Annual Report • Apr 8, 2010
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Lundin Petroleum ÅRSREDOVISNING 2009
Lundin Petroleum har lång erfarenhet av att finna, bygga ut och producera olje- och gasresurser. Med vår energi, kompetens och intressanta tillgångsportfölj är vårt mål att leverera hållbar långsiktig tillväxt.
| Brev till aktieägarna – C. Ashley Heppenstall, VD | 4 |
|---|---|
| Ordförandes ord – Ian H. Lundin | 6 |
| Affärskoncept, vision och strategi | 8 |
| Marknadsöversikt | 9 |
| Verksamheten | 12 |
|---|---|
| Reserver, resurser och produktion | 13 |
| Kärnområde - Europa | 16 |
| Kärnområde - Ryssland | 21 |
| Kärnområde - Sydostasien | 22 |
| Övriga verksamheter | 23 |
| Samhällsansvar | 24 |
|---|---|
| Bolagsstyrningsrapport | 30 |
| - Internkontroll och riskhantering | 36 |
| - Styrelsen | 38 |
| - Ledning | 39 |
| - Riskfaktorer | 40 |
| Lundin Petroleums aktie och aktieägare | 41 |
|---|---|
| Finansiell femårsöversikt | 44 |
| Förvaltningsberättelse | 45 |
| Resultaträkning | 54 |
| Rapport över totalresultat | 55 |
| Balansräkning | 56 |
| Kassaflödesanalys | 57 |
| Förändringar i eget kapital | 58 |
| Nyckeltal | 59 |
| Redovisningsprinciper | 60 |
| Noter till koncernens finansiella rapporter | 67 |
| Moderbolagets årsredovisning | 84 |
| Noter till moderbolagets finansiella rapporter | 88 |
| Styrelsens försäkran | 90 |
| Rapporteringsdatum | 90 |
| Revisionsberättelse | 91 |
| Olje- och gasreserver | 92 |
| Definitioner | 93 |
Referenser till "Lundin Petroleum" eller "bolaget" avser koncernen i vilken Lundin Petroleum AB (publ) (organisationsnummer 556610–8055) är moderbolag eller till Lundin Petroleum AB (publ), beroende på sammanhanget.
Lundin Petroleum har 256 miljoner fat oljeekvivalenter av bevisade och sannolika reserver. För att säkra framtida tillväxt är vår målsättning att bygga ut de projekt som fi nns i vår pipeline och fortsätta att aktivt prospektera och borra efter nya resurser.
Lundin Petroleum har en balanserad och spännande portfölj av tillgångar i olika faser av prospekterings-, utbyggnads-, och produktionscykeln.
| KORT HISTORIK | ||||
|---|---|---|---|---|
| Lundin Petroleum AB bildades 2001 som ett resultat av att Lundin Oil togs över av Talisman Energy. |
Lundin Petroleum förvärvade Coparex International med en portfölj av tillgångar i Frankrike, Tunisien, Indonesien, Nederländerna och Venezuela. |
En portfölj av tillgångar i Storbritannien, Norge och Irland förvärvades från DNO. |
Produktionsstart av Broomfältet i Storbritannien med produktion över 25 000 boepd, brutto. |
Fas 2 av utbyggnaden av Broom slutfördes med framgång. |
| 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 |
| Utbyggnaden av Oudnafältet i Tunisien genomfördes med framgång. Produktionsstart i november med över 20 000 boepd, brutto. |
Fyndigheten Luno i Norge gjordes med uppskattade resurser i intervallet 65–190 MMboe, brutto. |
Produktionsstart av Alvheimfältet i Norge. En betydande fyndighet gjordes på strukturen Morskaya i Kaspien, Ryssland. |
Tre fyndigheter gjordes i Norge; Viper, South Kneler och Marihøne A. |
Lundin Petroleum knoppar av dess brittiska verksamhet till ett nybildat bolag, EnQuest. |
| 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 |
PRODUKTION +20% 38 200 boepd
RESERVER +26% Reserversättningsgrad 400%
* Till följd av avknoppning en av den brittiska verksamheten kommer Lundin Petroleums reserver att vara 177 MMboe.
256 MMboe*
att investeras i prospekteringsoch utbyggnadsprojekt
som målsättning med 11 prospekteringsborrningar
* Till följd av avknoppningen av den brittiska verksamheten är Lundin Petroleums förväntade produktion för 2010 mellan 29 000–33 000 boepd.
Temat för presentationen vid vår senaste Kapitalmarknadsdag var "Fortsatt fokuserad tillväxt för Lundin Petroleum". Vi har under de senaste åren varit mycket framgångsrika med att öka våra reserver organiskt genom prospektering och utvärdering. I januari 2010 off entliggjorde vi en reserversättningsgrad på 400 procent för andra året i följd.
Denna reservökning kommer slutligen att leda till ökad produktion, ökat operativt kassafl öde och värdeskapande för våra aktieägare. Vår produktion ökade också med över 20 procent till 38 200 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) under 2009 jämfört med året innan efter ett helt års bidrag från Alvheimfältet, off shore Norge. Vi har en portfölj av outbyggda reserver och resurser som kommer att leverera fortsatt produktionsökning under ett antal år framöver.
I tillägg till vår portfölj av reserver fortsätter vi vårt kraftiga fokus på prospektering med ett aktivt program under 2010 med obekräftade potentiella resurser om 330 miljoner fat oljeekvivalenter som målsättning från 11 prospekteringsborrningar. Vi fokuserar våra ansträngningar på områden där vi anser att vi har en konkurrensfördel och då kommer även i fortsättningen Norge, Sydostasien och Ryssland att utgöra Lundin Petroleums kärnområden.
Under 2009 påverkades vår lönsamhet negativt av ett antal av engångs- och ickekassafl ödespåverkande poster vilket resulterat i en nettoförlust efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare på 2 890,5 MSEK (411,3 MUSD). Den största negativa eff ekten är resultatet från vårt beslut att skriva ner det bokförda värdet på vår ryska tillgång i Kaspien med cirka 3 209 MSEK (450 MUSD). Trots det faktum att vi har gjort ett betydande fynd vid Morskaya i norra Kaspien och att området fortfarande innehåller ytterligare prospekteringspotential ser vi det som en konservativ åtgärd till följd av den sista icke-framgångsrika prospekteringsborrningen vid Petrovskaya, att minska det bokförda värdet.
Jag är nöjd över att Lundin Petroleum fortfarande genererade starkt operativt kassafl öde under 2009 trots lägre oljepris under året. Det operativa kassafl ödet under 2009 var 3 597,3 MSEK (471,9 MUSD) och vi har helt och hållet fi nansierat vårt omfattande investeringsprogram från internt genererade medel. Vår balansräkning är fortsatt mycket stark med outnyttjat låneutrymme och stark likviditet för att fi nansiera vår tillväxt framöver.
Bevisade och sannolika reserver ökade med 26 procent under 2009 till 256 MMboe. Vi är särskilt fokuserade på olja med 85 procent av våra reserver i likvida kolväten och 95 procent av våra reserver är belägna i områden där ersättning betalas i form av skatter.
Som jag nämnde tidigare fortsätter vi att vara framgångsrika med att öka vår reservbas, vilket under 2009 främst berodde på tillägget av Lunofältet, off shore Norge. Jag är övertygad om att våra reserver kommer att fortsätta att öka under kommande år med positiva resultat från vår senaste utvärderingsborrning vid Luno i tillägg till vår betydande resursportfölj.
C. ASHLEY HEPPENSTALL KONCERNCHEF OCH VD
Högre produktion under året har delvis kompenserats av lägre oljepris vilket resulterat i högt operativt kassafl öde.
Genomgående hög produktion från ett helt års produktion från Alvheimfältet.
Alvheimfältets starka produktionsresultat bidrog till vår 20-procentiga produktionsökning under 2009. Med sannolik produktionsstart av Volundfältet, söder om Alvheim, vid halvårsskiftet och återutbyggnaden av Thistlefältet i Storbritannien ligger vår förväntade produktion för 2010 i intervallet mellan 38 000 – 44 000 boepd och nästan 50 000 boepd vid årets utgång. Vi arbetar vidare med våra utbyggnadsstudier för Lunofältet med målsättning att lämna in en utbyggnadsplan under 2011. Lunofältet är ett projekt i världsklass där vi är operatör med en betydande andel vilket efter produktionsstart kommer att resultera i ytterligare betydande förändring av våra produktionsnivåer.
Vårt prospekteringsborrningsprogram under 2009 gav blandade resultat med ett antal nya fyndigheter särskilt i Norge men även några besvikelser. Vår kärnstrategi är att fokusera på prospektering i särskilt utvalda områden, där vår verksamhet kan växa, tack vare en blandning av tillgång till den senaste 3D-seismiska visuella teknologin, erfaren, regional och tekniskt kompetent personal och en företagsfi losofi som allokerar riskkapital. Detta kommer att fortsätta under 2010 med en prospekteringsbudget på 290 MUSD med obekräftade potentiella resurser om 330 miljoner fat som målsättning. Vårt största fokus kommer att vara Norge med fyra prospekteringsborrningar i det större Lunoområdet och särskilt genom att dra nytta av vår erfarenhet från fyndigheterna Luno och Luno South.
Världens ekonomier börjar sakta att växa efter av en lång period av lågkonjunktur efter eff ekterna av världens fi nanskris. Krisen har haft betydande inverkan på fi nanserna i många utvecklade ekonomier i väst. Det återstår fortfarande en osäkerhet över de långvariga eff ekterna av detta och hur det kommer att inverka på tillväxten när fi nansstimulanserna är borttagna. Vad som dock är klart är att de utvecklande ländernas ekonomier, och särskilt Kina, fortsätter framåt och kommer att representera den framtida tillväxtmaskinen för energi och då särskilt kolväten. Även om oljepriset på kort sikt är svårt att förutse är jag fortsatt övertygad om att på längre sikt kan oljepriset enbart fortsätta uppåt då eff ekten av ökad efterfrågan tillsammans med begränsat utbud blir kännbart för ekonomin.
I Lundin Petroleum har vi en spännande period av tillväxt framför oss där ökade reserver kommer att generera framtida produktionsökning, kassafl öde och lönsamhet. Vi fortsätter att vara exponerade mot prospekteringsaktiviteter som om framgångsrika kommer att ha en betydande inverkan på vårt bolag. Vi har vidare en fi nansiell struktur vilken kommer att tillåta oss att växa på ett sätt som säkrar maximalt värdeskapande för våra aktieägare.
Vi off entliggjorde nyligen avknoppningen av våra brittiska tillgångar till EnQuest, ett nytt oberoende olje- och gasbolag med fokus på den brittiska Nordsjön. Transaktionen kommer inte enbart att lyfta fram en betydande vinst för vårt bolag men även skapa ett nytt intressant investeringsalternativ i vilken Lundin Petroleums aktieägare kommer att äga majoriteten av bolaget. EnQuest som kommer att vara noterat både i Stockholm och i London, har en erfaren ledningsgrupp, kritisk storlek för att få tillgång till kapital och stark balansräkning. Jag förväntar mig att bolaget kommer att ha en hög tillväxt takt under de kommande månaderna genom en aktiv förvärvsstrategi. Min rekommendation är att behålla era aktier i EnQuest då jag tror att bolaget är väl positionerat för att skapa framtida värde för dess aktieägare.
Jag vill tacka er, våra aktieägare för ert fortsatta stöd och tålamod, min ledningsgrupp för dess stöd och vägledning och alla anställda på Lundin Petroleum för deras bidrag under året.
Med vänliga hälsningar,
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Världen har ännu inte återhämtat sig helt från den djupa lågkonjunkturen som började i slutet av 2008. Medan många länder fortsätter att kämpa med recessionen har Kinas tillväxt nästan inte påverkats alls, utan snarare ökat med astronomiska tal (9,0 procent per år).
IAN H. LUNDIN ORDFÖRANDE
Landet slår nu USA i fråga om bilförsäljning och börjar komma ifatt när det gäller import av petroleumprodukter och råolja. Importen översteg 5 miljoner fat per dag i slutet av 2009. När det gäller den ekonomiska tillväxten i Mellanöstern, Sydamerika, Afrika och övriga Asien (exklusive Japan) var den också betydligt högre än OECD-ländernas. Naturligtvis betyder ekonomisk tillväxt bättre levnadsförhållanden och med detta följer ökad energiförbrukning. En återgång till ekonomisk tillväxt i i-länderna och fortsatt tillväxt i resten av världen är helt enkelt inte möjlig utan god energitillgång till rimliga priser.
Att tillgodose det växande energibehovet är högprioriterat av de fl esta av världens regeringar. Kol, gas och kärnkraft är de tre grundpelarna för att möta den växande efterfrågan på el. Även om förnybar energi kommer att bli viktigare för vardagsförbrukningen kan den tyvärr aldrig tillgodose den stora efterfrågan på el, åtminstone inte innan vi utvecklat ett sätt att lagra el i stora kvantiteter. Vi får heller inte glömma att förnybar energi oavsett om det är biobränslen eller vindkraft har sina egna "koldioxidavtryck" som i vissa fall inte är försumbara.
När det gäller transporter är oljeprodukter fortfarande eff ektivast och enligt min uppfattning de renaste bränslena i dagsläget. De senaste årens tekniska utveckling av förbränningsmotorer, i kombination med nya lättare material som används i fordonstillverkningen, har lett till att fordonsutsläppen minskat till en bråkdel jämfört med tidigare. Det görs hela tiden fantastiska framsteg som den nyligen introducerade stopp–starttekniken. Vi bör vara på vår vakt när bilindustrin försöker övertyga oss om att el- och hybridbilar är vägtransporternas framtid. Dessa fordon har andra nackdelar, till exempel är batterierna som används i hybrider och elbilar tunga, dyra och miljöfarliga.
Debatten om klimatförändringen och vad som kan göras åt den nådde sin kulmen under Köpenhamnsmötet i december 2009. Att detta toppmöte misslyckades kan åtminstone delvis tillskrivas frågan om u-länderna ska bära så stor del av bördan för att uppnå de mål som i-länderna satt upp. Alla växthusgaskällor, såsom industrin, jordbruket, naturen (exempelvis vulkaner) och skogsskövlingen, kräver åtgärder och att bara koncentrera sig på en av dem motverkar bara syftet. Men om vi ser litet längre än klimatdebatten och fokuserar på förvaltningen av naturresurser i ljuset av en växande världsbefolkning, blir det uppenbart att vi inte kan bortse från energieff ektiviteten. Överförbrukning av energi är fortfarande vanlig i många delar av världen och avfallskontroll kombinerat med bättre resursanvändning är den enklaste metoden för att minska utsläppen av växthusgaser. Höga energipriser kan vara den viktigaste motivationsfaktorn för att höja eff ektiviteten, men lagstiftningen har också betydelse.
Källa: 2009 BP Review of World Energy
Lundin Petroleums historiska produktion sedan starten 2001.
Ännu viktigare är det kanske att bensinsubventionerna i vissa länder som Ryssland, Kina, Venezuela och Iran fasas ut. Subventionerade energipriser uppmuntrar i hög grad den inhemska konsumtionen, vilket leder till slöseri med naturresurserna och ger minskade exportintäkter. Liknande subventioner fi nns i form av konstlat låga priser på el, kol och naturgas och har samma oönskade eff ekter. Energi, oavsett form, är dyrbar och energislöseriet kommer att fortsätta tills det uppmärksammas som just det, och inte används som ett politiskt verktyg av regeringar runt om i världen.
För Lundin Petroleum var 2009 ett mycket aktivt år. Vi genomförde ett omfattande prospekteringsborrningsprogram samtidigt som vi förvaltat producerande tillgångar och utvecklade outbyggda reserver till producerande tillgångar De bevisade och sannolika reserverna ökade med 26 procent till 256 MMboe med en genomsnittlig produktion på 38 200 boepd, vilket är en ökning med 20 procent jämfört med 2008. Norge svarade för mer än hälften av våra totala prospekteringsbara resurser och kommer även fortsatt att vara en viktig del i Bolagets tillväxtstrategi. Norges stabila skattesystem och rättvisa behandling av utländska investerare är två bra skäl att vara etablerad där, men det är alltid den potentiella storleken på fyndigheterna som driver oss. Vi har en betydande investering i Ryssland som har lidit ett stort avbräck till följd av misslyckade borrningsresultat. Vi är emellertid övertygade om att Morskayafyndigheten i Laganskyblocket kommer att generera mycket olja en dag. Vi är också mycket nöjda över att ha Gunvor International som partner i denna satsning, vilket säkerligen kommer att stärka projektet. Våra producerande tillgångar i Storbritannien, Frankrike, Nederländerna, Tunisien och Indonesien fortsätter att utvecklas positivt. Prospekteringsaktiviteten i Sydostasien ökar med två borrningar i Vietnam i år och en större borrningskampanj som inleds i Malaysia under 2011.
Nyligen off entliggjorde vi avknoppningen av våra brittiska tillgångar in i EnQuest, ett nytt oberoende olje- och gasbolag fokuserat på den brittiska Nordsjön. Transaktionen kommer inte enbart att tillåta dig som aktieägare att delta i ett nytt och spännande investeringsobjekt utan kommer även att lyfta fram de brittiska tillgångarnas värden. EnQuest som kommer att vara noterat på börserna i både Stockholm och London, har en erfaren ledningsgrupp, starkt kassafl öde och inga långfristiga skulder.
Oljeindustrin anses ofta ha framtiden bakom sig. Dessutom ökar medelåldern på medarbetarna i branschen i en oroväckande takt. Men även om den förhärskande synen är att fossila bränslen kommer att fasas ut de närmaste decennierna, ökar i själva verket beroendet av dessa bränslen. Att dessa resurser används på ett ansvarsfullt sätt är en angelägenhet för både producenterna och konsumenterna. Tekniska framsteg och eff ektiva marknader kommer att göra det enklare att uppnå ekonomiska mål samtidigt som miljön skyddas. Lundin Petroleum tar sitt ansvar genom att utveckla och producera sina olje- och gasreserver på ett säkert och ansvarsfullt sätt.
Slutligen vill jag tacka alla medarbetare för ett väl utfört arbete och er, våra aktieägare, för ert fortsatta stöd.
Med vänlig hälsning
Ian H. Lundin Ordförande
Lundin Petroleum är ett oberoende olje- och gasbolag och för att vår verksamhet skall kunna växa är vi involverade i alla faser av industrins cykler. Hjärtat i ett olje- och gasbolag är reserverna – den olja och gas som har upptäckts och som ekonomiskt och kommersiellt kan utvinnas. Dessa reserver ligger till grund för vår produktion som i sin tur genererar kassafl öde och lönsamhet.
Vår målsättning är att öka vår reservbas genom organisk tillväxt och då tillfällen ges, genom förvärv. Då vår reserversättningsgrad är högre än 100 procent så betyder det att för varje producerat fat har vi varit framgångsrika i att ersätta det fatet med åtminstone ytterligare ett fat och därigenom kunnat expandera vår verksamhet.
För att uppnå denna tillväxt gör vi kontinuerligt investeringar för att öka våra olje- och gaslicenser, prospekteringsresurser och betingade resurser. Vi ökar antalet licenser framförallt genom förhandlingar direkt med stater såväl som genom förvärv av licensandelar från andra olje- och gasbolag. Vi investerar sedan i undersökningar såsom aeromagnetism och seismik och våra geologer och geofysiker genomför studier för att identifi era borrbara prospekteringsstrukturer i våra licenser.
En prospekteringsstruktur är en struktur som har potentialen att innehålla kolväten men som måste borras för att kunna påvisa detta. Vi investerar kraftigt i prospekteringsborrningar för att påvisa om vår prospekteringsstruktur innehåller olja och/eller gas. När prospekteringsborrningen är framgångsrik med att identifi era kolväten adderas den funna resursen till vår portfölj av betingade
Ekonomerna, reservoaringenjörerna, anläggningsingenjörerna, utbyggnadsgeologerna och vårt kommersiella team arbetar sedan med implementering av en ekonomiskt försvarbar plan för att utvinna dessa resurser. När vi är framgångsrika förfl yttas de betingade resurserna i fråga över till reserver. Ytterligare investeringar görs för att bygga ut dessa reserver genom att bygga infrastruktur och genomföra ytterligare produktionsborrningar. Slutresultatet är kommersiell produktion.
Cykeln för verksamheten uppströms (upstream), från förhandling av licenser, via insamlandet av seismik, prospekteringsborrningar, förberedelser av utyggnadsplan och genomförande och slutligen produktion kan ta många år. Därför söker vi öka vår exponering till samtliga delar av cykeln. Vår målsättning är att öka våra licenser, prospekteringsresurser, betingade resurser, reserver och produktion för att generera ökat aktieägarvärde.
Som ett internationellt bolag engagerat i prospektering och produktion av olja och naturgas strävar Lundin Petroleum efter att prospektera och producera olja och gas på ett ekonomiskt, samhälle ligt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för aktieägare, anställda och samarbets partners.
Lundin Petroleum använder samma normer i verksamheten över hela världen för att uppfylla både våra aff ärs mässiga, etiska och lokala krav. Lundin Petroleum strävar efter att ständigt förbättra sättet att arbeta på samt efter att handla i enlighet med god oljefältssed och som god medlem av samhället.
Lundin Petroleum följer följande strategi:
BNP (JUSTERAT)
Källa: Bloomberg
I början av 2009 var marknaderna fortfarande påverkade av kreditkrisen och det rådande osäkra investeringsklimatet. Regeringar försökte stötta de egna vacklande fi nanssystemen och återställa förtroendet genom räddningspaket för banker och investeringsfonder. Med tanke på krisens omfattning har återhämtningstakten varit förvånansvärt hög under andra halvåret 2009, med en konjunkturvändning i Asien och de fl esta europeiska länder på väg ut ur tekniska recessioner i slutet av året.
Brentpriset på råolja var i början av 2009 nere på 40 USD per fat, men återhämtade sig sedan till 75 USD per fat under slutet av året. Den kritiska faktorn som inverkade på vändningen av oljepriset var styrkan på världsekonomins återhämtning. Användandet av USA:s och Kinas statliga utgiftspolitik, särskilt i sektorn för tillverknings- och tung industri, ledde till en starkare än förväntad återhämtning under det tredje och fj ärde kvartalet.
När det gäller efterfrågan bidrog den ekonomiska återhämtningen till en högre efterfrågan än väntat från Nordamerika och Asien, och särskilt från Kina och Indien.
Historiskt har gaspriset haft en stark koppling till oljepriset, men förra året ökade gaspriserna inte lika mycket som oljepriserna på grund av fl era samverkande faktorer: stora fyndigheter av skiff ergas i USA, där gas kostar ungefär hälften så mycket som olja mätt i värmevärde, den kommande produktionsstarten för stora LNG-projekt samt minskad efterfrågan på grund av den globala ekonomiska nedgången.
Mot slutet av 2009 bidrog en kall början på vintern och osäkerhet kring de europeiska distributionskanalerna till en viss återhämtning av gaspriset.
Bland oljebolagen fi nns en fortsatt trend att minska investeringarna i marginalprojekt. De tekniskt okonventionella projekten har skjutits på framtiden eller avbrutits, och budgetarna har skurits ned över hela linjen. Oljebolagen har koncentrerat sig på kärnverksamheten, det vill säga konventionell olje- och gasutvinning, och investeringarna har skiftat från marginalområden till lönsammare lågkostnadsområden. På medellång sikt kommer de största bolagens minskade investeringar under 2009 troligen att innebära svårigheter att upprätthålla reserversättningsgraden eftersom krympande budgetar för investeringar i ökad produktionskapacitet och bristande utbyggnad av okonventionella projekt resulterar i begränsade reserver och produktionsnivåer.
Den ekonomiska återhämtningen ledde till att oljepriset steg till 75 USD per fat i slutet av året. När oljepriset under 2008 nådde 70 till 80 USD per fat var det många företag som investerade i alternativ energi och okonventionella projekt som kanadensisk oljesand eller skiff er, vilka då blev ekonomiskt utvinningsbara. Det är rimligt att anta att investeringarna i alternativa energikällor gradvis återupptas om oljepriserna ligger kvar på en hög nivå under nästa år.
Statistiken pekar på en väsentlig marknadsåterhämtning under andra halvåret 2009, med antal använda riggar närmande sig nivåer som före kreditkrisen, vilket är en bra indikation på att aktivitetsnivån i olje- och gasbranschen har stigit kraftigt.
Företagen har blivit försiktigare med sina fi nansiella resurser, vilket även avspeglats i utdelningarna, där vissa bolag inte gör någon utdelning för att hålla en så hög likviditetsnivå som möjligt. Vi räknar med att få se ett stort antal fusioner och konsolideringar under senare delen av 2010, med företag som förvärvar resurser för att bibehålla sunda reserversättnings- och produktionsnivåer.
Oljeprisökningen är särskilt viktig med tanke på de successivt stigande rörelsekostnaderna. När oljepriset sjönk var kostnadsminskningen marginell och därför var vinstmarginalerna fortfarande pressade.
Andra pressande faktorer är ändrade avtalsförhållanden, med användandet av serviceavtal i nya områden som exempelvis Irak, och regeringsåtgärder för att justera aktuella produktionsdelningskontrakt i syfte att ändra fördelningen mellan stat och oljebolag – vanligen till fördel för värdstaten.
Allt eftersom omfattningen av tillgängliga eller ekonomiskt lönsamma reserver krymper blir relationerna mellan privata oljebolag, statliga oljebolag och regeringar viktigare eftersom det är de som ger tillgång till dessa reserver – men det är också viktigt att notera att den ökande konkurrensen och bristen på tillgångar har ökat värdet på dessa reserver, och därmed värdet på branschen i sin helhet. Det gångna året har visat att olje- och gasbranschen inte är lika beroende av efterfrågan från västvärlden som tidigare. Efterfrågan från tillväxtmarknaderna har bidragit till att priserna nu är tillbaka på nästan samma nivå som före krisen. Framtida efterfrågeökning på marknader som Kina, och de åtgärder som vidtas för att öka tillgången, kommer att säkerställa branschens tillväxt under många år framöver.
I och med att västvärldens liberala banksystem kollapsade under 2009 fi ck snabbväxande ekonomier som Kina ett större infl ytande i världsekonomin. Kinas BNP-prognos ligger fortfarande på 9 procent för 2010 (Internationella valutafonden, IMF), vilket ger stöd åt dem som tror på en snabbare återhämtning i världsekonomin än förväntat.
Kreditneddragningarnas påverkan på Kina yttrade sig i en nedgång i exporten och de utländska investeringarna, vilket fi ck efterverkningar i form av arbetslöshet och långsammare tillväxt i de industrialiserade städerna. I slutet av 2009 visade statistiken för industriproduktionen på en kraftig vändning – med en ökning på 20 procent jämfört med föregående år, vilket skall ställas mot euroområdets minskning om 6 procent i december 2009.
Den snabba kinesiska återhämtningen kan förklaras av två faktorer. För det första är Kinas ekonomi- och bankstruktur mer konservativ, vilket gör att ekonomin är mindre utsatt för investeringar med subprime-risk. För det andra kunde Kina, medan de internationella marknaderna stagnerade, stimulera den inhemska tillväxten genom att använda det ekonomiska överskott som byggts upp under tidigare år till följd av den stora handelsobalansen – främst gentemot USA men också gentemot Europa. När krisen uppkom i slutet av 2008 och fortsatte in i 2009 hade den kinesiska staten ett ekonomiskt överskott som kunde användas för att förhindra en konjunkturnedgång.
Den kinesiska staten har under hela fi nanskrisen fortsatt att göra stora investeringar i infrastruktur och industri, och statistiken bekräftar att denna strategi har varit eff ektiv. Volymen på bankutlåningen i Kina steg med upp till 20 procent under 2009, att jämföra med en minskad utlåning i USA och euroområdet. Kombinationen av statliga investeringsmedel och bankutlåning resulterade i fortsatt BNP-tillväxt för Kina trots den fi nansiella krisen.
Ett av de mest illustrativa exemplen på detta är fordonsindustrin, där Kina under 2009, enligt Chinese Association of Automobile Manufacturers, övertog platsen som världens ledande fordonstillverkare från USA. Försäljningen steg till 13,8 miljoner bilar, en ökning med hela 46 procent. Detta kan jämföras med USAs fordonsindustri där försäljningen minskade med 2,8 miljoner bilar till 10,4 miljoner. Detta är ett exempel på en mer vittgående förändring och Kinas ekonomi förutspås gå om USA mätt i BNP inom bara tio år.
Det fi nns två scenarion för Kinas framtida tillväxt. Om regeringen väljer en mer balanserad hållning, genom en uppvärdering av den kinesiska valutan, remnimbin, kommer ökad import att ge utländska bolag möjlighet att få tillgång till landets betydande spartillgångar – men med en långsammare BNP-tillväxtnivå för Kina. Om situationen inte förändras kommer Kina ändå att erbjuda möjligheter för import av energi och råvaror, och export till den fortsatt konsumentbaserade västvärlden. Det är uppenbart att Kina inom en överskådlig framtid kommer att vara en av de viktigaste krafterna för förändring och tillväxt i världsekonomin.
ALEXANDRE SCHNEITER VICE VD OCH COO
256MMboe*
netto Lundin Petroleum per den 1 januari 2010.
* Till följd av avknoppning en av den brittiska verksamheten kommer Lundin Petroleums reserver att vara 177 MMboe
361% reserversättningsgrad
med ackumulerad produktion: 76,3 MMboe från 2003 till 2009.
Lundin Petroleum beräknar, reserver och resurser enligt 2007 års Petroleum Resource Management System (PRMS) riktlinjer från Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Lundin Petroleums reserver är certifi erade av Gaff ney, Cline and Associates (GCA), ett oberoende certifi eringsföretag. Reserver defi nieras som den mängd petroleum som förväntas vara kommersiellt utvinningsbar från kända ansamlingar från en viss tidpunkt 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.
Reserver
Per den 1 januari 2010 har Lundin Petroleum 255,9 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) av bevisade och sannolika olje- och gasreserver (2P). Detta är en ökning med 26 procent jämfört med förra året med hänsyn tagen till 2009 års produktion om 13,9 MMboe. Reserversättningsgraden, vilken beräknas genom att dividera ökningen av reserverna under 2009 med 2009 års produktion, är 398 procent. Av 2P-reserverna om 255,9 MMboe utgör 85,5 procent oljereserver. Av de totala 2P-reserverna är 95 procent belägna i länder med skatte- och royaltysystem, varför Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver som licensandelar i fat oljeekvivalenter.
För andra året i rad har Lundin Petroleums reserver ökat med 26 procent och bolagets reserversättningsgrad är närmare 400 procent. Med andra ord har varje producerat fat under 2009, precis som under 2008, ersatts med nästan 4 nya fat av 2P-reserver, vilket har skapat en stark reservbas för framtida produktionstillväxt. Sedan januari 2003 har Lundin Petroleum utökat sina reserver från 56,8 MMboe till 255,9 MMboe, med en ackumulerad reserversättningsgrad om 361 procent inklusive förvärv.
I Norge ökade Lundin Petroleums reserver med 85 procent till 120,9 MMboe, främst som ett resultat av att betingade resurser hänförliga till Lunofyndigheten fl yttats till 2P-reserver efter goda resultat av den första utvärderingsborrningen i början av 2009. Vidare är ett tillstånd för utbyggnad av Pi-projektet, som drivs av British Gas, nära förestående och har därför fl yttats från betingade resurser till reserver. Det bör noteras att det positiva resultatet av den andra utvärderingsborrningen i slutet av 2009 inte ingår i den senaste reservstatistiken per 1 januari 2010.
I Ryssland ledde försäljningen av Ashirovskoyefältet i Orenburgregionen och Kaspiskoyefältet i Kalmykia under 2009 till en reservminskning med 3,0 MMboe. Minskningen uppvägdes dock till fullo av en ökning av reserverna i våra tillgångar i Komi-republiken, främst till följd av bättre reservoarutveckling än förväntat.
Bevisade reserver är reserver som kan uppskattas, genom analys av geologisk- och ingenjörsdata, vara med skälig tillförlitlighet kommersiellt utvinningsbara från ett givet datum, från kända reservoarer samt under rådande ekonomiska läge, existerande produktionsmetoder samt nuvarande regeringsbestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Skulle deterministiska metoder tillämpas skulle termen tillförlitlighet anses uttrycka en hög grad av tillit att dessa kvantiteter kan utvinnas. Skulle sannolikshetslära tillämpas skulle det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är minst lika med de uppskattningar som gjorts.
Sannolika reserver är icke bevisade reserver som genom analys av geologisk- samt ingenjörs 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.
Förutom certifi erade reserver har Lundin Petroleum ett antal olje- och gasfyndigheter som klassifi ceras som betingade resurser.
Lundin Petroleum hade per den 1 januari 2010, baserat på interna uppskattningar, cirka 285 MMboe betingade resurser. Detta är marginellt lägre jämfört med innehavet den 1 januari 2009 om 294 MMboe. Omvandlingen av betingade resurser i Luno- och Pi-projekten till 2P-reserver har delvis uppvägts av en ökning av betingade resurser på Morskayafältet i Ryssland, fyndigheten Marihøne A och förvärvet av Krabbefältet i Norge.
Tidigare har de betingade resurserna, netto, i Morskaya redovisats med antagande att Lundin Petroleums andel var 50 procent eftersom Gazprom förväntades utnyttja sin köpoption på Morskaya. När denna option förverkades under 2009 köpte Lundin Petroleum ut minoritetsägarna och sålde därefter 30 procent av sin licensandel till Gunvor Cyprus Ltd, vilket ger en nettoandel om 70 procent. Detta har lett till en nettoökning av betingade resurser med 163 MMboe.
Lundin Petroleum har ett aktivt arbetsprogram för att omvandla betingade resurser till reserver. Konceptuella utbyggnadsstudier för Krabbefältet har påbörjats i syfte att ha en utbyggnadsplan färdig under 2011. På Broomfältet i Storbritannien kommer en utvärderingsborrning att genomföras i nyligen påträff ade förkastningsblock i nordvästra delen av fältet.
Lundin Petroleum har en stor portfölj av prospekteringslicenser. Per den 1 januari 2010, och baserat på interna uppskattningar, kan dessa licenser innehålla cirka 1,7 miljarder boe av obekräftade prospekteringsbara resurser netto till Lundin Petroleum. Av dessa resurser är runt 61 procent belägna i Norge och 24 procent i Sydostasien.
Under 2010 planerar Lundin Petroleum att genomföra (som operatör och som icke operatör) 11 prospekteringsborrningar omfattande totalt 332 MMboe obekräftade prospekteringsbara resurser, netto. Åtta av dessa prospekteringsborrningar fi nns i Norge, två i Vietnam och en i Kongo Brazzaville.
netto Lundin Petroleum per den 1 januari 2010.
* Till följd av avknoppningen av den brittiska verksamheten kommer Lundin Petroleums betingade resurser att vara 231 MMboe.
* Till följd av avknoppningen av den brittiska verksamheten kommer Lundin Petroleums prospekteringsbara resurser att vara 1 656 MMboe.
Enligt SPE/WPC räknas de till betingade resurser. Betingade resurser avser den uppskattade mängden petroleum, vid en viss tidpunkt, som eventuellt kan utvinnas från kända ansamlingar, men som under rådande omständigheter inte är kommersiellt utvinningsbara. Vidare måste en tillförlitlig utbyggnadsstrategi utarbetas för att tillåta betingade resurser att kategoriseras som reserver.
Enligt SPE/WPCs defi nitioner klassifi ceras dessa som prospekteringsbara resurser. Prospekteringsbara resurser avser uppskattad mängd petroleum, vid en viss tidpunkt, som eventuellt kan komma att utvinnas från ännu inte identifi erade ansamlingar.
Eftersom Lundin Petroleum är verksamt både inom prospektering och produktion är målsättningen att kontinuerligt expandera verksamheten genom att identifi era prospekteringsmöjligheter, omdefi niera dessa till borrbara strrukturer och därmed utöka de prospekteringsbara resurserna. Framgångsrika prospekteringsfyndigheter till följd av genomförda borrningar resulterar i att prospekteringsbara resurser övergår i betingade resurser. När sedan en utbyggnadsstrategi utarbetats och fyndigheterna visat sig kommersiellt utvinningsbara omklassifi ceras betingade resurser till reserver.
38 200boepd
Produktion 2009 – 20% högre än 2008 års produktion.
boepd förväntad produktion för 2010.
* Till följd av avknoppningen av den brittiska verksamheten är Lundin Petroleums förväntade produktion för 2010, 29 000 – 33 000 boepd.
Lundin Petroleum producerade totalt 13,9 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) under 2009 från fälten i Norge, Frankrike, Nederländerna, Storbritannien, Ryssland, Tunisien och Indonesien. Produktionen för 2009 var 20 procent högre än 2008 då produktionen uppgick till 11,6 MMboe.
Den främsta förklaringen till ökningen är att Alvheimfältet i Norge bidragit med ett helt års produktion under 2009 efter att det togs i produktion i slutet av juni 2008. Alvheimfältet har producerat mer än förväntat sedan produktionsstarten, med ett genomsnitt av 13 800 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) under 2009. Ett pågående utbyggnadsprogram på Alvheimfältet kommer att öka produktionen ytterligare och fas 2 av borrningsprogrammet startar under 2010.
Under 2010 startar produktion på Volundfältet, söder om Alvheimfältet, och bidrar till ökad produktion från koncernen.
Lundin Petroleum hade en total försäljning om 13,9 MMboe till ett uppnått, genomsnittligt oljepris på 57,16 USD per fat oljeekvivalenter (boe) 2009. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för 2009 var 61,67 USD per fat.
Oljan som produceras i Ryssland, motsvarande 14 procent av Lundin Petroleums totala produktion, säljs antingen på den ryska inhemska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen 2009 gick 40 procent till den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 57,23 USD per fat och återstående 60 procent till den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 24,67 USD.
Antalet producerade fat i en period kan skilja sig från antalet sålda fat av en rad olika anledningar. Tidsskillnader kan uppstå på grund av lagerhållning, lager och volymer i pipeline. Flera av Lundin Petroleums fält producerar olja till lagringstankar på ett produktions-, lagerhållnings- och avlastningsfartyg (FPSO), som till exempel från Oudnafältet i Tunisien, Alvheim-/Volundfälten i Norge och TBA-fältet i Indonesien, eller till lagringstankar på land, som till exempel från Aquitainebassängen i Frankrike. Dessa lagringstankar töms med jämna mellanrum beroende på produktionsvolymen och det är först vid denna tidpunkt som försäljningen av denna råolja redovisas i resultaträkningen. Detta kan ibland leda till skillnader mellan vad som rapporteras som producerad råoljevolym och såld råoljevolym. Över tid kommer emellertid dessa skillnader mellan rapporterade produktions- och försäljningsvolymer att jämnas ut.
I vissa länder måste en del av produktionsvolymen tilldelas värdlandet i form av skatt och/eller royaltybetalning i sak, vilket resulterar i lägre försäljningsvolymer än produktionsvolymer. Produktion från Lundin Petroleums indonesiska fält och från Oudnafältet i Tunisien berörs av sådana betalningar "i sak".
Lundin Petroleums produktionsprognos för 2010 ligger i intervallet 38 000 till 44 000 boepd. Efter avknoppningen av tillgångarna i Storbritannien till EnQuest plc, kommer Lundin Petroleums produktionsprognos för 2010 att ligga i intervallet 29 000 till 33 000 boepd.
| NORGE – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 120,9 | 70,5 |
| Betingade resurser (MMboe) | 44,62 | 97,4 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 13,9 | 6,5 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 2 445,8 | 1 446,9 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 60,48 | 90,45 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 4,71 | 8,48 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 56,58 | 113,601 |
1 Inkluderar skatteåterbäring 2 Exkluderar fyndigheterna Ragnarrock och Luno South
Norge förblir ett av de viktigaste verksamhetsområdena för Lundin Petroleum efter avknoppningen av de brittiska tillgångarna till EnQuest. Den existerande portföljen av licenser innefattar hela spektrat av prospektering/utvärderings-, utbyggnads- och producerande tillgångar.
Alvheimfältet (licensandel (l.a) 15%) producerade under 2009 i genomsnitt 92 000 boepd. Utvinningsbara bruttoreserver har ökat till 246 MMboe. Fas 1 av Alvheimprojektet har med framgång slutförts och fas 2, vilken innefattar ytterligare tre multilaterala borrningar, förväntas vara genomförd 2011. Det fi nns ytterligare potential i det större Alvheimområdet från existerande fyndigheter och från prospektering.
Volundfältet (l.a 35%) är beläget söder om Alvheim och kommer att kopplas till Alvheims FPSO (fl ytande produktions- lagringsoch avlastningsfartyg). Förväntad produktionsstart av fältet är mitten av 2010 med förväntad platåproduktion, brutto, på cirka 25 000 boepd.
Prospekteringsborrningen Luno i licensen PL338 (l.a 50%) med Lundin Petroleum som operatör, genomfördes med framgång och resulterade i en fyndighet i slutet av 2007. Den första utvärderingsborrningen, som var klar i början av 2009, bekräftade förlängningen av Lunofältet mot nordost. De certifi erade bevisade och sannolika reserverna är 95 MMboe med en återvinningsfaktor på 26 procent. En andra utvärderingsborrning genomfördes i början av 2010, vilken bekräftade en 50 meter oljekolumn med utmärkta reservoaregenskaper. Konceptuella utbyggnadsstudier bedrivs på Lunofältet för att kunna besluta om ett utbyggnadskoncept i slutet av 2010. Inlämning av en utbyggnadsplan beräknas ske under 2011. Under 2009 upptäcktes ytterligare en fyndighet i södra delen av Lunofältet. Fyndigheten gjordes i en reservoar med sprucken berggrund och är eventuellt förenad med stora volymer olja, men kommer att kräva ytterligare undersökningar för att bedöma resursens potential och kommersiella möjligheter.
Lundin Petroleum har en betydande prospekteringsareal i det större Lunoområdet som omfattar licenserna PL359 (l.a 40%), PL409 (l.a 70%), PL410 (l.a 70%) och PL501 (l.a 40%)
Under 2009 förvärvade Lundin Petroleum 10 procent i PL265 som omfattar olje- och gasfyndigheten Ragnarrock i närheten av Lunofältet.
Lundin Petroleum har också ett antal fyndigheter som troligtvis kan utvecklas som återkopplingar under havsytan till existerande produktionsanläggningar belägna off shore, under de kommande åren. Dessa är Pi (PL292), Nemo (PL148), Peik (PL088) och Krabbe (PL301) med totalt antal utvinningsbara reserver om 35 MMboe.
Lundin Petroleum har ett aktivt prospekteringsprogram för 2010 med åtta borrningar i Norge. Den obekräftade resursexponeringen, netto, är cirka 300 MMboe.
» Produktionsstart första halvåret 2010
PL203 (l.a. 15%)
De franska fälten består av tillgångar som har varit i produktion under många år. I Paris Basin (l.a. 43,3–100%) och Aquitaine Basin (l.a. 50%) pågår kostnadseff ektiva borrningar och underhållsaktiviteter för att bibehålla produktionsnivåerna. Framgångsrik vatteninjiceringsteknik, så kallad kall vattensfraktion, har förbättrat resultatet för ett antal fält i Paris Basin vilket har resulterat i ökad produktion och reserver.
Anläggningar och infrastruktur är på plats med outnyttjad kapacitet som möjliggör en snabb utbyggnad av nya reserver. De franska tillgångarna ger låga avskrivningar och genererar långsiktig förväntad produktion för Lundin Petroleum.
Ytterligare prospekteringsmöjligheter och utvinning av beting ade resurser utforskas för att öka den franska produktionen.
| FRANKRIKE – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 21,9 | 26,4 |
| Betingade resurser (MMboe) | 9,6 | 9,9 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 3,4 | 3,8 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 604,9 | 819,0 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 60,94 | 92,63 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 14,97 | 13,75 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 35,07 | 48,97 |
Nederländerna är en mogen gasprovins som förser Lundin Petroleum med stabil, långsiktig produktion från fält onshore och off shore. Produktionen genereras från licensandelar där bolaget inte är operatör. Även om fl ertalet producerande fält är så kallade mogna fält utvärderas ytterligare borrningar och utbyggnadsmöjligheter aktivt.
Den producerade gasen säljs till Gasterra under ett långsiktigt avtal i enlighet med den holländska statens "small gas fi eld policy".
| NEDERLÄNDERNA – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 3,4 | 4,3 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 2,1 | 2,3 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 301,6 | 398,2 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 50,49 | 70,90 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 12,28 | 11,43 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 30,48 | 44,71 |
Lundin Petroleum har en prospekteringslicens där bolaget inte är operatör, off shore Irland, i Slyne Basin (Inishmorelicensen 50%). En ansökan om licensförlängning beviljades för Slyne Basin-licensen 04/06, där arbetet fortsätter inför planerad insamling av 3D-seismik som ska öka förståelsen för den kartlagda strukturen.
Den 6 april 2010 off entliggjorde Lundin Petroleum slutförandet av transaktionen att knoppa av den brittiska verksamheten till ett nybildat bolag med namnet EnQuest plc. EnQuest har förvärvat de brittiska olje- och gasproducerande, utbyggnads- och prospekteringstillgångarna och verksamheterna av både Lundin Petroleum och Petrofac Limited, ett bolag noterat på Londonbörsen.
Lundin Petroleum har erhållit femtiofem procent av de utestående aktierna i EnQuest vilka har delats ut till Lundin Petroleums aktieägare. EnQuest är noterat både på Londonbörsen och NASDAQ OMX Stockholm.
EnQuest kommer att bli ett oberoende olje- och gasproduktionsoch utbyggnadsbolag vars initiala verksamhet kommer att vara inriktad på den brittiska kontinentalsockeln (UKCS). EnQuest har som målsättning att leverera betydande tillväxt i aktieägarvärde genom att fokusera på utvinning av dess existerande reserver, kommersialisering och utbyggnad av fyndigheter, konvertering av dess betydande betingade resurser till reserver samt att genomföra selektiva förvärv.
Med en portfölj av producerande tillgångar, utbyggnads-, utvärderings- och prospekteringsmöjligheter, stark kassafl ödesgenerering och en meriterad ledning och personal med gedigen erfarenhet av utbyggnad och drift, är EnQuest övertygat om att det har en bra bas för att öka sin produktion och sina reserver samt för att utnyttja de befi ntliga möjligheterna på UKCS.
EnQuests tillgångsportfölj kommer främst att bestå av producerande tillgångar och utbyggnadsmöjligheter kombinerat med utvärderings- och prospekteringsmöjligheter, alla belägna på UKCS.
EnQuests produktionstillgångar kommer att omfatta licensandelar i sex produktionsfält: Broom, Heather, Thistle, Deveron, West Don och Don Southwest. EnQuest kommer att ha andelar i 16 produktionslicenser som täcker 26 block eller delblock i UKCS, varav 15 licenser drivs av EnQuest. EnQuests licensandelar skapar ett lager av potentiella utbyggnader, fyndigheter och potentiella strukturer som främst är belägna nära EnQuests andelar i existerande infrastruktur.
Baserat på Lundin Petroleums och Petrofacs produktion för 2009, skulle EnQuests genomsnittliga dagliga licensandelsproduktion för året som avslutades den 31 december 2009 uppgå till ungefär 13 620 boepd. Gaff ney, Cline & Associates (GCA) har certifi erat att EnQuest, per den 1 januari 2010, har totalt 80,5 MMboe netto, av 2P olje- och NGL reserver. Per den 1 januari 2010 har GCA även certifi erat betingade resurser, netto, för olja och gas för enskilda tillgångar. Summan av obekräftade betingade oljeresurser (2C) är 67,5 MMbbl och av betingade gasresurser (2C) är 30,6 Bcf 1 . Dessutom har EnQuest identifi erat ytterligare fem potentiella prospekteringsstrukturer och samtliga har genomgått oberoende granskning av GCA.
| STORBRITANNIEN– NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 78,8 | 82,1 |
| Betingade resurser (MMboe) | 54,3 | 56,3 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 10,2 | 10,2 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 1 783,7 | 2 280,8 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 62,83 | 96,41 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 34,54 | 42,19 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 23,36 | 48,77 |
GCA varnar för att det kan fi nnas en betydande risk att ansamlingar som innehåller betingade resurser inte kommer att nå kommersiell produktion och att det är olämpigt att aggregera betingade resurser
| RYSSLAND – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 16,9 | 18,6 |
| Betingade resurser (MMboe) | 163,3 | 115,0 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 4,8 | 5,0 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 567,5 | 816,3 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 37,64 | 62,85 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 8,59 | 8,52 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 7,23 | 9,82 |
Ryssland är ett av Lundin Petroleums kärnområden med huvudfokus på Laganskyblocket i Kaspiska havet där Lundin Petroleum har en licensandel på 70 procent (l.a. 70%).
Laganskyblocket är 2 000 km2 stort och beläget i norra Kaspiska havet där några av världens största olje- och gasansamlingar fi nns. Fyndigheten Morskaya upptäcktes 2008 och innehåller olja av god kvalitet, och vars betingade reserver uppskattas till 227 MMboe.
En utvärderingsborrning av Morskayafältet kommer troligtvis att genomföras under 2011.
Genom ett nytt, pågående program har 3D-seismik insamlats på 150 km2 och seismik från ytterligare 75km2 kommer att samlas in under 2010. Bearbetning pågår för att få en bättre förståelse av den resterande potentialen i blocket. Ett fl ertal strukturer har påträff ats och resurspotentialen utvärderas för närvarande. Ytterligare en prospekteringsborrning kommer att genomföras som en del av arbetsåtagandet under 2011.
Lundin Petroleum har en licensandel om 50 procent i tre producerande fält i Komiblocket. Produktionen kommer från devoniska karbonreservoarer. Utbyggnadsborrningar har med framgång ökat bruttoproduktionen till cirka 9 000 boepd och kommer att fortsätta under 2010. Olja exporteras via det närliggande pipelinesystemet Transneft och cirka 60–65 procent säljs inom landet.
| INDONESIEN – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 13,7 | 15,2 |
| Betingade resurser (MMboe) | 4,3 | 4,5 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 2,4 | 2,3 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 281,4 | 293,7 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 60,58 | 92,92 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 22,78 | 20,77 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 13,51 | 13,76 |
Produktionen i Indonesien genereras från tillgångar där Lundin Petroleum inte är operatör i Salawati Island och Salawati Basin-området på Papua. Ett prospekteringsprogram bedrivs i dessa licenser för att bibehålla produktionsnivåerna.
Gasfyndigheten Singa i Lematangblocket i södra Sumatra är under utbyggnad med förväntad produktionsstart under 2010. Ett avtal om gasförsäljning, som kommer att förse kunder på västra Java med gas, har undertecknats. Lundin Petroleum har en licensandel om 25,88 procent i Lematangblocket.
Det fi nns fyra prospekteringslicenser i bevisade petroleumsystem. Insamling av 2D- och 3D-seismik pågår och prospekteringsborrning planeras starta under 2011.
Lundin Petroleum har en licensandel om 33,33 procent i Block 06/94 i Nam Con Son Basin, off shore södra Vietnam. Det fi nns ett antal olje- och gasfyndigheter i bassängen och blocket innehåller ett antal betydande strukturer.
Under 2010 kommer två prospekteringsborrningar att genomföras i blocket.
Lundin Petroleum har tecknat produktionsdelningskontrakt (PSC) för blocken PM308A (l.a. 35%), PM308B (l.a. 75%) och SB303 (l.a. 75%). Insamling av 3D-seismik har genomförts i samtliga block och bearbetas för närvarande. Prospekteringsborrning förväntas starta 2011.
Lundin Petroleum har en licensandel om 18,75 procent i Block Marine XI och 21,55 procent i det angränsande Block Marine XIV, off shore Kongo (Brazzaville). Tidigare utförd prospektering i Block Marine XI har resulterat i fyra små oljefyndigheter. Samtliga fyndigheter är belägna i närheten av befi ntlig infrastruktur och på grunt vatten.
Prospekteringsborrningen Liyeke Marine-1 i Block Marine Xl genomfördes under 2009 och en oljekolumn med tung olja påträff ades. En utvärderingsborrning i Viodofyndigheten resulterade i ytterligare en oljefyndighet. Borrningsresultaten utvärderas för närvarande för att undersöka Viodofältets utbyggnadspotential.
I Block Marine XlV slutfördes insamling av 3D-seismik under 2009 och prospekteringsborrning kommer att inledas under 2010.
| KONGO (BRAZZAVILLE) – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Betingade resurser (MMboe) | 1,4 | 3,2 |
Oudnafältet (l.a. 40%) sattes i produktion i november 2006. Fältet producerar vid relativt stabila nivåer om cirka 3 000 bopd, brutto, trots det faktum att produktionen befi nner sig i ett sent skede med hög vattengenomträngning. Oudnafältet innefattar en producerande borrning och en vatteninjiceringsborrning, båda kopplade till Ikdam FPSO. Reservoartrycket hålls uppe genom vatteninjicering och artifi ciell lyft som fås genom en oljedriven jetpump.
Ikdam FPSO:n ägs av Ikdam Production S.A. vars aktieägare är Lundin Petroleum (40%), Teekay-Petrojarl Production AS (40%) och Gezina AS (20%).
| TUNISIEN – NYCKELTAL | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 0,3 | 0,4 |
| Betingade resurser (MMboe) | 7,9 | 7,9 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 1,4 | 1,6 |
| Omsättning, netto (MSEK) | 194,1 | 335,2 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 54,72 | 116,22 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 26,83 | 22,42 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 13,33 | 63,45 |
Skydda och bevara miljön
Ha kontakt med alla våra intressenter
Uppförandekoden, samt andra dokument som nämns i detta avsnitt, fi nns på bolagets webbplats www.lundin-petroleum.com under ANSVAR.
Syftet med företagets samhällsansvar (Corporate Responsibility, CR) är att ha erforderliga system, rutiner och projekt för att säkerställa att Lundin Petroleums verksamheter utförs i enlighet med god oljefältssed, skydda personalens och underleverantörernas integritet och miljön samt att bidra till den socioekonomiska utvecklingen i de länder där företaget är verksamt.
Under 2009 avvecklade Lundin Petroleum sina östafrikanska tillgångar för att fokusera på tre strategiska områden – Europa, Ryssland och Sydostasien. Aff ärsmodellen omarbetades samtidigt ur ett CR-perspektiv som en anpassning till denna nya verksamhetsfas.
Som en del i denna process har Lundin Petroleum förstärkt sitt ramverk för bolagets samhällsansvar genom revidering av vissa dokument och introduktion av några nya.
Uppförandekoden representerar själva kärnan i Lundin Petroleums åtagande att bedriva ett ansvarsfullt företagande, eftersom den innehåller bolagets vision för ansvarsfullt företagande, de värderingar och principer som styr bolaget samt de skyldigheter bolaget har gentemot sina viktigaste intressenter: aktieägare, personal, värdländer, värdsamhällen och miljö.
Koden har inte ändrats sedan den antogs 2001 eftersom den fortfarande avspeglar styrelsens, ledningens och personalens värderingar. Koden genomgår en årlig översyn som presenteras för styrelsen.
De viktigaste principerna för bolagets samhällsansvar är:
Policy för hälsa och säkerhet, som anger att kontrollen och hanteringen av hälso- och säkerhetsfrågor skall ha minst lika stor vikt när de vägs mot operativa och kommersiella överväganden.
Miljöpolicy, som betonar vikten av miljövård och behovet av att minimera eff ekterna av förorening inom ramen för verksamheten.
Policy för samhälleliga relationer, i vilken framhålls att Lundin Petroleum ska bedriva verksamhet på ett sätt som är förenligt med närliggande samhällens välfärd.
Dessa principer har också förblivit oförändrade eftersom de fortfarande representerar Lundin Petroleums höga ambitionsnivå när det gäller HSE-frågor (Hälsa, säkerhet och miljö) och samhällsansvar.
"Green Book", som är Lundin Petroleums ledningssystem för HSE-frågor (Hälsa, säkerhet och miljö), innehåller anvisningar för en systematisk och omfattande integration av HSE-frågor i ledningen av bolagets världsomspännande verksamhet. Bolaget siktar på att uppnå ständiga förbättringar inom HSE-området, via en process med god ledning, som innefattar planering, införande, övervakning och granskning, enligt beskrivningen. "Green Book" reviderades 2009 för att understryka att HSE omfattar både arbetsskydd och säkerhet, och att säkerhetsfrågor måste hanteras i varje led i den ovan beskrivna processen.
I uppförandekoden och riktlinjerna siktar Lundin Petroleum på att bli ledande inom HSE. Detta kommer till uttryck i de högt ställda HSE-mål som skall tillämpas vid bolagets samtliga verksamheter över hela världen:
För att stödja verksamheterna i arbetet mot dessa högt ställda mål har Lundin Petroleum i samarbete med HSE-representanter vid två av de största tillgångarna, nämligen Norge och Storbritannien, lagt till följande åtgärder för vart och ett av HSE-områdena:
Andra vägar att uppnå dessa HSE-mål är att ha anpassade rutiner, på alla nivåer i organisationen, som speglar HSE-åtaganden och högsta möjliga branschstandard.
Syftet med Lundin Petroleums övergripande HSE-plan är att ha en systematisk modell för HSE-ledning, att öka HSE-medvetenheten bland personalen och att engagera dem i planerade aktiviteter, att främja en sund HSE-kultur på koncernledningsnivå samt främja bolagets övergripande HSE-mål.
Planen upprättas en gång per år med anpassning till typ och omfattning på de aktiviteter som planeras i hela koncernen.
Det fi nns både övergripande och operativa rutiner för verksamheten.
De övergripande rutinerna syftar till att säkerställa att verksamheten bedrivs på ett säkert och respektfullt sätt. För att förtydliga de övergripande HSE-kraven på verksamheterna har Lundin Petroleum under 2009 gett ut ledningssystemsanvisningar för HSE (HSE MSR), som ger vägledning om de specifi ka kraven på verksamheterna beskrivna i "Green Book". Ett HSE MSR-formulär för självutvärdering har tagits fram och skulle fyllas i av verksamheterna under 2009 för att bekräfta i vilken mån de efterlever HSE MSR. Under 2010 kommer självutvärderingen att användas av koncernledningen för att granska HSE-praxis vid tillgångar där bolaget är operatör. Lundin Petroleums övergripande rapporteringsanvisningar för HSE har också ändrats för att överensstämma med arbetsmiljöstandarden OSHA 1904. Med både ledande och släpande indikatorer kommer de nya HSE-rapporterna så småningom att göra det möjligt för bolaget att genomföra uppföljnings- och trendanalyser av koncernens utveckling på HSE-området.
Koncernen har även rutiner för att säkerställa kontinuitet i verksamheten i händelse av ett problem i den operativa delen eller övriga verksamheten. Lundin Petroleum reviderade sina beredskapssystem under 2009 för att förbättra kommunikationen mellan ledning och verksamhet i nödsituationer.
Rutiner som rör den operativa verksamheten täcker hela spektrumet, från förstudier (avseende miljö, säkerhet, risker osv.) till arbetstillstånd, oljeutsläpp, beredskapsåtgärder samt HSE- och kontinuitetsplaner. Samtliga rutiner prövas och verifi eras löpande genom övningar samt intern och extern granskning och/eller granskningar av tillsynsmyndigheter.
Ett formellt HSE-nätverk har bildats för att samla de HSE-ansvariga och/eller administrativa cheferna i de olika verksamheterna runt om i världen. Ett speciellt webbforum har inrättats där alla ovan nämnda dokument rörande ramverket för bolagets samhällsansvar har samlats tillsammans med verksamhetsspecifi k dokumentation. Varannan månad hålls en HSE-telefonkonferens för hela koncernen för att följa upp HSE-nyckeltalen och andra relevanta HSE-frågor.
Lundin Petroleum har också inrättat en övergripande HSE-kommitté som skall införliva HSE i aff ärsprocesserna. I kommittén ingår direktören för den operativa verksamheten, direktören för Corporate Responsibility, koncernens borrningschef och koncernens HR-chef. Kommitténs uppgift är att bedöma HSE-konsekvenserna av (planerade) verksamheter samt att löpande följa upp nyckeltalen. Även om kommitténs möten är schemalagda till varannan månad kan kommittén sammankallas om det uppstår problem.
Med början från tredje kvartalet 2009 hålls ett HSE-ledningsmöte varje kvartal med bolagets COO som ordförande. Vid mötet samlas högsta ledningen och medlemmar i HSE-kommittén för att diskutera framstegen i HSE-arbetet visavi HSE-planen, granska HSE-resultatet för koncernen och HSE-konsekvenserna av planerade operativa verksamheter.
Hur eff ektivt ramverket för ansvarsfullt företagande är framgår av bolagets resultat på olika områden, de problem det har mött i koncernen och hur dessa har hanterats.
Genom systematisk och konsekvent uppföljning och rapportering av nyckeltal för HSE kan bolaget hantera dessa frågor och identifi era områden som kräver ökad uppmärksamhet. Som en del i uppföljningen av HSE-ledningssystemet 2009 introducerade Lundin Petroleum nya anvisningar för månadsrapporteringen. Syftet med dessa anvisningar är att standardisera informationen som följs upp och rapporteras från de tillgångar där bolaget är operatör, och, ännu viktigare, att få en ökad förståelse för HSE-arbetet inom hela koncernen. Sedan 2004 har Lundin Petroleum följt antalet dödsolyckor, förlorad arbetstid på grund av incidenter (LTI) och oljeutsläpp (mer än 1 fat) i de tillgångar som bolaget är operatör för. År 2005 infördes rapportering av frekvensen för LTI (LTIR, per 200 000 arbetstimmar). Under 2009 introducerades två nya nyckeltal: begränsade arbetsincidenter (Restricted Work Incidents, RWI) och incidenter som kräver sjukvård (Medical Treatment Incidents, MTI). Dessa två nyckeltal ger bolaget möjlighet att följa upp Total frekvens för rapporterbara incidenter (Total Recordable Incident Rate, TRIR).
Andra nyckeltal som rapporteras sedan 2009 är kemikalieutsläpp som, tillsammans med oljeutsläppsstatistik, gör att bolaget kan utvärdera sin påverkan på miljön, samt kolväteläckor, vilka anger antalet tillfällen det skett ett oplanerat utsläpp som inte gick ut i mark eller hav.
I enlighet med ett styrelsebeslut skall Lundin Petroleum ansluta sig till Förenta Nationernas Global Compact (UNGC) under våren 2010.
UNCG startades år 2000 på initiativ av dåvarande generalsekreteraren i FN, Kofi Annan, och har blivit världens största initiativ för företagsansvar och hållbar utveckling med över sex tusen deltagare från privata och off entliga sektorn, och det civila samhället. Det är ett frivilligt initiativ som verkar för att företag runt om i världen skall anta hållbara och socialt ansvarstagande riktlinjer, samt redogöra för deras implementering. Enligt Global Compact ska företagen åta sig att införliva, stödja och efterleva, inom sin infl ytandesfär, viktiga värden som mänskliga rättigheter, arbetsrätt, miljöskydd och bekämpning av korruption.
I samband med UNCG-anslutningen förbinder sig Lundin Petroleum att: » Införliva principerna i sin aff ärsstrategi, dagliga verksamhet och
För mer information om UNGC, se www.unglobalcompact.org.
Utöver några av de ovan nämnda släpande indikatorerna följer Lundin Petroleum numera även upp ledande indikatorer såsom Nära tillbud med hög potential (NMHP) för att identifi era potentiella problem som bolaget behöver bli medvetet om för att kunna vidta åtgärder. Det går inte att avläsa någon tydlig trend från NMHP år 2009, men indikatorn kommer att granskas noggrant under 2010 utifrån denna målsättning. Andra ledande indikatorer är större problemområden eller problem med tillstånd som verksamheterna har identifi erat.
Slutligen har Lundin Petroleum också infört krav på årliga utsläppsrapporter från producerande tillgångar (CO2, NOx, SOx, CO, N2O, CH4, nmVOC). 2009 blir basår för Lundin Petroleum och kommer att användas för jämförelser under 2010, och så småningom för att fastställa mål för utsläppsminskningen.
| HSE INDIKATORER | ||
|---|---|---|
| Medarbetare | 905 166 | |
| Exponeringstimmar | Underleverantörer | 3 454 980 |
| Dödsolyckor | Medarbetare | 0 |
| Underleverantörer | 0 | |
| Incidenter med förlorad arbetstid som följd | Medarbetare | 2 |
| Underleverantörer | 1 | |
| Begränsade arbetsincidenter | Medarbetare | 1 |
| Underleverantörer | 0 | |
| Incidenter med sjukvård som följd | Medarbetare | 2 |
| Underleverantörer | 7 | |
| Frekvens incidenter med | Medarbetare | 0,44 |
| förlorad arbetstid | Underleverantörer | 0,06 |
| Total frekvens för rapporterbara incidenter | Medarbetare | 1,10 |
| Underleverantörer | 0,46 | |
| Oljeutsläpp | Antal | 1 |
| Vol. (m3 ) |
40 | |
| Kemikalieutsläpp | No. | 2 |
| Vol. (m3 ) |
129,775 | |
| Kolväteläckor | Antal | 1 |
| Massa (kg) | 4 | |
| Nära tillbud med hög potential | Antal | 24 |
| Överträdelse av tillstånd | Antal | 19 |
Förlorad arbetstid (LTI) är en incident vilken resulterar i att en person har åtminstone en förlorad arbetsdag.
Begränsad arbetstid (RWI) är en incident vilken resulterar i att en person begränsas från att utföra
en eller fl era rutinuppgifter.
Medicinsk behandling (MTI) är arbetsrelaterad skada eller sjukdom som inte resulterar i
arbetsbegränsning eller förlorad arbetstid.
Det inträff ade inga dödsolyckor inom koncernen, vare sig avseende tillgångar där bolaget är operatör eller andra tillgångar. Det inträff ade två incidenter med förlorad arbetstid som följd (LTI) där Lundin Petroleums personal var inblandad och en LTI hos en underleverantör. För Lundin Petroleum innebar det en total frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd (LTIR) för de tillgångar där bolaget var operatör under 2009 på 0,138 (totalt för personal och underleverantörer). Samtliga LTI och begränsad arbetstid (RWI) gällde handskador. För varje enskilt fall gjordes en ingående granskning av orsakerna bakom incidenten tillsammans med det operativa teamet. Syftet var att identifi era olika orsaker som lett till incidenten, vad man kan lära sig av incidenten samt vilka åtgärder som vidtagits för att undvika att liknande incidenter inträff ar igen. Alla utom en av de incidenter som krävde sjukvård (MTI) gällde ögonskador. Under 2008 kunde en trend avläsas i Storbritannien, där en majoritet av de inträff ade incidenterna ledde till introduktion av olika åtgärder, såsom utbildning och tillgång till ny personlig skyddsutrustning, för att minska incidenterna under 2009. Ytterligare åtgärder kommer att vidtas under 2010 för att minska antalet MTI:er på grund av felaktig användning av personlig skyddsutrustning. Den totala frekvensen av rapporteringsbara incidenter (TRIR) för Lundin Petroleums personal och underleverantörer var 0,59 för 2009.
Ingen av de miljöincidenter som rapporterats för första gången under 2009 utgjorde något större problem.
En förbättring på miljösidan är den kraftiga minskningen av antalet utsläpp sedan 2008. Såsom rapporterades då de inträff ade, hade utsläppen inte någon bestående negativ inverkan på miljön, men de pekade på vissa brister i systemet. I Frankrike, där de fl esta utsläppen inträff ade under 2008, har en systematisk utvärdering av rörnätet genomförts. De rör som behövde bytas ut ersattes med korrosionsbeständiga glasfi berrör för att minska utsläppsrisken. Tack vare beredskapspersonalens eff ektivitet och de förebyggande åtgärderna kunde det enda utsläppet som inträff ade åtgärdas fullt ut, utan bestående negativ inverkan på miljön.
Mot bakgrund av de ökade farhågorna för klimatförändring och den koppling mellan växthusgasutsläpp och klimatförändring som forskarna i den internationella klimatpanelen (IPCC) slagit fast, gjorde Lundin Petroleum ett klimatförändringsuttalande 2007 där bolaget förbinder sig att "vidta åtgärder för att utvärdera och minska sina växthusgasutsläpp".
För att fullgöra detta åtagande har Lundin Petroleum utökat sina rapporteringsanvisningar med statistik över växthusgasutsläpp. Sedan 2008 medverkar bolaget också i Carbon Disclosure Project (CDP), ett initiativ som uppmanar bolag att redovisa sina klimatförändringsstrategier, klimatförändringens risk för deras verksamheter samt sina utsläpp.
År 2009 hamnade Lundin Petroleum på åttonde plats av de 128 bolag som svarat på den nordiska undersökningen inom Carbon Disclosure Project och inkluderades därmed i Carbon Disclosure Leadership Index (CDLI), en viktig del av CDP:s årsrapport för Norden 2008, vilken lyfter fram de bolag som redovisat den mest professionella hållningen till ansvarsfullt företagande när det gäller redovisning av klimatförändringsåtgärder. Bolag som, i likhet med Lundin Petroleum, ingår i CDLI uppmärksammas för god intern datahantering och förståelse för de klimatförändringsrelaterade problem som berör dem.
Nedan följer en översikt över några av de åtgärder som vidtagits inom koncernen. De speglar Lundin Petroleums syn på ansvarsfullt företagande.
Lundin Petroleum har i sin uppförandekod fastställt sin avsikt att ha en positiv inverkan på sina verksamhetsområden. Den viktigaste uppgiften är att hitta olja på ett ekonomiskt eff ektivt sätt, med vederbörlig respekt för närliggande samhällen och miljöer. Det kan emellertid ta många år innan verksamhetens fördelar har förverkligats till fullo. Under tiden är bolagets personal, samarbetspartners eller underleverantörer aktivt engagerade i operativ verksamhet.
I syfte att överbrygga klyftan mellan tidpunkten när bolaget påbörjar aktiviteter och den tidpunkt dessa aktiviteter får en positiv inverkan på samhällen, vare sig det beror på skatter, royaltyavgifter eller intäktsdelningsplaner, har Lundin Petroleum tagit fram två modeller för att främja välfärden i lokala samhällen, samhällsutvecklingsprojekt och donationer.
Samhällsutvecklingsprojekt tas fram som en del av Lundin Petroleums och/eller operatörpartners licensåtaganden i ekonomiskt eftersatta områden. De är en väsentlig del av verksamheten och genomförs på ett sätt som speglar omfattning och karaktär på aktiviteterna. Donationer ges till områden där Lundin Petroleum har begränsad kontakt med lokala samhällen, antingen beroende på att dess verksamhet är off shore eller därför att verksamheten drivs av en partner.
I båda fallen är fi losofi n bakom valet av projekt att skapa möjligheter till självförsörjning. Följden är att, förutom där akuta humanitära åtgärder krävs, strävar Lundin Petroleum efter att investera i en hållbar framtid genom att fi nansiera projekt med inriktning på utbildning och yrkesutbildning.
Nedan beskrivs åtgärder för en hållbar utveckling med exempel på några av de projekt som genomförts eller stöttats av Lundin Petroleum under 2009 och ger ytterligare information om hur bolaget ser på ansvarsfullt företagande i de omgivningar där bolaget bedriver verksamhet.
Utöver de tillfällen som beskrivs ovan ges donationer även till projekt som främjar de värderingar bolaget vill verka för. Detta kan ske i alla av de områden där bolaget verkar eller har intressen. Donationsprogrammet omfattar monetära eller icke-monetära bidrag till individer, grupper eller projekt vilka höjer välbefi nnandet särskilt för individer med behov, bidrar till en bättre förståelse av olje- och gasbranschen eller framhäver positiva värderingar. Det huvudsakliga urvalskriteriet är relevans och betydelse, vilket innebär att ett projekt måste falla inom ett område eller ämne i vilket Lundin Petroleum har ett intresse. Bidraget måste också ha en betydande eff ekt på projektet.
» Bolaget har utvecklat ett geotermiskt projekt och försöker aktivt marknadsföra användning av geotermisk energi hos myndigheter och lokala entreprenörer. Energin kan produceras från de varmvattenbassänger som påträff ats vid injiceringsborrningar.
» Bolaget fortsätter sitt stöd till SOS Barnbyars by i Cibubur som inleddes 2006, och bidrog med extra medel till uppförandet av en gemensam byggnad.
» Lundin Tunisien bidrog, i likhet med tidigare år, till driftskostnaderna för SOS Barnbyars by i Gammarth.
Lundin Petroleum har allt sedan dess grundande vägletts av allmänna bolagsstyrningsprinciper i syfte att:
Lundin Petroleum följer bolagsstyrningsprinciper som återfi nns både i interna och externa regler och föreskrifter. Som ett svensk publikt aktiebolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm är Lundin Petroleum underkastat aktiebolagslagen (SFS 2005:551) och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554), samt NASDAQ OMX Stockholms regelverk för emittenter (som återfi nns på hemsidan www.nasdaqomx.com).
Denna bolagsstyrningsrapport har inte granskats av bolagets revisorer.
Dessutom följer bolaget principer för bolagsstyrning som återfi nns i ett antal dokument i enlighet med vad som beskrivs nedan.
Den svenska koden för bolagsstyrning ("koden") grundar sig på en tradition av självreglering och kompletterar bolagsstyrningsreglerna i den svenska aktiebolagsslagen, årsredovisningslagen och andra reglementen såsom regelverket för emittenter och god sed på aktiemarknaden. Koden trädde först ikraft den 1 juli 2005 och har sedan dess införande varit föremål för två stora omarbetningar. Den första reviderade koden trädde i kraft den 1 juli 2008 och den andra reviderade koden, anpassad till nya EU-regler och svenska regler, trädde ikraft den 1 februari 2010. Vissa regler avseende ersättningar och styrelseledamöters oberoende, samt avseende revisionskommittéer, skall bli tillämpliga successivt under 2010.
Koden baserar sig på principen "följ eller förklara", vilket innebär att ett bolag kan välja att tillämpa en annan lösning än den som koden föreskriver om bolaget fi nner att kodregeln ifråga är olämplig i ett specifi kt fall. Bolaget måste dock förklara varför det inte följde regeln ifråga och beskriva lösningen som bolaget föredragit, samt orsakerna därtill.
Lundin Petroleum följde i alla väsentliga avseenden koden under 2009 med undantag för några fall där bolaget inte följde koden strikt. För det första talar verkställande direktören ("VD") inte fl ytande svenska och hans presentation på årsstämman 2009 gavs därför på engelska, inte på svenska som koden föreskriver. Däremot var presentationen textad på svenska. För det andra har en styrelseledamot utsetts till ordförande i valberedningen inför årsstämman 2010 och till följd av utvecklingen under året är denne ej längre att anses som oberoende i förhållande till bolagets större aktieägare. Valberedningen fann dock enhälligt att han var bäst lämpad för uppdraget.
Lundin Petroleum bedriver verksamhet i enlighet med kodreglerna som är tillämpliga vid varje tidpunkt och kommer därför att tillämpa de nya reglerna som introducerades 2010 allt eftersom dessa regler träder ikraft.
Lundin Petroleums bolagsordning utgör grunden för styrningen av bolagets verksamhet. Bolagsordningen anger bolagets namn, styrelsens säte, bolagets verksamhetsföremål, bolagets aktier och aktiekapital och innehåller regler avseende bolagsstämmor. Bolagsordningen återfi nns på bolagets hemsida www. lundin-petroleum.com.
Lundin Petroleums uppförandekod innehåller principer fastställda av styrelsen som skall fungera som en övergripande vägledning för anställda, uppdragstagare och partners i hur bolaget skall bedriva sin verksamhet. Som ett internationellt bolag verksamt globalt inom prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas, är bolagets målsättning att prospektera efter och producera olja och gas på det mest ekonomiskt eff ektiva, socialt ansvarsfulla och miljömässigt acceptabla sätt, till fördel för dess aktieägare, anställda och partners. Bolaget tillämpar samma standarder till dess verksamhet i hela världen för att tillfredställa både kommersiella och etiska krav som ställs på bolaget.
Uppförandekoden antogs i samband med att Lundin Petroleum grundades 2001 då det inte förelåg några externa regler för bolagsstyrning. Bolaget valde att uttryckligen fastställa värderingar, principer och förpliktelser som ett ramverk för etiskt uppförande mot vilka bolaget kunde bedömas och utvärderas. Styrelsen gör en genomgång av efterlevnaden av uppförandekoden varje år. Koden fi nns tillgänglig på bolagets hemsida www.lundin-petroleum.com.
Uppförandekoden utgör bolagets etiska ramverk, medan interna policies, riktlinjer och rutiner har utarbetats för att tillhandahålla specifi ka regler och kontroller tillämpliga inom olika aff ärsområden. Bolaget har policies, riktlinjer och rutiner avseende bland annat den operationella verksamheten, redovisning & fi nans, samhällsansvar inklusive HSE (arbetsskydd, säkerhet och miljö), juridik, informationssystem, personal samt investerarrelationer och extern kommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner revideras på kontinuerlig basis och modifi eras vid behov.
Därutöver har Lundin Petroleum ett särskilt HSE-ledningssystem ("Green Book"), som bygger på ISO 14001-standarden, vilken ger vägledning för företagsledningen avseende bolagets målsättningar och förväntningar inom HSE-området. Green Book-ledningssystemet skall tillförsäkra att verksamheten uppfyller Lundin Petroleums juridiska och etiska skyldigheter, förpliktelser och åtaganden inom HSE-området. En mer detaljerad beskrivning av Green Book-ledningssystemet fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.
Lundin Petroleums aktier började handlas den 6 september 2001 på Nya Marknaden vid Stockholmsbörsen. Den 2 oktober 2003 fl yttades aktierna till Stockholmsbörsens O-lista och den 1 juli 2004 till Large Cap-listan på vad som numera är NASDAQ OMX Stockholm. Lundin Petroleums utgivna aktiekapital uppgick i slutet av 2009 till 3 179 106 SEK fördelat på 317 910 580 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK per aktie. Alla aktier bär lika rösträtt och ger lika rätt till andel i bolagets tillgångar.
Lundin Petroleum hade i slutet av 2009 totalt 41 652 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden (tidigare VPC), varav 91,3 procent var fysiska personer och 8,7 procent juridiska personer. Vad gäller aktieägandet innehades 15 procent av aktiekapitalet av fysiska personer och 85 procent av juridiska personer. De i Sverige bosatta aktieägarna representerade 95,9 procent av bolagets alla aktieägare och innehade tillsammans 44,1 procent av aktiekapitalet. 63,3 procent av aktieägarna innehade 500 aktier eller mindre och innehade 1,5 procent av aktiekapitalet. Bolagets tio största aktieägare innehade tillsammans 46,1 procent av aktiekapitalet. Lundin Petroleum självt innehade vidare 4 490 300 av dess egna aktier, vilket representerade 1,4 procent av aktiekapitalet.
Ytterligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare under 2009 återfi nns på sidorna 41–43.
Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Årsstämman skall hållas årligen före utgången av juni i Stockholm, där styrelsen har sitt säte. Kallelsen till årsstämman skall utfärdas tidigast sex och senast fyra veckor före årsstämman och skall kungöras i Post- och Inrikes Tidningar och Svenska Dagbladet. Handlingarna inför årsstämman publiceras på bolagets hemsida på svenska och på engelska senast två veckor före årsstämman.
I årsstämmans uppgifter ingår att fastställa årsredovisningen och besluta om disposition av årets resultat, besluta om ansvarsfrihet för styrelsen och VD, välja styrelseledamöter och revisorer och besluta om ersättningar till styrelse, ledning och revisorer. Styrelseledamöterna utses i enlighet med den nomineringsprocess som antagits av föregående års årsstämma och väljs av årsstämman för en period om ett år.
Extra bolagsstämmor hålls när bolagets verksamhet så kräver.
Enligt koden skall styrelsens ordförande och så många av de övriga styrelseledamöterna närvara vid bolagsstämma att styrelsen är beslutsför, vilket innebär mer än hälften av styrelseledamöterna. VD skall också närvara vid bolagsstämma. Därutöver skall vid årsstämma minst en ledamot av bolagets valberedning, minst en av bolagets revisorer samt såvitt möjligt, samtliga styrelseledamöter närvara.
Årsstämman 2009 hölls den 13 maj 2009 på biografen Skandia i Stockholm. 345 aktieägare, som representerade 49,2 procent av aktiekapitalet, närvarade vid årsstämman. Styrelsens ordförande, samtliga styrelseledamöter utom en, VD, bolagets revisorer samt samtliga ledamöter i valberedningen utom en, närvarade vid årsstämman.
2009 års årsstämma beslutade, i enlighet med valberedningens förslag, att bolagets styrelse intill nästa årsstämma skulle bestå av sju ledamöter utan några suppleanter. Årsstämman beslöt att omvälja Ian H. Lundin, Magnus Unger, William A. Rand, Lukas H. Lundin, C. Ashley Heppenstall och Asbjørn Larsen, samt att välja Dambisa F. Moyo till ny styrelseledamot.
Årsstämman beslutade även att omvälja Ian H. Lundin som styrelseordförande och att välja PricewaterhouseCoopers AB som revisor med den auktoriserade revisorn Bo Hjalmarsson som huvudansvarig revisor för perioden intill årsstämman 2013. Utöver att ha behandlat frågor om beslut om ansvarsfrihet för styrelsen samt VD och fastställelse av årsredovisningen, antog årsstämman en förändring av bolagsordningen. Årsstämman beslutade vidare att bemyndiga styrelsen att besluta om nyemission av aktier och/eller konvertibla skuldebrev motsvarande sammanlagt högst 35 000 000 nya aktier, samt att därvid kunna avvika från aktieägarnas företrädesrätt, i syfte att möjliggöra för bolaget att anskaff a kapital för fi nansieringen av verksamheten och för genomförandet av företagsförvärv. Vidare bemyndigades styrelsen att besluta om återköp och försäljning av bolagets aktier på NASDAQ OMX Stockholm där det högsta antalet aktier som får innehas av bolaget inte vid något tillfälle får överstiga fem procent av samtliga utestående aktier i bolaget.
Protokollet från årsstämman 2009 fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida.
En extra bolagsstämma hölls den 22 mars 2010 på Näringslivets hus i Stockholm. 149 aktieägare, som representerade 46,8 procent av aktiekapitalet, närvarade vid den extra bolagsstämman. Styrelsens ordförande samt två andra styrelseledamöter, däribland VD, samt bolagets revisorer, närvarade vid den extra bolagsstämman. Fyra av sju styrelseledamöter kunde dock inte närvara på grund av andra åtaganden, vilket därmed ledde till en avvikelse från koden.
Den extra bolagsstämman beslutade att godkänna försäljningen av Lundin North Sea B.V. till ett nybildat brittiskt bolag, EnQuest plc (EnQuest), i utbyte mot ett sådant antal aktier i EnQuest som motsvarar 55 procent av de totala antalet utestående aktier i EnQuest. Den extra bolagsstämman beslutade vidare om en vinstutdelning som innebär att samtliga Lundin Petroleums aktier i EnQuest, motsvarande cirka 55 procent av det totala antalet aktier i EnQuest, delas ut till aktieägarna i Lundin Petroleum, samt att bemyndiga styrelsen att fatta beslut om avstämningsdag för rätt till att erhålla aktier i EnQuest. För ytterligare information avseende denna transaktion, se sidan 20.
Protokollet från den extra bolagsstämman fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida.
I valberedningens uppgifter ingår att ge rekommendationer till årsstämman avseende val av styrelseordförande och övriga styrelseledamöter, arvoden till styrelseordföranden och övriga styrelseledamöter, inklusive arvode för kommittéarbete, val av revisorer, arvode till revisorerna, val av ordförande vid årsstämman samt principerna för utseende av valberedning inför följande årsstämma. Valberedningens ledamöter är, oavsett hur de utsetts, skyldiga att tillvarata alla aktieägares intressen. Majoriteten skall vara oberoende av bolaget och bolagsledningen och åtminstone en skall vara oberoende i förhållande till bolagets största aktieägare. Valberedningens ordförande skall ej vara styrelseledamot och om mer än en styrelseledamot ingår i valberedningen, får högst en av dem vara icke-oberoende i förhållande till bolagets större aktieägare.
Till följd av valberedningens uppgift att lägga fram förslag på styrelseledamöter till årsstämman genomför styrelseordföranden varje år för valberedningens räkning en utvärdering av styrelsens arbete och dess ledamöter, vars resultat och slutsatser presenteras för valberedningen. Ingen ersättning utgår till ordföranden eller de övriga ledamöterna i valberedningen för deras arbete.
I enlighet med de principer som fastslogs av 2009 års årsstämma består valberedningen inför 2010 års årsstämma av totalt fem ledamöter som representerar fyra av bolagets största aktieägare, nämligen KG Lindvall, Swedbank Robur fonder, Ossian Ekdahl, Första AP-fonden, Ulrika Danielson, Andra AP-fonden, Ian H. Lundin, Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Landor Participations Inc. och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd., tillika styrelseordförande i Lundin Petroleum, och Magnus Unger, styrelseledamot som inte är anställd i bolaget, som är valberedningens ordförande. Magnus Unger, som varit ordförande i valberedningen allt sedan valberedningen inför 2006 års årsstämma, valdes återigen enhälligt till ordförande, även om detta utgör en avvikelse från koden. På grund av händelser under årets gång kan Magnus Unger ej längre anses vara oberoende av bolagets större aktieägare, i enlighet med det som beskrivs här nedan i tabellen på sidan 35, vilket leder till en avvikelse från koden.
Namnen på ledamöterna i valberedningen tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 25 september 2009. Valberedningen höll tre möten under året, varav ett beslut per capsulam, och informella kontakter ägde rum mellan mötena. Valberedningens rapport avseende dess arbete och förslag till årsstämman 2010 kommer att presenteras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman. Valberedningen inför årsstämman 2010 representerar cirka 40 procent av bolagets aktiekapital.
Enligt Lundin Petroleums bolagsordning skall styrelsen bestå av minst tre och högst tio ledamöter med maximalt tre suppleanter. Såsom ovan nämnts valdes på årsstämman 2009 sju ledamöter utan suppleanter. Bolagets VD, C. Ashley Heppenstall, är ledamot i styrelsen. Ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av arbetstagarorganisationer. Styrelseledamöterna utses för en period om ett år fram till nästa årsstämma.
Sammansättningen av styrelsen som valdes på årsstämman 2009 uppfyller kodens regler avseende styrelseledamöternas oberoende gentemot bolaget och bolagsledningen samt gentemot bolagets större aktieägare. Styrelseordföranden är inte anställd i bolaget, erhåller ingen lön från bolaget och är inte berättigad att delta i bolagets incitamentsprogram. Styrelseordföranden upprätthåller rapporteringsanvisningar för företagsledningen, som utarbetats av VD och som godkänts av styrelsen, men deltar inte i beslutsfattandet angående bolagets löpande verksamhet.
Styrelsens främsta uppgifter är organisation av bolaget och ledning av bolagets verksamhet, vilket bland annat innefattar:
Styrelsen ansvarar för att bolagets organisation av redovisning, förvaltning av medel och bolagets fi nansiella ställning även inkluderar tillfredsställande interna kontrollsystem. Vidare ombesörjer styrelsen att en systematisk och strukturerad utvärdering av styrelsearbetet sker varje år.
Styrelsen har upprättat ett regelverk, styrelsens arbetsordning, för att slå fast riktlinjer för styrelsens arbete. Arbetsordningen anger detaljerna för hur styrelsen skall arbeta, inklusive antal styrelsemöten och arbetsföredelningen inom styrelsen. Arbetsordningen innehåller även instruktioner till bolagets VD samt instruktioner för den fi nansiella rapporteringen till styrelsen och riktlinjer för styrelsekommittéernas arbete. Arbetsordningen är i överensstämmelse med koden och uppdateras vid behov för att ta i beaktande förändringar i lag och i bolagets struktur och verksamhet. Arbetsordningen antas årligen av styrelsen.
Styrelsen håller i regel minst fem ordinarie styrelsemöten per kalenderår. Vid varje styrelsemöte behandlas följande ärenden:
Under 2009 hölls åtta styrelsemöten, inklusive det konstituerande mötet, och ett besök till Ryssland arrangerades. Det hölls även ett ledningssammanträde, "executive session", där företagsledning och styrelse hade möjlighet att träff as. Vid detta sammanträde gavs en uppdatering avseende bolagets verksamhet och en fi nansiell rapport, samt en rapport avseende bolagets samhällsansvar, inklusive HSE-frågor. Ledande befattningshavare deltog vidare vid behov i styrelsemöten för att presentera och rapportera om specifi ka frågor.
I styrelsens arbete under 2009 ingick strategiska överväganden angående tilltänkta förvärv och avyttringar av tillgångar samt avseende ansökningar om nya prospekteringslicenser. Styrelsen övervakade fortlöpande bolagets verksamhet och fi nansiella ställning och beslöt att förändra bolagets rapporteringsvaluta från SEK till USD avseende den fi nansiella rapporteringen för koncernen. Styrelsen behandlade även bolagets medverkan i Förenta Nationernas Global Compact, ett strategiskt policyinitiativ för företag som engagerar sig att deras verksamhet och strategier skall följa vissa principer rörande mänskliga rättigheter, arbetsrätt, miljö och bekämpning av korruption, och beslutade att bolaget skall ansluta sig till initiativet. Styrelsen uppdaterades vidare löpande av bolagsledningen avseende bolagets verksamhet och fi nansiella ställning under 2009 och granskade och godkände 2010 års budget och arbetsprogram.
Styrelsen är också ansvarig för att kontinuerligt utvärdera VD:s arbete och skall åtminstone en gång per år, utan att bolagsledningen är närvarande, specifi kt behandla denna fråga. Ersättningskommittén gjorde under 2009, å styrelsens vägnar, en undersökning av bolagsledningens, inklusive VD:s, arbete och prestationer, och presenterade resultaten därav vid ett styrelsemöte. Vare sig VD eller övriga ledande befattningshavare var närvarande under dessa diskussioner.
En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes under 2009. Med hjälp av en enkät till samtliga ledamöter undersöktes olika aspekter av styrelsearbetet, däribland styrelsens sammansättning, antal styrelsemöten, styrelseledamöternas färdigheter och bakgrund, styrelsekommittéernas sammansättning, arbetsrutiner och information som tillhandahållits styrelsen. Resultaten och slutsatserna presenterades för valberedningen. De huvudsakliga slutsatserna från genomgången var följande:
Styrelsen som en helhet innehar lämpliga kunskaper och bakgrund för att behandla frågor som bolaget ställs inför och den aktuella sammansättningen av styrelsen samt kommittéstrukturen är lämplig.
» Styrelsemöten:
Antalet styrelsemöten är tillräckligt, ordföranden leder mötena på ett eff ektivt sätt och tiden under mötena används eff ektivt, mötena är välplanerade och styrelsen erhåller adekvata presentationsmaterial inför styrelsemötena.
» Övrigt:
Informationen som tillhandahålls mellan styrelsemötena är adekvat och ges i tid och personalen och det relaterade stödet som ges till styrelsen och kommittéerna fungerar på ett tillfredställande sätt.
Styrelseordföranden och de övriga styrelseledamöterna arvoderas i enlighet med årsstämmans beslut. Årsstämman 2009 beslutade att styrelsen skulle erhålla arvoden motsvarande totalt 3 500 000 SEK, varav styrelseordföranden tilldelades 800 000 SEK och de övriga styrelseledamöterna, med undantag för VD, 400 000 SEK vardera. Årsstämman beslutade vidare att tilldela 100 000 SEK för varje kommittéuppdrag, dock begränsat till ett belopp om totalt 700 000 SEK för kommittéarbete.
Styrelsens ersättning beskrivs ytterligare i tabellen nedan samt i noterna till årsredovisningen, se not 42 på sidan 80.
Styrelsen har etablerat en ersättningskommitté och en revisionskommitté. Riktlinjerna för kommittéernas arbete fi nns i styrelsens arbetsordning som antas årligen av styrelsen.
Ersättningskommittén har till uppgift att informera sig om, samt besluta om, frågor som rör ersättning till VD och bolagets övriga ledande befattningshavare. Kommitténs målsättning i bestämmandet av ersättning till ledande befattningshavare är att erbjuda ett ersättningspaket som är marknadsmässigt och motiverande, som kan attrahera och behålla kvalifi cerade medarbetare samt uppmuntra och motivera till goda resultat.
Kommittén skall enligt riktlinjerna bestå av fyra styrelseledamöter som inte är anställda i bolaget. Styrelseordföranden kan vara ordförande i ersättningskommittén. De övriga kommittéledamöterna skall vara oberoende i förhållande till bolaget och bolagsledningen. Styrelseordföranden var inte ordförande i bolagets ersättningskommitté under 2009 och kommittén uppfyllde även i övrigt dessa krav.
| Namn | Styrelse | Revisions kommitté |
Ersättnings kommitté |
Total ersättning för styrelse och kommittéarbete1 |
|---|---|---|---|---|
| Ian H. Lundin | 8/8 | 800 000 SEK | ||
| C. Ashley Heppenstall | 7/8 | – SEK | ||
| Lukas H. Lundin | 7/8 | 3/3 | 558 000 SEK | |
| William A. Rand | 8/8 | 5/6 | 3/3 | 600 000 SEK |
| Magnus Unger | 8/8 | 6/6 | 3/3 | 600 000 SEK |
| Asbjørn Larsen | 5/8 | 5/6 | 450 000 SEK | |
| Dambisa F. Moyo2 | 5/5 | 1/1 | 292 000 SEK |
Den totala ersättningen som betalats under ett räkenskapsår sammanfaller inte alltid med de arvoden som beslutats av årsstämman på grund av t.ex. tidskillnader i
periodisering och betalning av styrelsearvoden och styrelse- eller kommittéeuppdrag som uppkommer eller förändras under året.
Dambisa F. Moyo har varit styrelseledamot och ledamot i ersättningskommittéen från och med den 13 maj 2009.
Ersättningskommitténs ledamöter var William A. Rand, kommitténs ordförande, Lukas H. Lundin, Magnus Unger och Dambisa F. Moyo. Ersättningskommittén hade tre möten under året.
Revisionskommittén har till uppgift att bistå styrelsen med att se till att bolagets fi nansiella rapporter upprättas i enlighet med samtliga lagar och redovisningspraxis som är tillämpliga på ett bolag som är noterat på NASDAQ OMX Stockholm. Revisionskommittén skall övervaka bolagets fi nansiella rapportering och eff ektiviteten av bolagets interna kontroller, internrevision och riskhantering. Revisionskommittén granskar följaktligen, å styrelsens vägnar, bolagets kvartalsrapporter (första och tredje kvartalet), granskar och ger rekommendationer till styrelsen avseende halvårs- och årsbokslut, granskar revisionsarvoden, försäkrar sig om upprätthållandet och fullföljandet av bolagets interna kontrollsystem samt vidmakthåller regelbunden kontakt med koncernens externa revisorer som en del av den årliga revisionsprocessen.
Revisionskommittén skall enligt riktlinjerna bestå av tre styrelseledamöter som inte är anställda i bolaget. Majoriteten skall vara oberoende av bolaget och bolagsledningen. Åtminstone en ledamot skall dessutom vara oberoende av bolagets större aktieägare. Bolagets revisionskommitté under 2009 uppfyllde dess krav.
Revisionskommitténs ledamöter var William A. Rand, kommitténs ordförande, Magnus Unger och Asbjørn Larsen. Revisionskommittén hade sex möten under året.
Bolagets koncernchef och VD, som även är ledamot i styrelsen, är ansvarig för den dagliga verksamheten i Lundin Petroleum. VD rapporterar till styrelsen och är ansvarig för att tillse att styrelsen, i enlighet med styrelsens instruktioner till VD, erhåller all relevant information för att säkerställa att styrelsens beslut är välgrundade. VD biträds i sitt arbete av företagsledningen.
Huvudansvaret för dotterbolagens verksamhet, och för att samtliga Lundin Petroleums interna regler och principer följs av alla dotterbolag och anställda, ligger hos chefen för respektive dotterbolag (områdeschef ) och företagsledningen. Områdescheferna rapporterar regelbundet till företagsledningen om samtliga kommersiella, tekniska, HSE, fi nansiella och juridiska ärenden.
Ersättningar till bolagsledningen under 2009 och bolagets ersättningspolicy beskrivs i noterna till årsredovisningen, se not 42 på sidan 80.
Styrelsen etablerade ledningens investeringskommitté 2009 för att bistå styrelsen med investeringsrelaterade beslut. Investeringskommitténs uppgifter inkluderar att granska och utvärdera investeringsförslag, årliga budgetar, tilläggsbudgetgodkännanden, åtaganden, återlämnande av licenser m.m., samt att granska och godkänna koncernens femåriga Asset Business Plan. Investeringskommittén rapporterar till styrelsen och består av bolagets VD, COO, SVP Operations och CFO.
Revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB, Stockholm, Sverige, valdes vid årsstämman 2009 till bolagets revisor fram till årsstämman 2013. Den huvudansvariga revisorn är den auktoriserade revisorn Bo Hjalmarsson. Revisionskommittén har regelbunden kontakt med revisorn och därutöver träff ar styrelsen åtminstone en gång om året revisorn utan att bolagsledningen, inklusive VD, närvarar vid mötet.
Revisorsarvoden beskrivs i noterna till årsredovisningen, se not 8 på sidan 68.
| Namn | Funktion | Vald | Revisions kommitté |
Ersättnings kommitté |
Oberoende av bolaget och företagsledningen |
Oberoende av bolagets större aktieägare |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ian H. Lundin | Styrelseordförande | 2001 | Ja1 | Nej2 | ||
| C. Ashley Heppenstall | Koncernchef & VD | 2001 | Nej3 | Nej3 | ||
| Lukas H. Lundin | Ledamot | 2001 | Ja | Ja | Nej4 | |
| William A. Rand | Ledamot | 2001 | Ja | Ja | Ja | Nej5 |
| Magnus Unger | Ledamot | 2001 | Ja | Ja | Ja | Nej6 |
| Asbjørn Larsen | Ledamot | 2008 | Ja | Ja | Ja | |
| Dambisa F. Moyo | Ledamot | 2009 | Ja7 | Ja | Ja8 |
1 Ian H. Lundin har regelbundet blivit engagerad av företagsledningen för åtaganden som faller utanför det sedvanliga styrelsearbetet t.ex. i samband med bolagets större transaktioner. Enligt valberedningens mening är han trots dessa åtaganden oberoende av bolaget och företagsledningen.
2 Ian H. Lundin är stiftare (settler) av en trust som äger Landor Participations Inc., ett investmentbolag som innehar 12 038 956 aktier i bolaget, och han 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.
3 C. Ashley Heppenstall är koncernchef och VD i Lundin Petroleum.
4 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.
5 Enligt valberedningens mening skall William A. Rand icke anses vara oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i ett antal börsnoterade bolag där familjen Lundin, genom en familjetrust, äger tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
6 Enligt valberedningens mening skall Magnus Unger icke anses vara oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i ett antal börsnoterade bolag där familjen Lundin, genom en familjetrust, äger tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
7 Dambisa F. Moyo har varit styrelseledamot och ledamot i ersättningskommittén från och med den 13 maj 2009.
8 Dambisa F. Moyo är styrelseledamot i stiftelsen Lundin for Africa, en registrerad kanadensisk välgörenhetsorganisation som grundats av familjen Lundin. Det är valberedningens mening att Dambisa F. Moyo skall anses vara oberoende av bolagets större aktieägare trots hennes styrelseuppdrag i denna välgörenhetsorganisation.
I enlighet med aktiebolagslagen och svensk kod för bolagsstyrning ansvarar styrelsen för bolagets interna kontroll. Detta avsnitt, som inte ingår inte i de formella fi nansiella rapporterna, har upprättats i enlighet med koden och är därmed begränsat till intern kontroll och riskhantering av fi nansiell rapportering. I rapporten beskrivs hur den interna kontrollen är organiserad, däremot diskuteras inte dess eff ektivitet.
Systemet för den interna kontrollen över fi nansiell rapportering har utarbetats för att försäkra att koncernens målsättning avseende fi nansiell rapportering uppfylls. Lundin Petroleums mål med den fi nansiella kontrollen beskrivs som följer:
"Lundin Petroleums mål för den fi nansiella rapporteringen är att ge tillförlitlig och relevant information för interna och externa syften, i enlighet med gällande lagar och förordningar, i rätt tid med precis metodik".
Ett system för intern kontroll kan endast ge en rimlig försäkran, men inte en absolut garanti, mot väsentliga felaktigheter eller förluster. Syftet är att hantera, snarare än att eliminera, risken för att inte uppfylla målen för den fi nansiella rapporteringen.
Lundin Petroleums interna kontrollsystem avseende fi nansiell rapportering består av fem komponenter, såsom beskrivs nedan, och baseras på det allmänt vedertagna ramverk för intern kontroll utgivet av Committee of Sponsoring Organisations of the Treadway Commission ("COSO Framework").
Kontrollmiljön anger den övergripande tonen i organisationen och är grunden för de övriga komponenterna i den interna kontrollen. Delkomponenter i kontrollmiljön är:
I uppförandekoden som styrelsen antog 2001 har styrelsen fastställt koncernens vision och värden samt de normer för integritet, etiskt uppförande och kompetens som medarbetarna i koncernen skall följa. År 2005 antog styrelsen vidare en anti-bedrägeripolicy som beskriver medarbetarnas ansvar avseende bedrägerier. Policyn beskriver medarbetarnas ansvar när det gäller att förhindra bedrägerier, vad man ska göra om man misstänker bedrägeri och vilka åtgärder ledningen skall vidta vid ett misstänkt eller konstaterat bedrägeri. De oberoende ledamöterna i styrelsen bidrar till en objektiv syn på och uppföljning av bolagets rutiner och deras tillämpning. Koncernen utvärderar och utvecklar ständigt de existerande riktlinjerna för delegering av ansvar för att försäkra att de refl ekterar aktuella aff ärsbehov och mål. En så kallad "whistleblowing" policy antogs under 2008 som ett komplement till anti-bedrägeripolicyn genom tillhandahållandet av en mekansim genom vilken misstänkt bedrägeri eller annan otillbörlig handling kan identifi eras. Utvecklingen och genomförandet av ett gemensamt ramverk med förenliga policies, riktlinjer och rutiner, som en del av att förstärka ledningen och kontrollfunktionen inom koncernen, har fortsatt under 2009.
Ansvaret för att upprätthålla en eff ektiv kontrollmiljö och det löpande arbetet med intern kontroll och riskhantering har delegerats till bolagets VD och koncernledningen på olika nivåer. Samtliga medarbetare skall följa dessa riktlinjer, principer och värden inom sitt eget kontroll- och riskhanteringsområde.
Dessa interna riktlinjer utgör tillsammans med lagar och externa regelverk kontrollmiljön, som utgör grunden för den interna kontroll- och riskhanteringsprocessen.
Riskbedömning inkluderar identifi ering, källsökning och mätning av risken för betydande felaktigheter i den fi nansiella rapporteringen och redovisningssystemen i koncernen. För ytterligare detaljer avseende olika risker, se kapitlet Riskfaktorer på sidan 40.
Lundin Petroleum har granskat och analyserat riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen och har byggt upp ett system för intern kontroll runt de identifi erade riskerna. Riskerna har bedömts utifrån en standardiserad metod med hänsyn till sannolikhet och potentiell påverkan och har grupperats enligt följande huvudkategorier; intäkter och fordringar, inköp och skulder, produktion och lager, aktivering av kostnader och anläggningstillgångar, skatt, fi nansverksamhet och likviditetshantering, fi nansiell rapportering och informationsteknologi. Efter identifi ering och utvärdering av en risk implementeras en kontrollaktivitet för att minska riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen.
Kontrollaktiviteter omfattar metoder och åtgärder för att kontrollera riktigheten av och tillförlitligheten i rapporter, främja eff ektivitet och säkerställa att kraven i de defi nierade redovisningsprinciperna och andra ledningsdirektiv uppfylls.
Val av kontrollaktiviteter beror på typen av risk och resultatet av en kostnads- och fördelsanalys. Utvecklade kontrollaktiviteter inom Lundin Petroleum omfattar processer för godkännande, attestbehörighet, verifi eringar, avstämningar, uppföljning av rörelseresultat, tillgångars säkerhet, särskiljande av arbetsuppgifter samt policies, riktlinjer och rutiner och informationsteknologi. Efterlevnadsgraden av dessa kontrollaktiviteter anger risknivån i den fi nansiella rapporteringsprocessen.
Det fi nns tidsplaner för månads-, kvartals och årsbokslutsrapportering för att försäkra att informationen fi nns tillgänglig i tid för ledningen för att de skall kunna verka tillfredställande och eff ektivt.
Lundin Petroleum strävar efter att kontstant förbättra sina system och processer.
Lundin Petroleum har en manual för principer för koncernredovisning (GAP) som har distribuerats till samtliga kontor. GAP-manualen fastställer koncernens redovisningsprinciper och förklarar hur transaktioner skall redovisas och tydliggör upplysningskraven. GAP-manualen fokuserar på redovisningsregler som tillämpas i enlighet med internationella redovisningsstandarder (IFRS).
Under 2009 har Lundin Petroleums auktoriseringsriktlinger slutförts och uppdateringen av Lundin Petroleums fi nans- och redovisningsmanual (FAM) har påbörjats. FAM beskriver de dagliga fi nans- och redovisningsrutinerna inom koncernen. Inom koncernen utvärderas kontinuerligt befi ntliga policies, riktlinjer och rutiner.
I februari 2009 bildade styrelsen ledningens investeringskommitté för att bistå styrelsen med att fullgöra dess ansvar att övervaka koncernens investeringsbeslut och för att ge rekommendationer till styrelsen vid behov. Investeringskommittén har möte minst två gånger per månad.
Att sprida relevant information på alla nivåer inom koncernen och till berörda externa parter är en viktig del av den interna kontrollen. Ledningen har koncentrerat sig på de system och processer som är viktiga för insamling av fi nansiell data, inklusive system för kontroll av säker hantering av information, processer för godkännande av transaktioner samt systemet för dokumenthantering.
Lundin Petroleum anser att en medvetenhet om COSO Framework i organisationen stimulerar en miljö för självkontroll och konstant förbättring. Information om och dokumentation för den fi nansiella rapporteringen kommuniceras till de anställda till exempel genom att policies, riktlinjer och rutiner publiceras och är tillängliga internt.
Regelbundna möten mellan personer i ledande fi nansiell ställning och de externa revisorerna har hållits under 2009 för att diskutera redovisningspolicies och processer samt för planering av den årliga revisionen och halvårsgranskningen. Revisionskommittén informerades om innehållet av dessa möten som en del av kvartalsrapporteringen tillsammans med det fi nansiella resultatet och huvudsakliga redovisningspolicies.
Uppföljningen av Lundin Petroleums fi nansiella rapportering utförs av styrelsen, koncernledning och externa revisorer samt av Lundin Petroleums internrevisionsfunktion och övriga anställda på diverse tjänster inom koncernen via deras medvetenhet om COSO.
Styrelsen granskar och utvärderar omfattande fi nansiell information om koncernen i sin helhet och de dotterbolag som ingår. Styrelsen granskar även, främst genom revisionskommittén, de viktigaste redovisningsprinciperna som tillämpas inom koncernen, samt ändringar av dessa principer. Revisionskommitténs möten protokollförs och protokollen tillhandahålls styrelsen och revisorerna. Arbetsordningen som fastställts av styrelsen innehåller utförliga anvisningar avseende vilken typ av interna fi nansiella rapporter som skall lämnas till styrelsen.
Styrelsen granskar och godkänner delårsrapporterna för andra och fj ärde kvartalet samt årsredovisningen. Delårsrapporterna för första och tredje kvartalet granskas och godkänns av revisionskommittén.
Lundin Petroleums fi nansiella rapporter granskas årligen av bolagets externa revisorer och deras revisionsberättelse ingår i årsredovisningen. En översiktlig granskning görs av halvårsrapporten. De externa revisorerna träff ar regelbundet företagsledningen och närvarar vid revisionskommitténs sammanträden för granskning och godkännande av halvårs- och boklutsrapporten. De externa revisorerna träff ar bolagets styrelse utan att ledningen är närvarande minst en gång per år.
För att underlätta aktieägarnas bevakning av koncernen publiceras utöver delårs- och årsrapporter följande information:
Internrevisorn möter och rapporterar till revisionskommittén minst två gånger per år och granskar och bedömer den interna kontrollen av den fi nansiella rapporteringen.
Efterlevnad av kontrollaktiviteterna bevakas på samtliga nivåer, från områdeschefer upp till styrelsen.
Den interna kontrollen av den fi nansiella rapporteringen är en fortlöpande utvärdering av riskerna och kontrollaktiviteterna inom koncernen. Utvärderingsarbetet omfattar jämförelser såväl internt som externt. Utvärderingsprocessen och det efterföljande arbetet är en pågående process som involverar förbättringar av kontrollaktiviteter såsom rutiner, processer, information och kommunikation inom koncernen.
Ian H. Lundin Ordförande sedan 2002, ledamot av styrelsen sedan 2001, född 1960
Utbildning: Bachelor of Science examen, Petroleumingenjör från University of Tulsa, 1982.
Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Ian H. Lundin var tidigare koncernchef och VD i Lundin Oil under perioden1998 – 2001, samt Lundin Petroleum från 2001–2002. Övriga styrelseuppdrag: Ordförande i Etrion Corporation och styrelseledamot i Vostok Nafta Investment Ltd.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 0 1 Teckningsoptioner: 0
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och verkställande direktör. Styrelseledamot sedan 2001, född 1962
Utbildning: Bachelor of Science examen i matematik från Durham University, Storbritannien.
Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Ashley Heppenstall var tidigare fi nansdirektör för Lundin Oil under perioden 1998 – 2001 samt Lundin Petroleum från 2001–2002. Övriga styrelseuppdrag: Styrelseledamot i Etrion Corporation .
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 1 368 250 Optioner i Lundin Petroleum: 200 000
Utbildning: Norska Handelshögskolan
(NHH). Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Asbjørn Larsen var koncernchef och VD för Saga Petroleum från 1979 till 1998. Övriga styrelseuppdrag: Styrelseordförande i Belships ASA, vice ordförande i Saga Fjordbase AS. Styrelseledamot i FMC Technologies Inc., Selvaag Gruppen AS, GreenStream Network Oyj, Montebello Cancer Rehabilitaion Center Foundation och Tom Wilhelmsen Foundation.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 0 Optioner i Lundin Petroleum: 0
Utbildning: Bachelor of Commerce examen inom ekonomi från McGill University. Juristexamen från Dalhousie University. Master of Laws examen i internationell juridik från London School of Economics. Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: William Rand praktiserade juridik i Kanada fram till 1972 varefter han var med och bildade ett investmentbolag och fortsatte inom det privata näringslivet.
Övriga väsentliga styrelseuppdrag: Lundin Mining Corporation, Vostok Nafta Investment Ltd., Denison Mines Corp., New West Energy Services Inv., NGEx Resources Inc. och Dome Ventures Corporation.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 120 441 Optioner i Lundin Petroleum: 0
Dambisa F. Moyo Styrelseledamot sedan 2009, född 1969
Utbildning: Doktor i ekonomi från Oxford University, Masters från Harvard University Kennedy School of Government, MBA i fi nansiering och en bachelor i kemi från American University i Washington D.C.
Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Dambisa Moyo arbetade som konsult för Världsbanken under perioden 1993
– 1995 och för Goldman Sachs under perioden 2001 – 2008. Övriga styrelseuppdrag: SABMiller, Lundin for Africa och Room to Read.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 0 Optioner i Lundin Petroleum: 0
Lukas H. Lundin Styrelseledamot sedan 2001, född 1958
Utbildning: Examen från New Mexico Institution of Mining and Technology and Engineering.
Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Lukas Lundin har haft ett fl ertal nyckelpositioner inom Gruppen av Lundinbolag. Övriga väsentliga styrelseuppdrag: Styrelseordförande i Red Back Mining Inc, Lundin Mining Corporation, Denison Mines Corp., NGEx Resources Inc., Atacama Minerals Corp., och Vostok Nafta Investment Ltd. Ordförande och VD i Lucara Diamond Corp., Koncernchef och VD i Fortress Minerals Corp.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 1 221 845 Teckningsoptioner: 0
Utbildning: Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. Huvudsaklig arbetslivserfarenhet: Magnus Unger var vice VD inom Atlas Copco Group under perioden 1988 – 1992. Övriga styrelseuppdrag: Styrelseordförande i Clean Tech East Holding AB och CAL-Konsult AB. Styrelseledamot i Bukowskis Auktioner AB.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 50 000 Optioner i Lundin Petroleum: 0
Magnus Unger Styrelseledamot sedan 2001, född 1942
Landor Participations Inc. innehar 12 038 956 aktier i Lundin Petroleum. Landor Participations Inc. är ett investmentbolag som helägs av en trust, vars stiftare (settler) är Ian H. Lundin.
Samtliga aktieinnehav gäller per den 31 december 2009.
William A. Rand Styrelseledamot sedan 2001, född 1942
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och verkställande direktör, född 1962
Ashley Heppenstall har arbetat med publika bolag kontrollerade av familjen Lundin sedan 1993. Han har arbetat på Lundin Petroleum sedan starten 2001. Han utsågs till koncernchef och VD 2002 och som sådan är han ansvarig för det övergripande ledarskapet, strategi och vision för Lundin Petroleum. Ashley Heppenstall har en examen i matematik från Durham University, Storbritannien.
För ytterligare information se styrelseledamöter på sidan 38
Alexandre Schneiter Vice VD och Chief Operating Offi cer, född 1962
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 205 632 Utestående teckningsoptioner: 175 000
Chris Bruijnzeels började på Lundin Petroleum 2003. Han är ansvarig för drift och utveckling av Lundin Petroleums
Chris Bruijnzeels har en ingenjörsexamen i gruvdrift från University of Delft.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 10 000 Utestående teckningsoptioner: 25 000
portfölj av tillgångar.
Geoff rey Turbott Finansdirektör, född 1963
Geoff rey Turbott har arbetat med publika bolag kontrollerade av familjen Lundin sedan 1995. Han har arbetat på Lundin Petroleum sedan starten 2001. Han är direkt ansvarig för Lundin Petroleums fi nansiella rapportering, internrevision, fi nansiell riskhantering, skatt och treasury-funktionen.
Geoff rey Turbott är medlem i förbundet för auktoriserade revisorer i Nya Zeeland (Institute of Chartered Accountants)
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 55 000 Utestående teckningsoptioner: 75 000
Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility, född 1959
Christine Batruch har arbetat på Lundin Petroleum sedan starten 2001. Hon är ansvarig för Lundin Petroleums strategi för Corporate Responsibility och HSE och ser över bolagets implementering av policys och rutiner.
Christine Batruch har en examen från University of Toronto, med en Bachelor of Arts examen i historia samt en examen i Civilrätt från McGill University i Montreal. 1989 kvalifi cerade hon till advokat vid den juridiska fakulteten av Övre Kanada, Ontario.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 7 942 Utestående teckningsoptioner: 10 000
Chris Bruijnzeels Senior Vice President Operations, född 1959
Jeff rey Fountain Vice President Legal född 1969
Jeff rey Fountain började på Lundin Petroleum 2003. Han är ansvarig för alla juridiska spörsmål beträff ande Lundin Petroleumkoncernen. Jeff rey har en Bachelor i Handel och Ekonomi från Trinity Colleage, University of Toronto samt en Bachelor i juridik från University of Toronto. Han är också medlem av Association of International Petroleum Negotiators.
Aktieinnehav i Lundin Petroleum: 0 Utestående teckningsoptioner: 30 000
Samtliga aktieinnehav gäller per den 31 december 2009
Den övervägande risken som koncernen står inför är såväl olje- och gasprospekteringen i sig som produktionen. Olje- och gasprospektering, utbyggnad och produktion medför höga operativa och fi nansiella risker, som även med en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering kan vara svåra att eliminera eller ligger utanför bolagets kontroll. Lundin Petroleums kommersiella framgång över en lång tid bygger på dess förmåga att fi nna, förvärva och utvinna olje- och naturgasreserver. En framtida ökning av Lundin Petroleums reserver kommer inte bara att bygga på dess förmåga att prospektera efter och bygga ut de tillgångar som Lundin Petroleum för närvarande förvaltar, men även dess förmåga att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt. Dessutom fi nns det inga försäkringar om att kommersiella kvantiteter av olja och gas kommer att utvinnas eller förvärvas av Lundin Petroleum. Övriga risker har klassifi cerats antingen som operationella risker eller fi nansiella risker.
Koncernen står inför ett antal verksamhetsrisker som kan ha en negativ påverkan på dess förmåga att framgångsrikt följa sina prospekterings-, utvärderings- och utbyggnadsplaner samt dess produktion av olja och gas.
Färdigställande av en borrning är inte en försäkran om vinstavkastning eller återvinning av produktion och produktionskostnader. Dessutom kan borrisker och miljöförstörelse leda till en väsentlig ökning av kostnader. Vidare kan diverse verksamhetsförhållanden även påverka produktionen från framgångsrika borrningar negativt. Dessa kan vara fördröjningar i erhållandet av statliga godkännande, avstängning av borrningar på grund av extrema väderförhållande, otillräckligt lagringsutrymme eller transportkapacitet eller andra geologiska och mekaniska förhållanden. Samtidigt som en eff ektiv övervakning av borrningar och underhåll av verksamheten bidrar till en maximering av produktionsnivåerna på sikt, kan produktionsförseningar och sämre verksamhetsförhållande inte elimineras och kan i varierande grad förväntas påverka resultat och kassafl ödesnivåer negativt.
Prospektering och utbyggnad av olja och gas är på vissa områden beroende av tillgången på borrningsutrustning och liknande i de områden där borraktivteter kommer att äga rum. Efterfrågan på sådan begränsad utrustning och begränsat tillträde skulle kunna påverka Lundin Petroleums tillgång till sådan utrustning vilket i sin tur skulle kunna försena prospektering- och utbyggnadsaktiviteter.
Lundin Petroleums framgång beror till stor del på vissa nyckelpersoner. Konkurrensen om kvalifi cerad personal i olje- och gasindustrin är stor och det kan inte säkerställas att Lundin Petroleum även i framtiden kommer kunna attrahera och behålla all personal nödvändig för sin verksamhet och dess utbyggnad.
Generellt sett, är uppskattningar av ekonomiskt återvinningsbara oljeoch gasreserver och dess framtida nettokassafl öde, baserat på ett antal faktorer och antaganden, som historisk produktion från tillgången, produktionsnivåer, maximal utvinning av reserver, tid och investeringar, försäljning av olja och gas, royaltynivåer, antaganden om eff ekter av myndigheters bestämmelser och framtida produktionskostnader, samtliga kan komma avvika från verkligt utfall. Alla sådana uppskattningar är till en viss grad spekulativa, och klassifi ceringar av reserver är endast försök till att defi niera den grad av spekulation som innefattas. På grund av dessa skäl kan, uppskattningar av ekonomiskt utvinningsbara oljeoch gasreserver hänförliga till en viss grupp av tillgångar, klassifi cering av sådana reserver baserat på utvinningsrisk och förväntade framtida vinster som sammanställts av olika ingenjörer, eller av samma ingenjörer vid olika tillfällen, variera.
Uppskattningar av bevisade reserver som kan byggas ut och produceras i framtiden baseras ofta på volymberäkningar och analogiskt likartade typer av reserver istället för på verklig produktionshistorik. Uppskattningar som baseras på dessa metoder är generellt sett mindre tillförlitliga än de som baserats på verklig produktionshistorik. Efterföljande utvärderingar av samma reserver baserat på produktionshistorik och produktionstekniker kommer att resultera i skillnader i uppskattade reserver och sådana skillnader kan vara betydande.
Omfattande nationella, statliga och lokala miljölagar och bestämmelser i utländska jurisdiktioner påverkar nästan samtliga av Lundin Petroleums verksamheter. Dessa lagar och bestämmelser innehåller varierande standarder avseende hälsa och arbetsskydd och miljökvalité, civilrättsliga och kriminella straff och andra förpliktelser för brott mot sådana standarder och upprättar i vissa fall skyldigheter att åtgärda nuvarande och tidigare anläggningar och platser där verksamhet fi nns eller har funnits. Dessutom kan speciella avsättningar vara lämpliga eller nödvändiga i miljökänsliga verksamhetsområden. Se även sidorna 24–29, Samhällsansvar för mer information.
Bolaget skulle kunna utsättas för legala klagomål från kunder, anställda samt andra externa parter i områden som hälsa, miljö, säkerhet och verksamhetsrelaterade frågor eller genom att inte följa tillämpliga lagar och bestämmelser. Även om sådana tvister skulle lösas tillfredställande, utan fi nansiella konsekvenser för bolaget, skulle de påverka koncernens rykte negativt och ta upp resurser som skulle kunna användas på andra områden.
Petroleumindustrin är konkurrensutsatt i samtliga faser. Lundin Petroleums konkurrenter är bland annat olje- och gasbolag som har betydligt större fi nansiella resurser, personal och anläggningar än Lundin Petroleum. Lundin Petroleums förmåga att öka dess reserver i framtiden kommer inte bara att bero på dess förmåga att prospektera och bygga ut dess nuvarande tillgångar, men även på dess förmåga att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt för prospekteringsborrning. Konkurrensfaktorer i distribution och marknadsföring av olja och gas inkluderar pris, metoder och tillförlitlighet i leverans.
Lundin Petrolem är, och kommer att vara aktivt engagerad i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Risker kan uppkomma vid förändringar av lagstiftning beträff ande utländsk ägare, statligt deltagande, skatter, royalties, förpliktelser, växelkurser och valutakontroll. Dessutom kräver vissa aspekter av Lundin Petroleums prospekterings- och produktionsprogram godkännande eller fördelaktiga beslut tagna av myndigheter. Dessutom, kan Lundin Petroleums prospektering, utbyggnad och produktionsaktiviteter utsättas för politiska och ekonomiska osäkerheter, expropriering av tillgångar, annullering eller justering av kontraktsrätter, skatter, royalities, förpliktelser, utländska valutarestriktioner och andra risker som förorsakas av utländska myndigheters kontroll över områden där Lundin Petroleum är verksam i, samt risker till följd av inbördeskrig, gerillaktviteter eller uppror. Oljeanläggningar är kända för att vara troliga objekt, till och med mål, för militära operationer och terrorism. På grund av dess utsatthet och betydande ekonomiska intressen, ökar detta riskprofi len på Lundin Petroleums tillgångar.
Finansiella risker såsom svängningar i olje- och gaspris, valutakurser, räntor, likviditetsrisk och kreditrisk samt derivat som används har beskrivits i not 19 på sidan 75 i den fi nansiella rapporten.
Risker i fi nansiell rapportering är beskrivna i Internkontrollrapporten på sidorna 36–37, samt i Marknadsöversikt, sidorna 9–11.
Lundin Petroleums aktie är noterad på Large Cap-listan på NASDAQ OMX Stockholm (OMX). Lundin Petroleums aktie utgör en del av OMX 30 indexet vid OMX.
Handel i Lundin Petroleums aktie sker på OMX. Börsvärdet per den 31 december 2009 var 17,994 MSEK.
Under året har totalt 424 167 151 aktier omsatts på OMX till ett värde om cirka 22 878,4 MSEK. Ett genomsnitt om 1 689 909 aktier i Lundin Petroleum till ett vägt genomsnittligt värde om 91,1 MSEK omsatts dagligen vid OMX i Stockholm.
Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2009 till 3 179 106 SEK fördelat på 317 910 580 aktier till ett kvotvärde om 0,01 SEK och en röst per aktie. Alla utestående aktier är stamaktier och ger samma rätt till Lundin Petroleums tillgångar och vinst. En börspost består av 200 aktier.
Som del av ersättningen till de anställda har koncernen ett långfristigt incitamentsprogram (LTIP). LTIP fram till 2007 innefattade utställandet av teckningsoptioner och fi nns beskrivet i not 42–43. Antalet utestående teckningsoptioner per den 31 december 2009 uppgick till 1 410 750 och visas i tabellen. De utestående teckningsoptionerna representerar en utspädning på 0,4 procent om samtliga teckningsoptioner löses in även om inlösenspriset per den 31 december 2009 låg över den gällande aktiekursen. LTIP för 2007 innefattade även en aktieoptionsplan som fi nns beskriven i not 42–43. Lundin Petroleums maximala potentiella åtagande under denna plan är utgivandet av 46 140 aktier.
| 2007 program | |
|---|---|
| Lösenpris (SEK) | 78,05 |
| Antal godkända | 3 950 000 |
| Antal utställda | 1 410 750 |
| Inlösenperiod | 1 dec 2008 – 31 maj 2010 |
Lundin Petroleums årsstämma som hölls den 13 maj 2008 beslöt att bemyndiga styrelsen att besluta om återköp och försäljning av aktier i Lundin Petroleum på OMX under perioden fram till nästa årsstämma. Gränsen för det högsta antalet aktier som får återköpas motsvaras av att bolagets innehav av egna aktier inte vid något tillfälle överstiger fem procent av samtliga aktier i Lundin Petroleum. Syftet med bemyndigandet är att förse styrelsen med ett instrument för att optimera Lundin Petroleums kapitalstruktur samt säkra Lundin Petroleums kostnader avseende LTIP. Årsstämman som hölls den 13 maj 2009 förnyade detta bemyndigande för styrelsen.
I juni 2007 förvärvade Lundin Petroleum 68 000 av egna aktier för att helt säkra det potentiella åtagandet under 2007 års prestationsaktieplan.
I juni 2008 förvärvade Lundin Petroleum 797 000 av egna aktier för att helt säkra det potentiella kontantåtagandet under LTIP 2008.
Den 16 september 2008 beslöt styrelsen att ge ledningen mandat att återköpa aktier i Lundin Petroleum på OMX. Under detta mandat har Lundin Petroleum återköpt 3 625 300 av egna aktier under september och oktober 2008.
Per den 31 december 2009 höll Lundin Petroleum 4 490 300 av egna aktier i eget förvar.
Årsstämman 2009 beslutade att bemyndiga styrelsen att besluta om emission av totalt högst 35 000 000 nya aktier samt att därvid kunna avvika från aktieägarnas företrädesrätt i syfte att möjliggöra för bolaget att anskaff a kapital för fi nansieringen av verksamheten och för genomförandet av företagsförvärv. Om bemyndigandet utnyttjas i sin helhet motsvarar ökningen av aktiekapitalet en utspädningseff ekt om 10,0 procent.
Sedan bildandet av bolaget i maj 2001 fram till och med den 31 december 2009 har moderbolagets aktiekapital utvecklats enligt nedanstående tabell:
| Aktiedata | Månad och år |
Kvotvärde (SEK |
Förändring av antalet aktier |
Summa antal aktier |
Summa aktiekapital (SEK) |
|---|---|---|---|---|---|
| Bolagets bildande | maj 2001 | 100,00 | 1 000 | 1 000 | 100 000 |
| Split 10,000:1 | juni 2001 | 0,01 | 9 999 000 | 10 000 000 | 100 000 |
| Nyemission | juni 2001 | 0,01 | 92 861 283 | 102 861 283 | 1 028 613 |
| Nyemission | juli 2001 | 0,01 | 3 342 501 | 106 203 784 | 1 062 038 |
| Nyemission | november 2001 | 0,01 | 106 203 784 | 212 407 568 | 2 124 076 |
| Optionsrätter | juni 2002 | 0,01 | 35 609 748 | 248 017 316 | 2 480 173 |
| Teckningsoptioner | 2002 | 0,01 | 667 700 | 248 685 016 | 2 486 850 |
| Teckningsoptioner | 2003 | 0,01 | 2 840 450 | 251 525 466 | 2 515 255 |
| Teckningsoptioner | 2004 | 0,01 | 2 222 900 | 253 748 366 | 2 537 484 |
| Teckningsoptioner | 2005 | 0,01 | 3 391 800 | 257 140 166 | 2 571 402 |
| Teckningsoptioner | 2006 | 0,01 | 1 219 500 | 258 359 666 | 2 583 597 |
| Förvärvet av Valkyries | 2006 | 0,01 | 55 855 414 | 314 215 080 | 3 142 151 |
| Teckningsoptioner | 2007 | 0,01 | 1 335 500 | 315 550 580 | 3 155 506 |
| Teckningsoptioner | 2008 | 0,01 | 2 360 000 | 317 910 580 | 3 179 106 |
| Summa | 317 910 580 | 317 910 580 | 3 179 106 |
Lundin Petroleums primära målsättning är att öka värdet för aktieägare, anställda och samhället genom att driva en lönsam verksamhet med tillväxt. Det ökade värdet kommer att uttryckas dels som utdelning och dels som en långsiktigt stigande aktiekurs. Detta kommer att åstadkommas genom ökade olje- och gasreserver och utbyggnad av fyndigheter för att nå en ökning i produktion, kassafl öde och resultat.
Storleken på eventuell utdelning avgörs av bolagets fi nansiella ställning och möjligheterna till tillväxt genom lönsamma investeringar. Utdelningar kommer att ske när bolagets kassafl öde och vinst från de olika verksamheterna medger en långsiktig fi nansiell uthållighet och fl exibilitet. Aktieägarnas totala avkastning förväntas över tiden till största delen hänföras till en stigande aktiekurs snarare än från erhållna utdelningar.
Till följd av bolagets verksamhet innebär utdelningspolicyn att fi nansieringen av pågående projekt och behov av att tillgodose bolagets omedelbara kapitalbehov prioriteras.
Aktiekurs 2005–2009
Fördelningen av aktieägandet i Lundin Petroleum tillhandahållet av Euroclear per den 31 december 2009.
| Storleksklasser per den | Andel av antal | |
|---|---|---|
| 31 december 2009 | Antal aktieägare | aktier, % |
| 1-500 | 26 378 | 1,5 |
| 501-1 000 | 6 667 | 1,8 |
| 1 001-10 000 | 7 428 | 7,2 |
| 10 001- 50 000 | 812 | 5,6 |
| 50 001-100 000 | 126 | 2,8 |
| 100 001- 500 000 | 153 | 10,3 |
| 500 001 - | 88 | 70,8 |
| Summa | 41 652 | 100,0 |
Lundin Petroleum hade 41 652 aktieägare per den 31 december 2009. Institutionella investerares aktieinnehav uppgick till 85,0 procent. Utländska aktieägare uppgick till 56,0 procent.
| De 15 största aktieägarna per den | Andel av antal | |
|---|---|---|
| 31 december 2009 | Antal aktier | aktier, % |
| Lorito Holdings (Guernsey) Ltd | 76 342 895 | 24,0 |
| Swedbank Robur | 12 975 718 | 4,1 |
| AMF Pensionsförsäkring | 12 187 956 | 3,8 |
| Landor Participations Inc. | 12 038 956 | 3,8 |
| Zebra Holdings and Investment | ||
| (Guernsey) Ltd | 10 844 643 | 3,4 |
| LGT Bank in Liechtenstein Ltd | 5 779 083 | 1,8 |
| SEB Investment Management | 5 662 198 | 1,8 |
| Fjärde AP-fonden | 4 766 090 | 1,5 |
| Lundin Petroleum AB | 4 490 300 | 1,4 |
| Andra AP-fonden | 4 370 305 | 1,4 |
| Handelsbanken fonder | 3 873 501 | 1,2 |
| Folksam – KPA – Förenade Liv | 3 567 478 | 1,1 |
| Första AP-fonden | 3 079 091 | 1,0 |
| Nordea Investment Funds | 2 916 995 | 0,9 |
| Skandia Fonder | 2 879 918 | 0,9 |
| Övriga aktieägare | 152 135 453 | 47,9 |
| Summa | 317 910 580 | 100,0 |
Lundinfamiljetrust.
Landor Participations Inc. innehar 12 038 956 aktier i Lundin Petroleum. Landor Participations Inc. är ett investmentbolag som helägs av en trust, vars stiftare (settler) är Ian H. Lundin.
Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. innehar 10 844 643 aktier i Lundin Petroleum. Zebra Holdings and Investments (Guernsey) Ltd. är ett investmentbolag som helägs av en Lundinfamiljetrust.
| Nyckeltal, aktie | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktieägarnas eget kapital per aktie, SEK 1 | 25,93 | 36,49 | 35,02 | 33,63 | 14,32 |
| Operativt kassafl öde per aktie, SEK 2 | 11,48 | 12,96 | 9,91 | 8,05 | 10,22 |
| Kassafl öde från verksamheten per aktie, SEK 3 | 11,79 | 12,56 | 9,97 | 7,35 | 9,89 |
| Resultat per aktie, SEK 4 | -9,22 | 1,77 | 3,04 | 2,86 | 3,89 |
| Resultat per aktie efter full utspädning, SEK 5 | -9,22 | 1,77 | 3,03 | 2,85 | 3,87 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning, SEK 6 | 11,74 | 12,29 | 9,67 | 9,68 | 10,83 |
| Utdelning per aktie | – | – | – | – | – |
| Börskurs vid räkenskapsårets utgång (avser moderbolaget), SEK | 56,60 | 41,00 | 67,50 | 79,50 | 85,00 |
| Antal utställda aktier vid årets slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 315 550 580 | 314 215 080 | 257 140 166 |
| Antal aktier i cirkulation vid årets slut | 313 420 280 | 313 420 280 | 315 550 580 | 314 215 080 | 257 140 166 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året 7 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 020 401 | 280 867 805 | 255 685 730 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året, efter full utspädning 7 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 409 915 | 282 251 337 | 256 974 123 |
1 Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier vid årets slut.
2 Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
3 Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
4 Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
5 Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
6 Koncernens EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner. EBITDA som används i denna rapport defi nieras som rörelseresultat före avskrivning av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar och försäljning av tillgångar.
7 Antal aktier vid årets början med tidsvägning för nyemitterade aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
| Bank/Mäklare | Analytiker | Kontakt |
|---|---|---|
| ABG Sundal Collier | Oddvar Bjørgan | [email protected] |
| Bank of America Merrill Lynch | Alejandro Demichelis | [email protected] |
| Carnegie | Joakim Kindahl | [email protected] |
| Cheuvreux | Joakim Ahlberg | [email protected] |
| Collins Stewart | Gordon Gray / Jamie Maddock | [email protected] / [email protected] |
| Credit Suisse | Tao Ly / David Mirzai | [email protected] / [email protected] |
| DnB NOR Markets | Espen Hennie | [email protected] |
| Enskilda Securities | Julian Beer | [email protected] |
| GMP | Peter Nicol | [email protected] |
| Goldman Sachs | Christophor Jost | [email protected] |
| Handelsbanken | Anne Gjøen | [email protected] |
| HQ Bank AB | Alexander Vilval | [email protected] |
| Macquarie Securities Group | Mark Wilson / Brendan Warn | [email protected] / [email protected] |
| Nordea | Christian Kopfer | [email protected] |
| Pareto | Thomas Aarrestad | [email protected] |
| Standard & Poor's | Christine Tiscareno | [email protected] |
| Swedbank Markets | John Helgesson | [email protected] |
| Öhman Fondkomission | Oskar Tuwesson | [email protected] |
| Resultaträkning (sammanfattning) TSEK | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | 6 191 069 | 6 393 737 | 5 484 295 | 4 414 506 | 4 190 184 |
| Produktionskostnader | -2 299 894 | -2 378 706 | -2 266 911 | -1 575 781 | -1 310 905 |
| Avskrivning av olje- och gastillgångar | -1 295 061 | -1 032 068 | -997 644 | -776 735 | -753 428 |
| Prospekterings- och nedskrivningskostnader | -5 639 499 | -1 515 376 | -369 596 | -123 469 | -208 135 |
| Bruttoresultat | -3 043 385 | 1 467 587 | 1 850 144 | 1 938 521 | 1 917 716 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | 32 098 | 130 547 | – | – | 192 122 |
| Administrationskostnader | -212 667 | -136 665 | -168 760 | -107 200 | -96 680 |
| Rörelseresultat | -3 223 954 | 1 461 469 | 1 681 384 | 1 831 352 | 2 013 158 |
| Finansiella investeringar | 41 889 | -549 643 | 129 127 | 31 | -152 449 |
| Resultat från intressebolag | -194 399 | 29 298 | – | – | – |
| Resultat före skatt | -3 376 464 | 941 124 | 1 810 511 | 1 831 352 | 1 860 709 |
| Skatt | -413 502 | -630 837 | -858 037 | -1 036 917 | -866 734 |
| Periodens resultat | -3 789 966 | 310 287 | 952 474 | 794 435 | 993 975 |
| Resultatet fördelat på: | |||||
| Aktieägare i moderbolaget | -2 890 510 | 560 011 | 956 953 | 803 005 | 993 507 |
| Minoritetsintresse | -899 456 | -249 724 | -4 479 | -8 570 | 468 |
| PERIODENS RESULTAT | -3 789 966 | 310 287 | 952 474 | 794 435 | 993 975 |
| Balansräkning (sammanfattning) (TSEK) | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 |
| Materiella anläggningstillgångar | 18 191 679 | 21 124 177 | 16 879 890 | 14 525 270 | 5 827 007 |
| Övriga anläggningstillgångar | 847 453 | 2 026 954 | 1 424 395 | 1 662 651 | 502 474 |
| Omsättningstillgångar | 1 959 097 | 2 129 493 | 2 026 835 | 1 497 490 | 1 432 892 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 20 998 229 | 25 280 624 | 20 331 120 | 17 685 411 | 7 762 373 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 8 126 750 | 11 430 988 | 9 705 949 | 8 952 680 | 3 679 616 |
| Minoritetens andel | 677 777 | 1 396 046 | 1 346 164 | 1 615 131 | 3 050 |
| Summa eget kapital | 8 804 527 | 12 827 034 | 11 052 113 | 10 567 811 | 3 682 666 |
| Avsättningar | 6 387 910 | 6 087 340 | 4 771 421 | 4 481 496 | 2 087 250 |
| Långfristiga räntebärande skulder | 3 973 326 | 4 339 769 | 2 740 168 | 1 391 063 | 736 151 |
| Kortfristiga skulder | 1 832 466 | 2 026 481 | 1 767 418 | 1 245 041 | 1 256 306 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 20 998 229 | 25 280 624 | 20 331 120 | 17 685 411 | 7 762 373 |
Den primära målsättningen är att öka värdet för aktieägare, anställda och samarbetspartners genom att driva en lönsam verksamhet och genom tillväxt. Lundin Petroleums ökande värde kommer att skapas genom en kombination av förbättrat kassafl öde från och lönsamhet i produktionstillgångarna samt genom prospektering och teknisk framgång, medförande ökade reserver. Kassafl ödet från och lönsamheten i produktionstillgångarna kan förbättras genom kvalifi cerat tekniskt arbete med tillgångarna, medförande förbättrade produktionsnivåer samt lägre produktionskostnader.
Lundin Petroleums målsättning är att öka reserverna av kolväten genom prospektering och förvärv. Lundin Petroleum kommer att fi nansiera förvärv genom en blandning av internt genererade medel, upplåning samt om nödvändigt genom nyemission.
Lundin Petroleums eget kapital motsvarar inte det underliggande värdet av bolagets tillgångar då det bokförda värdet på tillgångarna, i enlighet med god redovisningssed (IFRS), utgörs av dels nedlagda prospekterings- och utbyggnadsutgifter, dels kapitaliserade förvärvskostnader. Det underliggande värdet av Lundin Petroleums tillgångar utgörs av diskonterade kassafl öden från framtida utvinning av reserverna. Kassafl ödet investeras sedan för att öka reserverna och produktionen.
LUNDIN PETROLEUM AB (PUBL) ORG NO. 556610-8055
Lundin Petroleum AB bildades som ett resultat av att Talisman Energy Inc. förvärvade Lundin Oil AB för cirka 4 miljarder SEK under 2001. Aktieägarna i Lundin Oil AB erhöll 36,50 SEK samt en aktie i Lundin Petroleum AB för varje aktie i Lundin Oil AB. Den 6 september 2001 började aktierna i Lundin Petroleum AB att handlas på Nya Marknaden vid Stockholmsbörsen. Den 2 oktober 2003 noterades Lundin Petroleum AB på Stockholmsbörsens O-lista. Den 1 juli 2004 fl yttades aktierna i Lundin Petroleum över till Large Cap-listan (nu NASDAQ OMX), Stockholm.
Den 19 september 2002 genomförde Lundin Petroleum förvärvet av 95,3 procent av de utestående aktierna i Lundin International SA (tidigare Coparex International SA) från BNP Paribas. Därtill efterföljande förvärv har ökat bolagets ägarandel till 99,86 procent.
Den 13 januari 2003 genomförde Lundin Petroleum förvärvet av 75,8 procent av OER oil AS. OER oil AS förvärvade därefter delar av två producerande fält off shore Norge och 100 procent av OER energy AS (tidigare Aker Energy AS). Den 23 november 2004 sålde Lundin Petroleum sitt aktieinnehav i OER oil AS till Endeavour International. Den 13 februari 2004 slutfördes förvärvet av DNO ASA:s olje- och gastillgångar i Storbritannien och Irland. Den 17 juni 2004 slutförde Lundin Petroleum förvärvet av vissa av DNO ASA:s norska tillgångar.
Den 31 juli 2006 slutförde Lundin Petroleum förvärvet av 100 procent av aktierna i Valkyries Petroleum Corporation (Valkyries).
I februari 2008 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av dess helägda dotterbolag Lundin Latina de Petróleos S.A. till PetroFalcon Corporation (PetroFalcon) i utbyte mot cirka 57,3 miljoner aktier i PetroFalcon och förvärvet av cirka 6,7 miljoner aktier och 5,0 miljoner optioner i PetroFalcon genom en riktad nyemission. I april 2008 ingick PetroFalcon ett avtal om att förvärva Anadarko Petroleum Corporations venezuelanska tillgångar. Lundin Petroleum kom överens om att garantera vissa av PetroFalcons skyldigheter under det avtalet och erhöll 7,1 miljoner aktier i PetroFalcon som ersättning. Således har Lundin Petroleum blivit den största aktieägaren i PetroFalcon med en andel om 45 procent. Under tredje kvartalet 2009 ändrade PetroFalcon namn till Etrion Corporation (Etrion) och förvärvade en andel om 90 procent i ett bolag för förnyelsebar energi (Solar Resources Holding Sarl), vilket kommer att vara Etrions primära aff ärsinriktning i framtiden. Etrion är ett publikt bolag noterat på Torontobörsen med bevisade och sannolika reserver om 30,0 MMboe per den 1 januari 2010.
I april 2009 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av de helägda dotterbolagen Lundin Kenya B.V. och Lundin East Africa B.V., som innehade koncernens kenyanska och etiopiska tillgångar, till Africa Oil Corporation (AOC).
I juli 2009 sålde Lundin Petroleum sin andel om 50 procent i CJSC Oilgaztet (Oilgaztet), vilket innehade Ashirovskoyefältet i Orenburgregionen. I november 2009 sålde Lundin Petroleum sin andel om 51 procent i CJSC Kalmeastern som innehade, som operatör, produktionstillgångarna i Kalmykia, onshore Ryssland.
Lundin Petroleum AB:s huvudkontor är Hovslagargatan 5, Stockholm, Sverige.
Lundin Petroleums huvudsakliga verksamhet är prospektering efter, utbyggnad av samt produktion av olja och naturgas.
I enlighet med Lundin Petroleums formulerade målsättning att öka reserverna genom förvärv och prospektering, förvärvades reserver under 2002 genom köpet av Lundin International SA (tidigare Coparex International SA). Ytterligare reserver förvärvades under 2003 i Norge genom köpet av OER oil AS. Under 2004 förvärvade Lundin Petroleum reserver genom köpet av DNO ASA:s tillgångar i Storbritannien och Irland samt en omfattande del av dess norska tillgångar. Under 2006 förvärvades reserver genom förvärvet av Valkyries vilket gav koncernen tillgångar i Ryssland. Under 2007 förvärvades ytterligare reserver genom förvärvet av CARR.
Lundin Petroleum innehar en portfölj av producerande olje- och gastillgångar och utbyggnadsprojekt i ett antal länder med exponering mot ytterligare prospekteringsmöjligheter.
Koncernen bedriver inte någon forskning eller utveckling. Koncernen har fi lialer i fl ertalet av de områden där verksamhet bedrivs. Moderbolaget har inga utländska fi lialer.
Lundin Petroleums nettoproduktion under tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009 var i genomsnitt 13 800 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), från Alvheimfältet, off shore Norge (Lundin Petroleums licensandel (l.a.) 15%). Alvheimfältet började producera i juni 2008 och har producerat över förväntan under perioden trots ett antal oplanerade driftsstopp på grund av olika anläggningsrelaterade problem. Utbyggnadsborrningar i fas 1 av Alvheimprojektet har med framgång slutförts och fas 2, som inkluderar ytterligare tre multi-laterala borrningar, kommer att påbörjas under 2010. Genomsnittlig utvinningskostnad för Alvheimfältet var under 5 USD per fat under perioden och förväntas att kvarstå på ungefär samma nivå under 2010. Alvheims utvinningsbara reserver ökade återigen under året främst på grund av reservoarernas utmärkta prestanda.
De två första utbyggnadsborrningarna i Volundfältet (l.a. 35%) har slutförts med framgång. Den slutförda produktionsborrningen har rensats ur och fl ödena testades genom anläggningen på Alvheim FPSO under september. Trots utökad kapacitet på Alvheim FPSO är Alvheimfältets överproduktion så stor att extra kapacitet för att ta emot produktionen från Volund inte kan förväntas förrän under första halvåret 2010. Fas 2 av utbyggnadsborrningarna i Volundfältet, vilket inkluderar ytterligare två multi-laterala borrningar, har påbörjats. Volundfältets förväntade platåproduktion är 8 700 boepd, netto till Lundin Petroleum.
I oktober 2009 off entliggjordes en ny fyndighet på strukturen Marihøne i PL340 (l.a. 15%). Fyndigheten uppskattas innehålla 20 till 30 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) och kommer sannolikt att byggas ut som ytterligare en återkoppling till Alvheim FPSO.
Under fj ärde kvartalet 2009 off entliggjordes ytterligare fyndigheter i det större Alvheimområdet med borrningen av Viper och South Kneler strukturerna i PL203 (l.a. 15%). Fyndigheten Viper uppskattas innehålla mellan 5 till 10 miljoner fat utvinningsbar olja och kommer sannolikt också att byggas ut som en återkoppling till Alvheim FPSO. South Kneler är en gasfyndighet som nu kommer att utvärderas tillsammans med den outbyggda gasfyndigheten Gekko belägen i samma licens.
Lunofyndigheten i PL338 (l.a. 50%) gjordes 2007. Den första utvärderingsborrningen på Luno genomfördes med framgång i januari 2009, vilken bekräftade förlängningen av Lunofältet till nordost. Borrningen fl ödade vid test på en nivå om cirka 4 000 bopd. Resultatet från utvärderingsborrningen har inkluderats i en reservuppskattning gjord av det oberoende certifi eringsbolaget Gaff ney, Cline and Associates (GCA). Enligt reservrapporten beräknas Lunofältet innehålla 95 MMboe av bevisade och sannolika (2P) bruttoreserver. Under tredje kvartalet 2009 testades Lunos ursprungliga fyndighetsborrning med fl öden om 5 700 bopd. Ytterligare en utvärderingsborrning på Lunofältet genomfördes i januari 2010 vilken påträff ade en oljekolumn om cirka 50 meter med utmärkt reservoarkarakteristika. Resultatet från utvärderingsborrningen inkluderas i reservoarmodellen som används vid planering av utbyggnaden och kommer med stor sannolikhet att resultera i en uppgradering av reserverna som tidigare beräknats av GCA. Arbetet med konceptuella utbyggnadsstudier för Lunofältet är igång för att besluta om utbyggnadskoncept vid slutet av 2010 och inlämnandet av en utbyggnadsplan under 2011.
Ytterligare en fyndighet i PL338 (l.a. 50%) gjordes under tredje kvartalet 2009 genom borrningen av strukturen Luno South. Fyndigheten, som gjordes i sprickbildningar i berggrunden är potentiellt kopplad till stora volymer av olja i marken (oil in place) men det kommer att krävas ytterligare arbete för att bestämma resurspotentialen och kommersialitet.
Lundin Petroleum har betydande prospekteringsareal i det större Lunoområdet med licensandelar i PL359 (l.a 40%), PL409 (l.a 70%), PL410 (l.a 70%) och PL501 (l.a 40%). I april 2009 undertecknades ett utfarmningskontrakt med StatoilHydro som omfattar licenserna PL359, PL409 och PL410, där StatoilHydro förvärvar andelar i licenserna. StatoilHydro kommer att betala en oproportionerlig andel av kostnaderna för 3D seismik och prospekteringsborrningarna som skall utföras i PL359 och PL410. Prospekteringsborrningen Luno High i PL359 är för närvarande igång och ytterligare tre prospekteringsborrningar kommer att genomföras i det större Lunoområdet under 2010.
I mars 2009 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 40 procent i PL301, off shore Norge från Talisman Energy. Licensen innehåller den outbyggda oljefyndigheten Krabbe.
I december 2009 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 10 procent i PL265 i det större Lunoområdet från Talisman Energy Norge AS. PL265 innehåller olje- och gasfyndigheten Ragnarrock belägen nära Lunofältet.
Prospekteringsborrningarna 2/5–14S i PL006c (l.a. 75%), med målsättning att nå strukturen Hyme, 25/10-9 i PL304 (l.a. 50%) med målsättning att nå strukturen Aegis, 25/5-6 i PL363 (l.a. 45%) med målsättning att nå strukturen Mon och 25/9-3 i PL412 (l.a. 30%) med målsättning att nå strukturen Tasta och 6507/11-10 i PL476 (l.a. 30%) har genomförts och har pluggats igen och övergivits som torra hål.
Under januari 2010 tilldelades Lundin Petroleum sju nya prospekteringslicenser i licensrundan "tilldelning av licenser i fördefi nierade områden" (TFO) av vilka fyra med Lundin Petroleum som operatör.
Lundin Petroleums nettoproduktion var i genomsnitt 10 200 boepd under tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009 vilket var över förväntan.
Broomfältets nettoproduktion (l.a. 55%) var i genomsnitt 4 600 boepd för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009. Brooms reservoar har presterat över förväntan under perioden men produktionen från Broomfältet är för tillfället begränsad till en av två pipelines för oljeexport till Heatherplattformen vilket påverkar Brooms produktion negativt med upp till 1 500 bopd, brutto. En ny pipeline kommer att installeras under 2010. Ytterligare en utbyggnadsborrning kommer att genomföras under 2010.
Produktionen från Heatherfältet (l.a. 100%) var i genomsnitt 1 800 boepd under tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009. Produktionen från Heather har överstigit förväntningarna som ett resultat av gaskompressorernas driftstid med en oavbruten period av två verksamma kompressorer.
Nettoproduktionen från Thistlefältet (l.a. 99%) var i genomsnitt 3 800 boepd under tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009. Produktionen under perioden påverkades positivt av god vatteninjicering till följd av anläggningens förbättrade driftskapacitet. Den skadade elgeneratorn har ersatts och kommer att ge ytterligare positiv inverkan på anläggningens driftstid. Upprustningen av Thistlefältet har påbörjats med en workover och tre nya producerande borrningar planerade för 2010 genom att använda den nybyggda borriggen på Thistlefältet. Under 2009 har en överenskommelse träff ats angående att Thistlefältet skall förse de närliggande fälten South West och West Don, vilka båda började producera under första halvåret 2009, med anläggningstjänster. Thistle kommer att erhålla den första oljan från South West- och West Donfälten under första kvartalet 2010 och kommer att erhålla tariffi ntäkter för tjänsterna, vilket kommer att väsentligt minska produktionskostnaderna, netto.
I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2 700 boepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 700 boepd för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009. Utbyggnadsborrning kommer att påbörjas på Mimosalicensen (l.a 50%) under 2010. Prospekteringsborrningen Villeseneux som genomfördes 2008 har med framgång lagts på långsiktig produktionstest under 2009 och producerade 150 boepd.
Gasproduktionen, netto, för Nederländerna var i genomsnitt 2 100 boepd för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009.
Prospekteringsborrningen Vinkega-1 (l.a. 7,75%) resulterade i en fyndighet och fl ödade vid test på en nivå om 40 miljoner kubikfot per dag (MMcfd), brutto. En utbyggnadsplan förbereds för närvarande.
Försäljningen av Lundin Petroleums aktieinnehav om 1,8 procent i NOGAT B.V. till Venture Production plc, mot en kontant köpeskilling på 96,4 MSEK (9,0 MEUR), slutfördes under tredje kvartalet 2009.
En ansökan om licensförlängning har medgivits för Slyne basinlicensen 04/06, där arbetet inför den planerade insamlingen av 3D seismik pågår. Under det fj ärde kvartalet 2009 beslutade Lundin Petroleum att inte fortsätta in i nästa fas i Donegal Basinlicensen 03/06 och licensen återlämnades.
Salawati Island och Basin (Papua)
Nettoproduktionen från Salawati (Salawati Island l.a. 14,5% och Salawati Basin l.a. 25,9%) var 2 400 boepd för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009.
Efter den framgångsrika prospekteringsborrningen South East Walio-1 har ytterligare tre utvärderingsborrningar genomförts med resultat under förväntan.
Utbyggnaden av gasfältet Singa (l.a. 25,9%) pågår och anläggningarna är så gott som färdigställda. Den första av två producerande borrningar förväntas börja producera under första halvåret 2010. Gasförsäljningsavtalet som ingåtts med PT PLN (Persoro), ett indonesiskt elbolag, reviderades i februari 2010 till att innefatta ett ökat gaspris på över 5 USD per miljoner British thermal units (MMbtu) och att tillåta PT PGN (Persoro), en indonesisk statligt ägd gasdistributör, att köpa de första tre årens gasproduktion från Singa. Förväntad platåproduktion från gasfältet Singa är cirka 12,5 miljoner standard kubikfot per dag (2 000 boepd), netto till Lundin Petroleum.
Under 2009 farmades en licensandel om 49 procent i Rangkas blocket (l.a. 51%) ut till Carnarvon Petroleum Limited och Tap Oil Limited. Ett insamlingsprogram för 2D seismik kommer att slutföras under 2010.
Insamling av 2 150 km2 av 3D seismik på block PM308A (l.a. 35%), PM308B (l.a. 75%) och SB303 (l.a. 75%) slutfördes under 2009. Processandet av seismisk data är i ett framskridet skede och kommer att följas upp av tolkning för att identifi era potentiella strukturer för det kommande borrprogrammet under 2011/2012.
Den insamlade 3D seismiken i Block E (l.a. 34%) off shore Kambodja, visade på begränsad potential och licensen återlämnades under fj ärde kvartalet 2009.
Under 2009 genomfördes den första av tre prospekteringsborrningar i Block 06/94 (l.a. 33,33%). Tuong Vi strukturen fann icke-kommersiella mängder gas och pluggades igen. Ytterligare två prospekteringsborrningar kommer att genomföras under 2010 med start av den första borrningen under första halvåret 2010 på strukturen Hoa Hong-1X.
Nettoproduktionen av olja från Ryssland för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009 var 4 800 boepd efter minoritetsintressen.
Under det första kvartalet 2009 träff ades en överenskommelse med den ryska licensmyndigheten Rosnedra avseende förlängningen av licensen för Laganskyblocket fram till 2014.
Under det tredje kvartalet slutförde Lundin Petroleum försäljningen av dess andel om 50 procent i CJSC Oilgaztet vilket innehade Ashirovskoyafältet i Orenburgregionen för en köpeskilling om 4 MUSD. Under fj ärde kvartalet 2009 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av dess andel om 51 procent i CJSC Kalmeastern som innehade Kaspiskoyafältet i Republiken Kalmykien mot en kontant köpeskilling om 0,5 MUSD. Innan försäljningarna producerade fälten tillsammans cirka 500 bopd netto efter minoritetsintressen.
Under tredje kvartalet 2009 förvärvade Gunvor Cyprus Holding Ltd (Gunvor) en licensandel om 30 procent i Laganskyblocket och Lundin Petroleum innehar den återstående licensandelen om 70 procent. Under villkoren för transaktionen utgör Gunvor en fullt betalande partner i Laganskyblocket från och med borrstarten av prospekteringsborrningen Petrovskaya. Köpeskillingen för förvärvet är 30 MUSD plus en uppskjuten köpeskilling beroende på framtida fyndigheter och reserver inom Laganskyblocket. Lundin Petroleum behåller rätten att bli återgäldad för historiska kostnader hänförliga till Laganskyblocket. Transaktionen är villkorad av olika godkännanden från ryska staten.
Under fj ärde kvartalet 2009 genomfördes prospekteringsborrningen Petrovskaya-1 och pluggades igen som ett torrt hål. Konceptuella utbyggnadsstudier pågår för Morskayafältet och utvärderingsborrningar kommer sannolikt att påbörjas under 2011 jämte ytterligare prospekteringsborrningar i Laganskyblocket. Resultatet från insamlingen av 3D seismik under 2009 över delar av Laganskyblocket indikerar ytterligare prospekteringspotential.
Tunisien Produktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) var i genomsnitt 1 400 boepd, netto för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2009. Produktionen från Oudnafältet fortsätter att överträff a förväntningarna.
Prospekteringsborrningen Liyeke Marine-1 i Block Marine Xl (l.a 18,75%) som genomfördes under tredje kvartalet 2009 påträff ade en kolumn med tung olja och borrningen pluggades igen. En utvärderingsborrning på Viodofyndigheten slutfördes under fj ärde kvartalet 2009 och resulterade i ytterligare en fyndighet. Resultatet från borrningen analyseras för närvarande med hänsyn till utbyggnadspotentialen för Viodofältet.
I Block Marine XIV (l.a 21.55%) har en 3D seismisk undersökning genomförts och prospekteringsborrning kommer att påbörjas under 2010.
Under 2009 beslutade Lundin Petroleum att inte fortsätta in i den andra prospekteringsfasen i Block 5B och som ett resultat har Lundin Petroleum lämnat verksamheten i Sudan.
I april 2009 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av dess kenyanska och etiopiska tillgångar till Africa Oil Corporation i utbyte mot ett konvertibelt lån på 23,7 MUSD.
Lundin Petroleum söker ständigt nya möjligheter för att ytterligare utöka dess olje- och gasportfölj och öka dess reserver genom organisk tillväxt av producerande tillgångar, prospektering och utvinning av existerande tillgångar kompletterat med förvärv. För ytterligare information avseende avknoppningen av verksamheten i Storbritannien under 2010 se not 44.
Lundin Petroleum och dess internationella dotterbolag bedriver all internationell prospekterings- och produktionsverksamhet som ett minimum i enlighet med gällande miljökrav och miljöprogram. Koncernen har ingen verksamhet i Sverige.
Lundin Petroleum uppvisar ett resultat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 om -3 790,0 MSEK (310,3 MSEK).
Resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 påverkades av följande engångs- och ej kassafl ödespåverkande poster:
| Belopp i MSEK | Resultat före skatt |
Skatt | Resultat efter skatt |
Minoritets intresse |
Resultat hänförligt till Lundin Petroleum |
|---|---|---|---|---|---|
| Resultat | -3 376,5 | -413,5 | -3 790,0 | -899,5 | -2 890,5 |
| Nedskrivning av ryska bokförda värden |
4 588,5 | -618,4 | 3 970,1 | 761,5 | 3 208,6 |
| Övriga engångsposter | |||||
| - Nedskrivning av Etrion | 409,3 | – | 409,3 | – | 409,3 |
| - Försäljning av Lundin International BV |
-211,2 | – | -211,2 | – | -211,2 |
| - Försäljning av NOGAT | -80,4 | – | -80,4 | – | -80,4 |
| - Försäljning av ryska onshorefält |
179,1 | – | 179,1 | – | 179,1 |
| Prospekteringskostnader | 1 051,0 | -544,1 | 506,9 | 59,8 | 447,1 |
| Resultat efter skatt före justering |
2 559,8 | -1 576,0 | 983,8 | -78,2 | 1 062,0 |
Resultat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick till -2 890,5 MSEK (560,0 MSEK), vilket motsvarar en vinst per aktie, efter full utspädning, om -9,22 SEK (1,77 SEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Operativt kassafl öde för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 3 597,3 MSEK (4 092,1 MSEK) motsvarande operativt kassafl öde per aktie, efter full utspädning, om 11,48 SEK (12,96 SEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 3 678,5 MSEK (3 878,4 MSEK) motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 11,74 SEK (12,29 SEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
I april 2009 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av de helägda dotterbolagen Lundin Kenya B.V. och Lundin East Africa B.V., som innehade koncernens kenyanska och etiopiska tillgångar, till Africa Oil Corporation i utbyte mot ett konvertibelt lån på 23,7 MUSD (181,3 MSEK). I juli 2009 sålde Lundin Petroleum sin andel om 50 procent i CJSC Oilgaztet (Oilgaztet) för en kontant köpeskilling på 4 MUSD (27,9 MSEK). Resultatet från Oilgaztet har ingått i Lundin Petroleums koncernredovisning fram till transaktionens slutförande.
I augusti 2009 ingick Lundin Petroleum ett avtal om att förvärva andelen om 30 procent i Laganskyblocket som en minoritetspartner ägde för 30 MUSD (209,6 MSEK) och en viss uppskjuten köpeskilling där vissa belopp kommer att betalas i fall av framtida kommersiella fyndigheter och vid vissa nivåer av certifi erade reserver inom Laganskyblocket. Avtalet är villkorat av godkännanden från ryska staten. Lundin Petroleum har betalat köpeskillingen om 30 MUSD i form av ett räntefritt lån till säljaren i väntan på statliga godkännanden.
I september 2009 ingick Lundin Petroleum ett avtal om att sälja en andel om 30 procent i Laganskyblocket till Gunvor Cyprus Holding Ltd (Gunvor) för 30 MUSD och en viss uppskjuten köpeskilling där vissa belopp kommer att betalas i fall av framtida kommersiella fyndigheter och vid vissa nivåer av certifi erade reserver inom Laganskyblocket. Avtalet är villkorat av ryska statliga godkännanden. Lundin Petroleum har från Gunvor erhållit köpeskillingen om 30 MUSD i form av ett räntefritt lån i väntan på statliga godkännanden. Till följd av denna transaktion kommer Gunvor att utgöra en fullt betalande partner för dess andel om 30 procent från starten av förberedelserna inför borrningen av Petrovskaya-1. Lundin Petroleum kommer att behålla rätten att bli återgäldad för det aktieägarlån som tidigare fi nansierats till 100 procent av Lundin Petroleum för Laganskyblocket. Som ett resultat av de två ovannämnda transaktionerna kommer Lundin Petroleum även i fortsättningen att inneha 70 procent av Laganskyblocket.
I slutet av 2008 ägde Lundin Petroleum cirka 45 procent av de utställda och utestående stamaktierna i PetroFalcon Corporation (PetroFalcon). Innehavet i PetroFalcon har redovisats enligt kapitalandelsmetoden där endast förändringen i eget kapital redovisats i koncernens resultaträkning under rubriken resultat från intressebolag. Under tredje kvartalet 2009 ändrade PetroFalcon namn till Etrion Corporation (Etrion) och förvärvade en andel om 90 procent i ett bolag för förnyelsebar energi, vilket kommer att vara Etrions primära aff ärsinriktning i framtiden. Samtidigt fi ck Lundin Petroleum kontrollposition i Etrions styrelse, och detta, tillsammans med Lundin Petroleums och vissa av dess styrelseledamöters kombinerade aktieinnehav i Etrion, ledde till ett bestämmande infl ytande för Lundin Petroleum ur ett bokföringsmässigt perspektiv. Som ett resultat av det bestämmande infl ytandet, skall Lundin Petroleum konsolidera Etrions resultat i Lundin Petroleums koncernredovisning, vilket har gjorts från och med den 30 september 2009.
Resultatet av konsolideringen av Etrion in i Lundin Petroleums bokföring visas nedan.
| TUSD | TSEK | |
|---|---|---|
| Bokfört värde 30 september 2009 | 14 899 | 104 103 |
| Överlåtet värde vid konsolidering | ||
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 460 | 3 217 |
| Övriga aktier och andelar | 10 000 | 69 876 |
| Övriga fi nansiella tillgångar | 44 | 307 |
| Övriga immateriella tillgångar | 3 079 | 21 512 |
| Rörelsekapital | -418 | -2 909 |
| Goodwill | 674 | 4 708 |
| Likvida medel | 27 006 | 188 709 |
| Uppskjuten skattekostnad | -840 | -5 873 |
| Övriga avsättningar | -111 | -777 |
| IFRS 2 reserv | -6 225 | -43 501 |
| Minoritetsintresse | -18 770 | -131 166 |
| Totalt överlåtet värde 30 september 2009 | 14 899 | 104 103 |
I november 2009 sålde Lundin Petroleum sin andel om 51 procent i CJSC Kalmeastern som innehade som operatör produktionstillgångarna i Kalmykia, onshore Ryssland, för en kontant köpeskilling om 0,5 MUSD (3,6 MSEK). Resultatet från CJSC Kalmeastern ingick i Lundin Petroleums koncernredovisning fram till transaktionens slutförande.
Försäljning av olja och gas för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 6 064,2 MSEK (6 269,1 MSEK) och beskrivs i not 1. Produktionen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 14 093,9 (11 842,2) tusen fat oljeekvivalenter (Mboe) motsvarande 38,6 Mboe per dag (Mboepd) (32,4 Mboepd). Uppnått genomsnittspris per fat oljeekvivalenter (boe) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 var 57,16 USD (87,29 USD). Det genomsnittliga Dated Brentpriset för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 61,67 USD (97,26 USD) per fat.
Övriga rörelseintäkter för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 126,9 MSEK (124,6 MSEK). I detta belopp ingår tariffi ntäkter från Norge, Storbritannien, Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Försäljning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 omfattar nedanstående:
| Försäljning | |
|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Storbritannien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 3 630,8 | 3 523,3 |
| - Genomsnittspris per boe | 62,83 | 96,41 |
| Frankrike | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 277,9 | 1 325,8 |
| - Genomsnittspris per boe | 60,94 | 92,63 |
| Norge | ||
| - Kvantitet i Mboe | 5 200,1 | 2 385,0 |
| - Genomsnittspris per boe | 60,48 | 90,45 |
| Nederländerna | ||
| - Kvantitet i Mboe | 759,3 | 839,1 |
| - Genomsnittspris per boe | 50,49 | 70,90 |
| Indonesien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 609,4 | 483,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 60,58 | 92,92 |
| Ryssland | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 976,4 | 1 985,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 37,64 | 62,85 |
| Tunisien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 465,5 | 441,0 |
| - Genomsnittspris per boe | 54,72 | 116,22 |
| Totalt | ||
| - Kvantitet i Mboe | 13 919,4 | 10 983,0 |
| - Genomsnittspris per boe | 57,16 | 87,29 |
Oljan som produceras i Ryssland säljs antingen på den inhemska ryska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 såldes 40 procent på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 57,23 USD per fat och återstående 60 procent av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 24,67 USD per fat.
| Produktion | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Storbritannien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 3 743,3 | 3 706,0 |
| - Kvantitet i Mboepd | 10,2 | 10,2 |
| Frankrike | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 249,2 | 1 394,1 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,4 | 3,8 |
| Norge | ||
| - Kvantitet i Mboe | 5 060,9 | 2 372,1 |
| - Kvantitet i Mboepd | 13,9 | 6,5 |
| Nederländerna | ||
| - Kvantitet i Mboe | 759,3 | 839,1 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,1 | 2,3 |
| Indonesien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 896,3 | 853,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,4 | 2,3 |
| Ryssland | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 890,0 | 2 091,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | 5,2 | 5,7 |
| Tunisien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 494,9 | 586,4 |
| - Kvantitet i Mboepd | 1,4 | 1,6 |
| Totalt | ||
| - Kvantitet i Mboe | 14 093,9 | 11 842,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | 38,6 | 32,4 |
| Minoritetsintresse i Ryssland | ||
| - Kvantitet i Mboe | 162,2 | 239,9 |
| - Kvantitet i Mboepd | 0,4 | 0,7 |
| Totalt exklusive minoritetsintresse | ||
| - Kvantitet i Mboe | 13 931,7 | 11 602,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 38,2 | 31,7 |
Lundin Petroleum har konsoliderat dotterbolagen i Ryssland över vilka det utövar kontroll med den icke-ägda andelen redovisad som minoritetsintresse. Den genomsnittliga produktionen i Ryssland för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 4,8 Mboepd (5,0 Mboepd) efter justeringar för Lundin Petroleums ägda andel. Lundin Petroleum avyttrade de två ryska dotterbolagen, i vilka det utövade ett bestämmande infl ytande, under 2009.
Antalet producerade fat under en period kan variera från antalet sålda fat på grund av en rad anledningar. Tidsskillnader kan ske på grund av lagerhållning, lager och volymer i pipeline. Andra skillnader uppstår på grund av royaltybetalningar i sak såväl som av eff ekterna av produktionsdelningskontrakt.
Produktionskostnaderna för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 2 299,9 MSEK (2 378,7 MSEK) och beskrivs i not 2. Utvinningskostnaderna uppgick till 16,40 USD per fat (21,44 USD per fat) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Produktionskostnader i USD för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 omfattas av nedanstående:
| i TUSD | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 231 089 | 253 933 |
| Tariff - och transportkostnader | 31 149 | 32 590 |
| Royalty och direkta skatter | 40 987 | 80 738 |
| Förändringar i lager/överuttag | -4 570 | -3 511 |
| Övriga kostnader | 3 082 | – |
| Totala produktionskostnader | 301 737 | 363 750 |
| Avskrivningar | 169 907 | 157 823 |
| Totalt | 471 644 | 521 573 |
| i USD per boe | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 16,40 | 21,44 |
| Tariff - och transportkostnader | 2,21 | 2,75 |
| Royalty och direkta skatter | 2,91 | 6,82 |
| Förändringar i lager/överuttag | -0,32 | -0,30 |
| Övriga kostnader | 0,22 | – |
| Totala produktionskostnader | 21,42 | 30,71 |
| Avskrivningar | 12,06 | 13,33 |
| Total kostnad per boe | 33,48 | 44,04 |
Den verkliga utvinningskostnaden för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 var 7 procent under prognos i USD termer. Denna variation i USD termer är främst relaterad till gynnsamma växelkurser jämfört med prognosen. Detta hade störst eff ekt för verksamheten i Storbritannien där utvinningskostnader var något över prognos i GBP termer men var 8 procent lägre än prognos i USD termer.
Utvinningskostnaderna per fat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 var betydligt lägre än för jämförelseperioden 2008 som ett resultat av att Alvheimfältet stod för 36 procent av Lundin Petroleums produktion under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 jämfört med 20 procent under jämförelseperioden 2008 till en utvinningskostnad som är lägre än 5 USD per fat.
I royalty och direkta skatter ingår rysk mineralresursskatt (Russian Mineral Resource Extraction Tax, MRET) och rysk exportskatt. Skattesatsen MRET varierar i förhållande till världsmarknadspriset på olja och baseras på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet uppgick till 10,23 USD (18,04 USD) per fat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den Ryska Federationen varje månad och är beroende av det pris som erhålls för Urals Blend den föregående månaden. Exportskatten baseras på volymen exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 21,42 USD (49,73 USD) per fat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. Royalty och direkta skatter har minskat jämfört med jämförelseperioden till följd av prisfallet på råolja vilket påverkar kostnaden för MRET och exportskatt, vilka står för majoriteten av den totala kostnaden.
Som nämnts i produktionsdelen fi nns det både permanenta och temporära skillnader som resulterar i att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Förändringar i kolvätelager och under-/överuttag är resultatet av dessa tidsskillnader.
Avskrivningar av olje- och gastillgångar för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 1 295,1 MSEK (1 032,1 MSEK) och beskrivs i not 3. De totala avskrivningarna är högre under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 än under jämförelseperioden på grund av en högre produktionsvolym under 2009.
Avskrivningssatsen per fat för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 är något över prognosen till följd av bättre produktionsresultat i Storbritannien med en högre avskrivningssats per fat än i genomsnitt.
Prospekteringskostnaderna uppgick för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 till 1 051,0 MSEK (901,7 MSEK) och beskrivs i not 4. Kostnader för prospekterings- och utvärderingsprojekt kapitaliseras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs kostnaderna direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga kapitaliserade kostnader omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.
Under 2009 kostnadsfördes de kostnader som är hänförliga till prospekteringsborrningarna i Paris Basin, Dordives 1-D och Vaxy-1, uppgående till 21,7 MSEK.
Under 2009 kostnadsfördes de kostnader som är hänförliga till prospekteringsborrningen Tuong Vi-1X i block 6/94 i Vietnam, uppgående till 60,1 MSEK.
Inom vår norska verksamhet gjordes fyra icke-framgångsrika prospekteringsborrningar i licenserna PL006c, PL304, PL363 och PL412. Kostnaderna för dessa borrningar uppgående till 506,3 MSEK har kostnadsförts under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Kostnaderna för prospekteringsborrningen Liyeke Marine-1 i Block Marine XI, Kongo (Brazzaville), har kostnadsförts under 2009 till ett belopp om 25,5 MSEK.
Den ej framgångsrika prospekteringsborrningen, Petrovskaya-1, borrad i Laganskyblocket i Ryssland har kostnadsförts till ett belopp om 249,1 MSEK under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009
Kapitaliserade kostnader för Block E i Kambodja om 78,2 MSEK har kostnadsförts under 2009 efter beslut om att lämna detta block.
Lundin Petroleum granskar det bokförda värdet på alla dess tillgångar minst en gång per år och vid behov redovisas en nedskrivning i resultaträkningen.
Den 31 juli 2006 förvärvade Lundin Petroleum 100 procent av aktierna i Valkyries Petroleum Corp. (Valkyries) i en transaktion genomförd med aktier. Lundin Petroleum redovisade en köpeskilling om 5 067,6 MSEK vilket motsvarade värdet av de aktier i Lundin Petroleum som gavs ut i samband med slutförandet av transaktionen och efter en bokföringsmässig justering för uppskjutna skatter och minoritetsintresse, redovisades ett belopp om 7 683,5 MSEK som olje- och gas tillgångar.
Lundin Petroleum har gjort tre borrningar i Laganskyblocket och medan två ej var framgångsrika, har Morskayaborrningen gett betingade resurser på blocket, brutto, om 233 MMboe av vilka 213 MMbbls är olja. Medan värderingen av dessa resurser i hög grad är subjektiv och en mängd värden kan erhållas och stödjas, har Lundin Petroleum uppskattat värdet på fyndigheter till dags dato och skrivit ned det bokförda värdet av Laganskyblocket, efter uppskjuten skatt och minoritetsintresse, till 2 798,2 MSEK. Detta har resulterat i en nedskrivningskostnad i resultaträkningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 om 3 741,3 MSEK. Nedskrivningskostnaden om 613,7 MSEK som redovisades för 2008 är främst hänförlig till nedskrivningen av de ryska onshore produktionstillgångarna där koncernen var operatör.
Som en del Valkyriesförvärvet tilldelades ett belopp om 862,1 MSEK (119,0 MUSD) goodwill, som hänför sig till den del av köpeskillingen som överstiger verkligt värde i de förvärvade tillgångarna. Det fi nns fortfarande prospekteringspotential i Laganskyblocket men efter resultaten av Petrovskaya- och Laganskayaborrningarna bedöms en nedskrivning av det bokförda goodwillvärdet som skälig under dessa förhållanden och därmed har resultaträkningen belastats med 847,2 MSEK (119,0 MUSD) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Nedan visas nedskrivningseff ekten på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 .
| Belopp i MSEK | Resultat före nedskrivning |
Nedskrivning | Resultat |
|---|---|---|---|
| Resultat före skatt | 1 212,0 | -4 588,5 | -3 376,5 |
| Skatt | -1 031,9 | 618,4 | -413,5 |
| Resultat efter skatt | 180,1 | -3 970,1 | -3 790,0 |
| Minoritetsintresse | 138,0 | 761,5 | 899,5 |
| Resultat hänförligt till Lundin Petroleums aktieägare |
318,1 | -3 208,6 | -2 890,5 |
Försäljning av tillgångar för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 32,1 MSEK (130,5 MSEK) och är hänförlig till försäljningar som beskrivs nedan.
I oktober 2009 erhöll Lundin Petroleum 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) som ersättning för försäljningen av Lundin International BV (LIBV), ett helägt dotterbolag, som hade påbörjat förhandlingar om produktionsdelningsavtal (PSC) för tre separata prospekterings- och utbyggnadsblock i Kurdistan. En realisationsvinst om 211,2 MSEK bokfördes under 2009 baserat på aktiernas marknadsvärde vid transaktionens slutförande.
Under 2009 bokfördes en realisationsförlust om 96,1 MSEK, hänförlig till försäljningen av Lundin Petroleums andel om 51 procent i CJSC Kalmeastern och en realisationsförlust om 83,0 MSEK hänförlig till försäljningen av Lundin Petroleums andel om 50 procent i CJSC Oilgaztet. De bokförda olje- och gastillgångarna i bolagen hade skrivits ned till noll i slutet av 2008 och realisationsförlusterna motsvarar de uppkomna förlusterna på det kvarstående egna kapitalet i de sålda bolagen.
Jämförelseperioden inkluderar försäljningen av det helägda dotterbolaget Lundin Latina de Petróleos S.A. till PetroFalcon i utbyte mot aktier i PetroFalcon samt försäljningsvinsten från Jotunfältet i Norge.
Övriga intäkter för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 9,3 MSEK (3,0 MSEK) och utgörs av avgifter och kostnader som Lundin Petroleum återvunnit från tredje part samt vinst vid försäljning av en del övriga materiella tillgångar motsvarande 2,5 MSEK (– MSEK).
Administrationskostnader och avskrivningar för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 222,0 MSEK (139,7 MSEK). I kostnaden för 2009 ingår engångskostnader för Etrion som stöd för dess förvärv av bolaget för förnyelsebar energi. Avskrivningarna som ingår i detta belopp uppgick till 26,1 MSEK (24,9 MSEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Finansiella intäkter för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 494,2 MSEK (488,8 MSEK) och beskrivs i not 9. Ränteintäkter för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 35,3 MSEK (56,0 MSEK) och i beloppet ingår ränteintäkter från banktillgodohavanden och från den upplupna norska skatteåterbäringen till ett totalt belopp om 31,4 MSEK (51,5 MSEK) såväl som ränteintäkter från lån till ett intresseföretag till belopp om 3,9 MSEK (4,5 MSEK).
Valutakursvinsterna, netto, för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 369,6 MSEK (-871,1 MSEK). Valutakursvinsten för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 inkluderar netto en förlust för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 om 171,5 MSEK (– MSEK) relaterad till de valutaterminskontrakt som avslutades under 2009. Valutakursrörelser är främst resultatet av US-dollarns värdeförändringar mot en pool av valutor där bland annat EUR, NOK, GBP ock ryska rubel (RUR) ingår. Lundin Petroleum har lån utgivna i USD till dotterbolag vars funktionella valuta är annan än USD.
Erhållen utdelning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 4,5 MSEK (12,0 MSEK) och är hänförlig till en icke-konsoliderad investering i ett bolag med ägarintresse i den holländska infrastrukturen för gasbearbetning och transport (NOGAT). Lundin Petroleum sålde sin aktieandel i NOGAT och gjorde en vinst om 80,4 MSEK under 2009.
I de fi nansiella intäkterna för jämförelseåret ingår ett belopp om 259,2 MSEK hänförligt till försäljningen av investeringen i Revus Energy ASA och ett belopp om 131,8 MSEK hänförligt till försäkringsintäkter hänförliga till Thistlefältets anläggning.
Finansiella kostnader för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 452,4 MSEK (1 038,4 MSEK) och beskrivs i not 10. Räntekostnader för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 91,4 MSEK (107,8 MSEK) och är främst hänförliga till kreditfaciliteten.
Amortering av kapitaliserade lånekostnader för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 19,4 MSEK (11,4 MSEK). Under det fj ärde kvartalet 2007 ingick Lundin Petroleum två nya kreditfaciliteter uppgående till totalt en miljard USD. Per den 31 december 2009, avslutades den osäkrade kreditfaciliteten om 150 MUSD och de återstående lånekostnaderna hänförliga till lånet kostnadsfördes i resultaträkningen. De kapitaliserade lånekostnaderna hänförliga till den säkrade kreditfaciliteten på 850 MUSD kommer fortsättningsvis att amorteras över den förväntade utnyttjandeperioden av krediten.
Övriga fi nansiella kostnader för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 257,2 MSEK (15,7 MSEK). I beloppet ingår 231,8 MSEK som hänför sig till nedskrivningen av andelen i intressebolag vilken förklaras nedan.
Resultat från intressebolag för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till -194,4 MSEK (29,3 MSEK) och består av Lundin Petroleums kapitalandel på 44,81 procent av Etrions resultat (tidigare PetroFalcon) som ägs av Lundin Petroleum och beskrivs i not 11.
Under tredje kvartalet 2009 beslutade Etrion att skriva ned värdet på sina olje- och gastillgångar i Venezuela. Detta har resulterat i en nedskrivning på 409,3 MSEK som har redovisats som resultat från intressebolag i Lundin Petroleums bokföring till ett belopp om 177,5 MSEK och som övriga fi nansiella kostnader till ett belopp om 231,8 MSEK. Jämförelseperioden innefattar en justering av det verkliga värdet av investeringen i PetroFalcon efter försäljningen av Lundin Petroleums dotterbolag, Lundin Latina de Petróleos S.A.
Skattekostnaden för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 413,5 MSEK (630,8 MSEK) och beskrivs i not 12.
Den aktuella skattekostnaden för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 293,9 MSEK (-77,1 MSEK) och omfattar framförallt skattekostnader i länder med produktion.
Den uppskjutna skattekostnaden för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 119,6 MSEK (707,9 MSEK) och omfattar bolagsskatt uppgående till 165,1 MSEK (691,9 MSEK) samt en petroleumskattekredit uppgående till 45,5 MSEK (-16,0 MSEK). Den uppskjutna skattekostnaden inkluderar en upplösning av uppskjuten skatt om 618,4 MSEK från nedskrivningen av Laganskyblocket.
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. Koncernens eff ektiva skattesats för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 är snedvriden på grund av nedskrivningar av de ryska tillgångarna och övriga engångsposter. Bortser man från eff ekten av dessa poster är den eff ektiva skattesatsen för koncernen under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 cirka 62 procent.
Resultat efter skatt hänförligt till minoritetsintresse för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till -899,5 MSEK (-249,7 MSEK) och är främst hänförligt till den del av nedskrivningen av Laganskyblocket som är hänförlig till minoritetsintresse.
Olje- och gastillgångar per den 31 december 2009 uppgick till 18 078,3 MSEK (20 996,2 MSEK) och fi nns beskrivna i not 13. Utbyggnadsoch prospekteringsutgifter för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 beskrivs nedan:
| Belopp i MSEK | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Storbritannien | 484,2 | 1 027,0 |
| Frankrike | 48,2 | 123,3 |
| Norge | 671,7 | 853,5 |
| Nederländerna | 40,5 | 63,0 |
| Indonesien | 266,2 | 96,0 |
| Ryssland | 77,2 | 158,0 |
| Tunisien | 0,1 | 6,3 |
| Utbyggnadsutgifter | 1 588,1 | 2 327,1 |
| Belopp i MSEK | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Storbritannien | 17,8 | 175,2 |
| Frankrike | 23,6 | 45,7 |
| Norge | 1 513,2 | 932,5 |
| Indonesien | 73,8 | 58,6 |
| Ryssland | 344,9 | 541,7 |
| Sudan | -12,0 | 219,3 |
| Etiopien | 7,8 | 16,8 |
| Vietnam | 70,5 | 47,3 |
| Kambodja | 9,5 | 63,2 |
| Kongo (Brazzaville) | 105,5 | 22,5 |
| Kenya | 6,9 | 55,9 |
| Malaysia | 182,0 | 49,8 |
| Övriga | 23,5 | 36,1 |
| Prospekteringsutgifter | 2 367,0 | 2 264,6 |
Övriga anläggningstillgångar per den 31 december 2009 uppgick till 113,3 MSEK (128,0 MSEK) och avser kontorsutrustning och fast egendom och beskrivs i not 14.
Goodwill uppgick till 4,8 MSEK (929,8 MSEK) per den 31 december 2009 och är hänförlig till Etrions förvärv av bolaget för förnyelsebar energi under 2009 och beskrivs i not 15. Goodwill om 929,8 MSEK per den 31 december 2008 är hänförlig till Lundin Petroleums förvärv av Valkyries 2006 och skrevs ned till fullo under 2009.
Övriga immateriella tillgångar per den 31 december 2009 uppgick till 36,4 MSEK (– MSEK) och representerar licenser för att utveckla projekt för förnyelsebar energi och beskrivs i not 16 .
Finansiella tillgångar uppgick per den 31 december 2009 till 608,0 MSEK (895,3 MSEK) och beskrivs i not 17–21. Aktier i intressebolag per den 31 december 2009 uppgick till – MSEK (505,7 MSEK) och är hänförlig till ägarandelen om 44,81 procent i Etrion. Från och med den 30 september 2009 ingår Etrion i Lundin Petroleum AB:s koncernredovisning. Övriga aktier och andelar uppgick till 230,4 MSEK (121,6 MSEK) per den 31 december 2009 och är främst hänförliga till aktier som innehas i ShaMaran. Kapitaliserade lånekostnader per den 31 december 2009 uppgick till 53,5 MSEK (75,7 MSEK) och hänför sig till kostnader som uppkom vid etableringen av bankkreditfaciliteten och som amorteras över den förväntade utnyttjandeperioden av krediten. Långfristiga fordringar per den 31 december 2009 uppgick till 172,5 MSEK (22,3 MSEK) och är främst hänförliga till ett konvertibelt lån till Africa Oil Corporation på 169,3 MSEK (– MSEK). Övriga fi nansiella tillgångar per den 31 december 2009 uppgick till 150,0 MSEK (169,9 MSEK) och är främst hänförliga till moms betald i Ryssland som förväntas återvinnas.
Den uppskjutna skattefordran per den 31 december 2009 uppgick till 198,2 MSEK (201,8 MSEK).
Fordringar och lager uppgick till 1 408,7 MSEK (1 680,6 MSEK) per den 31 december 2009 och beskrivs i not 22–25. Lager inkluderar kolväten och förbrukningstillgångar för fältarbeten. Kortfristiga lånefordringar som uppgick till 27,8 MSEK (53,9 SEK) är hänförliga till den kortfristiga delen av BNP Paribas fordran och för betalningen i samband med köpet av andelen om 30 procent i Laganskyblocket till minoritetspartnern på 213,5 MSEK (– MSEK). Bolagsskattefordringar uppgick per den 31 december 2009 till 15,9 MSEK (461,3 MSEK) och är främst hänförliga till upplupna skatteåterbäringar i Nederländerna.
Likvida medel uppgick per den 31 december 2009 till 550,4 MSEK (448,9 MSEK). Likvida medel innehades per den 31 december 2009 för att möta verksamhets- och investeringskrav och inkluderat i likvida medel är ett belopp om 166,9 MSEK som innehas av Etrion.
Avsättningar per den 31 december 2009 uppgick till 6 387,9 MSEK (6 087,3 MSEK) och beskrivs i not 12 och 27–29. I detta belopp ingår en avsättning för återställningskostnader av oljefält uppgående till 944,3 MSEK (700,2 MSEK).
Avsättningen för uppskjuten skatt per den 31 december 2009 uppgick till 5 292,1 MSEK (5 266,6 MSEK) och är främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört värde och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med IFRS har uppskjutna skattefordringar nettats mot uppskjutna skatteskulder där nettning är möjlig. I den uppskjutna skatteskulden, netto, ingår förlustavdrag hänförliga främst till Norge och Storbritannien om 1 012,1 MSEK respektive 401,9 MSEK.
Avsättningen hänförlig till derivatinstrument uppgick till 22,2 MSEK (54,9 MSEK) per den 31 december 2009 och avser den långfristiga delen av det verkliga värdet för ränteswappen som ingicks i januari 2008.
Övriga avsättningar uppgick till 119,6 MSEK (55,5 MSEK) per den 31 december 2009 och är hänförliga till en förpliktelse att omvandla optioner till aktier som ingåtts av Etrion som uppgick till 40,5 MSEK (– MSEK), ersättningar att betalas vid uppsägningar i Indonesien och Tunisien som uppgick till 28,9 MSEK (27,0 MSEK) och övriga avsättningar som uppgick till 50,2 MSEK (28,5 MSEK).
Långfristiga räntebärande skulder uppgick per den 31 december 2009 till 3 883,7 MSEK (4 339,8 MSEK). Finansieringen består av en 850 MUSD "revolving borrowing base" och "letter of credit"- facilitet med en sjuårig löptid med utgång 2014. Under faciliteten om 850 MUSD har "letters of credit" om 35 MUSD getts ut som stöd till framtida återställningskostnader att betala till de tidigare ägarna av Heatherfältet, off shore Storbritannien. Utestående kredit under denna kreditfacilitet uppgick till 544 MUSD (3 871,4 MSEK) per den 31 december 2009. I de långfristiga räntebärande skulderna ingår även den långfristiga delen av ett banklån till ett gemensamt styrt bolag i Ryssland och ett långfristigt banklån som Etrion ingått.
Kortfristiga skulder uppgick per den 31 december 2009 till 1 832,5 MSEK (2 026,5 MSEK) och beskrivs i not 33–34. Överuttag per den 31 december 2009 uppgick till 9,2 MSEK (106,8 MSEK). Skulder gentemot joint venturepartners per den 31 december 2009 uppgick till 996,6 MSEK (954,5 MSEK) och är hänförliga till fortlöpande operationella kostnader. Kortfristiga räntebärande skulder per den 31 december 2009 uppgick till 230,6 MSEK (53,9 MSEK) och är hänförliga till den kortfristiga delen av ett banklån till ett gemensamt styrt bolag i Ryssland till ett belopp på 17,1 MSEK (53,9 MSEK) och till betalningen avseende avtalet med Gunvor om 213,5 MSEK (– MSEK). Skatteskulden per den 31 december 2009 uppgick till 148,5 MSEK (123,4 MSEK). Den kortfristiga delen av verkligt värde av det ränteswapkontrakt som ingicks i januari 2008 och det ränteswapkontrakt som ingicks i november 2009 av ett bolag för förnyelsebar energi ingår i kortfristiga skulder och uppgick per den 31 december 2009 till 50,3 MSEK (304,5 MSEK).
Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 6 maj 2010.
Enligt styrelsens uppfattning ger principerna i den ersättningspolicy som tillämpats under 2009 adekvat ersättning till koncernledningen och möjliggör för bolaget att rekrytera och behålla de kvalifi cerade befattningshavare som krävs för att uppnå koncernens strategiska mål. Styrelsen avser därför att föreslå årsstämman 2010 att godkänna en ersättningspolicy som följer samma principer som tillämpades 2009 och som består av samma komponenter, d v s grundlön, årlig rörlig lön, långfristigt incitamentsprogram (LTIP), pensionsförmåner och icke-monetära förmåner.
Förslaget till LTIP för 2010 för övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen innebär en aktiekursrelaterad kontant ersättning som utbetalas under en treårsperiod. Den högsta koncernledningen, vilket innefattar verkställande direktören, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations, kommer inte att deltaga i något föreslaget LTIP under 2010. Lundin Petroleums åtagande enligt förslaget till LTIP är en förpliktelse som regleras med kontanter och kommer inte att medföra någon utspädning av aktiekapitalet. Detaljerna i förslaget till LTIP återfi nns i styrelsens fullständiga förslag till beslut som återfi nns i handlingarna inför årsstämman.
Styrelsen kommer begära bemyndigande av årsstämman att genomföra återköp av aktier, bland annat för att vid behov kunna fi xera bolagets åtaganden enligt LTIP. Styrelsen kommer även att begära bemyndigande att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl för det.
För en detaljerad beskrivning av den ersättningspolicy som tillämpades 2009 och ersättningar till ledande befattningshavare under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009, se not 42.
För årsstämmans beslut om nyemission av aktier se sidan 41, 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 42.
Styrelsen föreslår att moderbolagets fria egna kapital om 6 976 267 TSEK, inklusive årets resultat om -32 271 TSEK, överförs till nästa år.
På årsstämman den 13 maj 2009 valdes Dambisa F. Moyo in som styrelseledamot i Lundin Petroleum. Inga förändringar föreslås till årsstämman 2010.
Resultatet för koncernens verksamhet samt dess fi nansiella ställning vid räkenskapsårets slut framgår av efterföljande resultaträkning, rapport över totalresultat, balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter.
Moderbolagets resultat- och balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter fi nns på sidorna 84–89.
KONCERNENS RESULTATRÄKNING FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | |||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 6 064 210 | 6 269 130 |
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 126 859 | 124 607 |
| 6 191 069 | 6 393 737 | ||
| Rörelsens kostnader | |||
| Produktionskostnader | 2 | -2 299 894 | -2 378 706 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | 3 | -1 295 061 | -1 032 068 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -1 051 024 | -901 683 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | 5 | -3 741 279 | -613 693 |
| Nedskrivningar av goodwill | 6 | -847 196 | – |
| Bruttoresultat | -3 043 385 | 1 467 587 | |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | 7 | 32 098 | 130 547 |
| Övriga intäkter | 9 317 | 3 000 | |
| Administrationskostnader och avskrivningar | 8 | -221 984 | -139 665 |
| Rörelseresultat | -3 223 954 | 1 461 469 | |
| Resultat från fi nansiella investeringar | |||
| Finansiella intäkter | 9 | 494 242 | 488 774 |
| Finansiella kostnader | 10 | -452 353 | -1 038 417 |
| 41 889 | -549 643 | ||
| Resultat från intressebolag | 11 | -194 399 | 29 298 |
| Resultat före skatt | -3 376 464 | 941 124 | |
| Bolagsskatt | 12 | -458 984 | -614 781 |
| Petroleumskatt | 12 | 45 482 | -16 056 |
| -413 502 | -630 837 | ||
| Årets resultat | -3 789 966 | 310 287 | |
| Årets resultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | -2 890 510 | 560 011 | |
| Minoritetsintresse | -899 456 | -249 724 | |
| Årets resultat | -3 789 966 | 310 287 | |
| Resultat per aktie – SEK 1 | 37 | -9,22 | 1,77 |
| Resultat per aktie efter full utspädning – SEK 1 | 37 | -9,22 | 1,77 |
1 Baserat på årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
KONCERNENS RAPPORT ÖVER TOTALRESULTAT FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| Årets resultat | -3 789 966 | 310 287 | |
| Övrigt totalresultat | |||
| Valutaomräkningsdiff erens | -755 602 | 1 787 001 | |
| Kassafl ödessäkring | 368 338 | -262 313 | |
| Investeringar som kan säljas | -136 340 | -20 917 | |
| Skatt på totalresultat | 12 | -152 313 | 36 491 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -675 917 | 1 540 262 | |
| Totalresultat | -4 465 883 | 1 850 549 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | -3 359 778 | 1 800 021 | |
| Minoritetsintresse | -1 106 105 | 50 528 | |
| -4 465 883 | 1 850 549 |
KONCERNENS BALANSRÄKNING PER DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 13 | 18 078 331 | 20 996 161 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 14 | 113 348 | 128 016 |
| Goodwill | 15 | 4 795 | 929 825 |
| Övriga immateriella tillgångar | 16 | 36 447 | – |
| Aktier i gemensamt styrda företag och intresseföretag | 17 | 0 | 505 721 |
| Övriga aktier och andelar | 18 | 230 356 | 121 634 |
| Långfristiga fordringar | 172 498 | 22 255 | |
| Uppskjutna skattefordringar | 12 | 198 193 | 201 843 |
| Derivatinstrument | 19 | 1 647 | – |
| Övriga fi nansiella tillgångar | 20–21 | 203 517 | 245 676 |
| Summa fi nansiella anläggningstillgångar | 19 039 132 | 23 151 131 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 22 | 194 799 | 206 161 |
| Kundfordringar | 23 | 574 452 | 581 978 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 24 | 69 973 | 77 746 |
| Kortfristig fordran | 241 302 | 53 893 | |
| Derivatinstrument | 19 | – | 3 438 |
| Skattefordringar | 15 949 | 461 293 | |
| Fordran på joint venture | 205 877 | 208 416 | |
| Övriga fordringar | 25 | 106 373 | 87 713 |
| Likvida medel | 550 372 | 448 855 | |
| Summa omsättningstillgångar | 1 959 097 | 2 129 493 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 20 998 229 | 25 280 624 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Aktiekapital | 3 179 | 3 179 | |
| Övrigt tillskjutet kapital | 6 241 774 | 6 210 880 | |
| Övriga reserver | 26 | 47 252 | 516 520 |
| Balanserad vinst | 4 725 055 | 4 140 398 | |
| Årets resultat | -2 890 510 | 560 011 | |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 8 126 750 | 11 430 988 | |
| Minoritetsintresse | 677 777 | 1 396 046 | |
| Totalt eget kapital | 8 804 527 | 12 827 034 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättning för återställningskostnader | 27 | 944 339 | 700 206 |
| Pensionsavsättning | 28 | 9 635 | 10 140 |
| Avsättning för uppskjuten skatt | 12 | 5 292 142 | 5 266 552 |
| Avsättning för derivatinstrument | 19 | 22 218 | 54 896 |
| Övriga avsättningar | 29 | 119 576 | 55 546 |
| Banklån | 30 | 3 883 670 | 4 339 769 |
| Övriga långfristiga skulder | 89 656 | – | |
| Summa långfristiga skulder | 10 361 236 | 10 427 109 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 145 792 | 276 443 | |
| Skatteskulder | 12 | 148 523 | 123 429 |
| Derivatinstrument | 19 | 50 342 | 304 459 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 33 | 117 225 | 102 837 |
| Kortfristig skuld | 30 | 230 575 | 53 893 |
| Joint venture-skulder | 996 632 | 954 544 | |
| Övriga skulder | 34 | 143 377 | 210 876 |
| Summa kortfristiga skulder | 1 832 466 | 2 026 481 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 20 998 229 | 25 280 624 | |
| Ställda säkerheter | 35 | 4 978 037 | 4 605 804 |
| Ansvarsförbindelser | 36 | – | 183 549 |
KONCERNENS KASSAFLÖDESANALYS FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| Kassafl öde från verksamheten | |||
| Årets resultat | -3 789 966 | 310 287 | |
| Justeringar för ej kassafl ödespåverkande poster: | 38–39 | 7 523 255 | 3 820 673 |
| Erhållen ränta | 25 769 | 50 151 | |
| Betald ränta | -48 091 | -73 976 | |
| Betald skatt | -200 502 | -408 895 | |
| Förändringar i rörelsekapital: | |||
| Ökning i lager | -14 484 | -4 562 | |
| Ökning/minskning i underuttag | -34 470 | 6 409 | |
| Minskning i fordringar | 200 043 | 165 881 | |
| Minskning i överuttag | -94 456 | -64 805 | |
| Ökning i skulder | 126 774 | 163 801 | |
| Summa kassafl öde från verksamheten | 3 693 872 | 3 964 964 | |
| Kassafl öde använt för investeringar | |||
| Investeringar i intressebolag | – | -170 500 | |
| Investeringar i övriga aktier och andelar | – | -279 939 | |
| Försäljning av övriga aktier och andelar | 96 389 | 539 178 | |
| Förändringar i övriga fi nansiella anläggningstillgångar | 902 | 21 149 | |
| Övriga betalningar | -15 517 | -1 334 | |
| Avyttring av anläggningstillgångar | – | 5 383 | |
| Investeringar i immateriella tillgångar | -15 070 | – | |
| Investeringar i olje- och gastillgångar | -3 927 944 | -4 591 836 | |
| Investeringar i kontorsinventarier samt övriga | |||
| anläggningstillgångar | -18 246 | -36 630 | |
| Summa kassafl öde använt för investeringar | -3 879 486 | -4 514 529 | |
| Kassafl öde från fi nansiering | |||
| Upptagna lån | 8 716 825 | 1 570 732 | |
| Återbetalning av lån | -8 678 399 | -1 022 713 | |
| Betalda fi nansieringskostnader | -742 | -13 885 | |
| Nyemission | – | 142 072 | |
| Köp av egna aktier | – | -234 103 | |
| Utdelning till minoritet | -351 | -646 | |
| Summa kassfl öde från fi nansiering | 37 333 | 441 457 | |
| Förändring av likvida medel | -148 281 | -108 108 | |
| Likvida medel vid årets början | 448 855 | 483 452 | |
| Förvärvat vid konsolidering | 184 531 | – | |
| Valutakursdiff erenser i likvida medel | 65 267 | 73 511 | |
| Likvida medel vid årets slut | 550 372 | 448 855 |
Eff ekterna av investering i/avyttring av dotterbolag har exkluderats från förändringar i balansposter. Eff ekterna av valutakursdiff erenser som uppstår vid omräkning av utländska koncernbolag har också exkluderats då dessa inte påverkar kassafl ödet. Likvida medel består av kontanta medel och kortfristiga depositioner med en förfallotid inom tre månader.
KONCERNENS FÖRÄNDRINGAR I EGET KAPITAL
| Totalt eget kapital består av: | Aktie | Övrigt tillskjutet |
Övriga | Balanserad | Årets | Minoritets | Summa eget |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Kapital 1 | kapital | reserver 2 | vinst | resultat | intresse | kapital |
| Balans per den 1 januari 2008 | 3 155 | 6 285 613 | -723 490 | 3 183 718 | 956 953 | 1 346 164 | 11 052 113 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 956 953 | -956 953 | – | – |
| Totalresultat | – | – | 1 240 010 | – | 560 011 | 50 528 | 1 850 549 |
| Nyemission | 24 | 142 048 | – | – | – | – | 142 072 |
| Köp av egna aktier | – | -234 103 | – | – | – | – | -234 103 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | 17 322 | – | -17 322 | – | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 17 049 | – | – | 17 049 |
| Minoritetsandel i utdelning | – | – | – | – | – | -646 | -646 |
| Balans per den 31 december 2008 | 3 179 | 6 210 880 | 516 520 | 4 140 398 | 560 011 | 1 396 046 | 12 827 034 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 560 011 | -560 011 | – | – |
| Totalresultat | – | – | -469 268 | – | -2 890 510 | -1 106,105 | -4 465 883 |
| Förvärvat vid konsolidering | – | – | – | 44 311 | – | 132 847 | 177 158 |
| Avyttring | – | – | – | – | – | 255 340 | 255 340 |
| Nyemission | – | – | – | – | – | – | – |
| Köp av egna aktier | – | – | – | – | – | – | – |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | 30 894 | – | -30 894 | – | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 11 229 | – | – | 11 229 |
| Minoritetsandel i utdelning | – | – | – | – | – | -351 | -351 |
| Balans per den 31 december 2009 | 3 179 | 6 241 774 | 47 252 | 4 725 055 | -2 890 510 | 677 777 | 8 804 527 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2009 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 2009 ingår 4 490 300 aktier som Lundin Petroleum AB innehar i eget namn.
2 Övriga reserver beskrivs i detalj i not 26.
| Nyckeltal, aktie | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktieägarnas eget kapital per aktie, SEK 1 | 25,93 | 36,49 | 35,02 | 33,63 | 14,32 |
| Operativt kassafl öde per aktie, SEK 2 | 11,48 | 12,96 | 9,91 | 8,05 | 10,22 |
| Kassafl öde från verksamheten per aktie, SEK 3 | 11,79 | 12,56 | 9,97 | 7,35 | 9,89 |
| Resultat per aktie, SEK 4 | -9,22 | 1,77 | 3,04 | 2,86 | 3,89 |
| Resultat per aktie efter full utspädning, SEK 5 | -9,22 | 1,77 | 3,03 | 2,85 | 3,87 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning, SEK 6 | 11,74 | 12,29 | 9,67 | 9,68 | 10,83 |
| Utdelning per aktie | – | – | – | – | – |
| Börskurs vid räkenskapsårets utgång (avser moderbolaget), SEK | 56,60 | 41,00 | 67,50 | 79,50 | 85,00 |
| Antal utställda aktier vid årets slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 315 550 580 | 314 215 080 | 257 140 166 |
| Antal aktier i cirkulation vid årets slut | 313 420 280 | 313 420 280 | 315 550 580 | 314 215 080 | 257 140 166 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året 7 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 020 401 | 280 867 805 | 255 685 730 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året, efter full utspädning 7 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 409 915 | 282 251 337 | 256 974 123 |
Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier vid årets slut.
Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
3 Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
4 Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
6 Koncernens EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner. EBITDA som används i denna rapport defi nieras som rörelseresultat före avskrivning av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar och försäljning av tillgångar.
7 Antal aktier vid årets början med tidsvägning för nyemitterade aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
| Nyckeltal, koncern | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | 2005 |
|---|---|---|---|---|---|
| Räntabilitet på eget kapital, % 8 | -35 | 3 | 9 | 11 | 33 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital, % 9 | -28 | 11 | 14 | 22 | 49 |
| Nettoskuldsättningsgrad, % 10 | 40 | 35 | 21 | 12 | 9 |
| Soliditet, % 11 | 42 | 51 | 52 | 51 | 47 |
| Andel riskbärande kapital, % 12 | 66 | 71 | 71 | 81 | 70 |
| Räntetäckningsgrad, % 13 | -2 613 | 973 | 2 203 | 4 010 | 4 231 |
| Operativt kassafl öde/räntekostnader, TSEK 14 | 2 605 | 3 797 | 3 631 | 4 848 | 5 833 |
| Direktavkastning 15 | – | – | – | – | – |
8 Koncernens vinst efter skatt dividerat med koncernens genomsnittliga eget kapital.
9 Koncernens resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdiff erenser på fi nansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
10 Koncernens netto räntebärande skulder i förhållande till eget kapital hänförligt till aktieägare.
11 Koncernens totalt eget kapital i förhållande till balansomslutningen.
12 Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
13 Koncernens resultat efter fi nansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdiff erenser på fi nansiella lån dividerat med räntekostnader.
14 Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
15 Utdelning i förhållande till börskurs vid räkenskapsårets utgång.
Lundin Petroleums årsredovisning för 2009 har upprättats i överensstämmelse med internationell redovisningsstandard (IFRS). Koncernens fi nansiella rapporter har upprättats i enlighet med gällande IFRS standarder och IFRIC tolkningar som antagits av EU kommissionen samt årsredovisningslagen (1995:1554). Vidare har RFR 1.1 Kompletterande redovisningsregler för koncerner tillämpats, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering.
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".
Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med anskaff ningsvärdemetoden, förutom vad beträff ar omvärdering av fi nansiella tillgångar som kan säljas samt fi nansiella tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde i resultaträkningen.
En beskrivning av bolagets verksamhet och säte är inkluderad i avsnitten "Bolagets bildande" och "Verksamheten" i förvaltningsberättelsen på sidan 45.
IFRIC 14, "IAS 19 – Begränsning av en förmånsbestämd tillgång, lägsta fi nansieringkrav och samspelet dem emellan" (eff ektiv från den 1 januari 2009). IFRIC 14 ger vägledning på att bedöma gränser i IAS 19 på den del överskott som kan klassifi ceras som tillgång. Den förklarar även hur värdet av pensionstillgången eller skulden kan påverkas av en lagstadgad eller ett kontraktuellt minimikrav på fi nansiering. Denna tolkning kommer inte att ha någon inverkan på koncerns fi nansiella rapporter.
IFRIC 16 "Säkring av nettoinvesteringar i utländsk verksamhet" (eff ektiv från den 1 oktober 2008). IFRIC 16 klargör den redovisningsmässiga behandlingen av säkring av nettoinvesteringar. Här ingår det faktum att säkring av nettoinvestering avser skillnader i funktionell valuta, inte rapporteringsvaluta, och att säkringsinstrument kan innehas av vilket bolag som helst i koncernen. IFRIC 16 är inte relevant för bolagets verksamhet.
IFRS 2 Ändring), "Aktierelaterade ersättningar" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Den ändrade standarden behandlar intjäningsvillkor och indragningar. Den klargör att intjäningsvillkor endast är tjänstgöringsvillkor och prestationsvillkor. Övriga inslag i aktierelaterade ersättningar utgör så kallade "non-vesting conditions" (villkor som inte är defi nierade som intjäningsvillkor). Dessa inslag skall beaktas när det verkliga värdet per tilldelningsdagen fastställs för transaktioner med anställda och andra som tillhandahåller liknande tjänster. De påverkar inte antalet optioner som förväntas bli intjänade eller värderingen av dessa efter tilldelningsdagen. Alla indragningar, oavsett om de görs av bolaget eller andra parter, skall behandlas på samma sätt i redovisningen. Ändringen har inte någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 7 (Ändring ) "Finansiella instrument – Upplysningar" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Ändringen kräver utökade upplysningar om värdering till verkligt värde och likviditetsrisk. I synnerhet kräver ändringen upplysning om värdering till verkligt värde per nivå i en värderingshierarki. Eftersom denna ändring endast medför ytterligare upplysningar, har den ingen påverkan på resultat per aktie.
IFRS 8, "Rörelsesegment" (eff ektiv från den 1 januari 2009). IFRS 8 ersätter IAS 14. Den nya standarden kräver att segmentsinformation presenteras utifrån ledningens perspektiv under vilket segmenten ska presenteras på samma sätt som under den interna rapporteringen. Standarden medför inga ändringar på upplysningarna.
IAS 1 (Ändring/Reviderad), "Utformning av fi nansiella rapporter" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Ändringen klargör att vissa men inte alla fi nansiella tillgångar och skulder som klassifi cerats som innehav för handel i enlighet med IAS 39, "Finansiella instrument: redovisning och värdering" är exempel på omsättningstillgångar respektive kortfristiga skulder. Ändringen har inte någon inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
Den reviderade standarden kommer att förbjuda presentation av intäkts- och kostnadsposter (dvs. "förändringar i eget kapital exklusive transaktioner med aktieägare") i rapporten över förändringar i eget kapital utan kräva att "förändringar i eget kapital exklusive transaktioner med aktieägare" redovisas separat från förändringar i eget kapital som avser transaktioner med aktieägare. Det kommer att krävas att alla förändringar i eget kapital som inte avser ägare ska redovisas i en räkning (rapport över totalresultat) eller i två räkningar (resultaträkning och rapport över totalresultat). Både resultaträkning och rapport över totalresultat kommer att presenteras.
IAS 23 (Ändring), "Lånekostnader" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Ändringen kräver att ett bolag aktiverar lånekostnader som är direkt hänförliga till inköp, konstruktion eller produktion av en tillgång (som det tar en betydande tid i anspråk att färdigställa för användning eller försäljning) som en del av anskaff ningsvärdet för tillgången. Alternativet att omedelbart kostnadsföra dessa lånekostnader kommer att tas bort. I tillägg har ändring gjorts i defi nitionen av lånekostnader så att räntekostnader beräknas med hjälp av eff ektivräntemetoden så som den defi nieras i IAS 39. Koncernen kommer att tillämpa IAS 23 (Ändring) från den 1 januari 2009.
IAS 27 (Ändring), "Koncernredovisning och separata fi nansiella rapporter" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Då ett innehav i ett dotterföretag som redovisas enligt IAS 39, "Finansiella instrument: redovisning och värdering" klassifi ceras som ett innehav för försäljning enligt IFRS 5, "Anläggningstillgångar som innehas för försäljning och avvecklade verksamheter", skall IAS 39 tillämpas även fortsättningsvis. Ändringen kommer inte att ha någon inverkan på koncernens verksamhet, eftersom koncernen har som princip att innehav i dotterföretag redovisas till anskaff ningskostnad i varje bolags redovisning.
IAS 28 (Ändring), "Innehav i intresseföretag" (och de därav följande ändringarna i IAS 32, "Finansiella instrument: klassifi cering" och IFRS 7, "Finansiella instrument: upplysningar") (eff ektiv från den 1 januari 2009). När innehav i ett intresseföretag redovisas i enlighet med IAS 39, "Finansiella instrument: redovisning och värdering", behöver endast vissa men inte alla upplysningar enligt kraven i IAS 28 lämnas utöver de upplysningar som krävs enligt IAS 32, "Finansiella instrument: klassifi cering" och IFRS 7 "Finansiella instrument: upplysningar". Ändringen har inte någon inverkan på koncernens verksamhet eftersom koncernen har som princip att redovisa intresseföretag med kapitalandelsmetoden i koncernredovisningen.
IAS 32 (Ändring) , "Finansiella instrument: klassifi cering" och IFRS 7, "Finansiella instrument: upplysningar" och IAS 1 (Ändring), "Utformning av fi nansiella rapporter" – "Inlösningsbara fi nansiella instrument och åtaganden som uppkommer vid likvidation" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Ett innehav i ett intresseföretag behandlas som en enskild tillgång vad avser prövning av eventuellt nedskrivningsbehov. En eventuell nedskrivningsförlust fördelas inte på specifi ka tillgångar som ingår i innehavet, exempelvis goodwill. Återföringar av nedskrivningar redovisas som en justering av innehavets värde i den utsträckning som
intresseföretagets återvinningsbara belopp ökar. Koncernen tillämpar IAS 28 (Ändring) vid prövning av nedskrivningsbehov avseende innehav i dotterföretag och hänförliga nedskrivningar från den 1 januari 2009.
Enligt de ändrade standarderna skall klassifi cering som eget kapital ske för inlösningsbara fi nansiella instrument och åtaganden, eller delar av åtaganden, som påför företaget en förpliktelse att till en annan part överlämna en proportionell andel av bolagets nettotillgångar endast vid likvidation, under förutsättning att de fi nansiella instrumenten har särskilda egenskaper och uppfyller vissa villkor. Koncernen tillämpar IAS 32 och IAS 1 (Ändring) från den 1 januari 2009. Detta har inte någon inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 36 (Ändring), "Nedskrivning av tillgångar" (eff ektiv från den 1 januari 2009). När verkligt värde minus försäljningskostnader beräknas på basis av diskonterade kassafl öden, skall upplysningar motsvarande dem avseende beräkning av nyttjandevärde lämnas. Koncernen tillämpar ändringen och lämnar där så är tillämpligt erforderliga upplysningar om prövning av nedskrivningsbehov från den 1 januari 2009.
IAS 38 (Ändring) 1, "Immateriella tillgångar" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Ändringen tar bort formuleringen som anger att det "sällan eller aldrig" fi nns övertygande stöd för en avskrivningsmetod som ger en lägre avskrivningstakt än den linjära metoden och en förskottsbetalning får endast redovisas i de fall betalning har gjorts innan koncernen har fått tillgång till varor eller tjänster har erhållits. Ändringen har inte någon inverkan på koncernen.
IAS 39 (Ändring), "Finansiella instrument: redovisning och värdering" (eff ektiv från den 1 januari 2009). Denna ändring klargör att det är möjligt att det kan fi nnas rörelser in och ut från kategorin verkligt värde via resultaträkningen, då ett derivat för kassafl ödessäkring eller säkring av nettoinvestering börjar eller upphör att uppfylla kraven för säkringsredovisning.
Ändringen förtydligar hur defi nitionen av fi nansiell tillgång eller fi nansiell skuld värderad till verkligt värde via resultaträkningen förhåller sig till poster som innehas för handel. Detta tydliggör att en fi nansiell tillgång eller skuld som ingår i en portfölj med fi nansiella instrument som förvaltas tillsammans och för vilka det fi nns bevisat ett aktuellt faktiskt mönster av kortfristiga realiseringar av vinst, inkluderas i portföljen vid det första redovisningstillfället.
Den nuvarande vägledningen om hur säkringar identifi eras och dokumenteras fastslår att ett säkringsinstrument måste involvera en part utanför den rapporterande enheten och anger att ett segment kan vara ett exempel på en rapporterande enhet. Detta innebär att om säkringsredovisning ska tillämpas på segmentnivå, måste kraven för säkringsredovisning för närvarande uppfyllas av det aktuella segmentet. Ändringen tar bort exemplet med segment så att IAS 39 överensstämmer med IFRS 8, "Rörelsesegment". När ändringen trätt i kraft fortsätter säkringen att redovisas i det segment till vilket de säkrade posterna hör (och om vilket information lämnas till den högste verkställande beslutsfattaren) men koncernen kommer inte att formellt dokumentera och testa detta säkringsförhållande.
När nytt redovisat värde fastställs för ett skuldinstrument, i samband med att det upphör att redovisas som en säkring av verkligt värde, klargör ändringen att en reviderad eff ektivräntesats (beräknad den dag då säkringsredovisningen upphör) skall användas.
Koncernen tillämpar IAS 39 (Ändring) från den 1 januari 2009. Detta har inte någon inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
Dotterbolag är företag för vilka koncernen har ensamrätt till att utöva bestämmande infl ytande över verksamheterna och de fi nansiella riktlinjerna som vanligen medföljer vid ett aktieinnehav på mer än hälften av rösterna. När koncernens infl ytande bedöms tas det hänsyn till förekomsten och eff ekten av potentiella rösträtter som kan nyttjas eller är konvertibla. Dotterbolag inkluderas i koncernredovisningen från de datum då bestämmande infl ytande har överförts till koncernen och exkluderas ur koncernredovisningen per det datum då bestämmande infl ytande upphör.
Förvärvsmetoden används för koncernredovisning av förvärv av dotterföretag. Anskaff ningskostnaden vid ett förvärv utgörs av verkligt värde på tillgångar som lämnats som ersättning, utgivna egetkapitalinstrument, uppkomna skulder eller skulder övertagna per överlåtelsedagen, plus direkta förvärvskostnader. Identifi erbara tillgångar och skulder och ansvarsförbindelser i ett företagsförvärv värderas initialt till det verkliga värdet på förvärvstidpunkten, oavsett omfattningen på minoritetsintresset. Avseende redovisningen för det överskott som utgörs av skillnaden mellan anskaff ningsvärdet och det verkliga värdet av de identifi erbara förvärvade nettotillgångarna hänvisas till avsnittet "Goodwill".
Minoritetens andel i dotterbolaget representerar den del av dotterbolaget som inte ägs av koncernen. Dotterbolagets eget kapital hänförligt till minoritetsaktieägare visas på en separat post i koncernens eget kapital.
Alla koncerninterna vinster, transaktioner och mellanhavanden elimineras i konsolideringen. Även orealiserade förluster elimineras om inte transaktionerna utgör ett bevis på att ett nedskrivningsbehov föreligger för den överlåtna tillgången. Dotterbolagens redovisningsprinciper har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens redovisningsprinciper.
Koncernen tillämpar principen att behandla transaktioner med minoritetsaktieägare som transaktioner med koncernens aktieägare. Vid köp från minoritetsintressen redovisas skillnaden mellan den ersättning som har betalats och den faktiska förvärvade andelen av det redovisade värdet på dotterföretagets nettotillgångar i eget kapital. Vinster och förluster vid avyttringar till minoritetsäktieägare redovisas också i eget kapital.
Som redovisats ovan kommer ett bolag som koncernen utövar kontroll över att konsolideras in i Lundin Petroleums resultat. Gemensamt bestämmandeinfl 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 i enlighet med IFRS defi nition av gemensamt bestämmandeinfl ytande.
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 på minst 20 procent men högst 50 procent av rösterna. Sådana innehav redovisas enligt kapitalandelsmetoden i koncernredovisningen. Skillnaden mellan anskaff ningsvärdet på andelarna i ett intresseföretag och verkliga värdet, netto efter eventuella ackumulerade nedskrivningar, av intresseföretagets tillgångar, skulder och ansvarsförbindelser redovisade vid förvärvstidpunkten behandlas som goodwill. Goodwill ingår i innehavets redovisade värde och ingår som en del av innehavet vid bedömning av nedskrivningsbehov.
Orealiserade vinster på transaktioner mellan koncernen och dess intresseföretag elimineras i förhållande till koncernens innehav i intresseföretaget. Även orealiserade förluster elimineras, om inte transaktionen utgör ett bevis på att ett nedskrivningsbehov föreligger för den överlåtna tillgången. Tillämpade redovisningsprinciper i intresseföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.
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 redovisas en nedskrivning i resultaträkningen. Om de villkor som föregick nedskrivningen inte längre existerar kan nedskrivningen återföras över resultaträkningen, om nedskrivningen inte är hänförlig till ett egetkapitalinstrument. Utdelning hänförlig till dessa tillgångar redovisas i resultaträkningen under fi nansnetto.
Olje- och gasverksamhet drivs av koncernen via gemensamma licenser i icke-konsoliderade joint ventures med andra bolag. Koncernens fi nansiella rapporter refl ekterar koncernens andel av produktion, kapitalkostnader, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i joint venturebolaget.
Poster som ingår i de fi nansiella rapporterna för de olika enheterna i koncernen är värderade i den valuta som används i den ekonomiska miljö där respektive bolag huvudsakligen är verksamt (funktionell valuta). Koncernredovisningen presenteras i SEK, vilket är koncernens rapporteringsvaluta.
IAS 21 säger att ett bolag kan presentera sina fi nansiella rapporter i valfri valuta. Den mest accepterade valutan inom oljebranchen är US dollar och därför har Lundin Petroleums styrelse beslutat att Lundin Petroleum från och med den 1 januari 2010 skall redovisa sina fi nansiella rapporter i US dollar. Styrelsen tror att presentation av de fi nansiella rapporterna i denna valuta kommer att underlätta för läsaren att förstå den underliggande fi nansiella positionen av bolaget och dess resultat.
Monetära tillgångar och skulder noterade i utländska valutor omräknas till balansdagens kurs och valutakursdiff erenser redovisas i resultaträkningen. Transaktioner i utländska valutor omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdiff erenser redovisas som fi nansiella intäkter/kostnader i resultaträkningen förutom då transaktionerna utgör säkringar som uppfyller villkoren för säkringsredovisning av kassafl öden. Goodwill och justeringar av verkligt värde som uppkommer vid förvärv av en utlandsverksamhet behandlas som tillgångar och skulder hos denna verksamhet och omräknas till balansdagens kurs.
Utländska dotterbolags 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. Omräkningsdiff erenser som uppstår redovisas direkt i valutaomräkningsreserven i eget kapital. Vid avyttring av en utlandsverksamhet redovisas sådana omräkningsdiff erenser i resultaträkningen som resultat från försäljning. Omräkningsdiff erenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för fi nansiering av prospekteringsarbeten, redovisas direkt mot eget kapital hänförligt till aktieägare.
Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| Genomsnittskurs | Balansdagskurs | |
|---|---|---|
| 1 EUR motsvarar SEK | 10,6200 | 10,2520 |
| 1 USD motsvarar SEK | 7,6223 | 7,1165 |
| 1 NOK motsvarar SEK | 1,2166 | 1,2352 |
| 1 RUR motsvarar SEK | 0, 2406 | 0,2376 |
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består till större delen enbart 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.
Det överskott som utgörs av skillnaden mellan anskaff ningsvärdet och det verkliga värdet på koncernens andel av identifi erbara förvärvade nettotillgångar redovisas som goodwill. Om anskaff ningskostnaden understiger det verkliga värdet för de förvärvade nettotillgångarna redovisas mellanskillnaden direkt i resultaträkningen.
Vid prövning av eventuellt nedskrivningsbehov fördelas goodwill på kassagenererande enheter. Fördelningen görs på de kassagenererande enheter som rörelseförvärvet förväntas gynnas av. Eventuellt nedskrivningsbehov på de kassagenererande enheter till vilka goodwill har allokerats testas åtminstone årligen. Om bokfört värde överstiger återvinningsvärdet redovisas nedskrivning först som en minskning av goodwill och sedan till enhetens andra tillgångar. Nedskrivningar av goodwill återförs inte.
När ett dotterbolag eller gemensamt ägt bolag avyttras redovisas goodwill som en del i resultatberäkningen för avyttringen.
Godkända projekt och licenser som förvärvats genom ett rörelseförvärv redovisas till verkligt värde på förvärvsdagen. Godkända projekt och licenser har en bestämbar nyttjandeperiod och redovisas till anskaff ningsvärde minskat med ackumulerade avskrivningar. Avskrivningar görs linjärt för att fördela kostnaden för godkända projekt och licenser över deras bedömda nyttjandeperiod som vanligtvis bestäms enligt villkor i energileverantörskontraktet underskrivet med den lokala nätverksoperatören för solenergiprojekt.
Olje- och gasverksamhet redovisas till historisk kostnad minus avskrivning och nedskrivning. Alla kostnader för anskaff ande 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 utbyggnadsborrning aktiveras tills reservernas värde har utvärderats. Ingen avskrivning görs under denna period. När utbyggnad har slutförts och produktion påbörjats kommer fältet att redovisas som en producerande tillgång. Om det fastställs att kommersiella möjligheter inte föreligger, redovisas kostnaderna i resultaträkningen.
Aktiverade kostnader vid rapporteringsdatumet, tillsammans med förväntade framtida aktiverade kostnader för utbyggnaden av bevisade och sannolika reserver fastställda enligt den prisnivå som förelåg på balansdagen, avskrivs 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 kostnadsförs i resultaträkningen när produktion påbörjas.
Bevisade reserver är de petroleumreserver som, genom analys av geologiska och tekniska studier, 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 regeringsbestämmelser. 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 sannolikhetslära 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- samt ingenjörsdata 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 kostnaderna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade kostnaderna redovisas i resultaträkningen i Resultat vid försäljning av tillgångar. Vid en försäljning under prospekteringsstadiet redovisas eventuell förlust i resultaträkningen i Resultat vid försäljning av tillgångar. En vinst eller förlust vid försäljning eller utfarmning av producerande fält redovisas när detta innebär att avskrivningstakten materiellt förändras.
Prövning av eventuellt nedskrivningsbehov utförs åtminstone årligen eller när det fi nns händelser eller omständigheter som tyder på att bokfört värde på aktiverade kostnader inom varje fält med avdrag för återställningskostnader, royalty och uppskjutna produktions- eller intäktsrelaterade skatter är högre än förväntad framtida nettointäkt från olje- och gasreserver hänförliga till koncernens andelar i fälten. Aktiverade kostnader kostnadsförs inte inom ett fälts kostnadsställe om dessa kostnader inte understöds av framtida kassafl öden från det specifi ka fältet. Reservering görs för varje värdeminskning, där bokfört 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 inget beslut tas att fortsätta med ett fälts specifi ka prospekteringsprogram redovisas kostnaden vid tidpunkten för beslutet.
Övriga materiella tillgångar upptas till anskaff ningsvärde med avdrag för ackumulerad avskrivning. Avskrivningen är baserad på anskaff ningskostnaden och görs linjärt enligt plan över den beräknade nyttjandeperioden om 20 år för fastighet, och 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar.
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 anskaff ningsvärde kan mätas på ett tillförlitligt sätt. Redovisat värde för eventuella ersatta delar skrivs bort från balansräkningen. Andra former av reparationer och underhåll redovisas som kostnader i resultaträkningen under den period de uppkommer.
Bokfört värde skrivs direkt ned till sitt återvinningsvärde om bokfört värde är högre. Återvinningsvärde är det högre av en tillgångs verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader och dess nyttjandevärde.
För att kunna klassifi ceras som en anläggningstillgång som innehas för försäljning måste det antas att bokfört värde kommer att återvinnas genom en försäljning istället för genom fortsatt nyttjande. Den måste också vara tillgänglig för omedelbar försäljning i sitt förevarande skick och det måste vara mycket sannolikt att försäljning kommer att ske. Om tillgången klassifi ceras som en anläggningstillgång som innehas för försäljning kommer den att värderas till det lägre av bokfört värde och verkligt värde minskat med försäljningskostnad.
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 bokförda 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 framtida kassafl öden till deras nuvärde med användande av en diskonteringsränta före skatt som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med den specifi ka tillgången. Om återvinningsvärdet bedöms vara lägre än det redovisade värdet minskas det redovisade värdet till dess återvinningsvärde och en nedskrivning redovisas i resultaträkningen. Om det föreligger indikationer på att behovet av redovisade nedskrivningar inte längre existerar eller har minskat genomförs bedömning av återvinningsvärdet. När en tidigare redovisad nedskrivning återförs ökar tillgångens redovisade värde till det uppskattade återvinningsvärdet men ökningen i redovisat värde får ej överstiga det ursprungliga redovisade värdet för tillgången.
Tillgångar och skulder redovisas inledningsvis till verkligt värde och därefter till upplupet anskaff ningsvärde om inte annat anges. Inledningsvis redovisas kundfordringarna till verkligt värde och därefter till upplupet anskaff ningsvärde minskat med eventuell reservering för värdeminskning.
Lundin Petroleum redovisar följande fi nansiella instrument:
Koncernen kategoriserar derivat som följer:
Förändringar av verkligt värde på derivat som kvalifi cerar för säkringsredovisning för verkligt värde redovisas i resultaträkningen, tillsammans med en eventuell förändring i det verkliga värdet på den säkrade tillgången eller skulden
Den eff ektiva delen av förändring av verkligt värde på derivat som kvalifi cerar som kassafl ödessäkring redovisas i eget kapital. Vinsten eller förlusten hänförlig till den ineff ektiva delen redovisas direkt över resultaträkningen. Ackumulerade belopp i eget kapital överförs till resultaträkningen under samma period som när den säkrade posten redovisas i resultaträkningen. När ett säkringsinstrument inte längre möter kraven för säkringsredovisning, löper ut eller säljs, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i eget kapital tills dess den prognostiserade transaktionen inte längre är sannolik att inträff a, då den redovisas i resultaträkningen.
Säkringar av nettoinvesteringar i utländska verksamheter redovisas på liknande sätt som kassafl ödessäkringar. Den ackumulerade vinsten eller förlusten i eget kapital överförs till resultaträkningen när den utländska verksamheten avyttras.
Spärrade medel representerar belopp som har en villkorlig inskränkning på dess uttag och upptas som fi nansiell anläggningstillgång i balansräkningen.
Lager av förbrukningsmaterial upptas till det lägsta av anskaff ningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Anskaff ningsvärde beräknas på basis av vägd genomsnittlig kostnad. Nettoförsäljningsvärdet är det uppskattade försäljningspriset i den löpande verksamheten, med avdrag för tillämpliga rörliga försäljningskostnader. Lager av olja och naturgas upptas till det lägsta av anskaff ningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Under- eller överuttag av olja värderas till marknadspris per balansdagen. Ett underuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga fordringar och värderas till avistapriset eller gällande kontraktspris och ett överuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga skulder och värderas till rapporteringsdagens avistapris eller gällande kontraktspris.
I likvida medel ingår banktillgodohavanden, kontanter, och mycket likvida räntebärande värdepapper med 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), den balanserade vinsten, tills dess aktierna annulleras eller avyttras. Om dessa aktier senare avyttras, redovisas erhållna belopp (netto efter eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader och skatteeff ekter) i balanserad vinst.
Förändring i verkligt värde avseende Övriga aktier och andelar redovisas i reserven för investeringar som kan säljas. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen i verkligt värde av säkringsinstrument redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrument, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i eget kapital tills den säkrade transaktionen redovisas i resultaträkningen. Valutaomräkningsreserven innefattar orealiserade omräkningsdiff erenser 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 en följd av en tidigare händelse, och det är sannolikt 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. Härvid används en diskonteringsränta före skatt 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 den anteciperade återställningskostnaden redovisas. Tillgången skrivs av över fältets livstid baserat på fältets produktion, enligt produktionsenhetsmetoden. Motsvarande bokföringspost till redovisningen av tillgången är redovisningen av en skuld som visar 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 inledningsvis till verkligt värde, netto efter transaktionskostnader. Upplåning redovisas därefter till upplupet anskaff ningsvärde med användande av eff ektivräntemetoden och räntekostnad beräknad på eff ektiv avkastning.
Eff ektivräntemetoden är en metod som används för att beräkna den upplupna kostnaden på en fi nansiell skuld och allokera räntekostnaden över den relevanta perioden. Den eff ektiva räntan är den ränta beräknat utifrån exakta diskonterade 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 tjänst utförts. Tillfälliga intäkter från produktion av olja eller naturgas reducerar de aktiverade kostnaderna för olje- och gastillgången i fråga tills dess storlek på bevisade och sannolika reserver konstaterats och kommersiell produktion påbörjats.
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 natura. Royalty som betalas kontant periodiseras över den räkenskapsperiod när skulden uppkommer. Royalty som tas i natura dras av från produktionen under den period som avses.
Lånekostnader direkt hänförliga till förvärv, konstruktion eller produktion av producerande olje- och gastillgångar läggs till anskaff ningskostnaden för dessa tillgångar. Tillgångar för vilka lånekostnader kan inräknas i anskaff ningsvärdet är tillgångar som med nödvändighet tar betydande tid i anspråk att färdigställa för avsedd användning eller försäljning. Om intäkter uppkommer från en tillfällig investering av ett specifi kt lån, vars avsikt är att användas för en tillgång för vilken lånekostnader kan inräknas i anskaff ningsvärdet, ska intäkterna dras av från den del av lånekostnaden som kapitaliseras. Detta gäller ränta på lån som används för att fi nansiera fält under utbyggnad och som kapitaliseras inom oljeoch 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 kostnadsförs i resultaträkningen i den period de uppkommer.
För att kunna klassifi cera leasing som fi nansiell leasing ska en väsentlig del av riskerna och fördelarna med ägandet ha övergått till leasetagaren. I alla övriga fall klassifi ceras leasing som operationell leasing. Betalningar gjorda under ett operationellt leasingavtal (efter avdrag för eventuella incitament från leasegivaren) kostnadsförs i resultaträkningen linjärt över leasingperioden.
Kortfristiga ersättningar till anställda som löner, sociala kostnader och semesterlön kostnadsförs när de uppkommer.
Pensioner är den mest vanliga långfristiga ersättningen 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 kostnadsförs i resultaträkningen. Koncernen har inga avsedda förvaltningstillgångar.
Lundin Petroleum redovisar aktierelaterade ersättningar, där regleringen görs med aktier, i resultaträkningen som kostnader och som en reserv i eget kapital hänförligt till programmet för teckningsoptioner till personalen. Åtagandet för personalteckningsoptionsprogrammet värderas till verkligt värde vid tilldelningstidpunkten av optionerna genom användning av Black & Scholes optionsvärderingsmetod. Det verkliga värdet på optionsprogrammet redovisas som en personalkostnad över intjänandeperioden. Det verkliga värdet på åtagandet för optionsprogrammet justeras vid varje rapporteringstillfälle för att refl ektera förändringar i antalet optioner som förväntas bli inlösbara. De eventuella avvikelser, om några, mot de ursprungliga bedömningarna, redovisas i resultaträkningen och motsvarande justeringar görs i eget kapital.
Lundin Petroleum redovisar kostnader för aktierelaterade ersättningar som regleras med kontanter i resultaträkningen under intjänandeperioden och som en skuld avseende det långfristiga incitamentsprogrammet. Skulden redovisas till verkligt värde och omvärderas varje balansdag och dag för reglering, med förändringar i verkligt värde redovisade i resultaträkningen för perioden.
De huvudsakliga skattekomponenterna är aktuell och uppskjuten skatt. 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 redovisas i sin helhet, enligt balansräkningsmetoden, på alla temporära skillnader som uppkommer mellan det skattemässiga värdet på tillgångar och skulder och dess redovisade värden i koncernredovisningen. 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. Rörelser i uppskjutna skattefordringar och skatteskulder redovisas i resultaträkningen, utom när skatten avser poster som redovisas direkt i eget kapital.
Lundin Petroleum fördelar skatt på bolagsskatt och petroleumskatt. Petroleum Revenue Tax, PRT, (Petroleum intäktsskatt) klassifi ceras som petroleumskatt och kostnadsförs som en skattekostnad på vinst från skattebetalande fält och upptas i resultaträkningen.
Rörelsesegment rapporteras på ett sätt som överensstämmer med den interna rapportering som lämnas till ledningen, vilken är per land på grund av det unika i varje lands verksamhet, kommersiella villkor och skattemässiga miljöer. Information för segment beskrivs enbart om tillämpligt.
Lundin Petroleum erkänner följande närstående: intresseföretag, gemensamt ägda bolag, nyckelpersoner i ledande ställning eller deras familjemedlemmar eller andra parter som är delvis, direkt eller indirekt, kontrollerade av nyckelpersoner i ledande ställning eller dennes familj.
Lundin Petroleums ledning måste göra uppskattningar och antaganden vid upprättandet av koncernens fi nansiella rapporter. Osäkerheter i uppskattningar och antaganden skulle kunna ha eff ekt på redovisade värden för tillgångar och skulder och koncernens resultat. De viktigaste uppskattningarna och antagandena i relation till detta är:
Koncernens verksamhet är prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gasreserver. Uppskattningar av olje- och gasreserver används i beräkningar vid bedömning om eventuellt nedskrivningsbehov och vid redovisning av avskrivning av olje- och gastillgångar samt återställningskostnader. 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. Under räkenskapsåret 2009 redovisades nedskrivningar för olje- och gasreserver baserat på värdet av dessa tillgångar.
Koncernen bedömer om det redovisade värdet för investeringar i intressebolag behöver skrivas ned då det föreligger objektiva bevis för att ett nedskrivningsbehov föreligger. Denna bedömning genomförs för att identifi era om redovisat värde överstiger återvinningsvärdet. Återvinningsvärdet har bestämts genom beräkningar av nyttjandevärdet. Antaganden som använts vid dessa beräkningar inkluderar bedömning av framtida kassafl öden, diskonteringsräntor och valutakurser. Under räkenskapsåret 2009 redovisades nedskrivningar för investeringar i intressebolag baserat på värdet av dessa tillgångar.
De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställning av borrplats är uppskattningar baserade på aktuella legala och konstruktiva krav och aktuell teknologi och prisnivåer för förfl yttning av anläggningar och nedläggning av borrhål. På grund av förändringar i dessa komponenter kan det framtida verkliga kassafl ödet avvika från de avsatta återställningskostnaderna. För att återspegla eff ekterna på grund av förändringarna i lagstiftning, krav och teknologi och prisnivåer granskas regelbundet det redovisade värdet av avsättningen för återställningskostnader.
Eff ekterna 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.
En prövning av om nedskrivningsbehov föreligger för goodwill kräver en uppskattning av nyttjandevärdet av de kassagenererande enheter till vilka goodwill har allokerats. Nuvärdesberäkningen kräver att bolaget uppskattar den kassagenererande enhetens framtida kassafl öden samt använder sig av en rimlig diskonteringsränta för att kunna beräkna nuvärdet. Under räkenskapsåret 2009 redovisades nedskrivningar för goodwill baserat på värdet av de underliggande tillgångarna.
Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de fi nansiella rapporterna godkändes för utfärdande och vilka har materiell eff ekt på de fi nansiella rapporterna.
Följande, av EU godkända och ännu icke godkända nya standarder, ändringar och tolkningar av existerande standarder, är inte obligatoriska för 2009 års årsredovisning och har inte tillämpats i förtid av koncernen. De hänför sig till koncernens redovisningsperioder som börjar på eller efter den 1 januari 2010 eller senare perioder.
IFRIC 17, "Utdelning av saktilllgångar till aktieägare" (gäller för räkenskapsår som börjar den 1 juli 2009 eller senare). Denna tolkning ger vägledning om redovisning av överenskommelser enligt vilka ett bolag delar ut saktillgångar till aktieägarna antingen som en utdelning av reserver eller som utdelning. En ändring har också gjorts i IFRS 5 där det krävs att tillgångarna klassifi ceras som innehav för utdelning endast om de är tillgängliga för utdelning i sitt nuvarande skick och utdelningen är mycket sannolik. Koncernen kommer att tillämpa IFRIC 17 från 1 januari 2010, men den förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 2 (Ändring), "Group cash-settled and share based payment transactions". Ändringen medför att IFRIC 8 "Tillämpningsområde för IFRS 2" och IFRIC 11 "IFRS 2 – Transaktioner med egna aktier, även koncerninterna" inarbetas i standarden. Den tidigare vägledningen i IFRIC 11 kompletteras dessutom beträff ande klassifi cering av koncerninterna transaktioner, vilket inte behandlas i tolkningen. Denna nya vägledning väntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 3 (Reviderad), "Rörelseförvärv" (eff ektiv från 1 juli 2009). Den reviderade standarden fortsätter att föreskriva att förvärvsmetoden tillämpas för rörelseförvärv men med några väsentliga ändringar. Exempelvis redovisas alla betalningar för att köpa en verksamhet till verkligt värde på förvärvsdagen, medan efterföljande villkorade betalningar klassifi ceras som skulder som därefter omvärderas via resultaträkningen. Minoritetsintresset i den förvärvade rörelsen kan valfritt för varje förvärv värderas antingen till verkligt värde eller till minoritetsaktieägarnas proportionella andel av den förvärvade rörelsens nettotillgångar. Alla transaktionskostnader avseende förvärv ska kostnadsföras. Koncernen kommer att tillämpa IFRS 3 (Reviderad) framåtriktat för alla rörelseförvärv från den 1 januari 2010.
IFRS 5 (Ändring), "Anläggningstillgångar (eller avyttringsgrupper) som innehas för försäljning och avvecklade verksamheter". Ändringen klargör att IFRS 5 specifi cerar de upplysningskrav som fi nns för anläggningstillgångar (eller avyttringsgrupper) som klassifi cerats som anläggningstillgångar som innehas för försäljning eller avvecklade verksamheter. Den klargör också att det allmänna kravet i IAS 1 fortfarande gäller, särskilt punkt 15 (att ge en rättvisande bild) och punkt 125 (källor till osäkerhet i uppskattningar). Koncernen kommer att tillämpa IFRS 5 (Ändring) från den 1 januari 2010. Ändringen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 1 (Ändring), "Utformning av fi nansiella rapporter". Ändringen klargör att den potentiella regleringen av en skuld genom emission av aktier inte är relevant för dess klassifi cering som kort- eller långfristig. Genom en förändring i defi nitionen av kortfristig skuld, tillåter ändringen att en skuld klassifi ceras som långfristig (under förutsättning att företaget har en ovillkorlig rätt att skjuta upp regleringen genom överföring av kontanta medel eller andra tillgångar under minst 12 månader efter räkenskapsårets slut) trots att motparten när som helst kan kräva reglering med aktier. Koncernen kommer att tillämpa IAS 1 (ändring) från den 1 januari 2010. Den förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 27 (Reviderad), "Koncernredovisning och separata fi nansiella rapporter" (eff ektiv från den 1 juli 2009). Den reviderade standarden kräver att eff ekterna av alla transaktioner med minoritetsaktieägare redovisas i eget kapital om de inte medför någon ändring i det bestämmande infl ytandet och dessa transaktioner ger inte längre upphov till goodwill eller vinster och förluster. Standarden anger också att när ett moderföretag mister det bestämmande infl ytandet ska eventuell kvarvarande andel omvärderas till verkligt värde och en vinst eller förlust redovisas i resultaträkningen. Koncernen kommer att tillämpa IAS 27 (Reviderad) framåtriktat för transaktioner med minoritetsaktieägare från den 1 januari 2010.
IAS 38 (Ändring), "Immateriella tillgångar". Koncernen kommer att tillämpa IAS 38 (Ändring) från samma tidpunkt som IFRS 3 (Reviderad) tillämpas. Ändringen ger förtydliganden vid värdering till verkligt värde av en immateriell tillgång som förvärvats i ett rörelseförvärv. Enligt ändringen får immateriella tillgångar grupperas och behandlas som en enda tillgång om varje tillgång har liknande nyttjandeperioder. Ändringen kommer inte att ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | ||
| Försäljning av: | ||
| Olja | ||
| - Storbritannien | 1 725 095 | 2 200 178 |
| - Frankrike | 593 548 | 803 075 |
| - Norge | 2 257 930 | 1 330 259 |
| - Indonesien | 279 102 | 290 979 |
| - Ryssland | 567 074 | 816 039 |
| - Tunisien | 194 130 | 335 153 |
| - Nederländerna | 1 058 | 4 561 |
| 5 617 937 | 5 780 244 | |
| Kondensat | ||
| - Storbritannien | 13 610 | 21 197 |
| - Nederländerna | 6 465 | 7 442 |
| - Indonesien | 942 | 2 327 |
| 21 017 | 30 966 | |
| Gas | ||
| - Norge | 139 158 | 80 475 |
| - Nederländerna | 284 717 | 377 026 |
| - Indonesien | 1 381 | 419 |
| 425 256 | 457 920 | |
| 6 064 210 | 6 269 130 | |
| Övriga intäkter: | ||
| - Storbritannien | 45 016 | 59 457 |
| - Frankrike | 11 378 | 15 960 |
| - Norge | 48 745 | 36 131 |
| - Nederländerna | 9 360 | 9 186 |
| - Ryssland | 431 | 295 |
| - Övriga | 11 929 | 3 578 |
| 126 859 | 124 607 | |
| Totalt rörelseintäkter | 6 191 069 | 6 393 737 |
| Rörelseresultat | ||
| - Storbritannien | 273 837 | 646 034 |
| - Frankrike | 276 156 | 548 519 |
| - Norge | 1 166 552 | 1 102 027 |
| - Nederländerna | 115 291 | 218 066 |
| - Ryssland | -4 982 568 | -564 822 |
| - Indonesien | 27 729 | 15 120 |
| - Tunisien | 24 077 | 34 795 |
| - Sudan | 12 057 | -482 965 |
| - Vietnam | -54 907 | – |
| - Kongo (Brazzaville) | -19 246 | – |
| - Övriga | -62 932 | -55 305 |
| Totalt rörelseresultat | -3 223 954 | 1 461 469 |
Intäkter hänför till olika externa kunder. Koncernintern försäljning uppgår till noll TSEK (noll TSEK) och koncerninterna inköp uppgår till noll TSEK (noll TSEK) och därför förekommer det inga avstämningsposter mot beloppen i resultaträkningen.
| 2009 SEK | 2009 USD | 2008 SEK | 2008 USD | |
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt försäljningspris råvaror, per fat eller boe |
||||
| - Storbritannien | 478,88 | 62,83 | 630,49 | 96,41 |
| - Frankrike | 464,49 | 60,94 | 605,73 | 92,63 |
| - Norge | 460,97 | 60,48 | 591,48 | 90,45 |
| - Nederländerna | 384,88 | 50,49 | 463,61 | 70,90 |
| - Indonesien | 461,79 | 60,58 | 607,64 | 92,92 |
| - Ryssland | 286,93 | 37,64 | 411,02 | 62,85 |
| - Tunisien | 417,06 | 54,72 | 760,03 | 116,22 |
| Konsoliderat | 435,67 | 57,16 | 570,80 | 87,29 |
Genomsnittliga avskrivningar, per fat
| eller boe | ||||
|---|---|---|---|---|
| - Storbritannien | 105,42 | 13,83 | 110,78 | 16,94 |
| - Frankrike | 78,20 | 10,26 | 59,44 | 9,09 |
| - Norge | 98,33 | 12,90 | 107,90 | 16,50 |
| - Nederländerna | 127,75 | 16,76 | 107,31 | 16,41 |
| - Indonesien | 62,35 | 8,18 | 33,94 | 5,19 |
| - Ryssland | 34,76 | 4,56 | 33,74 | 5,16 |
| - Tunisien | 174,32 | 22,87 | 158,84 | 24,29 |
| Konsoliderat | 91,92 | 12,06 | 87,17 | 13,33 |
| Tillgångar | Eget kapital och skulder | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2009 TSEK | 2008 TSEK | 2009 TSEK | 2008 TSEK | |||
| Storbritannien | 4 521 248 | 4 911 488 | 3 527 534 | 4 224 200 | ||
| Frankrike | 1 730 232 | 1 844 737 | 654 420 | 781 315 | ||
| Norge | 7 150 303 | 5 663 022 | 3 233 155 | 4 876 864 | ||
| Nederländerna | 1 165 039 | 1 649 250 | 3 116 681 | 355 935 | ||
| Ryssland | 4 710 221 | 9 904 608 | 963 750 | 1 599 842 | ||
| Indonesien | 643 682 | 363 913 | 200 988 | 186 052 | ||
| Tunisien | 121 124 | 166 832 | 185 524 | 142 039 | ||
| Sudan | 2 681 | 28 809 | 6 885 | 78 959 | ||
| Kongo (Brazzaville) | 218 095 | 147 372 | 47 320 | 26 797 | ||
| Etiopien | – | 98 398 | – | 22 491 | ||
| Kenya | – | 82 999 | – | 17 406 | ||
| Vietnam | 125 437 | 129 549 | 34 492 | 33 284 | ||
| Kambodja | 1 116 | 76 291 | 4 320 | 16 906 | ||
| Malaysia | 239 261 | 64 653 | 64 679 | 21 735 | ||
| Venezuela | 83 999 | – | 14 701 | – | ||
| Övriga | 285 791 | 148 703 | 139 253 | 69 765 | ||
| Tillgångar/skulder per land |
20 998 229 | 25 280 624 | 12 193 702 | 12 453 590 | ||
| Eget kapital hänförligt till | ||||||
| aktieägare | N/A | N/A | 8 126 750 | 11 430 988 | ||
| Minoritetsintresse | N/A | N/A | 677 777 | 1 396 046 | ||
| Summa eget kapital koncern |
N/A | N/A | 8 804 527 | 12 827 034 | ||
| Summa koncern | 20 998 229 | 25 280 624 | 20 998 229 | 25 280 624 |
Se även not 13 för detaljerad information över olje- och gastillgångar per land. Det förekommer inga avstämningsposter mot beloppen i balansräkningen.
| Produktionskostnader består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 1 760 988 | 1 660 573 |
| Tariff - och transportkostnader | 237 421 | 213 116 |
| Direkta produktionsskatter | 312 408 | 527 978 |
| Förändring i över- och underuttag | 3 917 | -25 527 |
| Lagerförändring – olja och naturgas | -39 824 | -2 389 |
| Lagerförändring – borrutrustning och förbrukningsmaterial |
1 076 | 4 955 |
| Övriga | 23 908 | – |
| 2 299 894 | 2 378 706 |
| Avskrivning av olje- och gastillgångar per | ||
|---|---|---|
| land: | 2009 | 2008 |
| Storbritannien | 394 666 | 410 523 |
| Frankrike | 97 726 | 82 867 |
| Norge | 497 737 | 255 894 |
| Nederländerna | 97 010 | 90 048 |
| Indonesien | 55 901 | 28 968 |
| Ryssland | 65 758 | 70 620 |
| Tunisien | 86 263 | 93 148 |
| 1 295 061 | 1 032 068 |
| Prospekteringskostnader var enligt följande: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Storbritannien | 46 872 | 134 984 |
| Frankrike | 23 842 | – |
| Ryssland | 249 077 | 234 071 |
| Indonesien | 28 293 | 4 078 |
| Norge | 530 077 | – |
| Albanien | – | 45 |
| Singapore | 27 349 | 8 844 |
| Vietnam | 54 905 | – |
| Kongo (Brazzaville) | 19 223 | – |
| Kambodja | 78 203 | – |
| Sudan | -12 041 | 482 738 |
| Nederländerna | 312 | 10 135 |
| Övriga – utvärdering av projekt | 4 912 | 26 788 |
| 1 051 024 | 901 683 |
Under året kapitaliseras kostnaderna för prospekterings- och utvärderingsprojekt när de uppkommer och omprövas regelbundet för att uppskatta framtida återvinningsvärde. När ett beslut har fattats att inte fortsätta med ett projekt kostnadsförs de hänförliga kostnaderna.
Under 2009 har kostnader hänförliga till borrningen i Paris Basin av prospekteringsborrningarna Dordives 1-D och Vaxy-1 i Frankrike, och borrningen av Tuong Vi-1X i Block 6-94, Vietnam, kostnadsförts till belopp om 21,7 MSEK respektive 54,9 MSEK.
För vår norska verksamhet genomfördes fyra icke-framgångsrika prospekteringsborrningar i licencerna PL006c, PL304, PL363 och PL412. Kostnaderna hänförliga till dessa borrningar uppgick totalt till 506,3 MSEK och har kostnadsförts under räkensskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Kostnaderna för prospekteringsborrningen Liyeke Marine-1 i Kongo (Brazzaville) Block Marine XI och den ej framgångsrika prospekteringborrningen, Petrovskaya-1, genomförd i Laganskyblocket i Ryssland har kostnadsförts under 2009 till belopp om 19,2 MSEK respektive 249,1 MSEK.
Efter beslut om att dra sig tillbaka från blocket, har kapitaliserade kostnader för Block E i Kambodja om 78,2 MSEK kostnadsförts under 2009. Övriga prospekteringskostnader är "new venture" projekt.
| följande: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Ryssland | 3 741 279 | 396 396 |
| Tunisien | – | 150 586 |
| Indonesien | – | 66 711 |
| 3 741 279 | 613 693 |
Fram till 31 december 2009 har Lundin Petroleum gjort tre borrningar i Laganskyblocket och medan två ej var framgångsrika, har Morskayaborrningen givit betingade resurser i blocket, brutto, om 233 MMboe av vilka 213 MMbbls är olja. Medan värderingen av dessa resurser i hög grad är subjektiv och en mängd av värden kan erhållas och stödjas, har Lundin Petroleum uppskattat värdet på fyndigheter till dags dato och skrivit ned det bokförda värdet av Laganskyblocket, efter uppskjuten skatt och minoritetsintresse, till 2 798,2 MSEK. Detta har resulterat i en nedskrivningskostnad i resultaträkningen om 3 741,3 MSEK för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. En nedskrivning om 613,7 MSEK redovisades i 2008 som följd av en nedrevidering av reserverna för de ryska fälten i Kalmeastern och Oilgazet och förväntingarna avseende lägre oljepris för produktionen i Salawati Island i Indonesien.
Som en del Valkyriesförvärvet den 31 juli 2006 avsatte Lundin Petroleum ett belopp om 862 137 TSEK (119 047 TUSD) till goodwill, som hänför sig till den del av köpeskillingen som överstiger verkligt värde i de förvärvade tillgångarna. Det fi nns fortfarande prospekteringspotential i Laganskyblocket men efter resultaten av Petrovskaya- och Laganskayaborrningarna, bedöms nedskrivningen av det bokförda goodwillvärdet som skälig under dessa förhållanden och därmed har resultaträkningen belastats med 847 196 TSEK (119 047 TUSD) under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
| Försäljning av tillgångar var enligt följande: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Lundin International B.V. | 211 195 | – |
| Ryska onshorefält | -179 097 | – |
| Lundin Latina de Petróleos S.A. | – | 89 822 |
| Jotunfältet, Norge | – | 39 472 |
| Solanfältet, Storbritannien | – | 1 211 |
| Övriga | – | 42 |
| 32 098 | 130 547 |
För ytterligare information om försäljning av tillgångar se avsnittet Försäljning av tillgångar i förvaltningsberättelsen, sidan 51.
| Ersättningar till koncernens revisorer består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Revisionsarvoden | ||
| - PricewaterhouseCoopers | 8 336 | 7 572 |
| - Övriga | 1 508 | 840 |
| 9 844 | 8 412 | |
| Övrigt | ||
| - PricewaterhouseCoopers | 388 | 434 |
| - Övriga | 537 | – |
| 925 | 434 | |
| Totalt | 10 769 | 8 846 |
| Finansiella intäkter består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Ränteintäkter | 35 265 | 55 988 |
| Erhållen utdelning | 4 471 | 12 022 |
| Valutakursvinster, netto | 369 649 | – |
| Försäkringsintäkter | 4 | 131 814 |
| Vinst vid försäljning av aktier | 80 376 | 259 239 |
| Garanti-intäkter | 869 | 25 674 |
| Justering av verkligt värde av pension | -967 | 815 |
| Minskning avsättningar för osäkra fordringar | 4 575 | 3 222 |
| 494 242 | 488 774 |
Valutakursvinsterna för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 369 649 TSEK (-871 053 TSEK). Valutakursvinsten för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 inkluderar netto en förlust för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 om 171 467 TSEK (– TSEK) relaterad till de valutaterminskontrakt som avslutades under 2009. Valutakursrörelser är främst resultatet av US-dollarns värdeförändringar mot en pool av valutor där bland annat EUR, NOK, GBP ock ryska rubel (RUR) ingår. Lundin Petroleum har lån utgivna i USD till dotterbolag vars funktionella valuta är annan än USD.
Vinst vid försäljning av aktier uppgående till 80 376 TSEK (259 239 TSEK) hänför sig till investeringen i NOGAT. Förra årets vinst vid försäljning av aktier hänför sig till en investering i Revus Energy ASA.
Garanti-intäkter till ett belopp om 869 TSEK (25 674 TSEK) är hänförliga till en avgift från Africa Oil Corp. för utställandet av en bolagsgaranti av Lundin Petroleum till BNP Paribas för AOC:s åtaganden under dess moderbolagsgarantier utställda till BNP Paribas. Jämförelsebeloppet hänför sig till den externa delen av värdet av aktierna erhållna från PetroFalcon för utställandet av en garanti 2008. Den redovisade intäkten var efter eliminering av delen som motsvarar Lundin Petroleums ägarandel i PetroFalcon.
| Finansiella kostnader består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Räntekostnader | 91 420 | 107 774 |
| Förändring i marknadsvärdering av ränteswapkontrakt |
3 443 | – |
| Resultat från avräkning av ränteswapkontrakt | 43 207 | 1 236 |
| Valutakursförluster, netto | – | 871 053 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 41 208 | 31 263 |
| Avskrivning av uppskjutna fi nansieringskostnader | 19 354 | 11 415 |
| Nedskrivning av andel i intressebolag | 231 820 | – |
| Övriga fi nansiella kostnader | 21 900 | 15 676 |
| 452 353 | 1 038 417 |
För ytterligare detaljer avseende nedskrivningskostnaderna om 231 820 TSEK (– TSEK) se not 11.
| Resultat från intressebolag var enligt följande: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Negativ goodwill vid förvärv | – | 52 170 |
| Koncernens del av resultatet | -194 399 | -22 872 |
| -194 399 | 29 298 |
Under 2009 skrev Etrion ned värdet på sina olje- och gastillgångar i Venezuela. Då Etrion inte erhållit någon utdelning under de senaste 12 månaderna och då det efter de senaste diskussionerna med de olika inblandade bolagen i Venezuela förefaller osannolikt att någon utdelning kommer att erhållas i en nära framtid, är det skäligt att värdet av investeringarna har skrivits ned. Detta har resulterat i en nedskrivning om 409 274 TSEK som har redovisats som resultat från intressebolag till ett belopp om 177 454 TSEK och som övriga fi nansiella kostnader till ett belopp om 231 820 TSEK. Negativ goodwill uppgående till 52 170 TSEK för jämförelseperioden var hänförlig till förvärvet av aktier i PetroFalcon.
| Skattekostnad | Bolagsskatt | Petroleumskatt | ||
|---|---|---|---|---|
| Skattekostnaden består av: | 2009 | 2008 | 2009 | 2008 |
| Aktuell | ||||
| - Storbritannien | 49 893 | 16 754 | – | – |
| - Frankrike | 68 499 | 189 000 | – | – |
| - Norge | 16 669 | -457 607 | – | – |
| - Nederländerna | 42 139 | 78 441 | – | – |
| - Indonesien | 19 096 | 38 351 | – | – |
| - Ryssland | 16 450 | 20 379 | – | – |
| - Tunisien | 60 427 | 35 351 | – | – |
| - Singapore | 139 | – | – | – |
| - Sverige | 17 600 | – | – | – |
| - Schweiz | 2 997 | 2 224 | – | – |
| 293 909 | -77 107 | – | – | |
| Uppskjuten | ||||
| - Storbritannien | 17 051 | 349 110 | -45 482 | 16 056 |
| - Frankrike | 7 681 | 8 780 | – | – |
| Totalskatt | 458,984 | 614,781 | -45 482 | 16 056 |
|---|---|---|---|---|
| 165 075 | 691 888 | -45 482 | 16 056 | |
| - Sudan | – | -46 722 | – | – |
| - Singapore | -3 409 | 171 | – | – |
| - Kambodja | -16 052 | 13 772 | – | – |
| - Malaysia | 47 170 | 12 915 | – | – |
| - Etiopien | -17 765 | 5 538 | – | – |
| - Vietnam | 6 739 | 11 451 | – | – |
| - Kenya | -16 050 | 13 047 | – | – |
| - Kongo (Brazzaville) | 11 960 | 4 921 | – | – |
| - Tunisien | -26 195 | 21 333 | – | – |
| - Ryssland | -721 788 | -298 807 | – | – |
| - Indonesien | 742 | -21 602 | – | – |
| - Nederländerna | 27 100 | -80 362 | – | – |
| - Norge | 847 891 | 698 343 | – | – |
| - Frankrike | 7 681 | 8 780 | – | – |
Den totala skattekostnaden uppgår till 413 502 TSEK (630 837 TSEK). I detta belopp ingår en upplösning om 618 395 TSEK av den uppskjutna skattekostnaden från nedskrivningen av Laganskyblocket. I den totala skattekostnaden för jämförelseperioden ingår en justering om 228 500 TSEK av den uppskjutna skattekostnaden i Ryssland efter en ändring av skattesatsen från 24% till 20%.
Skatten på koncernens vinst före skatt skiljer sig från det teoretiska belopp som skulle uppkomma om svensk skattesats hade tillämpats på följande sätt:
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | -3 376 464 | 941 124 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3%/28%) | 888 010 | -263 515 |
| Eff ekt av utländska skattesatser | -1 028 569 | -145 728 |
| Skatteeff ekt på ej avdragsgilla kostnader | -628 270 | -892 982 |
| Skatteeff ekt på avdrag för petroleumskatt | 242 671 | 61 941 |
| Skatteeff ekt på ej skattepliktiga intäkter | 134 125 | 180 201 |
| Utnyttjande av ej bokförda skattemässiga underskott | 21 727 | 122 007 |
| Justeringar av föregående års uppskjutna skatter | – | 226 571 |
| Justeringar av föregående års taxeringar | -43 196 | 80 668 |
| -413 502 | -630 837 |
Den skatt som är hänförlig till komponenter i övrigt totalresultat uppgår till följande belopp:
| 2009 | 2008 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt | Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt | |
| Valutaomräkningsdiff erens | -755 602 | – | -755 602 | 1 787 001 | – | 1 787 001 |
| Kassafl ödessäkring | 368 338 | -166 610 | 201 728 | -262 313 | 36 491 | -225 822 |
| Investeringar som kan säljas | -136 340 | 14 297 | -122 043 | -20 917 | – | -20 917 |
| Övrigt totalresultat | -523 604 | -152 313 | -675 917 | 1 503 771 | 36 491 | 1 540 262 |
| Aktuell skatt | – | – | ||||
| Uppskjuten skatt | -152 313 | 36 491 | ||||
| -152 313 | 36 491 |
Den uppskjutna skattekostnaden om 152 313 TSEK (-36 491 TSEK) har förts direkt till eget kapital.
| Skatteskuld - | Aktuell skatteskuld | Uppskjuten skatteskuld | |||
|---|---|---|---|---|---|
| aktuell och uppskjuten | 2009 | 2008 | 2009 | 2008 | |
| Bolagsskatt | |||||
| - Storbritannien | 11 420 | 4 272 | 1 389 834 | 1 936 341 | |
| - Frankrike | 7 172 | 68 308 | 277 631 | 269 291 | |
| - Norge | 12 666 | – | 2 374 304 | 1 351 973 | |
| - Nederländerna | 38 247 | 33 701 | 53 846 | 72 638 | |
| - Indonesien | 13 797 | 8 938 | 99 875 | 108 857 | |
| - Ryssland | -6 379 | -6 776 | 555 515 | 1 400 036 | |
| - Tunisien | 53 348 | 14 986 | 15 580 | 17 896 | |
| - Sverige | 17 600 | – | – | – | |
| - Schweiz | 652 | – | – | – | |
| - Italien | – | – | 5 884 | – | |
| - Kongo (Brazzaville) | – | – | 30 117 | 20 799 | |
| - Kenya | – | – | – | 16 447 | |
| - Vietnam | – | – | 28 772 | 24 672 | |
| - Etiopien | – | – | – | 18 204 | |
| - Malaysia | – | – | 58 095 | 15 425 | |
| - Kambodja | – | – | – | 16 449 | |
| - Singapore | – | – | 1 885 | 5 560 | |
| Summa | |||||
| bolagsskatteskuld | 148 523 | 123 429 | 4 891 338 | 5 274 588 | |
| Petroleumskatt | |||||
| - Storbritannien | – | – | 400 804 | -8 036 | |
| Summa petroleumskatteskuld |
– | – | 400 804 | -8 036 | |
| Summa skatteskuld | 148 523 | 123 429 | 5 292 142 | 5 266 552 |
De helägda franska bolagen har skattemässigt konsoliderats inom Frankrike från och med den 1 januari 2003. Skatteskulden i ett franskt bolag kan reduceras helt eller delvis genom att utnyttja ett annat franskt bolags förluster. Förluster som uppstått i ett bolag före konsolidering kan endast balanseras och utnyttjas gentemot detta bolags intäkter på obegränsad framtid.
Under 2005 genomförde Skatteverket en skatterevision av Lundin Petroleum AB för räkenskapsåren 2002 och 2003. Skatteverket vägrade avdrag för managementtjänster som debiterats Lundin Petroleum AB av koncernbolag, och för vissa andra kostnader. Eftersom Lundin Petroleum AB inte befi nner sig i en skattebetalande position, minskar de nekade avdragen underskottsavdragen men resulterar inte i en aktuell skattekostnad. De uppkomna underskottsavdragen har inte redovisats som uppskjutna skattefordringar på grund av osäkerheten i när de kan utnyttjas. Skatteverket debiterade ut skattetillägg, baserade på den skattemässiga eff ekten av de nekade avdragen, uppgående till 5 038,1 TSEK. Beslutet överklagades till Länsrätten i Stockholm och betalningsanstånd för skattetillägget medgavs. Länsrätten undanröjde delvis Skatteverkets beslut i dess dom den 15 december 2008, emellertid avslogs överklagandet bland annat avseende fullt avdrag för managementavgifter och vissa andra avgifter. Länsrättens dom har överklagats till Kammarrätten avseende avdrag för managementavgifter och påfört skattetillägg eftersom bolaget anser att de utgör korrekta kostnader för Lundin Petroleum koncernens moderbolag och att skattetillägg inte skall utgå. Anstånd med betalning av skattetillägget, som till följd av Länsrättens dom nu uppgår till 4 906,6 TSEK, har medgivits och Lundin Petroleum har därför inte gjort en reservering för skattetillägget.
| Specifi kation av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder |
31 december 2009 |
31 december 2008 |
|---|---|---|
| Uppskjuten skattefordran | ||
| Icke-utnyttjade underskottsavdrag | 1 549 665 | 1 438 240 |
| Verkligt värde på derivatinstrument | 33 244 | 41 397 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 26 064 | 11 192 |
| 1 608 973 | 1 490 829 | |
| Uppskjutna skatteskulder | ||
| Reserveringar utöver plan | 6 116 511 | 5 127 565 |
| Verkligt värde på derivatinstrument | – | 151 |
| Aktiverad förvärvskostnad | 8 349 | 8 852 |
| Uppskjuten skatt på övervärden | 559 893 | 1 400 512 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 18 169 | 18 458 |
| 6 702 922 | 6 555 538 |
Den uppskjutna skattefordran är främst hänförlig till förlustavdrag i Norge uppgående till 1 012 112 TSEK (823 031 TSEK) och Storbritannien uppgående till 401 911 TSEK (439 895 TSEK). Uppskjutna skattefordringar hänförliga till förlustavdrag redovisas enbart när det fi nns en rimlig säkerhet om när och i vilken omfattning förlustavdragen kan utnyttjas gentemot framtida vinster.
Den uppskjutna skatteskulden är hänförlig främst till den del av bokfört värde som överstiger det skattemässiga värdet på olje- och gastillgångar och skatt på övervärdena i de förvärvade tillgångarna i Ryssland.
Koncernen har ett holländskt förlustavdrag, inklusive skatteförluster som uppstått under innevarande räkenskapsår, vilka delvis inte är taxerade, uppgående till 295,6 MSEK. Majoriteten av förlustavdragen kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran på dessa förlustavdrag har ej beaktats per den 31 december 2009 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Denna behandling är konsistent med föregående års bokslut.
| 31 december 2009 | 31 december 2008 | |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 8 707 284 | 9 162 955 |
| Kostnadsställen utan produktion | 9 371 047 | 11 833 206 |
| 18 078 331 | 20 996 161 |
| 2009 Kostnadsställen med produktion | Storbritannien | Frankrike | Norge | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 5 997 869 | 1 801 356 | 2 999 408 | 678 305 | 476 164 | 1 099 301 | 810 422 | 13 862 825 |
| Investeringar | 484 197 | 48 198 | 121 263 | 40 517 | 12 134 | 76 785 | 112 | 783 206 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | -473 941 | – | -473 941 |
| Förändringar i uppskattningar | 24 103 | -471 | 110 302 | 45 570 | – | – | 15 953 | 195 457 |
| Omklassifi ceringar | 82 780 | – | – | – | 9 491 | – | – | 92 271 |
| Omräkningsdiff erens | -565 907 | -104 578 | 325 470 | -41 140 | -46 131 | -67 428 | -64 465 | -564 179 |
| 31 december | 6 023 042 | 1 744 505 | 3 556 443 | 723 252 | 451 658 | 634 717 | 762 022 | 13 895 639 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -2 158 864 | -527 164 | -228 378 | -211 174 | -240 024 | -594 563 | -739 703 | -4 699 870 |
| Årets avskrivningar | -394 666 | -97 726 | -497 737 | -97 010 | -55 901 | -65 758 | -86 263 | -1 295 061 |
| Nedskrivningar | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | 463 477 | – | 463 477 |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Omräkningsdiff erens | 211 447 | 33 870 | -32 221 | 16 539 | 28 152 | 21 368 | 63 944 | 343 099 |
| 31 december | -2 342 083 | -591 020 | -758 336 | -291 645 | -267 773 | -175 476 | -762 022 | -5 188 355 |
| Bokfört värde | 3 680 959 | 1 153 485 | 2 798 107 | 431 607 | 183 885 | 459 241 | 0 | 8 707 284 |
| 2008 Kostnadsställen med produktion | Storbritannien | Frankrike | Norge | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 4 023 862 | 1 442 567 | 258 340 | 826 792 | 369 358 | 850 687 | 639 285 | 8 410 891 |
| Investeringar | 1 027 021 | 123 319 | 1 008 | 63 019 | 18 836 | 157 954 | 6 299 | 1 397 456 |
| Avyttringar | – | – | -242 829 | -306 899 | – | -855 | – | -550 583 |
| Förändringar i uppskattningar | – | 298 | – | – | – | 3 307 | 42 907 | 46 512 |
| Omklassifi ceringar | – | – | 2 983 985 | 66 | – | – | – | 2 984 051 |
| Omräkningsdiff erens | 946 986 | 235 172 | -1 096 | 95 327 | 87 970 | 88 208 | 121 931 | 1 574 498 |
| 31 december | 5 997 869 | 1 801 356 | 2 999 408 | 678 305 | 476 164 | 1 099 301 | 810 422 | 13 862 825 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -1 368 736 | -375 787 | -93 627 | -394 580 | -110 914 | -98 962 | -409 707 | -2 852 313 |
| Årets avskrivningar | -410 523 | -82 867 | -255 894 | -90 048 | -28 968 | -70 620 | -93 148 | -1 032 068 |
| Nedskrivningar | – | – | – | – | -66 711 | -396 396 | -150 586 | -613 693 |
| Avyttringar | – | – | 110 126 | 306 899 | – | – | – | 417 025 |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | 1 595 | – | – | 1 595 |
| Omräkningsdiff erens | -379 605 | -68 510 | 11 017 | -33 445 | -35 026 | -28 585 | -86 262 | -620 416 |
| 31 december | -2 158 864 | -527 164 | -228 378 | -211 174 | -240 024 | -594 563 | -739 703 | -4 699 870 |
| Bokfört värde | 3 839 005 | 1 274 192 | 2 771 030 | 467 131 | 236 140 | 504 738 | 70 719 | 9 162 955 |
| 2009 Kostnadsställen utan produktion |
1 januari | Ytterligare kostnader |
Avyttringar | Avskrivningar | Förändringar i uppskattning |
Omklassifering | Omräknings diff erens |
31 december |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 2 123 046 | 2 063 584 | – | -530 077 | 63 241 | – | 255 461 | 3 975 255 |
| Storbritannien | 672 077 | 17 850 | – | -46 872 | – | -82 780 | -50 444 | 509 831 |
| Frankrike | 51 682 | 23 627 | – | -23 842 | – | – | -2 931 | 48 536 |
| Nederländerna | 1 276 | 6 592 | – | -312 | – | – | -290 | 7 266 |
| Indonesien | 229 915 | 341 842 | – | -55 642 | – | -9 491 | -38 876 | 467 748 |
| Ryssland | 8 187 200 | 344 844 | -574 | -3 990 356 | – | – | -739 583 | 3 801 531 |
| Tunisien | 1 589 | 105 | – | – | – | – | -150 | 1 544 |
| Irland | 6 372 | 2 748 | – | -3 372 | – | – | -339 | 5 409 |
| Sudan | – | -12 041 | – | 12 041 | – | – | – | – |
| Kongo (Brazzaville) | 144 350 | 105 496 | – | -19 223 | – | – | -18 552 | 212 071 |
| Etiopien | 87 619 | 7 422 | -92 885 | – | – | – | -2 156 | – |
| Kenya | 77 175 | 6 536 | -81 830 | -2 | – | – | -1 879 | – |
| Vietnam | 113 383 | 70 499 | – | -54 905 | – | – | -11 101 | 117 876 |
| Kambodja | 76 085 | 9 511 | – | -78 203 | – | – | -7 393 | – |
| Malaysia | 59 663 | 181 965 | – | – | – | – | -17 648 | 223 980 |
| Övriga | 1 774 | 857 | – | -1 538 | – | – | -1 093 | – |
| Bokfört värde | 11 833 206 | 3 171 437 | -175 289 | -4 792 303 | 63 241 | -92 271 | -636 974 | 9 371 047 |
| 2008 Kostnadsställen | Ytterligare | Förändringar i | Omräknings | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| utan produktion | 1 januari | kostnader | Avyttringar | Avskrivningar | uppskattning | Omklassifering | diff erens | 31 december |
| Norge | 3 638 524 | 1 784 987 | -14 690 | – | – | -2 983 983 | -301 792 | 2 123 046 |
| Storbritannien | 513 784 | 175 205 | -1 647 | -134 984 | – | 414 | 119 305 | 672 077 |
| Frankrike | – | 45 724 | – | – | – | – | 5 958 | 51 682 |
| Nederländerna | – | 11 264 | – | -10 135 | – | 147 | 1 276 | |
| Indonesien | 60 689 | 145 204 | – | -12 922 | – | -2 270 | 39 214 | 229 915 |
| Ryssland | 6 554 659 | 541 703 | – | -234 071 | – | 4 481 | 1 320 428 | 8 187 200 |
| Tunisien | 703 | 609 | – | – | – | – | 277 | 1 589 |
| Irland | 2 659 | 7 020 | – | -4 086 | – | – | 779 | 6 372 |
| Sudan | 222 967 | 219 344 | – | -482 738 | – | – | 40 427 | – |
| Kongo (Brazzaville) | 96 477 | 22 488 | – | – | – | – | 25 385 | 144 350 |
| Etiopien | 55 251 | 16 797 | – | – | – | – | 15 571 | 87 619 |
| Kenya | 8 394 | 55 932 | – | – | – | – | 12 849 | 77 175 |
| Vietnam | 46 707 | 47 307 | – | – | – | – | 19 369 | 113 383 |
| Kambodja | 454 | 63 240 | – | – | – | – | 12 391 | 76 085 |
| Malaysia | – | 49 819 | – | – | – | – | 9 844 | 59 663 |
| Övriga | 16 278 | 7 734 | – | -22 747 | – | – | 509 | 1 774 |
| Bokfört värde | 11 217 546 | 3 194 377 | -16,337 | -901 683 | – | -2 981 358 | 1 320 661 | 11 833 206 |
Omklassifi cering från kostnadsställen utan produktion till produktion under 2008 hänför sig till produktionsstarten av Alvheimfältet.
Lundin Petroleum har utfört sitt årliga nedskrivningstest per 31 december 2009 i samband med den årliga certifi eringen avseende olje- och gasreserver. Lundin Petroleum har använt ett fast pris om 75 USD per fat, samt en diskonteringsränta om 10%, för beräkning av framtida kassafl öden före skatt. Nedskrivningstestet för Laganskyblocket genomfördes genom att ta ett fast pris om 70 USD per fat, samt en diskonteringsränta om 8%, för beräkning av kassafl öden efter skatt. För information om nedskrivningar för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009, se not 5 på sidan 68.
Den aktiverade räntan som ingår är hänförlig till olje- och gastillgångar i Norge och uppgår till 22,1 MSEK (67,3 MSEK).
Koncernen deltar i joint ventures med externa parter i olje- och gasprospektering. Koncernen är bunden av olika koncessionsavtal att fullfölja vissa prospekteringsprogram. Nuvarande åtaganden uppskattas uppgå till högst 1 802,2 MSEK (2 749,8 MSEK) varav externa parter, som är joint venture partners, har kontraktuellt förbundit sig att bidra med cirka 587,5 MSEK (572,0 MSEK).
| 2009 | 2008 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Övriga materiella anläggningstillgångar består av: |
Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa | Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa |
| Anskaff ningsvärde | ||||||
| 1 januari | 82 296 | 115 217 | 197 513 | 65 649 | 77 859 | 143 508 |
| Förvärvad vid konsolidering | – | 7 559 | 7 559 | – | – | – |
| Avyttringar | -551 | -3 316 | -3 867 | – | – | – |
| Investeringar | 241 | 23 254 | 23 495 | 3 177 | 33 454 | 36 631 |
| Nedskrivningar | – | -9 330 | -9 330 | – | -5 014 | -5 014 |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | -2 035 | -2 035 |
| Omräkningsdiff erens | -7 328 | -5 669 | -12 997 | 13 470 | 10 953 | 24 423 |
| 31 december | 74 658 | 127 715 | 202 373 | 82 296 | 115 217 | 197 513 |
| Avskrivning enligt plan | ||||||
| 1 januari | -7 749 | -61 748 | -69 497 | -2 615 | -37 127 | -39 742 |
| Förvärvad vid konsolidering | – | -4 342 | -4 342 | – | – | – |
| Avyttringar | 55 | 6 978 | 7 033 | – | 2 135 | 2 135 |
| Årets avskrivningar | -2 131 | -23 917 | -26 048 | -4 828 | -20 087 | -24 915 |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | -2 251 | -2 251 |
| Omräkningsdiff erens | 845 | 2 984 | 3 829 | -306 | -4 418 | -4 724 |
| 31 december | -8 980 | -80 045 | -89 025 | -7 749 | -61 748 | -69 497 |
| Bokfört värde | 65 678 | 47 670 | 113 348 | 74 547 | 53 469 | 128 016 |
Förvärv vid konsolidering innehåller värden som tilldelades övriga materiella anläggningstillgångar vid den första konsolideringen av Etrion per den 30 september 2009.
Avyttringar innehåller värden från övriga materiella anläggningstillgångar i bolag som såldes under året som avslutades den 31 december 2009.
Årets avskrivningar avser avskrivningar enligt plan vilka baseras på anskaff ningskostnaden och en bedömd nyttjandeperiod om 20 år för fastighet, och 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. Avskrivningar ingår i raden för administrationskostnader och avskrivningar i resultaträkningen.
| Goodwill består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| 1 januari | 929 825 | 763 521 |
| Förvärvade vid konsolidering | 4 708 | – |
| Nedskrivningar | -847 196 | – |
| Omräkningsdiff erens | -82 542 | 166 304 |
| 31 december | 4 795 | 929 825 |
Förvärv vid konsolidering innehåller värden som tilldelades goodwill vid den första konsolideringen av Etrion per den 30 september 2009. Denna goodwill refl ekterar överskottet på köpeskillingen över det verkliga värdet på ett förvärvat solkraftprojekt.
Det bokförda värdet för goodwill redovisat per den 31 december 2008 härrör från förvärvet av Valkyries den 31 juli 2006. Denna goodwill skapades vid förvärvet av Valkyries under 2006 och relaterar främst till prospektering av Laganskyblocket samt tillhörande områden och aktiviteter. Goodwill hänförlig till förvärvet av Valkyries skrevs ned till fullo under 2009. Nedskrivningstest görs årligen för goodwill med beaktande av de underliggande tillgångarna från vilka det härrör. För ytterligare information avseende nedskrivningskostnaderna för goodwill se not 6.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Övriga immateriella tillgångar: | Licenser | Licenser |
| Anskaff ningsvärde | ||
| 1 januari | – | – |
| Förvärvade vid konsolidering | 21 512 | – |
| Investeringar | 15 052 | – |
| Omräkningsdiff erens | -117 | – |
| 31 December | 36,447 | – |
Licenserna hänför till solenergi projekt vilka innehas av närstående bolag till Etrion. Vid slutförande av utvecklingsprojekten under 2010 kommer licenserna att skrivas av under deras livslängd.
| NOT 17 – AKTIER I GEMENSAMT STYRDA BOLAG OCH INTRESSEFÖRETAG (TSEK) | ||||
|---|---|---|---|---|
| --------------------------------------------------------------------- | -- | -- | -- | -- |
| Gemensamt styrda bolag och | Bokfört värde | Bokfört värde | |||
|---|---|---|---|---|---|
| intresseföretag består av: | Konsolideringsmetod | Antal aktier | Andel % | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
| PetroFalcon Corp. | Kapitalandelsmetoden | 71 020 500 | 44,81 | – | 505 721 |
| Ikdam Production SA | Kapitalandelsmetoden | 1 600 | 40,00 | 0 | 0 |
| Oil Service1 | Proportionell konsolidering | 2 | 50,00 | – | – |
| RF Energy Investments Ltd. | Proportionell konsolidering | 11 540 | 50,00 | – | – |
| - CJSC Pechoraneftegas2 | 20 000 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - LLC Zapolyarneftegas2 | 1 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - LLC NK Recher-Komi2 | 1 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - Geotundra BV2 | 20 000 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| 0 | 505 721 |
Såld i november 2009
Genom proportionell konsolidering av RF Energy Investments Ltd är dotterbolagen i RF Energy Investments Ltd. också proportionellt konsoliderade i Lundin Petroleums koncernredovisning. "Direkt" hänför sig till RF Energys ägarandel, "indirekt" hänför sig till koncernens slutliga ägarandel.
Den 1 februari 2008, efter godkännandet från det venezuelanska energi- och petroleumministeriet, slutförde Lundin Petroleum försäljningen av det helägda dotterbolaget Lundin Latina de Petróleos S.A., innehållande en 5-procentig andel i Baripetrol SA, till PetroFalcon Corporation (PetroFalcon) och förvärvet av aktier och optioner i PetroFalcon genom en riktad nyemission. Som ett resultat av dessa transaktioner blev Lundin Petroleum den största aktieägaren i PetroFalcon med ett aktieinnehav om cirka 64 miljoner aktier i PetroFalcon vilket representerar 42% av de utställda och utestående aktierna i PetroFalcon. Verkligt värde av de 64 miljoner erhållna aktierna uppgick till 481 264 TSEK vid den ursprungliga värderingen, vilket resulterade i en reavinst från försäljning av tillgångar om 89 822 TSEK och en negativ goodwill om 52 170 TSEK. Lundin Petroleum har även förvärvat optioner i PetroFalcon som kan lösas in när som helst under en tvåårsperiod efter utställandet, för att förvärva upp till 5 000 000 aktier i PetroFalcon till ett lösenpris om 1,20 CDN per aktie. I april 2008 ingick PetroFalcon ett avtal om att förvärva Anadarko Petroleum Corporations venezuelanska tillgångar. Lundin Petroleum kom överens om att garantera vissa av PetroFalcons skyldigheter under det avtalet och erhöll 7,1 miljon aktier i PetroFalcon som ersättning. Detta gör att Lundin Petroleum, tillsammans med de ursprungligen förvärvade aktierna i PetroFalcon, nu innehar cirka 45% av aktierna i PetroFalcon. Avtalet angående förvärvet av Anadarko erhöll inte statliga godkännanden och slutfördes ej, och således har Lundin Petroleum inget kvarstående garantiåtagande. Under tredje kvartalet 2009 ändrade PetroFalcon namn till Etrion Corporation (Etrion) och förvärvade en andel om 90% i ett bolag för förnyelsebar energi, vilket kommer att vara Etrions primära aff ärsinriktning i framtiden. Samtidigt fi ck Lundin Petroleum kontrollposition i Etrions styrelse, och detta, tillsammans med Lundin Petroleums och vissa av dess styrelseledamöters kombinerade aktieinnehav i Etrion, ledde till ett bestämmande infl ytande för Lundin Petroleum ur ett redovisningsmässigt perspektiv. Som ett resultat av det bestämmande infl ytandet, skall Lundin Petroleum konsolidera Etrions resultat i Lundin Petroleums koncernredovisning, vilket har gjorts från och med den 30 september 2009. Etrion Corporation innehar fortfarande sin olje- och gasverksamhet i Venezuela med bevisade och sannolika reserver innan royalties om 30 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) per den 1 januari 2010. Etrion är noterat på Torontobörsen (ticker ETX).
Lundin Petroleum innehar följande direkta och indirekta investeringar i Etrion:
| Bolag | Registreringsland | Procent |
|---|---|---|
| Etrion Corporation | Kanada | 44,81 |
| - Solar Resources Holding Sarl | Luxemburg | 90,00 |
| - Etrion SA | Schweiz | 100,00 |
| - Etrion Italia Srl | Italien | 100,00 |
| - SVE Srl | Italien | 100,00 |
| - PetroFalcon Oil and Gas SA | Venezuela | 100,00 |
| - PetroCumarebo SA | Venezuela | 40,00 |
| - Baripetrol SA | Venezuela | 5,00 |
I beloppen nedan ingår de gemensamt styrda bolagens och intresseföretagets fi nansiella resultat med 100%.
| Resultaträkning per den 31 december 2009 | Etrion Corp. | Ikdam Productions SA | Oil Service | RF Energykoncernen |
|---|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | – | 20 868 | 1 799 | 1,006 634 |
| Rörelsens kostnader | – | 31 021 | -1 921 | -858 109 |
| Årets resultat | -507 378 | -18 139 | -408 | 76 173 |
| Balansräkning per den 31 december 2009 | Etrion Corp. | Ikdam Production SA | Oil Service | RF Energykoncernen |
| Anläggningstillgångar | 125 628 | 49 835 | 4 571 | 916 703 |
| Omsättningstillgångar | 176 326 | 12 026 | 1 159 | 147 284 |
| Summa tillgångar | 301 954 | 61 861 | 5 730 | 1 063 987 |
| Eget kapital | 212 897 | -76 603 | 1 415 | 588 199 |
| Långfristiga skulder | 61 111 | 134 547 | 704 | 331 913 |
| Kortfristiga skulder | 27 946 | 3 917 | 3 611 | 143 875 |
| Summa skulder | 301 954 | 61 861 | 5 730 | 1 063 987 |
| Övriga aktier och andelar består av: | Antal aktier | Andel % | Bokfört värde 31 december 2009 | Bokfört värde 31 december 2008 |
|---|---|---|---|---|
| ShaMaran Petroleum Corp. | 50 000 000 | 10,01 | 152 482 | – |
| Baripetrol SA | 30 026 | 5,00 | 57 644 | – |
| PetroCumarebo SA | 497 080 | 40,00 | 13 521 | – |
| Noorderlijke Aardgas Transportmij B.V. (NOGAT) | – | – | – | 112 109 |
| Cofraland B.V. | 31 | 7,75 | 3 100 | 3 287 |
| Island Oil and Gas plc | 4 000 000 | 3,62 | 3 579 | 6 205 |
| Maison de la géologie | 2 | 1,25 | 30 | 33 |
| 230 356 | 121 634 |
I oktober 2009 erhöll Lundin Petroleum 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) som ersättning för försäljningen av Lundin International BV (LIBV), ett helägt dotterbolag, som hade påbörjat förhandlingar om produktionsdelningsavtal (PSC) för tre separata prospekterings- och utbyggnadsblock i Kurdistan. En bokföringsmässig vinst om 211 195 TSEK redovisades under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 baserat på aktiernas marknadsvärde vid transaktionens slutförande. Lundin Petroleum kommer att få ytterligare 50 000 000 aktier i ShaMaran vid godkännandet av en utvecklingsplan för PSC:n som täcker Pulkhanablocket, Kurdistan.
I juli 2009 sålde Lundin Petroleum sin aktieandel i NOGAT mot en kontant köpeskilling om 96 387 TSEK (9 000 TEUR), och gjorde en bokföringsmässig vinst om 80,4 MSEK.
Det verkliga värdet för ShaMaran och Island Oil & Gas är beräknat utifrån marknadspriset på aktien på Torontobörsen respektive Londonbörsen och det verkliga värdet på aktierna i Baripetrol SA och PetroCumarebo SA är baserat på diskonterat förväntat kassafl öde.
I övriga aktier och andelar per den 31 december 2009 ingår 3,1 MSEK som värderats till anskaff ningsvärde eftersom deras verkliga värde inte tillförlitligt kan mätas då det inte fi nns ett marknadspris på aktien och på grund av osäkerheten när framtida kassfl öden kan förväntas från dessa bolag.
I egenskap av ett internationellt bolag som globalt prospekterar efter och producerar olja och gas, är Lundin Petroleum exponerad mot fi nansiella risker såsom förändringar i valutakurser, oljepris, räntor såväl som kreditrisker. Bolaget skall söka kontrollera dessa risker genom sunt ledarskap och användandet av internationellt accepterade fi nansiella instrument, såsom oljeprissäkringar och ränteswappar. Lundin Petroleum använder fi nansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i bolagets verksamhet
Lundin Petroleum är ett svenskt bolag som är globalt verksamt och är därför under betydande inverkan från valutakursförändringar, både för transaktioner såväl som omräkning från funktionell valuta till rapporteringsvalutan. De funktionella valutorna för majoriteten av Lundin Petroleums dotterbolag är USD, NOK, EUR och RUR, vilket gör Lundin Petroleum känsligt för fl uktuationer i dessa valutor gentemot den svenska kronan, som är rapporteringsvalutan.
Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot den svenska kronan skulle ha på rörelseresultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 vid en konvertering av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan SEK.
| Rörelseresultatet i resultaträkningen (MSEK) | -3 224 | -3 224 |
|---|---|---|
| Förändring av valutakurser till: | ||
| EUR/SEK | 9,5580 | 11,6820 |
| USD/SEK | 6,8601 | 8,3845 |
| NOK/SEK | 1,0950 | 1,3383 |
| RUR/SEK | 0,2165 | 0,2647 |
| Summa påverkan på rörelseresultatet (MSEK) | 320,8 | -320,8 |
Koncernens valutakursrisk på resultatet och eget kapital från omräkningsexponering är ej säkrad.
Lundin Petroleums policy beträff ande valutakurssäkringar, vid valutaexponering, är att överväga att bestämma valutakursen för kända kostnader i icke-USD valutor gentemot USD i förväg, så att framtida kostnadsnivåer i USD kan förutsägas med rimlig säkerhet. Vid beslut om kurssäkring tar bolaget hänsyn till nuvarande valutakurser och marknadsförväntningar i jämförelse med historiska trender och volatilitet.
Per den 31 december 2008 hade koncernen ingått följande valutaterminskontrakt för 2009 för att säkra valutakursen från USD till GBP, EUR, NOK och CHF, for att begränsa valutaexponeringen från operationella kostnader i utländska dotterbolag.
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
Avräknings period |
|---|---|---|---|
| 78,0 MGBP | 139,8 MUSD | USD 1,79 : 1 GBP | 2 jan 2009 – 16 dec 2009 |
| 21,6 MEUR | 31,6 MUSD | USD 1,47 : 1 EUR | 2 jan 2009 – 1 dec 2009 |
| 192,0 MNOK | 33,7 MUSD | NOK 5,70 : 1USD | 2 jan 2009 – 1 dec 2009 |
| 12,0 MCHF | 11,2 MUSD | CHF 1,07 : 1 USD | 2 jan 2009 – 16 dec 2009 |
Per den 31 december 2009 hade inga terminskontrakt ingåtts.
Priset på olja och naturgas påverkas av de normala drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och marknadsosäkerhet. Faktorer som påverkar dessa är verksamhetsbeslut, naturkatastrofer, ekonomiska förhållanden, politisk instabilitet eller konfl ikter eller handlingar av större oljeexporterande länder. Förändringar i pris kan påverka Lundin Petroleums fi nansiella position.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
| Resultat i resultaträkningen (MSEK) -3 790,0 -3 790,0 |
|---|
| Möjlig rörelse (USD/boe) -5 5 |
| Summa påverkan på resultatet (MSEK) -205,6 205,6 |
Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på uppskattningar om fördelarna av säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att ta hänsyn till fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten med syfte att skapa kassafl öde. Om man är övertygad att säkringskontrakten kommer att tillhandhålla ökat kassafl öde, kan beslut fattas att ingå en oljeprissäkring.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009, ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utstående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2009.
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 av räntesäkring av lån. Om säkringskontraktet innebär en minskning av ränterisken till ett för bolaget acceptabelt pris, kan Lundin Petroleum överväga att säkra räntan.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en ökning/minskning avräntan på kreditfaciliteten skulle ha på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009:
| Resultat i resultaträkningen | -3 790,0 | -3 790,0 |
|---|---|---|
| Möjlig rörelse (%) | -10 | 10 |
| Summa påverkan på resultatet (MSEK) | 6,3 | -6,3 |
Per den 31 december 2009 har koncernen ingått en ränteswap där LIBOR räntan låstes till 3,75% per år och säkrade 200 MUSD av koncernens banklån för perioden januari 2008 till januari 2012.
Lundin Petroleums policy är att begränsa kreditrisken genom att begränsa motparter till de stora bankerna och oljebolagen. Då kreditrisk anses föreligga vid försäljning av olja och gas, är policyn att efterfråga oåterkalleliga letters of credit 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 uppgick koncernens kundfodringar till 574,5 MSEK (582,0 MSEK). För befi ntliga kunder fi nns det inga nyligen inträff ade betalningsförsummelser och avsättningen för osäkra fodringar per den 31 december 2009 uppgick till – MSEK (– MSEK). Likvida medel hålls med banker som har en långsiktig kreditrating inte lägre än A enligt Standard and Poor's.
Likviditetsrisk defi nieras som en risk att koncernen inte skulle kunna avsluta eller möta dess skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris. Koncernens fi nansavdelning är ansvarig för likviditeten, fi nansiering och hantering av avslut. Dessutom överses likviditets- och fi nansieringsriskerna och de relaterade processerna och policies av ledningen.
Efter föregående års fi nansiella kris, som satte press på koncernens likviditetsposition genom lägre genererade kassafl öden och en åtstramning av kreditmarknaderna, har världsekonomin visat positiva tecken som tyder på början av en återhämtning. Under 2009 har Lundin Petroleum genererat starkt operativt kassafl öde som till fullo har fi nansierat bolagets omfattande investeringsprogram. För mer information se Marknadsöversikt på sidan 9.
Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850 MUSD, av vilka 544 MUSD har utnyttjats i kontanter och 35 MUSD har tagits ut i form av "letters of credit" per den 31 december 2009. Därutöver hade Lundin Petroleum en osäkrad kreditfacilitet om 150 MUSD, med en giltighetstid fram till den 26 oktober 2010, med icke utnyttjad kredit. Denna facilitet sades upp av Lundin Petroleum per den 31 december 2009. Krediten om 850 MUSD är en "revolving borrowing base" som är säkrad mot vissa kassafl öden som genererats av bolaget. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten beräknas på nytt 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 banksyndikat som tillhandahåller faciliteten. Som del i 850 MUSD facilitetens halvårsvisa beräkningsprocess har ett nytt "revolving borrowing base" belåningsvärde om cirka 1,1 miljarder USD beräknats per den 1 januari 2010. Se också not 30.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått tre produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag (Petronas) avseende licenserna PM308A, PM308B och SB303 i Malaysia. BNP Paribas har, för Lundin Malaysia BV:s räkning, gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 101,9 MUSD. Utöver detta har BNP Paribas gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 15,0 MUSD.
Det förväntas att koncernens pågående utbyggnads- och prospekteringskostnader kommer fi nansieras av operativt kassafl öde samt utnyttjande av kreditfaciliteten. Under 2010 och 2011 krävs inga återbetalningar av kreditfaciliteten.
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar:
| 31 december 2009 Belopp i TSEK |
Lånefordring ar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaff nings värde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar | 230 356 | |||
| Långfristiga fordringar | 172 498 | |||
| Kundfordringar | 574 452 | |||
| Kortfristig fordran | 241 302 | |||
| Derivatinstrument | 1 647 | |||
| Likvida medel | 550 372 | |||
| 1 538 624 | 230 356 | 1 647 | ||
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | 145 792 | |||
| Banklån | 3 883 670 | |||
| Övriga långsfristiga skulder |
89 656 | |||
| Derivatinstrument | 72 560 | |||
| Kortfristig skuld | 230 575 | |||
| 72 560 | 4 349 693 | |||
| 31 december 2008 Belopp i TSEK |
Lånefordring ar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaff nings värde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar | 121 634 | |||
| Långfristiga fordringar | 22 255 | |||
| Kundfordringar | 581 978 | |||
| Kortfristig fordran | 53 893 | |||
| Derivatinstrument | 3 438 | |||
| Likvida medel | 448 855 | |||
| 1 106 981 | 121 634 | 3 438 | ||
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | 276 443 | |||
| Banklån | 4 339 769 | |||
| Derivatinstrument | 359 355 | |||
| Kortfristig skuld | 53 893 | |||
| 359 355 | 4 670 105 |
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 annan 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.
Baserat på denna hierarki, kan fi nansiella instrument värderade till verkligt värde beskrivas enligt följande::
| 31 december 2009 | ||||
|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 | |
| Tillgångar | ||||
| Investeringar som kan säljas | ||||
| - Aktier | 156 061 | 74 295 | ||
| Derivat för säkringsändamål | 1 647 | |||
| 156 061 | 1 647 | 74 295 | ||
| Skulder | ||||
| Derivat för säkringsändamål | 72 560 | |||
| 72 560 | ||||
| Utestående derivat kan specifi cieras enligt följande: | ||||
| Verkligt värde på utestående | 31 december 2009 | 31 december 2008 | ||
| derivatinstrument i | ||||
| balansräkningen: | Tillgångar | Skulder | Tillgångar | Skulder |
| Ränteswappar | 1 647 | 72 560 | – | 94 282 |
| Valutaterminskontrakt | – | – | 3 438 | 265 073 |
| Summa | 1 647 | 72 560 | 3 438 | 359 355 |
| Långfristigt | 1 647 | 22 218 | – | 54 896 |
För risker i den fi nansiella rapporteringen se avsnittet Intern kontroll och riskhantering i den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 36–37 för mer informationoch för operationella risker se sidan 40 för mer information.
Kortfristigt – 50 342 3 438 304 459 Summa 1 647 72 560 3 438 359 355
Uppskjutna fi nansieringskostnader uppgick till 53 475 TSEK (75 748 TSEK) och är hänförliga till kostnaderna för kreditfaciliteten och skrivs av under den förväntade nyttjandeperioden. 2009 uppgick avskrivningarna till 19 354 TSEK (11 415 TSEK). Se även not 10.
Övriga fi nansiella tillgångar uppgår till ett belopp om 150 042 TSEK (169 928 TSEK) och är främst hänförliga till moms betald på prospekterings- och utbyggnadskostnader i Ryssland som förväntas återbetalas genom moms erhållen från framtida projektintäkter.
| Lager består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Lager av olja och naturgas | 113 272 | 103 735 |
| Borrutrustning och | ||
| förbrukningsmaterial | 81 527 | 102 426 |
| 194 799 | 206 161 |
| består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| 1 januari | 102 426 | 98 424 |
| Avyttringar | -3 365 | – |
| Inköp | 42 658 | 22 671 |
| Använt i produktionen | -51 405 | -28 522 |
| Omräkningsdiff erenser | -6 706 | 10 252 |
| 83 608 | 102 825 | |
| Reserveringar | -2 081 | -399 |
| 31 december | 81 527 | 102 426 |
Kundfordingar hänför till ett antal oberoende kunder från vilka det inte fi nns några nyligen inträff ade betalningsförsummelser. Avsättningen till osäkra fodringar är därmed noll.
| Förutbetalda kostnader och | ||
|---|---|---|
| upplupna intäkter består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
| Förutbetald hyra | 2 213 | 7 797 |
| Upplupna intäkter – Joint venture | 12 332 | 14 250 |
| Förutbetalda försäkringar | 2 673 | 5 377 |
| Upplupna intäkter | 827 | 120 |
| Övriga | 51 928 | 50 202 |
| 69 973 | 77 746 |
De joint venture-balansposter som ingår i förutbetalda kostnader och upplupna intäkter är endast hänförliga till joint ventures som saknar bolagsform.
| Övriga fordringar består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Underuttag | 61 554 | 32 236 |
| Mervärdesskattefordran | 21 353 | 43 875 |
| Övriga kortfristiga fordringar | 23 466 | 11 602 |
| 106 373 | 87 713 |
| Övriga reserver i förändringar i eget kapital består av: |
Reserv för investering som kan säljas |
Säkrings reserv |
Valuta omräknings reserv |
Summa övriga reserver |
|---|---|---|---|---|
| Balans per den 1 januari 2008 | 67 672 | – | -791 162 | -723 490 |
| Totalresultat | -12 569 | -256 145 | 1 508 724 | 1 240 010 |
| Balans per den 31 december 2008 |
55 103 | -256 145 | 717 562 | 516 520 |
| Totalresultat | -126 940 | 205 790 | -548 118 | -469 268 |
| Balans per den 31 december 2009 |
-71 837 | -50 355 | 169 444 | 47 252 |
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| 1 januari | 700 206 | 700 763 |
| Nuvärdesjustering (not 10) | 41 208 | 31 263 |
| Betalningar | -1 531 | -1 410 |
| Förändring i uppskattningar | 258 698 | 46 512 |
| Avyttringar | -5 971 | -64 973 |
| Omräkningsdiff erens | -48 271 | -11 949 |
| 31 december | 944 339 | 700 206 |
Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 5,5% (5,5%). Baserad på uppskattningarna använda i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2009, förväntas 70% av den totala summan att regleras efter mer än 20 år.
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.
Fram till oktober 2006 har den pension som beslutades bestått av månatliga utbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 206 TCHF (1 236 TSEK) och därefter har månatliga utbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 138 TCHF (925 TSEK) betalats till Adolf H. Lundins änka Eva Lundin, och kommer att fortsätta att betalas under hennes livstid. Bolaget kan, om det så väljer, betala ut denna pensionsutfästelse genom en engångsbetalning om 1 800 TCHF (12 438 TSEK).
| Pensionsavsättning | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| 1 januari | 10 140 | 9 478 |
| Justering för verkligt värde | 967 | -815 |
| Gjorda utbetalningar | -925 | -833 |
| Omräkningsdiff erens | -547 | 2 310 |
| 31 december | 9 635 | 10 140 |
| Avsättning för | |||
|---|---|---|---|
| Övriga avsättningar består av: | avgångsvederlag | Övriga | Summa |
| 1 januari 2009 | 26 987 | 28 559 | 55 546 |
| Förvärvad vid konsolidering | – | 777 | 777 |
| Avyttring | – | -609 | -609 |
| Investeringar | 4 633 | 83 457 | 88 090 |
| Upplösning | – | -18 | -18 |
| Utbetalningar | – | -13 986 | -13 986 |
| Omklassifi ceringar | – | -2 098 | -2 098 |
| Omräkningsdiff erens | -2 705 | -5 421 | -8 126 |
| 31 december 2009 | 28 915 | 90 661 | 119 576 |
Avsättningen för avgångsvederlag återspeglar Lundin Petroleums andel i avsättningarna för kostnader för avgångsvederlag till anställda i de indonesiska Salawati joint ventures och Oudna joint venture i Tunisien. Avsättningarna hänförliga till Salawati joint ventures är fullt underbyggda av depositioner som innehas av dessa joint ventures och som är inkluderade i fi nansiella anläggningstillgångar.
| Banklån består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Kortfristiga | ||
| Återbetalning inom 6 månader | 13 877 | 26 947 |
| Återbetalning mellan 6–12 månader | 3 202 | 26 946 |
| Långfristiga | ||
| Återbetalning inom 2–5 år | 3 875 822 | 4 339 769 |
| Återbetalning efter 5 år | 7 848 | – |
| 3 900 749 | 4 393 662 | |
Tabellen ovan ger en analys av koncernens fi nansiella skulder, grupperat på löptid baserat på den återstående perioden från balansdagen fram till det kontraktuella avräkningsdatumet. Återbetalningar av lån baseras på en nuvärdesberäkning av tillgångarnas framtida kassafl öden. Inga återbetalningar är för närvarande förutsedda enligt denna beräkning. Återbetalningarna som visas i tabellen är baserade på en lånereduceringsplan.
Den rörliga räntan på Lundin Petroleums kreditfacilitet uppgick till LIBOR + 1,1% till och med den 26 oktober 2007 och därefter LIBOR + 0,9%.
I november 2009 undertecknade Etrion en kreditfacilitet om 17,2 MEUR med Centrobanco för konstruktion av solkraftsverk i södra Italien. Krediten har en löptid på 17,5 år och löper med en ränta om sexmånaders EURIBOR plus en marginal på 250 räntepunkter under de fem första åren, 270 räntepunkter under de följande fem åren och 300 räntepunkter därefter.
Verkligt värde på banklånen per den 31 december 2009 har uppskattats till det bokförda värdet då lånen hade rörlig ränta.
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.
Per den 31 december 2009 var ett belopp om 213 496 TSEK (– TSEK) utstående som kortfristig skuld hänförlig till köpeskillingen hänförlig till avtalet med Gunvor.
Koncernen har ingen fi nansiell leasing.
Betalningar för operationell leasing uppgår i resultaträkningen till – MSEK (15,6 MSEK). Operationella leaseingbetalningar under 2008 är hänförliga till försäljning och återförhyrning (sale-and-leaseback) av ett transportfartyg som används vid Jotunfältet, off shore Norge. Den 31 juli 2008 avslutades försäljningen av Jotunfältet och med anledning därav fanns inga utestående leasingbetalningar per den 31 december 2009.
| Upplupna kostnader och | ||
|---|---|---|
| förutbetalda intäkter består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
| Upplupen semesterlöneskuld | 15 398 | 11 180 |
| Upplupna rörelsekostnader | 52 604 | 39 163 |
| Upplupna sociala avgifter | 11 058 | 8 409 |
| Upplupna löner | 4 193 | 2 652 |
| Övrigt | 33 972 | 41 433 |
| 117 225 | 102 837 |
| Övriga skulder består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Överuttag | 9 161 | 106 844 |
| Skulder avseende bolagsförvärv | 42 167 | 44 708 |
| Joint venture partners | 44 836 | 17 714 |
| Mervärdesskatteskuld | 8 691 | 13 893 |
| Skuld avseende sociala avgifter | 8 866 | 4 873 |
| Övrigt | 29 656 | 22 844 |
| 143 377 | 210 876 |
Under 2002 slutförde koncernen förvärvet av 95,3% av de utestående aktierna i Lundin International SA (tidigare Coparex International SA) med en kontantbetalning om 172,5 MUSD och en tilläggsköpeskilling om upp till 27,5 MUSD som är beroende av produktionen från vissa tunisiska tillgångar. 2005 redovisades ett belopp om 38 615 TSEK (4 113 TEUR) som köpeskilling för aktierna baserat på Lundin Petroleums uppskattning av tilläggsköpeskillingen. Ansvarsförbindelsen att betala tilläggsköpeskillingen fortgick till den 31 december 2005 och efter detta datum har tilläggsköpeskillingen till fullo redovisats under övriga skulder.
Skulden till joint venture partners om 44 836 TSEK (17 714 TSEK) är främst hänförlig till en uppgörelse avseende licensgränser och avräkningar för gemensamma uttag.
Den 26 oktober 2007 tecknade koncernen en ny kreditfacilitet för vilken 544,0 MUSD var utestående per den 31 december 2009. Finansieringen består av en "revolving borrowing base" och "letter of credit"-facilitet om 850 MUSD. Som säkerhet för krediten ligger aktierna i koncernens tillgångsbärande bolag samt framtida kassafl öden som genereras från de pantsatta bolagen.
De ställda säkerheterna per den 31 december 2009 uppgår till 4 978 037 TSEK (4 605 804 TSEK) och representerar de bokförda nettotillgångarna i de pantsatta bolagen.
Vid tidpunkten för Lundin Petroleums förvärv hade Valkyries fyra utestående ansvarsförbindelser. Två av ansvarsförbindelserna är hänförliga till Laganskyblocket och uppgår till 12,5 MUSD att betala om en kommersiell fyndighet görs, och 10,0 MUSD att betala vid beviljandet av en utbyggnadslicens för en fyndighet. Under 2009 har dessa ansvarsförbindelser ersatts, i det fall att förvärvet av minoritetspartners 30-procentiga andel slutförs, med en överenskommelse enligt vilken Lundin Petroleum skall betala den tidigare ägaren av Laganskyblocket ett resultatberoende arvode som skall baseras på 0,30 USD per fat olja i förhållande till 30% av de bevisade och sannolika reserverna i Laganskyblocket vid det datum då beslut fattas om att påbörja utbyggnad.
Ytterligare 1 MUSD skulle betalas ut till säljaren beträff ande Ashirovskoyefältet det första kalenderår då produktionen från fältet överstiger 100 000 ton. I och med försäljningen under 2009 av CJSC Kalmeastern har denna ansvarsförbindelse överförts till den nya ägaren. Valkyries hade även kommit överens om att betala ytterligare 1 USD per ton olja som hittas på nyupptäckta fält inom Orenburglicensens område, förutsatt kommersiella kvantiteter av olja. Detta var en ansvarsförbindelse från Oilgaztetförvärvet som med försäljningen av CJSC Oilgaztet under 2009 har överförts till den nya ägaren.
I samband med avtalet med Gunvor om att förvärva en licensandel om 30% i Laganskyblocket, i det fall att förvärvet slutförs, har en överenskommelse träff ats med Gunvor om att Gunvor skall betala ett resultatberoende arvode som skall baseras på 0,15 USD per fat olja (upp till 150 MMbbls, brutto) och 0,30 USD per fat olja (över 150 MMbbls, brutto) av de bevisade och sannolika reserverna i Laganskyblocket vid det datum då beslut fattas om att påbörja utbyggnad.
Beloppen avseende eventualtillgången och ansvarsförbindelsen hänförliga till Laganskyblocket är berorende av framtida prospekterings- och produktionsverksamheter. På grund av osäkerheter hänförliga till dessa verksamheter, kan inte uppskattningar av kassainfl öden och -utfl öden beräknas med säkerhet.
Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare (SEK) |
-2 890 510 000 | 560 011 000 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 313 420 280 | 315 682 981 |
| Resultat per aktie (SEK) | -9,22 | 1,77 |
Resultat per aktie efter utspädning beräknas genom att justera vägt genomsnittligt antal utestående aktier för året med utspädningseff ekten på utestående teckningsoptioner och dividera koncernens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare med vägt genomsnittligt antal aktier efter utspädning.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare (SEK) |
-2 890 510 000 | 560 011 000 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 313 420 280 | 315 682 981 |
| Utspädningseff ekt på utestående teckningsoptioner | – | – |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter hänsyn tagen till utspädningseff ekten av utestående |
||
| teckningsoptioner | 313 420 280 | 315 682 981 |
| Resultat per aktie (utspädd) (SEK) | -9,22 | 1,77 |
| Not | 2009 | 2008 | |
|---|---|---|---|
| Övriga avsättningar | 1 425 | 13 718 | |
| Nedskrivning av goodwill | 6 | 847 196 | – |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | 5 | 3 741 279 | 613 693 |
| Prospekteringskostnader | 4 | 1 051 024 | 901 683 |
| Avskrivningar och amorteringar | 13/14 | 1 321 114 | 1 056 980 |
| Avskrivningar av uppskjutna fi nansieringskostnader |
10 | 19 354 | 11 415 |
| Ränteintäkter i resultaträkningen | 9 | -35 262 | -55 988 |
| Aktuell skatt i resultaträkningen | 12 | 293 909 | -77 107 |
| Räntekostnader i resultaträkningen | 10 | 91 422 | 107 774 |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande poster | 39 | 673 966 | 711 044 |
| Icke realiserade valutakursvinster | 9 | -369 649 | 871 052 |
| Vinst från försäljningen av tillgångar | 7 | -112 523 | -333 591 |
| Justering kassafl öde från verksamheten | 7 523 255 | 3 820 673 |
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Uppskjuten skatt | 119 593 | 707 944 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 41 208 | 31 263 |
| Aktierelaterade ersättningar | 83 503 | 27 271 |
| Resultat från intressebolag | 426 219 | -6 031 |
| Finansiella intäkter från intressebolag | – | -46 558 |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande poster | 3 443 | -2 845 |
| 673 966 | 711 044 |
Koncernen har ingått transaktioner med närstående parter på armslängds avstånd enligt nedan:
Koncernen betalade 96 TSEK (– TSEK) till Vostok Nafta Investment Ltd för hyran av kontor i Stockholm. Vostok Nafta anses vara ett närstående bolag eftersom den största aktieägaren i Vostok Nafta är Lorito Holdings (Guernsey) Ltd vilket även är den största aktieägaren i Lundin Petroleum.
Koncernen erhöll 576 TSEK (– TSEK) från ShaMaran för tillhandahållandet av kontor och andra tjänster och 2 426 TSEK (– TSEK) för tillhandahållande av tekniska tjänster. Lundin Petroleum innehar cirka 10% av aktierna i ShaMaran.
Koncernen erhöll 4 352 TSEK (– TSEK) från AOC som är ränta på ett lån till AOC gjord på armlängds avstånd och 229 TSEK (– TSEK) för tillhandahållande av tekniska tjänster. Per den 31 december 2009 uppgick lånet till AOC till 169 294 TSEK (– TSEK).
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2008 betalade koncernen 170 TSEK till Namdo Management Services Ltd., ett privat bolag ägt av Lukas H. Lundin, styrelseledamot i bolaget, i enlighet med ett serviceavtal. Namdo har cirka 12 anställda och tillhandahåller administrativa och fi nansiella tjänster till ett antal publika bolag. Därmed fi nns det ingen anledning att allokera belopp betalda till Namdo direkt till Lukas H. Lundin. Serviceavtalet sades upp under 2008. Det fanns ingen utestående skuld per den 31 december 2008.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2008 erhöll koncernen 198 TSEK från Vostok Nafta Investment Ltd och närstående bolag för tillhandahållandet av kontorsoch redovisningstjänster. Det fanns ingen utestående fodran per den 31 december 2008.
| 2009 | 2008 | |||
|---|---|---|---|---|
| Summa | varav | Summa | varav | |
| Medeltal anställda per land | anställda | män | anställda | män |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | – | – | – | – |
| Summa moderbolaget | – | – | – | – |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Storbritannien | 34 | 23 | 37 | 26 |
| Frankrike | 55 | 44 | 54 | 44 |
| Norge | 56 | 38 | 42 | 28 |
| Nederländerna | 7 | 4 | 7 | 3 |
| Indonesien | 20 | 14 | 18 | 13 |
| Ryssland | 182 | 143 | 281 | 223 |
| Tunisien | 9 | 6 | 8 | 5 |
| Singapore | 4 | 3 | 7 | 6 |
| Malaysia | 16 | 11 | 6 | 4 |
| Etiopien | 4 | 3 | 11 | 7 |
| Kenya | 2 | 1 | 5 | 3 |
| Förenade Arabemiraten | 3 | 2 | 2 | 1 |
| Venezuela | 4 | 2 | – | – |
| Schweiz | 43 | 30 | 46 | 33 |
| Summa dotterbolag | 439 | 324 | 524 | 396 |
| Summa koncernen | 439 | 324 | 524 | 396 |
Koncernen hade totalt 26 personer på ledande befattningar och i styrelsen (2008:21, 2007–2005: 20, 2004: 19 och 2003: 15 personer). En kvinna är inkluderad i dessa positioner 2009 (2008:1, 2007–2005: 2, 2004–2003:1).
| Löner, andra | 2009 | 2008 | ||
|---|---|---|---|---|
| ersättningar och | Löner och | Löner och | ||
| sociala kostnader | andra | Sociala | andra | Sociala |
| per land | ersättningar | kostnader | ersättningar | kostnader |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | 4 927 | 908 | 4 213 | 720 |
| Summa moderbolaget | 4 927 | 908 | 4 213 | 720 |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Storbritannien | 42 901 | 7 581 | 37 170 | 7 533 |
| Frankrike | 30 768 | 16 445 | 26 351 | 13 072 |
| Norge | 98 161 | 25 671 | 60 764 | 10 421 |
| Nederländerna | 6 924 | 756 | 4 746 | 964 |
| Indonesien | 9 154 | 236 | 6 121 | 857 |
| Ryssland | 44 919 | 3 623 | 50 272 | 4 722 |
| Tunisien | 6 454 | 486 | 4 257 | 425 |
| Singapore | 11 575 | 21 | 10 672 | 987 |
| Malaysia | 22 361 | 13 | 4 695 | – |
| Etiopien | 1 573 | 32 | 1 923 | – |
| Kenya | 800 | 36 | 2 066 | – |
| Förenade Arabemiraten | 1 552 | – | 1 161 | – |
| Venezuela | 1 008 | 175 | – | – |
| Schweiz | 149 849 | 12 553 | 68 494 | 10 770 |
| Summa dotterbolag | 427 999 | 67 628 | 278 692 | 49 751 |
| Summa koncernen | 432 926 | 68 536 | 282 905 | 50 471 |
| varav pensionskostnader: | ||||
| - avgiftsbestämda planer | 21 732 | 16 994 |
| Löner, andra | 2009 | 2008 | ||
|---|---|---|---|---|
| ersättningar per land och mellan styrelsen/ VD och övriga anställda |
Styrelse ledamöter och verkställande direktör |
Övriga anställda |
Styrelse ledamöter och verkställande direktör |
Övriga anställda |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | 4 927 | – | 4 213 | – |
| Summa moderbolaget | 4 927 | – | 4 213 | – |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Storbritannien | 16 245 | 26 656 | 13 471 | 23 699 |
| Frankrike | – | 30 768 | – | 26 351 |
| Norge | 8 271 | 89 890 | 5 407 | 55 357 |
| Nederländerna | 2 570 | 4 354 | 1 675 | 3 071 |
| Indonesien | 3 108 | 6 046 | 2 590 | 3 531 |
| Ryssland | 15 815 | 29 104 | 17 681 | 32 591 |
| Tunisien | 2 801 | 3 653 | 1 981 | 2 276 |
| Singapore | 3 747 | 7 828 | 2 989 | 7 684 |
| Malaysia | 4 104 | 18 257 | 1 072 | 3 623 |
| Etiopien | 1 280 | 293 | 1 635 | 288 |
| Kenya | 351 | 449 | 902 | 1 164 |
| Förenade Arabemiraten | – | 1 552 | – | 1 160 |
| Venezuela | – | 1 008 | – | – |
| Schweiz | 69 303 | 80 546 | 6 751 | 61 743 |
| Summa dotterbolag | 127 595 | 300 404 | 56 154 | 222 538 |
| Summa koncernen | 132 522 | 300 404 | 60 367 | 222 538 |
Belopp för Schweiz innehåller också personalkostnader för Etrion SA.
Lundin Petroleums målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade företagsledare med förmåga att uppnå koncernens mål, och att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna högklassiga prestationer på ett sätt som höjer aktieägarvärdet. Följaktligen tillämpar koncernen en ersättningspolicy som säkerställer att det fi nns en tydlig koppling till aff ärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande bästa praxis, samt strävar efter att tillförsäkra koncernledningen skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.
Bolagets ersättningspolicy för ledande befattningshavare, som antagits av årsstämman 2009, beskrivs nedan. Företagsledningen inkluderar koncernchef och verkställande direktör (VD) samt övriga medlemmar av ledningsgruppen, vilket även innefattar vice VD och Chief Operating Offi cer och övriga befattningshavare på vice president-nivå.
Ersättningspolicyn är i överensstämmelse med principerna för vad företagsledningen tidigare erhållit i ersättning och baseras på ingångna avtal mellan bolaget och respektive befattningshavare.
Ersättningskommittén har till uppgift att informera sig om, samt besluta om, frågor avseende ersättning till ledande befattningshavare. Kommittén sammanträder regelbundet och ansvarar för granskning av ersättningspolicyn och de ledande befattningshavarnas löneförmåner, samt för att lämna rekommendationer om detta till styrelsen. Kommittén har tillgång till externa rådgivare för att säkerställa att ersättningspaketen är konkurrenskraftiga och lämpliga.
Ersättningskommittén föreslår styrelsen ersättningsnivå, kriterier för rörlig lön och övriga anställningsvillkor för VD, som därefter beslutas av styrelsen. För övriga befattningshavare lämnar VD förslag om lämpliga anställningsförmåner till ersättningskommittén för godkännande, och som sedan rapporteras av ersättningskommittén till styrelsen.
Anställningsförmånerna till ledande befattningshavare i koncernen innehåller fem huvudkomponenter:
a) grundlön; b) årlig rörlig lön;
c) långfristigt incitamentsprogram (Long-term Incencentive Plan); d) pensionsförmåner; och e) icke-monetära förmåner.
Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen och ansvaret som är förenat med befattningen, liksom befattningshavarens skicklighet, erfarenhet och prestationer. Grundlönen skall ses över årligen för att säkerställa att den förblir marknadsmässig. I syfte att bedöma konkurrenskraften hos det ersättningspaketet som koncernen erbjuder, kan jämförelser göras med vad liknande bolag erbjuder. De bolag med vilka jämförelser sker väljs ut baserat på följande:
a) bolag inom samma verksamhetsområde;
b) storleken på bolaget (omsättning, vinst och antal anställda);
c) diversifi eringen och komplexiteten av verksamheten;
d) den geografi ska spridningen av verksamheten; och
e) tillväxt, expansion och profi l.
Periodisk "benchmarking" inom olje- och gassektorn skall även genomföras för att säkerställa att anställningsförmånerna förblir i linje med gällande marknadsvillkor.
Bolaget anser att rörlig lön är en viktig del av ersättningspaketet där anknutna resultatmål refl ekterar de centrala drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärde.
I slutet på varje år lämnar VD en rekommendation till ersättningskommittén beträff ande betalning av rörlig lön till anställda baserat på deras individuella bidrag till bolagets resultat. Detta inkluderar uppnående av bolagets strategiska tillväxtmål och ökat aktieägarvärdet genom värdeökning av aktien som ett resultat av ökade reserver, produktion, kassafl öde och vinst.
Efter genomgång av VD:s rekommendationer lämnar ersättningskommittén en rekommendation till styrelsen för godkännande avseende nivån av rörlig lön för VD, samt för övriga befattningshavare och anställda i den mån den rörliga lönen överstiger 10 000 USD per anställd. Den rörliga lönen skall normalt ligga inom intervallet 1–10 månadslöner.
Bolaget har ett långfristigt incitamentsprogram (Long-term Incentive Plan (LTIP)) i vilket företagsledningen, inklusive VD, och vissa andra medarbetare har rätt att delta. LTIP har tidigare bestått av aktie- och optionsrelaterade planer, där bland annat vissa resultatkrav har ingått i intjänandet av optionerna eller aktierna. För ytterligare information angående dessa planer, se not 43.
Ett reviderat LTIP framlades vid och godkändes av årsstämman 2009. LTIP är aktiekursrelaterat och är indelat i en plan för högsta koncernledningen (vilket innefattar VD, COO, Chief Financial Offi cer (CFO) och Senior Vice President Operations) och en plan för övriga ledande befattningshavare. LTIP är utformat på ett sätt som skall förena incitament för ledningen samt aktieägarintressen.
LTIP för högsta koncernledningen innebär att Lundin Petroleum ställer ut syntetiska optioner som kan lösas in fem år efter utställandet. Inlösandet av optionerna berättigar inte mottagaren till att förvärva aktier i Lundin Petroleum, utan till att erhålla en kontant betalning baserad på ökningen i marknadsvärdet på aktierna.
Den högsta koncernledningen tilldelades syntetiska optioner vars lösenpris var 110% av den genomsnittliga slutkursen på bolagets aktie på NASDAQ OMX Stockholm under de tio nästkommande handelsdagarna efter årsstämman 2009, med ett lösenpris som uppgick till 72,76 SEK. Optionerna kan lösas in på dagen som inträff ar fem år efter tilldelningen. Mottagaren kommer att vara berättigad till att erhålla ett kontant belopp som är lika med den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleum aktien under det femte året som följer tilldelningen, med avdrag för lösenpriset.
Utbetalningen av belöningen under dessa syntetiska optioner skall inträff a i två lika stora trancher: (i) den första på dagen som inträff ar omedelbart efter femårsdagen av tilldelningen och (ii) den andra på dagen som inträff ar ett år efter den första utbetalningen.
Det totala antalet syntetiska optioner som tilldelades den högsta koncernledningen är 4 000 000. Under den femåriga intjänandeperioden av de syntetiska optionerna, är ingen av de högsta befattningshavarna som tilldelas syntetiska optioner berättigad till belöningar under det LTIP som beskrivs nedan under b).
Om mottagaren av tilldelade syntetiska optioner säger upp sin anställning i koncernen eller om mottagarens anställning upphör på saklig grund eller liknande under den femåriga intjänandeperioden, skall de tilldelade syntetiska optionerna omedelbart upphöra. Om mottagarens anställning upphör av någon annan anledning under denna period, skall optionerna anses intjänade och förfalla till omedelbar betalning baserat på den genomsnittliga slutkursen för Lundin Petroleum aktien under de 90 dagarna som föregår anställningens upphörande. Om en tredje part förvärvar mer än 50% av de vid tillfället utestående Lundin Petroleum aktierna, skall de syntetiska optionerna anses intjänade och förfalla till omedelbar betalning baserat på värdet, per Lundin Petroleum aktie, som sådan tredje part betalat.
LTIP för övriga ledande befattningshavare innefattar utställande av units, som omvandlas till en kontant betalning som är kopplad till börskursen för bolagets aktie. LTIP betalas ut under en treårsperiod från tilldelningen för att därmed binda personalen till bolaget.
LTIP utgörs av en årlig tilldelning av units som omvandlas till kontant betalning vid intjänandet. Det kontanta beloppet bestäms vid slutet av varje intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med börskursen för bolagets aktie. LTIP har en löptid om tre år. Den initiala tilldelningen intjänas i tre jämnstora trancher; en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den sista tredjedelen efter tre år. Den kontanta betalningen är villkorad av att innehavaren av units kvarstår som anställd i Lundin Petroleumkoncernen vid tiden för utbetalning. Units kan inte överlåtas till tredje man.
Ersättningskommittén lämnar en rekommendation till styrelsen avseende det totala antalet units som skall tilldelas varje år för de följande tre åren, samt avseende den individuella tilldelningen. Den individuella tilldelningen baseras både på befattning inom bolaget och uppnående av bolagets strategiska tillväxtmål och ökat aktieägarvärdet genom värdeökning av aktien som ett resultat av ökade reserver, produktion, kassafl öde och vinst. Det totala antalet utställda units 2009 uppgick till ca 675 000 för hela koncernen, inklusive de övriga ledande befattningshavarna .
Ur ett redovisningsmässigt perspektiv utgör LTIP ersättning för lämnade tjänster och skall, i enlighet med IFRS 2, medföra en redovisningsmässig kostnad som periodiseras över tre- eller femårsintjänandeperioden. Lundin Petroleums åtaganden enligt LTIP kommer att värderas till marknadsvärde vilket kommer att omvärderas vid varje rapporttillfälle (kvartalsvis). Värdeförändringarna påverkar resultaträkningen genom periodisering över tre- eller femårsperioden så att den ackumulerade kostnaden över intjänandeperioden motsvarar LTIP på slutdagen.
Lundin Petroleums styrelse bemyndigades av årsstämman 2009 att genomföra återköp av aktier på NASDAQ OMX Stockholm. Syftet med att återköpa aktier är bland annat att fi xera åtagandet enligt LTIP, inklusive möjliga sociala avgifter. De aktier som återköps för att säkerställa LTIP kan säljas på marknaden i samband med betalningar enligt LTIP. Detta innebär att den faktiska kontanta betalningen som Lundin Petroleum gör enligt LTIP kommer att motsvara det totala pris som Lundin Petroleum betalar för de återköpta aktierna. En ökning av åtagandet enligt LTIP som beror på en kursuppgång skulle således vara säkerställd genom motsvarande ökning av värdet på de återköpta aktierna. Inga aktier återköptes under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Pensionsförmånerna innehåller en defi nierad plan för avsättningar med premier baserade på hela grundlönen. Relationen mellan pensionsavsättningarna och grundlönen är beroende av befattningshavarens ålder.
Icke-monetära förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för befattningshavaren att fullgöra sina arbetsuppgifter.
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 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 befattningshavare.
Styrelsen kan jämlikt 2009 års årsstämmas bemyndigande i enlighet med 8 kap 53 § aktiebolagslagen frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl för det, vilket inte inträff ade under 2009.
Se sidan 53 för ytterligare information om styrelsens förslag angående ersättningspolicyn för 2010.
| Lön och övriga ersättningar till icke-operativa styrelseledamöter (TSEK) | Styrelsearvode | Övrigt1 | Totalt 2009 | Totalt 2008 |
|---|---|---|---|---|
| Ian H. Lundin | 800 | 1 470 | 2 270 | 2 219 |
| Magnus Unger | 600 | 157 | 757 | 702 |
| Lukas H. Lundin | 558 | – | 558 | 400 |
| William A. Rand | 600 | – | 600 | 600 |
| Asbjørn Larsen | 450 | – | 450 | 292 |
| Dambisa F. Moyo | 292 | – | 292 | – |
| Summa | 3 300 | 1 627 | 4 927 | 4 213 |
1 Övriga ersättningar som betalats under 2009 är hänförliga till speciella projekt för bolagets räkning. Nivån på dessa ersättningar är i enlighet med vad som godkändes vid årsstämman 2009.
Inga avtal för avgångsvederlag fi nns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna.
| befattningshavare (TSEK) | Lön | Bonus4 | Förmåner1 | Totalt 2009 | Totalt 2008 | Pension 20092 | Pension 2008 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| C. Ashley Heppenstall | 4 924 | 1 641 | 844 | 7 409 | 7 299 | 465 | 389 |
| Alexandre Schneiter | 3 376 | 1 125 | 352 | 4 853 | 4 494 | 290 | 252 |
| Chris Bruijnzeels | 2 363 | 788 | 277 | 3 428 | 3 276 | 188 | 165 |
| Övriga ledande befattningshavare3 | 7 288 | 1 910 | 516 | 9 714 | 10 929 | 468 | 561 |
| Summa | 17 951 | 5 464 | 1 989 | 25 404 | 25 998 | 1 411 | 1 367 |
Förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring.
2 Pensionsbetalningarna härrör betalningar till pensionsförsäkringar utöver den schweiziska miniminivån.
3 Övriga ledande befattningshavare består av fyra direktörer (vice presidents) som var anställda fram till 30 april 2009 och av tre därefter till följd av VP Operations avgång under året. 4 I bonusomkostnaden för 2009 ingår även ett belopp om 4 032 TSEK (6 733 TSEK) hänförligt till bonusbelöningar tilldelade i januari 2009 hänförliga till 2008. I december 2009 beslutade ersättningskommittén om en bonus för 2009 motsvarande en månadslön till VD och till ledande befattningshavare. I januari 2010 beslutade ersättningskommittén om ytterligare bonus för 2009 efter att ha utvärderat de anställdas bidrag till bolagets resultat och de individuella mål som uppnåtts. Kommittén belönade C. Ashley Heppenstall med en ytterligare bonus om 2 872 TSEK motsvarande sju månadslöner och Alexandre Schneiter och Chris Bruijnzeels belönades med 1 969 TSEK respektive 1 182 TSEK och de övriga fyra ledande befattningshavarna med sammanlagt 2 324 TSEK motsvarande två till sju månadslöner. Tilläggsbonusen ingår inte i tabellen ovan.
Den vanliga pensionsåldern för VD är 65 år. Den avgiftsbestämda pensionsplanen är 10% av den pensionsgrundande inkomsten, varav den anställda själv bidrar med 40%. Den pensionsgrundande inkomsten defi nieras som årlig grundlön.
Sedan december 2006 ingår ökade avgångsvederlag i anställningskontrakten för ledande befattningshavare. Dessa ger rätt till kompensation vid upphörande av anställning i det fall kontrollen av bolaget övergår till tredje part. Om den anställde väljer att säga upp sin anställning eller om den anställda sägs upp utan saklig grund inom ett år efter det att kontrollen övergått till tredje part, har den anställda rätt till avgångsvederlag. Ersättningen till VD, COO, CFO och Senior Vice President Operations utgörs av två års grundlön och för övriga ledande befattningshavare av ett års grundlön.
Följande teckningsoptioner har givits ut till ledande befattningshavare. Ingen styrelseledamot innehar optioner.
| Tilldelade | Utgivna1 | Villkorad tilldelning under prestationsaktieplanen2 |
Utestående teckningsoptioner och aktier per den 31 december 2009 |
||
|---|---|---|---|---|---|
| 2007 års program Ledande befattningshavare |
Teckningsoptioner | Teckningsoptioner | Aktier | Teckningsoptioner | Aktier 2 |
| C. Ashley Heppenstall | 400 000 | 200 000 | – | 200 000 | – |
| Alexandre Schneiter | 350 000 | 175 000 | – | 175 000 | – |
| Chris Bruijnzeels | 100 000 | 25 000 | 5 732 | 25 000 | 5 732 |
| Övriga ledande befattningshavare | 300 000 | 140 000 | 2 293 | 115 000 | 2 293 |
| Total | 1 150 000 | 540 000 | 8 025 | 515 000 | 8 025 |
1 Efter beaktande av bolagets prestationskriterier och efter val av aktier som tas ut under prestationsaktieplanen, netto.
2 Maximalt antal aktier. Tilldelningen kommer att vara 50% till 100% av det maximala antalet aktier beroende på om bolaget uppnår ytterligare prestationskriterier.
För teckningsoptioner se även not 43.
Bolaget har ett incitamentsprogram där teckningsoptioner ges ut till de anställda och ger dem möjligheten att köpa aktier i bolaget. Teckningsoptionerna för 2005–2007 har utgivits till genomsnittspriset för Lundin Petroleum aktien, plus en premie om 10%, för de tio nästkommande handelsdagarna efter årsstämman. Teckningsoptionerna är giltiga i tre år men kan inte utnyttjas under det första året av löptiden. Teckningsoptioner utställda till anställda som lämnar bolaget inom ett år efter utgivning förfaller.
Utöver dessa teckningsoptioner har 642 500 teckningsoptioner förvärvats och omvandlats till Lundin Petroleum teckningsoptioner och ytterligare 371 500 teckningsoptioner i Lundin Petroleum gavs ut i samband med förvärvet av Valkyries. Antalet utestående teckningsoptioner i samband med förvärvet av Valkyries var 275 000, med ett lösenpris om 97,40 SEK och med en inlösenperiod till och med den 31 maj 2009.
Under årsstämman som hölls den 16 maj 2007 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandet av en Long-term Incentive Plan (LTIP) bestående av en aktieoptionsplan och en prestationsaktieplan. De anställda hade valet mellan aktieoptionsplanen och prestationsaktieplanen eller en 50/50 fördelning mellan de båda.
Aktieoptionsplanen inkluderar en villkorad utgivning av optioner med en intjänandetid om 18 månader bundna till ett prestationsvillkor vilket mäter Total Shareholder Return (TSR) gentemot en grupp av jämförbara bolag. Teckningsoptionerna gavs ut till genomsnittspriset för en aktie i Lundin Petroleum för de tio nästkommande handelsdagarna efter årsstämman plus en premie om 10% . De anställda kommer att erhålla mellan 0 och 100% av optionerna beroende på bolagets prestation beräknat genom användandet av en relativ TSR. Perioden under vilken prestationsvillkoret uppmättes utgick per den 30 november 2008 då 50% av optionerna gavs ut som teckningsoptioner.
Prestationsaktieplanen inkluderar en villkorad tilldelning av Lundin Petroleum aktier med en intjänandeperiod om tre år och är bunden till att prestationsvillkor relativt till TSR uppnås. Antalet aktier tilldelade under prestationsaktieplanen är baserat på värdet av optionerna som tilldelats under aktieoptionsplanen. De anställda kommer att erhålla mellan 50 och 100% av aktiernas värde beroende på bolagets prestation beräknat genom användandet av en relativ TSR. Under prestationsaktieplanen har Lundin Petroleum gjort en villkorad tilldelning av 67 751 aktier knuten till uppnåendet av prestationskriterier. I juni 2007 förvärvade Lundin Petroleum 68 000 egna aktier för att till fullo säkra dess potentiella skyldighet under prestationsaktieplanen.
Förändringar i antalet utestående teckningsoptioner och deras vägda genomsnittliga lösenpris är som följer:
| 2009 | 2008 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt vägt lösenpris i SEK per aktie |
Utestående teckningsoptioner |
Genomsnittligt vägt lösenpris i SEK per aktie |
Utestående teckningsoptioner |
|
| Per den 1 januari | 90,87 | 4 921 750 | 80,64 | 9 300 000 |
| Tilldelade | – | – | – | – |
| Förverkade | – | – | 78,05 | -1 675 750 |
| Utnyttjade | – | – | 60,20 | -2 360 000 |
| Förfallna | 96,02 | -3 511 000 | 87,23 | -342 500 |
| Per den 31 december | 78,05 | 1 410 750 | 90,87 | 4 921 750 |
Vägt genomsnittligt pris för utnyttjandet av teckningsoptionerna under 2009 var – SEK (88,22 SEK) per aktie. Per den 31 december 2009 var 1 410 750 (4 921 750) optioner inlösningsbara.
Den totala kostnaden för perioden uppgick till 221 TSEK (17 049 TSEK). Se även Lundin Petroleums aktie och aktieägare, sidorna 41–43, för detaljer om lösenpris samt lösenperiod.
Vid årsstämman den 13 maj 2008 godkände Lundin Petroleums aktieägare ett långfristigt incitamentsprogram (LTIP) som är relaterad till bolagets aktiekurs och som utgörs av en årlig tilldelning av units som omvandlas till kontant betalning vid intjänandet. Det kontanta beloppet bestäms vid slutet av varje intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med börskursen för bolagets aktie. 2008 års LTIP har en löptid om tre år. Den initiala tilldelningen intjänas i tre jämnstora trancher; en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den sista tredjedelen efter tre år. Den kontanta betalningen är villkorad av att innehavaren av units kvarstår som anställd i Lundin Petroleumkoncernen vid tiden för utbetalning. Den totala kostnaden för 2008 års LTIP uppgick till 10 329 TSEK för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2008 och 18 596 TSEK för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. Det totala antalet units som tilldelades under 2008 års LTIP var cirka 700 000 varav 403 106 var utestående per den 31 december 2009.
Vid årsstämman den 13 maj 2009 godkände Lundin Petroleums aktieägare ett LTIP som är aktiekursrelaterat och är indelat i en plan för högsta koncernledningen (vilket innefattar VD, COO, CFO och Senior Vice President Operations) och en plan för övriga ledande befattningshavare och vissa andra anställda.
2009 års LTIP för högsta koncernledningen består av utställandet 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 belöningen under dessa syntetiska optioner skall inträff a i två lika stora trancher: (i) den första på dagen som inträff ar omedelbart efter femårsdagen av tilldelningen och (ii) den andra på dagen som inträff ar ett år efter den första utbetalningen. Inlösenpriset för optionerna är 72,76 SEK. Den totala kostnaden för 2009 års LTIP för den högsta koncernledningen uppgick till 4 675 TSEK för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
2009 års LTP för övriga ledande befattningshavare och vissa andra anställda följer samma principer som 2008 års LTIP och utgörs av en årlig tilldelning av units som omvandlas till kontant betalning vid intjänandet. Det kontanta beloppet bestäms vid slutet av varje intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med börskursen för bolagets aktie. Detta LTIP har en löptid om tre år. Den initiala tilldelningen intjänas i tre jämnstora trancher; en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den sista tredjedelen efter tre år. Den kontanta betalningen är villkorad av att innehavaren av units kvarstår som anställd i Lundin Petroleumkoncernen vid tiden för utbetalning. Den totala kostnaden för 2009 års LTIP för övriga ledande befattningshavare och vissa andra anställda uppgick till 13 155 TSEK för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. Det totala antalet units som tilldelades under detta LTIP var cirka 675 000 varav 661 900 var utestående per den 31 december 2009.
För ytterligare detaljer avseende dessa LTIP se not 42.
Etrion har en optionsplan, där optioner kan ges till befattningshavare och vissa anställda. Optionerna löper mellan fem och tio år. Samtliga optioner har en intjänandeperiod på tre år och löses in till ett belopp som är lika med bolagets aktiekurs det datum optionen tilldelades. Under specifi ka förhållanden kan Etrions ersättningskommitté godkänna olika intjänandeperioder för specifi kt tilldelade optioner.
Förändringar i antalet utestående Etrion optioner och deras genomsnittliga vägda lösenpris är som följer:
| 2009 | 2008 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt vägt lösenpris i CAD per aktie |
Utestående optioner |
Genomsnittligt vägt lösenpris i CAD per aktie |
Utestående optioner |
|
| Per den 1 januari | 1,77 | 9 333 660 | 1,81 | 10 796 494 |
| Tilldelade | 0,48 | 4 510 000 | 1,24 | 450 000 |
| Utnyttjade | – | – | 0,85 | -330 000 |
| Förfallna | 2,20 | -2 460 020 | 1,99 | -1 582 834 |
| Per den 31 december | 1,17 | 11 383 640 | 1,77 | 9 333 660 |
Per den 31 december 2009 var 7 571 972 (8 883 660) optioner inlösenbara. Den totala bokförda kostnaden för perioden uppgick till 1 074 TSEK (TSEK -).
Etrion har ingått ett aktieägaravtal med aktieägaren av de återstående 10 procenten i det bolag för förnyelsebar energi i vilket Etrion innehar en ägarandel om 90%. Detta avtal innehåller bestämmelser om utfärdandet av ytterligare "at the money" optioner för att förhindra utspädning för aktieägaren med en andel om 10% i förhållande till värdet av Etrions första investeringar om 100 MEUR. Dessa optioner anses beviljade villkorade av prestationskriterier hänförliga till framtida investeringar. Det uppskattas att prestationskriterierna sannolikt kommer att mötas under en kommande period på 3,5 år från och med den 31 december 2009 och bolaget har således bokfört en icke-kassafl ödespåverkande ersättningskostnad om 9 934 TSEK (1 195 TUSD). Totalt verkligt värde av optionerna kommer att kostnadsföras över deras inlösenperiod, som är perioden från optionernas beviljande till och med det datum då investeringen förväntas ske.
Etrion ingår i Lundin Petroleums koncernredovisning varför den motsvarande eget kapitalreserven om 55 311 TSEK ingår i koncernens eget kapital. Av detta belopp hänför sig 46 848 TSEK tilll de utestående optionerna och 8 463 TSEK till det nämnda aktieägaravtalet.
I februari 2010 har prospekteringsborrningen 6507/11- 10 pluggats igen och lämnats som ett torrt hål. Borrningen hade som målsättning att nå Frusalenstrukturen i Norge i licensen PL476 (l.a. 30%). De kostnader som är hänförliga till denna prospekteringsborrning kommer att kostnadsföras under första kvartalet 2010.
Den 6 april 2010 off entliggjorde Lundin Petroleum slutförandet av avknoppningen av dess verksamhet i Storbritannien till ett nybildat brittiskt bolag, EnQuest plc (EnQuest), i utbyte mot aktier i EnQuest. De aktier i EnQuest som Lundin Petroleum erhöll delades sedan ut till Lundin Petroleums aktieägare.
EnQuest förvärvade de brittiska olje- och gasproduktions-, utbyggnads- och prospekteringstillgångarna samt verksamheten av både Lundin Petroleum och Petrofac Limited (Petrofac), ett bolag noterat på Londonbörsen. EnQuest bildades nyligen för detta syfte och är ett oberoende olje- och gasproduktions- och utbyggnadsbolag vars initiala verksamhet kommer att fokusera på den brittiska kontinentalsockeln.
Lundin Petroleum erhöll femtiofem procent (55%) av de utestående aktierna i EnQuest som köpeskilling för försäljningen av den brittiska verksamheten och föreslår att dessa aktier i EnQuest delas ut till Lundin Petroleums aktieägare. Lundin Petroleums aktieägare kommer att fortsätta att inneha sina nuvarande aktier i Lundin Petroleum och kommer även att erhålla nya aktier i EnQuest. Aktieägarna i Petrofac kommer att inneha de återstående fyrtiofem procenten (45%) av de utestående aktierna i EnQuest. Bolag relaterade till familjen Lundin förväntas bli de största aktieägarna i EnQuest. EnQuest kommer att ansöka om primärnotering på Londonbörsen och sekundärnotering på NASDAQ OMX Stockholm.
Den 22 mars 2010 beslutade den extra bolagsstämman att godkänna försäljningen av Lundin North Sea B.V. till EnQuest. Lundin North Sea B.V. är holdingbolaget för alla Lundin Petroleums olje- och gasproduktions-, utbyggnads- och prospekteringstillgångar samt verksamhet i Storbritannien.
Transaktionen förväntas slutföras i början av det andra kvartalet 2010. Det fi nansiella resultatet från avknoppningen av verksamheten i Storbritannien på koncernens resultat beror på det första börsintroduktionsvärdet på EnQuests aktier.
Följande tabell ger en sammanfattning av redovisningen per rörelsegren för koncernens verksamhet i Storbritannien:
| 1 jan 2009 – 31 dec 2009 12 månader |
1 jan 2008 – 31 dec 2008 12 månader |
|
|---|---|---|
| Produktion i Mboepd, netto | 10,2 | 10,2 |
| Genomsnittligt försäljningspris råvaror i USD, per fat eller boe | 62,83 | 96,41 |
| Genomsnittliga avskrivningar i USD, per fat eller boe | 13,83 | 16,94 |
| Rörelsens intäkter i MSEK | 1 783,7 | 2 280,8 |
| Rörelseresultat i MSEK | 273,8 | 646,0 |
| 31 december 2009 | 31 december 2008 | |
| Olje- och gastillgångar i MSEK | 4 190,8 | 4 511,1 |
| Olje- och gastillgångar i MSEK | 4 190,8 | 4 511,1 |
|---|---|---|
| Totalt tillgångar i MSEK | 4 521,2 | 4 911,5 |
| Totalt skuld i MSEK | 3 527,5 | 4 224,2 |
Moderbolagets aff ärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -32,3 MSEK (62,8 MSEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009.
Resultatet innefattar administrationskostnader uppgående till 49,3 MSEK (25,6 MSEK) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009. Ränteintäkter hänförliga till lån till dotterbolag uppgick till 7,7 MSEK (8,7 MSEK). I fi nansiella intäkter för jämförelseperioden ingår ett belopp om 113,3 MSEK hänförligt till moderbolagets del av vinsten från försäljningen av investeringen i Revus Energy ASA. För räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 ingår en skattekostnad om 17,6 MSEK (36,4 MSEK) som är hänförlig till svensk skatt på resultaten av utländska CFC-bolag (Controlled Foreign Company), som är cypriotiska koncernbolag.
Moderbolagets fi nansiella rapport är upprättad i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige med tillämpning av RFR 1.2, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering, och årsredovisningslagen (1995:1554). RFR 1.2 kräver att moderbolaget använder liknande redovisningsprinciper som koncernen, dvs. IFRS i den omfattning RFR 1.2 tillåter. Moderbolagets redovisningsprinciper avviker inte i någon väsentlighet från koncernens redovisningsprinciper, se sidorna 60–66.
MODERBOLAGETS RESULTATRÄKNING FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | |||
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 33 154 | 21 406 |
| Bruttoresultat | 33 154 | 21 406 | |
| Administrationskostnader | 2 | -49 281 | -25 638 |
| Rörelseresultat | -16 127 | -4 232 | |
| Resultat från fi nansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 3 | 8 589 | 126 276 |
| Finansiella kostnader | 4 | -7 133 | -22 863 |
| 1 456 | 103 413 | ||
| Resultat före skatt | -14 671 | 99 181 | |
| Skatt | 5 | -17 600 | -36 403 |
| Årets resultat | -32 271 | 62 778 |
MODERBOLAGETS BALANSRÄKNING PER DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Aktier i dotterbolag | 6 | 7 871 812 | 7 739 716 |
| Fordringar på koncernbolag | 7/12 | 19 950 | 160 806 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 891 762 | 7 900 522 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 448 | 495 | |
| Övriga fordringar | 8 | 4 917 | 9 433 |
| Likvida medel | 12 | 532 | 1 184 |
| Summa omsättningstillgångar | 5 897 | 11 112 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 897 659 | 7 911 634 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Bundet eget kapital | |||
| Aktiekapital | 3 179 | 3 179 | |
| Reservfond | 861 306 | 861 306 | |
| Summa bundet eget kapital | 864 485 | 864 485 | |
| Fritt eget kapital | |||
| Övriga fonder | 5 120 750 | 5 089 856 | |
| Balanserad vinst | 1 887 788 | 1 855 683 | |
| Årets resultat | -32 271 | 62 778 | |
| Summa fritt eget kapital | 6 976 267 | 7 008 317 | |
| Eget kapital | 7 840 752 | 7 872 802 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Övriga avsättningar | 9 | 36 403 | 36 403 |
| Summa långfristiga skulder | 36 403 | 36 403 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 12 | 87 | 233 |
| Skatteskulder | 10/12 | 17 600 | – |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 11 | 2 484 | 1 873 |
| Övriga skulder | 333 | 323 | |
| Summa kortfristiga skulder | 20 504 | 2 429 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 897 659 | 7 911 634 | |
| Ställda panter | 13 | 4 978 037 | 4 605 804 |
| Ansvarsförbindelser | 13 | – | 183 549 |
MODERBOLAGETS KASSAFLÖDESANALYS FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Kassafl öde använt för verksamheten | ||
| Årets resultat | -32 271 | 62 778 |
| Justering för | ||
| - Skatt enligt resultaträkning | 17 600 | 36 403 |
| - Ej likviditetspåverkande poster | 5 132 | -76 925 |
| - Erhållna ränteintäkter | – | -257 |
| - Betalda räntekostnader | 3 | 112 |
| - Orealiserade valutakursvinster | 1 356 | -3 944 |
| Förändringar i rörelsekapital | ||
| Minskning i kortfristiga tillgångar | 6 970 | 2 775 |
| Minskning i kortfristiga skulder | -359 | -38 765 |
| Summa kassafl öde använt för verksamheten | -1 569 | -17 823 |
| Kassafl öde från investeringar | ||
| Utgivna långfristiga fordringar | -34 100 | -833 831 |
| Erhållen återbetalning av långfristiga fordringar | 34 838 | 820 018 |
| Investeringar i övriga aktier och andelar | – | -172 907 |
| Försäljning av övriga aktier och andelar | – | 286 235 |
| Summa kassafl öde från investeringar | 738 | 99 515 |
| Kassafl öde använt för fi nansiering | ||
| Köp av egna aktier | – | -234 103 |
| Nyemission | – | 142 072 |
| Summa kassfl öde använt för fi nansiering | – | -92 031 |
| Förändring av likvida medel | -831 | -10 339 |
| Likvida medel vid årets början | 1 184 | 8 861 |
| Valutakursförändring i likvida medel | 179 | 2 662 |
| Likvida medel vid årets slut | 532 | 1 184 |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Aktie kapital 1 |
Reservfond | Övriga fonder 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Summa eget kapital |
| Balans per den 1 januari 2008 | 3 155 | 861 306 | 5 157 307 | 1 821 289 | 34 667 | 7 877 724 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 34 667 | -34 667 | – |
| Nyemission | 24 | – | 142 048 | – | – | 142 072 |
| Köp av egna aktier | – | – | -234 103 | – | – | -234 103 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | – | 17 322 | -17 322 | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 17 049 | – | 17 049 |
| Valutaomräkningsdiff erens | – | – | 7 282 | – | – | 7 282 |
| Årets resultat | – | – | – | – | 62 778 | 62 778 |
| Balans per den 31 december 2008 | 3 179 | 861 306 | 5 089 856 | 1 855 683 | 62 778 | 7 872 802 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 62 778 | -62 778 | – |
| Nyemission | – | – | – | – | – | – |
| Köp av egna aktier | – | – | – | – | – | – |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | – | 30 894 | -30 894 | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 221 | – | 221 |
| Valutaomräkningsdiff erens | – | – | – | – | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | -32 271 | -32 271 |
| Balans per den 31 december 2009 | 3 179 | 861 306 | 5 120 750 | 1 887 788 | -32 271 | 7 840 752 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2009 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 2009 ingår 4 490 300 aktier som Lundin Petroleum AB innehade i eget namn.
Övrigt tillskjutet kapital ingår från och med den 1 januari 2006 i Övriga fonder tillsammans med valutakursdiff erenser på lån till dotterbolag.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Norge | 12 937 | – |
| Storbritannien | 11 047 | 13 360 |
| Tunisien | 4 718 | 4 403 |
| Malaysia | 3 546 | 1 299 |
| Etiopien | 1 063 | 1 498 |
| Indonesien | 590 | 95 |
| Irland | – | 4 |
| Kenya | -747 | 747 |
| 33 154 | 21 406 |
Moderbolagets revisorer är PricewaterhouseCoopers.
| Ersättningar till koncernens revisorer | ||
|---|---|---|
| består av: | 2009 | 2008 |
| Revisionsarvode | 1 260 | 1 407 |
| Övriga | 378 | 241 |
| 1 638 | 1 648 |
| Finansiella intäkter består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Ränteintäkter | 7 720 | 9 006 |
| Vinst från försäljning av investering | – | 113 328 |
| Valutakursvinster, netto | – | 3 942 |
| Övriga | 869 | – |
| 8 589 | 126 276 |
I moderbolagets ränteintäkter ingår ett belopp om 7 720 TSEK (8 749 TSEK) erhållet från koncernbolag.
Vinst från försäljning av investering är hänförlig till vinsten från försäljningen av investeringen i Revus Energy ASA.
| Finansiella kostnader består av: | 2009 | 2008 |
|---|---|---|
| Övriga fi nansiella koncernkostnader | 5 717 | 22 717 |
| Valutakursförluster, netto | 1 356 | – |
| Övriga | 60 | 146 |
| 7 133 | 22 863 |
Övriga fi nansiella koncernkostnader var hänförliga till en reservering för osäkra fordringar avseende ett lån till ett dotterbolag.
| 2009 | 2008 | |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | -14 671 | 99 181 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3% - föregående år 28%) |
3 858 | -27 771 |
| Skatteeff ekt av resultaten av utländska CFC-bolag |
-23 225 | – |
| Skatteeff ekt av ej avdragsgilla kostnader | -1 623 | -8 632 |
| Skatteeff ekt av utnyttjandet av underskottsavdrag från tidigare år |
3 390 | – |
| -17 600 | -36 403 |
Finns på sidan 89.
| Fordran på koncernbolag: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Fordran på koncernbolag | 19 950 | 160 806 |
| 19 950 | 160 806 |
Långfristig fordran på koncerbolag uppgick till 19 950 TSEK (160 806 TSEK) och representerar investeringslån till dotterbolagsverksamheter för vilka återbetalning inte sker i enlighet med en överenskommen återbetalningsplan.
| Övriga fordringar består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | 4 190 | 9 326 |
| Mervärdesskattefordran | 727 | 107 |
| 4 917 | 9 433 |
Övriga avsättningar per den 31 december 2009 uppgick till 36 403 TSEK (36 403 TSEK) och är hänförliga till bolagsskatt.
Skatteskuld per den 31 december 2009 uppgick till 17 600 TSEK (– TSEK) och är hänförlig till bolagsskatt.
| förutbetalda intäkter består av: | 31 december 2009 | 31 december 2008 |
|---|---|---|
| Sociala avgifter | 442 | 342 |
| Övriga | 2 042 | 1 531 |
| 2 484 | 1 873 |
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar:
| Finansiella skulder värderade |
||
|---|---|---|
| Lånefordringar och | till upplupet | |
| Belopp i TSEK | övriga fordringar | anskaff ningsvärde |
| Tillgångar | ||
| Fordringar på koncernbolag | 24 140 | |
| Likvida medel | 532 | |
| Skulder | ||
| Leverantörsskulder | 87 | |
| Skatteskuld | 17 600 | |
| 24 673 | 17 687 |
Se koncernens noter 35 samt 36 för detaljer.
| Organisationsnummer | Säte | Antal aktier | Procent | Nominellt värde per aktie |
Bokfört värde 31 december 2009 |
Bokfört värde 31 december 2008 |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Direkt ägda | |||||||
| Lundin Energy AB | 556619-2299 | Stockholm, Sverige | 10 000 000 | 100 | SEK 0,01 | 100 | 100 |
| Lundin Investment Ltd | EC-14476 | Hamilton, Bermuda | 12 000 | 100 | USD 1,00 | 0 | 585 |
| Lundin Petroleum BV | BV 1216140 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | 7 871 712 7 871 812 |
7 739 031 7 739 716 |
| Indirekt ägda | |||||||
| Lundin North Sea BV | BV 1397514 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Britain Ltd | 3628497 | London, Storbritannien | 24 265 203 | 100 | GBP 1,00 | ||
| - Lundin Heather Ltd | 2748866 | London, Storbritannien | 9 701 000 | 100 | GBP 1,00 | ||
| - Lundin Thistle Ltd | 4487223 | London, Storbritannien | 100 | 100 | GBP 1,00 | ||
| - Lundin UK Ltd | 1006812 | London, Storbritannien | 5 004 | 100 | GBP 1,00 | ||
| Lundin Norway AS | 986 209 409 | Oslo, Norge | 1 320 000 | 100 | NOK 100,00 | ||
| Lundin Netherlands Holding BV | BV 87466 | Haag, Nederländerna | 150 | 100 | EUR 450,00 | ||
| Lundin Netherlands BV | BV 86811 | Haag, Nederländerna | 30 000 | 100 | EUR 450,00 | ||
| Lundin Tunisia BV | BV 1355993 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Munir BV | BV 1225617 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Nigeria Ltd | RC 615830 | Lagos, Nigeria | 10 000 000 | 100 | N 1,00 | ||
| Lundin Albania BV | BV 1310581 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Exploration BV | BV 1303454 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Sudan BV | BV 1225619 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Block 5B BV | BV 1225618 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Marine BV | BV 1310579 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| - Lundin Marine SARL | 06B090 | Pointe Noire, Kongo | 200 | 100 | FCFA 5 000 | ||
| Lundin South East Asia BV | BV 1384642 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures BV | BV 1386730 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Vietnam BV | BV 1272860 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Cambodia BV | BV 1397919 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Data Services BV | BV 1458414 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Malaysia BV | BV 1458418 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Netherlands Facilities BV | BV 1509030 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures XIV BV | BV 1509028 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures XV BV | BV 1509027 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Petroleum SA | 1731/1999 | Genève, Schweiz | 1 000 | 100 | CHF 100,00 | ||
| Lundin Services BV | BV 1229867 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Holdings SA | Nanterre B442423448 | Montmirail, Frankrike | 1 853 700 | 100 | EUR 10,00 | ||
| - Lundin International SA | Nanterre B572199164 | Montmirail, Frankrike | 1 660 662 | 99,86 | EUR 15,00 | ||
| - Lundin Gascogne SNC | Nanterre B419619077 | Montmirail, Frankrike | 100 | 100 | EUR 152,45 | ||
| Lundin Indonesia Holding BV | BV 1386728 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Indonesia BV | BV 471132 | Haag, Nederländerna | 1 065 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Lematang BV | BV 547158 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Oil & Gas BV | BV 547156 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Blora BV | BV 561660 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Sareba BV | BV 608284 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Banyumas BV | BV 1140222 | Haag, Nederländerna | 182 | 100 | EUR 100,00 | ||
| - Natuna Ventures BV | BV 1408196 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Rangkas BV | BV 1479636 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Cakalang BV | BV 1479547 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Baronang BV | BV 1479551 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Russia BV | BV 1386727 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Russia Services BV | BV 1391268 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Lundin Russia Ltd. | 656565-4 | Vancouver, Kanada | 55 855 414 | 100 | CAD 1,00 | ||
| - Lundin Lagansky BV | BV 1397745 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Mintley Caspian Ltd | 160901 | Limassol, Cypern | 5000 | 70 | CYP1,00 | ||
| - LLC PetroResurs | 1047796031733 | Moscow Reg., Ryssland | 1 | 100 | RUR 10 000 | ||
| - LundinNeft LLC | 1057747770002 | Moskva, Ryssland | 1 | 100 | USD 100 000 | ||
| - Valkyries Cyprus Ltd | 148699 | Nicosia, Cypern | 3736 | 100 | CYP 1,00 | ||
| - Valkalm Holding Ltd | 162301 | Nicosia, Cypern | 1000 | 100 | CYP 1,00 | ||
| - Culmore Holding Ltd | 162316 | Nicosia, Cypern | 1000 | 100 | CYP 1,00 |
Under 2009 har investeringarna om 100% i Lundin East Africa BV, Lundin Kenya BV, Lundin International BV, Valkalm II Holding Ltd. och Mintley Cyprus Ltd. avyttrats. Lundin Investment Ltd. och Lundin Sudan (Halaib) Ltd. var per den 31 december 2009 under likvidation.
Lundin North Sea BV och dotterbolag såldes till EnQuest plc den 6 april 2010.
Styrelsen och koncernchef & VD i Lundin Petroleum AB har den 8 april 2010 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 för utfärdande.
Styrelsen och koncernchef & VD försäkrar att moderbolagets årsredovisning har upprättats i enlighet med god redovisningssed 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, 8 april 2010
Lundin Petroleum AB (publ) Org. Nr. 556610-8055
Ian H. Lundin Styrelseordförande C. Ashley Heppenstall Koncernchef & VD
Lukas H. Lundin Styrelseledamot
William A. Rand Styrelseledamot
Magnus Unger Styrelseledamot
Asbjørn Larsen Styrelseledamot Dambisa F. Moyo Styrelseledamot
Lundin Petroleum publicerar följande rapporter:
| » 5 maj 2010 | Rapport för de första tre månaderna (januari – |
|---|---|
| mars 2010) | |
| » 6 maj 2010 | Årsstämma 2010 |
| » 4 augusti 2010 | Rapport för de första sex månaderna (januari – |
| juni 2010) | |
| » 3 november 2010 | Rapport för de första nio månaderna (januari – |
| september 2010) | |
| » februari 2011 | Bokslutsrapport 2010 |
Rapporterna fi nns tillgängliga på Lundin Petroleums hemsida, www.lundin-petroleum.com direkt efter off entliggörandet 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 det totala innehavet av aktier. Aktieägare som inte kan delta personligen kan representeras via fullmakt.
Ordinarie årsstämma i Lundin Petroleum hålls torsdagen den 6 maj 2010 kl. 13.00 på biografen Skandia, Drottninggatan 82, Stockholm.
För att få rätt att deltaga vid årsstämman måste aktieägare:
Anmälan om deltagande kan ske:
Vid anmälan bör uppges namn, personnummer/organisationsnummer samt registrerat aktieinnehav, adress och telefonnummer dagtid.
Aktieägare som låtit förvaltarregistrera sina aktier måste i god tid före den 29 april 2010 genom förvaltarens försorg tillfälligt låta inregistrera aktierna i eget namn för att få rätt att delta i årsstämman och utöva sin rösträtt.
Vi har granskat årsredovisningen, koncernredovisningen och bokföringen samt styrelsens och verkställande direktörens förvaltning i Lundin Petroleum AB (publ) för år 2009. Bolagets årsredovisning och koncernredovisningen ingår i den tryckta versionen av detta dokument på sidorna 40-90. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för räkenskapshandlingarna och förvaltningen och för att årsredovisningslagen tillämpas vid upprättandet av årsredovisningen samt för att internationella redovisningsstandarder IFRS sådana de antagits av EU och årsredovisningslagen tillämpas vid upprättandet av koncernredovisningen. Vårt ansvar är att uttala oss om årsredovisningen, koncernredovisningen och förvaltningen på grundval av vår revision.
Revisionen har utförts i enlighet med god revisionssed i Sverige. Det innebär att vi planerat och genomfört revisionen för att med hög men inte absolut säkerhet försäkra oss om att årsredovisningen och koncernredovisningen inte innehåller väsentliga felaktigheter. En revision innefattar att granska ett urval av underlagen för belopp och annan information i räkenskapshandlingarna. I en revision ingår också att pröva redovisningsprinciperna och styrelsens och verkställande direktörens tillämpning av dem samt att bedöma de betydelsefulla uppskattningar som styrelsen och verkställande direktören gjort när de upprättat årsredovisningen och koncernredovisningen samt att utvärdera den samlade informationen i årsredovisningen och koncernredovisningen. Som underlag för vårt uttalande om ansvarsfrihet har vi 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 vår revision ger oss rimlig grund för våra uttalanden nedan.
Årsredovisningen har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en rättvisande bild av bolagets resultat och ställning i enlighet med god redovisningssed i Sverige. Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med internationella redovisningsstandarder IFRS sådana de antagits av EU och årsredovisningslagen och ger en rättvisande bild av koncernens resultat och ställning. Förvaltningsberättelsen är förenlig med årsredovisningens och koncernredovisningens övriga delar.
Vi tillstyrker att årsstämman fastställer resultaträkningen och balansräkningen för moderbolaget och för koncernen, disponerar vinsten i moderbolaget enligt förslaget i förvaltningsberättelsen och beviljar styrelsens ledamöter och verkställande direktören ansvarsfrihet för räkenskapsåret.
Stockholm, 8 april 2010
Huvudansvarig revisor Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor PricewaterhouseCoopers PricewaterhouseCoopers AB
TILLÄGGSINFORMATION (OREVIDERAD)
| Bevisade och sannolika oljereserver |
Summa Mbbl |
Storbritannien Mbbl |
Frankrike Mbbl |
Nederländerna Mbbl |
Tunisien Mbbl |
Norge Mbbl |
Indonesien Mbbl |
Ryssland Mbbl |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2008 | 169 828 | 50 077 | 25 779 | – | 1 921 | 44 128 | 10 432 | 37 491 |
| Förändringar under året | ||||||||
| - förvärv | – | – | – | – | – | – | – | – |
| - försäljningar | -860 | – | – | – | – | -860 | – | – |
| - revision | 19 924 | 30 677 | 2 053 | 100 | -973 | 1 829 | -40 | -13 722 |
| - utvidgningar och fyndigheter | 11 048 | – | – | – | – | 11 048 | – | – |
| - produktion | -10 884 | -3 706 | -1 394 | -6 | -586 | -2 257 | -844 | -2 091 |
| 31 december 2008 | 189 056 | 77 048 | 26 438 | 94 | 362 | 53 888 | 9 548 | 21 678 |
| 2009 | ||||||||
| Förändringar under året | ||||||||
| - förvärv | – | – | – | – | – | – | – | – |
| - försäljningar | -5 974 | – | – | – | – | – | – | -5 974 |
| - revision | 684 | 440 | -3 227 | -29 | 394 | 730 | -698 | 3 074 |
| - utvidgningar och fyndigheter | 50 246 | – | – | – | – | 50 246 | – | – |
| - produktion | -12 932 | -3 743 | -1 249 | -2 | -495 | -4 678 | -875 | -1 890 |
| 31 december 2009 | 221 080 | 73 745 | 21 962 | 63 | 261 | 100 186 | 7 975 | 16 888 |
| Bevisade och sannolika gasreserver |
Summa MMscf1 |
Storbritannien MMscf |
Nederländerna MMscf |
Norge MMscf |
Indonesien MMscf |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2008 | 162 548 | 22 427 | 28 877 | 77 423 | 33 821 |
| Förändringar under året | |||||
| - förvärv | – | – | – | – | – |
| - försäljningar | -226 | – | – | -226 | – |
| - revision | 31 891 | 8 183 | 586 | 23 146 | -24 |
| - utvidgningar och fyndigheter | 963 | – | 963 | – | – |
| - produktion | -5 747 | – | -5 000 | -693 | -54 |
| 31 december 2008 | 189 429 | 30 610 | 25 426 | 99 650 | 33 743 |
| 2009 | |||||
| Förändringar under året | |||||
| - förvärv | – | – | – | – | – |
| - försäljningar | – | – | – | – | – |
| - revision | -8 554 | -3 | -988 | -7 985 | 422 |
| - utvidgningar och fyndigheter | 34 797 | – | – | 34 797 | – |
| - produktion | -6 933 | – | -4 541 | -2 299 | -93 |
| 31 december 2009 | 208 739 | 30 607 | 19 897 | 124 163 | 34 072 |
Bolaget har använts sig av en faktor på 6 000 SCF motsvarande en BOE.
Utav de totala bevisade och sannolika olje- och gasreserverna per den 31 december 2009, 42 Mbbl hänförligt till minoritetsägare i andra dotterbolag i koncernen.
Reserverna per den 31 december 2009 har certifi erats av Gaff ney, Cline & Associates.
En utförlig förteckning av definitioner återfinns på Lundin Petroleums hemsida, www.lundin-petroleum.com, under rubriken "Definitioner".
| CHF | Schweiz francs |
|---|---|
| EUR | Euro |
| GBP | Brittiska pund |
| NOK | Norska kronor |
| RUR | Ryska rubler |
| SEK | Svenska kronor |
| USD | USA dollar |
| TCHF | Tusental CHF |
| TSEK | Tusental svenska kronor |
| TUSD | Tusental USA dollar |
| SEK | iljontal svenska kronor |
| SD | iljontal USA dollar |
| bbl | Fat (barrel). Ett fat = 159 liter |
|---|---|
| bcf | iljarder kubik fot |
| Bn | iljarder |
| boe | Fat oljeekvivalenter. |
| boepd | Fat oljeekvivalenter per dag |
| bopd | Fat olja per dag |
| bbl | Tusen fat (latin: M ille) |
| bo | iljoner fat olja |
| boe | iljoner fat oljeekvivalenter |
| bpd | iljoner fat per dag |
| bopd | iljoner fat oljeekvivalenter per dag |
| cf | Kubikfot. En kubikfot = 0,028 m3 |
| cf | Tusen kubikfot |
| cfpd | Tusen kubikfot per dag |
| scf | iljoner standard kubikfot |
Bevisade reserver är reserver som kan uppskattas, genom analys av geologisk- och ingenjörsdata, vara med skälig tillförlitlighet kommersiellt utvinningsbara från ett givet datum, från kända reservoarer samt under rådande ekonomiska läge, existerande produktionsmetoder samt nuvarande regeringsbestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Skulle deterministiska metoder tillämpas skulle termen tillförlitlighet anses uttrycka en hög grad av tillit att dessa kvantiteter kan utvinnas. Skulle sannolikshetslära tillämpas skulle det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är minst lika med de uppskattningar som gjorts.
Sannolika reserver är icke bevisade reserver som genom analys av geologisk- samt ingenjörsdata 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.
Design Keith Laurie Tryckt i Sverige 2010 Landsten Reklam – Vindspelet Grafiska
Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm Sverige Telefon: 46-8-440 54 50 Telefax: 46-8-440 54 59 E-mail: [email protected]
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.