produktion från existerande fyndigheter med hjälp av nya metoder och ny teknologi för utbyggnad av oljetillgångar, eller genom nya upptäckter.
Att göra nya fyndigheter är Lundin Petroleums kärnkompetens. De oljefyndigheter som bolaget har gjort i Norge kommer att förlänga landets oljeproduktion med fl era decennier.
En oljefyndighet är en stor ekonomisk resurs som skapar välfärd och sysselsättning som inte bara gynnar Lundin Petroleums anställda, deras familjer och bolagets aktieägare utan även lokalsamhällen och samhället i sin helhet.
Lundin Petroleums verksamhet genererar intäkter när olja produceras. Prospekterings- och utbyggnadsfaserna kräver å andra sidan stora investeringar, i synnerhet borrning och konstruktion av anläggningar och infrastruktur. Lundin Petroleums investeringsbudget för 2014 uppgår till 2,1 miljarder USD.
Ett av Lundin Petroleums huvudsakliga fi nansiella bidrag till samhället utgörs av skattebetalningar i form av bolags- och produktionsskatter på försäljningsintäkter från olje- och gasproduktion. Lundin Petroleums gigantiska Johan Sverdrup fyndighet förväntas till exempel att under sin livstid generera över 150 miljarder USD i skatteintäkter.
Mer information om Lundin Petroleums Corporate responsibility fi nns på sidorna 36–45.
Lundin Petroleum är verksamt i alla faser av ett prospekterande och producerande oljebolags livscykel.
Geologisk analys av Lundin Petroleums prospekteringsareal identifi erar borrbara strukturer som klassifi ceras som prospekteringsresurser. Kolväten som upptäcks genom prospekteringsborrning klassifi ceras som betingade resurser och utvärderas för att fastställa kommersialitet och framtida utbyggnadsmöjligheter. Kolvätena klassifi ceras som reserver när en fyndighet bedöms vara kommersiellt utvinningsbar och det fi nns en säkerhet kring utbyggnaden.
Om inte annat anges avser alla reservsestimat i denna årsredovisning "bevisade reserver" och "sannolika reserver" sammanlagt, tillsammans även kallade "2P-reserver".
Om inte annat anges avser alla betingade resursestimat i denna årsredovisning obekräftade uppskattningar enligt bästa estimat.
| SAMMANFATTNING RESERVER | MMboe |
|---|---|
| Slutet av 2012 | 201,5 |
| – Producerad (exklusive avyttringar/förvärv) | -11,9 |
| + Nya reserver (exklusive avyttringar/förvärv) | 4,5 |
| Slutet av 2013 | 194,1 |
Brentpriset på olja 100 USD/bbl + 2% ökning av oljepris och kostnader
I slutet av 2013 uppgick Lundin Petroleums reserver till 194,1 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe). Från 2002 till 2011 fyrdubblade Lundin Petroleum sin reservbas (se grafen Översikt Reserver). Under 2012 och 2013 var produktionen större än tillskottet på reserver, vilket resulterade i en liten minskning av de totala reserverna. Under 2014 kommer dock utvärderingsborrningar att genomföras på fyndigheterna Gohta, Luno II och Tembakau, med potential att tillföra reservbasen 90 till 180 MMboe. Dessutom kommer resurser från Johan Sverdrup att omklassifi ceras till reserver när godkännande av utbyggnadsplan (PDO) och samordningsavtal (unitisation) har erhållits.
Under 2013 identifi erades 4,5 MMboe nya reserver, vilket innebar en två-procentig ökning av reserver jämfört med 2012, exklusive 2013 års produktion om 11,9 MMboe.
Grafen Förändringar Reserver visar ett tillskott av reserver från fortsatt goda resultat från Volundfältet i Norge, liksom tillskottet av ytterligare två kompletterande borrningar på Alvheimfältet i Norge. Utbyggnadsplanen för Bertamfältet i Malaysia godkändes i september 2013. Reserverna för Bertamfältet har ökat till följd av att bränsleförbrukningen vid produktionen har optimerats. Dessa ökningar av reserver, i jämförelse med en total produktion om 11,9 MMboe under 2013, resulterade i reserversättningsgrad på 38 procent vid slutet av 2013.
Av de totala reserverna om 194,1 MMboe är 92 procent relaterade till olja och fl ytande naturgas (Natural Gas Liquids, NGL). Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver i fat oljeekvivalenter per sin licensandel. Samtliga reserver är föremål för oberoende revision av ERC-Equipoise Ltd. (ERCE).
Lundin Petroleum har också ett antal upptäckta olje- och gasresurser som klassifi ceras som betingade resurser. Betingade resurser är kända olje- och gasresurser som ännu inte klassifi cerats som reserver på grund av ett eller fl era ouppfyllda villkor. Ett kontinuerligt arbete pågår för att uppfylla dessa villkor så att de betingade resurserna ska kunna klassifi ceras som reserver.
Lundin Petroleum har 342 MMboe betingade resurser, exkluderat Johan Sverdrupfältet i Norge. Under 2013 upptäcktes två nya fält i Norge: Gohta- och Luno II-fyndigheterna, som resulterade i ytterligare betingade resurser om 66 MMboe respektive 22 MMboe. Båda fälten kommer att utvärderas under 2014. Denna ökning kompenserade den minskning av betingade resurser om 8 MMboe som återlämnandet av Peiklicensen i Norge inneburit för bolaget.
Alla rapporterade betingade resurser, med undantag av Salinafyndigheten, har genomgått en intern revision av en kvalifi cerad olje- och gasreservsrevisor i enlighet med kanadensiska NI-101 och COGE-handboken. De betingade resurserna i Salina (7 MMboe) är estimat från norska Oljedirektoratet.
Johan Sverdrups betingade resurser har vid slutet av 2013 exkluderats från Lundin Petroleums estimat i avvaktan på slutförandet av utbyggnadsplan och samordningsavtal (unitisation). I estimaten av betingade resurser vid slutet av 2011 och 2012 inkluderades Johan Sverdrup. Fältet, som upptäcktes 2010, innehåller vid slutet av 2013 betingade bruttoresurser om mellan 1,8 och 2,9 miljarder boe enligt Statoil som är arbetande pre-unitoperatör. Johan Sverdrupfältet är beläget i licenserna PL501, PL502 och PL265. Lundin Petroleum har en 40-procentig andel i PL501 och en 10-procentig andel i PL265.
Vid slutet av 2013 hade 20 borrningar och sex sidospårsborrningar genomförts på Johan Sverdrupfältet. Fältets utvärderingsprogram är nu nästintill slutfört. Ytterligare två utvärderingsborrningar kommer att genomföras under 2014. Beslut om utbyggnadskoncept för Fas 1 togs i februari 2014. Förprojektering (front end engineering and design, FEED) har påbörjats och godkännande av utbyggnadsplan förväntas under 2015.
Lundin Petroleum har en betydande portfölj av betingade resurser, vilket ger en stark resursbas för framtida reserv- och produktionstillväxt.
NORGE – ANTAL LICENSER
PROSPEKTERINGSRESURSER, OBEKRÄFTADE, NETTO VID SLUTET AV 2014
Ovanstående graf visar alla planerade prospekteringsborraktiviteter från 1 januari till 31 december 2014, exklusive prospekteringsborrning i Nederländerna.
1 Dessa borrningar har genomförts under det första kvartalet 2014 och fann inga kolväten.
Lundin Petroleums affärsmodell är att växa organiskt genom prospektering. Detta innebär att identifi era och utveckla möjliga borrbara strukturer, genomföra prospekteringsborrningar, utvärdera fyndigheter, bygga ut och slutligen producera. För att denna strategi ska vara framgångsrik är prospekteringsarealer i världsklass och högt kvalifi cerade medarbetare en nödvändighet. Lundin Petroleum har koncentrerat sig på två huvudsakliga prospekteringsområden, Norge och Sydostasien.
I Norge är Lundin Petroleum nu den näst största innehavaren av areal, som operatör, efter Statoil och har de senaste 10 åren varit den mest framgångsrika prospektören. Vid slutet av 2013 har Lundin Petroleum genomfört 35 prospekteringsborrningar vilket resulterat i 14 kommersiella fyndigheter till en ackumulerad prospekteringskostnad om 0,5 USD per boe. Lundin Petroleum tilldelades nio nya licenser i 2013 års APA-licensrunda, vilket ökade bolagets totala licensareal till 23 000 km2 . Under 2014 planerar Lundin Petroleum att genomföra sex prospekteringsborrningar i Norge med sikte på över 370 MMboe prospekteringsresurser. Det kommer att ske fortsatt prospekteringsverksamhet bortom 2014 på Utsirahöjden (Johan Sverdrupområdet) och i Barents hav. Lundin Petroleum anser att Barents hav kommer att bli en betydande oljeproducerande region.
Sedan Sydostasien etablerades som ett kärnområde 2008 har Lundin Petroleum nu totalt 12 produktionsdelningskontrakt i Malaysia och Indonesien. I Malaysia är Lundin Petroleum den näst största arealinnehavaren efter Petronas med en total licensareal om 34 000 km2 . Under 2014 planeras sex prospekteringsborrningar, tre i Malaysia och tre i Indonesien, med sikte på 216 MMboe prospekteringsresurser.
Under 2013 tilldelades Lundin Petroleum blocket Cendrawasih VII i den östra delen av Indonesien. Detta prospekteringsblock har ett bevisat petroleumsystem och befi nner sig på grunt vatten i ett outvecklat område. Baserat på befi ntlig 2D- och 3D-seismik har bolaget identifi erat ett fl ertal strukturer med en potential på många miljarder fat olja och/eller triljoner kubikfot gas.
Dessutom planeras en prospekteringsborrning i Frankrike och fem prospekteringsborrningar i Nederländerna.
Lundin Petroleum redovisar endast uppskattade prospekteringsresurser för de potentiella strukturer som skall borras under det kommande året. Ytterligare potentiella strukturer med prospekteringsmöjligheter har dock identifi erats i den stora portföljen av prospekteringslicenser och är under utveckling för borrning under kommande år. I Norge har riggkapacitet redan säkerställts för att genomföra ytterligare prospekteringsborrningar in i 2017. I Sydostasien har ny 3D-seismik förvärvats för stora arealer inom bolagets kärnområden, i syfte att underlätta utvecklingen av ytterligare prospekteringsmöjligheter och kommer att leda till ytterligare prospekteringsborrningar.
När Edvard Griegfältet har uppnått platåproduktion, väntas Lundin Petroleums nettoproduktion vara över 75 000 boepd.
Under 2013 producerade Lundin Petroleum 11,9 MMboe med ett genomsnitt på 32 700 boepd. I början av 2013 uppskattades produktionen för helåret till mellan 33 000 och 38 000 boepd. Fortsatt stark produktion på Volundfältet togs delvis ut av lägre än förväntad produktion från Alvheimfältet i Norge på grund av problem med integriteten i tre produktionsborrningar. Produktionen under fjärde kvartalet 2013 påverkades dock framförallt av den försenade produktionsstarten av Bryndhildfältet i Norge. Försenad vattenproduktion på Volundfältet bidrog dessutom till att fjärde kvartalets produktion blev lägre än förväntat.
Lundin Petroleums produktion för 2014 förväntas ligga på mellan 30 000 och 35 000 boepd, dvs. på liknande nivåer som under 2013. Goda produktionsresultat förväntas från Alvheimfältet där två borrningar som genomgått underhållsarbete förväntas att tas åter i produktion i april 2014. Ytterligare borrningar på Alvheimfältet förväntas under 2014 och 2015, men de kommer endast att bidra till produktionen 2015 och framåt. Produktionsstart för Brynhildfältet förväntas under andra kvartalet 2014. Totalt kommer fyra borrningar att genomföras på Brynhildfältet.
Utbyggnaden av Bøyla- och Edvard Griegfälten fortskrider enligt plan. Beräknad produktionsstart för Bøylafältet är under första kvartalet 2015 och för Edvard Griegfältet under fjärde kvartalet 2015. Utbyggnadsplanen för Bertamfältet godkändes av Petronas i september 2013. Montering av en offshoreplattform (wellhead platform) och modifi ering och livstidsförlängande arbete på FPSO:n pågår och produktionsstart beräknas till andra kvartalet 2015. Dessa utbyggnadsprojekt kommer öka produktionen till ett genomsnitt på runt 50 000 boepd under 2015. När Edvard Griegfältet når platåproduktion förväntas Lundin Petroleums nettoproduktion överstiga 75 000 boepd.
Det gigantiska oljefältet Johan Sverdrup, med planerad produktionsstart sent 2019, har potential att vid platåproduktion fyrdubbla den nuvarande nettoproduktionen. Detta inkluderar inte tillskott från resten av de betingade resurserna, ej heller något tillskott från de prospekteringsborrningar Lundin Petroleum planerar att genomföra.
PRODUKTION jfr. FÖRVÄNTNINGAR
"
Det är mitt jobb att ge råd avseende bolagets subsurface projekt inklusive reserv- och resurshantering
Ryan Adair Group Subsurface Manager
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) och i enlighet med Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGE Handbook) och Canadian National Instrument 51–101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities. Lundin Petroleums reserver är reviderade av ERC-Equipoise Ltd. (ERCE), ett oberoende revisionsföretag för olje- och gasreserver. Reserver defi nieras som den mängd petroleum som förväntas vara kommersiellt utvinningsbar från kända ansamlingar från ett visst givet datum och framåt. Uppskattningar av reserver är förknippade med osäkerhet och för att specifi cera osäkerhetsgraden delas reserverna in i tre kategorier: bevisade, sannolika och möjliga. Lundin Petroleum rapporterar sina reserver som bevisade och sannolika, även förkortat 2P.
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 kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än de uppskattningar som gjorts.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. 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.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknik eller teknik som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller fl era betingelser. Betingelser kan inkludera faktorer såsom ekonomiska, legala, miljö-, tekniska, politiska och regulatoriska frågor eller avsaknad av efterfrågan. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de betingade resurserna.
Prospekteringsresurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från oupptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det fi nns en osäkerhet avseende både upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsresurser. Det är inte säkert att någon del av prospekteringsresurserna kommer att upptäckas. Om de upptäcks är det inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt att producera någon del av prospekteringsresurserna.
Priset på Brent råolja har, i enlighet med våra förväntningar, legat kvar en bra bit över 100 USD per fat och personligen tror jag att det kommer att fortsätta på den nivån. Den revolutionerande utvecklingen för skifferolja i USA gör att utbudet på olja fortsätter att öka, men samtidigt innebär den geopolitiska osäkerheten i Mellanöstern och Nordafrika att utbudet påverkas negativt. Den kinesiska ekonomin har saktat ner, men tillväxten är fortfarande stark med fortsatt hög efterfrågan på råvaror, inklusive olja. Denna kinesiska efterfrågan, i kombination med att efterfrågan i den industrialiserade världen enligt min uppfattning blir större än prognos, kommer att säkerställa att oljepriserna ligger fast.
Priserna kommer också att hållas uppe av de höga kostnadsnivåerna i vår bransch, som under senare år har pressat lönsamhetsmarginalerna hårt. Den nivå av kostnadsinfl ation vi upplevt de senaste 10 åren är inte hållbar utan kommer att påverka framtida produktion och leda till att vissa projekt döms ut som oekonomiska.
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Både befolkningsökning och ekonomisk tillväxt spelar avgörande roller när det gäller påverkan på efterfrågan på olja och oljeprodukter, i synnerhet i utvecklingsländerna där energikonsumtionen är mycket lägre än i den industrialiserade världen.
Världens befolkning uppgick år 1960 till tre miljarder människor, en siffra som vid sekelskiftet hade fördubblats till sex miljarder. Likaledes har den långsiktiga ekonomiska tillväxten fortsatt med oförminskad styrka och under det senaste decenniet i snitt legat på två procent per år i industrialiserade länder och sex procent per år i utvecklingsländer. Om vi blickar framåt förväntas världens befolkning växa till mer än åtta miljarder människor 2035, med en långsiktig BNP-tillväxt på mellan två och tre procent per år.
Eftersom det är industrialiseringen av utvecklingsländerna som driver den framtida tillväxten kommer dessa länders energiintensitet sannolikt att öka och skillnaden i oljekonsumtion per capita jämfört med de industrialiserade länderna kommer att minska. Industrialiserade länder konsumerar mer än fem gånger så mycket som utvecklingsländer.
Det innebär en stor utmaning för energiindustrin att kunna möta denna ökande efterfrågan på olja, i synnerhet satt i relation till industrins förmåga att ersätta producerad olja med nya reserver.
Under det senaste decenniet har det gjorts nya oljefyndigheter motsvarande ungefär en tredjedel av den olja som konsumerats. På lång sikt kommer det att bli svårt att hantera denna situation utan att antingen satsa på en kombination av utveckling av nya metoder för effektivare energikonsumtion och ökade ansträngningar för att prospektera och fi nna nya resursansamlingar, eller att minska efterfrågan på olja.
Lundin Petroleum är övertygat om att denna kombination av makro- och utbudsekonomiska utmaningar långsiktigt kommer att fortsatt hålla oljepriserna på en hög nivå. Lundin Petroleum visar fortsatt sin förmåga att möta de utbudsekonomiska utmaningar som industrin står inför genom att öka bolagets resurs- och reservsbas, vilket kommer att mer än fördubbla nuvarande produktionsnivåer tills slutet av 2015 och fyrdubbla dem när Johan Sverdrup når platåproduktion. Att göra detta i ett läge där höga råvarupriser råder kommer naturligtvis att leda till långsiktigt värdeskapande för aktieägarna.
WoodMac Global Exploration Review of 2012
Lundin Petroleum har sina prospekterings- och produktionstillgångar koncentrerade till två huvudsakliga områden, Norge och Sydostasien, samt har dessutom tillgångar i Frankrike, Nederländerna och Ryssland. Lundin Petroleum har fortsatt fokus på framgångsrik prospektering i syfte att skapa hållbart värde, men har också resurser att ta dessa prospekteringsframgångar vidare till produktionsfasen.
Olje- och gasprospektering är Lundin Petroleums kärnkompetens. Genom att ständigt ifrågasätta och omvärdera etablerade sätt att analysera geologiska data har Lundin Petroleum bevisat sin förmåga att hitta nya fyndigheter.
Lundin Petroleum har stor tillit till sina anställda och ger dem stort ansvar. Företagets framgång vilar på skickliga medarbetare med stor erfarenhet och betydande teknisk och geologisk expertis. Lundin Petroleum använder konventionella metoder och tillgängliga data, men företagets integrerade team av geologer, geofysiker och tekniska experter har utvecklat en kreativ metod för att analysera den tillgängliga informationen och därmed utvecklat ett nyskapande tillvägagångssätt för olje- och gasprospektering. Lundin Petroleums prospekteringsstrategi går ut på att inom organisationen ta till vara på varje enskild persons professionella och personliga styrkor och att aktivt uppmuntra till nytänkande. Varje prospekteringsteam är sammansatt för att säkerställa expertis från fl era olika discipliner. Arbetsmiljön bygger på gemensamma insatser och framgång och mäts inte individuellt, utan snarare på företagsnivå.
Under 2013 genomförde Lundin Petroleum 16 prospekterings- och utvärderingsborrningar och planerar att genomföra mer än 20 borrningar under 2014.
Baserat på resultaten från prospekterings- och utvärderingsborrningarna skapar Lundin Petroleum genom 3D-simulering en modell av olje- och gasreservoaren, så exakt som möjligt. Därefter utarbetar bolaget en konceptuell utbyggnadsplan.
I planen anges hur man bäst kan bygga ut reservoaren för produktion. Den innefattar ett program för hur kolvätena kan utvinnas så effektivt som möjligt, en planläggning av ingenjörsarbetet och utförandet av alla anläggningar ovan och under markytan samt infrastrukturen för att leverera resurserna. Utbyggnadsplanen beskriver också samtliga säkerhetsrutiner och säkerställer minimal miljöpåverkan.
För att minimera alla risker använder Lundin Petroleum bästa tillgängliga teknologi genom hela processen. När en konceptuell utbyggnadsplan har godkänts av partners och och det har utvisats att resurser kan utvinnas på ett kommersiellt gångbart sätt, kan resurserna i fältet omklassifi ceras till reserver. Kontrakt kan skrivas för borrning, konstruktion och installation av samtliga anläggningar. Under konstruktionsfasen arbetar Lundin Petroleum nära sina partners och underleverantörer med ett gemensamt mål att leverera komponenterna i tid och inom budget.
Installationsfasen innebär att de olika delarna av konstruktionen transporteras till den valda platsen för montering. Därefter ansluts anläggningen till borrningarna och infrastrukturen och produktion kan påbörjas.
Lundin Petroleum konstruerar för närvarande produktionsanläggningar för olja och gas i Norge, Malaysia och Frankrike.
Efter prospektering, utvärdering och utbyggnad går Lundin Petroleum in i produktionsfasen. Produktionsfasen innefattar allt från utvinning till produktion och levererans av olja eller gas för försäljning.
Lundin Petroleum använder intäkterna från produktionstillgångarna för att fi nansiera sin kärnverksamhet, prospekteringen efter nya olje- och gasresurser. När fyndigheterna Edvard Grieg och Johan Sverdrup byggts ut och produktionsstartats kommer dock produktionsverksamheten att få en mer framträdande roll. Produktionen i Norge ökar och nuvarande nettoproduktion har potentialen att fyrdubblas när Johan Sverdrup uppnår platåproduktion.
Medan Lundin Petroleums prospekteringsmodell bygger på kreativitet och innovativ analys av geologisk information bygger produktionsverksamheten på beprövade metoder i branschen, den bästa tillgängliga teknologin och best practice. Lundin Petroleum eftersträvar en effektiv produktion vid varje fält för att maximera den totala mängden olja eller gas som produceras från fältet. Detta kräver noggrann analys under utbyggnads- och produktionsfaserna och kan innefatta förbättrade utvinningsmetoder, som till exempel injicering av vatten för att pressa oljan mot utvalda produktionspunkter.
Bolaget lägger stor vikt vid säkerheten. Verksamheten bedrivs med mänskliga, tekniska och organisatoriska spärrar på plats så att en överträdelse mot en spärr inte ensamt kan leda till några skador på människor, miljö eller bolagets tillgångar.
I Norge har Lundin Petroleum sin huvudsakliga verksamhet. Bolagets strategi för organisk tillväxt har lett till en norsk licensportfölj som täcker spektrumet från prospekteringsoch utvärderingstillgångar till utbyggnads- och produktionstillgångar.
| Nyckeltal Norge | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 147 | 152 |
| Betingade resurser (MMboe) | 134 | 715 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 24 | 27 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 946 | 1 089 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 106 | 107 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 7 | 5 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 99 | 71 |
1 Exkluderar betingade resurser för Johan Sverdrupfältet
Lundin Petroleum etablerade sig i Norge 2003 och har sedan dess byggt upp ett ledande arealinnehav inklusive 62 licenser koncentrerade till ett antal kärnområden med verksamhet inom såväl prospektering och utvärdering som utbyggnad och produktion. Framgångsrik prospektering i Norge har lett till utbyggnaderna Brynhild och Edvard Grieg. Prospekteringsprogrammet 2013 resulterade i ytterligare fyndigheter i Luno II och Gohta, vilka båda kommer att utvärderas under 2014. Den norska licensportföljen domineras av det gigantiska Johan Sverdrupfältet som upptäcktes av Lundin Petroleum 2010. Johan Sverdrup spänner över tre licenser, PL501 (l.a. 40%), PL265 (l.a. 10%) och PL502, vilket kräver en samordningsprocess (unitisation) för att fördela resurserna mellan alla licensinnehavare. Efter 20 genomförda utvärderingsborrningar tillkännagav Statoil, Johan Sverdrups arbetande operatör, en uppskattning av betingade bruttoresurser för hela fältet på mellan 1,8 och 2,9 miljarder fat oljeekvivalenter (boe), vilket innebär att Johan Sverdrup är ett av de fem största upptäckta oljefälten på den norska kontinentalsockeln.
Sex prospekteringsborrningar och fem utvärderingsborrningar planeras att genomföras i Norge under 2014.
Norge fortsätter att utgöra merparten av Lundin Petroleums operativa verksamhet. Under 2013 stod Norge för 73 procent av bolagets totala produktion samt 76 procent av bolagets totala reserver vid slutet av året. Av Lundin Petroleums totala betingade resurser vid slutet av 2013 representerar Norge 39 procent1 , vilket bekräftar att det är i Norge som Lundin Petroleum kommer ha sin huvudsakliga produktion under kommande år. Under de kommande tre åren förväntas merparten av Lundin Petroleums utbyggnadskostnader vara hänförliga till norska utbyggnadsprojekt.
De norska tillgångarna nådde under 2013 ett produktionsgenomsnitt på 23 900 boepd. En förväntad naturlig minskning från Alvheim- och Volundreservoarerna resulterade i en produktionsminskning 2013 jämfört med 2012. Produktionen under 2013 påverkades också av att tre borrningar på Alvheim var avstängda under en stor del av 2013, liksom av ett niodagars driftstopp på Alvheim-FPSO:n för underhållsarbete.
Nettoproduktionen från Alvheimfältet (l.a. 15%) under 2013 var 10 500 boepd, en minskning med 11 procent jämfört med 2012. Alvheims produktion under åren har på det hela taget överträffat förväntningarna. Under 2013 har dock fältets produktion legat under förväntan eftersom tre borrningar varit avstängda under en stor del av året på grund av problem med den strukturella integriteten. En borrning sattes åter i produktion i slutet av 2013 och resterande två borrningar förväntas återgå i produktion i april 2014. Den minskade produktionen under 2013 kommer inte påverka fältets slutliga utvinningsbara reserver. Vid slutet av 2013 hade andelen vatten i fältets producerade olja nått omkring 50 procent. Fältets slutliga utvinningsbara bruttoreserver har ökat från 184 MMboe vid godkännandet av utbyggnadsplanen till 307 MMboe tack vare bättre reservoarprestanda än förväntat, i kombination med två kompletterande produktionsborrningar
Edvard Grieg projektkontrollcentral i Norge
under 2011 och ytterligare två kompletterande produktionsborrningar under 2012. Därutöver planeras ytterligare tre kompletterande produktionsborrningar under 2014 och 2015, med planerad produktionsstart för den första av dem tidigt 2015. Betingade bruttoresurser för Alvheimfältet uppgick till 41 MMboe vid slutet av 2013 och har potential för framtida kompletterande produktionsborrningar. I januari 2013 tilldelades Alvheimpartnerskapet i 2012 års APA licensrunda ytterligare areal norr om Alvheimfältet, vilket ökade Alvheims tillväxtpotential genom att ny borrningsbar areal kunde säkras i ett närbeläget område. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet 2013 var 5 USD per fat, exkluderat engångskostnader för projektet.
Nettoproduktionen från Volundfältet (l.a. 35%) under 2013 var 12 200 boepd. Produktionen under 2013 överträffade förväntningarna tack vare bättre reservoarprestanda och bättre driftstid för Alvheim FPSO:n än förväntat. Ytterligare en borrning på Volund togs i produktion tidigt 2013. Sedan Volundfältet togs i produktion 2010 har dess reservoarprestanda överträffat förväntningarna vilket har lett till att bruttoreserverna ökat från 50 MMboe, när utbyggnadsplanen lämnades in, till 66 MMboe, vid slutet av 2013. Under 2014 kommer viss utrustning, med långa leveranstider, att beställas som en del av planeringen inför att eventuellt genomföra två kompletterande produktionsborrningar under 2015. Utvinningskostnaderna för Volundfältet under 2013 var under 2,5 USD per fat.
Produktionen från Gaupefältet (l.a. 40%) inleddes under första kvartalet 2012 och har sedan dess legat under förväntan. Teknisk analys indikerar att de två produktionsborrningarna, på grund av fi ckbildning i reservoaren, är kopplade till lägre kolvätevolymer än uppskattat före produktionsstart. Reserverna har följaktligen reducerats till 0,2 MMboe, netto, och produktionen förväntas upphöra under 2014.
| Licensandel | 50% |
|---|---|
| Reserver MMboe, brutto | 186 |
| Förväntad topproduktion boepd, brutto | 100 000 |
Edvard Griegfältet (l.a. 50%) upptäcktes 2007 av Lundin Petroleum och i juni 2012 godkändes utbyggnadsplanen av norska Stortinget.
Edvard Griegfältet uppskattas innehålla 186 MMboe bruttoreserver, med förväntad produktionsstart i slutet av 2015 och förväntad topproduktion på cirka 100 000 boepd, brutto. Bruttoinvesteringen för Edvard Griegfältets utbyggnad uppskattas till 25 miljarder NOK (4 miljarder USD) och omfattar konstruktion av en plattform för produktion och processanläggningar, olje- och gaspipelines samt 15 borrningar. Kontrakt har tilldelats Kværner för projektering, upphandling och utförande av plattformens jacket och processdäck, Rowan Companies för en jack-up-rigg för utbyggnadsborrningarna och Saipem för de marina installationerna. Utbyggnaden fortlöper enligt tidsplan och bygget av jacketen som påbörjades 2012 är i full gång med planerat slutförande och installation våren 2014. Under 2013 inlämnades en plan för installation och drift av pipelines för olje- och gasexport. Pipeline för gas kommer att installeras under 2014 och pipeline för olja planeras att installeras under 2015. En utvärderingsborrning genomförs förnärvarande i sydöstra delen av Edvard Griegfältet för att spåra ytterligare resurser och optimera utbyggnadsborrningarnas placering.
Utbyggnadsplanen inbegriper en lösning för en samordnad utbyggnad av Edvard Griegfältet med det närliggande Ivar Aasenfältet beläget i PL001B där Det norske oljeselskap är operatör.
| Licensandel | 90% |
|---|---|
| Reserver MMboe, brutto | 23,1 |
| Förväntad topproduktion boepd, brutto | 12 000 |
En utbyggnadsplan för Brynhildfältet i PL148 (l.a. 90%) godkändes av det norska Olje- och energidepartementet i november 2011. Brynhildfältet, som byggts ut med återkoppling längs havsbotten till Piercefältet i Storbritannien, innehåller bruttoreserver om 23,1 MMboe och förväntas producera 12 000 boepd, brutto, vid platåproduktion. Allt installationsarbete under vatten slutfördes med framgång under 2013 och den första av fyra utbyggnadsborrningar nådde det slutliga måldjupet och påträffade reservoarens övre del som förväntat. Även reservoarkvaliteten var enligt förväntan. Arbetet med att modifi era och förlänga livslängden på FPSO:n Haewene Brim är i stort sett avslutat och fartyget återvände i slutet av 2013 till sin plats offshore på Piercefältet, där Shell är operatör. De återstående tre utbyggnadsborrningarna, liksom installation av en ny stigrörsanläggning (riser) för produktion, kommer att genomföras under 2014. Produktionsstart för fältet planeras till andra kvartalet 2014. Bruttoinvesteringen för Brynhildutbyggnaden uppskattas till 6,7 miljarder NOK (1,1 miljarder USD).
| Licensandel | 15% |
|---|---|
| Reserver MMboe, brutto | 22 |
| Förväntad topproduktion, boepd, brutto | 20 000 |
En utbyggnadsplan för Bøylafältet i PL340 (l.a. 15%) godkändes 2012 av det norska Olje- och energidepartementet. Bøylafältet innehåller bruttoreserver på 22 MMboe och kommer att byggas ut som en 28 km lång återkoppling längs havsbotten till Alvheim FPSO:n. Planen är att påbörja utbyggnadsborrning under 2014 med målsättningen att påbörja produktion från Bøylafältet under första kvartalet 2015 med en platåproduktion om 20 000 boepd, brutto.
År 2010 upptäckte Lundin Petroleum Avaldsnesfältet i PL501 (l.a. 40%). Under 2011 upptäckte Statoil fyndigheten Aldous Major South i angränsande PL265 (l.a. 10%). Efter kontinuerlig utvärderingsborrning under 2011 konstaterades att de två fyndigheterna var sammanhängande. I januari 2012 bytte den kombinerade fyndigheten namn till Johan Sverdrup. Statoil, som är arbetande operatör för Johan Sverdrup, tillkännagagav i slutet av 2013 ett uppdaterat uppskattat intervall för hela fältets betingade bruttoresurser på mellan 1,8 och 2,9 miljarder boe, övervägande i form av olja, vilket innebär att Johan Sverdrup är storleksmässigt ett av de fem största upptäckta oljefälten i Norge. I slutet av 2013 tilldelades Aker Solutions kontrakt gällande förprojektering (front end engineering and design, FEED) med sikte på att kunna lämna in en utbyggnadsplan i början av 2015. Val av slutligt utbyggnadskoncept gjordes av fältets partners i februari 2014 då det beslutades att bygga ut fältet i fl era faser, där den första fasen kommer tas i produktion i slutet av 2019.
Erik Sverre Jenssen Chief Operating Officer, Norge
Anställda är aktiva i alla delar av Lundin Norways aktiviteter offshore och det är därför av vikt att bolaget har åtgärder på plats för att skydda anställda, underleverantörer och miljön i vilken de arbetar. Mer information avseende HSE fi nns i avsnittet Corporate Responsibility på sidorna 36–45.
Som ett resultat av Johan Sverdrups storlek och geografi ska utsträckning över ett område om 200 km2 kommer fältet att byggas ut i fl era faser med ett fl ertal fasta plattformar. Fas 1 av utbyggnaden kommer att innehålla ett fältcenter bestående av fyra fasta plattformar såväl som ytterligare installationer på havsbotten. Fältcentret kommer att bestå av en procssanläggningsplattform, en plattform för stigrör, en plattform med borranläggning och en boendeplattform. Plattformarna kommer att installeras i vattendjup om 120 meter på ståljackets och kommer att vara sammanlänkade med varandra genom brygginstallationer.
Produktionsstart för den första fasen av utbyggnaden beräknas till slutet av 2019 och förväntas ha en produktionskapacitet, brutto, om mellan 315 000 och 380 000 boepd. Det antas att mellan cirka 40 och 50 produktions- och injiceringsborrningar kommer att genomföras för att uppnå produktion för Fas 1, av vilka 11 till 17 borrningar kommer att genomföras med en halvt nedsänkbar borrigg innan produktionsstart, för att nå platåproduktion för Fas 1.
Bruttoinvesteringen för Fas 1, vilken innefattar såväl exportpipelines för olja och gas som elförsörjning från land, uppskattas till mellan 100 och 120 miljarder NOK, inklusive oförutsedda utgifter och visst utrymme för potentiella framtida prisökningar. Fältcentret i Fas 1 kommer även att möjliggöra visst kapacitetsutrymme för framtida faser och potentiellt ökad utvinning. Partnerskapet arbetar kontinuerligt för att optimera investeringsnivån för Fas 1.
Johan Sverdrups olje- och gasproduktion kommer att transporteras till land via för ändamålet reserverade pipelines för olja och gas. En 274 km lång pipeline om 36 tum för olja kommer att installeras och kopplas till oljeterminalen i Mongstad på den norska västkusten. En 165 km lång pipeline om 18 tum för gas kommer att installeras och kopplas till Kårstøs gasterminal, där gasen sedan bearbetas och därefter transporteras vidare. Kostnaden för pipelines uppskattas till 11 miljarder NOK, brutto.
Fyndigheten innehåller sand av varierande tjocklek och bra kvalitet. Utvärderingsborrningar som utförts i både PL501 och PL265 bekräftar kontakten mellan olja och vatten och reservoarkvaliteten vid varje borrning, liksom reservoarens sannolika areal och fördelning.
Under 2013 har sju utvärderingsborrningar genomförts på fältet, vilket innebär att totalt 20 borrningar har genomförts på strukturen, av vilka sex stycken inkluderade sidospårsborrningar.
Johan Sverdrupfältet innehåller två huvudsakliga reservoarenheter från juraperioden, en av Draupnesandsten, också kallad volgiansk sandsten, och därunder sandsten av Vestlandtyp. Draupnesandstenen har utmärkta reservoaregenskaper och innehåller merparten av Johan Sverdrups resurser. Vestlandsandstenen har också mycket god reservoarkvalitet med sandtyper av varierande genomtränglighet, men har fl er skifferintervall (lägre nettomängd sand) och varierar mer i sidled. Det seismiska underlaget är gott nog för att kunna göra tillförlitliga uppskattningar av reservoarens övre del i de fl esta av borrningarna. Tjockleken på juraperiodspartiet varierar för hela fältet.
En utvärderingsborrning genomfördes i mars 2014 på Avaldsneshöjden i PL501 (l.a. 40%), vilken påträffade en 13 meter oljefylld reservoar från juraperioden av bra kvalitet. En utvärderingsborrning genomförs för närvarande norr om utvärderingsborrningen Geitungen 16/2-12 i PL265 (l.a. 10%).
De resurser i Johan Sverdrup som inte byggts ut i Fas 1 kommer att byggas ut under påföljande utbyggnadsfaser. Koncept och kostnader för ytterligare utbyggnadsfaser har inte ännu bearbetats av Johan Sverdrups partners och kommer att utgöra underlag för senare investeringsbeslut.
Lundin Petroleums prospekteringsstrategi är att identifi era kärnområden, i vilka bolaget skaffar sig en betydande position med stora ägarandelar och operatörskap. De årliga prospekteringsprogrammen koncentreras sedan till arbete inom dessa kärnområden, men också till att identifi era nya kärnområden.
Nuvarande kärnområden:
Nya områden:
Under 2007 fann Lundin Petroleum nyckeln till de geologiska förutsättningarna i Utsirahöjdsområdet genom upptäckten av Lunofyndigheten, som lett till utbyggnaden av Edvard Grieg. Påföljande borrningar i liknande strukturer runt Utsirahöjdsområdet ledde 2010 till upptäckten av Avaldsnes (Johan Sverdrup). Arbetet i området, tillsammans med en fördjupad geologisk förståelse, har genererat fl er potentiella strukturer som kommer att borras under de kommande åren.
Under 2013 gjordes ytterligare en betydande fyndighet, Luno II, i PL359 (l.a. 40%) på det sydvästra hörnet av Utsirahöjden, med uppskattade betingade bruttoresurser om 25 till 120 MMboe. Det östra segmentet av Luno II-fyndigheten i PL410 utvärderades också i slutet av 2013, men inga kolväten påträffades på denna plats. Under 2014 kommer ytterligare en utvärderingsborrning att genomföras i mitten av Luno II-fyndigheten.
Utöver Luno II genomförde Lundin Petroleum ytterligare tre prospekteringsborrningar på Utsirahöjden under 2013. Olja upptäcktes i tät reservoarsten på Jorvikstrukturen i PL338 (l.a. 50%), medan borrningarna på Biotitt i PL544 (l.a. 40%) och Torvastad i PL501 (l.a. 40%) var torra.
Lundin Petroleums prospekteringsprogram i Utsirahöjdsområdet under 2014 består av en prospekteringsborrning med målsättning att nå prospektet Kopervik.
Lundin Petroleum har sedan 2007 successivt skaffat sig en av de största arealpositionerna i Barents hav, varav det mesta ligger i Loppahöjdsregionen, nära Statoils Johan Castbergfyndighet och Lundin Petroleums egen Gohtafyndighet. Lundin Petroleum har samlat in 2 700 km2 3D-seismisk data och genomfört fem borrningar, vilket har resulterat i två gasfyndigheter och en oljefyndighet i regionen.
Under 2013 genomfördes en prospekteringsborrning, med Lundin Petroleum som operatör, i PL492 (l.a. 40%) vilken resulterade i Gohtafyndigheten. Gohtafyndigheten uppskattas innehålla betingade bruttoresurser om mellan 111 och 232 MMboe. Av vikt är också att fyndigheten bekräftade en aktiv källbergart från triasperioden i en porös karbonatreservoar. Fram till att Gohtafyndigheten gjordes har varken källbergart från triasperioden/sen permålder i Loppahöjdsregionen eller karbonatreservoarer visat sig vara möjliga att utvinna i Barents hav. Detta innebär att Gohtafyndigheten får långtgående konsekvenser för framtida prospekteringsmodeller i området och uppgraderar prospekteringspotentialen för areal som ligger på samma geologiska trend, som exempelvis PL609 (l.a. 40%) där Lundin Petroleum kommer att borra Altastrukturen under 2014. En utvärderingsborrning i Gohtafyndigheten planeras också under 2014. Prospekteringsborrningen på Langlitindenstrukturen i PL659 (l.a. 20%), belägen på sydöstra ytterkanten av Loppahöjden i Barents hav, har slutförts. Borrningen påträffade olja i en tight reservoar och bedöms vara icke-kommersiell. Lundin Petroleum tilldelades ytterligare två licenser med operatörskap i Barents hav under 2013, en genom den 22:a licensrundan och en genom 2012 års APA licensrunda. I 2013 års APA licensrunda tilldelades Lundin Petroleum också fyra nya licenser, varav tre som operatör.
Under 2013 genomförde Lundin Petroleum två borrningar i södra Nordsjön, Ogna i PL453s (l.a. 35%) och Carlsberg i PL495 (l.a. 60%). Båda borrningarna var torra. Inga fl er borrningar planeras i detta område under 2014. Lundin Petroleum tilldelades två nya licenser i södra Nordsjön i 2013 års APA licensrunda.
Albertborrningen i PL519 (l.a. 40%) under 2012 påträffade olja i en tunn reservoarsekvens från kritaperioden, men bedöms för närvarande vara en icke-kommersiell fyndighet på grund av detta och reservoarens osäkra fördelning. Under 2014 planeras ytterligare prospekteringsaktiviteter i detta område med borrning av Stormstrukturen i PL555, där Lundin Petroleum har en 60-procentig licensandel och är operatör.
Karta över licenserna i Norge, som visar bolagets kärnområden
Lundin Petroleum har byggt upp en arealposition i Utgaardhöjdsområdet i Norska havet. Utgaardhöjdsområdet ligger på samma geologiska trend som de oljerika Halten- och Donnaterrasserna. Under 2013 borrades Sverdrupstrukturen i PL330 (l.a. 30%) av operatören RWE Dea. Inga oljereservoarer påträffades och borrningen pluggades igen och övergavs som ett torrt hål. Områdets prospekteringspotential utvärderas förnärvarande.
I januari 2013 tilldelades Lundin Petroleum sju prospekteringslicenser i 2012 års APA licensrunda, varav fyra i Nordsjön, två i Norska havet och en i Barents hav. Ytterligare en licens i Barents hav tilldelades bolaget 2013 i den 22:a licensrundan. I januari 2014 tilldelades Lundin Petroleum nio prospekteringslicenser i 2013 års APA licensrunda, varav fem i Nordsjön och fyra i Barents hav.
Lundin Petroleums prospekteringsprogram i Norge under 2014 består av sex prospekteringsborrningar, för vilka borriggar har upphandlats.
| Utsirahöjdsområdet | |||
|---|---|---|---|
| Edvard Griegfältet PL338 (l.a. 50%) |
Johan Sverdrupfältet PL501(l.a. 40%) och PL265 (l.a. 10%) |
Prospektering i Utsirahöjden | |
| · Edvard Griegfyndighet (Luno) gjord 2007 · Tellusfyndigheten gjord 2011 · Edvard Grieg/Tellus reserver 93 MMboe, netto · Edvard Grieg/Tellus utbyggnadsplan godkänd 2012 och utbyggnad påbörjad · Förväntad produktionsstart Q4 2015 · Edvard Grieg utvärderingsborrning pågår förnärvarande |
· Johan Sverdrupfyndighet gjord i PL501 år 2010 och i PL265 år 2011 · 20 borrningar genomförda på fyndigheten till dags datum · Statoil (arbetande operatör) uppskattar att fältet innehåller bruttoresurser på mellan 1,8 och 2,9 miljarder boe · Resurser i PL501, PL265 och PL502 skall bli föremål för samordning (unitisation) · FEED-kontrakt har tilldelats · Beslut om utbyggnadskoncept har fattats för Fas 1 · Fältets samordning skall slutföras när inlämnandet av utbyggnadsplan sker · Godkännande av utbyggnadsplan under Q2 2015 · Produktionsstart vid slutet av 2019 |
· En prospekteringsborrning planeras att genomföras i Utsirahöjds området under 2014 – PL625 (l.a. 40%), strukturen Kopervik |
|
| Större Alvheimområdet | |||
| Alvheimfältet (l.a. 15%) |
Volundfältet (l.a. 35%) |
Bøylafältet (l.a. 15%) |
|
| · Reserver om 21,7 MMboe, netto · Slutlig utvinning 307 MMboe, brutto · Produktion 2013 om 10 500 boepd, netto · 15 produktionsborrningar, 9 multilaterala · 3 nya kompletterande borrningar kommer att genomföras under 2014–2015 · Ägande av Alvheim FPSO:n |
· Reserver om 7,8 MMboe, netto · Slutlig utvinning 66 MMboe, brutto · Produktion 2013 om 12 200 boepd, netto |
· Bøylafyndighet gjord 2009 · Caterpillarfyndighet gjord 2011 · Utbyggnadsplan godkänd 2012 · Reserver om 3,3 MMboe, netto · Förväntad produktionsstart Q1 2015 |
|
| Barents havsområdet | |||
| Gohtafyndigheten PL492 (l.a. 40%) |
Barents havsfyndigheter | Prospektering i Barents hav | |
| · Gohtafyndighet gjord 2013 · Fyndigheten testade 4 300 boepd · Betingade resurser 111–232 MMboe, brutto · Utvärdering av Gohta planeras att genomföras under 2014 |
· PL438 (l.a. 25%) Skalle gasfyndighet gjord 2011 · PL533 (l.a. 20%) Salina gasfyndighet gjord 2012 |
· En prospekteringsborrning planeras att genomföras i Barents hav under 2014 – PL609 (I.a 40%) strukturen Alta |
|
| Övriga områden | |||
| Brynhildfältet PL148 (l.a. 90%) |
Gaupefältet (I.a 40%) |
Övrig prospektering | |
| · Reserver om 23 MMboe, netto | · Reserver om 0,2 MMboe, netto | · Ytterligare 3 prospekterings |
· Produktion 2013 om 1 200 boepd,
· Produktionen vid fältet väntas upphöra
netto
under 2014
· Utbyggnadsplan godkänd 2011 · Förväntad produktionsstart Q2 2014
Lundin Petroleum Årsredovisning 2013 27
borrningar planeras att genomföras
– PL555 (l.a. 60%) strukturen Storm
– PL584 (l.a. 60%) strukturen Lindarormen – PL631 (l.a. 60%) strukturen
under 2014
Vollgrav
Barents hav ligger utanför Norges norra kust. Tvärtemot allmän uppfattning är södra delen av Barents hav, där Lundin Petroleums prospekteringslicenser är belägna, en relativt hanterbar arbetsmiljö. Vattendjupet är relativt grunt och området är tack vare Golfströmmen fritt från is. Norska Oljedirektoratet uppskattar potentiella oupptäckta resurser i norska Barents hav till mellan 3,2 och 17,7 miljarder boe. Med färre än 100 genomförda prospekteringsborrningar är Barents hav underprospekterat i jämförelse med Nordsjön och Norska havet.
Den första prospekteringsvågen i Barents hav kom efter att norska Oljedirektoratet genomfört en strategisk kartläggning av kolvätepotentialen på den norska sockeln. Denna kartläggning resulterade i att man under perioden 1979–1982 gradvis öppnade upp för prospektering i Norska havet och Barents hav. Båda områdena ansågs innehålla en mångfald av olika geologiska förutsättningar och petroleumsystem. Oljedirektoratet bedömde att de potentiella resurserna i Norska havet huvudsakligen bestod av olja, med visst gasinnehåll. I kontrast till detta ansågs Barents hav huvudsakligen bestå av gas, med visst oljeinnehåll. De stora oljebolagen var av en annan uppfattning. Deras fokus låg på Barents hav, där de främst såg oljepotential. Efter en inledande borrkampanj i båda områdena upptäcktes en serie olje- och gasfyndigheter i Norska havet och en stor gasfyndighet, Snøhvit, i Barents hav.
En andra prospekteringsvåg kom i samband med 1986/1987 års strategiska koncessionslicensrunda där man fokuserat på en serie stora strukturer som identifi erats i Barents hav. Resultatet
av denna andra prospekteringsvåg var ett antal torra borrningar med endast viss förekomst av olja. Detta ledde till konsensus inom de stora oljebolagen: "För sent, oljan läckte ut under istiden och landhöjningen."
En tredje prospekteringsvåg följde från stora koncessioner som delades ut med betydande sekundär areal i händelse av ett prospekteringsgenombrott. Dessa prospekteringar hade begränsad kommersiell framgång, med enbart några mindre fyndigheter som resultat. Undantaget var den mycket positiva oljefyndigheten Goliath.
Den fjärde prospekteringsvågen startade 2004 när Barents hav inkluderades i APA licensrundorna – och nya branschaktörer etablerade sig i Norge. Resultatet är hittills några mycket lovande fyndigheter kallade Johan Castberg, Wisting och Gohta. Dessa genombrott har möjliggjorts tack vare en kombination av ny 3D-seismisk data och det kreativa nytänkandet hos geovetenskapliga experter på jakt efter koncept för nya geologiska förutsättningar.
Lundin Petroleum har under många år varit aktivt i Barents hav med licensansökningar och tilldelningar ända sedan 2006 års APA licensrunda. Inom Lundin Petroleum anses
Från vänster till höger: Trond Kristensen – Senior Geophysicist, Terje Kollien – Senior Norge Petrophysicist, Jon Halvard Pedersen – Petroleum System Analyst, Harald Brunstad – Senior Geologist, Hans Christen Rønnevik – Exploration Manager
Det är vårt jobb att samla in och tyda ny och gammal data över Barents havsområdet, generera geologiska modeller och identifiera borrplatser och strukturer för borrning
Barents Sea Subsurface Team,
Barents hav som ett mycket lovande prospekteringsområde, till storleken jämförbart med Nordsjön. Genom att tillämpa samma framgångsrika strategi som ledde till upptäckterna av Edvard Grieg- och Johan Sverdrupfälten på Utsirahöjden har Lundin Petroleum etablerat ett kärnområde kring södra delen av Loppahöjden. Koncentrationen till området kring Loppahöjden bygger på vår övertygelse att detta område är ett av de mest sannolika för att fi nna nya ansamlingar av olja och gas.
De nyligen upptäckta oljefyndigheterna Johan Castberg, Gohta och Wisting har bekräftat denna uppfattning och som ett resultat ser vi nu ett antal nya möjligheter öppna sig. Johan Castbergfyndigheten upptäcktes i PL532 av Statoil år 2011. Målsättningen var en tydlig direkt kolväteindikator och borrningen bekräftade olja och gas i sandsten från den tidiga till mellersta juraperioden i Stø- och Nordmelaformationerna, med en kontakt mellan gas och olja på 1 312 meter. Under 2013 borrade Lundin Petroleum Gohtafyndigheten i PL492. Fyndighetsborrningen bekräftade förekomsten av olja och gas på cirka 2 300 meter i karbonat- och silikathaltig berggrund från sen permperiod. Wistingfyndigheten borrades 2013 av OMV i PL537. Vid borrningen fann man ej biologiskt nedbruten olja i sandsten från juraperiod bara några hundra meter under havsbotten. Dessa nyligen upptäckta fyndigheter har lett till en ny våg av intresse för prospektering i Barents hav. Gohtafyndigheten öppnar upp för nya möjliga geologiska förutsättningar på Loppahöjden – berggrund från sen permperiod som exponerats för vittringsprocesser för cirka 250 miljoner år sedan. Dessa förutsättningar fi nns sannolikt längs krönet på Loppahöjden och kan också fi nnas på andra platser i Barents hav där berggrund från sen permperioden exponerats för vittring och därmed blivit porös och permeabel.
Den "färska" oljan som upptäcktes i reservoarerna på grunt vatten i Johan Castberg- och Wistingfyndigheterna indikerar att oljeansamling skett relativt nyligen, kanske till och med så nyligen som under de senaste istiderna. Om detta kan bekräftas, kommer det att avsevärt minska risken för kolväteläckage över tid. Dessutom kan reservoarer på grunt vatten visa sig ha goda reservoaregenskaper på grund av ytligt inneslutna kolväten och sandsten som utsatts för diagenes. Det är möjligt att denna typ av geologiska förutsättningar sträcker sig längs den västra randen av Loppahöjden och norrut in i Hoop Fault Complexområdet.
PL492 tilldelades Lundin Petroleum 2008. Den huvudsakliga strukturen i licensen var en stor fyrvägstillslutning från permperioden. En prospekteringsborrning nedåt fl anken genomfördes av Shell 1986. Borrningen visade att det fanns olja, men karbonatreservoaren från permperioden var för tight för att medge något vätskefl öde. Den detaljerade utvärdering av strukturen som Lundin Petroleum senare genomförde med hjälp av modern 3D-seismik visade dock att karbonaterna från permperioden på en högre nivå (up-dip) hade utsatts för erosion och därmed regnvatten. Regnvattnet under permperioden var aningen surt, vilket lett till att karbonaterna delvis lösts upp, s.k. karstbildning. Resultatet innebär att tight karbonatberggrund kan omvandlas till porös reservoarberggrund. År 2013 genomförde Lundin Petroleum prospekteringsborrningen Gohta i syfte att testa detta koncept – och det visade sig stämma. Ett test av strukturens egenskaper och produktionskapacitet genomfördes med framgång och fl ödade med mer än 4 000 fat ej biologiskt nedbruten olja per dag genom en 44/64 ventil. En utvärderingsborrning planeras under 2014 för att undersöka karstbildningens utbredning inom området.
Efter en mångårig tvist kom norska och ryska myndigheter 2010 överens om gränsdragningen mellan Norge och Ryssland. Den norska regeringen har tillkännagivit att arealen i Barents hav vid ryska gränsen kommer att göras tillgänglig för prospektering i den kommande 23:e licensrundan, med förväntade licenstilldelningar under 2015. En grupp bolag, inklusive Lundin Petroleum, har åtagit sig att samla in avancerad 3D-seismisk data inom arealen i fråga.
Bertamfältets ytlayout - FPSO och plattform
Lundin Petroleums första utbyggnadsprojekt i kärnområdet Sydostasien, Bertamfältet, kommer att kunna tas i produktion år 2015.
Sedan Lundin Petroleum etablerade sig i Malaysia 2008, har bolaget vuxit till en position som den näst största arealinnehavaren efter Petronas. Totalt innehar bolaget sex produktionsdelningskontrakt i Malaysia och sex produktionsdelningskontrakt i Indonesien. Liksom i Norge tillämpar Lundin Petroleum en organisk tillväxtstrategi i Sydostasien. På senare år har Lundin Petroleum haft framgångar i Malaysia och upptäckt fl era gasfyndigheter och en kommersiell oljefyndighet. Under 2014 planeras tre prospekteringsborrningar att genomföras. En utvärderingsborrning kommer att genomföras i Tembakau, gasfyndigheten som upptäcktes sent 2012. Oljefältet Bertam, offshore Malaysiska halvön, är under utbyggnad med planerad produktionsstart under 2015.
Lundin Petroleums tillgångar i Sydostasien är belägna offshore Malaysia samt offshore och onshore Indonesien. Tillgångarna offshore Malaysia består av cirka 34 000 km2 prospekteringsareal, fyra gasfyndigheter och tre oljefyndigheter. De indonesiska tillgångarna består av cirka 23 000 km2 prospekteringsareal och ett producerande oljefält onshore Sumatra.
Sedan Lundin Petroleum år 2011 och 2012 slutförde sitt prospekteringsprogram om tio borrningar offshore Malaysia har bolaget vid slutet av 2013 funnit 13,7 MMboe nettoreserver och 82 MMboe betingade nettoresurser. Lundin Petroleum har verksamhet i två kärnområden i Malaysia.
Lundin Petroleum innehar fyra produktionsdelningskontrakt offshore Malaysiska halvön och har utfört sex prospekteringsborrningar i området. Dessa har resulterat i två oljefyndigheter, Janglau och Ara, bekräftat den befi ntliga oljefyndigheten Bertam samt lett till en gasfyndighet, Tembakau.
Under 2013 godkändes Lundin Petroleums utbyggnadsplan för oljefältet Bertam i PM307 (l.a. 75%). Bertam är Lundin Petroleums första utbyggnadsprojekt i Malaysia. Fältet innehåller nettoreserver om 13,7 MMboe och kommer att byggas ut som en obemannad stationär offshoreplattform som producerar till den av Lundin Petroleum ägda FPSO:n. Kontraktet för plattformen tilldelades till TH Heavy Engineering (THHE) under 2013 och bygget påbörjades på THHE:s varv i Pulau Indah i slutet av 2013. Under 2013 tilldelades Keppel kontraktet för modifi ering av FPSO:n och arbetet påbörjades på Keppels varv i Singapore. De 13 första utbyggnadsborrningarna påbörjas under 2014 och kommer att fortsätta in i 2015. Produktionsstart av Bertam förväntas under andra kvartalet
Mitt jobb är att övervaka alla subsurface frågor inom petroleumingenjörsvetenskap för tillgångarna i Sydostasien, inklusive produktion och utvärdering av nya affärsmöjligheter
Rozlin Hassan Head of Petroleum Engineering, Malaysia
2015, och den förväntade platåproduktionen om 15 000 bopd, brutto, förväntas också att uppnås under 2015.
Gasfyndigheten Tembakau, också den i PM307, kommer att utvärderas under 2014. Tembakaufyndigheten uppskattas för närvarande innehålla 306 bcf (51 MMboe) betingade bruttoresurser och utvärderingsborrningens målsättning är att påvisa ytterligare gasförekomst inom strukturen. Tembakau anses vara en kommersiell gasfyndighet på grund av närheten till den Malaysiska halvöns östkust och att gasefterfrågan på Malaysiska halvön förväntas öka snabbare än gasproduktionen offshore Malaysiska halvön.
Block PM308A (l.a. 35%) innehåller fyndigheterna Janglau, Ara och Rhu, som ligger i oljesand från oligocenepoken. På grund reservoarernas egenskaper och begränsade storlek bedöms för närvarande ingen av dessa fyndigheter vara kommersiellt utvinningsbar.
I december 2012 meddelade Lundin Petroleum att bolaget tilldelats ett nytt produktionsdelningskontrakt offshore Malaysiska halvön. I block PM319, där Lundin Petroleum är operatör, har bolaget en 85-procentig licensandel och Petronas Carigali har en 15-procentig licensandel. Blocket omfattar ett område på cirka 8 400 km2 och är beläget väster om block PM307.
Lundin Petroleum innehar två produktionsdelningskontrakt offshore Sabah i östra Malaysia. Sedan 2011 har fyra prospekteringsborrningar genomförts offshore Sabah i östra
Malaysia, vilket har resulterat i tre gasfyndigheter: Tarap, Cempulut och Berangan.
Block SB303 (l.a. 75%) innehåller gasfyndigheterna Tarap, Cempulut, Berangan och Titik Terang med uppskattade betingade bruttoresurser på mer än 340 bcf (57 MMboe). Lundin Petroleum fortsätter att utvärdera potentialen för kommersialisering av dessa gasfyndigheter, med största sannolikhet i form av en klusterutbyggnad. Ett fl ertal möjliga utbyggnadskoncept utvärderas som en del av en studie av gasproduktionens kommersialisering.
Under 2012 insamlades 500 km2 ny 3D-seismik över SB307/308 (l.a. 42,5%), vilket lett till att Lundin Petroleum har valt ut ett antal prioriterade strukturer inom området. Två av dessa strukturer kommer att borras under 2014 på strukturer lokaliserade nedanför Shells nuvarande producerande fält SF30 och South Furious. Under 2013 har ytterligare 462 km2 3D-seismik insamlats från den sydvästra delen av SB307/308.
Lundin Petroleum har ett aktivt program för hållbara investeringar i Sydostasien, direkt genom bolagets egna investeringar och genom sitt partnerskap med Lundin Foundation. För ytterligare information se hållbara investeringar sidorna 43–45.
Lundin har en ägarandel om 25,88 procent i det producerande gasfältet Singa, onshore Sumatra. Fältet producerade under 2013 nära förväntan. Det nuvarande produktionsdelningskontraktet går ut 2017 och fältets reserver sträcker sig inte bortom 2017. Lundin Petroleum har redovisat ytterligare betingade resurser för Singa, vilka kommer omklassifi ceras till reserver om och när kontraktet förlängs. Ett nytt gasförsäljningsavtal ingicks i början av 2014 avseende Singafältet. Det innebar en ökning i gasförsäljningspriset till 7,97 USD per miljoner British Termal Units (MMbtu) att jämföra med det tidigare priset om 5,2 USD per MMbtu.
Lundin Petroleum innehar fyra produktionsdelningskontrakt i Natunahavsområdet. Bolaget har en 90-procentig licensandel och operatörsskap i Cakalang-, Baronang- och Guritakontrakten. Under 2013 farmade Lundin Petroleum ut en 10-procentig ägarandel i Cakalang-, Baronang- och Guritakontrakten till Nido Petroleum. Dessutom har Lundin Petroleum en 60-procentig licensandel och operatörsskap i South Sokangkontraktet. Tre prospekteringsborrningar har planerats att genomföras under 2014 i Indonesien, två i Baronangkontraktet och en i Guritakontraktet. De två borrningarna på Baronangkontraktet avslutades i februari och mars 2014. Båda borrningarna påträffade reservoarer av god kvalitet men fann inte några kolväten.
Under 2013 kom Lundin Petroleum överens med SKKMigas att byta bolagets block Sareba mot det 5 545 km2 stora Cendrawasih VII-blocket (l.a. 100%), offshore östra Indonesien. Blocket innehåller en outbyggd gasfyndighet från pliocenepoken och har 950km2 3D-seismik som insamlats 2009. Lundin Petroleum planerar att på nytt analysera 3D-seismiken innan beslut fattas om ett eventuellt prospekteringsborrprogram.
Mitt jobb är att integrera alla subsurface data för de indonesiska licenserna vilket inkluderar seismisk data och data från borrningar
Jeres Rorym Cherdasa Geoscientist, Indonesien
| Offshore Malaysiska halvön | Offshore Sabah – östra Malaysia | ||
|---|---|---|---|
| 2013 | 2012 | · PM307 (l.a. 75%) Bertamfältet | · SB303 (l.a. 75%) 4 gasfyndigheter i blocket – potentiell |
| 13,7 | 12,7 | – Utbyggnadsplan godkänd 2013 | klusterutbyggnad |
| 82 | 82 | – Installation av anläggningar och förborrning 2014 – Förväntad produktionsstart Q2 2015 · PM307 (l.a. 75%) Tembakau |
· SB307/308 (l.a. 42.5%) 2 prospekteringsborrningar planeras att genomföras på strukturerna Kitabu och Maligan |
| – Reserver om 14 MMboe, netto |
| Nyckeltal Indonesien | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 2 | 3 |
| Betingade resurser (MMboe) | 3 | 3 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 2 | 1 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 17 | 11 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 33 | 32 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 9 | 15 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 24 | 13 |
Indonesien prospektering och produktion
2014
| · Lematang (l.a. 25.9%) Singa gasfält – reserver om 1,9 MMboe, netto |
|---|
| · Baronang/Cakalang (l.a. 90%) två prospekteringsborrningar genomfördes på |
| strukturen Balqis/Boni under 2014. Option utnyttjad av Nido Petroleum att |
| öka sin andel i Baronangkontraktet från 10% till 15%, beroende av SKKMigas |
| godkännande |
| · Gurita (l.a. 90%) en prospekteringsborrning planeras att genomföras på |
· Cendrawasih VII (l.a. 100%) förvärvad offshore östra Indonesia i utbyte mot Sarebablocket
Grandvillefältet i Paris Basin i Frankrike
Lundin Petroleum undersöker fortsatt möjligheterna att förlänga livslängden på bolagets mogna tillgångsbas i Frankrike och Nederländerna, med stabil produktion av olja och gas. De gynnsamma skattesystemen för prospektering och produktion i Frankrike och Nederländerna ger bolaget incitament att fortsätta investera i syfte att fortsatt behålla det starka operativa kassafl ödet från dessa tillgångar.
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, GDF Suez, Oranje-Nassau Energie och Total som operatörer.
De franska och nederländska tillgångarna förvärvades 2002 genom företagsförvärvet av Coparex. De kombinerade nettoreserverna var vid tiden för förvärvet omkring 32 MMboe och ackumulerad nettoproduktion från förvärvsdatum till slutet av 2013 uppgick till 23,2 MMboe. Resterande nettoreserver vid slutet av 2013 var 25,9 MMboe, vilket visar att en betydande del av den producerade volymen ersatts med ytterligare reserver genom att proaktivt genomföra kompletterande borrningar och ta fram en strategi för förvaltning av reservoarer. De franska tillgångarna innehåller också betingade resurser om 12,8 MMboe netto till Lundin Petroleum. Under 2013 gick återutbyggnaden av Grandville (l.a. 100%) i Paris Basin in i en intensifi erad produktionsfas och nådde i slutet av året rekordproduktion. Efter framgångarna med Grandville planerar bolaget att under 2014 påbörja återutbyggnad av Vert la Gravellefältet.
Gasproduktionen i Nederländerna under 2013 var stabil och i enlighet med förväntningarna. Under 2014 planeras fyra utbyggnadsborrningar och fem prospekteringsborrningar.
FRANKRIKE SLUTLIGA UTVINNINGSBARA RESERVER
Det är mitt jobb att mäta kvaliteten av olja och vatten som produceras vid våra anläggningar i Paris Basinområdet
Guy Rossi Quality Control Engineer, Frankrike
| Nyckeltal Frankrike | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 23 | 24 |
| Betingade resurser (MMboe) | 13 | 13 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 3 | 3 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 112 | 118 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 107 | 110 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 28 | 23 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 55 | 61 |
Offshore/Onshore
· Prospekteringsborrningen Vinkega-2 i koncessionen Gorredijk (l.a. 7,75%) slutfördes som en gasfyndighet 2012 och togs i produktion under 2013
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes år 2008 en betydande oljefyndighet, Morskaya. I oktober 2013 meddelade Lundin Petroleum att bolaget tecknat ett principavtal (Heads of Agreement) med Rosneft om att Rosneft köper 51 procent av LLC Petroresurs, som äger 100 procent av licensen för blocket. När transaktionen är slutförd kommer Lundin Petroleum att ha en andel av Laganskyblocket om 34,3 procent. Transaktionen med Rosneft förväntas slutföras under första halvåret 2014.
I september 2013 skrev den ryska presidenten under en lag avseende förändringar i beskattning av utvinning av kolväten offshore för att ge incitament för utbyggnad offshore, inklusive Kaspiska havet. Den huvudsakliga förändringen avsåg exportskatten, vilken reducerades till noll för en period fram till 31 mars 2032 (jämfört med den tidigare skattesatsen som var mellan 55 och 65 procent). Det tidigare MET bidraget togs bort som del i dessa förändringar, delvis kompenserad genom en reducerad skattesats på 15 procent för sju år från och med kommersiell produktionsstart. Förändringen medför en ökning i värdet på kvalifi cerande fält, vilket är särskilt viktigt för Lundin Petroleums intresse i Morskayafältet.
| Nyckeltal Ryssland | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 6 | 7 |
| Betingade resurser (MMboe) | 110 | 110 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 5 | 5 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 128 | 152 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 78 | 77 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 14 | 13 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 9 | 10 |
Lundin Petroleum tar hänsyn till den potentiella påverkan dess verksamhet kan ha på människorna och miljön i alla strategiska beslut och i all verksamhet på fältet.
Lundin Petroleum är fast beslutet att bedriva sin globala verksamhet på ett ansvarsfullt sätt. Detta innebär att potentiell påverkan på människor och miljö vägs in i såväl de strategiska besluten som verksamheten på fältet. Lundin Petroleum har utvecklat ett ramverk för samhällsansvar (Corporate Responsibility, CR) som fastlägger system och rutiner för att skydda miljön och intressenternas hälsa och säkerhet. Bolagets åtaganden avseende medborgaransvar fastställs i uppförandekoden. Lundin Petroleums policies, riktlinjer och ledningssystem specifi cerar ytterligare hur principerna för CR ska implementeras i verksamheten på varje operativ enhet. CR är ett område i ständig utveckling som kräver fortlöpande förbättringar. Detta innebär att samtidigt arbeta för att uppnå såväl social och miljömässig som ekonomisk nytta.
För att bekräfta att bolaget ligger i linje med best practice i branschen utvärderades i början av 2013 Lundin Petroleums ramverk och rutiner för CR av tredje part. Revisionen av Lundin Petroleums ledningssystem för CR utfördes av Ernst & Young Sweden. Revisorns viktigaste iakttagelser var att "Lundin Petroleum har ledande ledningssystem för sina nyckelområden – hälsa, säkerhet och miljö (HSE)" och att mognadsgraden för andra områden inom CR ansågs Etablerad till Avancerad. Iakttagelserna och rekommendationerna i revisionsrapporten har under året väglett Lundin Petroleum i processen med att ytterligare förstärka CR-arbetet.
Under 2013 tog Lundin Petroleum fram riktlinjer för bolagets arbete med mänskliga rättigheter; detta som en vidareutveckling och integrering i verksamheten av den policy som antogs efter det att styrelsen uttalat sitt stöd för FN:s vägledande principer för företag och mänskliga rättigheter. Riktlinjerna har utvecklats i enlighet med intressenters rekommendationer, inklusive EU-kommissionens "Oil and Gas Sector Guide on Implementing the UN Guiding Principles". Riktlinjerna formaliserar bolagets due diligence-process gällande mänskliga rättigheter och kräver regelbunden riskbedöming gällande mänskliga rättigheter i alla verksamhetsländer, med ytterligare kompletterande studier eller åtgärder när så krävs.
Under 2013 formaliserade Lundin Petroleum sin mångåriga tradition av öppen och konstruktiv dialog med sina intressenter, de individer eller organisationer som kan påverkas av eller påverka bolagets verksamhet. Lundin Petroleum har ett brett spektrum av intressenter, såsom aktieägare, anställda, myndigheter, lokalsamhällen, affärspartners, branschgrupper, icke-statliga organisationer (NGO:s), internationella organisationer, den akademiska världen och media. Riktlinjerna defi nierar en process vars syfte är att säkerställa att bolaget känner till och effektivt kan hantera intressentfrågor.
Under 2013 genomförde Lundin Petroleum en revision av bolagets ledningssystem för CR, en process för att säkerställa att man inom hela koncernen respekterar bolagets åtaganden enligt uppförandekoden avseende mänskliga rättigheter, antikorruption, arbetsvillkor, miljö och hållbara investeringar
samt intressenter. Revisionen omfattar alla delar av bolagets CR-ramverk utom hälsa och säkerhet, vilka är föremål för en separat revision. Miljöfrågor ingår i båda processerna. En första genomgång av ledningssystemen inom alla verksamhetsområden gjordes under 2013, att följas upp med revisioner under 2014.
Lundin Petroleums huvudfokus förblir att implementera CR inom koncernen, men bolaget engagerar sig också i internationella initiativ med relevans för bolagets åtaganden, och blev mot den bakgrunden 2013 stödjande medlem i Extractive Industries Transparency Initiative (EITI).
Under 2013 har Lundin Petroleum ingått ett partnerskap med Lundin Foundation i syfte att öka omfattningen och effekten av bolagets projekt för hållbara investeringar. För ytterligare information se sidorna 43–45
Mitt jobb är att säkerställa att vi följer samma höga CRstandarder överallt där vi är verksamma
Syftet med bolagets ledningssystem för hälsa, säkerhet och miljö (HSE), den så kallade Green Book, är att förebygga olyckor och incidenter som kan påverka människor, miljö och/eller tillgångar. Bolaget gör riskbedömningar och använder nyckeltal för HSE, så kallade Key Performance Indicators (KPI), som ett verktyg för HSE-styrning. KPI-indikatorerna sätter fokus inte bara på områden där incidenter redan inträffat utan också på områden där de potentiellt skulle kunna inträffa i framtiden. Utbyte av erfarenheter, lärdomar och best practice inom koncernen är också viktigt och sker såväl informellt som formellt genom telefonkonferenser varannan månad och ledningsbesök på fältet.
Sedan bolaget grundades har det inte förekommit någon arbetsrelaterad dödsolycka i verksamheten. Lundin Petroleums KPI-indikatorer under 2013 är sammantaget bättre än tidigare år. Incidenter med förlorad arbetstid som följd (Lost Time Incidents, LTI) var av lindrig natur utan bestående inverkan på de berörda. Inga oljeutsläpp rapporterades inom bolaget och kemikalieutsläppen gällde små mängder ofarliga kemikalier (en bråkdel av de volymer som rapporteras i tabellen HSE-indikatorer nedan.)
| HSE-indikatordata | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 5 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exponeringstimmar | Medarbetare | 960 508 | 909 196 | 1 036 831 | 731 793 | 905 166 |
| Uppdragstagare | 2 074 824 | 1 561 482 | 2 354 452 | 2 336 409 | 3 454 980 | |
| Dödsolyckor | Medarbetare | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Uppdragstagare | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Incidenter som leder till | Medarbetare | 2 | 2 | 3 | 2 | 2 |
| förlorad arbetstid 1 | Uppdragstagare | 4 | 5 | 3 | 2 | 1 |
| Incidenter som leder till | Medarbetare | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 |
| begränsad arbetsförmåga2 | Uppdragstagare | 0 | 0 | 3 | 7 | 0 |
| Incidenter som kräver | Medarbetare | 0 | 1 | 1 | 0 | 2 |
| sjukvård 3 | Uppdragstagare | 2 | 0 | 4 | 17 | 7 |
| Frekvens incidenter med förlorad arbetstid 4 |
Medarbetare | 0,42 | 0,44 | 0,58 | 0,55 | 0,44 |
| Uppdragstagare | 0,39 | 0,64 | 0,25 | 0,17 | 0,06 | |
| Total frekvens för | Medarbetare | 0,42 | 0,66 | 0,77 | 0,55 | 1,10 |
| rapporterbara incidenter 4 | Uppdragstagare | 0,58 | 0,64 | 0,85 | 2,23 | 0,46 |
| Antal | 0 | 2 | 7 | 1 | 1 | |
| Oljeutsläpp | Vol. (m3 ) |
0 | 4 | 33 | 10 | 40 |
| Antal | 7 | 1 | 2 | 1 | 2 | |
| Kemikalieutsläpp | Vol. (m3 ) |
59,37 | 1,75 | 3,50 | 7,70 | 129,78 |
| Antal | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | |
| Kolväteläckor | Massa (kg) | 0 | 0 | 0 | 0 | 4 |
| Nära tillbud med hög potential |
Antal | 2 | 5 | 3 | 3 | 24 |
| Överträdelse av tillstånd | Antal | 0 | 0 | 0 | 6 | 19 |
38 Lundin Petroleum Årsredovisning 2013
Säkerheten för våra anställda och underleverantörer är vår högsta prioritet och vi fokuserar på att minimera vår miljöpåverkan i vår strävan att finna sätt att öka vår energieffektivitet
C. Ashley Heppenstall VD och Koncernchef
Hälsa, säkerhet och miljö är prioriterade områden i vår verksamhet. Under 2013 gavs HSE-frågor särskild betoning i utbyggnadsverksamheten och vid utvärderingen av uppdragstagare. Utvärderingar av HSE-ledningssystemet gjordes vid Bertamprojektet i Malaysia och Brynhildprojektet i Norge. För att säkerställa att uppdragstagare lever upp till bolagets HSE-krav gjordes också en utvärdering av ledningsprocessen för övervakning av uppdragstagare, samt platsbesök vid två varv i Singapore.
HSE är integrerat i den dagliga verksamheten på många olika sätt. Följande exempel illustrerar på ett konkret sätt hur HSEchefer och deras team främjar HSE-arbetet i hela koncernen.
I oktober hölls ett tredagarsmöte i Kuala Lumpur och Singapore med HSE-chefer från Indonesien, Malaysia och Norge. Syftet med mötet var att diskutera implementering av koncernens HSE-strategi och därtill hörande utmaningar och möjligheter. Eftersom HSE är en fundamental del av bolagets riskhantering ägnades ett särskilt avsnitt åt att diskutera risk, varvid HSEcheferna delade med sig av sina metoder för att identifi era, förebygga och hantera risk inom sina respektive verksamheter.
På mötets tredje dag besökte teamet varven Keppel och Jurong i Singapore där modifi eringsarbeten på FPSO:n för Bertamfältet offshore Malaysia och Flotellet för Edvard Griegfältet pågår. Syftet med dessa besök var att säkerställa att uppdragstagare och leverentörer lever upp till Lundin Petroleums krav vad gäller CR och HSE.
Teamet besökte också Oil Spill Response för att träffa den personal som skulle komma att assistera bolaget i händelse av en incident, liksom för att göra sig förtrogna med den utrustning som i så fall skulle användas.
"HSE-mötet i Sydostasien var det första i sitt slag inom koncernen. Det gav oss möjlighet att utbyta best practice inom HSE och riskhantering, och ge feedback på varandras aktiviteter och dokumentation. Ytterligare en positiv effekt av mötet var att det stärkte nätverket mellan HSE-cheferna i olika regioner."
Bernt Rudjord HSE Manager, Lundin Norway
Lundin Petroleum är fast beslutet att säkerställa säkerheten inte bara för sina medarbetare, utan för alla som arbetar för bolaget. Därför utvärderas alla uppdragstagare ur ett HSEperspektiv både i urvalsprocessen och genom inspektioner när upphandlingen har skett.
I bolagets operationella enheter får alla medarbetare och uppdragstagare som arbetar i bolagets lokaler genomgå en introduktionskurs i HSE.
Under hösten samlade Lundin France 55 av sina viktigaste uppdragstagare till en HSE-temadag för att återupprepa sina förväntningar inom HSE och låta uppdragstagarna dela med sig av best practice. Totalt 64 personer deltog i evenemanget.
Det är viktigt för Lundin Petroleum att kommunicera med sina intressenter: människor och organisationer som kan påverkas av eller påverka bolagets verksamhet. Lundin Petroleums fokus förblir de fem huvudsakliga intressentgrupper som identifi eras i bolagets uppförandekod: aktieägare, anställda, värdländer, lokalsamhällen och samhället i stort. Under 2013 tog Lundin Petroleum fram en formell process för intressentdialog som kommer att implementeras i hela koncernen under 2014. Intressentdialogens karaktär och omfattning skiljer sig beroende på skilda intressenters behov och möjlighet till dialog.
Aktieägare hålls informerade om bolagets strategi och löpande verksamhet genom fi nansiella rapporter, pressmeddelanden och hemsidan. Bolaget kommunicerar också med aktieägarna individuellt eller i gruppmöten och på årsstämman. I november 2013 ordnade Lundin Petroleum ett platsbesök i Frankrike för ett antal institutionella aktieägare i syfte att ge dem en bättre uppfattning om vilka åtgärder som vidtagits för att kunna bedriva verksamheten på ett säkert och hållbart sätt.
Intressentdialog med anställda pågår varje dag i hela koncernen. Dessutom gör ledningen regelbundna besök på lokala kontor. Personalutbildningar, revisioner och individuella möten hålls också i bolagets verksamhetsländer för att diskutera samhällsansvar i praktiken.
Kontakt med värdländers myndigheter på både nationell och lokal nivå tas redan innan en licens förvärvas och under hela olje- och gastillgångens livstid.
Dialog med lokalsamhällen i verksamhetsländerna sker i samband med presentationer av bolaget och dess planer, sociala sammanhang, publika möten eller lokala evenemang.
Lundin Petroleum för också en dialog med ett antal organisationer i olika forum, såsom icke-statliga organisationer (NGO:s), internationella initiativ och branschorganisationer. Under 2013 deltog Lundin Petroleum i fl era evenemang för främjandet av ansvarsfullt företagande, exempelvis EITI Global Conference, FN:s Global Compact Leaders Summit, FN:s Forum on Business & Human Rights, French Industrial Petroleum Union och Norwegian Oil and Gas Association.
Lundin Petroleum arbetar också för att bidra till en bättre förståelse för betydelsen och effekterna av samhällsansvar i verksamheten, vilket man även kommunicerar till branschen genom att medverka som talare och paneldeltagare i workshops och på konferenser, som erbjuder möjligheter att möta experter inom relevanta CR-områden. En sådan konferens på temat "Leadership in Complex Markets" arrangerades av Näringslivets Internationella Råd tillsammans med Geneva Peacebuilding Platform.
"Jag uppskattar Lundin Petroleums inbjudan att besöka verksamheten i Frankrike. Besöket på plats gav mig en djupare förståelse för hur verksamheten bedrivs och hur hållbarhetsfrågor integreras i det dagliga arbetet. Under besöket fi ck jag möjlighet att diskutera miljö-, hälso- och säkerhetsfrågor med det lokala teamet. Mitt intryck är att de anställda tar hållbarhetsfrågor på allvar och att verksamheten i Frankrike är välskött vad gäller såväl miljöfrågor som hälsa och säkerhet."
Helena Larson Swedbank Robur
"Det var för mig väldigt positivt att få möjlighet att börja mitt yrkesliv som praktikant på Lundin France, ett bolag som bedriver sin verksamhet på ett ytterst professionellt sätt i en familjär atmosfär. För att vidga mina yrkesmässiga vyer bestämde jag mig för att börja på Lundin Norway. Trots att organisationen är mycket större än i Frankrike, fann jag till min glädje samma familjekänsla. Jag tror verkligen att detta gäller varhelst i världen Lundin Petroleum har verksamhet."
Ophélie Durand Geolog, Lundin Norway
"Jag uppskattar mycket det positiva tillskott Lundin Norway utgör i vårt samhälle. Som värdkommun för Lundin Norway värdesätter vi deras insatser och positiva ansträngningar för våra yngre elever, lärare och andra som vill lära sig mer om olje- och gasindustrin. Lundin Norway delar med sig av sin kunskap och kompetens på ett sätt vi alla kan kan dra lärdom av. Som arbetsgivare är de ytterst professionella."
Borgmästare Lisbeth Hammer Krog Bærums kommun, Norge
"En ledare inom samhällsansvar inom sin peergrupp av medelstora bolag – Lundin Petroleum är en ledare inom sin peer-grupp av medelstora bolag vad gäller rapportering och reducering av dess påverkan på miljön med fokus på synergier mellan ekonomisk och miljömässig hållbarhet. Lundin Petroleum är i toppskiktet av oljebolagen som listas av Carbon Discolsure Project (CDP) vad gäller transparens och resultat för minskning av utsläpp av växthusgaser. Hållbarhet är väl integrerat i organisationen."
Anne Gjøen Head of Equity Research and Energy, Handelsbanken
"På CDP Nordic är vi nöjda att Lundin Petroleum med starkt engagemang fortsätter att förbättra öppenheten i rapporteringen av bolagets klimateffekter för att möta investerares ökande krav på större företagsansvar i klimatfrågor."
Amanda Haworth CDP Nordic
MSCI gav i sin Intangible Value Assessment för 2013 Lundin Petroleum en AA-ranking för bolagets prestationer inom miljöansvar, socialt ansvarstagande och bolagsstyrning (Environmental, Social & Governance, ESG).
STOXX inkluderade för tredje året i rad Lundin Petroleum i sitt STOXX® Global ESG Leaders index.
ISS gav Lundin Petroleum bolagssstyrningsbetyget (Governance Risk Score) 2, i en skala från 1 till 10, där 1 indikerar en låg bolagsstyrningsrisk.
FN:s Global Compact är ett initiativ från Förenta Nationerna (FN) som syftar till att uppmuntra företag och andra samhällsaktörer att införa praxis om hållbart och socialt ansvarstagande genom att stödja och rapportera om implementeringen av de tio principerna gällande mänskliga rättigheter, arbetsvillkor, miljö och anti-korruption. Lundin Petroleum anslöt sig formellt till FN:s Global Compact år 2010 och har sedan dess tagit fl era steg för att integrera principerna i den dagliga verksamheten. Under 2013 fokuserade Lundin Petroleum på att ytterligare förankra FN:s Global Compacts principer i den operativa verksamheten. Bolaget lämnade in sin tredje rapport om hur arbetet fortskridit och lämnade ekonomiskt bidrag till FN Global Compact Foundation för att stötta dess arbete med att främja de tio principerna. Bolaget deltog också i FN:s Global Compact Leaders Summit i New York för knyta kontakter och utbyta idéer med ledare, från näringsliv och det civila samhället, som åtagit sig att implementera principerna.
Under 2012 stärkte styrelsen i Lundin Petroleum bolagets engagemang för mänskliga rättigheter genom att formellt uttrycka sitt stöd för FN:s vägledande principer för företag och mänskliga rättigheter samt genom att anta en policy för mänskliga rättigheter. Under 2013 fokuserade bolaget på att ytterligare förankra policyn om mänskliga rättigheter genom att anta särskilda riktlinjer för mänskliga rättigheter. Medarbetarna i Frankrike, Indonesien, Malaysia, Norge och Schweiz utbildades i bolagets policy och riktlinjer för mänskliga rättigheter. Lundin Petroleum deltog i FN:s andra årliga Forum on Business and Human Rights i Geneve i syfte att fördjupa sin kunskap om de utmaningar det innebär att implementera de vägledande principerna, utbyta erfarenheter och åsikter om rådande best practice, samt att utveckla nätverk och relationer till intressenter och experter inom mänskliga rättigheter.
År 2011 antog Lundin Petroleum sin anti-korruptionspolicy med tillhörande riktlinjer. Under 2013 blev Lundin Petroleum ett stödjande bolag till Extractive Industries Transparency Initiative (EITI), ett frivilligt initiativ som syftar till att främja anti-korruption och transparens genom öppenhet i redovisningen av intäkter. Lundin Petroleum har aktivt främjat anti-korruption inom koncernen och i omvärlden, på konferenser, med affärspartners samt i samverkan med andra branschaktörer i den globala kampen mot korruption. Dessutom för bolaget en löpande dialog med EITI-sekretariatet i Oslo och har deltagit i EITI Global Forum i Sydney samt, som observatör, vid EITI:s styrelsemöte. Inga fall av korruption inom koncernen rapporterades under 2013, vare sig enligt de fastlagda riktlinjerna för anti-korruption eller enligt den etablerade rutinen för whistleblowing.
Lundin Petroleum främjar fortlöpande miljöskydd och miljömedvetenhet i all sin verksamhet. De lokala verksamheterna utvärderar potentiella effekter av sina projekt genom baslinje- och miljöpåverkansstudier samt genom att ta fram beredskapsplaner. De stöder också eller deltar i initiativ som främjar gott ledarskap i miljöfrågor. Klimatförändringar är en viktig fråga för Lundin Petroleum. För femte året i rad har bolaget redovisat sin strategi rörande växthusgasutsläpp och klimatförändringar till Carbon Disclosure Project (CDP). Lundin Petroleum rankades 2013 av CDP som nummer tre bland nordiska energibolag. Bolaget blev under året också ett stödjande bolag till CDP samt antog en ny klimatförändringsdeklaration (Climate Change Statement) – där man betonade sitt åtagande att söka energieffektiva lösningar för att minska utsläppen av koldioxid.
Lundin Petroleum har i sin uppförandekod åtagit sig att respektera och skydda anställdas rättigheter, inklusive föreningsfrihet och rätten till kollektivavtal. Uppförandekoden säkerställer lika möjligheter för alla, utan diskriminering på grund av ålder, kultur, funktionshinder, kön, ras, religion, m.m. genom att den stipulerar att befattningar ska tillsättas utifrån kompetens och kvalifi kationer för tjänsten i fråga. Alla nya medarbetare, i varje land där bolaget är verksamt, får genomgå en formell introduktionsprocess där de informeras om sina rättigheter och skyldigheter, liksom om bolagets uppförandekod och CR-policies. Bolagets VP Corporate Responsibility förde under 2013 individuella samtal med HR-chefer i hela koncernen i syfte att säkerställa att Internationella arbetsorganisationens standarder (ILO) är införda och tillämpas fullt ut i praktiken. En CR-handbok med bolagets policies och riktlinjer för CR gjordes tillgänglig för anställda världen över. Tillförlitliga processer för val och utvärdering av uppdragstagare säkerställer att det inte förekommer barnarbete eller annan form av tvångsarbete inom Lundin Petroleums verksamhet någonstans i världen.
Lundin Petroleum finansierar ett antal hållbarhetsprojekt framförallt i de kärnområden där bolaget är verksamt
Lundin Petroleum införde 2006 ett program för hållbara investeringar i syfte att främja projekt och organisationer med social, ekonomisk och miljörelaterad inriktning samt att uppmuntra samhällsengagemanget hos bolagets medarbetare. Sedan dess har bolaget fi nansierat ett betydande antal projekt, framförallt i de kärnområden där bolaget är verksamt.
Under 2013 fortsatte Lundin Petroleum att fi nansiera några av sina mångåriga projekt, som SOS Barnbyar. Kartorna på sidan 45 visar några av de projekt som Lundin Petroleum gett sitt stöd under 2013.
Lundin Petroleum eftersträvar projekt för hållbara investeringar och lokal samhällsutveckling som har koppling till bolagets verksamhet. I takt med att bolagets verksamheter växer ökar dock också behovet av att involvera sig i större skala, i mer hållbara och långsiktiga projekt vars effekter kan mätas över tiden. Detta för att bättre fullgöra bolagets åtagande att främja millenniemålen inom ramen för FN:s Global Compact. I början av 2013 ingick Lundin Petroleum ett partnerskap med Lundin Foundation, en väl ansedd organisation med lång erfarenhet av fi lantropi och sociala investeringar. Stiftelsen har ett mycket gott namn i kretsen av likartade organisationer och har, som en av tio organisationer, utsetts till rådgivare till OECD:s Guidelines on Social Impact Investments.
Projekt Rare, Indonesien
Lundin Petroleum har ingått ett avtal med Lundin Foundation om att donera 0,1 procent beräknat på bolagets intäkter för föregående år. Under 2013 bidrog Lundin Petroleum med 1,3 miljoner USD.
Minst 70 procent av dessa medel kommer att gå till stöd av projekt i områden där Lundin Petroleum har prospekterings-, utbyggnads- eller produktionstillgångar. Under partnerskapets första år har man haft ett geografi skt fokus på Sydostasien och ett inriktningsfokus på bevarande av biologisk mångfald, hållbart fi ske och förnybar energi.
Med blicken framåt mot 2014 undersöker Lundin Foundation möjligheter till fl er partnerskap inom förnybar energi utanför det nationella elnätet och bevarande av biologisk mångfald i Indonesien.
Koralltriangeln, som fått sitt namn efter regionens häpnadsväckande antal koraller (närmare 600 olika arter av revbyggande korall), är hemvist för sex av världens sju arter av havssköldpaddor och mer än 2 000 arter korallrevsfi sk. Över 120 miljoner människor bor i Koralltriangeln och är beroende av korallreven för mat, inkomst och skydd från stormar. Rådande nivåer av, och metoder för, fi ske är inte hållbara och utgör en fara för detta viktiga marina område och dess befolkning. Klimatförändringar hotar kustsamhällen och äventyrar ömtåliga rev. Utmaningen framöver är att utveckla hållbara lösningar för Koralltriangelns invånare och samtidigt skydda en av de mest mångfaldiga livsmiljöerna på jorden.
Under 2013 ingick Lundin Foundation ett partnerskap med TRACC-Borneo med syftet att öka planteringen av koraller och återupprätta de skadade rev som är så livsavgörande för både fi ske och turism i Sempornadistriktet i Malaysia. Intäkter från en farm för sjögräs och sjögurkor som kommer att ägas och drivas av TRACC kommer att säkerställa ett intäktsfl öde till stöd för pågående restaureringsaktiviteter.
Världens kustfi ske är under enormt stark press. Trots att en miljard människor världen över är beroende av fi sk för protein är mer än 80 procent av fi skbestånden överexploaterade och på tillbakagång. Tropiska utvecklingsländer, inklusive de inom Koralltriangeln, får betala det högsta mänskliga och miljömässiga priset. Hälften av världens fångst kommer från kustfi ske, som präglas av illa skött fi ske och konkurrens om knappa havsresurser som accelererar den negativa utvecklingen. För ö-nationer inom utvecklingsländer, där fi sk ofta är den främsta källan till protein, innebär det illa skötta fi sket en förlorad fångst motsvarande vad som skulle kunna förse 130 till 300 miljoner människor med miniminivån av det dagliga proteinbehovet.
Indonesien ligger i hjärtat av Koralltriangeln, ett centrum för tropisk havsbiologisk mångfald som innehåller mer än hälften av världens korallrev, 75 procent av kända korallarter, mer än 3 000 fi skarter och det största området mangroveskogar i världen. Det uppskattade årliga ekonomiska värdet av denna rika ekologiska mångfald är 2,3 miljarder USD. Den bestående minskningen av fi skebeståndet på grund av överfi ske och den därav efterföljande försämringen av naturlig infrastruktur som korallrev och mangroveskog utgör ett allvarligt hot mot Indonesiens ekonomi, tillgång på mat och möjlighet till försörjningstillfällen.
Under 2013 ingick Lundin Foundation ett fl erårigt partnerskap med Rare, med syftet att stödja tre innovativa pilotprojekt inom miljövård och fi skeförvaltning i landnära marina ekosystem. Dessa pilotprojekt syftar till att säkerställa en lönsam och hållbar fi skeindustri och samtidigt förbättra förutsättningarna för människors försörjning, skydda livsmiljön och öka kustregioners förmåga att anpassa sig till effekterna av klimatförändringar.
De uråldriga skogarna där Malaysias ursprungsbefolkning (Orang Asal) lever hör till världens rikaste vad gäller biologisk och kulturell mångfald, även om de är kraftigt förfallna. Malaysias ursprungsbefolkning är fortfarande själva ansvariga för naturvård vad gäller dessa livsviktiga skogbevuxna vattenområden, koldioxidupptagande "kolbanker", rent vatten och biologisk mångfald. Ändå hör dessa skogsekosystem, och dess lokala samhällen, till Malaysias mest sårbara. Över 20 procent av Sabahs befolkning saknar fortfarande tillgång till elektricitet.
Penampang Renewable Energy (PRE) leder en grupp av organisationer och lokala företag i Sabah, Borneo, som har presenterat decentraliserade, självförsörjande lösningar för elektrifi ering av landsbygden på ett sätt som stärker lokalsamhällena istället för att göra dem beroende.
Under 2013 ingick Lundin Petroleum ett partnerskap med PRE för att utveckla och installera tre mikrovattenkraftverk i avlägsna samhällen utan elektricitet och rekrytera och utbilda lokalbefolkningen till att själva sköta det tekniska underhållet.
Lundin Foundation antog 2011 Impact Reporting Investment Standards (IRIS). IRIS är en katalog av gällande mätetal som används av ledande organisationer och stiftelser för att mäta och rapportera den sociala, miljömässiga och fi nansiella effekten som initiativet som erhållit stöd har. Genom pågående uppföljning på fältet kommer Lundin Foundation årligen att rapportera nyckeltal över hela sin portfölj av initiativ i Sydostasien.
Rare, hållbart fi ske, se sidan 44. 24
Bidragit till täckning av driftskostnader för ett hus i Gammarth Village, SOS Barnbyar. Donerat datorutrustning till Siliana Village, SOS Barnbyar. 13
Lundin Petroleum idag har en stark och mångsidigt sammansatt styrelse med värdefulla insikter i verksamhetens alla delar, från finansiella och operativa frågor till geopolitiska överväganden och, naturligtvis, HSE- och CRfrågor
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Som styrelseordförande i Lundin Petroleum är en av mina främsta uppgifter att säkerställa att styrelsen utför sina uppdrag och vägleder och övervakar bolagsledningens arbete. För att detta ska kunna ske är det självfallet viktigt att varje styrelseledamot har såväl tillräcklig kompetens som ett starkt engagemang i bolagets framtida utveckling. Det gläder mig att Peggy Bruzelius och Cecilia Vieweg på valberedningens rekommendation valdes in som nya styrelseledamöter på 2013 års årsstämma. Peggy och Cecilia är utomordentligt värdefulla tillskott till styrelsen. Inte bara kompletterar de med sin erfarenhet och kompetens den befi ntliga styrelsen synnerligen väl, de har dessutom särskilt djup kunskap och insikt i frågor som rör bolagsstyrning. Detta innebär att Lundin Petroleum idag har en stark och mångsidigt sammansatt styrelse med värdefulla insikter i verksamhetens alla delar, från fi nansiella och operativa frågor till geopolitiska överväganden och, naturligtvis, HSE- och CR-frågor. Jag är också mycket nöjd med det effektiva samspelet mellan styrelse och bolagsledning, till exempel vad gäller det fortlöpande arbetet inom olje- och gasreservskommittén, ersättningskommittén och revisionskommittén. Styrelsen har dessutom i Asbjørn Larsen en utomordentlig representant i HSE/CR-frågor, som med sin mycket goda kännedom om gällande regler och förordningar är till aktivt stöd för bolagsledningen.
Det har för mig varit en intressant och spännande erfarenhet att sedan 2002 arbeta som ordförande i Lundin Petroleum och jag skulle vilja ta tillfället i akt att tacka de övriga styrelseledamöterna för deras insatser och engagemang. Jag vill också tacka medlemmarna av bolagsledningen för deras utomordentligt goda insatser under året, liksom för det omfattande arbete som lagts ner på att förbereda varje styrelsemöte. Avslutningsvis vill jag tacka våra aktieägare för ert förtroende och fortsatta stöd.
Ian H. Lundin Styrelseordförande
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.
Sedan bolaget grundades 2001, har Lundin Petroleum vägletts av allmänna principer för bolagsstyrning i syfte att:
De principer för bolagsstyrning som Lundin Petroleum tillämpar återfi nns i både interna och externa regler och föreskrifter. Som ett svenskt publikt aktiebolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm lyder Lundin Petroleum under aktiebolagslagen och årsredovisningslagen liksom NASDAQ OMX Stockholms regelverk för emittenter, som fi nns tillgängligt på www.nasdaqomx.com. Lundin Petroleum är också noterat på Torontobörsen och lyder därmed även under kanadensisk värdepapperslagstiftning, inklusive Toronto Stock Exchange Rule Book, som fi nns tillgänglig på www.tmx.com.
Därutöver följer bolaget de principer för bolagsstyrning som återfi nns i ett antal interna och externa dokument.
Bolagsstyrningskoden bygger på en tradition av självreglering och fungerar som ett komplement till de bolagsstyrningsregler som återfi nns i aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och andra föreskrifter såsom börsens regelverk för emittenter och god sed på värdepappersmarknaden. Bolagsstyrningskoden fi nns 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 specifi kt fall fi nner en annan lösning mer lämplig. Bolaget måste dock förklara varför det inte följt regeln ifråga, samt beskriva och motivera bolagets alternativa lösning. Lundin Petroleum följde under 2013 samtliga regler i bolagsstyrningskoden utom i ett avseende, gällande sammansättningen av valberedningen, vilket framgår av tabellen på sidan 50. Därutöver inträffade under året inga överträdelser av tillämpliga börsregler, ej heller några avvikelser från god sed på värdepappersmarknaden.
Lundin Petroleums bolagsordning, som utgör grunden för styrningen av bolagets verksamhet, 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 fi nns tillgänglig på bolagets webbplats www.lundin-petroleum.com.
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 samt hålla en hög standard avseende företagets medborgaransvar. 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 fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
Med uppförandekoden som sitt etiska ramverk, har Lundin Petroleum även utarbetat särskilda policies, riktlinjer och rutiner som anger huvuddragen för specifi ka regler och styrmekanismer inom de olika affärsområdena. Bolaget har policies, riktlinjer och rutiner för bland annat den operativa verksamheten; redovisning och fi nans; hälsa, säkerhet och miljö (HSE); samhällskontakter; antikorruption; mänskliga rättigheter; intressentdialog; juridik; informationssystem; personal samt företagskommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner granskas fortlöpande och modifi eras och justeras vid behov. Vissa av dokumenten återfi nns på www. lundin-petroleum.com, medan andra endast fi nns tillgängliga internt.
Därutöver har Lundin Petroleum ett särskilt HSE-ledningssystem (Green Book), uppbyggt efter ISO 14001-standarden, som ger vägledning för bolagsledning, anställda och uppdragstagare avseende bolagets avsikter och förväntningar inom HSEområdet. Green Book säkerställer att all verksamhet uppfyller Lundin Petroleums juridiska och etiska skyldigheter, förpliktelser och åtaganden inom HSE-området. En mer detaljerad beskrivning av Green Book fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
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 fi nansiella 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 fi nansiellt. Lundin Petroleum är fast beslutet att tillämpa god praxis för bolagsstyrning, på det sätt som bäst passar bolaget och dess verksamheter, i syfte att säkerställa att bolaget drivs på ett effektivt och ansvarsfullt sätt, i alla aktieägares intresse och för fortsatt värdeskapande för aktieägarna. Lundin Petroleums bolagsstyrning ser ut som följande.
Lundin Petroleums aktier är noterade på Large Cap-listan på NASDAQ OMX Stockholm och på Torontobörsen. Lundin Petroleums aktiekapital uppgick i slutet av 2013 till 3 179 106 SEK fördelat på 317 910 580 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK per aktie. Alla aktier har lika rösträtt och ger lika rätt till andel i bolagets tillgångar och resultat.
Lundin Petroleum hade i slutet av 2013 totalt 45 148 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden, vilket innebär en ökning med 1 194 aktieägare jämfört med 2012, dvs. en ökning med cirka 3 procent. De större ägarna i bolaget, som per den 31 december 2013 innehade mer än tio procent av aktierna och rösterna, var Lorito Holdings (Guernsey) Ltd. och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd., två investmentbolag helägda av familjen Lundin genom truster, som tillsammans innehade 27,4 procent av aktierna. Därutöver innehade Landor Participations Inc., ett investmentbolag – hellägt av en trust vars stiftare (settler) är Ian H. Lundin – 3,6 procent av aktierna.
Liksom tidigare år bemyndigade årsstämman, som hölls den 8 maj 2013, styrelsen att återköpa och sälja egna aktier som ett
verktyg för att optimera bolagets kapitalstruktur och för att säkra bolagets åtaganden enligt dess incitamentsprogram. Med stöd av detta bemyndigande köpte Lundin Petroleum 971 965 egna aktier under 2013 och innehade som ett resultat av detta 8 340 250 egna aktier per den 31 december 2013, motsvarande 2,6 procent av det emitterade aktiekapitalet. Det genomsnittliga anskaffningsvärdet för dessa aktier är 61,63 SEK. Ytterligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare under 2013, liksom bolagets utdelningspolicy, fi nns på sidorna 68–69.
Bolagets aktieägare fattar vid varje årsstämma beslut om hur valberedningen skall utses. 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, val av revisor, ersättning till revisorn samt valberedningsprocessen för följande års årsstämma. Valberedningens ledamöter är, oavsett hur de utsetts, skyldiga att tillvarata alla aktieägares intressen.
| Valberedning inför 2014 års årsstämma | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ledamot | Utsedd av | Mötes närvaro |
Aktier representerade per den 1 augusti 2013 |
Aktier representerade per den 31 december 2013 |
Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Oberoende av bolagets större ägare |
| Åsa Nisell | Swedbank Robur fonder | 3/3 | 2,5 procent | 2,5 procent | Ja | Ja |
| Arne Lööw | Fjärde AP-fonden | 3/3 | 1,1 procent | 1,0 procent | Ja | Ja |
| André Vatsgar | Danske Capital AB | 3/3 | 1,0 procent | 1,3 procent | Ja | Ja |
| Ian H. Lundin | Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum |
3/3 | 31,0 procent | 31,0 procent | Ja | Nej 1 |
| Magnus Unger | Icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum samt valberedningens ordförande |
3/3 | – | – | Ja | Ja |
| Totalt 35,6 procent | Totalt 35,8 procent | |||||
| Kompletterande förutsättningar | ||||||
| Valberedningen har under mandatperioden sammanfattningsvis: – Behandlat en rapport avseende styrelsens arbete samt resultaten av utvärderingen av styrelsens arbete. – Utvärderat styrelseledamöternas oberoende i enlighet med reglerna i bolagsstyrningskoden. – Behandlat styrelsens storlek och sammansättning, inklusive könsfördelning, med hänsyn till bolagets rådande position och förväntade utveckling samt styrelseledamöternas kvalifi kationer och erfarenhet. – Behandlat frågan om successionsplanering inom styrelsen. – Behandlat förslag på nya styrelseledamöter som valberedningen tagit emot. – Fört diskussioner angående omval av sittande styrelseledamöter och styrelseordförande vid årsstämman 2014. – Behandlat rekommendationen från bolagets revisionskommitté angående val av revisor vid årsstämman 2014. – Behandlat frågor rörande styrelsens och revisorns ersättning. – Fört diskussioner angående utseende av en extern oberoende ordförande för 2014 års årsstämma och beaktande av lämpliga kandidater. – Behandlat valberedningsprocessen. – Åsa Nisell, Arne Lööw och André Vatsgar sammanträdde med två |
aktieägare. | – Valberedningen uppfyller de kriterier för oberoende som fastlagts i bolagsstyrningskoden och ingen från bolagsledningen är ledamot i valberedningen. – Magnus Unger valdes återigen enhälligt till ordförande, ett uppdrag han innehaft sedan valberedningen som bildades inför 2006 års årsstämma, Det faktum att han är ordförande i valberedningen och samtidigt styrelseledamot i Lundin Petroleum utgör en avvikelse från regel 2.4 i bolagsstyrningskoden; dock ansågs detta liksom tidigare år berättigat av både bolaget och valberedningen, med tanke på Magnus Ungers erfarenhet och stöd från bolagets större |
För ytterligare information, se tabellen på sidorna 64–65.
styrelseledamöter, Peggy Bruzelius och Cecilia Vieweg, för att diskutera
styrelsens arbete och arbetssätt.
1
I enlighet med den valberedningsprocess som antogs av 2013 års årsstämma består valberedningen inför 2014 års årsstämma av ledamöter som utsetts av fyra av bolagets större aktieägare per den 1 augusti 2013. Namnen på ledamöterna i valberedningen tillkännagavs och publicerades på bolagets webbplats den 6 november 2013, dvs. inom tidsramen sex månader före årsstämman, i enlighet med bolagsstyrningskoden. Sekreterare
i valberedningen är bolagets Vice President Legal, Jeffrey Fountain. Valberedningen har hållit tre möten under sin mandatperiod och informella kontakter har ägt rum mellan dessa möten. Ytterligare information om valberedningen och dess arbete återfi nns i tabellen ovanför och valberedningens fullständiga rapport, inklusive dess slutgiltiga förslag till årsstämman 2014, presenteras på bolagets webbplats tillsammans med kallelsen till årsstämman.
Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Aktieägare kan begära att ett specifi kt ärende tas upp på dagordningen, förutsatt att sådan begäran kommer styrelsen tillhanda i behörig tid. Årsstämman ska hållas årligen före utgången av juni i Stockholm, där styrelsen har sitt säte. Kallelsen till årsstämman ska utfärdas tidigast sex och senast fyra veckor före årsstämman och ska kungöras i Post- och Inrikes Tidningar och på bolagets webbplats. Handlingarna inför årsstämman publiceras på svenska och engelska på bolagets webbplats 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 webbplats senast två veckor efter årsstämman.
Årsstämman 2013 hölls den 8 maj 2013 på Grand Hôtel i Stockholm. 608 aktieägare, som representerade 51,2 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid årsstämman. Närvarande var också styrelsens ordförande, majoriteten av styrelseledamöterna, VD, bolagets revisor och samtliga ledamöter i valberedningen för 2013 års årstämma. Ledamöter i valberedningen för 2013 års årsstämma var Åsa Nisell (Swedbank Robur fonder), Ossian Ekdahl (Första AP-fonden), Arne Lööw (Fjärde AP-fonden), Ian H. Lundin (Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum) och Magnus Unger (icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum och ordförande i valberedningen). För att samtliga närvarande skulle kunna följa årsstämman simultantolkades mötesförhandlingarna från svenska till engelska respektive från engelska till svenska. Allt skriftligt material rörande årsstämman tillhandahölls också på både svenska och engelska.
2013 års årsstämma beslutade att:
Ett elektroniskt röstsystem med röstdosor användes vid omröstning och protokollet från årsstämman 2013, tillsammans med allt till stämman hörande skriftligt material på svenska och engelska, samt verkställande direktörens anförande på årsstämman, fi nns tillgängliga på www.lundin-petroleum.com.
2014 års årsstämma kommer att hållas den 15 maj 2014 kl. 13.00 i Vinterträdgården på Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8, i Stockholm. Aktieägare som önskar delta måste vara införda i den av Euroclear Swedens förda aktieboken senast den 9 maj 2014 och måste anmäla sitt deltagande till bolaget senast den 9 maj 2014. Ytterligare information om registrering för årsstämman, liksom om röstning genom ombud, återfi nns i kallelsen till årsstämman som fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
Lundin Petroleums revisor reviderar varje år bolagets och koncernens räkenskaper, styrelsens och VD:s förvaltning av bolagets angelägenheter och rapporterar angående bolagsstyrningsrapporten. Dessutom granskar revisorn bolagets delårsrapport per den 30 juni. 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. Vid årsstämman 2013 valdes revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB till bolagets revisor för en period om ett år fram till årsstämman 2014. Huvudansvarig revisor är den auktoriserade revisorn Klas Brand.
Revisorsarvodena beskrivs i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 33 på sidan 115 och not 10 på sidan 119. 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.
Oberoende kvalificerad revisor av olje- och gasreserver Lundin Petroleums oberoende kvalifi cerade revisor av olje- och gasreserver reviderar varje år bolagets olje- och gasreserver och vissa betingade resurser, dvs. bolagets kärntillgångar, även om dessa tillgångar inte redovisas i bolagets balansräkning. Revisorn tillsätts av styrelsen, på rekommendation av olje- och gasreservskommittén. Revisorn sammanträder med bolagets ledning och olje- och gasreservskommitté minst en gång om året för att diskutera reservsrapporteringen och revisionsprocessen, och tillhandahåller även en årlig rapport om reservsdata i enlighet med gällande kanadensisk värdepapperlagstiftning. Nuvarande revisor är ERC Equipoise Ltd. För ytterligare information om bolagets reserver och resurser, se avsnittet Reserver, resurser och produktion på sidorna 12–17. 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.
Enligt Lundin Petroleums bolagsordning ska styrelsen 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. På årsstämman 2013 omvaldes C. Ashley Heppenstall (bolagets VD), Asbjørn Larsen, Ian H. Lundin (styrelseordförande), Lukas H. Lundin, William A. Rand och Magnus Unger till styrelseledamöter och Peggy Bruzelius och Cecilia Vieweg valdes till nya styrelseledamöter. Kristin Færøvik avböjde omval. Inga suppleanter har valts och ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av någon arbetstagarorganisation. Styrelseledamöterna,
med undantag av VD, är inte anställda i bolaget, erhåller inte lön från bolaget och är inte berättigade att delta i bolagets incitamentsprogram. Därutöver har styrelsen till sitt stöd en bolagssekreterare som inte är styrelseledamot. Utsedd bolagssekreterare är Jeffrey Fountain, Vice President Legal på Lundin Petroleum.
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 fi nansiella ställning, dels stötta VD i hans uppdrag. Styrelseordföranden träffar vid fl era 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.
Styrelsens arbete följer en årlig cykel för att säkerställa att styrelsen vederbörligen beaktar alla ansvarsområden och lägger tillräcklig vikt vid strategiska och viktiga frågor till gagn för bolagets aktieägare. I regel diskuteras och behandlas följande frågor på ordinarie styrelsemöten:
Samtliga styrelseledamöter som valdes på årsstämman 2013 har omfattande erfarenhet från näringslivet och fl era ledamöter har även stor erfarenhet från olje- och gasindustrin. Valberedningen inför 2013 års årsstämma bedömde, mot bakgrund av Lundin Petroleums affärsverksamhet och nuvarande utvecklingsfas, att styrelsen består av mångsidiga personer väl lämpade för uppgiften med omfattande expertis, erfarenhet och bakgrund. Inför årsstämman 2013 utvärderade valberedningen huruvida var och en av de föreslagna styrelseledamöterna var oberoende och fastställde att styrelsens sammansättning uppfyllde bolagsstyrningskodens krav på oberoende såväl i förhållande till bolaget och bolagsledningen som i förhållande till bolagets större aktieägare. Styrelseledamöternas oberoende presenteras i tabellen på sidorna 64–65.
Styrelsen vägleds av styrelsens arbetsordning, som slår fast hur styrelsen ska bedriva sitt arbete. Utöver det konstituerande mötet efter årsstämman hålls normalt minst sex ordinarie styrelsemöten per kalenderår. Vid dessa möten ger VD en rapport om bolagets ställning, framtidsutsikter och fi nansiella situation. Dessutom behandlas beslutsärenden och frågor av väsentlig betydelse för bolaget, och styrelsekommittéerna rapporterar i frågor vid behov. Styrelsens årliga arbetscykel presenteras i ovanstående illustration.
Under 2013 hölls åtta styrelsemöten inklusive det konstituerande mötet. Två av dessa möten hölls under en tvådagarsperiod för att ge styrelsen god tid att gå igenom och diskutera bolagets affärer och verksamhet. För att fördjupa styrelsens kunskaper om bolaget och dess verksamhet genomförs varje år ett besök vid någon av bolagets operativa enheter. I september 2013 besökte styrelsen den norska verksamheten och höll i samband med styrelsemötet ett ledningssammanträde (executive session) med bolagsledningen. Vid detta ledningssammanträde fi ck styrelsen en detaljerad genomgång av koncernens prospekterings- och utbyggnadsverksamhet, med särskilt fokus på verksamheten i Norge och Sydostasien. Därutöver fi ck styrelsen en uppdatering avseende reserver och produktion, en fi nansiell översikt över koncernen, den årliga rapporten om samhällsansvar (CR), hälsa, säkerhet och miljö (HSE), en rapport om investerarrelationer, samt en presentation av arbetet inom kommunikation och media. Ledande befattningshavare deltog även vid behov i fl era styrelsemöten under året för att presentera och rapportera om specifi ka frågor.
Styrelsen är också ansvarig för att kontinuerligt utvärdera VD:s arbete och ska minst en gång per år göra en formell genomgång av de resultat VD uppnått under året. Under 2013 gjorde ersättningskommittén för styrelsens räkning en genomgång av bolagsledningens och VD:s arbete och resultat. Slutsatserna presenterades vid ett styrelsemöte tillsammans med förslag till ersättning till VD och bolagsledning. Varken VD eller övriga ledande befattningshavare var närvarande under dessa diskussioner.
2002 Ledamot sedan 2001 Ledamot i valberedningen Ordförande i olje- och gasreservskommittén
Peggy Bruzelius Ledamot sedan 2013 Ledamot i revisionskommittén
Ledamot sedan 2008 Ledamot i revisions- och oljeoch gasreservskommittéerna CR/HSE-styrelserepresentant
Lukas H. Lundin Ledamot sedan 2001
Ledamot sedan 2001 Ordförande i revisionskommittén Ledamot i ersättningskommittén
Cecilia Vieweg Ledamot sedan 2013 Ordförande i ersättningskommittén
Ytterligare information om styrelseledamöterna finns på sidorna 64–65 och på www. lundin-petroleum.com
Magnus Unger Ledamot sedan 2001 Ledamot i ersättningskommittén Ordförande i valberedningen
En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes i november 2013, genom en enkät till samtliga styrelseledamöter. Syftet var dels att säkerställa att styrelsen fungerar effektivt, dels att möjliggöra för styrelsen att vid behov skärpa fokus på särskilda frågor som kan komma att tas upp. I enkäten behandlades fl era 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 relevant erfarenhet, inklusive branschspecifi k och fi nansiell erfarenhet, vilket gör att styrelsen kan fungera som ett effektivt styrande organ. Styrelseledamöterna deltar aktivt och närvarar regelbundet i styrelsemöten. Fördelningen av styrelsekommittéernas ansvar och beslutsfattande inom styrelsen är tydlig och rapportering till styrelsen sker på ett lämpligt sätt. Styrelsemötena är väl förberedda och planerade, med presentationer av hög kvalitet som gör det möjligt för styrelsen att effektivt följa upp bolagets verksamhet och resultat. Styrelsemöten i anslutning till platsbesök ute i den operativa verksamheten
ansågs särskilt viktiga för att ge djupare kunskap och insikter om bolagets verksamhet och lokala förutsättningar. Bland de individuella förslagen märktes bland annat: att överväga fl er tillfällen att träffas personligen i takt med att bolaget och dess verksamheter växer, samt att ytterligare diskutera frågor om successionsplanering. Det framhölls också att styrelsen – i enlighet med önskemål framförda i förra årets utvärderingsenkät – lagt mer tid på strategiska diskussioner. Samtidigt konstaterades att styrelsen, med tanke på dessa frågors betydelse, skulle kunna allokera ännu mer tid till diskussioner om bolagets övergripande strategi och dess implementering.
Resultat och slutsatser av genomgången av styrelsens arbete presenterades för valberedningen.
Ersättning till styrelseordförande och övriga styrelseledamöter utgår i enlighet med årsstämmans beslut. Årsstämman 2013 beslutade att styrelseordföranden ska erhålla 1 000 000 SEK och övriga styrelseledamöter 490 000 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. Ingen ersättning utgår för uppdrag inom olje- och gasreservskommittén. Därutöver godkände årsstämman 2013 ett belopp om 2 000 000 SEK för ersättning till styrelseledamöter för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget.
Styrelsens ersättning beskrivs närmare i tabellen på sidorna 64–65 och i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 31 på sidorna 112–113.
För att maximera styrelsens effektivitet och säkerställa en grundlig genomgång av särskilda frågor har styrelsen inrättat en ersättningskommitté, en revisionskommitté och en olje- och gasreservskommitté samt utsett en styrelserepresentant för CR/HSE-frågor. Kommittéernas uppgifter och ansvar beskrivs utförligt i de direktiv 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. För mer information om dessa frågor, se avsnittet om ersättning i denna rapport på sidorna 58–61.
Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolagets fi nansiella rapporter upprättas i enlighet med internationella redovisningsprinciper (IFRS), årsredovisningslagen och tillämpliga redovisningsprinciper för ett svenskt bolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm och Torontobörsen. Revisionskommittén utför inget revisionsarbete, men övervakar bolagets fi nansiella rapportering och bedömer effektiviteten i bolagets fi nansiella interna kontroller, internrevision och riskhantering, med huvudmålet att bistå styrelsen i beslutsprocesser som rör dessa frågor. 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.
Olje- och gasreservskommittén granskar och rapporterar till styrelsen i ärenden som rör bolagets policies och rutiner för rapportering av olje- och gasreserver och därtill relaterad information, i enlighet med National Instrument 51–101 (NI 51–101), som utfärdats enligt gällande kanadensisk värdepapperslagstiftning. Olje- och gasreservskommittén rapporterar till styrelsen om bolagets rutiner för rapportering av olje- och gasreserver och därtill relaterad information, om utnämningen av den oberoende kvalifi cerade revisorn för oljeoch gasreserver, samt om bolagets rutiner för att förse denne med information. Olje- och gasreservskommittén sammanträder även med bolagsledningen och den oberoende kvalifi cerade revisorn för olje- och gasreserver för att granska och avgöra om man ska rekommendera styrelsen att godkänna den rapport avseende reserver och annan olje- och gasinformation som årligen ska lämnas enligt NI 51–101.
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 Asbjørn Larsen. För information om bolagets CR/HSE-aktiviteter, se avsnittet om Samhällsansvar på sidorna 36–45.
| Revisionskommitté 2013 | |||
|---|---|---|---|
| Ledamöter | Mötesnärvaro | Revisionskommittén har under året: | Kompletterande förutsättningar |
| William A. Rand, ordförande Magnus Unger Asbjørn Larsen Peggy Bruzelius |
6/6 3/31 6/6 2/31 |
– Bedömt bokslutsrapporten 2012 och delårsrapporten per den 30 juni 2013 för fullständighet och riktighet och rekommenderat till styrelsen för godkännande. – Bedömt och godkänt delårsrapporterna per den 31 mars och 30 september 2013 å styrelsens vägnar. – Utvärderat redovisningsfrågor i samband med bedömning av de fi nansiella rapporterna. – Följt upp och utvärderat resultatet av koncernens internrevision och riskhantering. – Haft tre möten med den externa revisorn för att diskutera den fi nansiella rapporteringen, internkontroll, riskhantering, m.m. – Utvärderat revisorns revisionsarbete och dennes opartiskhet och självständighet. – Granskat och godkänt revisorns arvode. |
– Revisionskommitténs sammansättning uppfyller aktiebolagslagens och bolagsstyrningskodens krav på oberoende. – Alla ledamöter av revisionskommittén har betydande erfarenhet av fi nansiella, redovisnings- och revisionsfrågor. William A. Rand har varit ordförande i revisionskommittén sedan den bildades 2002. Asbjørn Larsen har tidigare haft befattningen som fi nansdirektör och VD för ett börsnoterat norskt olje- och gasprospekteringsbolag. Peggy Bruzelius har för närvarande och har tidigare haft |
Ersättningskommitté 2013
Asbjørn Larsen
1/1
– Bistått valberedningen i dess arbete med att föreslå en revisor för tillsättande vid 2014 års årsstämma.
ledande befattningar inom fi nansiella institutioner och bolag och har även varit ordförande i revisionskommittén
| Ledamöter | Mötesnärvaro | Ersättningskommittén har under året: | Kompletterande förutsättningar |
|---|---|---|---|
| Cecilia Vieweg, ordförande Magnus Unger William A. Rand Kristin Færøvik |
2/32 3/3 3/32 0/03 |
– Granskat VD:s, de övriga medlemmarnas i den verkställande ledningen och övriga ledande befattningshavares prestationer i enlighet med bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process). – Upprättat en rapport avseende styrelsens utvärdering av ersättningar till den verkställande ledningen under 2012. – Löpande följt upp och utvärderat ersättningsstrukturer, -nivåer och -program samt bolagets ersättningspolicy. – Upprättat förslag till ersättningspolicy för 2013 för styrelsens och årsstämmans godkännande. – 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 den verkställande ledningen och anställda på Vice President-nivå, för styrelsens godkännande. – Granskat och godkänt VD:s förslag avseende principerna för ersättning av övrig bolagsledning och andra anställda. – Granskat och godkänt VD:s förslag avseende 2013 års LTIP tilldelningar. – Behandlat avgångsförmåner och presenterat dessa för styrelsens godkännande. – Med biträde av HayGroup utfört en jämförelsestudie (benchmark) avseende ersättningar. – Med biträde av HayGroup gjort en komplett genomgång och studie av befi ntliga långfristiga incitamentsprogram på marknaden och tagit fram ett förslag på ny LTIP för godkännande av styrelsen och 2014 års årsstämma. |
– Ersättningskommitténs sammansättning uppfyller bolagsstyrningskodens krav på oberoende. – Cecilia Vieweg har tidigare suttit i fl era börsnoterade bolags ersättningskommittéer och ersättningskommittén har, med tanke på ledamöternas skiftande bakgrunder och allmänna erfarenhet, inklusive William A. Rand ordförandeskap i kommittén i över 10 år, omfattande kunskap och erfarenhet i frågor som rör ersättningar till ledande befattningshavare. |
| Olje- och gasreservskommitté 2013 | |||
| Ledamöter | Mötesnärvaro | Olje- och gasreservskommittén har under året: | Kompletterande förutsättningar |
| Ian H. Lundin, ordförande |
1/1 | – Genomfört en allmän granskning av bolagets rutiner och förfaranden för olje- och gasreserver. |
– Olje- och gasreservskommitténs sammansättning uppfyllde kraven |
1 Magnus Unger var ledamot av revisionskommittén till och med den 8 maj 2013 och Peggy Bruzelius har varit ledamot av revisionskommittén från och med den 8 maj 2013.
2 William A. Rand var ordförande för ersättningskommittén till och med den 8 maj 2013 och Cecilia Vieweg har varit ledamot av och ordförande för ersättningskommittén från och med den 8 maj 2013.
– Granskat olje- och gasreservsdata.
– Granskat bolagets rutiner för sammanställning och rapportering av övrig information förenad med olje- och gasaktiviteter. – Sammanträtt med bolagsledningen och ERC-Equipoise Ltd., den oberoende kvalifi cerade revisorn för olje- och gasreserver, för att diskutera olje-och gasreservsrapporteringen för 2012.
3 Kristin Færøvik avböjde omval på årsstämman den 8 maj 2013. Det hölls inga möten i ersättningskommittén mellan den 1 januari 2013 och den 8 maj 2013.
på oberoende i gällande kanadensisk värdepapperslagstiftning NI 51-101.
Bolagets koncernchef och VD, C. Ashley Heppenstall, är ansvarig för den löpande verksamheten i Lundin Petroleum. Han utses av, och rapporterar till, styrelsen och är också den ende styrelseledamoten som är anställd i Lundin Petroleum. 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 kvalifi cerade personer med global erfarenhet från olje- och gasindustrin och inkluderar, förutom VD:
Per den 31 december 2013 skedde en förändring i bolagsledningen i och med att bolagets förra CFO, Geoffrey Turbott, valde att sluta som CFO efter tio år på denna post. Till ny CFO från och med 1 januari 2014 utsågs Mike Nicholson, som sedan 2005 haft olika positioner inom bolaget, senast som områdeschef för Sydostasien. Mike Nicholson efterträddes i Sydostasien av Paul Atkinson, som sedan 2001 haft ett antal chefsbefattningar i multinationella olje- och gasbolag, bland annat i bolag som varit Lundin Petroleums föregångare.
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, fi nansiell 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, fi nansiella marknader, affärspartners och myndigheter. För att kunna fullgöra dessa uppgifter för VD nära diskussioner med styrelseordföranden rörande bolagets verksamhet, fi nansiella 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, riktlinjer och rutiner på ett professionellt, effektivt och ansvarsfullt sätt. Regelbundna ledningsmöten hålls för att diskutera alla kommersiella, tekniska, HSE-, fi nansiella, juridiska och andra relevanta frågor 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 fi nansiella 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 (executive session) som hålls i samband med ett styrelsemöte på någon av bolagets operativa enheter.
Bolagets investeringskommitté, som består av VD, CFO, COO och SVP Development, inrättades av styrelsen 2009 för att bistå 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.
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 kvalifi cerade medarbetare och belöna prestationer som höjer aktieägarvärdet. Principerna för ersättning inom koncernen består därför av fyra delar: (i) grundlön, (ii) årlig rörlig lön, (iii) långfristigt incitamentsprogram 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 team-nivå
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD, styrelseledamot
Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility
Alexandre Schneiter Executive Vice President och Chief Operating Officer
Jeffrey Fountain Vice President Legal
Mike Nicholson Chief Financial Officer
Teitur Poulsen Vice President Corporate Planning and Investor Relations
Chris Bruijnzeels Senior Vice President Development
Ytterligare information om bolagsledningen finns på www. lundin-petroleum.com
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 (benchmarking). För varje studie väljs en jämförelsegrupp som består av europeiska olje- och gasbolag av liknande storlek och operativ räckvidd, gentemot vilken koncernens ersättningspraxis bedöms. Nivån av grundlön, årlig rörlig lön och långfristiga incitamentsprogram bestäms kring mediannivån. Dock kan avvikelser medges i fall av mycket framstående prestationer.
Med tanke på att bolaget konkurrerar ständigt med denna jämförelsegrupp för att behålla och rekrytera de bästa förmågorna på marknaden, både på operationell och ledningsnivå, bestäms koncernens ersättningspaket främst med hänsyn till ersättningspraxis inom denna grupp.
Ersättningskommittén kan också söka råd och stöd från externa ersättningskonsulter, vilket kommittén gjorde 2013 genom HayGroup.
Ersättning till den verkställande ledningen följer samma principer som för alla anställda, dock måste dessa principer godkännas av årsstämman. Ersättningskommittén upprättar därför årligen en ersättningspolicy för den verkställande ledningen för styrelsens och därefter årsstämmans godkännande. 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 medlemmar i den verkställande ledningen, att presenteras för ersättningskommittén och godkännas av styrelsen.
I ersättningskommitténs uppgifter ingår att följa upp och utvärdera tillämpningen av den ersättningspolicy som årsstämman godkänt. För att fullgöra denna uppgift upprättar ersättningskommittén en årlig rapport om utvärderingen av ersättningar till den verkställande ledningen, att godkännas av styrelsen. Bolagets externa revisor verifi erar också varje år att ersättningspolicyn har tillämpats korrekt. Båda rapporterna är tillgängliga på bolagets webbplats och den ersättningspolicy som godkändes av 2013 års årsstämma återfi nns i denna bolagsstyrningsrapport.
År 2013 enades styrelsen om en avvikelse från ersättningspolicyn och godkände en avgångsförmån för bolagets tidigare CFO, Geoffrey Turbott. Styrelsen ansåg att särskilda skäl i detta fall motiverade en sådan avvikelse, vilket är tillåtet enligt 8 kap. 53 § aktiebolagslagen, med hänsyn till Geoffrey Turbotts betydande bidrag till bolaget och dess föregångare under de senaste 18 åren. Mer information om
I denna ersättningspolicy avser "den verkställande ledningen" eller "ledande befattningshavare" bolagets koncernchef och verkställande direktör (VD) (President och Chief Executive Offi cer), Executive Vice President och Chief Operating Offi cer, Vice President Finance och Chief Financial Offi cer samt Senior Vice President Operations (Senior Vice President Development fr.o.m. den 1 januari 2014).
Lundin Petroleums målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade ledande befattningshavare med förmåga att uppnå koncernens mål samt att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna prestationer på ett sätt som höjer aktieägarvärdet. Koncernen tillämpar således denna ersättningspolicy för att säkerställa att det fi nns en tydlig koppling till affärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande best practice, i syfte att tillförsäkra att den verkställande ledningen erhåller skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.
Styrelsen i Lundin Petroleum har upprättat 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 den verkställande ledningen. Kommittén sammanträder regelbundet och i dess uppgifter ingår att följa och utvärdera program för rörliga ersättningar till den verkställande ledningen och tillämpningen av denna ersättningspolicy, samt gällande ersättningsstrukturer och ersättningsnivåer i bolaget.
Ersättningar till den verkställande ledningen innehåller fyra huvudkomponenter: a) grundlön;
b) årlig rörlig lön;
c) långfristigt incitamentsprogram (long-term incentive plan); och
d) övriga förmåner.
ersättningar till den verkställande ledningen under 2013, inklusive den överenskomna avgångsförmånen, fi nns i noterna till de fi nansiella rapporterna – se noterna 31–32 på sidorna 112–115.
För information om styrelsens förslag till 2014 års årsstämma för ersättningar till den verkställande ledningen, se sidan 83.
Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, skall vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen 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 gör bolaget, liksom ersättningskommittén, periodiska "benchmarking" jämförelser av bolagets ersättningspolicy och förfaranden.
Specialiserade externa konsulter kan rådfrågas i samband med dessa jämförelser och ersättningskommittén skall försäkra sig om att det inte föreligger någon intressekonfl ikt i förhållande till andra uppdrag som sådana konsulter kan ha för bolaget eller den verkställande ledningen.
Bolaget anser att årlig rörlig lön är en viktig del av den ledande befattningshavarens ersättningspaket där anknutna resultatmål refl ekterar 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 1–12 månadslöner. 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.
Bolaget anser att det är lämpligt att strukturera sina långfristiga incitamentsprogram (long-term incentive plans (LTIP)) på ett sätt som förenar incitament för den verkställande ledningen med aktieägarintressen. Ersättning som är kopplad till aktiepriset leder till större personligt engagemang för bolaget. Därför anser styrelsen att bolagets LTIP för den verkställande ledningen skall vara kopplad till bolagets aktiekurs.
Enligt svensk kod för bolagsstyrning skall bolagets årsstämma fatta beslut om alla aktie- och aktiekursrelaterade incitamentsprogram för den verkställande ledningen. Information avseende de väsentliga villkoren i föreslagna LTIPs för den verkställande ledningen (om någon) fi nns tillgänglig som en del av handlingarna inför årsstämman på www.lundin-petroleum.com.
Övriga förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för de ledande befattningshavarna att fullgöra sina arbetsuppgifter. Övriga förmåner inkluderar lagstadgade pensionsförmåner som innehåller en defi nierad 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 sex månader gäller mellan bolaget och ledande befattningshavare och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver fi nns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning, uppgående till två års grundlön, för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control).
Ersättningskommittén skall godkänna avgångsförmåner som överstiger 150 000 USD i värde per person.
Styrelsen är bemyndigad att i enlighet med 8 kap. 53 § aktiebolagslagen frångå riktlinjerna om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl för det.
Information avseende tidigare beslutade ersättningar till den verkställande ledningen som inte har förfallit till betalning (om några) fi nns tillgänglig i bolagets årsredovisning och på www.lundin-petroleum.com.
Den svenska internationella åklagarkammaren inledde i juni 2010 en förundersökning om påstådda brott mot den internationella humanitära rätten i Sudan 1997–2003. Bolaget har samarbetat med åklagarmyndigheten genom att lämna information om sin verksamhet i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod. Som framförts vid ett fl ertal tillfällen tillbakavisar Lundin Petroleum kategoriskt alla påståenden om missgärningar och kommer att samarbeta med åklagarmyndighetens utredning. 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.
Styrelsens ansvar för bolagets internkontroll av den fi nansiella rapporteringen regleras av aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och bolagsstyrningskoden. Informationen i denna rapport är begränsad till internkontroll och riskhantering av den fi nansiella rapporteringen och beskriver hur internkontrollen av den fi nansiella rapporteringen är organiserad, däremot diskuteras inte dess effektivitet.
Lundin Petroleums mål för den fi nansiella rapporteringen är att punktligt och noggrant tillhandahålla tillförlitlig och relevant information för interna och externa syften, i enlighet med gällande lagar och förordningar. För att säkerställa att detta mål uppfylls har bolaget utarbetat ett system för internkontroll av den fi nansiella rapporteringen. Ett internkontrollsystem 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 fi nansiella rapporteringen.
Lundin Petroleums system för internkontroll av fi nansiell rapportering består av fem huvudkomponenter, som beskrivs i denna rapport, och baseras på det ramverk för internkontroll som givits ut av Committee of Sponsoring Organisations of the Treadway Commission (COSO). Internkontrollen av den fi nansiella rapporteringen innebär en fortlöpande utvärdering av koncernens risker och kontrollaktiviteter. Utvärderingsarbetet är en ständigt pågående process som innefattar såväl interna som externa jämförande studier, liksom förbättring och utveckling av kontrollaktiviteter.
Lundin Petroleums internrevisor tillhandahåller en oberoende och objektiv utvärderingsfunktion som har inrättats som en tjänst för att tillföra värde till organisationen. Internrevisorn befattar sig med kontrollsystemens lämplighet och effektivitet samt om de hanteras, underhålls, efterlevs och fungerar på ett effektivt sätt. I detta syfte kommer internrevisorn att utvärdera kontroller som främjar en effektiv rapportering till ledningen, efterlevnad av rutiner, skydd av organisatoriska tillgångar och intressen samt effektiv kontroll. Internrevisorn rapporterar till revisionskommittén.
Lundin Petroleums styrelse har det övergripande ansvaret för att etablera ett effektivt system för internkontroll. Revisionskommittén bistår styrelsen avseende fi nansiell rapportering, internkontroll och rapportering av fi nansiella risker. Revisionskommittén övervakar även effektiviteten i internrevisionen, internkontrollen och den fi nansiella rapporteringen samt granskar de fi nansiella delårsrapporterna och bokslutsrapporten.
VD ansvarar för att upprätthålla en effektiv kontrollmiljö i den löpande verksamheten, liksom för att hantera systemet för internkontroll och riskhantering inom koncernen. VD bistås i detta arbete av bolagsledningen på olika nivåer. Lundin Petroleums internrevisor är vidare ansvarig för att se till att regelverket för internkontroll följs.
Att utveckla och implementera ett ramverk för hela koncernen med konsekventa policies och rutiner som stärker koncernens interna kontroll, är en ständigt pågående process. Tillsammans med lagar och externa regelverk utgör dessa interna policies och rutiner den kontrollmiljö som är grunden för Lundin Petroleums process för internkontroll och riskhantering. Samtliga medarbetare är skyldiga att följa dessa policies och rutiner inom sitt eget kontroll- och riskhanteringsområde.
Riskbedömning sker fortlöpande inom Lundin Petroleum som en integrerad del av ramverket för internkontroll. Riskbedömning är en process som identifi erar, spårar och bedömer risken för väsentligt fel i koncernens fi nansiella rapportering och redovisningssystem. Denna process ligger till grund för utformningen av de kontrollaktiviteter som krävs för att minska identifi erade risker.
Risker i förhållande till fi nansiell rapportering följs upp och bedöms av styrelsen genom revisionskommittén. Som en del i riskbedömningen granskar och analyserar Lundin Petroleum befi ntliga risker i den fi nansiella rapporteringsprocessen och strukturerar utifrån dessa sina system för internkontroll. Riskbedömningen görs kvartalsvis utifrån en standardiserad metodik som baseras på sannolikhet och potentiell påverkan, och dokumenteras därefter i en koncerngemensam
riskkarta. Efter det att risker identifi erats och utvärderats implementeras kontrollaktiviteter i syfte att minimera riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen. Slutsatserna av riskbedömningen rapporteras till ledningen och styrelsen genom revisionskommittén. Identifi erade riskområden minskas genom affärsprocesser som integrerar riskhantering, policies och rutiner, liksom fördelning av ansvar och befogenheter. För ytterligare information om olika risker, se avsnittet Risker och riskhantering på sidorna 70–71.
Ekonomiavdelningen på respektive dotterbolag är ansvarig för regelbunden analys av de fi nansiella resultaten och för att rapportera slutsatserna till ekonomiavdelningen på koncernnivå. Ett antal andra kontrollaktiviteter har också integrerats i den fi nansiella rapporteringsprocessen, för att säkerställa både att verksamheten bedrivs effektivt och att den fi nansiella rapporteringen ger en korrekt och rättvisande bild vid varje rapporteringstillfälle.
Investeringskommittén övervakar koncernens investeringsbeslut genom den årliga budgetprocessen, samt begärda budgettillägg under året, m.m., och ger vid behov rekommendationer till styrelsen. Investeringskommittén sammanträder regelbundet och dess gransknings- och godkännandeprocess utgör en viktig kontrollaktivitet inom koncernen.
Internrevisorn utför regelbundna riskbedömningar och revisioner enligt en intern revisionsplan som godkänns av revisionskommittén två gånger per år. Därutöver samordnar internrevisorn de joint venture-revisioner som genomförs av Lundin Petroleum. I olje- och gasindustrin bedrivs verksamhet genom joint ventures, där partners delar kostnader och risker. För att säkerställa att redovisningsrutinerna följs och att kostnaderna är i enlighet med samarbetsavtalet har joint venture-partners rätt att, avseende tillgångar där de inte är operatör, revidera den partner som är operatör.
Att förse alla nivåer inom koncernen, liksom externa parter, med relevant information i rätt tid på ett komplett och korrekt sätt, är en viktig del av ramverket för internkontroll.
Interna policies och rutiner för fi nansiell rapportering, som koncernens befogenhetspolicy (Authorisation Policy), manual för redovisningsprinciper (Group Accounting Principles Manual) och fi nans- och redovisningsmanual (Finance and Accounting Manual), uppdateras och kommuniceras regelbundet av bolagsledningen till alla berörda anställda, samt fi nns tillgängliga genom bolagets interna nätverk.
En kommunikationspolicy för externkommunikation har formulerats. Policyn har godkänts av styrelsen och defi nierar hur, av vem och på vilket sätt extern information ska kommuniceras.
Styrelsen, revisionskommittén och bolagsledningen, inklusive bolagets CFO, utför uppföljningsaktiviteter i syfte att säkerställa att internkontrollen av den fi nansiella rapporteringen bedrivs på ett effektivt sätt. Internrevisorn och koncernens ekonomiavdelning följer upp hur interna policies, rutiner och andra policydokument efterlevs. Därutöver följer internrevisorn också upp tidigare års internrevisioner och riskbedömningar för att säkerställa att lämpliga korrigerande åtgärder har vidtagits, vilket utgör en viktig uppföljningsaktivitet. Uppföljning sker på central nivå, men också lokalt i dotterbolagen.
| Styrelsen | ||||
|---|---|---|---|---|
| Namn | Ian H. Lundin | Peggy Bruzelius | C. Ashley Heppenstall | Asbjørn Larsen |
| Funktion | Styrelseordförande (sedan 2002) |
Ledamot | Koncernchef och VD, styrelseledamot |
Ledamot, styrelsens representant i CR/HSE-frågor |
| Vald | 2001 | 2013 | 2001 | 2008 |
| Född | 1960 | 1949 | 1962 | 1936 |
| Utbildning | Bachelor of Science, petroleumingenjör, från University of Tulsa. |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. |
Bachelor of Science, matematik, från University of Durham. |
Norska Handelshögskolan (NHH). |
| 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. |
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 publika 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. |
Asbjørn Larsen var fi nansdirektör i Saga Petroleum under 1978–1979 och VD under 1979–1998. |
| Övriga styrelseuppdrag | Styrelseordförande i Etrion Corporation och ledamot i Bukowski Auktioner AB. |
Styrelseordförande i Lancelot Asset Management AB och ledamot i Axfood AB, Diageo PLC, Akzo Nobel NV och Skandia Liv. |
Ledamot i Etrion Corporation och Gateway Storage Company Limited. |
Ledamot i Selvaag Gruppen AS, The Montebello Cancer Rehabilitation Foundation och The Tom Wilhelmsen Foundation. |
| Aktier i Lundin Petroleum (per den 31 december 2013) |
01 | 3 000 | 1 391 283 | 12 000 |
| Deltagande i styrelsemöten |
8/8 | 4/53 | 8/8 | 8/8 |
| Deltagande i revisionskommitténs möten |
– | 2/33 | – | 6/6 |
| Deltagande i ersättningskommitténs möten |
– | – | – | – |
| Deltagande i olje- och gasreservskommitténs möten |
1/1 | – | – | 1/1 |
| Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
SEK 916 670 | SEK 295 000 | 0 | SEK 570 000 |
| Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget 9 |
SEK 1 620 000 | 0 | 0 | 0 |
| Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Ja2 | Ja | Nej4 | Ja |
| Oberoende av bolagets större aktieägare |
Nej1 | Ja | Nej4 | Ja |
1 Ian H. Lundin är stiftare (settler) av en trust som äger Landor Participations Inc., ett investmentbolag som innehar 11 538 956 aktier i bolaget, och tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Lorito Holdings (Guernsey) Ltd. som innehar 76 342 895 aktier i bolaget och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. som innehar 10 844 643 aktier i bolaget.
2 Ian H. Lundin har regelbundet blivit engagerad av bolagsledningen för uppdrag mot ersättning som faller utanför det sedvanliga styrelsearbetet. Enligt
valberedningens och bolagets mening är han trots dessa åtaganden oberoende av bolaget och bolagsledningen.
3 Peggy Bruzelius har varit ledamot i styrelsen och revisionskommittén sedan den 8 maj 2013.
4 C. Ashley Heppenstall är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han är koncernchef och VD i Lundin Petroleum, och inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i ett bolag där bolag som är associerade med familjen Lundin innehar tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
5 Lukas H. Lundin tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Lorito Holdings (Guernsey) Ltd. som innehar 76 342 895 aktier i bolaget och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. som innehar 10 844 643 aktier i bolaget.
| Styrelsen | |||
|---|---|---|---|
| Lukas H. Lundin | William A. Rand | Magnus Unger | Cecilia Vieweg |
| Ledamot | Ledamot | Ledamot | Ledamot |
| 2001 | 2001 | 2001 | 2013 |
| 1958 | 1942 | 1942 | 1955 |
| Examen från New Mexico Institute of Mining, Technology and Engineering. |
Commerce examen (ekonomi) från McGill University, juristexamen från Dalhousie University, Master of Laws examen i internationell rätt från London School of Economics och Doctorate of Laws från Dalhousie University (Hon.). |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. |
Juris kandidatexamen från Lunds universitet. |
| Lukas H. Lundin har haft ett fl ertal nyckelpositioner i bolag där familjen Lundin är storägare. |
William A. Rand praktiserade juridik i Kanada fram till 1992 varefter han var med och bildade ett investmentbolag och fortsatte inom det privata näringslivet. |
Magnus Unger var vice VD inom Atlas Copco-koncernen under 1988–1992. |
Cecilia Vieweg är chefsjurist på AB Electrolux och ledamot i koncernledningen sedan 1999. 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. och Lundin Foundation, ledamot i Fortress Minerals Corp. och Bukowski Auktioner AB. |
Ledamot i Lundin Mining Corp., Denison Mines Corp., New West Energy Services Inc. och NGEx Resources Inc. |
Styrelseordförande i CAL-Konsult AB och ledamot i Black Earth Farming Ltd. |
Ledamot i Teknikföretagen och Aktiemarknadsnämnden. |
| 788 3315 | 119 441 | 50 000 | 3 500 |
| 8/8 | 8/8 | 8/8 | 5/58 |
| – | 6/6 | 3/37 | – |
| – | 3/3 | 3/3 | 2/38 |
| – | – | – | – |
| SEK 470 000 | SEK 745 000 | SEK 620 000 | SEK 320 000 |
| 0 | 0 | SEK 300 000 | 0 |
| Ja | Ja | Ja | Ja |
| Nej5 | Nej6 | Ja | Ja |
6 Enligt valberedningens och bolagets mening är William A. Rand 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.
7 Magnus Unger var ledamot i revisionskommittén fram till den 8 maj 2013.
8 Cecilia Vieweg har varit ledamot i styrelsen och ersättningskommittén sedan den 8 maj 2013.
9 Dessa ersättningar som betalats under 2013 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2013.
Kristin Færøvik avböjde omval vid årsstämman den 8 maj 2013. Under perioden 1 januari till 8 maj 2013 närvarade hon vid 2 av 3 styrelsemöten, och det hölls inga möten i ersättningskommittén. För ytterligare information om Kristin Færøvik, se bolagets årsredovisning för 2012, och för till henne utbetald ersättning under 2013, se not 31 på sidorna 112–113.
Stockholm, 16 april 2014
Styrelsen i Lundin Petroleum AB (publ)
Till årsstämman i Lundin Petroleum AB (publ), org.nr 556610–8055
Det är styrelsen som har ansvaret för bolagsstyrningsrapporten för år 2013 på sidorna 46–66 och för att den är upprättad i enlighet med årsredovisningslagen.
Vi har läst bolagsstyrningsrapporten och baserat på denna läsning och vår kunskap om bolaget och koncernen anser vi att vi har tillräcklig grund för våra uttalanden. Detta innebär att vår lagstadgade genomgång 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 en bolagsstyrningsrapport har upprättats, och att dess lagstadgade information är förenlig med årsredovisningen och koncernredovisningen.
Stockholm den 16 april 2014 PricewaterhouseCoopers AB
Klas Brand Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
Lundin Petroleums aktie är noterad på Large Cap-listan på NASDAQ OMX (OMX) i Stockholm, Sverige och utgör en del av indexet OMX 30. Aktien är också noterad på Torontobörsen i Kanada (TSX).
Lundin Petroleums börsvärde per den 31 december 2013 var 39 866 MSEK.
Under året omsattes totalt 264 miljoner aktier vid OMX till ett värde om cirka 37 772 MSEK. Ett genomsnitt om 1,06 miljoner Lundin Petroleumaktier omsattes dagligen vid OMX i Stockholm. 0,2 miljoner aktier omsattes vid TSX till ett värde om cirka 5,27 miljoner CAD. Ett genomsnitt om 1 429 Lundin Petroleumaktier omsattes dagligen vid TSX.
Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2013 till 3 179 106 SEK fördelat på 317 910 580 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK 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 8 maj 2013 beslutade att bemyndiga styrelsen att under perioden fram till nästa årsstämma besluta om återköp och försäljning av Lundin Petroleums aktier på OMX och TSX. Det högsta antalet återköpta aktier får inte innebära att innehavet av egna aktier vid något tillfälle överstiger fem procent av samtliga aktier i bolaget. Syftet med bemyndigandet är att ge styrelsen ett instrument
att optimera Lundin Petroleums kapitalstruktur och att säkra Lundin Petroleums exponering avseende dess LTIPs.
Lundin Petroleums innehav av återköpta aktier uppgick till totalt 8 340 250 per den 31 december 2013.
Årsstämman 2013 beslutade att bemyndiga styrelsen att besluta om emission av totalt högst 35 miljoner nya aktier samt att därvid kunna avvika från aktieägarnas företrädesrätt i syfte att möjliggöra för bolaget att anskaffa kapital för fi nansieringen av verksamheten och för genomförandet av företagsförvärv. Om bemyndigandet utnyttjas i sin helhet motsvarar ökningen av aktiekapitalet en utspädningseffekt om tio procent.
Lundin Petroleums primära målsättning är att öka värdet för aktieägare, anställda och samhället genom att bedriva en lönsam verksamhet med tillväxt. Detta kommer att åstadkommas genom ökade kolvätereserver, utbyggnad av fyndigheter för att nå en ökning i produktion och slutligen genom kassafl öden och nettointäkter. Det ökade värdet kommer att komma till uttryck dels genom en ökning i aktiekursen på lång sikt, dels genom utdelningar.
Storleken på en eventuell utdelning skulle komma att avgöras av bolagets fi nansiella ställning och möjligheterna till tillväxt genom lönsamma investeringar. Utdelning kommer att ske när bolagets kassafl öden och nettointäkter från de olika verksamheterna medger en långsiktig fi nansiell styrka och fl exibilitet. Aktieägarnas totala avkastning förväntas över tiden övergå från en ökning i aktiekursen till erhållna utdelningar.
Lundin Petroleum arbetar med ett antal transformerande utbyggnadsprojekt vilka kommer att kräva fi nansiering. Denna utbyggnadsfi nansiering kommer att prioriteras framför utdelningar.
Sedan bildandet av Lundin Petroleum i maj 2001 och fram till den 31 december 2013 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 |
| Summa | 317 910 580 | 317 910 580 | 3 179 106 | ||
| Antal aktier i omsättning: |
| 31 dec 2013 | 31 dec 2012 | |
|---|---|---|
| Antal utställda aktier | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier återköpta av Lundin Petroleum | 8 340 250 | 7 368 285 |
| Antal aktier i cirkulation | 309 570 330 | 310 542 295 |
Lundin Petroleum hade 45 148 aktieägare per den 31 december 2013. Svenska privata aktieägares innehav uppgick till 13 procent. Utländska aktieägare innehade 70 procent.
| De 10 största aktieägarna per den 31 december 2013 |
Antal aktier |
Andel av antal aktier/röster,% |
|---|---|---|
| Lorito Holdings (Guernsey) Ltd.1 | 76 342 895 | 24,0 |
| Landor Participations Inc.2 | 11 538 956 | 3,6 |
| Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd.1 |
10 844 643 | 3,4 |
| Lundin Petroleum AB | 8 340 250 | 2,6 |
| Swedbank Robur fonder | 8 248 334 | 2,6 |
| Danske Capital Sverige AB | 4 264 159 | 1,3 |
| Norges Bank Investment | ||
| Management (Pension Fund Global) |
4 164 629 | 1,3 |
| Fjärde AP-fonden | 3 194 836 | 1,0 |
| Blackrock Global | 3 003 092 | 0,9 |
| Handelsbanken fonder | 2 927 826 | 0,9 |
| Övriga aktieägare | 185 040 960 | 58,4 |
| Summa | 317 910 580 | 100,00 |
1 Ett investmentbolag som är helägt av en Lundinfamiljetrust. 2 Ett investmentbolag som är helägt av en trust, vars stiftare (settler) är Ian H.
Lundin
De tio största aktieägarna exkluderar förvaltarregistrerade aktieinnehav. Ovanstående lista inkluderar endast institutionella aktieägare som äger aktier direkt och fi nns upptagna i aktieboken hos Euroclear Sweden, med undantag för Norges Bank Investment Managements (NBIM) aktieinnehav, vilket har erhållits direkt från NBIM.
| Storleksklasser | Antal aktieägare |
Andel av antal aktier, % |
|---|---|---|
| 1–500 | 31 417 | 1,56 |
| 501–1 000 | 5 963 | 1,58 |
| 1 001–10 000 | 6 697 | 6,30 |
| 10 001–50 000 | 707 | 4,87 |
| 50 001–100 000 | 115 | 2,62 |
| 100 001–500 000 | 154 | 12,00 |
| 500 001– | 95 | 71,07 |
| Summa | 45 148 | 100,00 |
FEM ÅRS AKTIEKURS 2009–2013
Målsättningen med riskhantering är att fortlöpande identifi era, förstå och hantera hot och möjligheter inom verksamheten. Detta mål uppnås genom att skapa mandat och engagemang för riskhantering på alla nivåer i bolaget. På detta sätt hanteras risker som en integrerad och fortlöpande del i bolagets beslutsprocesser. Bolaget säkerställer därmed att alla risker identifi eras, uppmärksammas, förstås och kommuniceras med god framförhållning. Förmågan att hantera och/eller minska dessa risker är en avgörande faktor för att säkerställa att bolaget uppnår sina verksamhetsmål. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och
fi nansiella risker som även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering inte kan eliminera fullt ut. Detta gäller även risker som ligger utanför bolagets kontroll.
Lundin Petroleum har identifi erat följande huvudsakliga risker kopplade till koncernens verksamhet. Samtliga risker nedan har potential att negativt påverka bolagets goda namn och rykte. Utöver dessa huvudsakliga risker granskar den bolagsledningen kvartalsvis också bolagets samtliga affärsrisker –inklusive risker knutna till genomförandet av projekt, liksom operativa och fi nansiella risker samt risker vad gäller hälsa säkerhet och miljö – för att diskutera riskreducerande åtgärder och, om så krävs, vidta ytterligare åtgärder.
| Beskrivning av risk | Åtgärd – Riskhantering |
|---|---|
| Strategisk risk | |
| Oförmåga att skapa aktieägarvärde och uppfylla aktieägarnas förväntningar En ineffektiv och undermåligt kommunicerad eller genomförd strategi kan leda till att investerare tappar förtroende för bolaget och att aktiekursen sjunker. |
Lundin Petroleums affärsmodell defi nierar på ett tydligt sätt bolagets vision och strategi. Lundin Petroleum strävar efter att skapa aktieägarvärde i alla stadier av verksamhetscykeln: genom att proaktivt investera i prospektering, organiskt utöka reservbasen, frigöra värden i den befi ntliga tillgångsbasen och förvärva eller avyttra reserver – och genom en opportunistisk affärsmodell. |
| Goda kommunikationsvägar i kombination med effektivt ledarskap bidrar till att upprätthålla kreativitet och entreprenörsanda. Detta säkerställer att hela organisationen strävar mot samma mål. |
|
| Bristfällig hantering av bolagets tillgångar Dåligt ledarskap kan leda till oförmåga att förstå och frigöra en tillgångs fulla värde, 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 har förståtts och är kommunicerat och till fullo avspeglat i aktiekursen. |
| Oförmåga att rekrytera, behålla och förvalta humankapital Bristande förmåga att attrahera och behålla medarbetare skulle kunna skapa störningar i verksamheten på kort och medellång sikt. |
Lundin Petroleums strategi för rekrytering och ersättning ligger i linje med bolagets mål och tar hänsyn till branschutvecklingen. Prestationsledningsprocessen är utformad för att öka engagemanget och skapa en känsla av delaktighet på alla nivåer i bolaget. |
| Bristande samhällsansvar och miljömedvetenhet En verklig eller uppfattad brist på samhällsansvar och miljömedvetenhet kan ha negativ inverkan på de människor bolaget arbetar med, på miljön i vilken bolaget är verksamt och på dess anseende. All negativ inverkan på bolagets anseende kan i sin tur påverka dess mandat att bedriva verksamhet, få fi nansiering |
Lundin Petroleums ramverk för ansvarsfullt företagande tillämpas på alla bolagets verksamheter och inkluderar uppföljning av riskreducerande åtgärder, rapportering och utredning av alla incidenter. Kommunikationsplaner och intressentdialog är utformade för att upprätthålla goda och effektiva relationer. (Se även Samhällsansvar på sidorna 36–45). |
| eller tillgång till nya affärsmöjligheter. | Bolaget strävar efter att prospektera och producera olja och gas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter, inklusive aktieägare, anställda, samarbetspartners, myndigheter i värd- och hemländer och lokala samhällen. |
| Finansiell risk 1 | |
| Upptrappning av kostnader och bristande tillsyn av investeringar Lämpliga policies måste fi nnas på plats, där det framgår att inga utgiftsåtaganden får göras innan nödvändiga interna och externa godkännanden erhållits. Varje ändring av förväntade kostnader måste fångas upp i tid av bolagets rapporteringskrav. |
Lundin Petroleum följer upp koncernens rullande likviditetsprognoser för att säkerställa att tillräckliga medel fi nns tillgängliga för att uppfylla verksamhetens behov. För att hålla ledningen informerad om händelser som kan påverka beslut om kapital, bevakar ekonomi- och planeringsavdelningen löpande de makro- och mikroekonomiska förhållanden som inverkar på koncernens verksamhet. |
| Likviditetsrisk Risken att koncernen inte har förmågan att reglera eller uppfylla sina skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris kan leda till att prospekterings- och utbyggnadsarbetsprogram inte kan fi nansieras. |
Lundin Petroleum följer upp koncernens rullande likviditetsprognoser för att säkerställa att tillräckliga medel fi nns tillgängliga för att uppfylla verksamhetens behov. För att hålla ledningen informerad om händelser som kan påverka beslut om kapital, bevakar ekonomi- och planeringsavdelningen löpande de makro- och mikroekonomiska förhållanden som inverkar på koncernens verksamhet. |
| Kreditrisk Risken uppstår via likvida medel, inlåning i banker och fi nansinstitut samt genom kreditexponering mot kunder. |
För att minska kreditrisken är det Lundin Petroleums policy att begränsa sina kunder och partners till att bara omfatta de stora oljebolagen samt endast använda större banker. Om det uppstår en kreditrisk i samband med olje- och gasförsäljning är policyn att begära en oåterkallelig remburs på det totala värdet av försäljningen. |
| Risker i den fi nansiella rapporteringen Risken för väsentliga felaktigheter i den fi nansiella rapporterin gen, och oförmåga att korrekt rapportera fi nansiell information, kan leda till myndighetsåtgärder och rättsliga följder samt skada bolagets anseende. |
Systemet för internkontroll av den fi nansiella rapporteringen fi nns för att säkerställa att koncernens mål för fi nansiell rapportering uppfylls. |
1 För mer detaljerad information om fi nansiella risker se även not 11 i noterna till de fi nansiella rapporterna, sidorna 104–108. Mer information om internkontroll återfi nns i Bolagsstyrningsrapporten, sidorna 46–65.
| Beskrivning av risk | Åtgärd – Riskhantering |
|---|---|
| Operativ risk | |
| Utbyggnadsprojekt uppnår inte utsatta mål För att säkerställa att aktieägarvärdet maximeras är det viktigt att utbyggnadsprojekt uppnår uppsatta mål samt håller budget och tidsplan. |
Samtliga utbyggnadsprojekt måste gå igenom Lundin Petroleums värdeprocess, i vilken det ställs krav på att alla investeringsbeslut ska erhålla tekniskt, fi nansiellt, investeringskommitténs och styrelsens godkännande. Genom bolagets ledningsprocess tillsätts för varje utbyggnadsprojekt en styrkommitté som bistår projektet med vägledning, riktlinjer och uppföljning. Myndigheter, samarbetspartners och tredjepartsaktörer bistår också med oberoende tillsyn. I Norge styrs bolaget av detaljerade riktlinjer för upprättande av utbyggnadsplaner |
| (Plan for development and operation of a petroleum deposit, PDO) och installations och driftsplaner (Plan for installation and operation of facilities for transport and utilisation of petroleum, PIO) som publiceras av norska Oljedirektoratet. |
|
| Hälsa, säkerhet och miljö (HSE) En allvarlig incident i verksamheten som rör hälsa, säkerhet eller miljö (HSE) skulle kunna få negativa konsekvenser för de människor och den miljö där bolaget är verksamt. Detta skulle i sin tur kunna ha negativ påverkan på värderingen av bolaget. |
Lundin Petroleum främjar att man aktivt arbetar med HSE-frågor i hela bolaget. Proaktiv riskhantering, HSE-policies och ett HSE-ledningssystem som uppfyller lagstadgade krav är en integrerad del av verksamheten. (Se även Samhällsansvar på sidorna 36–45.) |
| Allvarlig incident i verksamheten Utöver HSE-effekter kan en allvarlig incident i verksamheten också få betydande fi nansiella konsekvenser i form av insatser för bekämpning och sanering av oljeutsläpp, utbyte av utrustning och möjliga ekonomiska ersättningskrav. |
Lundin Petroleum har utvecklade ledningssystem för att undvika allvarliga incidenter i verksamheten. Olje- och gasverksamhet kommer dock aldrig att vara helt riskfri, varför risken för incidenter (även om den reducerats till ett minimum) kvarstår. Därför granskas all verksamhet regelbundet för att bedöma risken för en incident och säkerställa adekvat försäkringsskydd. |
| Ökade produktionskostnader Produktionskostnaderna påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för utbud och efterfrågan, liksom av olika platsspecifi ka förhållanden på fältet. |
Effektiva processer för inköp och kostnadskontroll är grundläggande för att säkerställa rimliga kostnadsnivåer i förhållande till bolagets affärsplaner. God verksamhetsledning och grundlig underhållsplanering bidrar till att säkerställa effektiviteten i driften. Produktionsförseningar och försämringar av normala verksamhetsförhållanden kan inte uteslutas och kan i varierande grad leda till negativa konsekvenser för intäkter och kassafl öde. |
| Tillgång till operativ utrustning Prospektering och utbyggnad av olja och gas är beroende av tillgången på borrnings- och därtill hörande utrustning. Bristande förmåga att anskaffa utrustning i rätt tid kan försena prospekter ings- och utbyggnadsaktiviteter. |
I bolagets avancerade planering av verksamhetsprogram ingår att säkerställa att upphandlingsstrategi och inköpsprocess är implementerade. Risken minskas genom regelbundna kontakter med uppdragstagare och leverantörer samt att utrustningsbehovet beaktas redan i licensansökningsprocessen. |
| Uppskattningar av reserver och resurser I allmänhet baseras uppskattningar av ekonomiskt utvinningsbara olje- och gasreserver, och deras framtida nettokassafl öde, på ett antal olika faktorer och antaganden. Alla sådana uppskattningar är i viss mån spekulativa, och klassifi ceringen av reserver ska endast ses som försök att defi niera graden av spekulation. |
Beräkningar av reserver och resurser genomgår en omfattande intern granskningsprocess s.k. peer review och följer branschstandard. Samtliga reserver är föremål för oberoende revision av ERC-Equipoise Ltd. som en del av den årliga processen för revision av reserver, om inte annat anges. (Se även Reserver, resurser och produktion på sidorna 12–17.) |
| Oförmåga att ersätta och utöka reserver Förmågan att utöka reserver kommer att vara beroende av såväl förmågan att prospektera och bygga ut bolagets nuvarande portfölj av möjligheter som av förmågan att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller strukturer. |
Användningen av effektiv granskning, s.k. peer review, av analyser under markytan och val av borrplatser, i kombination med en väldefi nierad strategi för att rekrytera och behålla kompetent personal minskar risken. (Se även Reserver, resurser och produktion på sidorna 12–17.) |
| Ineffektiva system för att förhindra mutor och korruption Korruption kan förekomma i alla verksamhetsländer. Incidenter som innebär bristande efterlevnad av anti-korruptionslagar skulle kunna skada Lundin Petroleum, dess anseende och aktieägarvärde. |
Risken minskas av en konsekvent tillämpning av Lundin Petroleums uppförandekod, tillsammans med policies och rutiner som tydligt defi nierar befogenhetsgränser, samt av internkontroll. Lundin Petroleum anslöt sig 2010 till FN:s Global Compact för att ytterligare befästa bolagets åtagande att tillämpa etiska affärsmetoder. Styrelsen antog också 2011 en anti-korruptionspolicy med tillhörande riktlinjer. (Se även Samhällsansvar på sidorna 36–45.) |
| Extern risk | |
| Geopolitisk risk Lundin Petroleum är, och kommer att förbli, aktivt engagerat i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Förändringar i dessa länders lagstiftning kan få negativa konsekvenser som, dock inte begränsat till, utmätning av egendom, hävning eller justering av kontraktsrättigheter och/eller höjda skatter. |
Bolaget ser regelbundet över sin portfölj av tillgångar avseende dess fi nansiella resultat. Beaktandet av politiska riskelement är en viktig del i investeringsbesluten för bolaget som helhet. Bolaget bevakar lokal lagstiftning och strävar efter att säkerställa att man utförligt tolkar och efterlever alla lagändringar som kan påverka verksamheten. |
| Fluktuationer i olje- och gaspriser Priset på olja och gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för utbud och efterfrågan, liksom av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. |
Lundin Petroleums policy är att ha ett fl exibelt förhållningssätt till oljeprissäkring, baserat på en bedömning av säkringskontraktens fördelar under särskilda omständigheter. |
| Valutakursförändringar Råoljepriser fastställs i regel i US dollar, medan kostnader kan uppstå i en mängd olika valutor. Valutakursförändringar kan därför leda till valutaexponering. |
Lundin Petroleums policy beträffande valutakurssäkringar är att, i fall valutaexponering skulle uppstå, överväga att för kända kostnader i icke-US dollarvalutor i förväg lägga fast valutakursen gentemot US dollar så att framtida kostnadsnivåer kan förutsägas i US dollar med rimlig säkerhet. De funktionella valutorna i Lundin Petroleums dotterbolag ses över årligen. |
| Ränterisk Osäkerhet vad gäller framtida räntenivåer kan ha påverkan på bolagets resultat. Koncernens ränterisk är hänförlig till den långfristiga upplåningen. |
Lundin Petroleum bedömer fortlöpande fördelarna med räntesäkring av upplåningen. |
| Förvaltningsberättelse | 73 |
|---|---|
| Koncernens resultaträkning | 85 |
| Koncernens rapport över totalresultat | 86 |
| Koncernens balansräkning | 87 |
| Koncernens kassafl ödesanalys | 88 |
| Förändringar i koncernens egna kapital | 89 |
| Redovisningsprinciper | 90 |
| Noter till koncernens fi nansiella rapporter | 96 |
| - Not 1 – Intäkter | 96 |
| - Not 2 – Produktionskostnader | 96 |
| - Not 3 – Segmentinformation | 96 |
| - Not 4 – Finansiella intäkter | 99 |
| - Not 5 – Finansiella kostnader | 99 |
| - Not 6 – Inkomstskatt | 99 |
| - Not 7 – Olje- och gastillgångar | 101 |
| - Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar | 103 |
| - Not 9 – Aktier i gemensamt kontrollerade enheter | |
| och intresseföretag | 103 |
| - Not 10 – Övriga aktier och andelar | 104 |
| - Not 11 – Finansiella risker, känslighetsanalys och | |
| derivatinstrument | 104 |
| - Not 12 – Övriga fi nansiella tillgångar | 108 |
| - Not 13 – Lager | 108 |
| - Not 14 – Kundfordringar | 108 |
| - Not 15 – Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter 108 | |
| - Not 16 – Övriga fordringar | 109 |
| - Not 17 – Likvida medel | 109 |
| - Not 18 – Övriga reserver | 109 |
| - Not 19 – Avsättning för återställningskostnader | 109 |
| - Not 20 – Pensionsavsättning | 109 |
| - Not 21 – Övriga avsättningar | 109 |
| - Not 22 – Finansiella skulder | 109 |
| - Not 23 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 110 | |
| - Not 24 – Övriga skulder | 110 |
| - Not 25 – Ställda panter | 110 |
| - Not 26 – Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar | 110 |
| - Not 27 – Resultat per aktie | 111 |
|---|---|
| - Not 28 – Justering för ej kassafl ödespåverkande poster | 111 |
| - Not 29 – Transaktioner med närstående | 111 |
| - Not 30 – Genomsnittligt antal anställda | 112 |
| - Not 31 – Ersättningar till styrelse, verkställande | |
| ledning och andra anställda | 112 |
| - Not 32 – Långfristiga incitamentsprogram | 113 |
| - Not 33 – Ersättningar till koncernens revisorer | 115 |
| - Not 34 – Händelser efter balansdagens utgång | 115 |
| Moderbolagets årsredovisning | 116 |
| Moderbolagets resultaträkning | 116 |
| Moderbolagets rapport över totalresultat | 116 |
| Moderbolagets balansräkning | 117 |
| Moderbolagets kassafl ödesanalys | 118 |
| Förändring i moderbolagets egna kapital | 118 |
| Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter | 119 |
| - Not 1 – Intäkter per land | 119 |
| - Not 2 – Finansiella intäkter | 119 |
| - Not 3 – Finansiella kostnader | 119 |
| - Not 4 – Inkomstskatt | 119 |
| - Not 5 – Övriga fordringar | 119 |
| - Not 6 – Avsättningar | 119 |
| - Not 7 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 119 | |
| - Not 8 – Finansiella instrument per kategori | 119 |
| - Not 9 – Ställda säkerheter, ansvarsförbindelser och | |
| eventualtillgångar | 119 |
| - Not 10 – Ersättningar till revisorn | 119 |
| - Not 11 – Aktier i dotterbolag | 120 |
| Styrelsens försäkran | 121 |
| Revisionsberättelse | 122 |
| Femårsöversikt | 123 |
| Nyckeltal | 124 |
| Olje- och gasreserver | 126 |
| Information till aktieägare | 127 |
Lundin Petroleum AB (Publ) Org No. 556610-8055
Lundin Petroleum AB:s huvudkontor är Hovslagargatan 5, Stockholm, Sverige.
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 fi lialer i Malaysia och Indonesien. Moderbolaget har inga utländska fi lialer.
Det har inte skett några väsentliga förändringar i koncernen under året 2013.
Produktionen för året uppgick till 32,7 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) (jämfört med 35,7 Mboepd för samma period 2012) och omfattade följande:
| Produktion i Mboepd | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Olja | ||
| Norge | 20,6 | 23,3 |
| Frankrike | 2,9 | 2,8 |
| Ryssland | 2,3 | 2,7 |
| Tunisien | – | 0,1 |
| Summa produktion olja | 25,8 | 28,9 |
| Gas | ||
| Norge | 3,3 | 3,9 |
| Nederländerna | 2,0 | 1,9 |
| Indonesien | 1,6 | 1,0 |
| Summa produktion gas | 6,9 | 6,8 |
| Summa produktion | ||
| Kvantitet i Mboe | 11 939,6 | 13 050,4 |
| Kvantitet i Mboepd | 32,7 | 35,7 |
| Produktion | |||
|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd | Intresseandel (I.a.) | 2013 | 2012 |
| Volund | 35% | 12,2 | 13,1 |
| Alvheim | 15% | 10,5 | 11,8 |
| Gaupe | 40% | 1,2 | 2,3 |
| Kvantitet i Mboepd | 23,9 | 27,2 | |
Volundfältets produktion överträffade förväntningarna under året på grund av bättre reservoarprestanda samt att Alvheim FPSO:ns driftstid var över förväntan. Ytterligare en utbyggnadsborrning på Volund genomfördes under 2012 och sattes i produktion i början av 2013, vilket resulterar i att Volund fortsätter att producera till full, eller nästintill full, rörledningskapacitet. Vatten har nu brutit igenom i samtliga fyra producerande borrningar på Volund och det totala förhållandet mellan vatten och olja för fältet var cirka 35 procent i slutet av 2013. Utvinningskostnaderna, exklusive projektspecifi ka kostnader, för Volundfältet var lägre än 2,50 USD per fat under året.
Produktionen från Alvheimfältet var under året lägre än förväntningarna. Detta berodde på driftstopp av tre producerande borrningar, till följd av integritetsproblem vid två av borrningarna, vilka båda driftstoppades under januari 2013, samt integritetsproblem på rörledningen i en borrning som driftstoppades i juni 2013. Integritetsproblemet på rörledningen har åtgärdats och borrningen sattes åter i produktion i september 2013. Arbetet på de två återstående avstängda borrningarna påbörjades under det fjärde kvartalet 2013. De två borrningarna som står under reparation förväntas att kunna sättas åter i produktion i april 2014. Underhållsarbetet på Alvheim FPSO:n slutfördes med framgång under det planerade driftstoppet i augusti 2013. Inget driftstopp av Alvheim FPSO:n förekom under föregående år. Alvheim FPSO:ns driftstidsnivåer om cirka 96 procent under året har haft en gynnsam inverkan på produktionen vid Alvheim jämfört med förväntningarna. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet, exklusive underhållsarbete av borrningarna och annat projektarbete av engångskaraktär, var omkring 5,00 USD per fat under året. Underhållsarbetet av borrningarna under 2013, vilket var av engångskaraktär, förväntas öka Lundin Petroleums utvinningskostnader med 1,25 USD per boe för helåret. Tre kompletterande borrningar planeras att genomföras på Alvheim under 2014 och 2015 vilket resulterar i en ökning av Alvheims nettoreserver för nionde året i rad. Den tidigare aviserade borrningen på prospekteringsstrukturen North Kameleon norr om Alvheimfältet förväntas nu att ske under 2015 på grund av förseningar i schemat för riggen Transocean Winner.
Produktion från Gaupefältet har varit i linje med förväntningarna under året och driftstoppet under augusti 2013 för planerat underhållsarbete fortgick som förväntat och produktionen återupptogs i september 2013. Produktionen vid Gaupefältet förväntas upphöra under 2014.
Brynhildfältets modell- och manifoldkonstruktion på havsbotten och pipeline för produktion och vatteninjicering har installerats med framgång. Den första utav fyra utbyggnadsborrningar har nått det slutgiltiga måldjupet och funnit både den övre delen av reservoaren och kvaliteten i enlighet med förväntningarna. Haewene Brim FPSO:n som kommer att ta emot råoljan från Brynhildfältet ägs av Bluewater och är kontrakterad till Shell som är operatör för Piercefältet, offshore Storbritannien. FPSO:n anlände till torrdockan i Skottland i juli 2013 för planerat modifi kationsarbete av processdäcket och
| Fält | Licens | l.a. | Godkännande av utbyggnadsplan |
Uppskattade brutto 2P-reserver |
Förväntad produktionsstart |
Förväntad platåproduktion, brutto |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Brynhild | PL148 | 90% | november 2011 | 23 MMboe | Andra kvartalet 2014 | 12,0 Mboepd |
| Bøyla | PL340 | 15% | oktober 2012 | 22 MMboe | Första kvartalet 2015 | 19,0 Mboepd |
| Edvard Grieg | PL338 | 50% | juni 2012 | 186 MMboe | Sent 2015 | 100,0 Mboepd |
livstidsförlängningsarbete. Detta arbete slutfördes senare än planerat och FPSO:n lämnade varvet i november 2013, cirka två månader senare än tidsplan. FPSO:n är åter förankrad vid Piercefältet sedan slutet av 2013 för ytterligare installation och driftsättningsarbete, bland annat installation av ett nytt produktionsstigrör. Produktionsstart från Brynhildfältet förväntas att ske under det andra kvartalet 2014.
Bøylafältet kommer att byggas ut som en 28 km återkoppling på havsbotten till Alvheim FPSO:n med två produktionsborrningar och en vatteninjicerande borrning. Konstruktionen av fältets undervattenstrukturer har påbörjats och de tre utbyggnadsborrningarna planeras att genomföras med riggen Transocean Winner under 2014. Produktionsstarten har reviderats till det första kvartalet 2015 på grund av en försening i schemat för riggen Transocean Winner. Utbyggnadskostnaderna för Bøylafältet håller sig inom budget.
Utbyggnaden för fältet Edvard Grieg fortgår enligt plan och inom budget. Konstruktion och projekteringsarbete med jacketstruktur, processdäck och pipelines för export pågår. Produktionsstart från Edvard Griegfältet förväntas fortfarande till slutet av 2015.
Samtliga större kontrakt för utbyggnaden av Edvard Grieg har tilldelats. Kværner har tilldelats ett kontrakt som omfattar projektering, inköp och konstruktion av jacketstruktur samt processdäck för plattformen och ett kontrakt har tilldelats Rowan Companies för en jack-up-rigg för att genomföra utbyggnadsborrningarna. Saipem har tilldelats kontrakt för den marina installationen. Under året har en plan för installation och drift (Plan for Installations and Operations, PIO) lämnats in till Olje- och energidepartementet för den 43 km långa Edvard Grieg-oljeledningen och den 94 km långa Edvard Grieggasledningen. Ledningarna kommer att ägas gemensamt av licensinnehavarna i Edvard Grieg PL338 och Ivar Aasen (tidigare Draupne) PL001B/PL028B/PL242, där Lundin Petroleum har en licensandel om 30 procent i oljeledningen och 20 procent i gasledningen. Statoil kommer att vara operatör för ledningarna. Oljeledningen kommer att kopplas till Graneoljeledningen och gasledningen kommer att kopplas till Sage Beryl-gassystemet i Storbritannien. Installation av oljeledningen planeras att genomföras under det andra kvartalet 2014 och gasledningen kommer att installeras under 2015. Jacket-konstruktionen som påbörjades under 2012 är nu i huvudsak avslutad och beräknas att levereras offshore under andra kvartalet 2014 för installation. Konstruktionen av processdäcket påbörjades 2013 och installation är planerad till sommaren 2015. En
utvärderingsborrning påbörjades i den sydöstra delen av Edvard Griegreservoaren under första kvartalet 2014 med potential att öka reserverna och optimera placeringen av utbyggnadsborrningarna på Edvard Grieg.
Utbyggnadsplanen för Edvard Grieg omfattar förberedelser för den samordnade utbyggnadslösningen med det närbelägna Ivar Aasenfältet beläget i PL001B med Det norske oljeselskap ASA (Det norske) som operatör. Ivar Aasens utbyggnadsplan godkändes av de norska myndigheterna under första kvartalet 2013.
Lundin Petroleum fann Avaldsnesfältet i PL501 (l.a. 40%) 2010. Under 2011 gjorde Statoil fyndet Aldous Major South i den angränsande PL265 (l.a. 10%). Till följd av utvärderingsborrningar fastställdes det att fyndigheterna var sammanhängande och i januari 2012 fi ck den sammanhängande fyndigheten namnet Johan Sverdrup. Under 2013 kunde en utvärderingsborrning i PL502 (l.a. 0%) bekräfta att en liten del av fältet även sträcker sig in i PL502.
Totalt 20 borrningar har nu genomförts på Johan Sverdrupfältet och utvärderingsprogrammet är till stor del genomfört. Statoil, operatör för pre-unitfasen av fältet, har gett uppdaterade estimat för fältets betingade bruttoresurser om 1,8 till 2,9 miljarder oljeekvivalenter och produktionsstart förväntas till slutet av 2019. För att kunna få ett godkännande av utbyggnadsplanen (PDO) under 2015, tilldelades Aker Solutions ett FEED-kontrakt i slutet av 2013. Val av utbyggnadskoncept gjordes i början av 2014.
Under året har sju utvärderingsborrningar slutförts. Under året har fem utvärderingsborrningar borrats på PL501 och vad gäller reservoartjocklek, kvalitet och oljekolumner så ligger resultaten huvudsakligen i linje med förväntningarna.
En utvärderingsborrning genomfördes i PL265 och produktionstestades vid två nivåer och uppnådde ett fl öde om 1 500 bopd från de nedre sandstenslagren med integrerade skiffersektioner och 5 900 bopd från de övre lagren med sandsten av mycket god kvalitet från juraperioden. En prospekteringsborrning och en sidospårsborrning från den framgångsrika utvärderingsborrningen genomfördes väster om den gränsdragande förkastningen i PL265 men båda påträffade berggrund med icke-kommersiella reservoaregenskaper.
En framgångsrik utvärderingsborrning genomfördes även i PL502 under året.
Tabellen nedan beskriver genomförda utvärderingsborrningar på Johan Sverdrup under 2013.
| Licens | Operatör | l.a. | Borrning | Start datum | Oljekolonn, brutto |
Resultat |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/2–16AT2 | december 2012 | 30m | Avslutad med framgång februari 2013 (sidospår) |
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/3–5 | januari 2013 | 30m | Avslutad med framgång mars 2013, Drill Stem Test (DST) avslutad |
| PL502 | Statoil | 0% | 16/5–3 | februari 2013 | 13,5m | Avslutad med framgång mars 2013 |
| PL265 | Statoil | 10% | 16/2–17S | mars 2013 | 82m | Avslutad med framgång juni 2013, 2 DST avslutade |
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/2–21 | maj 2013 | 12m | Avslutad med framgång juni 2013 |
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/3–6 | juni 2013 | 11,5m | Avslutad med framgång juli 2013 |
| PL265 | Statoil | 10% | 16/2–18S Cliffhanger, North |
juli 2013 | 0m | Avslutad i augusti 2013 (prospektering) |
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/5–4 | augusti 2013 | 6m | Avslutad med framgång i september 2013 |
| PL501 | Lundin Petroleum | 40% | 16/3–7 | oktober 2013 | 0m | Avslutad i november 2013 |
En utvärderingsborrning genomfördes i mars 2014 på Avaldneshöjden i PL501 (l.a. 40%), vilken påträffade en 13 meter oljefylld reservoar från juraperioden av bra kvalitet. En utvärderingsborrning genomförs för närvarande norr om utvärderingsborrningen Geitungen 16/2–12 i PL265 (l.a. 10%).
| Licens | Borrning | Start datum | Mål | l.a. | Operatör | Resultat |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Södra NCS | ||||||
| PL453S | 8/5–1 | januari 2013 | Ogna | 35% | Lundin Petroleum | Torr |
| PL495 | 7/4–3 | april 2013 | Carlsberg | 60% | Lundin Petroleum | Torr |
| Utsirahöjden | ||||||
| PL338 | 16/1–17 | februari 2013 | Jorvik | 50% | Lundin Petroleum | Oljefyndighet–icke-kommersiell |
| PL359 | 16/4–6S | april 2013 | Luno II | 40% | Lundin Petroleum | Oljefyndighet–Betingade resurser om 25–120 MMboe, brutto |
| PL544 | 16/4–7 | juli 2013 | Biotitt | 40% | Lundin Petroleum | Torr |
| PL501 | 16/2–20 och16/2–20A |
september 2013 |
Torvastad | 40% | Lundin Petroleum | Torr |
| Utgaardhöjden | ||||||
| PL330 | 6608/2–1S | juni 2013 | Sverdrup | 30% | RWE Dea | Torr |
| Barents hav | ||||||
| PL492 | 7120/1–3 | juli 2013 | Gohta | 40% | Lundin Petroleum | Olje- och gasfyndighet – betingade resurser om 105–235 MMboe, brutto |
| PL659 | 7222/11–2 | januari 2014 | Langlitinden | 20% | Det norske | Torr |
Slutförandet av borrningen 16/4–6S med strukturen Luno II i PL359 (l.a. 40%) som målsättning, meddelades i maj 2013 som en oljefyndighet. Borrningen genomfördes på den sydvästra delen av Utsirahöjden, cirka 15 km söder om Edvard Griegfältet. Lundin Petroleum uppskattade att Luno II-strukturen, som tros spänna över två separata reservoarsegment, innehåller betingade bruttoresurser om 25 till 120 MMboe samt prospekteringsresurser om 10 till 40 MMboe, brutto i Luno II North-segmentet. De betingade resurserna avser det södra segmentet av Luno II-strukturen och prospekteringsresurserna avser det norra segmentet. I slutet av 2013 blev den potentiella förlängningen av Luno II-fyndigheten in i PL410 (l.a. 70%)
utvärderad av borrningen 16/5–5 men borrningen påträffade reservoaren grundare än väntat och med sämre reservoarkvalitet och lägre oljemättnad än väntat. Utvidgningen har därför bedömts vara ej kommersiell. Resursspannet om mellan 25 och 120 MMboe är beräknat före utvärderingsborrningen 16/5–5 i PL410. En andra utvärderings-borrning för Luno II planeras att genomföras på PL359 under första halvåret 2014.
I september 2013 meddelade Lundin Petroleum att en betydande olje- och gasfyndighet påträffats i Barents hav, Gohta. Borrningen 7120/1–3, som genomfördes i PL492 (l.a. 40%) cirka 35 km norr om Snøhvitfältet, påträffade en kolvätekolonn om 100 meter,
brutto i en karbonatreservoar från perm-karbonperioden, av vilka de översta 25 meterna utgjordes av gas. Ett produktionstest har genomförts av borrningen som producerade fl ödesnivåer över förväntan om 4 300 bopd genom en ventil om 44/64 med en andel gas om 1 040 standard kubikfot per fat, vilket bekräftar reservoarens goda produktionsegenskaper. Fyndigheten Gohta uppskattas innehålla betingade bruttoresurser om mellan 105 och 235 MMboe. Fyndigheten Gohta kommer troligen från ett lokalt så kallat kök, där oljan genereras, från Triasperioden, vilket uppgraderar andra strukturer i PL492 och angränsande areal PL609 (l.a. 40%) i norr. Under 2014 planeras en utvärderingsborrning att genomföras på Gohta samt en prospekteringsborrning på strukturen Alta i PL609.
Öster om fyndigheten Gohta, sydost om Loppahöjden påbörjades i januari 2014 borrningar på strukturen Langlitinden i PL659 (l.a. 20%), för vilken Det norske är operatör. Borrningen påträffade olja i en tät (tight) reservoar och bedömdes inte vara kommersiell.
I oktober 2013 meddelades att prospekteringsborrningen 6608/2–1S, som genomfördes i PL330 med RWE Dea Norge AS som operatör (l.a. 30%), var ett torrt hål. Borrningens målsättning var sandsten från juraperioden i Sverdrupstrukturen (inte att förväxla med fyndigheten Johan Sverdrup i Nordsjön) i norra Norska havet. Borrningen bekräftade förekomsten av ett aktivt petroleumsystem men fann inte någon reservoarbergart och pluggades igen och övergavs som ett torrt hål.
I december 2013 slutfördes borrning 16/2–20S som hade strukturen Torvastad i PL501 (l.a. 40%) på Utsirahöjden som målsättning. Borrningen fann en reservoar från juraperioden av god kvalitet men den påträffades djupare än förväntat och var därför vattenbärande. Borrningen tillkännagavs som ett torrt hål. En sidospårsborrning mot väster från borrningen 16/2–20S påbörjades i december för att undersöka om den högkvalitativa sanden steg mot strukturens västra förhöjning. Sidospårsborrningen påträffade en reservoarsektion vid förhöjningen, men av dålig reservoarkvalitet.
Lundin Petroleum planerar att borra sex prospekteringsborrningar i Norge under 2014. Förutom prospekteringsborrningarna Kopervik, Alta och Langlitinden planeras ytterligare borrningar att genomföras på strukturerna Storm, Lindarormen och Vollgrav. Borrningen på strukturen Storm i PL555 (l.a. 60%), belägen i den norra Nordsjön, är planerad att genomföras under andra kvartalet 2014. Under andra halvåret av 2014 planeras borrningen Lindarormen i PL584 (l.a. 60%) att genomföras i Norska havet söder om Asgardfältet och sydväst om Draugenfältet. Under det andra halvåret 2014 planeras även borrningen på Vollgrav i PL631 (l.a. 60%) att genomföras i norra Nordsjön mellan fälten Statfjord och Gullfaks.
Under året tilldelades Lundin Petroleum sju licenser genom licensrundan APA 2012 och ytterligare en licens i den 22:a norska licensrundan. Under 2013 återlämnades fyra licenser. I januari 2014 meddelades att Lundin Petroleum hade tilldelats nio licenser genom licensrundan APA 2013, inklusive fyra nya licenser i Barents hav. I januari 2014 farmade Lundin Petroleum ut tio procent i PL546 (l.a. 50% efter utfarmning) till Petrolia Norway AS.
Produktion
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Frankrike | |||
| – Paris Basin | 100%1 | 2,5 | 2,3 |
| – Aquitaine | 50% | 0,4 | 0,5 |
| Nederländerna | Diverse | 2,0 | 1,9 |
| 4,9 | 4,7 |
1 Licensandel i Dommartin Lettree-fältet 42,5 procent
Den totala produktionsnivån från Frankrike har ökat under året, med god produktion från Grandvillefältet i Paris Basin som fortsätter att öka produktionen till följd av ökad vatteninjiceringskapacitet och fl er borrningar. Denna ökning kompenseras delvis av lägre produktion från vissa Aquitaine Basinfält till följd av olika icke-reservoarrelaterade mekaniska fel. Prospekteringsborrningen Hoplites på koncessionen Est Champagne (l.a. 100%) planeras att genomföras under 2014.
Produktionen från Nederländerna har varit i linje med förväntningarna under året.
Fem prospekteringsborrningar planeras att genomföras under 2014; en onshore på Leeuwardenlicensen (l.a. 7,23%), två onshore på Gorredijklicensen (l.a. 7,75%) samt en onshore på Slootdorplicensen (l.a. 7,23%). En offshore prospekteringsborrning planeras att genomföras på E17-licensen (l.a. 1,20%).
Bertamfältet, offshore Malaysiska halvön, har fått utbyggnadsplanen godkänd av Petronas i oktober 2013 och produktionsstart planeras till 2015. Lundin Petroleum planerar att genomföra tre prospekteringsborrningar och en utvärderingsborrning i Malaysia under 2014.
Lundin Petroleum innehar fyra licenser offshore Malaysiska halvön med en licensandel som operatör om 75 procent i PM307, en licensandel som operatör om 35 procent i PM308A, en licensandel som operatör om 75 procent i PM308B och en licensandel som operatör om 85 procent i PM319. Block PM307 innehåller Bertamfältet och gasfyndigheten, Tembakau.
En fältutbyggnadsplan för Bertamfyndigheten godkändes av Petronas och utbyggnad påbörjades under året. Bertamfältet kommer att byggas ut med en plattform med 20 borrmynningar som ligger intill den fast förankrade FPSO:n Ikdam som ägs av Lundin Petroleum till 100 procent. Konceptet för installationen på havsbotten består av 13 horisontella borrningar och en som är kompletterad med elektriska undervattenspumpar. Kontrakt för livstidsförlängningsarbete på FPSO:n har slutits
med Keppel Shipyard och arbetet pågår i Singapore. Kontraktet för plattformen för borrhuvudet har tilldelats TH Heavy Engineering (THHE) och arbetet pågår på varvet i Pulah Indah nära Kuala Lumpur. Utbyggnadsborrning planeras att påbörjas under sommaren 2014. Den totala bruttoinvesteringen för fältutbyggnaden Bertam, exklusive kostnader relaterade till FPSO:n, uppskattas till cirka 400 MUSD.
Bertamfältet uppskattas innehålla bruttoreserver om 18,2 MMboe och produktionsstart planeras till 2015 med en platåproduktion om 15 000 bopd, brutto.
Ett insamlingsprogram av 3D-seismik över den norra delen av block PM307 och den södra delen av block PM319 (l.a. 85%) slutfördes under året och bearbetning av seismiken pågår. Gasfyndigheten Tembakau med betingade bruttoresurser om 306 miljarder kubikfot (bcf), enligt bästa estimat som gjordes 2012 kommer att utvärderas som en del i nästa borrkampanj offshore Malaysiska halvön som påbörjas under det andra kvartelet 2014. Under 2014 planeras en prospekteringsborrning att genomföras på oljestrukturen Rengas i PM307.
Lundin Petroleum innehar två licenser som operatör offshore Sabah i östra Malaysia med en licensandel om 75 procent i block SB303 och en licensandel om 42,5 procent i block SB307/308. Block SB303 omfattar fyra gasfyndigheter som innehåller betingade resurser, brutto om 347 bcf, enligt bästa estimat.
Lundin Petroleum fortsätter att utvärdera potentialen för kommersialisering av gasfyndigheterna Berangan, Tarap, Cempulut och Titik Terang i block SB303, mest troligt genom en klusterutbyggnad. Seismisk bearbetning av 3D-undersökningen Emerald över SB307 om 500 km2 slutfördes under året och borrningar på två strukturer inom Emerald 3D, Malignan och Kitabu, planeras att genomföras under 2014. Ytterligare insamling av 3D-seismik över SB307/308 om 500 km2 , benämnd Francis 3D slutfördes i slutet av juli 2013 och bearbetning av seismisk data planeras att slutföras under det första halvåret 2014.
Lundin Petroleums tillgångar i Indonesien är belägna i Natunahavet och offshore nordöstra Indonesien och onshore södra Sumatra. De indonesiska tillgångarna omfattar cirka 24 750 km2 prospekteringsareal och ett producerande fält onshore Sumatra.
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Singa | 25.9% | 1,6 | 1,0 |
Produktionen för året ökade jämfört med samma period föregående år till följd av reparation av borrhuvudet på Singafältet.
Prospekteringsborrning på Baronangblocket (l.a. 90%) påbörjades under det första kvartalet 2014 med en borrning och en sidospårsborrning, med målsättning att nå strukturerna Balqis och Boni. Båda borrningarna påträffade reservoarer av god kvalitet men ingen av dem fann några kolväten.
Efter slutförandet av tolkningen av 3D-seismiksinsamlingen om 950 km2 som gjordes under 2012 har strukturen Gobi identifi erats som målsättningen för prospekteringsborrningen 2014 på Guritablocket (l.a. 90%). Strukturen Gobi, som uppskattas innehålla prospekteringsresurser, brutto, om 24 MMboe, är en förkastningsförsluten struktur på den södra delen av Jemajahöjden, med på varandra staplade strukturer vid multipla nivåer av sandsten från kontinental härkomst (fl uvial) från Oligoceneperioden, som har bekräftats i många borrningar i Natunahavet. Borrningen på strukturen Gobi planeras att påbörjas under 2014. I händelse av att riggen Hakuryu 11 fördröjs ytterligare fi nns det en risk att Gobi–1 borrningen försenas till 2015.
Insamling av 3D-seismik om 1 000 km2 har slutförts på South Sokangblocket (l.a. 60%) under året. Den seismiska bearbetningen och tolkningen planeras att slutföras under den första halvan av 2014.
I juli 2013 tillkännagav Lundin Petroleum överenskommelsen avseende ett nytt produktionsdelningskontrakt som skrivits under med SKKMigas, där Lundin Petroleum byter sitt Sarebablock mot ett nytt block, Cendrawasih VII-blocket (l.a. 100%), offshore östra Indonesien.
| Produktion i Mboepd | l.a. | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Onshore Komi Republic | 50% | 2,3 | 2,7 |
Produktionen för året minskade jämfört med föregående år till följd av en naturlig nedgång i fältet.
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes år 2008 en betydande oljefyndighet, Morskaya, som enligt bästa estimat uppskattas innehålla betingade bruttoresurser om 157 MMboe. I oktober 2013 meddelade Lundin Petroleum att bolaget tecknat ett principavtal (Heads of Agreement) med Rosneft om att Rosneft köper 51 procent av LLC Petroresurs, som äger 100 procent av licensen för blocket. Köpeskillingen avseende ägarandelen om 51 procent beräknas utifrån historiska utgifter för Laganskyblocket och kommer att betalas till Lundin Petroleum och Gunvor i form av uppskjutna betalningar. Efter att transaktionen är slutförd kommer Lundin Petroleum att ha en andel av Laganskyblocket om 34,3 procent. Transaktionen med Rosneft förväntas slutföras under första halvan 2014.
Resultatet för räkenskapsåret 2013 uppgick till 72,9 MUSD (103,9 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för året uppgick till 77,6 MUSD (108,2 MUSD), motsvarande vinst per aktie om 0,25 USD (0,35 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 960,9 MUSD (1 144,1 MUSD) för året, motsvarande EBITDA per aktie om 3,10 USD (3,68 USD). Operativt kassafl öde för året uppgick till 975,6 MUSD (831,4 MUSD), motsvarande operativt kassafl öde per aktie om 3,15 USD (2,68 USD).
Intäkter för året uppgick till 1 195,8 MUSD (1 375,8 MUSD) och utgörs av försäljning av olja och gas, förändring i underoch överuttagsposition och övriga intäkter som framgår av not 1. Från och med 1 januari 2013 redovisas förändring i under- och överuttag som intäkt, vilket beskrivs i avsnittet om redovisningsprinciper nedan. Jämförelsetalen har också räknats om för den här förändringen.
Försäljning av olja och gas för året uppgick till 1 224,2 MUSD (1 319,5 MUSD). Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 98,71 USD (100,89 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för året uppgick till 108,66 USD (111,67 USD) per fat. Alvheim- och Volundfältens laster med råolja som såldes under året motsvarade 79 procent (76 procent) av totala sålda volymer och prissattes i genomsnitt till 3,00 USD per fat utöver Dated Brent för varje lasts prissättningsperiod.
Försäljning av olja och gas för året framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
| Försäljning | ||
|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 2013 | 2012 |
| Försäljning olja | ||
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 7 925,4 | 8 270,1 |
| – Genomsnittspris per boe | 111,87 | 115,29 |
| Frankrike | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 030,4 | 1 041,1 |
| – Genomsnittspris per boe | 106,93 | 110,44 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1,8 | 1,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 96,24 | 100,09 |
| Ryssland | ||
| – Kvantitet i Mboe | 818,9 | 981,6 |
| – Genomsnittspris per boe | 77,84 | 77,23 |
| Tunisien | ||
| – Kvantitet i Mboe | – | 227,5 |
| – Genomsnittspris per boe | – | 108,14 |
| Summa försäljning olja | ||
| – Kvantitet i Mboe | 9 776,5 | 10 522,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 108,50 | 110,90 |
| Försäljning | ||
|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 2013 | 2012 |
| Försäljning gas och NGL | ||
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 389,4 | 1 513,9 |
| – Genomsnittspris per boe | 72,33 | 64,18 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 715,7 | 704,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 64,34 | 60,18 |
| Indonesien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 520,1 | 338,1 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,54 | 32,43 |
| Summa försäljning gas och NGL | ||
| – Kvantitet i Mboe | 2 625,2 | 2 556,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 62,27 | 59,69 |
| Summa försäljning | ||
| – Kvantitet i Mboe | 12 401,7 | 13 078,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 98,71 | 100,89 |
Oljan som produceras i Ryssland säljs antingen på den inhemska ryska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen för året avsåg 47 procent (45 procent) den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 108,49 USD per fat (109,93 USD per fat) och återstående 53 procent (55 procent) den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 50,91 USD per fat (49,98 USD per fat).
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 om 45,2 MUSD (intäkt om 30,7 MUSD) har redovisats som en kostnad i resultaträkningen och är främst hänförlig till Norge, där sålda volymer var högre än producerade volymer under året beroende på timingen för uttagen som är hänförliga till försäljningskontraktet för Alvheim Blend.
Övriga intäkter uppgick till 16,8 MUSD (25,6 MUSD) för året och inkluderade justeringen för kvalitetsskillnader som erhållits från Viljefältets ägare till Alvheim- och Volundfältens ägare, tariffi ntäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike. Föregående år innehåller 11,0 MUSD avseende en överenskommelse för att på nytt fastställa licensandelar i Nederländerna.
Produktionskostnaderna, inklusive förändringar i lager uppgick för året till 195,8 MUSD (203,2 MUSD) och framgår av nedanstående tabell. Jämförelsetalen har räknats om för omklassifi ceringen av förändringen i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter.
| Produktionskostnader | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | ||
| – i MUSD | 114,6 | 105,6 |
| – i USD per boe | 9,60 | 8,09 |
| Tariff- och transportkostnader | ||
| – i MUSD | 25,7 | 29,7 |
| – i USD per boe | 2,15 | 2,27 |
| Royalty och direkta skatter | ||
| – i MUSD | 44,0 | 51,3 |
| – i USD per boe | 3,69 | 3,93 |
| Förändringar i lager | ||
| – i MUSD | -2,0 | 14,8 |
| – i USD per boe | -0,16 | 1,13 |
| Övrigt | ||
| – i MUSD | 13,5 | 1,8 |
| – i USD per boe | 1,12 | 0,14 |
| Totala produktionskostnader | ||
| – i MUSD | 195,8 | 203,2 |
| – i USD per boe | 16,40 | 15,56 |
Not: USD per boe har beräknats som kostnaden dividerat med den totala producerade volymen för perioden.
De totala utvinningskostnaderna för året uppgick till 114,6 MUSD (105,6 MUSD) och inkluderade kostnader hänförliga till underhållsarbeten på Alvheim- och Volundfälten, Norge och underhållsarbetesprojekt på Paris Basinfälten, Frankrike. Den förväntade genomsnittliga utvinningskostnaden för 2013 var 7,45 USD per fat om verksamhetsprojekt exkluderas.
Royalty och direkta skatter uppgick till 44,0 MUSD (51,3 MUSD) och inkluderade rysk mineralresursskatt (Russian Mineral Extraction Tax, MET) och rysk exportskatt. Skattesatsen MET baseras på volymen producerad i Ryssland och varierar i förhållande till världsmarknadspriset på Urals Blend och rubelns växelkurs. MET-genomsnittet för året uppgick till 23,13 USD (22,92 USD) per fat för den ryska produktionen. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varje månad och är beroende av det genomsnittliga priset som erhålls för Urals Blend den föregående månaden. Exportskatten baseras på volym exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 54,61 USD (57,08 USD) per fat för året.
Förändring i lager utgjordes av en intäkt om 2,0 MUSD, netto under året jämfört med en kostnad om 14,8 MUSD, netto föregående år. Under 2013 gjordes endast ett uttag från Aquitainefälten, Frankrike och uttaget gjordes under det tredje kvartalet. Under 2012 genomfördes uttag av lager från Ikdam FPSO:n på Oudnafältet, Tunisien, vilket var huvudorsaken till kostnaden om 14,8 MUSD föregående år.
Övriga kostnader uppgick till 13,5 MUSD (1,8 MUSD) och var främst hänförliga till en avsättning för kontraktsenliga åtaganden som infaller efter det att produktionen avslutats på Gaupefältet och till en värdering till verkligt värde av ett kostnadsdelningsavtal avseende Brynhildfältet, i enlighet med vilket produktionskostnaden varierar med oljepriset. Båda dessa poster är ej kassafl ödespåverkande och kommer i framtiden att lösas upp mot de verkliga kostnaderna.
Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 174,2 MUSD (191,4 MUSD) och beskrivs i not 3. Norge bidrog till 73 procent av de totala avskrivningarna för året, motsvarande en genomsnittlig kostnad per fat om 13,40 USD. De lägre avskrivningarna för 2013 jämfört med 2012 är i linje med de lägre produktionsvolymerna och är ett resultat av den lägre avskrivningen av Gaupefältet till följd av nedskrivningen av det bokförda värdet per den 31 december 2012.
Återställningskostnader som redovisats över resultaträkningen för året uppgick till 13,3 MUSD (5,3 MUSD) och är främst hänförliga till en uppskattad ökning av Gaupefältets återställning till följd av operatörens genomgång av tidsåtgång för återställningen samt dess kostnader. Kostnaderna som redovisats föregående år var hänförliga till återställningen av Oudnafältet i Tunisien.
Prospekteringskostnaderna i resultaträkningen uppgick till 287,8 MUSD (168,4 MUSD) för året och beskrivs i not 3. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. Prospekteringsutgifterna som kostnadsförts under året var främst hänförliga till borrningarna på Sverdrupstrukturen, Luno II South, Biotitt, Cliffhanger, Carlsberg, Ogna och Jorvik i Norge och tillhörande licenskostnader. Dessutom har utgifter hänförliga till vissa licenser som har återlämnats i Norge och ej framgångsrika licensansökningar i den 22:a norska licensrundan kostnadsförts.
Nedskrivningar i resultaträkningen uppgick till 123,4 MUSD (237,5 MUSD) för året och beskrivs i not 3. Det bokförda värdet av fyndigheterna Janglau och Ara på PM308A, Malaysia kostnadsfördes i sin helhet i det tredje kvartalet 2013 till ett belopp om 41,7 MUSD (– MUSD). Dessutom kostnadsfördes nedskrivningar om 81,7 MUSD, vilka var hänförliga till gasfyndigheterna som för närvarande inte bedömts vara kommersiella i PL438 Skalle, PL533 Salina och PL088 Peik i Norge.
Administrationskostnader och avskrivningar för året uppgick till 43,6 MUSD (31,8 MUSD), vilka innehöll en ej kassafl ödespåverkande intäkt om 3,3 MUSD (9,1 MUSD), hänförliga till koncernens långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Den kassafl ödespåverkande kostnaden uppgick till 35,9 MUSD (19,6 MUSD) för året och inkluderade omföringen av kostnader som tidigare redovisades som utgifter i verksamheten samt vissa konsultarvoden avseende affärsutvecklingsaktiviteter.
Den ej kassafl ödespåverkande kostnaden som är resultatet av ytterligare LTIP som redovisats under året har delvis kompenserats av en nedgång i Lundin Petroleum aktiens börskurs. Avsättningen för LTIP beräknas baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen enligt Black & Scholes värderingsmetod och fördelas över den intjänade delen av de LTIP som är utestående och redovisas på balansdagen. En förändring i värdet på tilldelningen som beror på aktiekursen påverkar samtliga LTIP tilldelningar som redovisats på balansdagen, vilket inkluderar de som redovisats under tidigare perioder och förändringen i avsättningen redovisas över resultaträkningen. Lundin Petroleum har kompenserat kassafl ödesexponeringen avseende LTIP genom att förvärva egna aktier. För ytterligare information se not 32.
Avskrivningar på anläggningstillgångar uppgick till 4,4 MUSD (3,1 MUSD) för året.
Finansiella intäkter för året uppgick till 3,3 MUSD (27,3 MUSD) och beskrivs i not 4. Föregående år inkluderade en vinst vid konsolidering av ett dotterbolag om 13,4 MUSD och en valutakursvinst, netto om 6,2 MUSD.
Finansiella kostnader för året uppgick till 86,3 MUSD (48,5 MUSD) och beskrivs i not 5.
Räntekostnader för året uppgick till 5,3 MUSD (6,8 MUSD) och representerade den delen av ränteutgifterna som redovisas över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende fi nansiering av de norska utbyggnadsprojekten har aktiverats under året, till ett belopp om 18,2 MUSD (3,4 MUSD).
Valutakursförluster för året uppgick netto till 46,5 MUSD (6,2 MUSD vinst). Valutakursförändringar uppkommer på betalningstransaktioner i utländsk valuta och på omvärderingen 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. Under året förstärktes US dollarn mot den norska kronan och detta har fått redovisade valutakursförluster till följd. Lundin Petroleums underliggande värde är baserat på US dollarn och detta är valutan som driver den största delen av intäkterna. En förstärkt US dollar har en positiv övergripande värdeeffekt för verksamheten eftersom det ökar US dollarns köpkraft för att kunna köpa de valutor, i vilka koncernens verksamhetsutgifter uppkommer. Lundin Petroleum har säkrat vissa verksamhetsutgifter som uppkommer i utländsk valuta mot US dollarn, vilket beskrivs i sektionen nedan om derivatinstrument. Under året uppgick den realiserade valutakursvinsten på förfallna valutakurssäkringar till 5,5 MUSD (11,7 MUSD).
Avskrivningarna för aktiverade fi nansieringsavgifter uppgick till 8,7 MUSD (6,6 MUSD) för året och är hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av kreditfaciliteten om 2,5 miljarder USD i juni 2012 över facilitetens utnyttjandetid.
Engagemangsavgifter för lånefaciliteten uppgick till 17,1 MUSD (10,3 MUSD) för året. Ökningen i förhållande till föregående år är hänförlig till engagemangsavgifterna avseende den ej utnyttjade delen av 2,5 miljarder USD faciliteten som ingicks i juni 2012, vilket är att jämföras med engagemangsavgifterna för den ej utnyttjade delen av den tidigare kreditfaciliteten om 850 MUSD.
Den totala skattekostnaden uppgick till 215,1 MUSD (418,4 MUSD) för året och beskrivs i not 6.
Den aktuella skattekostnaden uppgick till 24,5 MUSD (341,3 MUSD) för året, av vilken 2,9 MUSD (311,8 MUSD) var hänförliga till Norge. Nedgången i den norska skattekostnaden i förhållande till föregående år beror på den ökande nivån på utbyggnads- och prospekteringsutgifter i Norge, som visas i avsnittet omsättningstillgångar nedan.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 190,6 MUSD (77,1 MUSD) för året, av vilken 196,2 MUSD (80,4 MUSD) var hänförliga till Norge. Den uppskjutna skattekostnaden uppkommer främst där det fi nns en skillnad mellan skattemässig och bokföringsmässig avskrivning. Dessutom har tidigare ej redovisade skattemässiga underskott hänförliga till den skattemässigt konsoliderade enheten i Nederländerna redovisats till följd av godkännande av utbyggnadsplan för Bertamfältet i Malaysia, vilket har medfört en uppskjuten skatteintäkt om 8,9 MUSD under det fjärde kvartalet.
Koncernen är verksam i ett fl ertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 procent och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för koncernen för året uppgick till 75 procent. Denna effektiva skattesats är beräknad direkt ur resultaträkningen och motsvarar inte den effektiva skattesatsen som betalas i varje verksamhetsland. Norge är det land som under året huvudsakligen bidrar till den totalt sett höga skattesatsen, där skattesatsen är 78 procent. Det faktum att en del av nedskrivningarna i Norge och Malaysia 2013 inte var skattemässigt avdragsgilla bidrar också.
Resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande uppgick för året till -4,7 MUSD (-4,3 MUSD) och var främst hänförligt till innehavare utan bestämmande infl ytandes andel i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat.
Olje- och gastillgångar uppgick till 3 851,9 MUSD (2 864,4 MUSD) och beskrivs i not 7.
Utbyggnads- och prospekteringsutgifter för året beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter i MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Norge | 1 105,9 | 369,0 |
| Frankrike | 7,0 | 29,2 |
| Nederländerna | 4,8 | 8,5 |
| Indonesien | -1,9 | -0,4 |
| Ryssland | 3,6 | 7,5 |
| Malaysia | 12,7 | – |
| 1 132,1 | 413,8 |
Under året har ett belopp om 1 105,9 MUSD (369,0 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, av vilket 1 057,2 MUSD (283,3 MUSD) investerades i Brynhild- och Edvard Griegfältens utbyggnad. I Malaysia redovisades 12,7 MUSD (– MUSD) för utbyggnaden av Bertam under året.
| utvärderingsutgifter i MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Norge | 506,4 | 323,2 |
| Frankrike | 2,4 | 9,8 |
| Indonesien | 18,5 | 16,4 |
| Ryssland | 6,0 | 3,6 |
| Malaysia | 36,1 | 100,5 |
| Övriga | 0,5 | 3,8 |
| 569,9 | 457,3 |
I Malaysia redovisades 36,1 MUSD (100,5 MUSD) under året, för Araborrningen på block PM308A, vilken genomfördes över årets slut 2012 samt slutförandet av insamlingsprogrammet av seismik över blocken PM307, PM319 och SB307/308.
Materiella anläggningstillgångar uppgick till 85,0 MUSD (49,4 MUSD) och inkluderade belopp hänförliga till Ikdam FPSO:n och andra materiella anläggningstillgångar. Ikdam FPSO:n uppgraderas för närvarande för att användas på fältutbyggnadsprojektet Bertam i Malaysia.
Övriga aktier och andelar uppgick till 22,0 MUSD (20,0 MUSD) och var främst hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde med värdeförändringen redovisad inom övrigt totalresultat.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 22,4 MUSD (13,3 MUSD) och är främst hänförliga till den del av de outnyttjade skatteunderskott som förväntas komma att utnyttjas mot framtida skatteskulder i Nederländerna. Ökningen av uppskjutna skatteintäkter i förhållande till föregående år är främst hänförlig till tidigare ej redovisade skattemässiga underskott i den skattemässigt konsoliderade enheten i Nederländerna, vilka redovisats under det fjärde kvartalet 2013, till följd av godkännandet av fältutbyggnadsplanen för Bertamfältet i Malaysia.
Lager uppgick till 22,8 MUSD (18,7 MUSD) och inkluderade både kolvätelager och förbrukningsmaterial.
Kundfordringar uppgick till 128,9 MUSD (125,9 MUSD) och inkluderade 102,5 MUSD (100,6 MUSD) hänförliga till Norge. Inga kundfordringar är förfallna.
Derivatinstrument uppgick till 3,2 MUSD (9,1 MUSD) och är hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående valutasäkringskontrakt.
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 62,1 MUSD (32,9 MUSD), hänförliga till förutbetalda verksamhets- och försäkringskostnader som inkluderar kostnader för utnyttjande av en norsk rigg som kommer att vidarefaktureras på framtida borrningar.
Fordringar på joint venture uppgick till 25,2 MUSD (11,5 MUSD) och ökade jämfört med slutet av föregående år beroende på högre aktivitetsnivå.
Övriga fordringar uppgick till 43,5 MUSD (40,3 MUSD) och beskrivs i not 16. Övriga fordringar innehöll en underuttagsposition om 9,4 MUSD (26,4 MUSD) av vilken 6,3 MUSD (24,6 MUSD) var hänförlig till produktion från Gaupefältet, Norge. En fordran avseende bolagsskatt om 6,5 MUSD (4,0 MUSD) ingick också i övriga fordringar och inkluderade en skatteåterbetalning i Frankrike om 5,8 MUSD (3,5 MUSD). Övriga kortfristiga tillgångar uppgick till 23,5 MUSD (6,9 MUSD) och innehöll fordringar för utfarmningar i Norge och Indonesien.
Likvida medel uppgick till 92,7 MUSD (97,4 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 246,1 MUSD (190,5 MUSD) och var hänförlig till framtida återställningsåtaganden, vilket framgår av not 19. Avsättningen har ökat under året till följd av inkluderandet av Brynhildfältets utbyggnad till ett belopp om 24,4 MUSD och uppdaterade kostnadsuppskattningar för andra fält och nuvärdesjustering av återställningskostnader.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 1 067,6 MUSD (942,2 MUSD), av vilken 924,6 MUSD (802,8 MUSD) är hänförlig till Norge, vilket framgår av not 6. Avsättningen är främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Övriga avsättningar uppgick till 34,4 MUSD (70,4 MUSD) och beskrivs i not 21. Den långfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program ingår i övriga avsättningar och uppgick till 30,8 MUSD (67,1 MUSD). Lundin Petroleums LTIP program beskrivs i den här rapporten under avsnittet om ersättningar. Inlösendatum för de syntetiska optionerna infaller i maj 2014, då 50 procent av inlösenbeloppet förfaller till betalning och detta belopp ingår i avsättningar inom kortfristiga skulder. För mer information hänvisas till not 31 ersättningar till styrelse, verkställande ledning och andra anställda. Den långfristiga delen av avsättningen inkluderar inlösenbeloppet för de syntetiska optionerna som förfaller till betalning i maj 2015. Derivatinstrument uppgick till 1,6 MUSD (–MUSD) och är hänförligt till värderingen till värkligt värde av utestående valuta- och räntesäkringskontrakt som förfaller efter tolv månader.
Finansiella skulder uppgick till 1 239,1 MUSD (384,2 MUSD) och beskrivs i not 22. Banklån uppgick till 1 275,0 MUSD (432,0 MUSD) och är hänförligt till det utestående lånet under koncernens revolverande "borrowing base" facilitet om 2,5 miljarder USD. Aktiverade fi nansieringsavgifter, hänförliga till upprättandekostnader för faciliteten om 2,5 miljarder USD uppgick till 35,9 MUSD (47,8 MUSD) och skrivs av över kreditfacilitetens förväntade löptid.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 24,9 MUSD (22,6 MUSD) och är till största delen hänförliga till den till fullo gjorda konsolideringen av ett dotterbolag, i vilket ett bolag utan bestämmande infl ytande har bidragit till fi nansieringen i förhållande till LLC PetroResurs, Ryssland.
Skatteskulder uppgick till 4,7 MUSD (170,0 MUSD), av vilka 3,6 MUSD (163,6 MUSD) var hänförliga till Norge.
Derivatinstrument uppgick till 4,0 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående valuta- och räntesäkringskontrakt som förfaller inom tolv månader.
Skuld till joint venture och upplupna kostnader uppgick till 334,5 MUSD (213,9 MUSD) respektive 41,0 MUSD (8,3 MUSD) och var främst hänförliga till ökad utbyggnads- och borrningsaktivitet i Norge.
Övriga skulder uppgick till 42,6 MUSD (15,4 MUSD) och beskrivs i not 24. Överuttagspositionen uppgick till 29,2 MUSD (0,5 MUSD) och var hänförlig till överuttaget på Alvheim- och Volundfältens del i produktionen per den 31 december 2013.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 46,2 MUSD (8,8 MUSD) och var hänförliga till den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program. Den kortfristiga delen av avsättningen innehåller inlösenbeloppet för de syntetiska optionerna som förfaller till betalning i maj 2014. För ytterligare information se not 29 om närståendetransaktioner.
Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 15 maj 2014.
Styrelsen har för avsikt att föreslå att årsstämman 2014 godkänner en ersättningspolicy 2014 som följer i alla väsentliga avseenden samma principer som tillämpades 2013 och som består av liknande komponenter för ersättning till
bolagsledningen som 2013 års ersättningspolicy, dvs. grundlön, årlig rörlig lön, långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) och andra förmåner.
Styrelsen kommer att föreslå att årsstämman beslutar att inrätta ett prestationsbaserat, långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum. LTIP 2014 ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum bland annat under förutsättning att ett prestationsvillkor uppfylls över en treårig prestationsperiod som inleds den 1 juli 2014 och avslutas den 30 juni 2017. 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 (LTIP Award) som, förutsatt att bland annat 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 2014. Det totala antalet prestationsaktier som kan tilldelas enligt LTIP 2014 är 700 000, vilket motsvarar cirka 0,2 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 fi nna att den underliggande prestationen inte refl ekteras i utfallet av prestationsvillkoret, till exempel i anledning av det operativa kassafl ödet, reserver, samt hälso- och säkerhetsuppfyllelse.
Deltagarna kommer inte att äga rätt att överlåta, pantsätta eller avyttra LTIP Award eller andra rättigheter eller skyldigheter enligt LTIP 2014, eller utöva några rättigheter som tillkommer aktieägare avseende LTIP Award under prestationsperioden.
LTIP Award berättigar deltagare att förvärva redan existerande aktier i Lundin Petroleum. För att säkra leverans av erforderligt antal aktier enligt LTIP 2014, kommer styrelsen att överväga åtgärder för att säkra bolagets åtagande. Ett alternativ vore att ingå att 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 villkoren fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
Därutöver kommer styrelsen att begära bemyndigande från årsstämman, såsom under tidigare år, att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns skäl för det.
För en detaljerad beskrivning av ersättningspolicyn som tillämpades 2013 hänvisas till bolagsstyrningsrapporten på sidorna 46–66. Ersättning till styrelsen och verkställande ledning beskrivs i noterna 31 och 32.
Under 2013 återköpte Lundin Petroleum 971 965 egna aktier till ett genomsnittligt pris om 135,40 SEK och innehar 8 340 250 aktier per den 31 december 2013. För årsstämmans beslut om bemyndigande att besluta om nyemission av aktier se sidan 68, Lundin Petroleums aktie och aktieägare
Styrelsen föreslår att ingen utdelning lämnas för verksamhetsåret. För detaljer om policy för utdelning, se Lundin Petroleums aktie och aktieägare, sidan 68.
Styrelsen föreslår att moderbolagets fria egna kapital om 6 949,5 MSEK, inklusive årets resultat om 76,1 MSEK överförs i ny räkning.
På årsstämman den 8 maj 2013 valdes Peggy Bruzelius och Cecilia Vieweg in som nya styrelseledamöter för Lundin Petroleum. Kristin Færøvik avböjde omval. Samtliga nuvarande styrelseledamöter kommer att föreslås för omval vid 2014 års årsstämma.
Resultatet för koncernens verksamhet samt dess fi nansiella ställning vid räkenskapsårets utgång framgår av efterföljande resultaträkning, rapport över totalresultat, balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter, vilka har presenterats i US dollar.
Moderbolagets resultat- och balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter presenterade i svenska kronor fi nns på sidorna 116–120.
Lundin Petroleum har gett ut en bolagsstyrningsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Bolagsstyrningsrapporten återfi nns på sidorna 46–66.
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Intäkter | 1 | 1 195,8 | 1 375,8 |
| Rörelsens kostnader | |||
| Produktionskostnader | 2 | -195,8 | -203,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | 3 | -174,2 | -191,4 |
| Prospekteringskostnader | 3 | -287,8 | -168,4 |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | 3 | -123,4 | -237,5 |
| Bruttoresultat | 414,6 | 575,3 | |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella | |||
| anläggningstillgångar | -43,6 | -31,8 | |
| Rörelseresultat | 371,0 | 543,5 | |
| Resultat från fi nansiella investeringar | |||
| Finansiella intäkter | 4 | 3,3 | 27,3 |
| Finansiella kostnader | 5 | -86,3 | -48,5 |
| -83,0 | -21,2 | ||
| Resultat före skatt | 288,0 | 522,3 | |
| Inkomstskatt | 6 | -215,1 | -418,4 |
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | 77,6 | 108,2 | |
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande: |
-4,7 | -4,3 | |
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | 27 | 0,25 | 0,35 |
1 Beräknat på årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | |
| Poster som kan komma att omklassifi ceras till resultaträkningen: | |||
| Valutaomräkningsdifferens | -31,7 | 61,6 | |
| Kassafl ödessäkring | -8,1 | 9,2 | |
| Investeringar som kan säljas | 1,9 | 16,1 | |
| Skatt på övrigt totalresultat | 6 | 1,9 | -2,3 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -36,0 | 84,6 | |
| Totalresultat | 36,9 | 188,5 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 44,7 | 190,2 | |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | -7,8 | -1,7 | |
| 36,9 | 188,5 |
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| TILLGÅNGAR Anläggningstillgångar Olje- och gastillgångar 7 3 851,9 2 864,4 Övriga materiella anläggningstillgångar 8 85,0 49,4 Övriga aktier och andelar 10 22,0 20,0 Uppskjutna skattefordringar 6 22,4 13,3 Derivatinstrument 3,0 – Övriga fi nansiella tillgångar 12 11,8 10,8 Summa anläggningstillgångar 3 996,1 2 957,9 Omsättningstillgångar Lager 13 22,8 18,7 Kundfordringar 14 128,9 125,9 Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter 15 62,1 32,9 Derivatinstrument 11 3,2 9,1 Fordringar på joint venture 25,2 11,5 Övriga fordringar 16 43,5 40,3 Likvida medel 17 92,7 97,4 Summa omsättningstillgångar 378,4 335,8 SUMMA TILLGÅNGAR 4 374,5 3 293,7 EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital Aktiekapital 0,5 0,5 Övrigt tillskjutet kapital 454,8 474,9 Övriga reserver 18 -96,7 -63,8 Balanserad vinst/förlust 770,8 662,6 Årets resultat 77,6 108,2 Eget kapital hänförligt till aktieägare 1 207,0 1 182,4 Innehav utan bestämmande infl ytande 59,8 67,7 Summa eget kapital 1 266,8 1 250,1 Långfristiga skulder Avsättning för återställningskostnader 19 246,1 190,5 Pensionsavsättning 20 1,5 1,5 Avsättning för uppskjuten skatt 6 1 067,6 942,2 Derivatinstrument 1,6 – Övriga avsättningar 21 34,4 70,4 Finansiella skulder 22 1 239,1 384,2 Övriga långfristiga skulder 24,9 22,6 Summa långfristiga skulder 2 615,3 1 611,4 Kortfristiga skulder Leverantörsskulder 11 19,4 15,7 Skatteskulder 6 4,7 170,0 Derivatinstrument 11 4,0 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 23 41,0 12,7 Skulder till joint venture 334,5 209,6 Övriga skulder 24 42,6 15,4 Avsättningar 21 46,2 8,8 Summa kortfristiga skulder 492,4 432,2 SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER 4 374,5 3 293,7 Ställda säkerheter 25 1 870,3 1 831,3 Ansvarsförbindelser 26 – – |
Belopp i MUSD | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|---|
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MUSD | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Kassafl öde från verksamheten | |||
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | |
| Justeringar för ej kassafl ödespåverkande poster | 28 | 885,3 | 1 056,9 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | – | -1,1 | |
| Erhållen ränta | 0,9 | 3,5 | |
| Betald ränta | -21,8 | -8,9 | |
| Betald skatt | -187,7 | -428,8 | |
| Förändringar i rörelsekapital: | |||
| Förändring i lager | -4,1 | 12,9 | |
| Förändring i underuttag | 17,1 | -24,6 | |
| Förändring i fordringar | -40,6 | 8,0 | |
| Förändring i överuttag | 28,8 | -7,2 | |
| Förändring i skulder | 163,4 | 104,4 | |
| Summa kassafl öde från verksamheten | 914,2 | 819,0 | |
| Kassafl öde från investeringar | |||
| Investering i olje- och gastillgångar | -1 702,0 | -919,4 | |
| Investering i kontorsinventarier samt övriga anläggningstillgångar | -36,2 | -9,7 | |
| Investering i dotterbolag | -3,5 | -10,2 | |
| Betalda återställningskostnader | -1,5 | -18,6 | |
| Övriga betalningar | -0,4 | -3,2 | |
| Summa kassafl öde från investeringar | -1 743,6 | -961,1 | |
| Kassafl öde från fi nansiering | |||
| Upptagna lån | 915,1 | 592,0 | |
| Återbetalning av lån | -70,0 | -366,3 | |
| Betalda fi nansieringsavgifter | – | -49,2 | |
| Köp av egna aktier | -20,1 | -8,7 | |
| Utdelning till innehavare utan bestämmande infl ytande | -0,1 | – | |
| Summa kassfl öde från fi nansiering | 824,9 | 167,8 | |
| Förändring av likvida medel | -4,5 | 25,7 | |
| Likvida medel vid årets början | 97,4 | 73,6 | |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -0,2 | -1,9 | |
| Likvida medel vid årets slut | 92,7 | 97,4 |
Effekterna av investeringar i dotterbolag ingår ej i förändringar i balansposter. Detsamma gäller effekterna av valutakursdifferenser som uppstår vid omräkning av utländska koncernbolag eftersom de inte påverkar kassafl ödet. Likvida medel består av kontanta medel och kortfristiga placeringar med en förfallodag inom tre månader.
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Summa eget kapital består av: Belopp i MUSD |
Aktie kapital 1 |
Övrigt tillskjutet kapital |
Övriga reserver 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Innehav utan bestämmande inflytande |
Summa eget kapital |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Balans per den 1 januari 2012 | 0,5 | 483,6 | -145,8 | 502,5 | 160,1 | 69,4 | 1 070,3 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 160,1 | -160,1 | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | 108,2 | -4,3 | 103,9 |
| Valutaomräkningsdifferens | – | – | 59,0 | – | – | 2,6 | 61,6 |
| Kassafl ödessäkring | – | – | 9,2 | – | – | – | 9,2 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | 16,1 | – | – | – | 16,1 |
| Skatt på övrigt totalresultat | – | – | -2,3 | – | – | – | -2,3 |
| Totalresultat | – | – | 82,0 | – | 108,2 | -1,7 | 188,5 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelning | – | -8,7 | – | – | – | – | -8,7 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -8,7 | – | – | – | – | -8,7 |
| Balans per den 31 december 2012 | 0,5 | 474,9 | -63,8 | 662,6 | 108,2 | 67,7 | 1 250,1 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 108,2 | -108,2 | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | 77,6 | -4,7 | 72,9 |
| Valutaomräkningsdifferens | – | – | -28,6 | – | – | -3,1 | -31,7 |
| Kassafl ödessäkring | – | – | -8,1 | – | – | – | -8,1 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | 1,9 | – | – | – | 1,9 |
| Skatt på totalresultat | – | – | 1,9 | – | – | – | 1,9 |
| Totalresultat | – | – | -32,9 | – | 77,6 | -7,8 | 36,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelning | – | – | – | – | – | -0,1 | -0,1 |
| Köp av egna aktier | – | -20,1 | – | – | – | – | -20,1 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -20,1 | – | – | – | -0,1 | -20,2 |
| Balans per den 31 december 2013 | 0,5 | 454,8 | -96,7 | 770,8 | 77,6 | 59,8 | 1 266,8 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2013 uppgick till 3 179 106 SEK, vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK. Motsvarande belopp i USD av det registrerade aktiekapitalet är 0,5 MUSD. I antalet aktier per den 31 december 2013 ingår 8 340 250 aktier som Lundin Petroleum AB innehar i eget namn. 2
Övriga reserver beskrivs i detalj i not 18.
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 fi nansiell rapportering. Moderbolaget tillämpar samma redovisningsprinciper som koncernen med undantag för vad som anges i moderbolagets redovisningsprinciper på sidan 116.
Att upprätta fi nansiella 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 bedömningar.
Lundin Petroleums koncernredovisning har upprättats i enlighet med anskaffningsvärdemetoden förutom vad beträffar omvärderingen av fi nansiella tillgångar som kan säljas och fi nansiella tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde via övrigt totalresultat.
Lundin Petroleum har per den 1 januari 2013 tillämpat följande nya redovisningsstandarder: IFRS 13 Verkligt värde värdering, reviderad IAS 1 Presentation av fi nansiella rapporter och tillägg till IFRS 7 fi nansiella instrument.
IFRS 13, "Verkligt värde värdering" Standarden har som målsättning att värderingar till verkligt värde skall bli mer konsekventa och mindre komplexa genom att förtydliga defi nitionen för verkligt värde och utgöra en informationskälla för värdering till verkligt värde och upplysningskrav för användning över samtliga IFRS standarder. Standarden förväntas inte få någon väsentlig påverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
Tillägg till IAS 1, "Presentation av fi nansiella rapporter" Tillägget inkluderar ett krav att gruppera posterna inom övrigt totalresultat på basis om huruvida de senare kan komma att omklassifi ceras till resultaträkningen.
Tillägg till IFRS 7, "Finansiella instrument – tilläggsinformation" Tillägget inkluderar ny tilläggsinformation och har inte någon väsentlig påverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
Följande nya, utgivna standarder är inte obligatoriska för 2013 års fi nansiella rapporter och har inte tillämpats i förtid. Dessa standarder kan leda till väsentliga förändringar i industripraxis och standarder. Noggranna överväganden kommer att behöva göras för att bedöma effekten för koncernen i praktiken.
IFRS 9, "Finansiella instrument" Standarden hanterar klassifi cering, värdering och redovisning av fi nansiella tillgångar och skulder. IFRS 9 gäller från och med den 1 januari 2015 och inte från den 1 januari 2013, vilket var avsett initialt. Koncernen har att bedöma
den fulla påverkan IFRS 9 kommer att få och har för avsikt att tillämpa IFRS 9 för det räkenskapsår som börjar den 1 januari 2015.
IFRS 10, "Koncernredovisning" Syftet med standarden är att bygga vidare på existerande principer genom att identifi era kontroll som den avgörande faktorn för huruvida ett företag skall inkluderas i koncernredovisningen. Koncernen har för avsikt att tillämpa IFRS 10 från och med den 1 januari 2014.
IFRS 11, "Joint arrangements" Standarden fokuserar på rättigheter och skyldigheter snarare än på den juridiska formen av ett arrangemang. Det fi nns två typer av "joint arrangements": "joint operations" och "joint ventures". En "joint operation" uppkommer då en "joint operator" har direkt rätt till tillgångarna och åtagande för skulderna i ett "joint arrangement" och följaktligen redovisar sin andel i tillgångar, skulder, intäkter och kostnader. Ett "joint venture" uppkommer då en "joint operator" har rätt till nettotillgångarna i ett "joint arrangement" och följaktligen redovisar sin andel enligt kapitalandelsmetoden. Koncernen har för avsikt att tillämpa IFRS 11 från och med den 1 januari 2014. Se avsnittet gemensamt kontrollerade enheter nedan.
IFRS 12, "Upplysning av intressen i andra företag" Standarden introducerar fl era nya och utvidgade upplysningskrav. Dessa kommer att kräva upplysning av väsentliga bedömningar och uppskattningar som ledningen har gjort för att bedöma huruvida det föreligger "joint control" och om det är ett "joint venture", "joint operation" eller annan form av intresse. Koncernen har för avsikt att tillämpa IFRS 12 från och med den 1 januari 2014.
Dotterföretag är alla de företag där koncernen har ensamrätten att kontrollera verksamheten och fi nansiella strategier på ett sätt som vanligen följer med ett aktieinnehav uppgående till mer än hälften av rösträtterna. Förekomsten och effekten av potentiella rösträtter som för närvarande är möjliga att utnyttja eller konvertera beaktas vid bedömningen av koncernens bestämmande infl ytande. Dotterföretag inkluderas i koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande infl ytandet överförs till koncernen. De exkluderas ur koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande infl ytandet upphör.
Förvärvsmetoden används för redovisning av koncernens rörelseförvärv. Köpeskillingen för förvärvet av ett dotterföretag utgörs av verkligt värde på överlåtna tillgångar, skulder mot de tidigare ägarna av den förvärvade rörelsen och de aktier som emitterats av koncernen. I köpeskillingen ingår även verkligt värde på alla tillgångar eller skulder som är en följd av en överenskommelse om villkorad köpeskilling. Identifi erbara förvärvade tillgångar och övertagna skulder i ett rörelseförvärv, värderas inledningsvis till verkligt värde på förvärvsdagen.
Ägare utan bestämmande infl ytandes andel i dotterbolaget representerar den del av dotterbolaget som inte ägs av koncernen. Dotterbolagets eget kapital hänförligt till aktieägare utan bestämmande infl ytande visas på en separat post i koncernens eget kapital. Koncernen avgör för varje förvärv, om innehav utan bestämmande infl ytande i det förvärvade företaget redovisas till verkligt värde eller till innehavets proportionella andel av det förvärvade företagets identifi erbara nettotillgångar.
Om rörelseförvärvet genomförs i fl era steg omvärderas köparens tidigare egetkapitalandelar i det förvärvade företaget till dess verkliga värde vid förvärvstidpunkten. Eventuellt uppkommen vinst eller förlust till följd av omvärderingen redovisas i resultatet.
Goodwill värderas initialt som det belopp varmed den totala köpeskillingen och eventuellt verkligt värde för innehav utan bestämmande infl ytande överstiger verkligt värde på identifi erbara förvärvade tillgångar och övertagna skulder. Om köpeskillingen är lägre än verkligt värde på det förvärvade bolagets nettotillgångar, redovisas skillnaden direkt i resultaträkningen.
Koncerninterna transaktioner, balansposter, intäkter och kostnader på transaktioner mellan koncernföretag elimineras. Vinster och förluster som resulterar från koncerninterna transaktioner och som är redovisade i tillgångar elimineras också. Redovisningsprinciperna för dotterföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.
Som redovisats ovan kommer ett dotterbolag som koncernen utövar kontroll över att konsolideras in i Lundin Petroleums resultat. Gemensamt bestämmande infl ytande existerar när koncernen inte har beslutanderätten att avgöra strategiska, operationella, investerings- och fi nansiella policies av ett delvist ägt bolag utan samverkan med andra. När detta är fallet kan bolaget konsolideras proportionellt.
Dessa gemensamt kontrollerade enheter kommer att redovisas i enlighet med IFRS 11 joint arrangements som gäller från 1 januari 2014 och kommer att redovisas i enlighet med kapitalandelsmetoden. Effekten av förändringen i redovisningsprinciper på koncernens resultat- och balansräkning för 2013 framgår nedan. Förändringen i redovisningsprincip kommer inte att påverka resultat per aktie.
| 2013 | Effekt av | 2013 | |
|---|---|---|---|
| MUSD | rapporterat | IFRS 111 | omräknat |
| Resultaträkning | |||
| Intäkter | 1 195,8 | -63,8 | 1 132,0 |
| Rörelsekostnader | -824,8 | 63,5 | -761,3 |
| Rörelseresultat | 371,0 | -0,3 | 370,7 |
| Finansiellt resultat | -83,0 | 0,5 | -82,5 |
| Resultat från investering i intressebolag |
– | -0,2 | -0,2 |
| Resultat före skatt | 288,0 | – | 288,0 |
| Skatt | -215,1 | – | -215,1 |
| Årets vinst | 72,9 | – | 72,9 |
| Balansräkning | |||
| Anläggningstillgångar | 3 996,1 | -31,1 | 3 965,0 |
| Investering i | |||
| intressebolag | – | 24,6 | 24,6 |
| Omsättningstillgångar | 378,4 | -16,4 | 362,0 |
| Summa tillgångar | 4 374,5 | -22,9 | 4 351,6 |
| Eget kapital | 1 266,8 | – | 1 266,8 |
| Långfristiga skulder | 2 615,3 | -15,8 | 2 599,5 |
| Kortfristiga skulder | 492,4 | -7,1 | 485,3 |
| Summa skulder och eget | |||
| kapital | 4 374,5 | -22,9 | 4 351,6 |
1 RF Energy koncernen kommer att redovisas som ett joint venture i enlighet med kapitalandelsmetoden.
Olje- och gasverksamhet bedrivs av koncernen i joint ventures som saknar registrerad bolagsform, via licenser vilka innehas gemensamt med andra bolag. Koncernens fi nansiella rapporter refl ekterar koncernens relevanta andel av produktion, investeringar, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i de gemensamt ägda tillgångarna.
En investering i ett intresseföretag är en investering i ett bolag där koncernen har ett betydande men inte bestämmande infl ytande, allmänt åtföljt av ett aktieinnehav om minst 20 procent men högst 50 procent av rösterna. Sådana innehav redovisas enligt kapitalandelsmetoden och har initialt redovisats till anskaffningsvärde i koncernredovisningen.
Investeringar där aktieinnehavet är mindre än 20 procent av rösterna behandlas som 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 fi nansnetto.
Poster som ingår i de fi nansiella 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 fi nansiella rapporter presenteras i US dollar, vilken koncernen valt som rapporteringsvaluta.
Monetära tillgångar och skulder noterade i utländska valutor omräknas till balansdagens kurs och valutakursdifferenser redovisas i resultaträkningen. Transaktioner i utländska valutor omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdifferenser redovisas som fi nansiella intäkter/ kostnader i resultaträkningen förutom uppskjutna valutakursdifferenser avseende säkringsredovisning, vilken 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 genomsnittskurs 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 försäljningar. Omräkningsdifferenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för fi nansiering av prospekteringsarbeten, redovisas direkt i övrigt totalresultat.
Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| 2013 Genomsnitts kurs |
2013 Balansdags kurs |
2012 Genomsnitts kurs |
2012 Balansdags kurs |
|
|---|---|---|---|---|
| 1 USD motsvarar NOK | 5,8753 | 6,0837 | 5,8148 | 5,5639 |
| 1 USD motsvarar EUR | 0,7529 | 0,7251 | 0,7778 | 0,7579 |
| 1 USD motsvarar RUR | 31,8675 | 32,8653 | 31,0546 | 30,5665 |
| 1 USD motsvarar SEK | 6,5132 | 6,4238 | 6,7725 | 6,5045 |
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består av belopp som förväntas att 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 prospekterings- och 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 geologisk- och teknisk data anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. I detta sammanhang anses det vara minst 50 procent sannolikhet att de utvunna kvantiteterna är minst lika stora som summan av 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 fi nns händelser eller omständigheter som tyder på att redovisat värde på aktiverade utgifter inom varje fält med avdrag för återställningskostnader, royalty och uppskjutna produktionseller intäktsrelaterade skatter är högre än förväntad framtida nettointäkt 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 kassafl öden från det specifi ka fältet. 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 kassafl öden med användande av de priser och kostnader som används av koncernledningen för interna prognoser. Om beslut tas att inte fortsätta med ett fälts specifi ka 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 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. FPSO-fartyget kommer att skrivas av över sin återstående nyttjandetid när uppgraderingen av fartyget har slutförts.
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.
Koncernen bedömer per varje balansdag om det fi nns indikationer att nedskrivningsbehov föreligger bland tillgångarna. När en indikation om nedskrivningsbehov fi nns 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. Nyttjandevärde beräknas genom att diskontera uppskattade framtida kassafl öden 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 inledningsvis till verkligt värde plus transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde om inte annat anges. Finansiella tillgångar tas bort från balansräkningen när rätten att erhålla kassafl öden 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 fi nansiella instrument:
redovisas förändringar i verkligt värde direkt i resultaträkningen.
Koncernen innehar bara kassafl ödessäkringar vilka kvalifi cerar för säkerhetsredovisning. Den effektiva delen av förändringen av verkligt värde på derivat som kvalifi cerar som kassafl ödessäkring redovisas i övrigt totalresultat. Vinsten eller förlusten hänförlig till den ineffektiva delen redovisas direkt över 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 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. Från och med den 1 januari 2013 redovisas förändringen i underuttags- eller överuttagsposition i resultaträkningen som intäkter.
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 den betalda 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 verkligtvärdereserven. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen i verkligt värde av säkringsinstrument som kvalifi cerar för säkerhetsredovisning redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrument, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i övrigt totalresultat tills den säkrade transaktionen redovisas 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 utfl öde av resurser kommer att krävas för att reglera åtagandet och en tillförlitlig uppskattning kan göras av beloppet.
Avsättningarna 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 förfl yter redovisas som fi nansiella 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 fi nansiella 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 fi nansiell 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 fi nansiella 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. Från och med den 1 januari 2013 redovisas förändringen i under- och överuttag i resultaträkningen som intäkter.
Serviceintäkter, vilka avser tekniska tjänster och tjänster utförda av ledande befattningshavare till joint ventures, redovisas som övriga intäkter.
Den lokala skattelagstiftningen bestämmer om royalty skall betalas kontant eller i sak. Royalty som betalas kontant periodiseras över 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 kvalifi cerade tillgångar läggs till anskaffningskostnaden för dessa tillgångar. Kvalifi cerade 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 specifi kt lån, vars avsikt är att användas för en kvalifi cerad 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 fi nansiera 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 fi nansiering 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 fi nansieras 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 kassafl öde beräknat av en oberoende aktuarie. Aktuariella vinster och förluster redovisas i övrigt totalresultat. Koncernen har inga avsedda förvaltningstillgångar.
Lundin Petroleum kostnadsför aktierelaterade ersättningar, där regleringen görs med kontanter och redovisar en avsättning hänförligt till LTIP-programmet. Avsättningen 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.
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 aktuellt år och innefattar även justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder.
Uppskjuten inkomstskatt är en icke-kassafl ödespåverkande 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 fi nansiella rapporterna men det skattemässiga avdraget inte infaller förrän då kostnaderna har inträffat. Om emellertid den uppskjutna inkomstskatten uppstår till följd av en transaktion som utgör den första redovisningen av en tillgång eller skuld som inte är företagsförvärv och som, vid transaktionstillfället, varken påverkar redovisat eller skattemässigt resultat, redovisas den 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 fi nnas tillgängliga mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas.
Uppskjutna skattefordringar kvittas mot uppskjutna skatteskulder i balansräkningen när de uppkommit i samma land, i enlighet med IAS 12.
Rörelsesegment rapporteras på ett sätt som överensstämmer med den interna rapportering som lämnas till den högste verkställande beslutsfattaren det vill säga ledningen 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 följande noter: not 3 segmentinformation, not 6 skatter och not 7 olje- och gastillgångar.
Lundin Petroleums ledning måste göra uppskattningar och antaganden vid upprättandet av koncernens fi nansiella 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 126 Olje- och gasreserver. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver, vilka resulterar i förändrade framtida produktionsprofi ler, kommer att påverka diskonterat kassafl öde 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 infl ation.
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 nödvändigt för beräkningen av nedskrivningen. För att bedöma en eventuell nedskrivning använder ledningen framtida oljepriser och förväntade produktionsvolymer för att kunna uppskatta det framtida kassafl ödet 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 kassafl ödesuppskattningar och diskonteringsräntan som används granskas löpande under året.
Information avseende bokfört värde för olje- och gastillgångar och nedskrivning av olje- och gastillgångar beskrivs i noterna 3 och 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 förfl yttning av anläggningar och återställning. Det framtida verkliga kassafl ödet 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 bokfört värde för avsättning för återställningskostnader beskrivs i not 19.
Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de fi nansiella rapporterna godkändes för utfärdande och vilka har väsentlig effekt på de fi nansiella rapporterna.
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Olja | 1 060,8 | 1 169,0 |
| Kondensat | 3,4 | 3,3 |
| Gas | 160,0 | 147,2 |
| Försäljning av olja och gas | 1 224,2 | 1 319,5 |
| Förändring i under- och överuttag | -45,2 | 30,7 |
| Övriga intäkter | 16,8 | 25,6 |
| 1 195,8 | 1 375,8 |
Omklassifi ceringen av förändring i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter gäller från och med den 1 januari 2013 och jämförelsetalen för intäkter har räknats om från 1 345,1 MUSD.
För ytterligare information om intäkter se förvaltningsberättelsen på sidan 79.
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 114,6 | 105,6 |
| Tariff- och transportkostnader | 25,7 | 29,7 |
| Direkta produktionsskatter | 44,0 | 51,3 |
| Förändring i lager | -2,0 | 14,8 |
| Övriga | 13,5 | 1,8 |
| 195,8 | 203,2 |
Omklassifi ceringen av förändring i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter gäller från och med den 1 januari 2013 och jämförelsetalen för produktionskostnader har räknats om från 172,5 MUSD.
För ytterligare information om produktionskostnader se förvaltningsberättelsen på sidan 80.
Koncernen är verksam inom fl era geografi ska områden. Segment rapporteras per land, vilket är i överensstämmelse med den interna rapporteringen till ledningen.
Nedanstående sammanställning visar segmentinformation avseende intäkter, produktionskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivning av olje- och gastillgångar, rörelseresultat och viss information om tillgångar och skulder avseende koncernens affärssegment. Därutöver presenteras segmentinformation i följande noter: not 6 inkomstskatter och not 7 olje- och gastillgångar.
Intäkterna är hänförliga till diverse externa kunder. Några koncerninterna försäljningar eller inköp har inte skett under året eller under föregående år och därför fi nns 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. 70 procent av de totala intäkterna har kontrakterats med en kund. Moderbolaget ingår i övriga.
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| Olja | 886,6 | 953,4 |
| Kondensat | 2,0 | 2,3 |
| Gas | 98,5 | 94,9 |
| Försäljning av olja och gas | 987,1 | 1 050,6 |
| Förändring i under- och överuttag | -47,0 | 31,4 |
| Övriga intäkter | 5,6 | 6,5 |
| Intäkter | 945,7 | 1 088,5 |
| Produktionskostnader | -85,1 | -65,5 |
| Avskrivningar och återställningskostnader 1 | -130,2 | -154,1 |
| Prospekteringskostnader | -285,4 | -103,1 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -81,7 | -205,8 |
| Bruttoresultat | 363,3 | 560,0 |
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Frankrike | ||
| Olja | 110,2 | 115,0 |
| Försäljning av olja och gas | 110,2 | 115,0 |
| Förändring i under- och överuttag | -0,4 | – |
| Övriga intäkter | 2,2 | 2,6 |
| Intäkter | 112,0 | 117,6 |
| Produktionskostnader | -34,3 | -29,9 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -12,5 | -11,7 |
| Prospekteringskostnader | -0,2 | -5,0 |
| Bruttoresultat | 65,0 | 71,0 |
| Nederländerna | ||
| Olja | 0,2 | 0,2 |
| Kondensat | 1,4 | 1,0 |
| Gas Försäljning av olja och gas |
44,6 46,2 |
41,4 |
| 42,6 | ||
| Förändring i under- och överuttag | 2,2 | -0,7 |
| Övriga intäkter | 1,7 | 12,2 |
| Intäkter | 50,1 | 54,1 |
| Produktionskostnader | -14,7 | -12,4 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -15,0 | -10,4 |
| Prospekteringskostnader | -1,3 | -0,6 |
| Bruttoresultat | 19,1 | 30,7 |
| Indonesien | ||
| Gas | 16,9 | 10,9 |
| Försäljning av olja och gas | 16,9 | 10,9 |
| Förändring i under- och överuttag | – | – |
| Intäkter | 16,9 | 10,9 |
| Produktionskostnader | -5,0 | -5,5 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -11,4 | -5,6 |
| Prospekteringskostnader | -0,4 | -7,4 |
| Bruttoresultat | 0,1 | -7,6 |
| Ryssland | ||
| Olja | 63,8 | 75,8 |
| Försäljning av olja och gas | 63,8 | 75,8 |
| Intäkter | 63,8 | 75,8 |
| Produktionskostnader | -56,3 | -65,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -4,9 | -4,3 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | – | -31,7 |
| Bruttoresultat | 2,6 | -25,4 |
| Övriga | ||
| Olja 2 | – | 24,6 |
| Försäljning av olja och gas | – | 24,6 |
| Övriga intäkter | 7,3 | 4,3 |
| Intäkter | 7,3 | 28,9 |
| Produktionskostnader | -0,4 | -24,7 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -0,2 | -5,3 |
| Prospekteringskostnader 3 | -0,5 | -52,3 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar 4 | -41,7 | – |
| Bruttoresultat | -35,5 | -53,4 |
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Totalt | ||
| Olja | 1 060,8 | 1 169,0 |
| Kondensat | 3,4 | 3,3 |
| Gas | 160,0 | 147,2 |
| Försäljning av olja och gas | 1 224,2 | 1 319,5 |
| Förändring i under- och överuttag | -45,2 | 30,7 |
| Övriga intäkter | 16,8 | 25,6 |
| Intäkter | 1 195,8 | 1 375,8 |
| Produktionskostnader | -195,8 | -203,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -174,2 | -191,4 |
| Prospekteringskostnader | -287,8 | -168,4 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | -123,4 | -237,5 |
| Bruttoresultat | 414,6 | 575,3 |
1 Inkluderar återställningskostnader för Norge om 13,3 MUSD som avser Gaupefältet, Norge.
2 Försäljning av olja var hänförligt till Tunisien för jämförelseperioden.
3 Prospekteringskostnader för 2012 var främst hänförliga till Malaysia och uppgick till 46,7 MUSD.
4 Under året har nedskrivningar av olje- och gastillgångar, hänförliga till Malaysia redovisats.
| Tillgångar | Eget kapital och skulder | |||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | 2013 | 2012 | 2013 | 2012 |
| Norge | 2 975,9 | 1 942,8 | 2 542,7 | 1 221,1 |
| Frankrike | 258,3 | 279,6 | 92,2 | 87,2 |
| Nederländerna | 105,8 | 112,8 | 1 397,1 | 555,4 |
| Indonesien | 123,4 | 108,2 | 21,4 | 16,3 |
| Ryssland | 607,9 | 619,0 | 116,0 | 112,5 |
| Malaysia | 265,1 | 197,8 | 26,8 | 33,1 |
| Sverige | 1,8 | 0,7 | 8,8 | 7,0 |
| Övriga | 1 147,8 | 603,8 | 14,2 | 582,0 |
| Eliminering av koncerninterna mellanhavanden | -1 111,5 | -571,0 | -1 111,5 | -571,0 |
| Tillgångar/skulder per land | 4 374,5 | 3 293,7 | 3 107,7 | 2 043,6 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | N/A | N/A | 1 207,2 | 1 182,4 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | N/A | N/A | 59,6 | 67,7 |
| Summa koncernens egna kapital | N/A | N/A | 1 266,8 | 1 250,1 |
| Summa konsoliderat | 4 374,5 | 3 293,7 | 4 374,5 | 3 293,7 |
Se även not 7 för detaljerad information över olje- och gastillgångar per land.
För ytterligare information om intäkter, produktionskostnader, nedskrivning och återställningskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivning av olje- och gastillgångar se förvaltningsberättelsen sidorna 79–80.
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Ränteintäkter | 2,3 | 5,1 |
| Valutakursvinster, netto | – | 6,2 |
| Vinst vid konsolidering av ett dotterbolag | – | 13,4 |
| Garanti-intäkter | 0,5 | 0,2 |
| Övrigt | 0,5 | 2,4 |
| 3,3 | 27,3 |
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Räntekostnader | 5,3 | 6,8 |
| Valutakursförlust, netto | 46,5 | – |
| Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt | 1,5 | 0,2 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 6,1 | 5,1 |
| Avskrivning av uppskjutna fi nansieringskostnader | 8,7 | 6,6 |
| Engagemangsavgifter för lånefacilitet | 17,1 | 10,3 |
| Nedskrivning av övriga aktier | – | 18,6 |
| Övrigt | 1,1 | 0,9 |
| 86,3 | 48,5 |
Under 2013 aktiverades ränta hänförlig till norska utbyggnadsprojekt till ett belopp om 18,2 MUSD (3,4 MUSD).
Valutakursrörelser är främst resultatet av US dollarns 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 annan än USD. Valutakursförlusten, netto inkluderar en realiserad vinst om 5,5 MUSD (11,7 MUSD) på förfallna valutakurssäkringar.
| Skattekostnad MUSD |
2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Aktuell skatt | ||
| Norge | 2,9 | 311,8 |
| Frankrike | 19,2 | 21,7 |
| Nederländerna | 3,5 | 5,9 |
| Indonesien | -1,7 | 0,6 |
| Ryssland | -0,2 | 0,8 |
| Övriga | 0,8 | 0,5 |
| 24,5 | 341,3 | |
| Uppskjuten skatt | ||
| Norge | 196,2 | 80,4 |
| Frankrike | 4,7 | 2,3 |
| Nederländerna | -9,8 | 2,2 |
| Indonesien | 1,6 | -1,9 |
| Ryssland | – | -2,9 |
| Malaysia | -2,2 | -3,0 |
| 190,6 | 77,1 | |
| Summa skatt | 215,1 | 418,4 |
För ytterligare information om inkomstskatter 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 | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | 288,0 | 522,3 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige 22,0% (26,3%) | -63,4 | -137,3 |
| Effekt av utländska skattesatser | -179,9 | -282,6 |
| Skatteeffekt på ej avdragsgilla kostnader | -33,9 | -25,9 |
| Skatteeffekt på avdrag för petroleumskatt | 55,8 | 22,5 |
| Skatteeffekt på ej skattepliktiga intäkter | – | 4,4 |
| Skatteeffekt på utnyttjande av ej bokförda underskottsavdrag | 13,2 | 8,3 |
| Skatteffekt på uppkomna ej bokförda underskottsavdrag | -7,4 | -7,8 |
| Justeringar av föregående års taxeringar | 0,5 | – |
| Skattekostnad | -215,1 | -418,4 |
Skattesatsen i Norge om 78 procent och det stora bidraget till resultatet är de huvudsakliga orsakerna till den väsentliga effekten av utländska skattesatser i tabellen ovan.
Skatt hänförlig till delposter i övrigt totalresultat uppgår till följande belopp:
| 2013 | 2012 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | Före skatt | Skatteeffekt | Efter skatt | Före skatt | Skatteeffekt | Efter skatt | |
| Valutaomräkningsdifferens | -31,7 | – | -31,7 | 61,6 | – | 61,6 | |
| Kassafl ödessäkring | -8,1 | 1,9 | -6,2 | 9,2 | -2,3 | 6,9 | |
| Investeringar som kan säljas | 1,9 | – | 1,9 | 16,1 | – | 16,1 | |
| Övrigt totalresultat | -37,9 | 1,9 | -36,0 | 86,9 | -2,3 | 84,6 | |
| Aktuell skatt | – | – | |||||
| Uppskjuten skatt | 1,9 | -2,3 | |||||
| 1,9 | -2,3 |
Den uppskjutna skattekostnaden om 1.9 MUSD (2.3 MUSD) har redovisats direkt i övrigt totalresultat.
| Aktuell | Uppskjuten | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Bolagsskatteskuld – aktuell och uppskjuten MUSD |
2013 | 2012 | 2013 | 2012 | |
| Norge | 3,6 | 163,6 | 924,6 | 802,8 | |
| Frankrike | – | – | 43,1 | 36,7 | |
| Nederländerna | 0,2 | 2,5 | 5,2 | 8,0 | |
| Indonesien | – | 1,7 | 7,1 | 6,1 | |
| Ryssland | 0,7 | 0,6 | 78,3 | 77,1 | |
| Malaysia | – | – | 9,2 | 11,4 | |
| Övriga | 0,2 | 1,5 | 0,1 | 0,1 | |
| Summa skatteskuld | 4,7 | 170,0 | 1,067,6 | 942,2 |
Det fi nns också en skattefordran om 6.5 MUSD (4.0 MUSD) hänförlig till Frankrike som redovisats i övriga fordringar per balansdagen som redovisats i not 16.
Specifikation av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder 1
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Uppskjuten skattefordran | ||
| Icke-utnyttjade underskottsavdrag | 102,3 | 13,8 |
| Överuttag | 18,8 | – |
| Verkligt värde på fi nansiella instrument | – | – |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 19,9 | 8,7 |
| 141,0 | 22,5 | |
| Uppskjutna skatteskulder | ||
| Avskrivningar utöver plan | 1 095,4 | 867,4 |
| Verkligt värde på fi nansiella instrument | – | 2,3 |
| Aktiverad förvärvskostnad | 0,2 | 0,1 |
| Uppskjuten skatt på övervärden | 90,6 | 81,6 |
| Uppskjuten skattefordran | – | – |
| 1 186,2 | 951,4 |
1 Specifi kationen av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder kan inte stämmas av mot beloppen i balansräkningen eftersom de har kvittats i balansräkningen när de har uppkommit i samma land.
De uppskjutna skattefordringarna är främst hänförliga till underskottsavdrag i Nederländerna uppgående till 30,9 MUSD (12,6 MUSD) och ej utnyttjat särskilt avdrag för skatteändamål i Norge om 59,4 MUSD (–MUSD). Uppskjutna skattefordringar hänförliga till underskottsavdrag redovisas enbart när det fi nns 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 samt skatt på övervärdena i de förvärvade tillgångarna i Ryssland. De uppskjutna skatteskulderna kommer att lösas upp över tillgångarnas livslängd och det bokförda värdet skrivs av i redovisningen.
Koncernen har holländska underskottsavdrag, uppgående till ungefär 181 MUSD (161 MUSD). Holländska underskottsavdrag kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran uppgående till 57 MUSD (110 MUSD), beräknad på dessa underskottsavdrag har ej beaktats per den 31 december 2013 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Redovisningen överensstämmer med föregående år.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 716,5 | 857,0 |
| Kostnadsställen utan produktion | 3 135,4 | 2 007,4 |
| 3 851,9 | 2 864,4 |
| MUSD | Norge | Frankrike | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaffningsvärde | |||||||
| 1 januari | 1 221,0 | 317,7 | 137,0 | 68,3 | 108,5 | – | 1 852,5 |
| Investeringar | 14,3 | 7,0 | 4,8 | -1,9 | 3,6 | – | 27,8 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | – | – |
| Förändringar i uppskattningar | 14,7 | 1,0 | 2,7 | – | – | – | 18,4 |
| Omklassifi ceringar | – | 6,8 | – | – | – | – | 6,8 |
| Omräkningsdifferens | -103,8 | 14,9 | 6,2 | – | -3,8 | – | -86,5 |
| 31 december | 1 146,2 | 347,4 | 150,7 | 66,4 | 108,3 | – | 1 819,0 |
| Avskrivningar | |||||||
| 1 januari | -718,5 | -113,0 | -76,3 | -16,0 | -71,7 | – | -995,5 |
| Årets avskrivningar | -117,1 | -12,5 | -15,0 | -11,4 | -4,9 | – | -160,9 |
| Nedskrivningar | – | – | -1,3 | – | – | – | -1,3 |
| Omräkningsdifferens | 64,5 | -5,3 | -4,0 | – | – | – | 55,2 |
| 31 december | -771,1 | -130,8 | -96,6 | -27,4 | -76,6 | – | -1 102,5 |
| Redovisat värde | 375,1 | 216,6 | 54,1 | 39,0 | 31,7 | – | 716,5 |
| 2012 Kostnadsställen med produktion, MUSD Norge Frankrike Nederländerna Indonesien Ryssland Tunisien |
Summa |
|---|---|
| Anskaffningsvärde | |
| 1 januari 792,0 265,7 105,1 68,7 98,2 105,9 |
1 435,6 |
| Investeringar 112,3 29,2 8,5 -0,4 7,5 – |
157,1 |
| Avyttringar – -1,4 – – – -105,9 |
-107,3 |
| Förändringar i uppskattningar 21,3 18,1 21,2 – 1,2 – |
61,8 |
| Omklassifi ceringar 229,4 – – – – – |
229,4 |
| Omräkningsdifferens 66,0 6,1 2,2 – 1,6 – |
75,9 |
| 31 december 1 221,0 317,7 137,0 68,3 108,5 – |
1 852,5 |
| Avskrivningar | |
| 1 januari -326,3 -100,4 -64,5 -10,4 -35,6 -105,9 |
-643,1 |
| Årets avskrivningar -154,1 -11,7 -10,4 -5,6 -4,3 – |
-186,1 |
| Nedskrivningar -205,8 – – – -31,7 – |
-237,5 |
| Avyttringar – 1,3 – – – 105,9 |
107,2 |
| Omräkningsdifferens -32,3 -2,2 -1,4 – – – |
-36,0 |
| 31 december -718,5 -113,0 -76,3 -16,0 -71,7 – |
-995,5 |
| Redovisat värde 502,5 204,7 60,6 52,3 36,8 – |
857,0 |
| 2013 Kostnadsställen utan produktion, MUSD Norge Frankrike Nederländerna Indonesien Ryssland Malaysia Övriga |
Summa |
| 1 januari 1 199,7 12,2 5,1 44,6 562,4 183,4 – |
2 007,4 |
| Investeringar 1 598,1 2,4 0,6 18,5 6,0 48,7 – |
1 674,4 |
| Avyttringar – – – – – – – |
– |
| Kostnadsförda prospekteringskostnader -285,4 -0,2 – -0,4 – -0,5 – |
-286,5 |
| Nedskrivningar -81,7 – – – – -41,7 – |
-123,4 |
| Förändringar i uppskattningar 25,1 – – – – – – |
25,1 |
| Omklassifi ceringar – -6,8 – – – – – |
-6,8 |
| Omräkningsdifferens -145,3 0,3 0,3 – -10,0 – – |
-154,7 |
| 31 december 2 310,5 7,9 6,0 62,7 558,4 189,9 – |
3 135,4 |
| 2012 Kostnadsställen utan produktion, MUSD Norge Frankrike Nederländerna Indonesien Ryssland Malaysia Övriga |
Summa |
| 1 januari 804,1 7,1 3,1 35,8 552,5 129,8 4,4 |
1 536,8 |
| Investeringar 630,5 9,8 2,5 16,4 3,6 100,5 1,3 |
764,6 |
| Avyttringar – – – – -1,0 – – |
-1,0 |
| Kostnadsförda prospekteringskostnader -103,1 -5,0 -0,6 -7,4 – -46,7 -5,6 |
-168,4 |
| Förändringar i uppskattningar 11,8 – – – – – – |
11,8 |
| Omklassifi ceringar -229,4 – – – – – – |
-229,4 |
| Omräkningsdifferens 85,8 0,3 0,1 -0,2 7,3 -0,2 -0,1 31 december 1 199,7 12,2 5,1 44,6 562,4 183,4 – |
93,0 2 007,4 |
Omklassifi ceringen 2012 från kostnadsställen utan produktion till kostnadsställen med produktion var hänförliga till produktionsstarten av Gaupefältet, Norge.
Lundin Petroleum har utfört sitt nedskrivningstest per den 31 december 2013 i samband med den årliga revisionen av olje- och gasreserver. Lundin Petroleum har använt ett fast oljepris om 100 USD (100 USD) per bbl, en årlig infl ation om 2% (2%), en framtida infl ationsfaktor om 2% (2%) per år, samt en diskonteringsränta om 8% (10%), för beräkningen av framtida kassafl öden före skatt. Till följd av nedskrivningstestet skrevs Janglau- och Arafyndigheterna i PM308A, Malaysia ned i sin helhet 2013 till ett belopp om 41.7 MUSD (– MUSD). Dessutom gjordes en nedskrivning av 81.7 MUSD avseende gasfyndigheterna i PL428 Skalle, PL533 Salina och PL088 Peik, Norge eftersom de har bedömts vare ickekommersiella. För ytterligare information om nedskrivningar se förvaltningsberättelsen sidan 80.
Under 2013 har 18,2 MUSD (3,4 MUSD) aktiverade ränteutgifter lagts till olje- och gastillgångarna och är hänförliga till norska utbyggnadsprojekt. Räntesatsen för aktiverade ränteutgifter är beräknad på den externa lånefacilitetens ränta, LIBOR plus ett påslag om 2,75% per år.
Koncernen deltar i joint ventures 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 2013 uppskattas till 490,7 MUSD (935,7 MUSD) för vilka externa parter, som är joint venture partners, kommer att bidra med cirka 224,4 MUSD (491,5 MUSD).
| 2013 | 2012 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| MUSD | FPSO | Fastigheter | Övrigt | Summa | FPSO | Fastigheter | Övrigt | Summa |
| Anskaffningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 32,5 | 11,3 | 22,2 | 66,0 | – | 11,1 | 17,9 | 29,0 |
| Förvärvad vid konsolidering | – | – | 12,7 | 12,7 | 25,2 | – | – | 25,2 |
| Investeringar | 29,8 | – | 6,4 | 36,2 | 6,0 | 0,1 | 3,6 | 9,7 |
| Avyttringar | -0,1 | -0,1 | – | – | -0,2 | -0,2 | ||
| Omräkningsdifferens | 1,1 | – | -1,1 | – | 1,3 | 0,1 | 0,9 | 2,3 |
| 31 december | 63,4 | 11,3 | 40,1 | 114,8 | 32,5 | 11,3 | 22,2 | 66,0 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | – | -1,6 | -15,0 | -16,6 | – | -1,4 | -11,6 | -13,0 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | – | 0,2 | 0,2 |
| Förvärvad vid konsolidering | – | – | -9,6 | -9,6 | – | – | – | – |
| Årets avskrivningar | – | -0,1 | -4,3 | -4,4 | – | -0,1 | -3,0 | -3,1 |
| Omräkningsdifferens | – | 0,1 | 0,7 | 0,8 | – | -0,1 | -0,6 | -0,5 |
| 31 december | – | -1,6 | -28,2 | -29,8 | – | -1,6 | -15,0 | -16,6 |
| Redovisat värde | 63,4 | 9,7 | 11,9 | 85,0 | 32,5 | 9,7 | 7,2 | 49,4 |
Årets avskrivningar avser avskrivningar enligt plan vilka baseras på anskaffningskostnaden och en uppskattad nyttjandeperiod om 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. Fastigheter skrivs av över en uppskattad nyttjandeperiod om 20 år och tar restvärdet i beaktan. Avskrivningar ingår i raden för administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar i resultaträkningen.
FPSO:n kommer att skrivas av över sin återstående livslängd när uppgraderingen av fartyget har slutförts. För ytterligare information avseende FPSO:n se förvaltningsberättelsen på sidan 82.
| 31 december 2013 | Antal aktier | Andel % |
|---|---|---|
| RF Energy Investments Ltd. 1 | 11 540 | 50 |
| – CJSC Pechoraneftegas 1 | 20 000 | Direkt 100, indirekt 50 |
| – LLC Zapolyarneftegas 1 | 1 | Direkt 100, indirekt 50 |
| – LLC NK Recher-Komi 1 | 1 | Direkt 100, indirkct 50 |
| – Geotundra BV 1 | 20 000 | Direkt 100, indirekt 50 |
1 Genom den proportionella konsolideringen av RF Energy Investments Ltd. (RF Energy), är dotterbolagen i RF Energy också proportionellt konsoliderade i Lundin Petroleums koncernredovisning. Från och med den 1 januari 2014 kommer Lundin Petroleum att anta IIFRS 11 joint arrangements och RF Energy och dess dotterbolag kommer att konsolideras enligt kapitalandelsmetoden. "Direkt" utgör RF Energys ägarandel, "indirekt" utgör koncernens totala ägarandel.
I beloppen nedan ingår 100 procent av den gemensamt kontrollerade enheten RF Energys redovisning.
| RF Energykoncernen | ||
|---|---|---|
| MUSD | 2013 | 2012 |
| Resultaträkning | ||
| Rörelsens intäkter | 127,7 | 151,6 |
| Rörelsens kostnader | -128,0 | -197,9 |
| Årets resultat | -0,3 | -46,3 |
| Balansräkning | ||
| Anläggningstillgångar | 62,1 | 72,4 |
| Omsättningstillgångar | 32,8 | 35,2 |
| Summa tillgångar | 94,9 | 107,6 |
| Eget kapital | 49,2 | 54,0 |
| Långfristiga skulder | 31,6 | 37,8 |
| Kortfristiga skulder | 14,1 | 15,8 |
| Summa skulder | 94,9 | 107,6 |
| 31 dec 2013 | 31 dec 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar består av: | Antal aktier | Andel % | Redovisat värde MUSD |
Redovisat värde MUSD |
| ShaMaran Petroleum Corp. | 50 000 000 | 8,02 | 21,6 | 19,6 |
| Cofraland B.V. | 31 | 7,75 | 0,4 | 0,4 |
| 22,0 | 20,0 |
I oktober 2009 erhöll Lundin Petroleum 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) som ersättning för försäljningen av Lundin International BV, ett helägt dotterbolag, som hade påbörjat förhandlingar om produktionsdelningsavtal (PSC) för prospekteringsoch utbyggnadsblock i Kurdistan. Investeringen redovisades till aktiernas verkliga värde vid datumet för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler redovisas en efterföljande förändring i aktiernas värde i koncernens rapport över totalresultat.
Det verkliga värdet för ShaMaran är beräknat utifrån marknadspriset på aktien på Torontobörsen på balansdagen och beskrivs nedan.
| ShaMaran Petroleum Corp. MUSD |
2013 | 2012 |
|---|---|---|
| 1 januari | 19,6 | 17,4 |
| Förändring i verkligt värde | 1,5 | 16,3 |
| Omräkningsdifferens | 0,5 | 4,5 |
| Nedskrivning | – | -18,6 |
| 31 december | 21,6 | 19,6 |
I övriga aktier och andelar per den 31 december 2013 ingår 0,4 MUSD (0,4 MUSD) som värderats till anskaffningsvärde eftersom det verkliga värde inte tillförlitligt kan mätas då det inte fi nns ett marknadspris på aktien och på grund av osäkerheten avseende när framtida kassfl öden kan förväntas från dessa bolag.
I egenskap av internationellt bolag som prospekterar efter och producerar olja och gas globalt, exponeras Lundin Petroleum för fi nansiella 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 fi nansiella instrument, såsom oljepris-, ränte- och valutakurssäkringar. Lundin Petroleum använder fi nansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i koncernens verksamhet.
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 och skapa aktieägarvärde. Koncernen kan efter behov upprätta nya kreditfaciliteter, återbetala skulder, eller utföra andra sådana omstruktureringsaktiveter när det är lämpligt. Koncernledningen följer upp och förvaltar koncernens nettoskuld regelbundet för att bedöma behovet av förändring i kapitalstrukturen för att möta målen och bibehålla fl exibilitet. Lundin Petroleum är inte föremål för några externa krav vad gäller hantering av kapital.
Inga väsentliga ändringar var gjorda avseende mål, policies och rutiner under året som avslutades den 31 december 2013.
Lundin Petroleum följer upp kapitalet på basis av nettoskulden. Nettoskulden beräknas som banklån i enlighet med balansräkningen minus likvida medel.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Banklån | 1 275,0 | 432,0 |
| Likvida medel | -92,7 | -97,4 |
| Nettoskuld | 1 182,3 | 334,6 |
Ökningen i förhållande till 2012 är främst hänförlig till fi nansiering av norska utbyggnadsaktiviteter.
En ränterisk är en risk mot resultatet på grund av osäkra framtida räntor.
Lundin Petroleum är utsatt för ränterisk via kreditfaciliteten (se även likviditetsrisk nedan). 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.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring av räntan på kreditfaciliteten skulle ha haft på resultatet och det egna kapitalet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013:
| Resultat i de fi nansiella rapporterna (MUSD) | 72,9 | 72,9 |
|---|---|---|
| Möjlig rörelse (procentenheter) | -150 | 150 |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | 1,4 | -1,4 |
Koncernen ingick en treårig fast ränteswap under det första kvartalet 2013, med start den 31 mars 2013 avseende 500 MUSD av koncernens banklån där LIBOR räntan låstes till ungefär 0,57 procent per år. Ytterligare räntesäkringskontrakt ingicks i mars 2014, se not 34 händelser efter balansdagens slut.
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 rapporteringsvaluta. De funktionella valutorna för Lundin Petroleums dotterbolag är norska kronor (NOK), Euro (EUR) och ryska rubler (RUR), såväl som US dollar (USD) vilket gör Lundin Petroleum känsligt för variationer i dessa valutor gentemot US dollarn, som är rapporteringsvaluta.
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 ingick valutasäkringskontrakt som fastställer växelkursen mellan USD och NOK för att möta operativa åtaganden och krav avseende skatter i NOK, vilket sammanfattas i nedanstående tabell. Enligt IAS 39, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet kommer att redovisas i övrigt totalresultat. Per den 31 december 2013 har en kortfristig tillgång, uppgående till 3,2 MUSD (9,1 MUSD) och en långfristig tillgång uppgående till 3,0 MUSD (– MUSD) redovisats, vilka representerar det verkliga värdet av de utestående valutakurssäkringskontrakten. Jämförelseperiodens kortfristiga tillgång avsåg valutasäkringskontrakt. Dessutom har en kortfristig skuld om 4,0 MUSD (– MUSD) och en långfristig skuld om 1,6 MUSD (– MUSD) redovisats vilket motsvarar det verkliga värdet på de utestående valuta- och räntesäkringarna.
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| MNOK 1 537,6 | MUSD 256,1 | NOK 6,00: USD 1 | 2 jan – 20 dec 2013 |
| MNOK 2 162,1 | MUSD 353,9 | NOK 6,11: USD 1 | 21 jan – 28 dec 2014 |
| MNOK 1 200,6 | MUSD 191,9 | NOK 6,26: USD 1 | 21 jan – 21 dec 2015 |
Ytterligare valutasäkringskontrakt ingicks under det första kvartalet 2014, se not 34 händelser efter balansdagens slut.
Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot US dollarn skulle ha på rörelseresultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013 vid en konvertering av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.
| Rörelseresultatet i de fi nansiella rapporterna (MUSD) |
371,0 | 371,0 | |
|---|---|---|---|
| Förändring av valutakurser: | Genomsnittlig kurs 2013 | 10% försvagning av USD | 10% förstärkning av USD |
| EUR/USD | 0,7529 | 0,6845 | 0,8282 |
| NOK/USD | 5,8753 | 5,3412 | 6,4628 |
| RUR/USD | 31,8675 | 28,9705 | 35,0543 |
| CHF/USD | 0,9268 | 0,8425 | 1,0195 |
| Summa påverkan på rörelseresultatet (MUSD) | 38,5 | -38,5 |
Koncernens valutakursrisk på resultatet och eget kapital från omräkningsexponering är inte säkrad.
Priset på olja och gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. Beslut i verksamheten, naturkatastrofer, makroekonomiska förhållanden, politisk instabilitet och konfl ikter eller större oljeexporterande länders handlingar utgör faktorer som påverkar dessa. Prisförändringar kan påverka Lundin Petroleums fi nansiella ställning.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha haft på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013.
| Resultat i de fi nansiella rapporterna (MUSD) | 72,9 | 72,9 |
|---|---|---|
| Förändring i oljepriset | -10% | 10% |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | -33,8 | 33,8 |
Effekten av en förändring i oljepriset på årets resultat reduceras på grund av den 78-procentiga skattesatsen i Norge.
Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att bedöma fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten i syfte att generera kassafl öde. Beslut fattas att ingå en oljeprissäkring när bolaget tror att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassafl öde.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013, ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utstående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2013.
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 venture partners är att förlita sig på villkoren i de underliggande gemensamma verksamhetsrelaterade avtalen för att ta över licensandelar, eller joint venture partners andelar av produktionen, vid utebliven betalning för cash calls eller andra belopp som förfallit till betalning.
Per den 31 december 2013 uppgick koncernens kundfordringar till 128,9 MUSD (125,9 MUSD). Det fi nns inga nyligen inträffade betalningsförsummelser. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara. Avsättningen för osäkra fordringar per den 31 december 2013 uppgick till – MUSD (– MUSD). Likvida medel hålls med banker som har en historiskt hög kreditvärdighet.
Likviditetsrisk defi nieras 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, fi nansiering och hantering av avslut. Dessutom överses likviditets- och fi nansieringsrisker och relaterade processer och policies av ledningen.
Den 25 juni 2012 ingick Lundin Petroleum en ny sjuårig säkrad revolverande "borrowing base" facilitet om 2,5 miljarder USD för att fi nansiera Lundin Petroleums pågående utgifter för prospektering och utbyggnad, i synnerhet i Norge. Denna kreditfacilitet ökades till 4,0 miljarder USD i februari 2014. Koncernens pågående utbyggnads- och prospekteringsutgifter förväntas att fi nansieras av koncernens operativa kassafl öde och lånefaciliteten. Under 2014 krävs inga återbetalningar av kreditfaciliteten. Se not 22 för ytterligare information avseende koncernens kreditfacilitet.
Lundin Petroleum har genom sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV ingått fem produktionsdelningskontrakt med Petroliam Nasional Berhad, det statliga malaysiska olje- och gasbolaget (Petronas). Bankgarantier har utfärdats som stöd för arbetsåtaganden i dessa produktionsdelningskontrakt till ett belopp om 11,9 MUSD (75,4 MUSD).
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar och skulder:
| 31 december 2013 MUSD |
Lånefordringar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar | – | 22,0 | – | – |
| Obligationer | 10,4 | – | – | – |
| Derivatinstrument | – | – | 6,2 | – |
| Kundfordringar | 128,9 | – | – | – |
| Fordringar på joint venture | 25,2 | – | – | – |
| Likvida medel | 92,7 | – | – | – |
| 257,2 | 22,0 | 6,2 | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 19,4 |
| Skulder till joint venture | – | – | – | 334,5 |
| Banklån | – | – | – | 1 275,0 |
| Derivatinstrument | – | – | 5,6 | – |
| Övriga långfristiga skulder | – | – | – | 24,9 |
| – | – | 5,6 | 1 653,8 |
| 31 december 2012 MUSD |
Lånefordringar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar | – | 20,0 | – | – |
| Obligationer | 9,5 | – | – | – |
| Derivatinstrument | – | – | 9,1 | – |
| Kundfordringar | 125,9 | – | – | – |
| Fordringar på joint venture | 11,5 | – | – | – |
| Likvida medel | 97,4 | – | – | – |
| 244,3 | 20,0 | 9,1 | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 15,7 |
| Skulder till joint venture | – | – | – | 209,6 |
| Banklån | – | – | – | 432,0 |
| Övriga långfristiga skulder | – | – | – | 22,6 |
| – | – | – | 679,9 |
Det verkliga värdet av lånefordringar och övriga fordringar är lika med det bokförda värdet.
För fi nansiella instrument 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 instrument värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:
| 31 december 2013 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Investeringar som kan säljas | |||
| - Aktier | 21,6 | – | 0,4 |
| - Obligationer | 10,4 | – | – |
| - Derivatinstrument | – | 6,2 | – |
| 32,0 | 6,2 | 0,4 | |
| Skulder | |||
| - Derivatinstrument | – | 5,6 | – |
| – | 5,6 | – | |
| 31 december 2012 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
| Tillgångar | |||
| Investeringar som kan säljas | |||
| - Aktier | 19,6 | – | 0,4 |
| - Obligationer | 9,5 | – | – |
| - Derivatinstrument | – | 9,1 | – |
| 29,1 | 9,1 | 0,4 | |
| Skulder | |||
| - Derivatinstrument | – | – | – |
| Aktier nivå 3 MUSD |
2013 | 2012 |
|---|---|---|
| 1 januari | 0,4 | 0,4 |
| Avyttringar | – | – |
| Omräkningsdifferens | – | – |
| 31 december | 0,4 | 0,4 |
Utestående derivat kan specifi ceras enligt följande:
| Verkligt värde på utestående derivatinstrument i |
31 december 2013 |
31 december 2012 |
||
|---|---|---|---|---|
| balansräkningen (MUSD) |
Tillgångar Skulder |
Tillgångar | Skulder | |
| Ränteswappar | – | 1,0 | – | – |
| Valutasäkrings | ||||
| instrument | 6,2 | 4,6 | 9,1 | – |
| Total | 6,2 | 5,6 | 9,1 | – |
| Långfristig | 3,0 | 1,6 | – | – |
| Kortfristig | 3,2 | 4,0 | 9,1 | – |
| Summa | 6,2 | 5,6 | 9,1 | – |
Det verkliga värdet av valutasäkringen beräknas genom att använda kurvan för terminskursen över den utestående delen av de utestående valutakurssäkringkontrakten. Den effektiva delen av valutasäkringen per den 31 december 2013 uppgick till en nettotillgång om 1,6 MUSD (9,1 MUSD).
Det verkliga värdet av ränteswappen beräknas genom att använda terminsräntekurvan över den utestående delen av säkringstransaktionen. Den effektiva delen av ränteswappen per den 31 december 2013 uppgick till 1,0 MUSD (– MUSD).
För risker i den fi nansiella rapporteringen se avsnittet Internkontroll och riskhantering i den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 62–63 och för risker och riskhantering se sidorna 70–71 för mer information.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Obligationer Övriga |
10,4 1,4 |
9,5 1,3 |
| 11,8 | 10,8 |
Koncernen innehade per den 31 december 2013 7,6 miljoner Euroobligationer i Etrion Corporation med en kupongränta om 9 procent per år och en förfallodag i april 2015. Se not 34 händelser efter balansdagens utgång.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Lager av olja och gas | 3,5 | 1,6 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial |
19,3 | 17,1 |
| 22,8 | 18,7 |
Kundfordringar är hänförliga främst till försäljningar av kolväten till ett begränsat antal oberoende kunder från vilka det inte fi nns några nyligen inträffade betalningsförsummelser. De utestående kundfordringarna är inte förfallna och avsättningen till osäkra fordringar är noll.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Förutbetald hyra | 0,7 | 0,6 |
| Förutbetalda verksamhetsutgifter | 52,2 | 16,7 |
| Förutbetalda försäkringar | 3,7 | 12,2 |
| Upplupna intäkter | 0,5 | 1,1 |
| Övriga | 5,0 | 2,3 |
| 62,1 | 32,9 |
Förutbetalda verksamhetsutgifter inkluderade 35,7 MUSD (– MUSD) hänförliga till mobiliseringskostnader för en norsk rigg som kommer att allokeras till framtida borrningar. Förutbetalda försäkringar 2012 innehöll ett belopp om 10.1 MUSD hänförliga till byggförsäkringen på Edvard Griegprojektet.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Underuttag | 9,4 | 26,4 |
| Bolagsskatt | 6,5 | 4,0 |
| Kortfristig mervärdesskattefordran |
4,1 | 3,0 |
| Fordran avseende utfarmning | 10,9 | – |
| Övriga | 12,6 | 6,9 |
| 43,5 | 40,3 |
Likvida medel innehåller endast kontanta medel i kontantkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2013.
| MUSD | Reserv för investering som kan säljas |
Säkrings reserv |
Valuta omräknings reserv |
Summa övriga reserver |
|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2012 | -9,2 | 0,1 | -136,7 | -145,8 |
| Totalresultat | 16,1 | 6,9 | 59,0 | 82,0 |
| 31 december 2012 |
6,9 | 7,0 | -77,7 | -63,8 |
| Totalresultat | 1,9 | -6,2 | -28,6 | -32,9 |
| 31 december 2013 |
8,8 | 0,8 | -106,3 | -96,7 |
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| 1 januari | 190,5 | 119,3 |
| Nuvärdesjustering av | ||
| återställningskostnader | 6,1 | 5,1 |
| Betalningar | -1,5 | -18,6 |
| Förändring i uppskattningar | 56,8 | 78,9 |
| Omräkningsdifferens | -5,8 | 5,8 |
| 31 december | 246,1 | 190,5 |
Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 3,5% (3,5%), vilken är baserad på den förväntade långfristiga riskfria räntan. Av den totala summan beräknas cirka 66% att regleras efter mer än 15 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2013.
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| 1 januari 2013 | 1,5 | 1,5 |
| Aktuarievinst | 0,2 | 0,1 |
| Gjorda utbetalningar | -0,2 | -0,1 |
| 31 december 2013 | 1,5 | 1,5 |
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 (155 TUSD) betalas till Eva Lundin. Bolaget kan, om det så väljer, betala ut denna pensionsutfästelse genom en engångsbetalning om 1 800 TCHF (2 022 TUSD).
| Avsättning för | ||||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | LTIP | avgångsvederlag | Övriga | Summa |
| 1 januari 2013 | 76,0 | 1,0 | 2,2 | 79,2 |
| Investeringar | 10,7 | – | 0,7 | 11,4 |
| Utbetalningar | -10,0 | -0,4 | – | -10,4 |
| Omräkningsdifferens | 0,3 | – | 0,1 | 0,4 |
| 31 december 2013 | 77,0 | 0,6 | 3,0 | 80,6 |
| Långfristig | 30,8 | 0,6 | 3,0 | 34,4 |
| Kortfristig | 46,2 | – | – | 46,2 |
| Summa | 77,0 | 0,6 | 3,0 | 80,6 |
För detaljer avseende LTIP se not 32.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Banklån Aktiverade fi nansieringsavgifter |
1 275,0 -35,9 |
432,0 -47,8 |
| 1 239,1 | 384,2 |
Kreditfaciliteten om 2,5 miljarder USD som ingicks den 25 juni 2012 är en revolverande "borrowing base" facilitet som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. I februari 2014 ökades faciliteten till 4,0 miljarder USD. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten omräknas var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassafl ödet som genererats av vissa producerande fält till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten. Avräkningsdatumet för den nya bankfaciliteten är juni 2019 och det fi nns en låneminskningsplan som börjar 2016 och minskar ner till noll per det slutliga avräkningsdatumet. Dessutom baseras det belopp som är tillgängligt under faciliteten på en nuvärdesberäkning av tillgångarnas framtida kassafl öden. Baserat på låneminskningsplanen och den aktuella beräkningen av hur mycket som är tillgängligt, förfaller en del av det nuvarande utestående banklånet till betalning inom fem år.
Avgifterna i samband med upprättandet av kreditfaciliteten om 2,5 miljarder USD har aktiverats och skrivs av över facilitetens förväntade livslängd. Räntan på Lundin Petroleums kreditfacilitet är rörlig och uppgår för närvarande till LIBOR + 2,75% (2,75%) per år.
Följande belopp var utstående avseende fi nansiella skulder:
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Återbetalning inom 2–5 år: | ||
| Banklån | 704,0 | – |
| Återbetalning efter 5 år: | ||
| Banklån | 571,0 | 432,0 |
| Övriga långfristiga skulder | 24,9 | 22,6 |
| Kortfristiga | ||
| Återbetalning inom 6 månader: | ||
| Leverantörsskulder | 19,4 | 15,7 |
| Skulder på joint venture | 334,5 | 209,6 |
| Återbetalning mellan 6–12 | ||
| månader: | ||
| Övriga kortfristiga skulder | – | – |
| 1 653,8 | 679,9 |
Tabellen ovan visar en analys av koncernens fi nansiella 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 kassafl öden. Inga återbetalningar av lånet förutses för närvarande under denna beräkning.
Koncernens kreditavtal stipulerar att ett "event of default" äger rum när koncernen inte följer vissa väsentliga avtalsvillkor eller när vissa händelser sker enligt specifi kation i avtalet, något som är sedvanligt för fi nansiella avtal av denna storlek och typ. Om en sådan händelse sker kan, med hänsyn tagen till tillämplig tidsfrist för åtgärdande, externa långivare vidta specifi ka åtgärder för att göra gällande deras säkerhet, vilka inkluderar en snabbare återbetalning av utestående belopp under kreditfaciliteten. Koncernen bryter inte mot dessa skuldöverenskommelser.
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Semesterlön | 11,0 | 4,6 |
| Rörelsekostnader | 21,9 | 3,1 |
| Sociala avgifter | 3,4 | 2,6 |
| Löner | 0,1 | 0,1 |
| Övrigt | 4,6 | 2,3 |
| 41,0 | 12,7 |
| MUSD | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Överuttag | 29,2 | 0,5 |
| Källskatt på löner | 7,2 | 5,4 |
| Mervärdesskatteskuld | 0,1 | 0,3 |
| Skuld avseende sociala avgifter | 0,7 | 0,7 |
| Mineralresursskatt | 2,5 | 2,1 |
| Övrigt | 2,9 | 6,4 |
| 42,6 | 15,4 |
Övriga skulder per den 31 december 2012 avser en verksamhetsrelaterad skuld hänförlig till Gaupefältet, Norge, ett revisionsanspråk och övriga leverantörsskulder.
I juni 2012 ingick Lundin Petroleum en sjuårig säkrad revolverande "borrowing base" facilitet om 2,5 miljarder USD, vilket beskrivs i not 22. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa koncernbolags aktier och vissa av de pantsatta bolagens bankkonton. De ställda säkerheterna per den 31 december 2013 uppgår till 1 870,3 MUSD (1 831,3 MUSD) och representerar de bokförda nettotillgångarna i de koncernbolag vars aktier är pantsatta, vilket beskrivs i avsnittet om moderbolaget nedan.
I samband med Lundin Petroleums köp av ytterligare 30 procent i Laganskyblocket 2009 har Lundin Petroleum kommit överens om att betala en avgift till den tidigare ägaren av Laganskyblocket, vilken baseras på 0,30 USD per fat olja i förhållande till 30 procent av de bevisade och sannolika reserverna i Laganskyblocket vid dagen för beslut om utbyggnad.
I samband med ett dotterbolag till Gunvor International BV:s köp av 30 procent i Laganskyblocket under 2009 har Gunvor kommit överens om att betala en avgift till Lundin Petroleum om 0,15 USD per fat olja (upp till brutto 150 MMbbls) och 0,30 USD per fat olja (över brutto 150 MMbbls) av de bevisade och sannolika reserverna i Laganskyblocket vid dagen för beslut om utbyggnad.
Beloppen avseende eventualtillgången och ansvarsförbindelsen hänförliga till Laganskyblocket är beroende av framtida prospekterings- och produktionsverksamheter. På grund av osäkerheter hänförliga till dessa verksamheter, kan uppskattningar av kassainfl öden och -utfl öden inte beräknas med säkerhet.
I samband med försäljningen av Lundin Petroleums Salawatiintressen, Indonesien till RH Petrogas 2010, har RH Petrogas gått med på att betala upp till 3,9 MUSD som villkorad köpeskilling. Beloppets storlek och tidpunkt för sådan betalning kommer att baseras på framtida fältutbyggnad inom Salawati Islandblocket.
Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
| 2013 | 2012 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare (USD) |
77 553 799 | 108 160 717 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året |
310 017 074 | 310 735 227 |
| Resultat per aktie (USD) | 0,25 | 0,35 |
Under åren 2013 och 2012 var det ingen utspädning.
| MUSD | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Prospekteringskostnader | 3 | 287,8 | 168,4 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar |
3 | 123,4 | 237,5 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 7/8 | 165,1 | 189,2 |
| Nedskrivning av övriga aktier | – | 18,6 | |
| Avskrivning av uppskjutna fi nansieringsavgifter |
5 | 8,7 | 6,6 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader |
5/19 | 6,1 | 5,1 |
| Återställningskostnader | 3/19 | 13,3 | 5,3 |
| Långfristiga incitamentsprogram | 9,9 | 13,0 | |
| Ränteintäkter | 4 | -2,3 | -5,1 |
| Aktuell skatt | 6 | 24,5 | 341,3 |
| Uppskjuten skatt | 6 | 190,6 | 77,1 |
| Räntekostnader | 5 | 5,3 | 6,8 |
| Valutakursvinster/förluster | 4/5 | 52,0 | 5,5 |
| Vinst vid konsolidering av dotterbolag | 4 | – | -13,4 |
| Övriga avsättningar | 0,6 | 0,8 | |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande | |||
| poster | 0,3 | 0.2 | |
| Justering kassafl öde från verksamheten |
885,3 | 1 056,9 |
Lundin Petroleum identifi erar 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 infl ytande över enheten.
Under året ingick koncernen transaktioner med närstående på kommersiell grund enligt vad som framgår nedan:
| MUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Inköp av tjänster | -0,1 | -1,0 |
| Försäljning av tjänster | 0,4 | 0,4 |
Under det tredje kvartalet 2013 anskaffade koncernen en affärsjet från ett närstående bolag för 2,8 MUSD. Affärsjeten har aktiverats som del av materiella anläggningstillgångar.
Under det fjärde kvartalet 2013 meddelade Lundin Petroleum att Geoffrey Turbott, VP Finance och CFO kommer att lämna bolaget vid mitten av 2014. Under överenskomna villkor för avgångsvederlag kommer Geoffrey Turbott att erhålla en utbetalning motsvarande ett års grundlön vid hans avgång, vilket styrelsen godkände som ett tillåtet avsteg från ersättningspolicyn för den verkställande ledningen, med beaktande av särskilda skäl och hans väsentliga bidrag till bolaget under hans år i tjänst. I enlighet med villkoren avseende planen för syntetiska optioner kommer Geoffrey Turbott att erhålla full betalning för sin tilldelning under planen 2014. Koncernen har också ingått ett låneavtal med Geoffrey Turbott till ett maximalt belopp motsvarande 3,0 MUSD. Det totala lånebeloppet, inklusive ränta skall betalas tillbaka den 30 juni 2014 eller tidigare.
Transaktionerna som ingåtts med närstående avser andra enheter som ledande personer med nyckelställning har gemensam kontroll eller väsentligt infl ytande över. Ledande personer med nyckelställning inkluderar styrelseledamöter och bolagsledningen. Ersättningar till styrelseledamöter och verkställande ledning redovisas i not 31. Det fi nns inga utestående belopp hänförliga till ledande personer med nyckelställning vid årets slut utöver vad som nämns ovan.
| 2013 | 2012 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt antal anställda per land | Summa anställda |
varav män | Summa anställda |
varav män | |
| Moderbolaget i Sverige | 3 | 1 | – | – | |
| Utländska dotterbolag | |||||
| Norge | 218 | 163 | 144 | 104 | |
| Frankrike | 50 | 38 | 56 | 45 | |
| Nederländerna | 8 | 4 | 7 | 3 | |
| Indonesien | 23 | 12 | 26 | 15 | |
| Ryssland | 44 | 26 | 43 | 27 | |
| Tunisien | 6 | 4 | 7 | 5 | |
| Malaysia | 60 | 35 | 50 | 32 | |
| Schweiz | 38 | 22 | 39 | 23 | |
| Övriga | 3 | 1 | – | – | |
| Summa utländska dotterbolag | 450 | 305 | 372 | 254 | |
| Summa koncernen | 453 | 306 | 372 | 254 |
| 2013 | 2012 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Styrelseledamöter och verkställande ledning | Summa vid slutet av året |
varav män | Summa vid slutet av året |
varav män | ||
| Moderbolaget i Sverige | ||||||
| Styrelseledamöter 1 | 7 | 5 | 6 | 5 | ||
| Utländska dotterbolag | ||||||
| Verkställande ledning 1 | 4 | 4 | 4 | 4 | ||
| Summa koncernen | 11 | 9 | 10 | 9 |
1 C. Ashley Heppenstall, VD och styrelseledamot har endast inräknats i den verkställande ledningen.
| 2013 | 2012 | |||
|---|---|---|---|---|
| Löner, andra ersättningar och sociala kostnader TUSD |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
| Moderbolaget i Sverige | ||||
| Styrelseledamöter | 646 | 131 | 580 | 117 |
| Anställda | 214 | 114 | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Verkställande ledning | 4 826 | 335 | 5 095 | 336 |
| Andra anställda | 96 021 | 21 913 | 70 499 | 16 095 |
| Summa koncernen | 101 707 | 22 493 | 76 174 | 16 548 |
| varav pensionskostnader | 8 670 | 5 740 |
| Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och verkställande ledning 1 TUSD |
Fast styrelse arvode/grundlön och andra förmåner 2 |
Kortfristig rörlig lön 3 |
Arvode för kommittéarbete |
Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbetet 4 |
Pension | Summa 2013 |
Summa 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moderbolaget i Sverige | |||||||
| Styrelseledamöter | |||||||
| Ian H. Lundin | 140 | – | – | 249 | – | 389 | 418 |
| Peggy Bruzelius | 38 | – | 8 | – | – | 46 | – |
| Kristin Færøvik | 35 | – | 8 | – | – | 43 | 78 |
| Asbjørn Larsen | 72 | – | 15 | – | – | 87 | 78 |
| Lukas H. Lundin | 72 | – | – | – | – | 72 | 63 |
| Dambisa F. Moyo | – | – | – | – | – | – | 35 |
| William A. Rand | 72 | – | 42 | – | – | 114 | 99 |
| Magnus Unger | 72 | – | 23 | 46 | – | 141 | 107 |
| Cecilia Vieweg | 38 | – | 11 | – | – | 49 | – |
| Summa styrelseledamöter | 539 | – | 107 | 295 | – | 941 | 878 |
| Utländska dotterbolag Verkställande ledning |
|||||||
| C. Ashley Heppenstall | 1 032 | 765 | – | – | 132 | 1 929 | 2 234 |
| Övriga (omfattar tre personer) | 1 801 | 1 421 | – | – | 385 | 3 607 | 3 331 |
| Summa verkställande ledning | 2 833 | 2 186 | – | – | 517 | 5 536 | 5 565 |
1 Löner och andra ersättningar har kostnadsförts under året.
2 Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring.
3 I december 2013 beslutade ersättningskommittén om en bonus för 2013 motsvarande en månadslön till den verkställande ledningen (inbegripet i bonusomkostnaden för 2013). I januari 2014 omprövade ersättningskommittén 2013 års bonusutbetalningar med beaktande av de anställdas bidrag till koncernens resultat och de individuella mål som uppnåtts och beslutade att tilldela en ytterligare bonus att betalas i januari 2014. Samma omprövning gjordes i januari 2013 för 2012 och beloppen ingår i kostnaden för 2013.
4 Övriga ersättningar som betalats under 2013 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts av styrelseledamöter för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2013.
Inga avtal för avgångsvederlag fi nns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna och dessa ledamöter är ej behöriga att delta i något av bolagets incitamentsprogram.
Den avgiftsbestämda pensionsplanen är mellan 15% och 18% av den pensionsgrundande inkomsten. Den pensionsgrundande inkomsten defi nieras som årlig grundlön och bonus och har ett tak på ungefär 842 TCHF (946 TUSD). Den normala pensionsåldern för VD är 65 år.
En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och sex månader gäller mellan bolaget och den verkställande ledningen och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget, där den längsta uppsägningstiden gäller från och med det tionde anställningsåret. Därutöver fi nns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning motsvarande två års grundlöner för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control).
Under det fjärde kvartalet 2013 meddelade Lundin Petroleum att Geoffrey Turbott, VP Finance och CFO kommer att lämna bolaget vid mitten av 2014. Under överenskomna villkor för avgångsvederlag kommer Geoffrey Turbott erhålla en utbetalning motsvarande ett års grundlön vid hans avgång, vilket styrelsen godkände som ett tillåtet avsteg från ersättningspolicyn för den verkställande ledningen, med beaktande av särskilda skäl och hans väsentliga bidrag till bolaget under hans år i tjänst.
Se sidorna 58–61 i Bolagsstyrningsrapporten för ytterligare information avseende bolagets principer för ersättning och ersättningspolicy för den verkställande ledningen för 2013.
Bolaget har följande långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långfristigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av ett unit bonus program med en årlig tilldelning av units som vid inlösen ger en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att intjänas i tre trancher: 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 units 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 Petroleums aktiekurs under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet. Inlösenpriset vid inlösendatumet den 31 maj 2013 var 139,89 SEK.
LTIPs som följer samma principer som 2008 års LTIP har därefter införts varje år för andra anställda än den verkställande ledningen.
Nedanstående tabell visar antalet tilldelade units under LTIP-programmen, det utestående beloppet per den 31 december 2013 och vilket år de kommer att lösas in.
| Program | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Unit bonus program | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | Summa |
| Utestående vid periodens början | 209 162 | 250 625 | 361 158 | – | 820 945 |
| Tilldelade under perioden | – | – | – | 423 939 | 423 939 |
| Förverkade under perioden | -1 321 | -2 167 | -2 897 | -1 209 | -7 594 |
| Förfallna under perioden | -207 841 | -124 466 | -119 765 | – | -452 072 |
| Utestående vid periodens slut | – | 123 992 | 238 496 | 422 730 | 785 218 |
| Inlösen datum | |||||
| 31 maj 2014 | 123 992 | 119 248 | 140 910 | 384 150 | |
| 31 maj 2015 | – | 119 248 | 140 910 | 260 158 | |
| 31 maj 2016 | – | – | 140 910 | 140 910 | |
| Utestående vid periodens slut | 123 992 | 238 496 | 422 730 | 785 218 |
Det totala antalet units som kommer att lösas in motsvarar inte nödvändigtvis antalet tilldelade units, vilket beror på omräkningen till följd av utdelningar som gjorts av Lundin Petroleum, vilka kompenserar units som har förfallit till följd av att anställda lämnat koncernen.
Kostnaderna för programmen framgår av nedanstående tabell.
| Unit bonus program MUSD |
2013 | 2012 |
|---|---|---|
| 2009 | – | -0,8 |
| 2010 | 0,5 | 0,8 |
| 2011 | 0,7 | 2,1 |
| 2012 | 2,2 | 3,1 |
| 2013 | 3,9 | – |
| 7,3 | 5,2 |
LTIP tilldelningar redovisas i de fi nansiella rapporterna, pro rata över intjänandeperioden. Det sammanlagda bokförda värdet för avsättningen av unit bonus programmet, inklusive sociala avgifter per den 31 december 2013 uppgick till MUSD 8,8 (MUSD 12,0). Avsättningen är beräknad baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen. Aktiekursen per balansdagen den 31 december 2013 var 125,40 SEK.
Vid årsstämman den 13 maj 2009 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandet av LTIP för den verkställande ledningen (vilken innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Development) vilken innefattar en tilldelning av syntetiska optioner som kan lösas in fem år efter utställandet. Inlösandet av optionerna berättigar mottagaren till att erhålla en kontant betalning baserad på ökningen i marknadsvärdet på aktierna. Utbetalningen av tilldelningen under dessa syntetiska optioner skall inträffa i två lika stora trancher: (i) den första på dagen som inträffar omedelbart efter femårsdagen av tilldelningen och (ii) den andra på dagen som inträffar ett år efter den första utbetalningen.
LTIP för den verkställande ledningen innehåller 5 500 928 syntetiska optioner med ett lösenpris om 52,91 SEK. Inlösendatum för de syntetiska optionerna inträffar i maj 2014, på femårsdagen från tilldelningen. Innehavarna kommer att erhålla en kontant utbetalning motsvarande den genomsnittliga slutkursen för bolagets aktie under det femte året som följer tilldelningen med avdrag för lösenpriset multiplicerat med antalet syntetiska optioner. Innehavarna av de syntetiska optionerna har inte rätt att erhålla nya tilldelningar i enlighet med unit bonus programmet så länge de syntetiska optionerna är utestående. De syntetiska optionerna som var utestående per den 31 december 2013 framgår av nedanstående tabell:
| Verkställande ledning | Syntetiska optioner |
|---|---|
| C. Ashley Heppenstall | 2 062 848 |
| Alexandre Schneiter | 1 512 756 |
| Chris Bruijnzeels | 962 662 |
| Geoffrey Turbott | 962 662 |
| 5 500 928 |
Under det fjärde kvartalet 2013 meddelade Lundin Petroleum att Geoffrey Turbott, VP Finance och CFO kommer att lämna bolaget vid mitten av 2014. I enlighet med planen för de syntetiska optionerna kommer Geoffrey Turbott att erhålla full utbetalning för sin del i planen under 2014.
Lundin Petroleum köpte 6 882 638 stycken av sina egna aktier fram till den 31 December 2010 till en genomsnittlig kostnad om 46,51 SEK per aktie, vilket kompenserar exponeringen för LTIP. Lundin Petroleum aktiens börskurs var per den 31 december 2013 125,40 SEK. Avsättning för LTIP uppgick till 68,2 MUSD, inklusive sociala avgifter per den 31 december 2013 och marknadsvärdet på dessa aktier per den 31 december 2013 var 134,4 MUSD. Värdeökningen på de innehavda egna aktierna kan i enlighet med redovisningsregler inte kompensera kostnaden för LTIP.
LTIP tilldelningar redovisas i de fi nansiella rapporterna, pro rata över intjänandeperioden. Det sammanlagda bokförda värdet för avsättningen för det syntetiska optionsprogrammet, inklusive sociala avgifter per den 31 december 2013 uppgick till 68,2 MUSD (64,0 MUSD). Avsättningen är beräknad baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen genom att använda Black and Scholes metod applicerad på den andel av tilldelningen som har redovisats per balansdagen.
Den icke-kassafl ödespåverkande kostnaden för LTIP till den verkställande ledningen, inklusive sociala avgifter uppgick till 3,3 MUSD (9,1 MUSD) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013.
| TUSD | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| PwC | ||
| Revisionsarvode | 1 104 | 952 |
| Revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag | 64 | – |
| Skatterådgivning | 26 | 227 |
| Övriga tjänster | 344 | 10 |
| Summa | 1 538 | 1 189 |
| Ersättningar till andra revisorer än PwC | 235 | 278 |
| Summa | 1 773 | 1 467 |
I revisionsarvode ingår granskning av delårsrapporten 2013. Revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag innehåller uppdrag som licensrevision och PSC revisioner. Övriga tjänster avser rådgivning för verksamhetsutveckling.
I februari 2014 skrev Lundin Petroleum under ett avtal med sitt banksyndikat att öka sin nuvarande kreditfacilitet om 2,5 miljarder USD till 4,0 miljarder USD på liknande villkor.
I mars 2014 köpte Lundin Petroleum 500 000 av sina egna akter till ett genomsnittligt anskaffningspris om 124,07 SEK och sålde sitt innehav om 7,6 miljoner euro-obligationer i Etrion Corporation.
Lundin Petroleum meddelade under det första kvartalet 2014 att det tilldelats nio prospekteringslicenser i den norska APA 2013 licensrundan, med Lundin Petroleum som operatör för fyra.
Lundin Petroleum har meddelat att sidospårsborrningen 16/2-20A på Torvastadstrukturen i PL501, Norge hade avslutats och påträffade en reservoar som inte bedömdes vara kommersiell. Dessutom var borrningen som hade Langlitindenstrukturen i PL659, Norge som målsättning inte framgångsrik.
Prospekteringsborrningen Balqis och sidospårsborrningen Boni i Baronangkontraktet, Natunahavet, Indonesien meddelades som ickeframgångsrik och pluggades till följd av det igen som ett torrt hål. Till följd av resultaten från Baronangborrningarna kostnadsfördes också utgifterna tillhörande Cakalangkontraktet, Natunahavet, Indonesien.
Samtliga kostnader hänförliga till dessa borrningar kommer att kostnadsföras i det första kvartalet 2014.
Lundin Petroleum ingick i februari 2014 ytterligare valutasäkringskontrakt för att köpa 2 896,1 MNOK och sälja 462,1 MUSD till en genomsnittlig växelkurs om 6,27 NOK: 1 USD för att möta behovet för 2014 och 2015 års verksamhet.
I mars 2014 ingick Lundin Petroleum ytterligare ränteswappar som startar den 1 juli 2014 och slutar i december 2015 enligt följande:
| Lån i MUSD | Fast LIBOR-ränta per år | Likvidperiod |
|---|---|---|
| 1 000 | 0,21% | 1 jul 2014 – 31 dec 2014 |
| 1 500 | 0,52% | 1 jan 2015 – 31 dec 2015 |
| 1 500 | 1,50% | 1 jan 2016 – 31 mar 2016 |
| 2 000 | 1,50% | 1 apr 2016 – 31 dec 2016 |
| 1 500 | 2,32% | 1 jan 2017 – 31 dec 2017 |
| 1 000 | 3,06% | 1 jan 2018 – 31 dec 2018 |
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 76,1 MSEK (762,2 MSEK) för räkenskapsåret 2013.
I resultatet ingår administrationskostnader om 105,7 MSEK (84,5 MSEK) och fi nansiella intäkter hänförliga till garanti-intäkter om 3,1 MSEK (1,6 MSEK) och en utdelning som erhållits från ett dotterbolag om 178,2 MSEK (804,7 MSEK). Finansiella kostnader avser räntekostnader från ett koncernbolag om 2,3 MSEK (31,3 MSEK).
Ställda panter om 12 014,5 MSEK (11 911,6 MSEK) avser det bokförda värdet på aktierna som pantsattes i samband med kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum BV.
Moderbolagets fi nansiella rapporter är upprättade i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige med tillämpning av RFR 2, utgiven av Rådet för fi nansiell 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 90–95.
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| Intäkter | 1 | 3,1 | 71,0 |
| Bruttoresultat | 3,1 | 71,0 | |
| Administrationskostnader | -105,7 | -84,6 | |
| Rörelseresultat | -102,6 | -13,6 | |
| Resultat från fi nansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 2 | 181,4 | 807,1 |
| Finansiella kostnader | 3 | -2,7 | -31,3 |
| 178,7 | 775,8 | ||
| Resultat före skatt | 76,1 | 762,2 | |
| Inkomstskatt | 4 | – | – |
| Årets resultat | 76,1 | 762,2 |
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Periodens resultat | 76,1 | 762,2 |
| Övrigt totalresultat | – | – |
| Totalresultat | 76,1 | 762,2 |
| Totalresultat hänförligt till: | ||
| Moderbolagets aktieägare | 76,1 | 762,2 |
| 76,1 | 762,2 |
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | Not | 2013 | 2012 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Aktier i dotterbolag | 11 | 7 871,8 | 7 871,8 |
| Övriga anläggningstillgångar | 0,2 | – | |
| Fordringar på koncernbolag | – | 21,4 | |
| Summa anläggningstillgångar | 7 872,0 | 7 893,2 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 5,7 | 2,7 | |
| Övriga fordringar | 5 | 11,6 | 18,0 |
| Likvida medel | 2,6 | 1,1 | |
| Summa omsättningstillgångar | 19,9 | 21,8 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 891,9 | 7 915,0 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Bundet eget kapital | |||
| Aktiekapital | 3,2 | 3,2 | |
| Reservfond | 861,3 | 861,3 | |
| Summa bundet eget kapital | 864,5 | 864,5 | |
| Fritt eget kapital | |||
| Övriga reserver | 2 357,5 | 2 489,4 | |
| Balanserad vinst | 4 515,9 | 3 753,7 | |
| Årets resultat | 76,1 | 762,2 | |
| Summa fritt eget kapital | 6 949,5 | 7 005,3 | |
| Summa eget kapital | 7 814,0 | 7 869,8 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 6 | 36,6 | 36,4 |
| Skulder till koncernföretag | 21,6 | – | |
| Summa långfristiga skulder | 58,2 | 36,4 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 0,5 | 1,0 | |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 7 | 19,2 | 7,4 |
| Övriga skulder | – | 0,4 | |
| Summa kortfristiga skulder | 19,7 | 8,8 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 891,9 | 7 915,0 | |
| Ställda panter | 9 | 12 014,5 | 11 911,6 |
| Ansvarsförbindelser | 9 | – | – |
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Belopp i MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Kassafl öde från verksamheten | ||
| Årets resultat | 76,1 | 762,2 |
| Ej kassafl ödespåverkande utdelning | -178,2 | -804,7 |
| Övriga ej likviditetspåverkande poster | 159,6 | 78,8 |
| Orealiserade valutakursförluster | -0,4 | 0,8 |
| Förändringar i rörelsekapital: | ||
| Förändring i kortfristiga tillgångar | 3,4 | -10,8 |
| Förändring i kortfristiga skulder | 10,7 | 4,3 |
| Summa kassafl öde från verksamheten | 71,4 | 30,6 |
| Kassafl öde från investeringar | ||
| Förändring i fi nansiella anläggningstillgångar | – | 0,1 |
| Förändring i andra anläggningstillgångar | -0,2 | – |
| Summa kassafl öde från investeringar | -0,2 | 0,1 |
| Kassafl öde från fi nansiering | ||
| Förändring i långfristiga skulder | 62,2 | 29,1 |
| Köp av egna aktier | -131,9 | -62,4 |
| Summa kassafl öde från fi nansiering | -69,7 | -33,3 |
| Förändring av likvida medel | 1,5 | -2,6 |
| Likvida medel vid årets början | 1,1 | 3,8 |
| Valutakursförändring i likvida medel | – | -0,1 |
| Likvida medel vid årets slut | 2,6 | 1,1 |
för räkenskapsåret som avslutades den 31 december
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MSEK | Aktie kapital 1 |
Reservfond | Övriga reserver 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Summa eget kapital |
| Balans per den 1 januari 2012 | 3,2 | 861,3 | 2 551,8 | 3 936,1 | -182,4 | 7 170,0 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -182,4 | 182,4 | – |
| Summa totalresultat | – | – | – | – | 762,2 | 762,2 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Köp av egna aktier | – | – | -62,4 | – | – | -62,4 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | -62,4 | – | – | -62,4 |
| Balans per den 31 december 2012 | 3,2 | 861,3 | 2 489,4 | 3 753,7 | 762,2 | 7 869,8 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 762,2 | -762,2 | – |
| Summa totalresultat | – | – | – | – | 76,1 | 76,1 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Köp av egna aktier | – | – | -131,9 | – | – | -131,9 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | -131,9 | – | – | -131,9 |
| Balans per den 31 december 2013 | 3,2 | 861,3 | 2 357,5 | 4 515,9 | 76,1 | 7 814,0 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2013 uppgick till 3 179 106 SEK vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie på 0,01 SEK. I antalet aktier per den 31 december 2013 ingår 8 340 250 aktier som Lundin Petroleum AB innehade i eget namn. 2 Övrigt tillskjutet kapital ingår från och med den 1 januari 2006 i övriga reserver tillsammans med valutakursdifferenser på lån till dotterbolag.
| MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Norge | 0,3 | 42,2 |
| Indonesien | 0,3 | 0,3 |
| Tunisien | 0,1 | 8,2 |
| Malaysia | 0,3 | 18,5 |
| Frankrike | 0,3 | – |
| Nederländerna | 0,5 | – |
| Övriga | 1,5 | 1,8 |
| 3,1 | 71,0 |
| MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Utdelning | 178,2 | 804,7 |
| Garanti-intäkter | 3,1 | 1,6 |
| Valutakursvinst | – | 0,8 |
| Övriga | 0,1 | – |
| 181,4 | 807,1 |
| MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Räntekostnader koncernbolag | 2,3 | 31,3 |
| Valutakursförluster, netto | 0,4 | – |
| 2,7 | 31,3 |
| MSEK | 2013 | 2012 |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | 76,1 | 762,2 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige 22% (26,3%) |
-16,7 | -200,5 |
| Skatteeffekt av erhållen utdelning | 39,2 | 211,6 |
| Skatteeffekt av ej avdragsgilla kostnader | -4,5 | -8,9 |
| Ökning av ej bokförda skattemässiga underskott |
-18,0 | -2,3 |
| Skatteeffekt | – | – |
| MSEK | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | 8,3 | 17,2 |
| Mervärdesskattefordran | 2,9 | 0,8 |
| Övriga | 0,4 | – |
| 11,6 | 18,0 |
Avsättningar per den 31 december 2013 uppgick till 36,6 MSEK (36,4 MSEK) och är främst hänförliga till bolagsskatt.
| MSEK | 31 december 2013 |
31 december 2012 |
|---|---|---|
| Sociala avgifter | 0,7 | 0,4 |
| Styrelsearvoden | 0,3 | 0,2 |
| Revision | 1,1 | 1,0 |
| Lundin Foundation | 2,2 | – |
| Externa tjänster | 14,9 | 5,8 |
| 19,2 | 7,4 |
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar:
| MSEK | Lånefordringar och övriga fordringar |
Finansiella skulder värderade till anskaffningsvärde efter avskrivningar |
||
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga fordringar på | ||||
| koncernbolag - kortfristiga | 8,3 | – | ||
| Likvida medel | 2,6 | – | ||
| 10,9 | – | |||
| Skulder | ||||
| Skulder till koncernbolag | 21,6 | |||
| Leverantörsskulder | – | 0,5 | ||
| – | 22,1 |
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 fi nansiella rapporter not 25.
| 1,4 | 1,4 | |
|---|---|---|
| Revisionsrelaterat | – | – |
| Revisionsarvode | 1,4 | 1,4 |
| PwC | ||
| MSEK | 2013 | 2012 |
Det har inte utgått något arvode till andra revisorer än PwC.
| MSEK | Organisations nummer |
Säte | Antal utställda aktier |
Ägd andel |
Nominellt värde per aktie |
Bokfört värde 31 dec 2013 |
Bokfört värde 31 dec 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Direkt ägda | |||||||
| Lundin Petroleum BV | 27254196 | Haag, Nederländerna | 181 | 100 | EUR 100,00 | 7 871,8 | 7 871,8 |
| Lundin Services Ltd | LL09860 | Labuan, Malaysia | 100 | 100 | USD 0,01 | – | – |
| 7 871,8 | 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 | 99,86 | 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 Exploration BV | 27273727 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin SEA Holding BV | 27290568 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Malaysia BV | 27306815 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Indonesia Holding BV | 27290577 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 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 Lematang BV | 24262562 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Oil & Gas BV | 24262561 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Rangkas BV (likvidation) |
27314247 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Sareba BV | 24278356 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin South Sokang BV | 27324012 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin South East Asia BV (likvidation) |
27290262 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Cambodia BV (likvidation) |
27292990 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Russia BV | 27290574 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Russia Services BV | 27292018 | 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 Komi BV | 53732561 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Tunisia BV | 27284355 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Marine BV (likvidation) | 27275508 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| - Lundin Marine SARL (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 | ||
| 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 |
Lundin Marine BV, Lundin Marine SARL, Lundin South East Asia BV, Lundin Rangkas BV och Lundin Cambodia BV var under likvidation per den 31 december 2013.
Styrelsen och koncernchef och VD i Lundin Petroleum AB har den 16 april 2014 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2013 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 fi nansiella 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, 16 april 2014
Lundin Petroleum AB (publ) Org. Nr. 556610-8055
Ian H. Lundin Styrelseordförande
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Lukas H. Lundin Styrelseledamot
William A. Rand Styrelseledamot
Magnus Unger Styrelseledamot
Asbjørn Larsen Styrelseledamot
Peggy Bruzelius Styrelseledamot
Cecilia Vieweg Styrelseledamot
Till årsstämman 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 2013. Bolagets årsredovisning och koncernredovisning ingår i den tryckta versionen av detta dokument på sidorna 73–121.
Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att upprätta en årsredovisning som ger en rättvisande bild enligt årsredovisningslagen och en koncernredovisning som ger en rättvisande bild enligt International Financial Reporting Standards, såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen, och för den interna kontroll som styrelsen och verkställande direktören bedömer är nödvändig för att upprätta en årsredovisning och koncernredovisning som inte innehåller väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel.
Vårt ansvar är att uttala oss om årsredovisningen och koncernredovisningen på grundval av vår revision. Vi har utfört revisionen enligt International Standards on Auditing och god revisionssed i Sverige. Dessa standarder kräver att vi följer yrkesetiska krav samt planerar och utför revisionen för att uppnå rimlig säkerhet att årsredovisningen och koncernredovisningen inte innehåller väsentliga felaktigheter.
En revision innefattar att genom olika åtgärder inhämta revisionsbevis om belopp och annan information i årsredovisningen och koncernredovisningen. Revisorn väljer vilka åtgärder som ska utföras, bland annat genom att bedöma riskerna för väsentliga felaktigheter i årsredovisningen och koncernredovisningen, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel. Vid denna riskbedömning beaktar revisorn de delar av den interna kontrollen som är relevanta för hur bolaget upprättar årsredovisningen och koncernredovisningen för att ge en rättvisande bild i syfte att utforma granskningsåtgärder som är ändamålsenliga med hänsyn till omständigheterna, men inte i syfte att göra ett uttalande om effektiviteten i bolagets interna kontroll. En revision innefattar också en utvärdering av ändamålsenligheten i de redovisningsprinciper som har använts och av rimligheten i styrelsens och verkställande direktörens uppskattningar i redovisningen, liksom en utvärdering av den övergripande presentationen i årsredovisningen och koncernredovisningen.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Enligt vår uppfattning har årsredovisningen upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av moderbolagets fi nansiella ställning per den 31 december 2013 och av dess fi nansiella resultat och kassafl öden för året enligt årsredovisningslagen. Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av koncernens fi nansiella ställning per
den 31 december 2013 och av dess fi nansiella resultat och kassafl öden för året enligt International Financial Reporting Standards, såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen. Våra uttalanden omfattar inte bolagsstyrningsrapporten på sidorna 46–66. Förvaltningsberättelsen är förenlig med årsredovisningens och koncernredovisningens övriga delar.
Vi tillstyrker därför att årsstämman fastställer resultaträkningen och balansräkningen för moderbolaget och koncernen.
Utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen har vi även utfört en revision av förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust, samt styrelsens och verkställande direktörens förvaltning för Lundin Petroleum AB (publ) för år 2013.
Det är styrelsen som har ansvaret för förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust, och det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för förvaltningen enligt aktiebolagslagen.
Vårt ansvar är att med rimlig säkerhet uttala oss om förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust och om förvaltningen på grundval av vår revision. Vi har utfört revisionen enligt god revisionssed i Sverige.
Som underlag för vårt uttalande om styrelsens förslag till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust har vi granskat om förslaget är förenligt med aktiebolagslagen.
Som underlag för vårt uttalande om ansvarsfrihet har vi utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen granskat väsentliga beslut, åtgärder och förhållanden i bolaget för att kunna bedöma om någon styrelseledamot eller verkställande direktören är ersättningsskyldig mot bolaget. Vi har även granskat om någon styrelseledamot eller verkställande direktören på annat sätt har handlat i strid med aktiebolagslagen, årsredovisningslagen eller bolagsordningen.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat enligt ovan är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Vi tillstyrker att årsstämman disponerar vinsten enligt förslaget i förvaltningsberättelsen och beviljar styrelsens ledamöter och verkställande direktören ansvarsfrihet för räkenskapsåret.
Stockholm den 16 april 2014
PricewaterhouseCoopers AB
Huvudansvarig revisor
Klas Brand Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor
| Resultaträkning i sammandrag (MUSD) | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | |||||
| Intäkter 1 | 1 195,8 | 1 375,8 | 1 251,1 | 805,3 | 566,7 |
| Produktionskostnader | -195,8 | -203,2 | -174,7 | -163,8 | -150,2 |
| Avskrivningar | -174,2 | -191,4 | -165,1 | -145,3 | -118,1 |
| Prospekteringskostnader | -287,8 | -168,4 | -140,0 | -127,5 | -134,8 |
| Nedskrivning | -123,4 | -237,5 | – | – | -644,8 |
| Bruttoresultat | 414,6 | 575,3 | 771,2 | 368,7 | -481,2 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | – | – | – | 66,1 | 4,6 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar |
-43,6 | -31,8 | 67,0 | -41,0 | -27,6 |
| Rörelseresultat | 371,0 | 543,5 | 704,2 | 393,9 | -504,2 |
| Resultat från fi nansiella investeringar | -83,0 | -21,2 | 25,4 | -12,5 | 29,6 |
| Resultat från andel i intressebolag | – | – | – | – | -25,5 |
| Resultat före skatt | 288,0 | 522,3 | 729,7 | 381,3 | -500,1 |
| Skatt | -215,1 | -418,4 | -574,4 | -251,9 | -45,7 |
| Årets resultat från kvarvarande verksamhet | 72,9 | 103,9 | 155,2 | 129,5 | -545,8 |
| Avyttrad verksamhet | |||||
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | – | – | – | 369,0 | 8,7 |
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | 155,2 | 498,5 | -537,1 |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare | 77,6 | 108,2 | 160,1 | 511,9 | -411,3 |
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande |
-4,7 | -4,3 | -4,9 | -13,4 | -125,8 |
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | 155,2 | 498,5 | -537,1 |
| Balansräkning i sammandrag (MUSD) | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| Materiella anläggningstillgångar | 3 936,9 | 2 913,8 | 2 345,4 | 2 014,3 | 2 556,3 |
| Övriga anläggningstillgångar | 59,2 | 44,1 | 44,0 | 129,9 | 119,1 |
| Omsättningstillgångar | 378,4 | 335,8 | 298,0 | 284,9 | 275,3 |
| Summa tillgångar | 4 374,5 | 3 293,7 | 2 687,4 | 2 429,1 | 2 950,7 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 207,0 | 1 182,4 | 1 000,9 | 920,4 | 1 141,7 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | 59,8 | 67,7 | 69,4 | 77,4 | 95,5 |
| Summa eget kapital | 1 266,8 | 1 250,1 | 1 070,3 | 997,8 | 1 237,2 |
| Långfristiga räntebärande skulder | 1 351,2 | 1 204,6 | 988,0 | 769,7 | 897,6 |
| Kortfristiga skulder | 1 264,1 | 406,8 | 226,3 | 476,6 | 558,4 |
| Summa eget kapital och skulder | 492,4 | 432,2 | 402,8 | 185,0 | 257,5 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 4 374,5 | 3 293,7 | 2 687,4 | 2 429,1 | 2 950,7 |
1 Jämförelsetalen har räknats om för omklassifi ceringen av förändringen i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter från och med 1 januari 2013.
Finansiella nyckeltal har beräknats på kvarvarande verksamhet.
| Finansiell data (MUSD) | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter 1 | 1 195,8 | 1 375,8 | 1 251,1 | 805,3 | 566,7 |
| EBITDA | 960,9 | 1 144,1 | 1 012,1 | 603,5 | 392,3 |
| Årets resultat | 72,9 | 103,9 | 155,2 | 129,5 | -545,8 |
| Operativt kassafl öde | 975,6 | 831,4 | 676,2 | 573,4 | 384,5 |
| Nyckeltal, aktie (USD) | |||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,90 | 3,81 | 3,22 | 2,96 | 3,64 |
| Operativt kassafl öde per aktie | 3,15 | 2,68 | 2,17 | 1,84 | 1,23 |
| Kassafl öde från verksamheten per aktie | 2,95 | 2,64 | 2,88 | 1,79 | 1,56 |
| Resultat per aktie | 0,25 | 0,35 | 0,51 | 0,46 | -1,34 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,25 | 0,35 | 0,51 | 0,46 | -1,34 |
| EBITDA per aktie | 3,10 | 3,68 | 3,25 | 1,93 | 1,25 |
| Utdelning per aktie | – | – | – | 2,30 | – |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 309 570 330 | 310 542 295 | 311 027 942 | 311 027 942 | 313 420 280 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden | 310 017 074 | 310 735 227 | 311 027 942 | 312 096 990 | 313 420 280 |
| Börskurs | |||||
| Börskurs (SEK) | 125,40 | 149,50 | 169,20 | 83,65 | 56,60 |
| Börskurs (CAD) | 19,73 | 22,87 | 24,54 | N/A2 | N/A2 |
| Nyckeltal (%) | |||||
| Räntabilitet på eget kapital | 6 | 9 | 15 | 12 | -38 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | 16 | 35 | 53 | 24 | -28 |
| Nettoskuldsättningsgrad | 98 | 28 | 13 | 45 | 41 |
| Soliditet | 29 | 38 | 40 | 41 | 42 |
| Andel riskbärande kapital | 53 | 66 | 69 | 67 | 66 |
| Räntetäckningsgrad | 51 | 75 | 59 | 19 | -37 |
| Operativt kassafl öde/räntekostnader | 144 | 119 | 55 | 27 | 26 |
| Direktavkastning | – | – | – | 18 | – |
1 Jämförelsetalen har räknats om för omklassifi ceringen av förändringen i under- och överuttag från produktionskostnader till intäkter från och med 1 januari 2013. 2
Aktien är noterad på Toronto Stock Exchange från och med den 24 mars 2011.
EBITDA: (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation): Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.
Operativt kassafl öde: Intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter.
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid periodens slut.
Operativt kassafl öde per aktie: Operativt kassafl öde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Kassafl öde från verksamheten per aktie: Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie efter full utspädning: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning.
EBITDA per aktie: EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med för förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående.
Räntabilitet på eget kapital: Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital: Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på fi nansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Nettoskuldsättningsgrad: Banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.
Soliditet: Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.
Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Räntetäckningsgrad: Resultat efter fi nansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på fi nansiella lån dividerat med räntekostnader.
Operativt kassafl öde/räntekostnader: Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med periodens räntekostnad.
Direktavkastning: Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid periodens utgång.
| Bevisade och sannolika oljereserver |
Summa Mbbl |
Norge Mbbl |
Frankrike Mbbl |
Nederländerna Mbbl |
Malaysia Mbbl |
Tunisien Mbbl |
Ryssland Mbbl |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2012 | 183 008 | 141 880 | 24 758 | 77 | – | 250 | 16 043 |
| Förändringar under året | |||||||
| – förvärv | 4 073 | 4 073 | – | – | – | – | – |
| – försäljningar | – | – | – | – | – | – | – |
| – förändringar | -5 756 | 2 460 | 143 | 18 | – | -209 | -8 168 |
| – utvidgningar och fyndigheter | 12 713 | – | – | – | 12 713 | – | – |
| – produktion | -10 568 | -8 501 | -1 040 | -2 | – | -41 | -984 |
| 31 december 2012 1 | 183 470 | 139 912 | 23 861 | 93 | 12 713 | – | 6 891 |
| 2013 | |||||||
| Förändringar under året | |||||||
| – förvärv | – | – | – | – | – | – | – |
| – försäljningar | – | – | – | – | – | – | – |
| – förändringar | 4 777 | 4 164 | -317 | -17 | 943 | – | 4 |
| – utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – | – | – | – |
| – produktion | -9 420 | -7 530 | -1 055 | – | – | – | -835 |
| 31 december 2013 1 | 178 827 | 136 546 | 22 489 | 76 | 13 656 | – | 6 060 |
| Summa | Norge | Nederländerna | Indonesien | |
|---|---|---|---|---|
| Bevisade och sannolika gasreserver | MMscf 2 | MMscf | MMscf | MMscf |
| 1 januari 2012 | 166 229 | 121 629 | 21 148 | 23 452 |
| Förändringar under året | ||||
| – förvärv | 893 | – | 893 | – |
| – försäljningar | – | – | – | – |
| – förändringar | -43 807 | -42 317 | 3 782 | -5 272 |
| – utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – |
| – produktion | -14 893 | -8 522 | -4 156 | -2 215 |
| 31 december 2012 | 108 422 | 70 790 | 21 667 | 15 965 |
| 2013 | ||||
| Förändringar under året | ||||
| – förvärv | – | – | – | – |
| – försäljningar | – | – | – | – |
| – förändringar | -1 851 | -3 186 | 2 364 | -1 029 |
|---|---|---|---|---|
| – utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – |
| – produktion | -15 130 | -7 353 | -4 369 | -3 408 |
| 31 december 2013 | 91 441 | 60 251 | 19 662 | 11 528 |
1 Oljereserverna inkluderar 4 018 Mbbl av NGL's hänförliga till Norge.
2 Bolaget har använt sig en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.
Utav de totala bevisade och sannolika olje- och gasreserverna per den 31 december 2013 är 34 Mbbl (36 Mbbl) hänförliga till innehavare utan bestämmande infl ytande i andra dotterbolag i koncernen.
Reserverna per den 31 december 2013 har reviderats av den oberoende kvalifi cerade revisorn av olje- och gasreserver, ERC-Equipoise Ltd. (ERCE).
Lundin Petroleum kommer att publicera följande rapporter:
Rapporterna fi nns 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 fi nns på www.lundin-petroleum.com.
Årsstämma i Lundin Petroleum hålls torsdagen den 15 maj 2014 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: Lundin Petroleum AB, c/o Computershare AB, Box 610, SE–182 16 Danderyd, Sverige
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 fredagen den 9 maj 2014.
Denna information har offentliggjorts i enlighet med lagen om värdepappersmarknaden (SFS 2007:528) och/eller lagen om handel med fi nansiella instrument (SFS 1991:980).
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 fi nansiella 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.
Om inte annat anges är Lundin Petroleums reserv- och resursestimat per den 31 december 2013 och har förberetts och reviderats i enlighet med National Instrument 51-101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51–101") och Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook"). Om inte annat anges avser alla häri redovisade reservestimat "bevisade reserver" och "sannolika reserver" sammanlagt, tillsammans även kallade "2P reserver". För ytterligare information avseende klassifi ceringen av reserver och resurser, se Reserver, resurser och produktion i bolagets årsredovisning.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknik eller teknik som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller fl era betingelser. Betingelser kan inkludera faktorer såsom ekonomiska, legala, miljö-, politiska och regulatoriska frågor eller avsaknad av efterfrågan. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de betingade resurserna.
Prospekteringsbara resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från icke-upptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det fi nns en osäkerhet avseende upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsbara resurser. Det är inte säkert att någon del av de prospekteringsbara resurserna kommer att upptäckas. Om de upptäcks är det inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de prospekteringsbara resurserna. Om inte annat anges avser alla uppskattningar av prospekteringsbara resurser häri en P50 uppskattning av prospekteringsbara resurser. Kvalifi cerade prospekteringsbara resurser som rapporteras är delvis kvalifi cerade. De har kvalifi cerats avseende osäkerheten för upptäckt, men inte avseende osäkerheten för utbyggnad.
BOEs kan vara missledande, särskilt om det används isolerat. Konverteringsförhållandet för en BOE om 6Mcf:1Bbl är baserat på en konverteringsmetod för energilikvärdighet som är främst tillämplig vid brännaren och representerar inte ett likvärdigt värde vid borrhuvudet.
Bolaget är en rapporterande emittent i vissa kanadensiska jurisdiktioner. Bolaget är dock en "designated foreign issuer" enligt defi nitionen i National Instrument 71–102 Continuous Disclosure and Other Exemptions Relating to Foreign Issuers och är föremål för utländska regulatoriska krav, inklusive NASDAQ OMX Stockholms krav. Bolaget är därmed undantaget från vissa krav som annars gäller för rapporterande emittenter i Kanada.
| bbl | Fat (barrel). 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 |
| 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 defi nitioner av olje- och gastermer och mått, se www.lundin-petroleum.com
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.
Huvudkontor Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sverige T +46-8-440 54 50 F +46-8-440 54 59
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.