Annual Report • Apr 7, 2011
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
värdeskapande genom organisk tillväxt
| 2010 resultat / höjdpunkter | 2 |
|---|---|
| 2011 utsikter / förväntningar | 3 |
| Brev till aktieägarna – C. Ashley Heppenstall, VD | 4 |
| Ordförandes ord – Ian H. Lundin | 6 |
| Vår aff ärsmodell | 8 |
| Våra medarbetare | 16 |
| Vår marknad | 18 |
| Norge | 20 |
|---|---|
| Sydostasien | 24 |
| Övriga områden | 26 |
| Reserver, resurser och produktion | 30 |
| Samhällsansvar | 34 |
|---|---|
| Bolagsstyrningsrapport 2010 | 41 |
| - Intern kontroll och riskhantering | 48 |
| - Styrelsen | 50 |
| - Koncernledning | 52 |
| Lundin Petroleums aktie och aktieägare | 54 |
| Riskfaktorer | 56 |
| Förvaltningsberättelse | 57 |
|---|---|
| Finansiella tabeller | 65 |
| Redovisningsprinciper | 70 |
| Noter till koncernens fi nansiella rapporter | 77 |
| Moderbolagets årsredovisning | 93 |
| Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter | 97 |
| Styrelsens försäkran | 99 |
| Revisionsberättelse | 100 |
| Finansiell femårsöversikt | 101 |
|---|---|
| Nyckeltal | 102 |
| Olje- och gasreserver | 103 |
| Information till aktieägare | 104 |
| Defi nitioner | 105 |
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.
prospektering
opportunistiskt värdeskapande - att synliggöra värden i vår tillgångsportfölj
EBITDA* 636 MUSD
PRODUKTION* 32 700 boepd
* inkluderar Storbritannien första kvartalet
prospekterings- och utbyggnadsprojekt
genom 21 borrningar
FÖRVÄNTAD PRODUKTION 28 000 – 33 000 boepd
C. ASHLEY HEPPENSTALL KONCERCHEF OCH VD
2010 var ett mycket framgångsrikt år för Lundin Petroleum. Den grundläggande hörnstenen i vår strategi är att skapa aktieägarvärde genom prospektering vilket gav ett positivt resultat 2010 med fyndigheterna Avaldsnes och Apollo i det större Lunoområdet, off shore Norge. Vi har redan i år, 2011, påbörjat ytterligare ett program om fem borrningar i det större Lunoområdet för att utvärdera fyndigheten Avaldsnes samt utforska ytterligare prospekteringsstrukturer. Jag anser att vår Avaldsnesfyndighet har potential att skapa en ny produktionshub på den norska kontinentalsockeln där Lundin Petroleum är en av de största innehavarna av areal i området, vilket kommer att vara mycket positivt för oss.
Vi lyfte även fram värdet av vår brittiska verksamhet under 2010 genom avknoppningen av dessa tillgångar till EnQuest plc, ett nytt oberoende oljebolag med ett särskilt fokus på den brittiska kontinentalsockeln. Denna transaktion har visat sig vara särskilt framgångsrik och resulterade i en vinst för Lundin Petroleum om 358 MUSD och ytterligare betydande värde för Lundin Petroleums aktieägare som behöll aktieinnehavet i EnQuest.
Jag är nöjd med att vi fortsätter att öka våra reserver och vår produktion. Reserverna ökade med 18 procent under 2010 och vi uppnådde en reserversättningsgrad på närmare 240 procent. Jag anser att vår förmåga att öka vår reservbas är den viktigaste faktorn för att öka aktieägarvärdet. Lundin Petroleums reserver förväntas öka ytterligare under 2011 då vi redovisar våra prospekteringsfyndigheter såsom Avaldsnes och Apollo. Ökningen av våra reserver leder följaktligen till en ökning av produktion och operativt kassafl öde när dessa reserver byggs ut och sätts i produktion. Vår produktion från kvarvarande tillgångar kommer att öka med cirka tio procent under 2011 och förväntas att fördubblas från nuvarande nivåer till över 60 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) under de kommande fem åren, från olika utbyggnadsprojekt i Norge.
Lundin Petroleum genererade ett resultat efter skatt för räkenskapsåret 2010 om 498 MUSD inklusive vinsten om 358 MUSD som rapporterades för avknoppningen av vår brittiska verksamhet. Den kvarvarande verksamheten fortsätter att producera starkt operativt kassafl öde och uppnådde 157 MUSD under det fj ärde kvartalet 2010, vilket resulterar i totalt operativt kassafl öde för perioden om 599 MUSD. Det starka kassafl ödet kommer främst från vår norska produktion där utvinningskostnaderna ligger under 3,50 USD per fat.
Produktionen uppgick under 2010, i genomsnitt till 32 700 boepd eller 28 400 boepd om vi exkluderar bidraget från våra brittiska och indonesiska tillgångar som såldes under året. Produktionen från våra norska fält, Alvheim och Volund, bidrog positivt till våra produktionssiff ror som låg i den övre delen i det förväntade intervallet. Vår förväntade produktion för 2011 är 28 000 – 33 000 boepd.
Lundin Petroleums produktionstillväxt kommer från fem utbyggnadsprojekt i Norge som tillsammans kommer att fördubbla vår nuvarande produktion till över 60 000 boepd under de kommande fem åren. Jag är övertygad om att den förväntade investeringen om 2 miljarder USD, netto, kan fi nansieras genom en kombination av internt genererat kassafl öde och bankfi nansiering utan krav på ytterligare fi nansiering via eget kapital.
Det största projektet för Lundin Petroleum är utbyggnaden av Lunofältet med ökade bruttoreserver under 2010 från 95 MMboe till 148 MMboe. Konceptuella utbyggnadsplaner för Lunofältet är nu slutförda och vi fortsätter med Front End Engineering innan inlämnandet av utbyggnadsplanen under 2011.
Vi gör goda framsteg med våra övriga utbyggnader i Norge. Utbyggnaden av Gaupefältet fortskrider väl och produktionsstart förväntas innan årets slut 2011, vilken kommer att addera ytterligare 5 000 boepd netto till Lundin Petroleum. Vi förhandlar med Shell om kommersiella villkor för återkopplingen av Nemofältet till deras produktionsanläggning Pierce i Storbritannien varefter vi kommer att vara redo att lämna in en utbyggnadsplan. Konceptuella studier för Krabbe- och Bøylafälten framskrider tillfredsställande.
Vår prospekteringsdrivna tillväxtstrategi gav positivt resultat särskilt i Norge där vi har varit ett av de mest framgångsrika prospekteringsbolagen under de senaste åren. Till följd av framgångarna med fyndigheterna Luno, Avaldsnes och Apollo är vi övertygade om att vår fortsatta prospekteringsdrivna strategi kommer att leda till ytterligare fyndigheter. Lundin Petroleums arbetsprogram för 2011 innefattar ytterligare tio utvärderings- och prospekteringsborrningar i det större Lunoområdet. Vi kommer även att påbörja borrningar i Barents hav under 2011 med två prospekteringsborrningar. Våra prospekteringskostnader i Norge är mindre än 0,65 USD per fat efter skatt. Det nuvarande värdet av de funna resurserna har skapat betydande värde för våra aktieägare.
Vår avsikt är att replikera den norska framgången i Sydostasien. Vi har under de senaste åren byggt upp ett lokalt team av experter, förvärvat licenser och investerat i insamling av 3D seismik. Jag har höga förhoppningar att vårt borrprogram med fem borrningar i Malaysia under 2011 kommer att ge positivt resultat och fungera som språngbräda för att skapa ett nytt kärnområde för Lundin Petroleum med utbyggnad och produktion.
Olje- och gasindustrin hade en framträdande roll i media under 2010. De olyckliga händelserna i samband med oljeläckan vid Macando i Mexikanska golfen satte fokus på de utmaningar som vår bransch står inför när vi verkar i allt tuff are miljöer och borrar djupare för att kunna utvinna jordens oljetillgångar. Lundin Petroleum och vår bransch har under de senaste åren verkligen gjort stora framsteg när det gäller att fokusera på säkerhet och miljö. Jag tycker att medan vi ständigt strävar mot att förbättra vårt resultat är den negativa bilden av olje- och gasbranschen som ges i media omotiverad och visar inte på de framsteg som gjorts.
Tillgången på billig energi har över de senaste decennierna varit den främsta katalysatorn för världsekonomins tillväxt som har förbättrat levnadsförutsättningarna för en stor del av jordens befolkning. Då många av världens ekonomier har tagit sig ur lågkonjunkturen under de senaste månaderna har fokus återvänt till frågan om tillgången på olja.
Trots investeringar i alternativa energikällor, vilket vi stödjer, kommer kolväten att kvarstå som den främsta bidragsgivaren till världens energibehov för en överskådlig framtid. Vår bransch står inför utmaningen att i en marknad med stigande kostnader och ökade regleringar kunna möta denna ständigt ökande efterfrågan på kolväteresurser samtidigt som vi måste hitta jämvikt mellan behoven av förbättrade resultat avseende miljö och säkerhet.
Under 2010 beslutade vi oss för att gå med i Global Compact för att återigen bekräfta vårt åtagande för etiska aff ärsmetoder. Genom att att gå med i Global Compact är vårt åtagande att göra de tio principerna om mänskliga rättigheter, arbetsvillkor, miljö och korruption till en integrerad del av vår aff ärsstrategi, vår dagliga verksamhet och företagskultur; att integrera principerna i styrelsens beslutsprocess; att bidra till breda utvecklingsmål genom partnerskap för att befrämja Global Compact och ansvarsfullt företagande framåt genom att aktivt lyfta fram dessa värderingar bland intressenter och allmänheten i stort, samt att publicera en rapport om framstegen (Communication on Progress (COP)). Ett antal initiativ togs under 2010 för att främja detta engagemang vilka är närmare beskrivna i kapitlet om samhällsansvar i årsredovisningen. Lundin Petroleum har ett starkt engagemeng för Global Compact och avser att fortsätta att fullgöra sina åtaganden under 2011 och därefter.
Jag är mycket stolt över att vi har ökat resursbasen och som ett resultat skapat värde för våra lojala aktieägare. Framtiden kommer att erbjuda mer av samma sak och i detta avseende är jag övertygad om att vi har tillgångarna och teamet för att kunna leverera.
Med vänlig hälsning
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
och Volundfälten
"
Lundin Norway har uppnått en genomsnittlig ökning av gjorda fyndigheter på 39 procent, vilket resulterat i sju fyndigheter på den norska kontinentalsockeln de senaste fem åren.
IAN H. LUNDIN ORDFÖRANDE
2010 var ett fantastiskt år för vårt företag och för råvaror i allmänhet. Den globala oljeförbrukningen ökade med över 2,5 miljoner fat per dag då tillgången var begränsad av åldrande gigantiska oljefält och bristande investeringar i infrastruktur runt om i världen. Inträdeshinder i oljerika regioner som Mellanöstern och Ryssland fortsätter att begränsa internationella oljebolags etablering samtidigt som nationella oljebolag inte har kapacitet att utveckla sina enorma befi ntliga resurser, än mindre prospektera efter nya.
Norge utgör ett undantag bland naturresursrika länder som tagit ett modigt politiskt beslut att öppna sin olje- och gassektor för den oberoende industrin. Resultatet talar för sig självt: det norska petroleumdirektoratet har meddelat att det bara under 2010 upptäcktes 16 nya fyndigheter på den norska kontinentalsockeln. Totalt slutfördes 32 prospekteringsborrningar under 2010. Detta innebär en ökning av fyndigheterna med 50 procent. Tio av fyndigheterna gjordes i Nordsjön och sex i Norska havet. Av dessa 32 borrningar deltog Lundin Petroleum i sex och gjorde två fyndigheter i Nordsjön varav en borrning, 16/2-6 (Avaldsnes), kan visa sig vara betydligt större än den stora Lunofyndigheten som bolaget upptäckte 2007. Avaldsnes är möjligen den största oljefyndigheten på den norska kontinentalsockeln sedan Snorre (upptäckt av Saga Petroleum i slutet av 1980-talet).
Lundin Petroleum har uppnått en genomsnittlig ökning av gjorda fyndigheter på 39 procent, vilket resulterat i sju fyndigheter på den norska kontinentalsockeln de senaste fem åren. Den genomsnittliga prospekteringskostnaden under denna period är 2,9 USD per fat före skatt (0,6 USD per fat efter skatt).
Under 2011 kommer Lundin Petroleum att delta i tio borrningar på den norska kontinentalsockeln varav två är prospekteringsborrningar i Barents hav.
Vår avsikt är att återskapa den norska framgången i Sydostasien där bolaget under de senaste fem åren har haft fullt upp med att skapa ytterligare en strategisk tillgångsportfölj. Under 2011 kommer vi att påbörja en borrkampanj bestående av fem borrningar i Malaysia, ett land till vilket Lundin Petroleum har historiska kopplingar och som är centrum för bolagets satsning i Sydostasien.
Efter att ha knoppat av de mogna Nordsjötillgångarna i Storbritannien till EnQuest och därmed skapat betydande värde för aktieägarna, är Lundin Petroleum nu mycket mer fl exibelt och inte lika låst i hanteringen av nya utmaningar som bolaget möter i sitt oavbrutna sökande efter mer olja och gas. Jag förväntar mig att reserverna och produktionen som överfördes till EnQuest snart kommer att ersättas tack vare den prospekteringsframgång och starka produktionstillväxt som Lundin Petroleum uppnått på den norska kontinentalsockeln.
Oljeindustrin drabbades av ett allvarligt bakslag under förra året genom oljeutsläppet från Macondo. Olyckan inträff ade i april och även om åtgärder vidtogs direkt kunde den första avlastningsborrningen slutföras, och borrningen förklaras "eff ektivt avslutad", först i september 2010. Enligt den tekniska grupp som ansvarar för kontroll av oljeutsläppet uppgick det totala utsläppet till cirka 4,9 miljoner fat olja, vilket är mer än vid Exxon Valdez-olyckan 1989, det vid den tidpunkten största oljeutsläppet i USA:s historia. De långsiktiga miljökonsekvenserna av ovan nämnda explosion, som även orsakade elva dödsfall bland de anställda på plattformen, kommer inte att bli kända förrän om fl era år, men det faktum att utsläppet skedde på mycket stort djup och långt från kustlinjen begränsade med all säkerhet dess inverkan. Det framkom senare i en offi ciell utredning att grundorsaken till explosionen var systematiska ledningsbrister. Före olyckan hade branschen en mycket bra historik tack vare de strikta säkerhets- och miljökontroller som tillämpas i de fl esta jurisdiktioner. Även om dessa kontroller och säkerhetsåtgärder var bristfälliga i Macondo-fallet, var de efterföljande räddningsaktionerna och kontrollprocessen exemplariska både till omfattning och i utförande. Som en godkänd och ansvarskännande operatör granskar och förbättrar Lundin Petroleum fortlöpande sina hälso- och arbetsskyddsrutiner liksom miljömedvetenheten.
Avslutningsvis en kommentar om oljemarknaden: priset på olja ökade med 15 procent under 2010 medan koppar steg med över 30 procent. Överlag överträff ade råvaror både aktier och obligationer. Enligt min uppfattning är denna starka råvaruprisutveckling kopplad till den globala tillväxten, särskilt i tillväxtekonomierna. Det fi nns risk för att extremt höga råvarupriser kan dämpa tillväxten och leda till instabilitet på marknaden även om volatiliteten på kort sikt inte har någon betydande inverkan på den stadigt växande efterfrågan på petroleumprodukter.
Vårt mål som långsiktiga investerare är att fortsätta bygga vidare på vår nuvarande reservbas och upprätthålla en stark produktionstillväxt. Vår vision är att skapa värde för våra aktieägare.
Jag tackar er aktieägare för ert fortsatta stöd. Ett särskilt tack går till alla er skickliga och kompetenta medarbetare för er lojalitet och hängivenhet. Vi har kommit långt tillsammans och framtiden ser lovande ut.
Med vänliga hälsningar
Ian H. Lundin Styrelseordförande
2 2P reserver
250
Lundin Petroleum anser att det är utvecklingen av denna aff ärsmodell som bidragit till tidigare framgångar och som kommer att fortsätta att skapa resultat i framtiden. "
Lundin Petroleums aff ärsmodell är att skapa aktieägarvärde genom utvinning av kolväten. Lundin Petroleums strategi för organisk tillväxt omfattar identifi ering av viktiga kärnområden och därefter etablering av ett team av professionella tekniska medarbetare med erfarenhet av området, som använder de senaste tekniska landvinningarna för att prospektera efter olja och gas. Kommersiella fyndigheter kommer att utvärderas när detta bedöms lönsamt och därefter övergå till produktion. Kassafl ödet från produktionen kommer att återinvesteras i prospekterings- och utbyggnadsstadierna. Lundin Petroleum anser att det är utvecklingen av denna aff ärsmodell som bidragit till tidigare framgångar och som kommer att fortsätta att skapa resultat i framtiden.
Som ett internationellt bolag med global verksamhet inom prospektering och produktion av olja och gas strävar Lundin Petroleum efter att prospektera och producera olja och gas på det mest ekonomiskt eff ektiva, socialt ansvarsfulla och miljömässigt acceptabla sättet till fördel för aktieägare, anställda och samarbets partners.
Lundin Petroleum tillämpar samma standarder i verksamheten över hela världen för att uppfylla aff ärs mässiga, etiska och lokala krav som ställs på bolaget. Lundin Petroleum strävar efter att ständigt förbättra sitt sätt att arbeta samt efter att agera i enlighet med god oljefältssed och som god medlem av samhället.
Lundin Petroleum följer följande strategi:
Lundin Petroleum fokuserar på att bygga upp kärnområden för prospektering i utvalda länder, med en tydlig ambition att växa organiskt. Vår strategi är att förbättra det tekniska kunnandet och därigenom upparbeta nya "play concepts". Vi uppnår detta genom att använda den senaste tekniken när vi samlar in och bearbetar 3D-seismik och genom att ha en personal bestående av kompetenta och erfarna personer.
Vårt mål är att fortsätta öka våra resurser genom en prospekteringsbaserad organisk tillväxtstrategi. Vi kommer även fortsatt allokera betydande kapital till investeringar i våra prospekteringsaktiviteter och tror att detta kommer att leda till en fortsatt värdeökning för Lundin Petroleum.
Vårt program för prospekteringsborrningar gav utmärkta resultat under 2010, främst i Norge där merparten av prospekteringsaktiviteterna ägde rum. I Norge genomförde vi sju prospekteringsborrningar under 2010, vilket resulterade i två stora fyndigheter, Avaldsnes och Apollo, som ökade de betingade resurserna med 115–465 MMboe brutto. Avaldsnes kan vara den största fyndigheten på den norska kontinentalsockeln (NCS) på fem år.
Sedan vi startade verksamheten på den norska kontinentalsockeln har vi genomfört totalt 18 prospekteringsborrningar och gjort sju fyndigheter, vilket innebär över 200 MMboe ytterligare resurser, netto, till Lundin Petroleum. Av prospekteringsborrningarna i Norge har 39 procent varit framgångsrika och prospekteringskostnaderna är 0,65 USD per boe efter skatt.
I Norge har vår licensposition växt från strax över tio licenser 2003 till mer än 40 licenser i slutet av 2010. Detta har resulterat i fastställandet av tre kärnområden för Lundin Petroleum: "det större Lunoområdet", Barents hav och "det större Alvheimområdet". Norge banar väg för Lundin Petroleum och dess prospekteringsaktiviteter och vi är nu en av de mest framgångsrika och oberoende operatörerna på norska kontinentalsockeln.
I Sydostasien har Lundin Petroleum tilldelats sex nya licenser under de två senaste åren och två nya kärnområden har fastställts genom insamling av över 4 000 km2 nya marina 3D-seismik. Detta har lett till ett framtida prospekteringsprogram med minst 12 borrningar i området de kommande tre åren.
Det är främst Norge och Sydostasien som kommer att stå i fokus för vår prospektering de närmaste åren. Under 2011 kommer vi att genomföra totalt 21 prospekterings- och utvärderingsborrningar, varav tio i Norge och fem i Malaysia, som har som målsättning potentiella obekräftade resurser om 483 MMboe netto.
LUNDIN PETROLEUMS ORGANISKA TILLVÄXT I NORGE
PROSPEKTERINGSBORRNINGAR I NORGE 2010
Lundin Petroleum fokuserar på att öka sin reservbas organiskt. Efter prospektering skapas aktieägarvärde genom omvandling av fyndigheter till reserver och produktion. Vår strategi är att fortlöpande optimera reserverna och produktionen under tillgångens hela livstid genom att använda den senaste tekniken och, framför allt, kompetenta medarbetare.
Vårt mål är att åtminstone fördubbla produktionen fram till 2015 genom att utarbeta och genomföra utbyggnadsplaner för våra nuvarande bevisade och sannolika reserver. Vidare kommer senaste tidens prospekteringsframgångar, vilka i dagsläget är klassifi cerade som betingade resurser, att utvärderas och vidareutvecklas i syfte att konvertera dem till reserver så snart som möjligt. Utbyggnaden av dessa reserver kommer att leda till fortsatta produktionsökningar för Lundin Petroleum.
Under 2010 hade Lundin Petroleum ett starkt fokus på att omvandla fyndigheter till reserver, och därmed utöka reservbasen, samt att ombilda reserver till produktionstillväxt och fortsatt starkt kassafl öde.
I maj 2010 producerades den första oljan vid Volundfältet i Norge. Detta fält, som upptäcktes och utvärderades 2004, producerar nu från tre producerande borrningar med vatteninjicering, med en sammanlagd kapacitet på över 42 000 bopd. Volundproduktionen som överstiger den avtalade kapaciteten begränsas nu av FPSO-fartyget Alvheims tillgänglighet.
Ytterligare utbyggnadsborrningar har genomförts vid Alvheim-fältet och den första av fem fas II-borrningar sattes i produktion i slutet av 2010. Alvheim fortsätter att ha en hög produktion och den genomsnittliga produktionen under 2010 var åtta procent högre än förväntat. Detta starka
produktionsresultat har återigen lett till en uppdatering av reserverna och den uppskattade maximala utvinningen från Alvheim är nu 276 MMboe, vilket är 65 procent högre än den inledande reservuppskattningen 2005 då utbyggnads- och verksamhetsplanen färdigställdes.
Den totala nettoproduktionen till Lundin Petroleum var 32 700 boepd under 2010, vilket ligger i den övre delen av vår produktionsprognos. I denna produktionssiff ra ingår endast första kvartalets produktion från de avyttrade tillgångarna i Storbritannien. Exklusive produktionen i Storbritannien och de avyttrade indonesiska tillgångarna uppgick produktionen till 28 400 boepd under 2010. Vår produktionsprognos för 2011 är 28 000–33 000 boepd, en genomsnittlig ökning med närmare tio procent jämfört med 2010.
Gaupefältet i Norge kommer att stå för en del av 2011 års produktionsökning. Den nordliga förlängningen av detta fält upptäcktes 2008, utbyggnadsplanen godkändes i mitten av 2010 och den första oljan väntas produceras under fj ärde kvartalet 2011.
Lunofältet i Norge kommer att vara det största bidraget till vår framtida produktionstillväxt. Fältet upptäcktes 2007 och utvärderades under 2009. Ytterligare en utvärderingsborrning i början av 2010 bidrog till att öka Lundin Petroleums nettoreserver från 47,4 MMboe till 74 MMboe, en ökning om 55 procent. Under 2010 togs ett utbyggnadskoncept fram och vi är klara att lämna in en utbyggnadsplan under 2011 med målet att starta första produktionen i slutet av 2014. Utbyggnadskonceptet skapar tillräcklig kapacitet för att återkoppla andra fyndigheter i området såsom Apollo och Luno South.
TILLVÄXT AV 2P RESERVER
Lundin Petroleum har som målsättning att skapa aktieägarvärde genom alla stadier i verksamhetscykeln. Samtliga enheter i tillgångsportföljen granskas löpande för att kontrollera att deras fulla värde avspeglas i Lundin Petroleums aktiekurs. Om värdet på en tillgång visar sig vara undervärderad i förhållande till aktiekursen kommer Lundin Petroleum att överväga alla tillgängliga alternativ för att avgöra hur det fulla värdet på denna tillgång kan realiseras.
Lundin Petroleum har skapat innovativa lösningar för att generera värde för aktieägarna ur bolagets tillgångar. När det konstateras att en tillgångs fulla värde kan realiseras genom en försäljning, eller när en tillgång inte är central för Lundin Petroleum, avyttras den. Ibland kan en tillgångs fulla värde endast realiseras under en längre tidsperiod, och denna framtida värdeökning kommer då inte att avspeglas fullt ut i försäljningspriset. I sådana fall har Lundin Petroleum förpackat tillgången i en separat och mer fokuserad enhet och delat ut dess aktier till aktieägarna på ett skattemässigt eff ektivt sätt. Denna åtgärd har gett Lundin Petroleums aktieägare möjlighet att behålla tillgångarna och delta i den framtida värdeökningen genom ett instrument som bättre avspeglar värdegenereringen.
I april 2010 tillkännagav Lundin Petroleum att avknoppningen av bolagets verksamhet i Storbritannien till ett nybildat bolag vid namn EnQuest plc. var slutförd. EnQuest förvärvade den brittiska olje- och gasproduktionen, utbyggnadsoch prospekteringstillgångarna och verksamheten i både Lundin Petroleum och Petrofac Limited, ett aktiebolag noterat på Londonbörsen.
Lundin Petroleum erhöll 55 procent av aktierna i EnQuest som delades ut till Lundin Petroleums aktieägare. EnQuest är noterat på Londonbörsen och NASDAQ OMX Stockholm. Utdelningen genomfördes enligt svenska Lex Asea-regler. Enligt dessa regler blir utdelningen skattefri för svenska aktieägare.
I november 2010 slutförde Lundin Petroleum utdelningen av aktieinnehavet i Etrion Corporation. Etrion Corporation är engagerat i utbyggnaden och driften av solkraftsproduktion som inte anses höra till Lundin Petroleums kärnverksamhet.
Utdelningen genomfördes enligt svenska Lex Asea-regler. Enligt dessa regler blir utdelningen skattefri för svenska aktieägare.
Lundin Petroleum, liksom övriga bolag i oljeindustrin, står inför krävande utmaningar under 2011 när det gäller personal, kapital och teknologi för dagens globala olje- och gasverksamhet. Ändrad dynamik i utbud och efterfrågan, sociala och miljömässiga krav samt de aktuella demografi ska förändringarna omvandlar och omformar vår bransch i en allt snabbare takt.
Den stora efterfrågan på specialister och kompetenta medarbetare, med kapacitet i världsklass inom branschens samtliga yrkesområden, kommer att intensifi eras när det oljepriset passerar 100 USD per fat. Den ekonomiska nedgången är kanske över, men den hårda konkurrensen om att behålla och rekrytera de bästa medarbetarna och specialisterna ur en allt mindre pool av kvalifi cerat branschfolk fortsätter.
Då tillskottet av ny arbetskraft i branschen varit för låg de senaste 25 åren är det nu akut brist på medarbetare som har mellan 10 och 15 års erfarenhet, kapabla att ta över de ansvarsfulla positioner som behövs i det aktuella ekonomiska uppsvinget för branschen. Möjligheterna att anställa människor med över tio års erfarenhet är mycket begränsade inom områdena geovetenskap och borr-, reservoar- och petroleumteknik. Denna brist på erfaren personal väntas bli än intensivare de kommande tio åren då antalet erfarna tekniker som går i pension beräknas överstiga antalet nyutbildade som börjar i branschen.
Åldersprofi len i oljebranschen har blivit ett allt större problem. Många studier, till exempel National Petroleum Councils (NPC) studie1 , illustrerar detta problem tydligt. Oljebranschanställdas genomsnittsålder ligger på 46–49 år och den genomsnittliga pensionsåldern i olje- och gassektorn är 55 år. NPC:s rapport från 2007 förutser att utbuds- och efterfrågegapet för teknikpersonal i åldern 30–39 i oljeindustrin kommer att växa framöver.
UTBUD OCH EFTERFRÅGAN MITT I KARRIÄREN Nordamerikansk och europeisk efterfrågan av tekniskt yrkesverksamma personer mitt i karriären, i åldersgruppen 30–39
De tre största personalrelaterade problemen inom oljebranschen i dagsläget är:
Den förväntade bristen kommer att få stora konsekvenser för branschen de närmaste fem åren då äldre, mycket skickliga geo- och teknikspecialister går i pension. Endast de bolag som anstränger sig för att behålla och motivera sina anställda kommer att klara denna enorma utmaning. Lundin Petroleum är medvetet om att medarbetarna fortsätter att vara den allra viktigaste tillgången.
I Norge, till exempel, har rekryteringen och bibehållandet av kunnigt och erfaret branschfolk varit avgörande för att bygga upp den viktiga kunskaps- och erfarenhetsbas som krävts för att åstadkomma resultat i våra prospekterings- och produktionsåtaganden. Vi måste försäkra oss om att våra äldre anställda har tillräckligt med tid och är motiverade att överföra sina specialistkunskaper och erfarenheter genom att vara mentorer för yngre.
Vi har en stark ambition att fortsätta utveckla och förbättra vår verksamhet och våra tekniska processer för att möjliggöra ökat samarbete, lagarbete och ökad kunskapsöverföring inom alla våra verksamhetsplatser och aktiviteter. Högre produktivitet och mer tid ägnad åt mervärdesskapande arbete kommer även i fortsättningen att eftersträvas i alla delar av Lundin Petroleums verksamhet.
Därigenom kan vi fortsätta att erbjuda:
Lundin Petroleum är fullt medvetet om att arbetsstyrkans kompetens är den enskilt viktigaste faktorn för framtida framgångar. Vi kommer att fortsätta investera i våra begåvade och engagerade medarbetare. Det är dessa hängivna medarbetare som, med sin branscherfarenhet, oöverträff ade expertis och fasta övertygelse om att uppnå resultat för våra aktieägare och intressenter, kommer att göra det möjligt för Lundin Petroleum att uppnå enastående resultat och framgångar framöver.
Koncernen har 300 anställda och anlitar därutöver cirka 120 konsulter och uppdragstagare som stödjer vår verksamhet. Vårt beroende av denna kärna av medarbetare kräver en kompetensbas av högt kvalifi cerade personer med branscherfarenhet.
Vår primära personalstrategi är att åstadkomma värdeskapande för alla intressenter genom samling kring fastställda aff ärsmål och individuella mål för anställda genom vår prestationsledningssytem (Performance Management Process). Systemet utgör ett ramverk för att uppnå och överträff a våra fastställda företagsmål och intentioner framöver. Denna strategi koncentrerar sig på tre huvudelement:
2 Anställda = anställda + uppdragstagare
3 Stabilitetsindex =
Antal anställda som varit anställda i ett år eller mer x 100 Totalt antal anställda som var i tjänst för ett år sedan
Även om fi nansmarknaderna återhämtat sig från den låga nivån under 2009 tyder den nuvarande höga volatiliteten på att investerarna fortfarande saknar förtroende för de underliggande förutsättningarna för en återhämtning. Det bristande förtroendet beror inte bara på osäkerhet kring återhämtningstakten och politisk instabilitet utan också på bankers och investerares exponering mot de europeiska statsskuldsproblemen, särskilt i länder där det fi nns risk för betalningsinställelse, som exempelvis Grekland och Irland.
Kreditmarknaden visade en försiktig uppgång under 2010, men likviditeten kan minska igen när banker tvingas hålla högre kapitalreserver för skuldhantering. Europeiska banker intar ett långsiktigare perspektiv på fi nansiering, hämtar fi nansiering från USA och binder räntan för långsiktig fi nansiering i ett försök att undvika beroende av kortsiktig fi nansiering, vilket ledde till problem under kreditåtstramningen 2008.
Oljemarknaden fortsatte att återhämta sig från fi nanskrisen med priser som passerade den magiska gränsen 100 USD per fat i början av 2011. Även om detta delvis beror på kortvariga störningar, som oroligheterna i Mellanöstern, har oljepriset också genomgått en stadig underliggande ökning sedan 9/11 till följd av ett minskat gap mellan utbud och efterfrågan på olja och oljeprodukter.
Efterfrågan på olje- och gasprodukter ökade under 2010, över 2007 års nivåer, och väntas öka ytterligare under 2011.
Denna efterfrågeökning beror främst på ökad efterfrågan från tillväxtländer som Kina. En indikation på detta tillväxtfenomen är att från 2008–2009, då västvärldens efterfrågan minskat med mer än fem procent, har Kinas efterfrågan på olja ökat med sex procent.
Baserat på International Energy Agencys statistikdatabas ökar den prognostiserade efterfrågan i alla geopolitiska områden fram till 2035. Den viktigaste trenden är den beräknade fördubblingen av
förbrukningen, från 17 mboepd (2007) till 32 mboepd 2035 i den asiatiska regionen (ej OECD). Denna stora förbrukningsökning måste tillgodoses från kolvätetillgångar eller icke-konventionella energikällor, trots den ökande svårigheten att hitta konventionella reserver och kostnaden för att utveckla icke-konventionella källor.
Oljetillgångarna har ökat efter den ekonomiska krisen 2008 men den underliggande dynamiken kännetecknas av osäkerhet kring kvantitet och typ. Det kortfristiga utbudet kan påverkas starkt av aktuella politiska och ekonomiska händelser men långsiktigt är utbudet beroende av oljepriset och långsiktiga infrastrukturinvesteringar.
Möjligheten att lösa kortfristiga tillgångsproblem är kopplad till oljelagrens tillgänglighet. OPEC meddelade under 2010 att de reserverat 5–6 MMoepd produktion som kan användas för att mildra tillgångsbegränsningar och hålla oljepriset inom ett intervall av 70–90 USD per fat. Som vi sett under Libyen-krisen innebär denna kapacitet ingen lättnad i en situation där raffi naderier styrs mot bearbetning av en viss typ av olja (libysk söt olja – OPEC producerar huvudsakligen en surare råolja), och det fi nns heller inga uppgifter om hur lång tid det tar att få igång en sådan produktionsökning.
Mycket uppmärksamhet har ägnats åt introduktionen av gas som ett alternativ för kraftproduktion och uppvärmning men infrastrukturen för gas skiljer sig avsevärt från den för olja. Som en konsekvens har gasmarknaden blivit allt mer frånkopplad och utvecklats åt ett annat håll än oljemarknaden särskilt när det gäller pris.
Ett av skälen till detta är ett stort antal gasfyndigheter som nu sätts i produktion och en utbyggnad av rörlednings- och LNG-infrastrukturen, särskilt mellan Ryssland och Europa. Detta har lett till en god tillgång på gas för den nuvarande infrastrukturen och ett prisfall. Däremot har oljepriset inte fallit – oljan har större betydelse och är inte lika ersättningsbar inom transportsektorn. Oljan har inte heller upplevt samma nivå av reservförnyelse och infrastrukturutbyggnad.
Eftersom tillgången på reserver minskar i stabila politiska områden med goda ekonomiska förutsättningar kan ersättning av reserver kräva utbyggnad av kostsammare tillgångar i frontområden (ofta med en hög risknivå). Vissa alternativ till dessa frontområden har hittats genom ny teknik, vilken gör det möjligt att bygga ut alternativa källor som skiff erolja och gas. Detta har varit särskilt framgångsrikt i USA och uppmärksammas allt mer i Europa.
Det fi nns två huvudinriktningar för olje- och gasbolag som försöker ersätta reserver eller öka sin resursbas. I tider av höga oljepriser tenderar aptiten på förvärv att minska eftersom bolag tvekar att betala höga priser för tillgångar. Då går bolagen i stället över till organisk tillväxt som metod för att ersätta reserver antingen genom prospekteringsborrning eller genom att upparbeta befi ntliga utbyggnadstillgångar.
Ett anmärkningsvärt undantag är de kinesiska statliga oljebolagen som varit mycket aktiva på fusions- och förvärvsmarknaden, där de under 2010 svarade för 26 miljarder USD av de totalt cirka 183 miljarder USD som omsattes i aff ärer med prospekteringsbolag. Detta är en ökning med 85 procent jämfört med uppskattade 14 miljarder USD år 2009 (Petroleum Economist/Woodmac). Den kinesiska dominansen på fusionsoch förvärvsmarknaden väntas bli ännu starkare under 2011 då det kinesiska budgetöverskottet fortsätter att växa och de statliga oljebolagen försöker säkra den långsiktiga tillgången.
2010 har varit ett intressant år för oljebolag, med en långsam återhämtning i ekonomin och kortvarigare politiska och ekonomiska händelser som lett till en kraftig ökning av oljepriset. De grundläggande förutsättningarna på oljemarknaden är dock desamma – den ökande efterfrågan i kombination med svårigheten att skapa ett långsiktigt utbud av olja och oljeprodukter kommer att fortsätta pressa upp oljepriset.
| Fält | Nettoresurser MMboe |
Förväntad produktion boepd |
Uppskattad produktions start |
|---|---|---|---|
| Gaupe | 11 | 5 000 | 2011 |
| Nemo | 11 | 6 000 | 2012/13 |
| Bøyla | 3 | 2 000 | 2013 |
| Krabbe | 9 | 4 800 | 2013/14 |
| Luno | 74 | >30 000 | 2014/15 |
| Totalt | 108 | 47 800 |
Norge är det viktigaste verksamhetsområdet för Lundin Petroleum och har växt väsentligt sedan bolaget etablerade sig i Norge 2003. Tack vare strategin för organisk tillväxt och med stöd av den senaste tekniken och ett kärnteam av erfarna medarbetare, består den nuvarande licensportföljen av hela spektrat av prospekterings-, utvärderings-, utbyggnads- och produktionstillgångar.
Alvheimfältet (licensandel (l.a.) 15%) producerade i genomsnitt 86 000 boepd brutto under 2010. Utvinningsbara bruttoreserver ökade till 276 MMboe. Fas II av Alvheimprojektet, som innefattar ytterligare fyra multilaterala borrningar, förväntas vara genomförd under 2012 för att ytterligare öka produktionen. Det fi nns ytterligare tillväxtpotential i det större Alvheimområdet från existerande fyndigheter och från framtida prospektering.
Volundfältet (l.a 35%) är beläget söder om Alvheim och är en återkoppling under havsytan till Alvheims FPSO (fl ytande produktions-, lagrings- och avlastningsfartyg). Fältet togs i produktion i maj 2010 och mot slutet av 2010 producerades 25 000 boepd i linje med garanterad kapacitet.
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 slutfördes i början av 2009, bekräftade förlängningen av Lunofältet mot nordost. En andra utvärderingsborrning genomfördes i början av 2010 som bekräftade en oljekolumn om 50 meter med utmärkta reservoaregenskaper. Som resultat har bevisade och sannolika bruttoreserver ökat från 95 MMboe till 148 MMboe. Lundin Petroleum har i stort sett slutfört de konceptuella utbyggnadsstudierna av Lunofältet och en utbyggnadsplan förväntas bli klar för inlämning under 2011. Under 2009 upptäcktes ytterligare en fyndighet i södra delen av Lunofältet. Upptäckten gjordes i en reservoar med sprucken berggrund och är eventuellt förenad med stora volymer olja, men det kommer att krävas ytterligare undersökningar för att bedöma resurspotential och kommersiella möjligheter.
| NORGE – NYCKELTAL | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 139 | 121 |
| Betingade resurser (MMboe) | 871 | 451 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 18 | 14 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 523 | 314 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 78 | 60 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 3 | 3 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 70 | 57 |
Exkluderar fyndigheterna Ragnarrock och Luno South.
Under 2010 gjordes två nya oljefyndigheter i det större Lunoområdet. Vid prospekteringsborrningen på Avaldsnesstrukturen i PL501 påträff ades oljebärande sandsten som vid test visade sig vara av god kvalitet. Initialt uppskattas fyndigheten innehålla bruttoresurser på mellan 100 till 400 MMboe i blocket. Ett prospekterings- och utvärderingsprogram väntas genomföras under 2011, både för att utvärdera den befi ntliga fyndigheten och för att bedöma den möjliga förlängningen av ansamlingen ut till PL265 (10% Lundin Petroleum) mot väster. Målsättningen för den andra borrningen var Apollostrukturen, vilken betraktades som en sydlig förlängning av Draupnefältets ansamling in mot PL338. Även om det huvudsakliga målet var djupare än förväntat och vattenbärande, påträff ades olja i sandsten av god kvalitet på nivåer från perioderna Paleocen och Krita. Fyndigheten kommer troligen att utvärderas under 2012. Initialt estimat av utvinningsbara bruttoresurser är 15–65 MMboe i licens PL338.
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%), PL501 (l.a 40%) och PL265 (l.a 10%).
Gaupefältet (l.a 40%) i PL292 utvecklas av BG som en återkoppling till Armadakomplexet i Storbritannien. Fältet fi ck klartecken för utbyggnad i juni 2010 och produktionsstart förväntas i slutet av 2011. Bruttoreserverna är uppskattade till 31,3 MMboe och högsta nettoproduktion beräknas uppgå till cirka 5 000 boepd i början av 2012.
Lundin Petroleum har också ett antal fyndigheter som är potentiella återkopplingar under havsytan till existerande produktionsanläggningar, belägna off shore, under de kommande åren. Nemo (PL148) inräknas i 2P-reserverna medan Peik (PL088), Krabbe (PL301), Viper (Alvheimområdet), Gekko (Alvheimområdet) och Bøyla (Alvheimområdet) klassifi ceras som betingade resurser. Tillsammans med fyndigheterna Avaldsnes (PL501) och SE Tor (PL066) ger dessa betingade resurser, netto, om cirka 87 MMboe.
Lundin Petroleum har ett aktivt prospekterings- och utvärderingsprogram för 2011 med upp till tio borrningar planerade i Norge. De viktigaste aktiviteterna är prospekteringsoch utvärderingsborrningarna på Avaldsnesfyndigheten och närliggande PL265 (fyra borrningar) samt starten av borrningsaktiviteten i Barents hav (två borrningar). Den obekräftade resurspotentialen, netto, i det norska prospekteringsprogrammet är cirka 350 MMboe.
TORSTEIN SANNESS Managing Director, Norge Torstein har 40 års internationell erfarenhet från olje- och gasbranschen. Han har med framgång lett Lundin Petroleum i Norge sedan 2004.
HANS CHRISTEN RØNNEVIK Prospekteringschef Hans Christen har 40 års erfarenhet av prospektering
i Norge. Hans Christen har varit anställd i Lundin Petroleum sedan 2004 och varit starkt bidragande till bolagets prospekteringsframgångar i Norge.
ELSE MARGRETHE GRANDAL Prospekteringsgeolog Else har över 20 års erfarenhet som prospekteringsgeolog i Norge. Hon har arbetat för Lundin Petroleum sedan 2008 och ansvarar för
TROND KRISTENSEN Geofysiker Trond har 20 års erfarenhet från Norge och har ansvarat för att bygga upp Lundin Petroleums norska licensportfölj. Trond anställdes 2004.
MONA KJØLSETH Geofysiker Mona har över 25 års erfarenhet som geofysiker i Norge. Hon har arbetat för Lundin Petroleum sedan 2006.
BJØRN SUND Projektdirektör
fältutvärdering.
Björn har över 30 års erfarenhet som chef för stora utbyggnadsprojekt i Norge. Han anställdes av Lundin Petroleum 2008 för att leda utbyggnaden av Lunofältet.
KRISTINE GJESSING Reservoaringenjör Kristine har 20 års internationell erfarenhet som reservoaringenjör. Hon har arbetat med Lundin Petroleums projekt sedan 2008.
JOHAN BYSVEEN Borrchef Johan har 20 års erfarenhet av borrprojekt belägna off shore. Han har lett Lundin Petroleums borraktiviteter i Norge sedan 2005.
Lundin Petroleum har byggt upp en spännande portfölj av prospekteringstillgångar i Malaysia och fastställt två fokusområden, off shore Sabah och off shore Malaysiska halvön. Över 4 000 km2 ny 3D-seismik insamlades off shore mellan 2009 och 2010. Bearbetning och strukturbildning för licenserna PM308A (l.a 35%), PM308B (l.a 75%) och SB303 (l.a 75%) är nu slutförda.
Under 2010 tecknades ytterligare ett produktionsdelningskontrakt (PSC) som täcker 6 230 km2 i blocken SB307 och SB308.
Prospekteringsborrningar förväntas starta under 2011. Ett program bestående av fem successiva prospekteringsborrningar planeras med borriggen Off shore Courageous i licenserna SB303 (två borrningar), PM308A (två borrningar) och PM308B (en borrning). De totala obekräftade potentiella nettoresurserna avseende 2011 års prospekteringsprogram är 136 MMboe.
Samtidigt utvärderar bolaget nya utbyggnadsmöjligheter. Fyndigheten Tiga Papan belägen i licens SB307 bedöms som ett framtida utbyggnadsprojekt. Pågående omarbetning av befi ntlig 3D-seismik och förstudier kommer att avgöra vilken strategi som blir aktuell för utvärderingsborrning.
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.
Under 2010 genomfördes två borrningar. Dessa pluggades igen eftersom borrningarna inte var framgångsrika och endast en mycket liten mängd gas påträff ades.
Konsortiet förhandlar för närvarande om möjligheten att förlänga licensperioden för ytterligare tekniska utvärderingar.
AHMAD ZULYUSRI BIN ZAINAL ABIDIN (Zul) Job title: Procurement Executive YEE AH CHIM Geofysiker Kuala Lumpur, Malaysia
Malaysia Zul has worked for Lundin Petroleum since 2008 and has been involved with oil and gas Yee har arbetat som geofysiker i Lundin Petroleum sedan 2008. Han arbetar med det kommande prospekteringsprogrammet i Malaysia.
AHMAD ZULYUSRI BIN ZAINAL ABIDIN (Zul) Inköpsanvarig
Kuala Lumpur, Malaysia
Zul har arbetat i Lundin Petroleum sedan 2008 och har arbetat med olika olje- och gasprojekt i Sydostasien sedan 2001.
Gasfyndigheten Singa togs i produktion i maj 2010. Produktionsproblemen i starten ledde till låga produktionstal, men från fj ärde kvartalet 2010 har bruttoproduktionen stadigt legat runt 30 MMscf gas per dag. Denna produktionsnivå är lägre än de initiala prognoserna beroende på borrhålets temperatur och de fl ödeshinder som uppstått. Arbete pågår för att öka produktionsnivån. Nettoreserverna uppskattas till 4,3 MMboe (26 bscf ).
Ett avtal om gasförsäljning, som kommer att förse kunder på västra Java med gas, har undertecknats. Lundin Petroleums licensandel i Lematangblocket är 25,88 procent.
Under 2010 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av sina andelar i Salawati Island och Basin-blocken till RH Petrogas. Köpeskillingen uppgick till 37,1 MUSD som betalades den 1 januari 2010, och vid eventuell ytterligare utbyggnad av fältet utgår ytterligare köpeskilling på upp till 3,9 MUSD.
Betydande ny 3D-seismik insamlades 2010 off shore i Baronangoch Cakalangblocken. I Rangkasblocket, som är beläget på land, pågår en insamling av 2D-seismik som kommer att slutföras under 2011. Prospekteringsborrning beräknas starta under 2012. I december 2010 tilldelades Lundin Petroleum ett nytt produktionsdelningskontrakt (PSC) för South Sokang blocket (där bolaget är operatör med en licensandel om 60%), beläget off shore som innehåller ett seismikåtagande. I mars 2011 tilldelades Lundin Petroleum ett PSC för Guritablocket (100%).
| INDONESIEN – NYCKELTAL1 | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 4 | 14 |
| Betingade resurser (MMboe) | 2 | 4 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 2 | 2 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 40 | 37 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 65 | 61 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 24 | 23 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 11 | 14 |
Inkluderar Salawati Basin och Island fram till dagen för avyttringen. Reserver och betingade resurser per den 31 december 2010 exkluderar Salawati Basin och Island reserver.
VÅRA MEDARBETARE
Geofysiker Jakarta, Indonesia
Joni har arbetat för Lundin Petroleum sedan 2008 och arbetar med upparbetning av potentiella strukturer i våra Indonesiska tillgångar. Han har över 15 års erfarenhet och har haft olika befattningar inom geologi och geofysik.
De franska fälten består av mogna tillgångar som har varit i produktion under många år. I Paris Basin (l.a. 43,3–100,0%) och Aquitaine Basin (l.a. 50%) pågår kostnadseff ektiva borrningar och underhållsaktiviteter för att bibehålla produktionsnivåerna. Framgångsrik vatteninjiceringsteknik 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 sinar långsamt och genererar därför förutsebar, långsiktig produktion för Lundin Petroleum.
Ytterligare prospekteringsmöjligheter och utvinning av betingade resurser utforskas för att öka den franska produktionen. Lundin Petroleum inledde studier för att undersöka skiff eroljepotentialen i Paris Basin i syfte att starta ett konceptuellt arbetsprogram så snart som de franska myndigheterna tillåter ytterligare skiff eroljeverksamhet.
Efter den framgångsrika prospekteringen av Villeseneuxfältet 2009 togs prospekteringsborrningen i produktion under 2010. En andra prospekteringsborrning på Villeseneux är planerad under första halvåret 2011.
Efter borrningen av Villeseneux kommer ett program med åtta borrningar att inledas på Grandvillefältet, varav fem är planerade till 2011. Utbyggnadsplanen för Grandville godkändes 2010 och omfattar borrning, nytt insamlingssystem och nytt produktionscenter. Om programmet blir framgångsrikt kan ytterligare fyra borrningar bli aktuella, vilka för närvarande är redovisade som betingade resurser.
Les Mimosasfältet upptäcktes 2004 och produktion startade från en producerande borrning. En vatteninjektor färdigställdes under 2010 och vatteninjicering inleddes i juni. Oljan transporteras i dagsläget med lastbil men installation av en rörledning för export av olja från Les Mimosasfältet till anläggningen i Les Arbousiers är planerad till 2011.
Ett av de största fälten i Aquitaine är Courbeyfältet med en utvinningsfaktor på mindre än tio procent. Omarbetning av seismisk data pågår och kommer under 2011 att följas av en fältutbyggnadsstudie.
| FRANKRIKE – NYCKELTAL | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 22 | 22 |
| Betingade resurser (MMboe) | 7 | 10 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 3 | 3 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 94 | 79 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 79 | 61 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 17 | 15 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 42 | 35 |
PASCAL VANDERBISTE Underhållstekniker
Montmirail, Frankrike
Pascal började arbeta hos Lundin Petroleum 2006 och arbetar med underhåll och "workover" av producerande borrningar i Paris Basin.
SVETLANA BENKO Ansvarig för geofysisk verksamhet Moskva, Ryssland
Svetlana har mer än 20 år av industrierfarenhet i geologi och geofysik. Hon har arbetat för Lundin Petroleum sedan 2006.
Ryssland är ett av Lundin Petroleums kärnområden med huvudfokus på Laganskyblocket i Kaspiska havet där Lundin Petroleum har en licensandel om 70 procent (l.a 70%).
Laganskyblocket är 2 000 km2 stort och beläget i norra Kaspiska havet i närheten av några av världens största olje- och gasfyndigheter. Fyndigheten Morskaya upptäcktes 2008 och innehåller betingade resurser om 110 MMboe, netto, till Lundin Petroleum.
Ett nytt program för insamling av 3D-seismik genomfördes under 2010. Bearbetning pågår, och kommer att följas av tolkning för att få en bättre bild av den resterande potentialen i blocket. Ett fl ertal strukturer har påträff ats och resurspotentialen kommer att utvärderas.
Lundin Petroleum har en licensandel om 50 procent i tre producerande fält i Komiblocket. Produktionen kommer från devoniska karbonreservoarer. Utbyggnadsborrningar ökade produktionen till cirka 9 000 boepd under 2009, men produktionen fortsatte att minska och under 2010 var bruttoproduktionen 7 200 boepd. Utbyggnadsborrning förväntas starta under 2011. Olja exporteras via det närliggande pipelinesystemet Transneft och cirka 60–65 procent säljs inom landet.
| RYSSLAND – NYCKELTAL | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 17 | 17 |
| Betingade resurser (MMboe) | 110 | 163 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 4 | 5 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 67 | 74 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 52 | 38 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 9 | 9 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 8 | 7 |
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".
I början av 2010 slutfördes en framgångsrik borrning, De Hoeve-1, som tillsammans med den under 2009 framgångsrika prospekteringsborrningen efter gas, Vinkega-1 (Gorredijklicensen), planeras att tas i produktion i början av 2011. En undersökning av ytterligare borrningsmöjligheter pågår och fyra prospekteringsborrningar onshore är planerade för 2011.
| NEDERLÄNDERNA – NYCKELTAL | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 4 | 3 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 2 | 2 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 35 | 40 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 44 | 50 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 11 | 12 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 26 | 30 |
Lundin Petroleum har en prospekteringslicens där bolaget inte är operatör, off shore Irland, i Slyne Basin (Inishmorelicensen 50%). I slutet av 2010 förlängdes licensen med ett år. En insamling av 3D-seismik gjordes under 2010 och resultaten kommer att tolkas under 2011. Detta ger partnersamarbetet möjlighet att besluta om man ska inleda en fas II i slutet av 2011, vilket kommer att innebära ett borrningsåtagande.
Oudnafältet (l.a. 40%) sattes i produktion i november 2006. Fältet producerar stadigt över 2 000 bopd brutto. Under 2010 har produktionen på fältet överträff at förväntningarna. 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 råoljedriven jetpump. Oudnafältet väntas nu fortsätta sin produktion fram till 2012.
Ikdam FPSO ägs av Ikdam Production S.A. vars aktieägare är Lundin Petroleum (40%), Teekay-Petrojarl Production AS (40%) och Gezina AS (20%).
Betingade resurser har avförts mot bakgrund av den nära förestående försäljningen av Birsalicensen och de mycket låga volymerna i Zelfalicensen.
| TUNISIEN – NYCKELTAL | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 0,5 | 0,3 |
| Betingade resurser (MMboe) | – | 8 |
| Genomsnittlig produktion per dag (Mboepd) | 1 | 1 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 30 | 26 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 77 | 55 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 39 | 27 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 26 | 13 |
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.
Ansökan om ett års förlängning av licenserna beviljades för båda blocken under 2010. Beslut fattades om att gå in i fas II och binda sig för ytterligare en borrning i Block Marine XI baserat på de senaste tekniska studierna. Beslutet om Marine XIV ska fortskrida till nästa fas är beroende av borrningsresultaten under 2011. Arbete pågår för att fastställa ett program omfattande två prospekteringsborrningar – en för varje licens.
Not: reserver och resurser offentliggörs vid årets slut. 1 exklusive Storbritannien
2P RESERVER187MMboe
I slutet av 2010 hade Lundin Petroleum 186,7 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) av bevisade och sannolika olje- och gasreserver (2P). Detta är en ökning med 18 procent jämfört med förra året med hänsyn tagen till 2009 års produktion om 11,9 MMboe och försäljningen av reserver om 85,5 MMboe i samband med avknoppningen av tillgångarna i Storbritannien till EnQuest plc och försäljningen av Salawatitillgångarna i Indonesien till RH Petrogas. Reserversättningsgraden, vilken beräknas genom att dividera ökningen av reserverna under 2010 med 2010 års produktion, är 237 procent. Av 2P-reserverna om 186,7 MMboe utgör 84 procent oljereserver. Av de totala 2P-reserverna är 98 procent belägna i länder med skatte- och royaltysystem, varför Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver som licensandelar i fat oljeekvivalenter. Samtliga reserver granskas av ett externt certifi eringsföretag, Gaff ney, Cline and Associates.
Efter två år med rapportering av en reserversättningsgrad närmare 400 procent har Lundin Petroleum upplevt ännu ett år med hög reserversättningsgrad om 237 procent. Med andra ord har varje producerat fat under 2010 ersatts med nästan 2,4 nya fat av 2P-reserver, vilket har skapat en stark reservbas för framtida produktionstillväxt.
I Norge ökade Lundin Petroleums reserver från 120,9 MMboe till 139,2 MMboe, trots en produktion om 6,6 MMboe. Detta är i första hand ett resultat av utvärderingsborrningen på Lunofältet i början av 2010 som resulterade i en ökning av Lunoreserverna från 47,5 MMboe till 74 MMboe. Vidare har reservökningar uppnåtts för Alvheim-, Gaupeoch Nemofälten. Omvänt överfördes 8,7 MMboe av Peikreserverna till betingade resurser i avvaktan på ett beslut om utbyggnad av detta fält.
Mindre reservökningar redovisades i Tunisien, Nederländerna och Frankrike, vilka med god marginal ersatte 2010 års produktion.
| 2P Reserver | MMboe |
|---|---|
| Slutet av 2009 | 255,9 |
| - Producerat | 11,9 |
| + Nya reserver (exkluderat försäljning/förvärv) | 28,3 |
| - Försäljning | 85,5 |
| Slutet av 2010 | 186,7 |
Brentpriset på olja, 85 USD/fat +2% eskalering av oljepris och kostnader
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.
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.
Enligt SPE/WPC avser betingade resurser den uppskattade mängden petroleum, vid en viss tidpunkt, som eventuellt kan utvinnas från kända ansamlingar, men som under rådande omständigheter inte är kommersiellt utvinningsbara.
DEFINIERADE RESURSER
Prospekteringsresurser 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 strukturer 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 2P reserver.
POTENTIELLA PROSPEKTERINGSRESURSER UNDER 2011 483 MMboe
Förutom certifi erade reserver har Lundin Petroleum ett antal olje- och gasfyndigheter som klassifi ceras som betingade resurser. Samtliga estimat av betingade resurser har granskats av Gaff ney, Cline and Associates.
I slutet av 2010 uppgick Lundin Petroleums betingade resurser till 259,2 MMboe, jämfört med 285 MMboe vid 2009 års utgång. De största förändringarna beror på att betingade resurser om 54,3 MMboe i Storbritannien bortfallit och att betingade resurser i Morskayafältet minskat med 53,2 MMboe som ett resultat av tolkningen av 3D-seismik. Denna minskning uppvägs av att 97,6 MMboe av betingade resurser tillkommit genom Avaldsnes- och Apollofälten i Norge, vilka upptäcktes 2010.
De betingade nettoresurserna i Morskaya till Lundin Petroleum baseras på den nuvarande licensandelen om 70 procent. Som en anpassning till rysk lagstiftning om utländska strategiska investeringar pågår en diskussion mellan Lundin Petroleum och ryska statsägda bolag om en andel på 51 procent i Morskaya.
Lundin Petroleum har ett aktivt arbetsprogram för att omvandla betingade resurser till reserver. Två utvärderingsborrningar är planerade för 2011 för att utvärdera Avaldsnesfyndigheten varefter konceptuellt fältutbyggnadsarbete kommer att påbörjas. Konceptuella utbyggnadsstudier av Krabbefältet fortskrider med målsättningen att välja ett koncept under 2011. Apollofyndigheten kommer troligen att utvärderas under 2012.
Lundin Petroleum har en betydande portfölj av prospekteringslicenser. Under 2011 planerar Lundin Petroleum att genomföra 21 prospekteringsoch utvärderingsborrningar (som operatör och som icke-operatör) omfattande totalt 483 MMboe obekräftade prospekteringsresurser. Av dessa prospekterings- och utvärderingsborrningar fi nns tio i Norge och fem planeras ingå i en ny borrningskampanj i Malaysia. Övriga borrningar sker i Nederländerna och Kongo (Brazzaville).
Lundin Petroleum producerade totalt 11,9 MMboe under 2010 från fälten i Norge, Frankrike, Nederländerna, Ryssland, Tunisien och Indonesien och under första kvartalet även i Storbritannien. Produktionen har under hela året legat i den övre delen av produktionsprognosen.
Den främsta förklaringen till den starka produktionen har varit fortsatt goda resultat på Alvheimfältet i Norge. Både fältets produktion och FPSO-drifttiden har överträff at prognosen. I april 2010 startade även produktionen från Volundfältet som producerar via Alvheim FPSO med en minsta kontrakterad kapacitet om 25 000 bopd. Kapaciteten är emellertid sådan att Volund kan och har producerat mer när det funnits ledig kapacitet på Alvheim FPSO.
Utbyggnaden av Volundfältet är nu klar. Ytterligare tre multilaterala borrningar kommer att genomföras på Alvheimfältet under 2011 och en borrning 2012. Fler utbyggnadsalternativ undersöks på både Volund- och Alvheimfälten.
Lundin Petroleum hade en total försäljning om 11,7 MMboe till ett uppnått genomsnittligt oljepris på 72,26 USD per boe. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för 2010 var 79,50 USD per fat.
Oljan som produceras i Ryssland, motsvarande 11 procent av Lundin Petroleums totala produktion, säljs antingen på den ryska inhemska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen 2010 gick 40 procent till den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 76,17 USD per fat och återstående 60 procent till den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 34,98 USD per fat.
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 produktions-, lagerhållnings- och avlastningsfartyg (FPSO), som till exempel Alvheim- och Volundfälten i Norge och Oudnafältet i Tunisien, eller till lagringstankar på land, som till exempel i 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. Under 2010 berördes produktionen från Lundin Petroleums Oudnafält i Tunisien och från de indonesiska fälten (inklusive de avyttrade Salwatitillgångarna) av sådana betalningar i sak.
Lundin Petroleums förväntade produktion för 2011 ligger i intervallet 28 000 till 33 000 boepd. Detta ska jämföras med 28 400 boepd för 2010, exklusive produktionen från de avyttrade tillgångarna i Storbritannien och Indonesien.
PRODUKTIONSRESULTAT 2010 28 400boepd exkluderar produktion från avyttrade tillgångar
» Princip 10: Företag skall motverka alla former av korruption, inklusive utpressning och bestickning.
Samhällsansvar (Corporate Responsibility (CR)) är Lundin Petroleums sätt att integrera hållbar social, miljömässig och ekonomisk utveckling i bolagets prospekterings- och produktionsverksamhet. Genom åren har Lundin Petroleums CR-avdelning i samråd med den operationella verksamheten, fi nansavdelningen och administrationsavdelningen etablerat system, processer och rutiner för att bedriva verksamhet i enlighet med god oljefältssed med värnande om personalens och uppdragstagares hälsa och säkerhet, för att skydda miljön och för att bidra till den socioekonomiska utvecklingen i områden där bolaget är verksamt.
I maj 2010 bekräftade Lundin Petroleum sitt CR-åtagande genom att formellt ansluta sig till Förenta Nationernas Global Compact (UNGC). UNGC är ett frivilligt initiativ som verkar för att företag runt om i världen skall anta hållbara och socialt ansvarstagande policies, samt redogöra för deras implementering.
Enligt UNGC skall företagen – inom den sfär de kan påverka – åta sig att införliva, stödja och efterleva följande principer.
Genom att ansluta sig till UNGC förbinder sig Lundin Petroleum att införliva de tio principerna i sin aff ärsstrategi, dagliga verksamhet och företagskultur, att införliva principerna i styrelsens beslutsprocess, att bidra till breda utvecklingsmål genom partnerskap, att befrämja Global Compact och ansvarsfullt företagande genom att aktivt lyfta fram dessa värderingar bland intressenter och allmänheten i stort samt att publicera en rapport om framstegen (Communication on Progress (COP)).
Nedan följer en översikt av de dokument och den ledningsstruktur som bildar bolagets nuvarande ramverk för samhällsansvar, samt en rapport avseende de CR-/HSE-åtgärder som vidtagits under 2010. Rapporten är även Lundin Petroleums UNGC COP.
1 För mer information om UNGC, se www.unglobalcompact.org.
Uppförandekoden, som representerar själva kärnan i Lundin Petroleums åtagande att bedriva ett ansvarsfullt företagande, innehåller den vision, de värderingar och de principer som vägleder bolaget, samt det ansvar bolaget har gentemot sina intressenter: aktieägare, personal, värdländer, värdsamhällen och miljön. Bolaget åtar sig bland annat att upprätthålla vedertagna principer om skydd av mänskliga rättigheter och miljön, att avstå från mutning och korrupta aff ärsförfaranden och att respektera och främja anställdas rättigheter, i enlighet med UNGC-principerna.
Koden har inte ändrats sedan den antogs 2001 eftersom den alltjämt avspeglar styrelsens, ledningens och personalens värderingar. En formell översyn av koden och Global Compact-anslutningen görs av styrelsen under våren 2011 med anledning av första året som medlem i UNGC.
Lundin Petroleums policy för hälsa och arbetsskydd slår fast målsättningen att bedriva all verksamhet på ett sätt som skyddar människor och egendom och är i enlighet med gällande lagstiftning. Det främsta HSE-målet är att tillhandahålla en säker arbetsmiljö för anställda, uppdragstagare och allmänheten.
Lundin Petroleums miljöpolicy slår fast målsättningen att skydda miljön och att säkerställa att prospekteringsoch produktionsverksamheten bedrivs enligt gällande miljölagstiftning och föreskrifter samt uppfyller bolagets egna miljörutiner och program.
Lundin Petroleums policy för relationer med lokala samhällen slår fast målsättningen att förbättra levnadsstandarden och välfärden för människor i de områden där bolaget bedriver verksamhet, till exempel genom att anställa lokala medarbetare och/eller medverka i samhällsprojekt.
Dessa principer har förblivit oförändrade eftersom de fortfarande representerar Lundin Petroleums höga engagemangsnivå när det gäller HSE-frågor (Hälsa, Säkerhet och Miljö) och samhällsansvar.
Green Book, som är Lundin Petroleums ledningssystem för HSE-frågor innehåller anvisningar för en systematisk och omfattande integration av HSE-frågor i ledningen av bolagets världsomspännande verksamhet. Det siktar till att uppnå ständiga förbättringar inom HSE-området genom en process med proaktiv ledning som innefattar planering, införande, övervakning och granskning.
Inga ändringar har gjorts i Green Book under 2010 då dokumentet reviderades 2009. Dokumentet har dock stärkts genom antagande av tre övergripande HSE-riktlinjer (se nedan under Övergripande riktlinjer).
För att förstärka de åtaganden som Lundin Petroleum gör i Uppförandekoden, HSE-policies och Green Book, samt för att undvika eventuella negativa konsekvenser för människor, tillgångar och miljön, skall följande högt ställda HSE-mål tillämpas vid bolagets samtliga verksamheter:
Dessa mål har kommunicerats till områdescheferna och de HSE-ansvariga inom koncernen tillsammans med förslag på åtgärder att "Främja, förhindra och minska" från ett HSE-perspektiv.
Lundin Petroleum upprättar årligen en övergripande HSE-plan i syfte är 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 ledningsnivå samt förstärka bolagets övergripande HSE-mål. Den övergripande HSE-planen beskriver bolagets huvudsakliga verksamhet och de HSE-åtgärder som kommer att vidtas för att säkerställa att verksamheten bedrivs enligt bästa möjliga HSE-praxis. Planen upprättas av VP Corporate Responsibility (VPCR) i samråd med VD och Chief Operating Offi cer (COO) och framstegen följs upp minst en gång per kvartal. Planen täcker allmänna aktiviteter, ledningssystem, revision och verifi ering samt kontorsaktiviteter.
Under 2010 genomfördes de fl esta åtgärderna enligt, eller utöver, den övergripande HSE-planen förutom när det gäller antalet HSE-kvartalsmöten och koncernens översyn av kraven för HSE-ledningssystemet, vilka utfördes enligt följande:
Varje verksamhetsområde skall enligt Green Book ha sin egen lands- och/eller tillgångsbaserade HSE-plan som skall ligga till grund för en proaktiv hantering av HSE-frågor med fastställande av HSE-mål och säkerställande av att HSE-problem åtgärdas av linjeledning.
Ett nytt övergripande rapporteringskrav har fastställts för 2011 som innebär att verksamhetsområden kommer att rapportera utfallet jämfört med områdets HSE-plan en gång i månaden. Syftet är att på koncernnivå få regelbunden och granskningsbar information om respektive verksamhetsområdes HSE-ledningsaktiviteter.
Ett nytt inslag i Lundin Petroleums CR-ramverk under 2010 är utvecklingen av övergripande riktlinjer. Syftet med dessa riktlinjer är att hjälpa verksamhetsområdena att fokusera på specifi ka CR- och HSE-frågor som ledningen anser kräver särskild uppmärksamhet mot bakgrund av utvecklingen i bolaget och i branschen. Under 2010 utfärdades följande riktlinjer:
Riktlinjer för HSE-ansvariga avseende budgetprocessen innehåller frågor som skall säkerställa att alla HSE-aspekter har övervägts och integrerats i de operativa budgetarna. HSE-ansvariga har skyldighet att rapportera till ledningen att de är nöjda med de operativa budgetarna.
Riktlinjer för oljeutsläppsberedskap utfärdades efter Deepwater Horizon-olyckan som ett ytterligare kontrollinstrument för att säkerställa att dotterbolagen har rätt utrustning, planer, kapacitet och tredjepartslösningar för sådan beredskap. Beredskap för nödsituationer ingår i Green Book och sedan 2004 omfattas all off shoreborrnings- och produktionsverksamhet där bolaget är operatör av koncernens kontrakt med Oil Spill Response Ltd. Riktlinjerna utgör därmed en förstärkning av befi ntlig praxis .
Riktlinjer för investeringar för hållbar utveckling ersätter den tidigare policyn om företagsdonationer. Dokumentet reviderades för att avspegla Lundin Petroleums hantering av intressentfrågor som exempelvis samhälleliga relationer och miljöskydd mot bakgrund av bolagets nya fokusområden Europa och Sydostasien (se nedan under Investeringar för hållbar utveckling).
Lundin Petroleum har övergripande anvisningar och rutiner som syftar till att säkerställa att verksamheten bedrivs på ett säkert och respektfullt sätt i hela koncernen, bland annat kraven för HSE-ledningssystemet som ger vägledning om de specifi ka kraven på verksamheterna enligt Green Book. Under 2010 användes ett formulär för självutvärdering som grund för formella HSE-ledningssystemsrevisioner (Tunisien) och granskningar (Frankrike, Indonesien och Malaysia). Under 2011 kommer detta dokument att användas för att genomföra formella revisioner av alla tillgångar där Lundin Petroleum är operatör.
De övergripande HSE-rapporteringsanvisningarna som under 2009 ändrades för att överensstämma med arbetsmiljöstandarden OSHA 1904 har förblivit oförändrade under 2010. Bolaget bygger således upp en historik över HSE-arbetet som gör det möjligt att göra jämförelser mellan fl era år (se nedan under HSE-nyckeltal – jämförelse mellan 2009–2010).
Koncernen har även krishanteringsrutiner för att säkerställa kontinuitet i verksamheten i händelse av problem i den operativa eller den övriga verksamheten. Verksamhetsområden där bolaget är operatör måste genomföra minst en krishanteringsövning där ledningen medverkar för att testa eff ektiviteten i beredskapssystemen och kommunikationen mellan ledning och verksamhet i nödsituationer. Kravet uppfylldes av alla tillgångar där bolaget var operatör under 2010.
Lundin Petroleum antog 2008 en whistleblowingpolicy för att ge alla anställda i koncernen en möjlighet att framföra misstankar om olämpligt, oetiskt eller illegalt uppförande på arbetsplatsen och för att garantera att rapporterande personer skall skyddas från efterräkningar eller diskriminering på grund av rapportering av missförhållanden som görs i god tro. Denna rutin har inte resulterat i någon rapportering om missförhållanden.
Varje område där bolaget bedriver verksamhet har HSE-rutiner som täcker hela spektrumet av prospekteringsoch produktionsaktiviteter, från studier och utvärderingar av miljö, säkerhet och risker till tillstånd att arbeta, arbetssäkerhetsanalyser, oljeutsläpps- och krisberedskap samt HSE- och kontinuitetsplaner. Samtliga rutiner prövas och verifi eras löpande genom övningar samt genom intern och extern granskning och/eller granskning av tillsynsmyndigheter.
Lundin Petroleums styrelse har ett tillsynsansvar i HSE-frågor. Under 2009 beslutades att styrelsen skulle ha en ledamot med fokus på dessa frågor. Under 2010 har en dialog ägt rum mellan ledningen och styrelseledamoten för att löpande följa upp HSE-ledningen och relaterade problem.
I slutet av 2009 införde Lundin Petroleum kvartalsvisa HSE-ledningsmöten med bolagets ledande befattningshavare och den operativa ledningen för att gå igenom framstegen i HSE-arbetet gentemot HSE-planen och diskutera HSE-konsekvenserna av planerade operativa verksamheter samt andra frågor av intresse. Under 2010 hölls endast ett av fyra planerade möten, även om HSE-lednings- och prestationsärenden togs upp på andra möten mellan VPCR och VD, COO, Senior VP Operations (SVPO) och/eller koncernens personalchef. De ämnen som behandlades på kvartalsmötet var:
BERNT RUDFJORD HSE chef Oslo, Norge
Bernt har 25 års erfarenhet som petroleumingenjör. Han har arbetat hos Lundin Petroleum sedan 2006 och är ansvarig för hälsa, säkerhet och miljö i samband med borr- och utbyggnadsprojekt.
Lundin Petroleum har en HSE-kommitté på koncernnivå bestående av SVPO, VPCR och koncernens personalchef. Kommitténs uppgift är att behandla HSE-frågor vid behov. Mötena inriktas på en enda fråga eller tar upp en rad olika frågor såsom nyckeltal, HSE-konsekvenser av planerade eller befi ntliga verksamheter, konsekvenserna av Deepwater Horizon-olyckan eller potentiella problemområden med mera. Under 2010 träff ades kommittén informellt en gång i månaden samt höll fyra formella möten.
Varannan månad hålls en HSE-telefonkonferens för HSE-ansvariga och områdeschefer. Varje HSE-telefonkonferens inkluderar en genomgång av månadens viktigaste frågeställningar, en statusuppdatering och en diskussion om HSE-nyckeltalen och lärdomar som kan dras. En av tillgångarna belyser vidare en specifi k HSE-fråga. Under 2010 genomfördes fem telefonkonferenser. Presentationerna behandlade följande ämnen:
Samtliga övergripande, operativa och branschbaserade dokument inom HSE samt telefonkonferensmaterial, inklusive presentationer, samlas i ett särskilt HSE-webbforum tillgängligt för områdeschefer, den operationella verksamheten och HSE-ansvariga i hela koncernen.
Bolaget beaktar ett antal HSE-nyckeltal för de tillgångar där bolaget är operatör för att följa upp resultatet i hela koncernen. Därigenom uppfylls även åtagandena enligt FN:s Global Compact avseende arbetsvillkor och miljö.
De hälso- och säkerhetsnyckeltal som följs upp löpande i hela koncernen och rapporteras varje månad är: dödsolyckor, incidenter som leder till förlorad arbetstid (Lost Time Incidents (LTI)), incidenter som leder till begränsad arbetsförmåga (Restricted Work Incidents (RWI)) och incidenter som kräver sjukvård (Medical Treatment Incidents (MTI)) där personal och/
eller uppdragstagare är inblandade. Tillsammans med antalet utförda arbetstimmar ger dessa nyckeltal bolaget möjlighet att beräkna total frekvens för rapporterbara incidenter (Total Recordable Incident Rate (TRIR)) per 200 000 arbetstimmar. Förutom dessa släpande indikatorer (som hänför sig till rapportering av inträff ade incidenter) följer bolaget även upp ledande indikatorer som nära tillbud med hög potential (Near Misses with High Potential (NMHP)). Ledande indikatorer är viktiga för att lyfta fram potentiella problemområden och ge bolaget möjlighet att vidta förebyggande åtgärder för att undvika att dessa utvecklas till incidenter.
Miljönyckeltal som rapporterats per månad sedan 2004 är oljeutsläpp (mer än 1 fat) och sedan 2009 även kemikalie- och kolväteutsläpp (mer än 1m3 ). Därutöver lämnar de tillgångar där bolaget är operatör årliga rapporter om sina växthusgasutsläpp, (CO2 , NOX , SOX , CO, N2 O, CH4 och nmVOC).
Lundin Petroleum hade ett ambitiöst arbetsprogram under 2010 med ständig prospekterings- och produktionsverksamhet i hela koncernen. I enlighet med Lundin Petroleums HSE-rapporteringsanvisningar anmäldes, utreddes och rapporterades olyckor och incidenter där människor och miljö påverkades till ledningen. Rapporteringen skedde både löpande (för fall som krävde omedelbara åtgärder) och månadsvis. Incidenternas konsekvenser var begränsade så till vida att de inte gav bestående skador för den skadade personen eller på miljön. Däremot var antalet incidenter bekymmersamt och har gett upphov till åtgärder på koncern- och områdesnivå i berörda verksamheter, se även nedan.
Koncernens HSE-nyckeltal:
Det har inte inträffat några dödsolyckor bland anställda och uppdragstagare i de tillgångar där Lundin Petroleum har varit operatör eller icke-operatör sedan bolaget grundades 2001.
» Indonesien (1 LTI): tolv av en uppdragstagares anställda i Rangkas läger för insamlande av seismik drabbades av magsmärtor, en lades in på sjukhus över natten (LTI) medan övriga elva behandlades på lägerkliniken (MTI). Utredningen visade att lägrets vattenkälla innehöll e-colibakterier. Ytterligare incidenter inträff ade i samband med insamlandet av seismik i Rangkasblocket som krävde en full översyn och fältresa av personal från koncernnivå och områdesledning för att förbättra projektets dåliga HSE-rutiner och resultat (se nedan under HSE-nyckeltal – jämförelse mellan 2009–2010).
Sju incidenter som ledde till begränsad arbetsförmåga (RWI; samtliga bland uppdragstagare)
» Frankrike (1 oljeutsläpp): orsaken till oljeutsläppet från produktionsanläggningen i Soudron var en frånkopplad fyratums fi berrörledning i armbågsnivå. Oljeutsläppet höll sig inom anläggningsområdet tack vare beredskapspersonalens ingripande och området var helt sanerat med hjälp av anställda och kontrakterad personal inom en vecka. Flera kontroller genomfördes de följande månaderna för att kontrollera att inga kolväten fanns kvar.
» Storbritannien (1 kemikalieutsläpp): fallet gällde en läcka i Broom-pipelinesystemet som resulterade i diskussioner med tillsynsmyndigheten för att hitta en lämplig lösning.
» Storbritannien (6 NCwP): det första avsåg användningen av en kemikalie vars tillstånd hade löpt ut och de fem övriga berodde på att koncentrationen av olja i vattnet översteg den tillåtna nivån (118 mg gentemot tillåtna 110). Dessa överträdelser föranledde kontakter med tillsynsmyndigheten.
Trots olika åtgärder som vidtagits på koncern- och verksamhetsområdesnivå för att följa upp och förbättra HSE-resultatet i hela koncernen var resultatet blandat. Det fi nns anledning till oro inom vissa verksamhetsområden medan det i andra områden har skett väsentliga förbättringar.
Siffrorna ovan och i tabellen nedan visar att det har skett tydliga förbättringar i de anställdas HSE-utförande, men en försämring bland uppdragstagare. Detta beror främst på den kampanj för insamlande av seismisk som genomfördes onshore Indonesien under andra halvåret 2010. Medan huvuduppdragstagarens HSE-historik och ledningssystem utvärderades och granskades före kontraktstilldelningen lades inte tillräcklig vikt vid underleverantörernas kompetens. Detta, i kombination med att kampanjen involverade runt 1 200 för det mesta oerfarna personer som arbetade under dåliga väderförhållanden, resulterade i ett totalt sett otillfredsställande HSE-resultat. Lundin Petroleums ledning på koncern- och områdesnivå genomförde ett antal fältinspektioner som ledde till ett fl ertal rekommendationer och krav, vilka huvuduppdragstagaren omgående började åtgärda. Detta omfattade åtgärder som berör HSE-ledningssystem, till exempel punktlig och snabb rapportering och utredning av incidenter, förbättrad utrustning, utökat antal fältpersonal och förbättrad kompetens hos fältpersonalen. Tack vare åtgärderna förbättrades HSE-resultatet mot slutet av året. Då undersökningen fortsätter under 2011 har dock extra ledningstid och resurser satts in för att tillse att den positiva trenden fortsätter.
Till de positiva resultaten hör att det, trots de omfattande aktiviteterna, inte förekom några rapporterbara incidenter i den norska prospekterings- och produktionsverksamheten under 2010.
| HSE-INDIKATORDATA | 2010 | 2009 | |
|---|---|---|---|
| Medarbetare | 731 793 | 905 166 | |
| Exponeringstimmar | Uppdragstagare | 2 336 409 | 3 454 980 |
| Medarbetare | 0 | 0 | |
| Dödsolyckor | Uppdragstagare | 0 | 0 |
| Incidenter som leder till förlorad | Medarbetare | 2 | 2 |
| arbetstid 1 | Uppdragstagare | 2 | 1 |
| Incidenter som leder till begränsad | Medarbetare | 0 | 1 |
| arbetsförmåga 2 | 7 | 0 | |
| Medarbetare | 0 | 2 | |
| Incidenter som kräver sjukvård 3 | Uppdragstagare | 17 | 7 |
| Frekvens incidenter med | Medarbetare | 0,55 | 0,44 |
| förlorad arbetstid 4 | Uppdragstagare | 0,17 | 0,06 |
| Total frekvens för rapporterbara | Medarbetare | 0,55 | 1,10 |
| incidenter 4 | Uppdragstagare | 2,23 | 0,46 |
| Oljeutsläpp | Antal | 1 | 1 |
| Vol. (m3 ) |
10 | 40 | |
| Antal | 1 | 2 | |
| Kemikalieutsläpp | Vol. (m3 ) |
7,7 | 129,775 |
| Antal | 0 | 1 | |
| Kolväteläckor | Massa (kg) | 0 | 4 |
| Nära tillbud med hög potential | Antal | 3 | 24 |
| Överträdelse av tillstånd | Antal | 6 | 19 |
1 Incident som leder till förlorad arbetstid (LTI) innebär åtminstone en förlorad arbetsdag för personen som drabbas.
Incident som leder till begränsad arbetsförmåga (RWI) leder till att en person begränsas från att utföra en eller fl era rutinartade arbetsuppgifter.
Siff rorna inkluderar Storbritannien till och med april 2010.
Lundin Petroleums uppgift är att på ett eff ektivt och ansvarsfullt sätt fi nna och producera olja och gas, värdefulla energiresurser som behövs för global ekonomisk utveckling. Bolaget fullgör denna uppgift genom att ha ovan beskrivna CR-ramverk och struktur, genom att ge anställda och uppdragstagare stöd och vägledning i form av utbildning, rutiner, utrustning och verktyg med mera. som behövs för att bedriva verksamheterna på ett kompetent sätt och med minimal inverkan på människor och miljö. Därutöver har Lundin Petroleum satt upp målet att ha en positiv inverkan på människor och miljö genom att initiera eller delta i projekt som främjar social välfärd, miljöskydd och god samhällsstyrning.
Efter att ha gått med i FN:s Global Compact under 2010 utfärdade Lundin Petroleum nya riktlinjer om investeringar för hållbar utveckling i syfte att uppmuntra och hjälpa områdesledningarna inom koncernen att refl ektera över vilka aktiviteter de deltar i och fastställa förfaranden för hur de på ett positivt sätt skall kunna påverka människor och miljö inom sina verksamhetsområden. Riktlinjerna presenterades inom koncernen vid en HSE-telefonkonferens och diskuterades enskilt med områdeschefer och/eller HSE-ansvariga i respektive land.
Det fi nns två modeller för bidrag enligt riktlinjerna: samhällsutvecklingsprojekt och donationer. Samhällsutvecklingsprojekt tas fram som en del av Lundin Petroleums och/eller operatörpartners licensåtaganden i ekonomiskt eftersatta områden. De är en naturlig del av verksamheten och genomförs på ett sätt som speglar omfattning och karaktär av aktiviteterna. Donationer ges till områden där Lundin Petroleum har begränsad kontakt med lokala samhällen, antingen beroende på att verksamheten bedrivs off shore eller för att en partner är operatör för verksamheten.
Investeringar för hållbar utveckling har genomförts i områden som både FN:s Global Compact och Millenieutvecklingsmålen främjar, nämligen social välfärd, miljö och god politisk ledning . Nedan beskrivs några av de projekt som Lundin Petroleum stöttat under 2010.
Fattigdom är ett socialt problem som drabbar barn särskilt hårt. Sedan 2006 har Lundin Petroleum varit en partner till svenska SOS Barnbyar, och har stöttat ett antal barnbyar i de områden där bolaget är operatör (Indonesien och Tunisien) och där bolaget är icke-operatör (Vietnam och Kambodja). Detta stöd har fortsatt under 2010 genom direkta bidrag från de indonesiska och tunisiska kontoren till deras respektive byar och genom ett bidrag från huvudkontoret i Sverige till Vietnam, ett område där bolaget är icke-operatör.
Förbättrad tillgång till grundläggande hälsovård är ett annat mål som Lundin Petroleum stödjer. Under 2010 anordnade bolaget en insamling bland personalen, där bolaget sköt till motsvarande summa, för att fi nansiera hälsovårdsprojekt som genomfördes av Partners in Health efter jordbävningen på Haiti den 12 januari 2010. Som en del av insamlandet av 472 km 2D-seismik onshore Indonesien gav bolaget bidrag till en hälsovårdskampanj för barn som utfördes av Hope Foundation.
Lundin Petroleum fortsatte att stödja Southern Sudan's Older People's Organizations (SSOPO) projekt för yrkesutbildning inom livsmedelstillverkning, som hjälper kvinnor från Juba-området att skaff a sig yrkesfärdigheter. Bolaget beslutade att fortsätta sitt stöd till detta projekt även om det inte längre bedriver verksamhet i landet då Lundin Petroleums bidrag gör det enklare för SSOPO att få fi nansiering från andra organisationer.
Miljöskydd ingår i Lundin Petroleums dagliga verksamhet och omfattades även av investeringarna för hållbar utveckling under 2010. Bolaget stödde ett miljöprojekt i Volgadeltat där frivilliga rensade fl odstränder och campingplatser från skräp, och ökade medvetenheten hos bosatta och turister om grundförutsättningarna för miljöskydd och ekoturism. Astrakhans borgmästare uppmärksammade initiativet som han ansåg värdefullt för området och det omnämndes även i lokala medier.
Biologisk mångfald var en annan aspekt som täcktes av Lundin Petroleums investeringar för hållbar utveckling. Bolaget stöttade ett forskningsprojekt om uppfödning av störar, vars population i Volgadeltat håller på att minska på grund av tjuvfi ske. Detta förbättrade även häckningsförutsättningarna för sibiriska tranor, en akut hotad art enligt internationella naturvårdsunionen (IUCN). I Frankrike sponsrade bolaget affi scher som uppmärksammade sällsynta djur och växter i träskområden och behovet att skydda dem.
Klimatförändring är en fortsatt viktig fråga för Lundin Petroleum som följer upp växthusgasutsläpp från sin verksamhet. Under 2010 deltog bolaget återigen i Carbon Disclosure Project och för andra året i rad inkluderades Lundin Petroleum i Nordic 200 Carbon Disclosure Leadership Index (CDLI). Bolaget låg på första plats bland nordiska olje- och gasbolag och på tredje plats bland alla svenska bolag som betygsatts av Carbon Disclosure Project. Lundin Petroleum lovordades för sin professionella hållning när det gäller redovisning av klimatförändringsåtgärder, god intern datahantering och förståelse för klimatförändringsrelaterade problem.
Lundin Petroleum behandlade styrningsrelaterade frågor både internt och externt. Internt utarbetade bolaget en presentation om UNGC:s två första principer om mänskliga rättigheter (att stödja och respektera skyddet för mänskliga rättigheter och att inte delta i kränkningar av mänskliga rättigheter). Presentationen gavs för ledande befattningshavare på HSE-ledningsmötet 2010 och på HSE-telefonkonferensen med områdeschefer och HSE-ansvariga under första kvartalet 2011. Presentationen samt Lundin Petroleums ställningstagande beträff ande mänskliga rättigheter fi nns tillgänglig på bolagets interna HSE-webbforum.
Lundin Petroleum har även sponsrat forskning och ett seminarium vid Institute of Graduate Studies i Genève, Schweiz angående "Global and local governance in the energy sector". Seminariet som hölls under två dagar i februari 2010 samlade akademiker och representanter från icke-statliga organisationer och den privata sektorn, vilka presenterade och diskuterade frågan om ledning ur såväl makro- som mikroperspektiv. Samtliga deltagare, inklusive Lundin Petroleum, bidrog med en artikel som kommer att publiceras av Journal of Global Governance under andra halvåret 2011.
Syftet med Lundin Petroleums verksamhet är att prospektera efter, bygga ut och producera olja och gas samt att bygga ut andra energiresurser i enlighet med dess bolagsordning. Bolaget har som mål att skapa aktieägarvärde genom prospektering och organisk tillväxt. För att skapa detta värde, tillämpar bolaget en struktur för bolagsstyrning som främjar direkta beslutsprocesser, med enkel tillgång till beslutsfattare, men som samtidigt innefattar en nödvändig maktfördelning mellan organen, för att kontrollera verksamheten, både driftmässigt och fi nansiellt.
Lundin Petroleums ledningsstruktur sammanfattas i följande diagram och beskrivs närmare i denna bolagsstyrningsrapport.
Denna rapport har varit föremål för granskning av bolagets revisorer.
Lundin Petroleum har allt sedan dess grundande vägletts av allmänna bolagsstyrningsprinciper i syfte att:
Lundin Petroleum följer bolagsstyrningsprinciper som återfi nns i både interna och externa regler och föreskrifter. Som ett svenskt publikt aktiebolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm lyder Lundin Petroleum under aktiebolagslagen (SFS 2005:551) och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554), samt NASDAQ OMX Stockholms regelverk för emittenter (vilket återfi nns på hemsidan www.nasdaqomx.com).
Dessutom följer bolaget principer för bolagsstyrning som återfi nns i ett antal interna och externa dokument.
Den svenska koden för bolagsstyrning (bolagsstyrningskoden) bygger på en tradition av självreglering och kompletterar bolagsstyrningsreglerna i aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och andra regelverk såsom regelverket för emittenter och god sed på värdepappersmarknaden. Bolagsstyrningskoden återfi nns på hemsidan www.bolagsstyrning.se. En reviderad kod för bolagsstyrning trädde i kraft den 1 februari 2010 och vissa regler blev tillämpliga successivt under 2010. Lundin Petroleum har tillämpat de nya reglerna från 2010 i takt med att dessa har trätt i kraft.
Bolagsstyrningskoden bygger på principen "följ eller förklara", vilket innebär att ett bolag kan välja att tillämpa en annan lösning än den som bolagsstyrningskoden anvisar om bolaget fi nner att en annan lösning är mer lämplig i ett specifi kt fall. Bolaget måste dock förklara varför man inte följt regeln ifråga och beskriva lösningen man valt istället, samt orsakerna därtill. Lundin Petroleum följde bolagsstyrningskoden i alla väsentliga avseenden under 2010, förutom i ett fåtal fall som beskrivs i denna rapport.
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 bolagsstämman. 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 med global verksamhet 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 sättet, till fördel för dess aktieägare, anställda och partners. Bolaget tillämpar samma standarder i all verksamhet världen över för att tillgodose 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 och föreskrifter för bolagsstyrning som bolaget var skyldigt att följa. Bolaget valde att uttryckligen fastställa värderingar, principer och förpliktelser som ett ramverk för etiskt uppförande mot vilka bolaget kunde bedömas och utvärderas. Styrelsen gör varje år en genomgång av efterlevnaden av uppförandekoden. Uppförandekoden 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 och fi nans, samhällsansvar inklusive HSE (hälsa, säkerhet och miljö), juridik, informationssystem, personal, information och kommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner, vilka är tillgängliga internt i bolaget, granskas på kontinuerlig basis och modifi eras vid behov.
Därutöver har Lundin Petroleum ett särskilt HSE-ledningssystem (Green Book) som bygger på ISO 14001-standarden, som ger vägledning för bolagsledningen, anställda och uppdragstagare avseende bolagets målsättningar och förväntningar inom HSE-området. Green Book tillförsäkrar att all verksamhet uppfyller Lundin Petroleums juridiska och etiska skyldigheter, förpliktelser och åtaganden inom HSE-området. En mer detaljerad beskrivning av Green Book fi nns tillgänglig på bolagets hemsida www.lundin-petroleum.com.
Styrelsens arbetsordning slår fast grundläggande regler för arbetsfördelningen mellan styrelsen, kommittéerna, styrelseordföranden och den verkställande direktören (VD). Arbetsordningen innehåller även instruktioner till bolagets VD, instruktioner för den fi nansiella rapporteringen till styrelsen och riktlinjer för styrelsekommittéernas arbete. Arbetsordningen, vilken årligen antas av styrelsen, uppdateras mot bakgrund av den ändrade bolagsstyrningskoden och kommer att tas upp i styrelsen under första halvåret 2011.
Lundin Petroleums aktier är noterade på Large Cap-listan på NASDAQ OMX Stockholm. Lundin Petroleums utgivna aktiekapital uppgick i slutet av 2010 till 3 179 105,80 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 2010 totalt 39 303 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden. Lundin Petroleum AB innehade 6 882 638 av bolagets aktier, motsvarande 2,2 procent av aktiekapitalet. Bolagets större ägare som per den 31 december 2010 innehade mer än tio procent av aktierna (och rösterna) var Lorito Holdings (Guernsey) Ltd och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd, två investmentbolag som innehas av familjen Lundin genom truster, vilka tillsammans innehade 27,4 procent av aktierna. Därutöver innehade Landor Participations Inc, ett investmentbolag som innehas av en trust vars stiftare (settler) är Ian H. Lundin, 3,8 procent av aktierna. Utförligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare 2010 fi nns på sidorna 54–55.
Bolagets aktieägare slår fast principerna för hur valberedningen skall utses vid varje årsstämma. 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 valberedningen för följande års årsstämma. Valberedningens ledamöter är, oavsett hur de utsetts, skyldiga att tillvarata alla aktieägares intressen.
Till följd av valberedningens uppgift att lägga fram förslag på styrelseledamöter till årsstämman, genomför styrelseordföranden varje år 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 valberedningen.
I enlighet med de principer som fastslogs av 2010 års årsstämma, består valberedningen inför 2011 års årsstämma av följande ledamöter som representerar fyra av bolagets större aktieägare.
| Kommittéledamot | Representerar | Antal aktier |
|---|---|---|
| KG Lindvall | Swedbank Robur Fonder | 4,1 procent |
| Ossian Ekdahl | Första AP-fonden | 1,8 procent |
| Anders Algotsson | AFA Försäkring | 1,8 procent |
| Ian H. Lundin | Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Landor Participations Inc. och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd., även icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum |
31,2 procent |
| Magnus Unger | Icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum som agerar ordförande i valberedningen |
Magnus Unger, som varit ordförande allt sedan valberedningen inför 2006 års årsstämma, valdes återigen enhälligt till ordförande. Det faktum att han är styrelseledamot utgör en avvikelse från bolagsstyrningskoden; dock ansågs han av valberedningen vara bäst lämpad för uppgiften. Magnus Unger och Ian H. Lundin anses vidare inte vara oberoende av bolagets större aktieägare, i enlighet med det som beskrivs i tabellen på sidorna 50–51, vilket också innebär en avvikelse från bolagsstyrningskoden. Dock ansåg valberedningen dessa utnämningar motiverade.
Namnet på ledamöterna i valberedningen tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 15 oktober 2010. Valberedningen höll tre möten under året och informella kontakter ägde rum mellan mötena. Valberedningens rapport avseende dess arbete och förslag till årsstämman 2011 kommer att presenteras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman. Valberedningen inför årsstämman 2011 representerar cirka 39 procent av bolagets aktiekapital.
Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Aktieägare kan begära att ett specifi kt ärende inkluderas i dagordningen förutsatt att sådan begäran inkommer till styrelsen i behörig tid. 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 på bolagets hemsida. Handlingarna inför årsstämman publiceras på bolagets hemsida på svenska och engelska senast tre veckor före årsstämman.
Vid årsstämman fattar aktieägarna beslut om ett antal viktiga frågor avseende bolagets styrning, bland andra val av styrelseledamöter och revisorer, ersättningar till styrelse, ledning och revisorer, inklusive godkännande av bolagets ersättningspolicy, beviljande av ansvarsfrihet för styrelsen och VD samt godkännande av räkenskaperna och beslut om disposition av bolagets resultat. Extra bolagsstämmor hålls när bolagets verksamhet så kräver.
Årsstämman 2010 hölls den 6 maj 2010 på biografen Skandia i Stockholm. 331 aktieägare, som representerade 51,6 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid årsstämman. Styrelsens ordförande, samtliga styrelseledamöter och VD, samt bolagets revisorer och samtliga ledamöter i valberedningen utom en, närvarade vid årsstämman.
2010 års årsstämma fattade beslut om att:
Protokollet från årsstämman 2010 fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida.
Då VD inte talar fl ytande svenska hölls VD:s presentation vid 2010 års årsstämma på engelska, och inte på svenska som bolagsstyrningskoden föreskriver. Däremot tillhandahölls svensk textning.
En extra bolagsstämma hölls den 22 mars 2010 i Näringslivets hus i Stockholm. 149 aktieägare, som representerade 46,8 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid den extra bolagsstämman. Styrelsens ordförande samt två andra styrelseledamöter, däribland VD, samt bolagets revisorer, närvarade. Fyra av sju styrelseledamöter kunde dock inte närvara på grund av andra åtaganden, vilket därmed ledde till en avvikelse från bolagsstyrningskoden. Inför den extra bolagsstämman hade styrelsen behandlat ärendet och godkänt transaktionen enhälligt.
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 motsvarade 55 procent av det totala antalet utestående aktier i EnQuest. Den extra bolagsstämman beslutade även om en vinstutdelning som innebar att samtliga Lundin Petroleums aktier i EnQuest, motsvarande cirka 55 procent av det totala antalet aktier i EnQuest, delades ut till aktieägarna i Lundin Petroleum, samt att bemyndiga styrelsen att fatta beslut om avstämningsdag för rätt att erhålla aktier i EnQuest. Protokollet från den extra bolagsstämman fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida. Då VD inte talar fl ytande svenska hölls VD:s presentation vid den extra bolagsstämman på engelska, och inte på svenska som bolagsstyrningskoden föreskriver.
En extra bolagsstämma hölls den 4 november 2010 i Näringslivets hus i Stockholm. 167 aktieägare, som representerade 44,4 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid den extra bolagsstämman. Två styrelseledamöter, däribland VD, närvarade. Fem av sju styrelseledamöter kunde dock inte närvara på grund av andra åtaganden, vilket därmed ledde till en avvikelse från bolagsstyrningskoden. Inför den extra bolagsstämman hade styrelsen behandlat ärendet och godkänt transaktionen enhälligt.
Den extra bolagsstämman beslutade om en vinstutdelning som innebar att Lundin Petroleums samtliga aktier i Etrion Corporation (Etrion), motsvarande cirka 40 procent av det totala antalet aktier i Etrion, delades ut till aktieägarna i Lundin Petroleum, samt att bemyndiga styrelsen att fatta beslut om avstämningsdatum för rätt att erhålla aktier i Etrion. Protokollet från den extra bolagsstämman fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida. Då VD inte talar fl ytande svenska hölls VD:s presentation vid den extra bolagsstämman på engelska, och inte på svenska som bolagsstyrningskoden föreskriver.
Bolagets externa revisor utses för en period om fyra år för att skapa kontinuitet i revisionsprocessen. Vid årsstämman 2010 förekom inget revisorsval eftersom PricewaterhouseCoopers AB valdes vid årsstämman 2009 till bolagets revisor för perioden intill årsstämman 2013. Huvudansvarig revisor är den auktoriserade revisorn Bo Hjalmarsson. Arvodet till revisorerna beskrivs i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 8 på sidan 78.
Enligt Lundin Petroleums bolagsordning skall styrelsen bestå av minst tre och högst tio ledamöter med maximalt tre suppleanter. På årsstämman 2010 omvaldes, såsom nämnts ovan, Ian H. Lundin (styrelseordförande), Magnus Unger, William A. Rand, Lukas H. Lundin, C. Ashley Heppenstall (bolagets VD), Asbjørn Larsen och Dambisa F. Moyo, fram till nästa årsstämma. Inga suppleanter har valts och ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av arbetstagarorganisationer.
Styrelseordföranden, Ian H. Lundin, är inte anställd i bolaget, erhåller inte lön från bolaget och är inte berättigad att delta i bolagets incitamentsprogram. Styrelseordföranden är ansvarig för att styrelsens arbete är välorganiserat och genomförs på ett eff ektivt sätt. Därutöver upprätthåller styrelseordföranden rapporteringsanvisningarna för bolagsledningen som utarbetats av VD och som godkänts av styrelsen, men deltar inte i beslutsfattandet angående bolagets löpande verksamhet.
Samtliga styrelseledamöter som valdes på årsstämman 2010 har omfattande erfarenhet från aff ärsvärlden och fl era ledamöter har även stor erfarenhet från olje- och gasindustrin. Valberedningen ansåg, med hänsyn till Lundin Petroleums aff ärsverksamhet och dess nuvarande utvecklingsskede, att styrelsen består av mångsidiga personer som är väl lämpade för uppgiften och med en bredd vad gäller kompetens, erfarenhet och bakgrund. Inför valen vid årsstämman 2010 behandlade valberedningen frågan om oberoende avseende var och en av de föreslagna styrelseledamöterna och kom därvid fram till att styrelsens sammansättning uppfyllde kraven avseende oberoende i bolagsstyrningskoden, såväl i förhållande till bolaget och bolagsledningen som i förhållande till bolagets större aktieägare. För ytterligare information angående detta, se tabellen på sidorna 50–51.
Styrelsens främsta uppgifter är organisation av bolaget och ledning av bolagets verksamhet, vilket innefattar att:
Styrelsen vägleds i sitt arbete av styrelsens arbetsordning, vilken slår fast riktlinjerna för styrelsens arbete. Styrelsen håller i regel minst fem ordinarie styrelsemöten per kalenderår. Vid dessa styrelsemöten behandlas följande ärenden:
Under 2010 hölls sju styrelsemöten, inklusive det konstituerande mötet, och ett besök till Norge genomfördes. Det hölls även ett ledningssammanträde (executive session) i Malaysia, i samband med ett styrelsemöte, där styrelsen fi ck möjlighet att träff a bolagsledning samt lokal personal. Vid detta sammanträde gavs en uppdatering avseende bolagets verksamhet och en fi nansiell rapport för hela koncernen, samt en detaljerad rapport om de sydostasiatiska tillgångarna och verksamheterna. Ledande befattningshavare deltog vidare vid behov i styrelsemöten för att presentera och rapportera om specifi ka frågor.
I styrelsens arbete under 2010 ingick strategiska överväganden angående tilltänkta avyttringar och förvärv av tillgångar samt avseende EnQuest- och Etrion-transaktionerna. Styrelsen behandlade fl era ledningsförslag, avseende bland annat väsentliga borriggsåtaganden och utbyggnadsplaner som skall inges, samt granskade och diskuterade revisorernas rapport avseende revisorernas arbete. Styrelsen övervakade fortlöpande bolagets verksamhet och fi nansiella ställning och godkände bolagets halvårs- och årsbokslutsrapporter. Styrelsen uppdaterades vidare löpande av bolagsledningen avseende bolagets verksamhet och fi nansiella ställning under 2010 och granskade och godkände 2011 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 2010, å styrelsens vägnar, en granskning av bolagsledningens, inklusive VD:s, arbete och prestationer, och presenterade resultaten därav vid ett styrelsemöte samt lade fram förslag till ersättning för VD och bolagsledningen. Varken VD eller övriga ledande befattningshavare var närvarande under dessa diskussioner.
En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes i november 2010. Med hjälp av en enkät till samtliga ledamöter undersöktes olika aspekter av styrelsearbetet och samtliga styrelseledamöter besvarade enkäten. De övergripande slutsatserna var:
» Styrelsens struktur
Styrelsen som helhet har den rätta kompetensen och bakgrunden för att hantera de frågor som bolaget ställs inför; sammansättningen av styrelsen och styrelsekommittéerna är lämplig; styrelsekommittéerna har tydliga ansvarsområden och uppgifter; det bör inte fi nnas begränsade mandattider eller en bestämd avgångspolicy.
» Styrelsemöten
Antalet styrelsemöten är lämpligt; mötena är välplanerade med tydliga dagordningar och styrelsen erhåller i allmänhet adekvat material inför styrelsemötena; ordföranden leder mötena på ett eff ektivt sätt och tiden utnyttjas eff ektivt under mötena; styrelseledamöterna förbereder sig inför mötena och bidrar med en konstruktiv diskussion; styrelsen lägger adekvat vikt vid konkurrensrelaterade, fi nansiella och andra utmaningar som bolaget möter och är delaktig på ett tillfredställande sätt i bestämmandet av bolagets strategi; styrelsen bevakar bolagets verksamhetsresultat och strategins implementering på ett eff ektivt sätt.
» Övrigt
Informationen som tillhandahålls mellan mötena är adekvat och ges i tid samt personalen och det relaterade stödet som ges till styrelsen och kommittéerna fungerar på ett tillfredsställande sätt; det fi nns i regel tillräcklig tid för kommittémöten och kommittérapporterna till styrelsen innehåller relevant information; nya ledamöter blir orienterade och informerade före styrelseuppdraget; utvärderingen av VD:s arbete är tillfredsställande; styrelsen är välorganiserad för att hantera en krissituation; att hålla styrelsemöten i olika regioner i samband med besök av orter där verksamhet bedrivs är positivt; styrelsen fokuserar på åtgärder som bidrar till att maximera aktieägarvärdet; styrelseledamöterna erhåller vederbörlig ersättning för sitt arbete.
Resultatet och slutsatserna av genomgången presenterades för valberedningen.
Styrelseordföranden och de övriga styrelseledamöterna arvoderas i enlighet med årsstämmans beslut. Årsstämman 2010 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 även att tilldela 100 000 SEK för varje kommittéuppdrag, dock begränsat till ett belopp om totalt 700 000 SEK för kommittéarbete. Därutöver beslutade årstämman 2010 att ett belopp om 2 500 000 SEK skulle fi nnas tillgängligt för arvodering av styrelseledamöter för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget.
Styrelsens ersättning beskrivs närmare i tabellen på sid 50–51 och noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 45 på sidan 89.
Styrelsen har etablerat en ersättningskommitté, en revisions-kommitté och en olje- och gasreservskommitté. Riktlinjerna för respektive kommittés arbete fi nns i styrelsens arbetsordning.
Ersättningskommittén har till uppgift att informera sig om, och förbereda styrelsens och årsstämmans beslut om, frågor som rör ersättningspolicyn och ersättning till VD och bolagsledningen. Kommitténs målsättning i bestämmandet om ersättning till bolagsledningen 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 utvärderar regelbundet bolagsledningens anställningsvillkor med hänsyn till personliga prestationer, ansvar, anställningstid och den ersättningsnivå som erbjuds av bolag inom samma industri.
Ersättningskommittén skall enligt riktlinjerna bestå av fyra styrelseledamöter som inte är anställda i bolaget. Kommitténs ledamöter under 2010 var William A. Rand, kommitténs ordförande, Lukas H. Lundin, Magnus Unger och Dambisa F. Moyo. Samtliga kommittéledamöter var oberoende i förhållande till bolaget och bolagsledningen. William A. Rand har varit ordförande i ersättningskommittén sedan dess grundande 2002 och har därmed omfattande erfarenhet i ersättningsfrågor. Även beaktat de skiftande bakgrunderna och erfarenheterna hos kommitténs ledamöter i allmänhet, har ersättningskommittén ingående kunskap och erfarenhet av frågor rörande ersättning till ledande befattningshavare. Ersättningskommittén hade fyra möten under 2010.
Revisionskommittén har till uppgift att bistå styrelsen i att se till bolagets fi nansiella rapporter upprättas i enlighet med årsredovisningslagen och redovisningsprinciper som är tillämpliga på ett svenskt bolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm. Revisionskommittén övervakar bolagets fi nansiella rapportering och eff ektiviteten av bolagets interna kontroller, internrevision och riskhantering. Revisionskommittén granskar, å styrelsens vägnar, bolagets kvartalsrapporter (första och tredje kvartalet), granskar och ger rekommendationer till styrelsen avseende bolagets halvårs- och årsbokslut och försäkrar sig om upprätthållandet och fullföljandet av bolagets interna kontrollsystem. Kommittén har regelbunden kontakt med koncernens externa revisorer som en del av den årliga revisionsprocessen och granskar även revisorsarvoden och revisorernas opartiskhet och självständighet. Vidare håller styrelsen möte minst en gång om året med revisorerna utan att bolagsledningen, däribland VD, är närvarande.
Revisionskommittén skall enligt riktlinjerna bestå av tre styrelseledamöter som inte är anställda i bolaget. Kommitténs ledamöter under 2010 var William A. Rand, kommitténs ordförande, Magnus Unger och Asbjørn Larsen. Samtliga ledamöter var oberoende i förhållande till bolaget och bolagsledningen, och Asbjørn Larsen var även oberoende i förhållande till bolagets större aktieägare. Asbjørn Larsens tidigare uppdrag inkluderar befattningen som fi nansdirektör och VD för ett norskt börsnoterat olje- och gasprospekteringsföretag och han har därmed omfattande erfarenhet i redovisnings- och revisionsfrågor. Revisionskommittén har hållit sex möten under 2010.
Mer information om revisionskommitténs arbete fi nns även i avsnittet om intern kontroll på sidorna 48–49.
I samband med att Lundin Petroleum-aktien noterades på Torontobörsen den 24 mars 2011 inrättade styrelsen under 2011 en olje- och gasreservskommitté i enlighet med gällande kanadensisk värdepapperslagstiftning.
Olje- och gasreservskommitténs uppgift är att granska och rapportera till styrelsen i ärenden som berör bolagets policies och rutiner för rapportering av olje- och gasreserver samt därtill relaterad information. National Instrument 51-101 (NI 51-101), utfärdad enligt gällande kanadensisk värdepapperslagstiftning, innehåller redovisningsföreskrifter för olje- och gasbolag och ålägger styrelsen vissa skyldigheter avseende bolagets efterlevnad av NI 51-101. Styrelsen kan i enlighet med NI 51-101 delegera vissa av sina skyldigheter till olje- och gasreservskommittén. Olje- och gasreservskommittén skall rapportera till styrelsen om bolagets rutiner för redovisning av olje- och gasreserver och andra liknande uppgifter, utnämning av den oberoende kvalifi cerade reservsrevisorn och om bolagets rutiner för att tillhandahålla uppgifter till den oberoende kvalifi cerade reservsrevisorn. Olje- och gasreservskommittén skall även träff a ledningen och den oberoende kvalifi cerade reservsrevisorn för att granska, och besluta om man ska rekommendera styrelsen att godkänna, redovisningen av reserver och annan olje- och gasinformation som skall lämnas årligen enligt NI 51-101.
Olje- och gasreservskommittén skall enligt direktiven bestå av styrelseledamöter, varav majoriteten skall vara oberoende enligt defi nitionen i NI 51-101. De ledamöter som utsågs i februari 2011 var Ian H. Lundin (kommitténs ordförande), och Asbjørn Larsen.
Bolagets koncernchef och VD, C. Ashley Heppenstall, som även är ledamot i styrelsen, är ansvarig för den löpande verksamheten i Lundin Petroleum. VD utses av, och rapporterar till, styrelsen och är även ansvarig för att tillse att styrelsen, i enlighet med styrelsens instruktioner till VD, erhåller all relevant information för att styrelsen skall ha möjlighet att fatta välgrundade beslut. VD biträds i sitt arbete av de övriga medlemmarna i koncernledningen samt den övriga bolagsledningen.
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 bolagsledningen. Områdescheferna rapporterar regelbundet till koncernledningen om samtliga kommersiella, tekniska, HSE-, fi nansiella och juridiska ärenden.
Ersättningar till bolagsledningen under 2010 och bolagets ersättningspolicy beskrivs i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 45 på sidorna 89–91.
Styrelsen inrättade 2009 en investeringskommitté för att bistå styrelsen i investeringsrelaterade beslut. Investeringskommitténs uppgifter inkluderar att granska och utvärdera investeringsförslag, årliga budgetar, tilläggsbudgetgodkännanden, åtaganden, återlämnande av licenser med mera, samt att granska och godkänna koncernens femåriga Asset Business Plan. Investeringskommittén rapporterar till styrelsen och består av koncernledningen, det vill säga bolagets VD, Chief Operating Offi cer (COO), Senior Vice President Operations (SVP Operations) och Chief Financial Offi cer (CFO).
I enlighet med aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och svensk kod för bolagsstyrning ansvarar styrelsen för bolagets interna kontroll. Rapporten om intern kontroll avlämnas av Lundin Petroleums styrelse och har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och är därmed begränsad till intern kontroll och riskhantering avseende fi nansiell rapportering. I rapporten beskrivs hur den interna kontrollen är organiserad, däremot diskuteras inte dess eff ektivitet.
Lundin Petroleums system för den interna kontrollen av fi nansiell rapportering består av fem huvudkomponenter, såsom beskrivs nedan, och baseras på det allmänt vedertagna ramverket för intern kontroll utgivet av Committee of Sponsoring Organisations of the Treadway Commission (COSO).
Systemet för den interna kontrollen av fi nansiell rapportering har utarbetats för att tillse att koncernens målsättning avseende fi nansiell rapportering uppfylls.
Lundins Petroleums mål för den fi nansiella rapporteringen 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 att inte uppfylla målen för den fi nansiella rapporteringen.
Den interna kontrollen av den fi nansiella rapporteringen är en kontinuerlig utvärdering av riskerna och kontrollaktiviteterna inom koncernen. Utvärderingsarbetet omfattar jämförelser såväl internt som externt. Denna utvärderingsprocess, och arbetet som följer därav, är en kontinuerlig process som omfattar förbättring av kontrollaktiviteter såsom rutiner, processer, information och kommunikation inom koncernen.
Lundin Petroleums styrelse har det övergripande ansvaret för att etablera ett eff ektivt system för intern kontroll. Revisionskommittén bistår styrelsen och förbereder ärenden avseende fi nansiell rapportering, intern kontroll och rapportering av fi nansiella risker. Kommittén övervakar även eff ektiviteten i internrevisionen, interna kontrollen och fi nansiella rapporteringen samt granskar alla fi nansiella delårs- och årsrapporter före publicering.
Lundin Petroleum har en intern revisionsfunktion vars huvudansvar är att med årliga tester säkerställa att det interna kontrollsystemet följs. Den interna revisionsfunktionen rapporterar till koncernens CFO och till styrelsens revisionskommitté. Styrelsen erhåller också regelbundet fi nansiella rapporter. Ärenden avseende koncernens fi nansiella ställning och utveckling diskuteras på varje möte.
Ansvaret för att upprätthålla en eff ektiv kontrollmiljö och det löpande arbetet med intern kontroll och riskhantering har delegerats till bolagets VD i samarbete med bolagsledningen på olika nivåer. Utvecklingen och genomförandet av ett gemensamt ramverk med förenliga policies, riktlinjer och rutiner, som en del av att förstärka ledningen och kontrollfunktionen, är en kontinuerlig process. Dessa interna policies, riktlinjer och rutiner utgör tillsammans med lagar och externa regelverk kontrollmiljön, som är grunden för den interna kontrolloch riskhanteringsprocessen. Samtliga medarbetare skall följa dessa policies, riktlinjer och rutiner inom sitt eget kontroll- och riskhanteringsområde.
Varje år genomför Lundin Petroleum en riskbedömning. Riskbedömningen inkluderar identifi ering, källsökning och mätning av risken för väsentliga felaktigheter i den fi nansiella rapporteringen och redovisningssystemen i koncernen. För ytterligare detaljer avseende olika risker, se avsnittet Riskfaktorer på sidan 56.
Som en del i riskbedömningen under 2010 har Lundin Petroleum granskat och analyserat riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen och 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 samt skatt, fi nansverksamhet och likviditetshantering, fi nansiell rapportering och informationssystem. Efter identifi ering och utvärdering av en risk implementeras en kontrollaktivitet för att minimera riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen. Dessa risker dokumenteras i en koncerngemensam riskkarta. Slutsatserna av riskbedömningen rapporteras till bolagsledningen och styrelsen genom revisionskommittén.
Ekonomiavdelningen är ansvarig för koncernräkenskaperna, koncernrapporterna och för ekonomiska och administrativa kontrollsystem. Olika kontrollaktiviteter ingår i den fi nansiella rapporteringsprocessen för att säkerställa att den fi nansiella rapporteringen ger en korrekt och rättvisande bild vid varje rapporteringsdatum samt att verksamheten bedrivs eff ektivt. Kontrollaktiviteterna sträcker sig från bolagsledningens granskning av resultat till specifi ka kontoavstämningar och analys av de fi nansiella rapporteringsprocesserna. Det yttersta ansvaret för att säkerställa att kontrollaktiviteterna är korrekta och följer koncernens policies ligger hos områdeschefer i koncernens bolag.
Val av kontrollaktiviteter beror på typen av risk och resultatet av en kostnads- och fördelsanalys. Utvecklade kontrollaktiviteter inom Lundin Petroleum omfattar processer för godkännande av transaktioner, avstämningar, uppföljning av rörelseresultat, tillgångars säkerhet, särskiljande av arbetsuppgifter, policies, riktlinjer och rutiner samt informationssystem.
Som en del av kontrollaktiviteterna har följande dokument utfärdats:
Vidare har investeringskommittén bildats för att bistå styrelsen med att övervaka koncernens investeringsbeslut och för att ge rekommendationer till styrelsen vid behov. Investeringskommittén håller möten minst två gånger per månad.
Den interna revisionsfunktionen utför regelbundna riskanalyser och revisioner samt samordnar joint venture revisionerna inom koncernen. Olje- och gasindustrin kännetecknas av att företag delar kostnader och risker genom joint venture-avtal. Joint venture-partners har rätt att utföra revision hos den partner som är operatör. För att säkerställa att redovisningsrutinerna följs och kostnaderna redovisas i enlighet med samarbetsavtalet när bolaget inte är operatör, genomför Lundin Petroleum regelbundna revisioner av joint ventures.
Att sprida relevant information på alla nivåer inom koncernen och till berörda externa parter är en viktig del av den interna kontrollen. Den av styrelsen godkända kommunikationspolicyn beskriver hur, av vem och på vilket sätt extern information skall publiceras.
Finansiell information off entliggörs i följande former:
Policies, riktlinjer och rutiner, till exempel manualen för principer för koncernredovisning, riktlinjerna för auktorisering och fi nansoch redovisningsmanualen kommuniceras regelbundet till alla anställda och är tillgängliga via interna nätverk.
Uppföljningen av Lundin Petroleums fi nansiella rapportering utförs av styrelsen, koncernledningen, internrevisionsfunktionen och övriga anställda på olika tjänster inom koncernen. Den operationella uppföljningen omfattar månatliga och kvartalsvisa uppföljningar av resultat mot budget och prognos och utförs av ekonomiavdelningen på koncern och lokal nivå. Uppföljning och rapportering görs även av den interna revisionsfunktionen som bistår styrelsen med objektivt stöd i frågor avseende intern kontroll genom att undersöka väsentliga riskområden och göra granskningar inom fastställda områden. En viktig uppgift för internrevisionsfunktionen är att följa upp att resultaten från tidigare års granskningar har åtgärdats.
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 vid fi nansiell rapportering, samt ändringar av dessa principer. Revisionskommitténs möten protokollförs och protokollen tillhandahålls styrelsen och de externa revisorerna. Styrelsens arbetsordning innehåller utförliga anvisningar avseende vilken typ av interna fi nansiella rapporter som skall lämnas till styrelsen.
| Namn | Ian H. Lundin | C. Ashley Heppenstall | Asbjørn Larsen | Lukas H. Lundin |
|---|---|---|---|---|
| Funktion | Styrelseordförande (sedan 2002) |
Koncernchef och VD, styrelseledamot |
Ledamot | Ledamot |
| Vald | 2001 | 2001 | 2008 | 2001 |
| Född | 1960 | 1962 | 1936 | 1958 |
| Utbildning | Bachelor of Science examen, petroleumingenjör, från University of Tulsa. |
Bachelor of Science examen i matematik från Durham University. |
Norska Handelshögskolan (NHH). |
Examen från New Mexico Institute of Mining, Technology and Engineering. |
| Erfarenhet | Ian H. Lundin var tidigare VD i International Petroleum Corp under 1989–1998, i Lundin Oil under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
C. Ashley Heppenstall var tidigare CFO i Lundin Oil under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
Asbjørn Larsen var CFO i Saga Petroleum under 1978–1979 och VD i Saga Petroleum under 1979–1998. |
Lukas H. Lundin har haft ett fl ertal nyckelpositioner i bolag där familjen Lundin är storägare. |
| Nuvarande styrelseuppdrag | Styrelseordförande i Etrion Corporation och Bukowski Auktioner AB |
Ledamot i Etrion Corporation, Vostok Nafta Investment Ltd och Gateway Storage Company Limited |
Styrelseordförande i Belships ASA, vice styrelseordförande i Saga Fjordbase AS, ledamot i Selvaag Gruppen AS, GreenStream Network Oyj, The Montebello Cancer Rehabilitation Foundation och The Tom Wilhelmsen Foundation |
Styrelseordförande i Lundin Mining Corp, Vostok Nafta Investment Ltd, Denison Mines Corp., Lucara Diamond Corp, NGEx Resources Inc., Atacama Minerals Corp och Lundin for Africa, ledamot i Kinross Gold Corp, Fortress Minerals Corp och Bukowski Auktioner AB |
| Aktieinnehav i Lundin Petroleum (per den 31 december 2010) |
01 | 1 391 283 | 12 000 | 788 3314 |
| Incitamentsprogram | – | Se tabell på sid 52 | – | – |
| Deltagande i styrelsemöten | 7/7 | 7/7 | 7/7 | 7/7 |
| Deltagande i revisions kommitténs möten |
6/6 | |||
| Deltagande i ersättningskommitténs möten |
3/4 | |||
| Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
800 000 SEK (111 182 USD) |
0 | 500 000 SEK (69 489 USD) |
500 000 SEK (69 489 USD |
| Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget 7 |
1 685 059 SEK (234 186 USD) |
0 | 0 | 0 |
| Oberoende av bolaget och bolagsledningen 8 |
Ja1 | Nej3 | Ja | Ja |
| Oberoende av bolagets större aktieägare 8 |
Nej2 | Nej3 | Ja | Nej4 |
1 Ian H. Lundin har regelbundet blivit engagerad av bolagsledningen för uppdrag som faller utanför det sedvanliga styrelsearbetet till exempel i samband med bolagets större transaktioner. Enligt valberedningens mening är han trots dessa åtaganden oberoende av bolaget och bolagsledningen.
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.
| Dambisa F. Moyo | William A. Rand | Magnus Unger | Namn |
|---|---|---|---|
| Ledamot | Ledamot | Ledamot | Funktion |
| 2009 | 2001 | 2001 | Vald |
| 1969 | 1942 | 1942 | Född |
| 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 in Washington D.C. |
Commerce examen (ekonomi) från McGill University och juristexamen från Dalhousie University, Master of Laws examen i internationell rätt från London School of Economics. |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. |
Utbildning |
| Dambisa F. Moyo arbetade som konsult för Världsbanken under 1993–1995 och hos Goldman Sachs under perioden 2001–2008. |
William A. Rand praktiserade juridik i Kanada fram till 1972 varefter han var med och bildade ett investmentbolag och fortsatte inom det privata näringslivet. |
Magnus Unger var vice VD inom Atlas Copco gruppen under 1988–1992. |
Erfarenhet |
| Ledamot i SABMiller, Barclays plc, Barclays Bank plc och Room to Read |
Ledamot i Lundin Mining Corp, Vostok Nafta Investment Ltd, Denison Mines Corp., New West Energy Services Inc. och NGEx Resources Inc. |
Ledamot i Black Earth Farming Ltd. och CAL-Konsult AB |
Nuvarande styrelseuppdrag |
| 0 | 120 441 | 50 000 | Aktieinnehav i Lundin Petroleum (per den 31 december 2010) |
| – | – | – | Incitamentsprogram |
| 6/7 | 7/7 | 6/7 | Deltagande i styrelsemöten |
| 6/6 | 6/6 | Deltagande i revisions kommitténs möten |
|
| 4/4 | 4/4 | 4/4 | Deltagande i ersättningskommitténs möten |
| 500 000 SEK (69 489 USD) |
600 000 SEK (83 387 USD) |
600 000 SEK (83 387 USD) |
Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
| 0 | 0 | 100 000 SEK (13 898 USD) |
Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget 7 |
| Ja | Ja | Ja | Oberoende av bolaget och bolagsledningen 8 |
| Ja | Nej5 | Nej6 | Oberoende av bolagets större aktieägare 8 |
5 Enligt valberedningens mening skall William A. Rand inte anses vara oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i bolag där familjen Lundin, genom en familjetrust, äger tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
6 Enligt valberedningens mening skall Magnus Unger inte anses vara oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han hade styrelseuppdrag i bolag där familjen Lundin, genom en familjetrust, äger tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
7 Dessa ersättningar som betalats under 2010 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2010.
8 Nya regler avseende styrelseledamöters oberoende introducerades under 2010 och valberedningen kommer att beakta de nya reglerna i förslagen som läggs fram på årsstämman 2011 och i rapporten som kommer att publiceras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman 2011.
| Namn | C. Ashley Heppenstall | Alexandre Schneiter | Geoff rey Turbott | Chris Bruijnzeels |
|---|---|---|---|---|
| Funktion | Koncernchef & VD, styrelseledamot |
Executive Vice President och Chief Operating Offi cer |
Vice President Finance och Chief Financial Offi cer |
Senior Vice President Operations |
| Anställd i Lundin Petroleum sedan |
2001 | 2001 | 2001 | 2003 |
| Född | 1962 | 1962 | 1963 | 1959 |
| Utbildning | Bachelor of Science examen i matematik från Durham University. |
Examen i geologi från University of Geneva samt en masters i geofysik. |
Medlem i förbundet för auktoriserade revisorer i Nya Zeeland. |
Ingenjörsexamen i gruvdrift från University of Delft. |
| Erfarenhet | C. Ashley Heppenstall var tidigare CFO i Lundin Oil under perioden1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
Alexandre Schneiter har arbetat med publika bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993. |
Geoff rey Turbott har arbetat med publika bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1995. |
Chris Bruijnzeels arbetade på Shell International under perioden 1985-1998 i fl era befattningar som reservoaringenjör och hos PGS Reservoir Consultants under perioden1998–2003 som Principle Reservoir Engineer och Director Evaluations. |
| Styrelseuppdrag | Ledamot i Etrion Corporation, Vostok Nafta Investment Ltd och Gateway Storage Company Limited |
Ledamot i ShaMaran Petroleum Corp, EnQuest plc och Swiss Sailing Team AG |
Inga | Inga |
| Aktieinnehav i Lundin Petroleum (per den 31 december 2010) |
1 391 2831 | 223 133 | 60 000 | 21 333 |
| Teckningsoptioner | – | – | – | – |
| Syntetiska optioner (efter omräkning till följd av EnQuest plc och Etrion Corporation utdelningarna) |
2 062 848 | 1 512 755 | 962 662 | 962 662 |
1 Aktieinnehav och delägande i företag med vilka Lundin Petroleum har väsentliga aff ärsrelationer; Etrion Corporation: 3 317 629
Stockholm, 7 april 2011
Styrelsen i Lundin Petroleum AB (publ)
Det är styrelsen som har ansvaret för bolagsstyrningsrapporten för år 2010 på sidorna 41–53 och för att den är upprättad i enlighet med årsredovisningslagen. Som underlag för vårt uttalande om att bolagsstyrningsrapporten har upprättats och är förenlig med årsredovisningen och koncernredovisningen, har vi läst bolagsstyrningsrapporten och bedömt dess lagstadgade innehåll baserat på vår kunskap om bolaget.
Vi anser att en bolagsstyrningsrapport har upprättats och att dess lagstadgade information är förenlig med årsredovisningen och koncernredovisningen.
Stockholm, 7 april 2011
Huvudansvarig revisor Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor PricewaterhouseCoopers AB PricewaterhouseCoopers AB
Lundin Petroleums aktie är noterad på Large Cap-listan på NASDAQ OMX (OMX) i Stockholm, Sverige. Lundin Petroleums aktie utgör en del av OMX 30 indexet vid OMX Stockholm, Sverige. Den 24 mars 2011 noterades Lundin Petroleums aktie på Torontobörsen, Kanada (TSX) .
Handel i Lundin Petroleums aktie sker på OMX. Börsvärdet per den 31 december 2010 var 26 017 MSEK.
Under året omsattes totalt 543 156 miljoner aktier vid OMX till ett värde om cirka 27 421 MSEK. Ett genomsnitt på 2 146 859 aktier omsatts dagligen vid OMX i Stockholm.
Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2010 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 46 på sidorna 91–92. 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.
Den 24 maj 2010 beslutade styrelsen att ge koncernledningen mandat att återköpa av aktier i Lundin Petroleum på OMX. Under detta mandat återköptes 2 417 926 av egna aktier under juni och juli 2010.
Per den 31 december 2010 höll Lundin Petroleum 6 882 638 av egna aktier i eget förvar.
Årsstämman 2010 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 tio procent.
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 oljeoch 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.
Sedan bildandet av bolaget i maj 2001 fram till och med den 31 december 2010 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 |
Fördelningen av aktieägandet i Lundin Petroleum tillhandahållet av Euroclear Sweden per den 31 december 2010.
| Storleksklasser | Andel av antal | |
|---|---|---|
| per den 31 december 2010 | Antal aktieägare | aktier, % |
| 1-500 | 25 842 | 1,47 |
| 501-1 000 | 6 017 | 1,61 |
| 1 001-10 000 | 6 451 | 6,10 |
| 10 001-50 000 | 669 | 4,50 |
| 50 001-100 000 | 102 | 2,29 |
| 100 001- 500 000 | 134 | 9,54 |
| 500 001 - | 88 | 74,49 |
| Summa | 39 303 | 100,00 |
Lundin Petroleum hade 39 303 aktieägare per den 31 december 2010. Institutionella investerares aktieinnehav uppgick till 85,0 procent. Utländska aktieägare uppgick till 56,8 procent.
| De 15 största aktieägarna | Andel av antal | |
|---|---|---|
| per den 31 december 2010 | Antal aktier | aktier, % |
| Lorito Holdings Ltd | 76 342 895 | 24,01 |
| Swedbank Robur | 13 163 483 | 4,14 |
| Landor Participations Inc. | 12 038 956 | 3,79 |
| Zebra Holdings Ltd. | 10 844 643 | 3,41 |
| Handelsbanken fonder | 8 342 829 | 2,62 |
| Lundin Petroleum AB | 6 882 638 | 2,16 |
| LGT Bank in Liechtenstein Ltd | 6 030 083 | 1,90 |
| SEB Investment Management | 5 833 426 | 1,83 |
| AFA Försäkring | 5 649 074 | 1,78 |
| Första AP-fonden | 5 623 212 | 1,77 |
| Andra AP-fonden | 5 540 335 | 1,74 |
| Fjärde AP-fonden | 4 464 270 | 1,40 |
| Nordea Investment funds | 3 755 492 | 1,18 |
| Lannebo fonder | 3 663 800 | 1,15 |
| Skandia | 3 652 418 | 1,15 |
| Övriga aktieägare | 146 083 026 | 45,95 |
| Summa | 317 910 580 | 100,00 |
De 15 största aktieägarna registrerade hos Euroclear Sweden (Värdepapperscentralen).
Lorito Holdings Ltd. är ett investmentbolag som helägs av en Lundinfamiljetrust. - Landor Participations Inc. är ett investmentbolag som helägs av en trust, vars stiftare
(settler) är Ian H. Lundin.
Daglig volym (genomsnitt per månad) Lundin Petroleum AB (LUPE) aktiekurs (dagligt genomsnitt per månad)
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 34–40, 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 21 på sidorna 84–86 i den fi nansiella rapporten.
Risker i fi nansiell rapportering är beskrivna i Internkontrollrapporten på sidorna 48–49, samt i Vår Marknad, sidorna 18–19.
LUNDIN PETROLEUM AB (PUBL) ORG NO. 556610-8055
(N) Nederländerna (Sw) Schweiz
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. 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 och utveckling. Koncernen har fi lialer i fl ertalet av de områden där verksamhet bedrivs. Moderbolaget har inga utländska fi lialer.
Under det första kvartalet 2010 meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att genomföra en avknoppning av verksamheten i Storbritannien. Den faktiska avknoppningen genomfördes den 6 april 2010 med försäljningen av verksamheten i utbyte mot aktier i det nybildade bolaget EnQuest plc och Lundin Petroleums aktieägare erhöll utdelningen av EnQuests aktier den 9 april 2010. Resultatet från verksamheten i Storbritannien konsoliderades i Lundin Petroleums redovisning till och med det första kvartalet 2010 och redovisas som avyttrad verksamhet. För detaljer hänvisas till koncernens not 13.
Den 12 november 2010, i samband med noteringen av Etrion Corporation aktien på NASDAQ OMX Stockholm, delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion till Lundin Petroleums aktieägare. Etrions resultat har konsoliderats fram till dagen för utdelningen.
Den 29 december 2010 fullbordade Lundin Petroleum försäljningen av sina icke producerande intressen i Salawati Basin och Salawati Island tillgångarna i Indonesien till RH Petrogas.
Lundin Petroleums nettoproduktion under tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2010 (rapporteringsperiod) var i genomsnitt 12 900 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), från Alvheimfältet, off shore Norge (Lundin Petroleums licensandel (l.a.) 15%). Alvheimfältet har producerat sedan juni 2008 och fortsätter att producera över förväntan. Den utmärkta reservoarprestandan har resulterat i ökade bruttoreserver under 2010 till 276 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe). Fas 2 av Alvheims utbyggnadsborrningar påbörjades under andra kvartalet 2010, och innefattar fem multi-laterala borrningar. Den första borrningen i fas 2 började producera i slutet av 2010 med tre borrningar som kommer att borras under 2011 och en ytterligare borrning 2012. Genomsnittlig utvinningskostnad för Alvheimfältet var under 3,50 USD per fat under rapporteringsperioden.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Volundfältet (l.a. 35%) uppgick till 5 300 boepd för rapporteringsperioden. De två första utbyggnadsborrningarna (en producerande och en vatteninjicerande) på Volundfältet slutfördes med framgång under 2009 men på grund av begränsningar i produktionskapaciteten på Alvheim FPSO började den första produktionsborrningen inte producera förrän i april 2010. Fas 2 av Volunds utbyggnadsborrningar, vilken innefattade ytterligare två multi-laterala borrningar, slutfördes med framgång under tredje kvartalet 2010. Det resulterade i att Volundfältets produktion ökade till 9 700 boepd, netto, under fj ärde kvartalet, vilket är över Volundfältets garanterade kapacitet på Alvheim FPSO om 8 700 boepd.
I oktober 2009 off entliggjordes en ny fyndighet på strukturen Marihøne i PL340 (l.a. 15%). Fyndigheten uppskattas innehålla utvinningsbara resurser om 20 MMboe. Denna fyndighet har ändrat namn till Bøyla
och för tillfället pågår en utveckling av planer för en utbyggnad med undervattensåterkoppling till Alvheim FPSO.
Den 15 februari 2011, meddelade Lundin Petroleum att prospekteringsborrningen (24/9-10S) och sidledsborrningen (24/9-10A), belägna i produktionslicensen PL340B cirka 31 kilometer söder om Alvheim FPSO har avslutats med framgång. Ett omfattande datainsamlingsprogram har genomförts. Preliminärt intervall av bruttoresurser för fyndigheten Caterpillar är uppskattade till mellan 5 och 12 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe). Utbyggnadsstudier för Bøylafältets återkoppling till Alvheim FPSO fortskrider. Fyndigheten Caterpillar belägen åtta kilometer sydost om Bøyla kommer med största sannolikhet att byggas ut som en del av Bøylas utbyggnadskoncept.
Lunofältet i PL338 (l.a. 50%) upptäcktes 2007 och har därefter utvärderats med ytterligare två borrningar. Resultatet från utvärderingsborrningarna har inkluderats i den reservoarmodell som används vid planering av utbyggnad och har resulterat i en uppgradering av de 95 MMboe bevisade och sannolika (2P) bruttoreserver till 148 MMboe för Lunofältet. Reserverna har uppskattats av certifi eringsbolaget Gaff ney, Cline & Associates. Arbetet med konceptuella utbyggnadsstudier för Lunofältet som ett fristående utbyggnadsprojekt är slutförda.
I december 2010 gjordes ytterligare en fyndighet i PL338 på Apollostrukturen. Apollo är belägen endast 5 km från Lunofältet och innehåller uppskattade utvinningsbara resurser, brutto, på mellan 15 och 65 MMboe i PL338 i både Paleocene och Krita reservoarer. Fyndigheten kommer att utvärderas under 2012 och troligtvis sedan byggas ut via Lunoanläggningen.
En prospekteringsborrning i PL501 (l.a. 40%) med målsättning Avaldsnesstrukturen genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010 och resulterade i en fyndighet. Produktionstester bekräftade utmärkta reservoarkaraktäristika och borrningen fl ödade vid begränsade produktionsnivåer om cirka 5 000 bopd. Avaldsnesstrukturen uppskattas innehålla utvinningsbara resurser om 100 till 400 MMboe, brutto, inom licensen PL501 och uppskattas kontrolleras av en förkastning som sträcker sig in i PL265 (l.a. 10%). Utvärderingen av Avaldsnesfyndigheten kommer att påbörjas under det första halvåret 2011 med genomförande av två utvärderingsborrningar i PL501. Ytterligare en borrning kommer att genomföras under 2011 av Statoil, operatör för PL265, för att testa förlängningen av strukturen Avaldsnes in i PL265. Den delen av Avaldsnesstrukturen som är belägen i PL265 har fått namnet Aldous Major South. Avaldsnesfyndigheten har med framgång bekräftat migration av kolväten till den östra delen av Utsira High. Detta har en positiv inverkan på prospekteringspotentialen för det större Lunoområdet och som ett resultat kommer ytterligare prospekteringsborrningar att genomföras under 2011 på strukturen Tellus i PL338 (l.a. 50%) (borrad under första kvartalet 2011) och strukturen Aldous Major North (tidigare kallad Torvestad) i PL265/PL501 följt av troliga borrningar i PL359 (l.a. 40%) och PL410 (l.a. 70%) 2012.
Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 med förväntad produktionsstart i slutet av 2011. Gaupefältet med BG Group som operatör har uppskattade bruttoreserver om cirka 31 MMboe och förväntas producera 5 000 boepd, netto Lundin Petroleum vid platåproduktion.
Utbyggnadsplanering pågår för Nemofältet i PL148 (l.a. 50%) och Krabbefältet i PL301 (l.a. 40%). Val av konceptlösning har genomförts för Nemofältet och villkorat av de slutliga kommersiella förhandlingarna förväntas det att en utbyggnadsplan kommer att lämnas in under 2011.
I januari 2011 tilldelades Lundin Petroleum tio prospekteringslicenser i 2010 års licensrunda APA, av vilka sex med Lundin Petroleum som operatör.
Under 2010 genomfördes prospekteringsborrningar på strukturerna Frusalen i PL476 (l.a. 30%), Barchan PL400 (l.a. 50%) och Norall i PL409 (l.a. 40%), vilka avslutades som torra borrningar, samt en borrning på Luno Highstrukturen i PL359 (l.a. 40%) som avslutades som icke-kommersiell.
I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2 450 boepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 750 boepd för rapporteringsperioden. Renoveringen av Grandvillefältet i Paris Basin, vilken innefattar åtta nya utbyggnadsborrningar och installation av nya produktionsanläggningar, har påbörjats.
Gasproduktionen för Nederländerna var i genomsnitt 2 050 boepd för rapporteringsperioden, vilket var över förväntan.
Prospekteringsborrningen De Hoeve-1 i Gorredijklicensen, onshore (l.a. 7,75%), genomfördes med framgång under första kvartalet 2010 och resulterade i en gasfyndighet.
Insamlingen av 3D seismik slutfördes tredje kvartalet 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%).
Den 6 april 2010 slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av verksamheten i Storbritannien till EnQuest plc, ett nybildat bolag med fokus på den brittiska Nordsjön.
Lundin Petroleums nettoproduktion i Storbritannien ingick endast i det första kvartalet 2010 och uppgick i genomsnitt till 2 250 boepd under rapporteringsperioden.
Salawati Island och Basin (Papua) Nettoproduktionen från Salawati (Salawati Island l.a. 14,5% och Salawati Basin l.a. 25,9%) var 2 000 boepd för rapporteringsperioden.
I december 2010 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av licensandelarna i Salawati till RH Petrogas (RHP). Köpeskillingen för försäljningen var 37,1 MUSD plus en tilläggsbetalning om 3,9 MUSD om vissa framtida utbyggnader av fält kommer att ske.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Singa gasfält (l.a. 25,9%) uppgick under rapporteringsperioden till 400 boepd. Produktionen från Singafältet påbörjades under andra kvartalet 2010. Bruttoproduktionen från den första producerade borrningen är cirka 20 miljoner standard kubik fot per dag (MMscfd) av gas till försäljning och begränsas av anläggningens kapacitet till följd av högre produktion av fl ytande kolväten än förväntat.
En anläggning för att avlägsna fl ytande kolväte planeras att installeras och fram till dess kommer produktionen att förbli begränsad. Bruttoproduktionen förväntas öka till platånivå om 50 MMscfd till följd av ytterligare utbyggnadsborrningar. Gasförsäljningsavtalet som ingåtts för Singa med PT PLN (Persoro), ett indonesiskt statligt ägt elbolag, reviderades i februari 2010 för att innefatta ett ökat gaspris och initialt tillåta PT PGN (Persero), en indonesisk statlig gasdistributör, att köpa produktion från Singafältet. Gasförsäljningsavtalet med PT PGN (Persoro) undertecknades i april 2010. Det genomsnittliga gaspriset för båda avtalen är på över 5 USD per miljoner British thermal units (MMbtu).
Ett insamlingsprogram för 2D seimsik på 474 km påbörjades över Rangkasblocket (l.a. 51%) 2010 och avslutades under det första kvartalet 2011.
Ett 3D seismik program på 975 km2 över licenserna Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under april 2010 och bearbetning pågår. Ytterligare insamling av 1 500 km 2D seismik på Cakalang förväntas att slutföras under 2011.
Ett nytt produktionsdelningskontrakt för South Sokang blocket skrevs under i december 2010 (l.a. 60%).
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. Bearbetning och tolkning av seismisk data har identifi erat ett antal potentiella borrbara strukturer för kommande borrprogram 2011/2012. Fem prospekteringsborrningar förväntas att genomföras under nästa år med början i april 2011. En jack-up rigg har säkrats för borrprogrammet.
2010 undertecknade Lundin Petroleum ett nytt produktionsdelningskontrakt för blocken SB307 och SB308 (l.a. 42,5%) off shore Sabah. Insamling av 330 km2 3D över blocken SB307 och SB308 slutfördes under andra kvartalet 2010.
Prospekteringsborrningen på strukturerna Hoa-Hong-1X och Hoa Dao High på block 06/94 (l.a. 33,33%) slutfördes under 2010. Båda borrningarna har pluggats igen efter att ha antingen varit torra eller inte påträff at kommersiella mängder gas.
Nettoproduktionen av olja från Ryssland för rapporteringsperioden var 3 600 boepd.
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i Norra Kaspien gjordes 2008 ett betydande fynd på Morskayafältet. Fyndigheten, som på grund av att den är belägen off shore, anses som strategisk av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent innan utbyggnad sker. Under 2010 slutfördes insamling av 103 km2 3D seismik i Laganskyblocket som har som målsättning nya prospekteringsborrningar.
Produktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) var i genomsnitt 1 000 boepd, netto för rapporteringsperioden. Produktionen från Oudnafältet fortsätter att överträff a förväntningarna.
Prospekteringsborrningar förväntas genomföras under 2011 med en borrning i Block Marine XIV (l.a 21,55%) och ytterligare en borring i Block Marine XI (l.a. 18,75%).
Resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 (rapporteringsperioden), inklusive avyttrad verksamhet uppgick till 498,5 MUSD (-537,1 MUSD). Resultatet inklusive avyttrad verksamhet, hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 511,9 MUSD (-411,3 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 1,64 USD (-1,31 USD).
Lundin Petroleum uppvisar ett resultat för rapporteringsperioden om 129,5 MUSD (-545,8 MUSD), exklusive avyttrad verksamhet. Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare, exklusive avyttrad verksamhet uppgick till 142,9 MUSD (-420,0 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,46 USD ( -1,34 USD).
Operativt kassafl öde för rapporteringsperioden uppgick till 598,6 MUSD (471,9 MUSD), inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande operativt kassafl öde per aktie, efter full utspädning, om 1,92 USD (1,51 USD). För rapporteringsperioden uppgick resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) till 635,6 MUSD (486,2 MUSD), inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 2,04 USD (1,55 USD).
Produktionen för rapporteringsperioden uppgick till 11 940,0 tusen fat oljeekvivalenter (Mboe) (13 931,7 Mboe), inklusive avyttrad verksamhet, vilket motsvarar 32,7 Mboe per dag (Mboepd) (38,2 Mboepd) och omfattar nedanstående:
| Produktion | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| - Kvantitet i Mboe | 6 629,8 | 5 060,9 |
| - Kvantitet i Mboepd | 18,2 | 13,9 |
| Frankrike | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 160,8 | 1 249,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,2 | 3,4 |
| Nederländerna | ||
| - Kvantitet i Mboe | 756,7 | 759,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,1 | 2,1 |
| Indonesien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 887,1 | 896,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,4 | 2,4 |
| Ryssland | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 321,2 | 1 890,0 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,6 | 5,2 |
| Tunisien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 372,2 | 494,9 |
| - Kvantitet i Mboepd | 1,0 | 1,4 |
| Summa från kvarvarande verksamhet | ||
| - Kvantitet i Mboe | 11 127,8 | 10 350,6 |
| - Kvantitet i Mboepd | 30,5 | 28,4 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande i Ryssland |
||
| - Kvantitet i Mboe | – | 162,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | – | 0,4 |
| Summa från kvarvarande verksamhet exkl. innehav utan bestämmande infl ytande |
||
| - Kvantitet i Mboe | 11 127,8 | 10 188,4 |
| - Kvantitet i Mboepd | 30,5 | 28,0 |
| Summa från avyttrad verksamhet | ||
| - Kvantitet i Mboe | 812,2 | 3 743,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,2 | 10,2 |
| Summa exklusive innehav utan bestämmande | ||
| infl ytande | ||
| - Kvantitet i Mboe | 11 940,0 | 13 931,7 |
| - Kvantitet i Mboepd | 32,7 | 38,2 |
Under 2009 konsoliderade Lundin Petroleum två ryska dotterbolag, över vilka bolaget utövade kontroll, med den icke-ägda andelen redovisad som innehav utan bestämmande infl ytande. Den genomsnittliga produktionen i Ryssland för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2009 uppgick till 4,8 Mboepd med hänsyn tagen till den av Lundin Petroleum ägda andelen. Under den andra delen av 2009 avyttrade Lundin Petroleum de två ryska dotterbolagen.
Antalet producerade fat under en period kan avvika från antalet sålda fat beroende på fl era orsaker. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och i pipeline. Andra skillnader kan uppkomma som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av produktionsdelningskontrakt.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 785,2 MUSD (567,5 MUSD) och beskrivs i not 1. Lundin Petroleums erhållna genomsnittspris per fat oljeekvivalenter uppgick till 72,26 USD (57,16 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden 2010 uppgick till 79,50 USD (61,67 USD) per fat.
Försäljning för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Genomsnittspris per boe i USD | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| - Kvantitet i Mboe | 6 712,5 | 5 200,1 |
| - Genomsnittspris per boe | 77,93 | 60,48 |
| Frankrike | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 168,0 | 1 277,9 |
| - Genomsnittspris per boe | 79,35 | 60,94 |
| Nederländerna | ||
| - Kvantitet i Mboe | 756,7 | 759,3 |
| - Genomsnittspris per boe | 44,37 | 50,49 |
| Indonesien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 607,7 | 609,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 65,31 | 60,58 |
| Ryssland | ||
| - Kvantitet i Mboe | 1 290,0 | 1 976,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 51,65 | 37,64 |
| Tunisien | ||
| - Kvantitet i Mboe | 382,6 | 465,5 |
| - Genomsnittspris per boe | 77,15 | 54,72 |
| Summa från kvarvarande verksamhet | ||
| - Kvantitet i Mboe | 10 917,5 | 10 288,6 |
| - Genomsnittspris per boe | 71,92 | 55,16 |
| Summa från avyttrad verksamhet | ||
| - Kvantitet i Mboe | 814,4 | 3 630,8 |
| - Genomsnittspris per boe | 76,82 | 62,83 |
| Summa | ||
| - Kvantitet i Mboe | 11 731,9 | 13 919,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 72,26 | 57,16 |
Oljan som produceras i Ryssland säljs antingen på den inhemska ryska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen såldes under rapporteringsperioden 40 procent (40 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 76,17 USD (57,23 USD) per fat och återstående 60 procent (60 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 34,98 USD (24,67 USD) per fat.
Övriga rörelseintäkter uppgick till 13,4 MUSD (4,3 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 9,3 MUSD (– MUSD) av intäkter hänförliga till Etrions solenergiverksamhet. I övriga rörelseintäkter ingår även tariffi ntäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Produktionskostnaderna uppgick för perioden till 157,1 MUSD (155,3 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats i den kvarvarande olje- och gas verksamheten framgår av nedanstående uppställning.
| i USD per boe | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 8,63 | 9,22 |
| Tariff - och transportkostnader | 1,57 | 1,52 |
| Royalty och direkta skatter | 3,74 | 3,96 |
| Förändringar i lager/överuttag | -0,31 | 0,01 |
| Övriga kostnader | 0,38 | 0,30 |
| Totala produktionskostnader | 14,01 | 15,01 |
| Avskrivningar | 12,85 | 11,41 |
| Total kostnad per boe | 26,86 | 26,42 |
Utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 96,1 MUSD, vilket var i linje med 95,4 MUSD för jämförelseperioden. Produktionsvolymen var 8 procent högre än under 2009 vilket resulterade i lägre produktionskostnader per fat jämfört med jämförelseperioden som uppgick till 95,4 MUSD. Utvinningskostnaderna per fat för rapporteringsperioden uppgick till 8,63 USD per fat, vilket är väsentligt lägre än riktpriset om 10,35 USD per fat som initialt meddelats marknaden för den kvarvarande verksamheten för 2010, vilket beror på högre produktion och lägre kostnader. Utvinningskostnaderna förväntas att i genomsnitt ligga på denna låga nivå under 2011.
Tariff - och transportkostnaderna uppgick till 17,4 MUSD vilket är 11 procent högre än 15,7 MUSD föregående år. Ökningen beror främst på det ökade produktionsvolymer från Volundfältet, Norge. Volundfältets produktionskostnader innehåller en produktionskostnadsdel och en del tariff , vilken betalas till Alveimfältets konsortium. Produktionskostnaderna för Alvheimfältets produktionsanläggningar delas mellan fälten: Alvheim (l.a. 15%), Volund (l.a. 35%) och Vilje (l.a. –%) baserat på volymen som passerar genom anläggningarna. Lundin Petroleum har en licensandel om 15 procent i Alvheimfältet och en licensandel om 35 procent i Volundfältet. Den koncerninterna delen har eliminerats redovisningsmässigt och ger därmed en tariff - och transportkostnad om 20 procent för Volund.
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 "Urals Blend" och den ryska rubelns växelkurs och baseras på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet för rapporteringsperioden uppgick till 13,83 USD (10,23 USD) per fat för den ryska produktionen. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varje månad och är beroende av det pris som erhålls för "Urals Blend" den föregående månaden. Exportskatten baseras på volym exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 37,59 USD (21,42 USD) per fat för rapporteringsperioden. Royalty och direkta skatter har ökat i förhållande till jämförelseperioden, vilket är en följd av prisökningen på råolja som påverkar kostnaden för MRET och exportskatt.
Det fi nns såväl permanenta som temporära tidskillnader, vilka får till följd att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Dessa tidskillnader resulterar i förändringar i kolvätelager och under- eller överuttag, vilka har intäktsförts till ett belopp av 3,4 MUSD (0,1 MUSD) under rapporteringsperioden.
Avskrivningar uppgick till 145,3 MUSD (118,1 MUSD) och beskrivs i not 3. Avskrivningar per fat är i linje med förväntningarna för helåret. Norge bidrar till ungefär 70 procent av de totala avskrivningarna för året motsvarande en kostnad av 15,33 USD per fat. Kostnaden för avskrivningar för jämförelseperioden innehåller 11,3 MUSD hänförligt till Oudnafältet i Tunisien, vilket var fullt avskrivet vid slutet av 2009.
Prospekteringskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 127,5 MUSD (134,8 MUSD) och beskrivs i not 4. Kostnader för prospekterings- och utvärderingsprojekt kapitaliseras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs dessa direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga kapitaliserade prospekteringskostnader omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.
Lundin Petroleum kostnadsförde under 2010 94,5 MUSD (69,5 MUSD) av prospekteringskostnader hänförliga till Norge. Det första kvartalet 2010 meddelade Lundin Petroleum att borrningarna som utförts på PL359 och PL476 i Norge inte utgjorde någon kommersiell framgång och kostnaderna vilka relaterar till dessa borrningar uppgick till 22,6 MUSD resultatfördes. Under det fj ärde kvartalet 2010 utförde Lundin Petroleum två borrningar i PL400 och PL409, på Barchan- och Norall strukturerna vilka inte bedömdes vara några kommersiella framgångar och 58,0 MUSD kostnadsfördes för dessa två borrningar. Övriga prospekteringskostnader om 13,9 MUSD resultatfördes i Norge, vilka är hänförliga till återlämnade licenser.
Lundin Petroleum utförde två icke-framgångsrika borrningar i block 06/94, Vietnam och resultatförde 31,9 MUSD (7,2 MUSD) vilket utgjorde kostnader för borrningarna samt relaterad seismik studier och licenskostnader.
Vinst från försäljning av tillgångar uppgick för rapporteringsperioden till 66,1 MUSD (4,6 MUSD).
Den 12 november 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion Corporation. Värdet på utdelningen baserades på marknadspriset av Etrionaktien vid dagen för utdelningen, vilket resulterade i en vinst, som har redovisats i det konsoliderade resultatet till ett belopp av 57,7 MUSD.
Den 29 december 2010 fullbordade Lundin Petroleum försäljningen av Salawati tillgångarna i Indonesien till RH Petrogas. En vinst från försäljningen har bokförts till ett belopp om 8,4 MUSD.
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar för rapporteringsperioden uppgick till 42,0 MUSD (28,8 MUSD) och inkluderar ett belopp om 11,7 MUSD (9,9 MUSD), vilket härrör från Etrion och 10,3 MUSD (1,4 MUSD) av icke-kassafl ödespåverkande kostnader som härrör från koncernens långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Belöningar till anställda under LTIP värderas enligt Black & Scholes optionsvärderingsmetod, vilken använder aktiekursen på balansdagen. Kostnaden fördelas över intjänandeperioden i enlighet med gällande redovisningsregler. Lundin Petroleums aktiekurs ökade med mer än 45 procent under 2010 jämfört med aktiekursen vid slutet 2009 och därmed har kostnaden hänförlig till LTIP påverkat rapporteringsperioden. Värdet av LTIP tilldelningen såsom den är beräknad i enlighet med Black & Scholesmetoden baseras på intjänandeperioden för samtliga utestående, LTIP belöningar inklusive tidigare perioder och därför motsvarar kostnaden i resultaträkningen 2010 årets förändring i avsättningen.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 21,0 MUSD (82,0 MUSD) och beskrivs i not 9.
Valutakursvinsten uppgick till 13,4 MUSD (66,0 MUSD) för rapporteringsperioden. Euron försvagades under rapporteringsperioden gentemot såväl den amerikanska dollarn som den norska kronan, vilket generade valutakursdiff erenser på koncerninterna lån, vilka har utgivits av ett dotterbolag som har EUR som funktionell valuta, delvis nettat av valutakursförluster på det externa USD lånet som innehas av ett dotterbolag som har EUR som rapporteringsvaluta.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 3,4 MUSD (4,6 MUSD). Ränteintäkten inkluderar ett belopp om 0,5 MUSD hänförligt till Etrion Corporation, vilket inte längre konsoliderats från november 2010 till följd av utdelningen av aktierna i Etrion och ett belopp om 0,6 MUSD som utgör ränta på en skatteåterbetalning. Jämförelseperioden påverkas av upplupen ränteintäkt från norsk överskjuten skatt om 2,3 MUSD, vilken relaterar till prospekteringskostnader 2008.
Jämförelseperioden innehåller en vinst vid försäljning av aktier till ett belopp om 10,2 MUSD, vilket relaterar till försäljningen av aktieinnehavet i ett bolag som äger intressen i nederländsk gasproduktion och transportinfrastruktur.
Garantiavgifter för rapporteringsperioden uppgick till 2,3 MUSD (0,1 MUSD). De innehåller en avgift om 2,0 MUSD (– MUSD) som avser stöd för vissa fi nansiella åtaganden, vilka gjorts av ShaMaran Petroleum.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 33,5 MUSD (52,5 MUSD) och beskrivs i not 10.
Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 10,0 MUSD (8,9 MUSD) och avser främst ränta på koncernens kreditfacilitet och en kostnad om 3,6 MUSD (0,1 MUSD) avseende Etrions lån. I enlighet med koncernens redovisningspolicy har en del av räntekostnaderna som uppkommit i samband med utvecklingen av Volundfältet aktiverats och till följd av produktionsstarten har räntekostnaderna nu resultatförts.
I januari 2008 ingick koncernen ett ränteswapkontrakt för att låsa LIBOR räntan till 3,75 procent per år avseende 200 MUSD av koncernens lån i USD för perioden från januari 2008 till januari 2012. Ett belopp om 7,0 MUSD (5,7 MUSD) har kostnadsförts avseende betalningar under dessa räntesäkringskontrakt för rapporteringsperioden.
I november 2009 ingick Etrion Corporation olika ränteswapkontrakt som del av externa låneavtal. En förändring i marknadsvärdet av dessa kontrakt medförde en kostnad om 3,9 MUSD (0,5 MUSD) för rapporteringsperioden.
En avsättning för återställningskostnader har redovisats i balansräkningen till det diskonterade värdet av uppskattad framtida kostnad. Eff ekten av diskonteringen återförs varje år och redovisas över resultaträkningen. 4,0 MUSD (2,5 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under rapporteringsperioden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på ökade åtaganden till följd av att Volundfältet, Norge har inkluderats och andra justerade kostnadsuppskattningar under slutet av 2009.
Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 29,8 MUSD avseende en nedskrivning av Lundin Petroleums innehav i Etrion till följd av dess nedskrivning av sina olje- och gastillgångar i Venezuela.
Resultat från intressebolag för jämförelseperioden uppgick till -25,5 MUSD och bestod av Lundin Petroleums aktieandel på 44,81 procent i Etrions resultat. Etrions resultat konsolideras i sin helhet i Lundin Petroleums koncernredovisning sedan den 30 september 2009 fram till utdelningen och därför redovisas inget belopp som resultat i intressebolag för 2010.
En nedskrivning av Etrions olje- och gas tillgångar i Venezuela ingår till ett belopp om 22,8 MUSD i de 25,5 MUSD som utgör jämförelseperiodens resultat från intressebolag.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 251,9 MUSD (45,7 MUSD) och beskrivs i not 12.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 68,2 MUSD (32,0 MUSD) exklusive avyttrad verksamhet. En aktuell skattekostnad om 36,1 MUSD (2,2 MUSD) har redovisats i rapporteringsperioden, vilken är relaterad till den 28-procentiga skattesatsen under Norges onshore skatteregim, där förlustavdragen från tidigare år har utnyttjats. Skattekostnaden i Norge består av en 28-procentig onshore regim och en 50-procentig off shore regim. Vissa skatteavdrag som intjänats på prospekteringskostnader utnyttjas i den 50-procentiga norska off shore regimen.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 183,7 MUSD (13,7 MUSD) för rapporteringsperioden. Den uppskjutna skattekostnaden för jämförelseperioden inkluderar ett belopp om 86,9 MUSD, vilken relaterar till upplösningen av upplupna skatteskulden på nedskrivningen av Laganskyblocket som gjordes under 2009.
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 rapporteringsperioden uppgår till 66 procent, vilket inkluderar vinst vid försäljning av tillgångar. Om vinst vid försäljning av tillgångar inte räknades in i beräkningen uppgick den eff ektiva skattesatsen till 80 procent. Dessa eff ektiva skattesatser är beräknade direkt ur resultaträkningen och motsvarar inte den eff ektiva skattesatsen som betalas i varje land med verksamhet. Norge är det land som huvudsakligen bidrar till den totala skattekostnaden med en eff ektiv skattesats om 74 procent. Enheter där bolaget inte är operatör som redovisar förlust med inga eller låga redovisade skattekrediter ökar den eff ektiva skattesatsen. Den eff ektiva skattesatsen för upplupen skattekostnad är 22 procent eftersom underskottsavdrag och utgifter för prospektering gav en skattereduktion i Norge under året.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande uppgick för rapporteringsperioden till -13,4 MUSD (-125,8 MUSD) och är främst hänförligt till innehavare utan bestämmande infl ytandes andel i Etrion som är till fullo konsoliderat fram till utdelningen av Etrionaktierna. Nettoresultatet hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande för jämförelseperioden utgjordes huvudsakligen av innehavare utan bestämmande andels del i nedskrivningen av Laganskyblocket.
Resultat från avyttrad verksamhet uppgick till 369,0 MUSD (8,7 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket är hänförligt till resultatet för verksamheten i Storbritannien om 10,9 MUSD (8,7 MUSD) per den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten och till vinsten vid försäljningen av de brittiska tillgångarna för 358,1 MUSD (– MUSD). För ytterligare information hänvisas till not 13.
Olje- och gastillgångar uppgick till 1 999,0 MUSD (2 540,3 MUSD) och fi nns beskrivna i not 14.
Utbyggnads- och prospekteringsutgifter för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Belopp i MUSD | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Norge | 106,3 | 88,1 |
| Frankrike | 13,2 | 6,3 |
| Nederländerna | 4,5 | 5,3 |
| Indonesien | 10,2 | 34,9 |
| Ryssland | 6,6 | 10,1 |
| Utbyggnadsutgifter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 140,8 | 144,7 |
| Avyttrad verksamhet - Storbritannien | 17,1 | 63,5 |
| Utbyggnadsutgifter | 157,9 | 208,2 |
| Belopp i MUSD | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Norge | 160,8 | 198,5 |
| Frankrike | 1,0 | 3,1 |
| Indonesien | 13,5 | 9,7 |
| Ryssland | 18,3 | 45,2 |
| Vietnam | 15,3 | 9,2 |
| Kongo (Brazzaville) | 2,5 | 13,8 |
| Malaysia | 10,6 | 23,9 |
| Övriga | 4,4 | 4,7 |
| Prospekteringsutgifter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 226,4 | 308,1 |
| Avyttrad verksamhet - Storbritannien | 0,2 | 2,3 |
| Prospekteringsutgifter | 226,6 | 310,4 |
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 15,3 MUSD (15,3 MUSD) och avser kontorsutrustning och fastigheter. Se not 16.
Finansiella tillgångar uppgick till 114,9 MUSD (85,4 MUSD) och beskrivs i not 19 till 23. Andra aktier och andelar uppgick till 68,6 MUSD (32,4 MUSD) och är främst hänförliga till andelar i ShaMaran Petroleum. Långfristiga fordringar uppgick till 23,8 MUSD (24,2 MUSD) och är hänförliga till ett konvertibellån till Africa Oil Corporation om 23,8 MUSD (23,8 MUSD). Övriga fi nansiella tillgångar uppgick till 22,5 MUSD (28,6 MUSD). De är främst hänförliga till moms betald på kostnader i Ryssland, vilken uppgår till 16,5 MUSD (17,5 MUSD) och som förväntas återvinnas samt aktiverade fi nansieringskostnader om 4,7 MUSD (7,5 MUSD).
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 15,1 MUSD (27,9 MUSD) och avsåg huvudsakligen icke-utnyttjade skattemässiga underskott i Nederländerna.
Fordringar och lager uppgick till 236,2 MUSD (198,0 MUSD) och beskrivs i not 24 till 27. Lager inkluderar kolväten samt förbrukningstillgångar för fältarbeten och uppgick till 20,0 MUSD (27,4 MUSD). Större delen av värdeminskningen beror på försäljningen av Salawati tillgångarna, vilka innehöll lager av kolväten och tillgångar för fältarbeten. Kundfordringar uppgick till 94,2 MUSD (80,7 MUSD). Högre produktionsnivåer från Norge till följd av Volundfältets produktionsstart har kompenserat den minskning som härrör från fordringarna på de brittiska fälten och Salawatifälten, vilka såldes under 2010 och ingick i jämförelseperioden. Kortfristiga lånefordringar som uppgick till 74,5 MUSD (33,9 MUSD) är hänförliga till ett lån som ställts ut till Etrion. Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 30,0 MUSD, vilket avser betalningen i samband med köpet av andelen om 30 procent i Laganskyblocket till partnern utan bestämmande infl ytande, vilket genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010.
Likvida medel uppgick till 48,7 MUSD (77,3 MUSD). Av de totala likvida medlen innehades 23,4 MUSD per den 31 december 2009 av Etrion. Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Avsättningar uppgick till 769,7 MUSD (897,6 MUSD) och framgår av not 12 och 30 till 32. I detta belopp ingår en avsättning för återställningskostnader av oljefält uppgående till 93,8 MUSD (132,7 MUSD). Minskningen i avsättningen för återställningskostnader relaterar till största delen till den brittiska skulden som uppgick till 53,7 MUSD och är en konsekvens av avyttringen av den brittiska verksamheten.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 650,7 MUSD (743,6 MUSD) och är främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med International Financial Reporting Standards (IFRS) har skattefordringar nettoredovisats mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land. Den uppskjutna skatteskulden minskade jämfört med motsvarande period föregående år, vilket beror till största delen på en uppskjuten skatteskuld om 251,6 MUSD, tillhörande den brittiska verksamheten och är en konsekvens av avyttringen av den brittiska verksamheten.
Avsättningen hänförlig till derivatinstrument uppgick till – MUSD (3,1 MUSD) och avser den långfristiga delen av det verkliga värdet för den ränteswap som ingicks i januari 2008, vilken relaterade till bolagets 850 MUSD kreditfacilitet.
Övriga avsättningar uppgick till 23,8 MUSD (16,8 MUSD) och innehåller en avsättning för Lundin Petroleums LTIP program om 18,8 MUSD (4,6 MUSD) och avsättning för ersättningar att betalas vid uppsägningar i Tunisien om 2,9 MUSD (2,5 MUSD). Jämförelseperioden innehåller en förpliktelse att omvandla optioner till aktier, vilken uppgår till 5,7 MUSD och innehas av Etrion.
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 458,8 MUSD (545,7 MUSD) och hänför sig till belopp som utnyttjats under koncernens kreditfacilitet som består av en 850 MUSD revolving borrowing base och letter of credit facility.
De totala kortfristiga skulderna uppgick till 185,0 MUSD (257,5 MUSD). I beloppet ingår skulder gentemot joint venture partners om 100,9 MUSD (140,0 MUSD) och leverantörsskulder om 16,0 MUSD (20,5 MUSD) vilka är hänförliga till pågående verksamhetsrelaterade kostnader.
Skatteskulder uppgick till 39,7 MUSD (20,9 MUSD) och beskrivs i not 12. Den kortfristiga delen av verkligt värde av ränteswappen som ingicks i januari 2008 ingår i kortfristiga skulder och uppgick till 6,9 MUSD (7,1 MUSD)
Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter om 7,7 MUSD (16,5 MUSD och övriga skulder om 13,4 MUSD (20,1 MUSD) beskrivs i not 36 och 37.
Kortfristiga skulder uppgick till 0,5 MUSD (32,4 MUSD). Den kortfristiga delen avser en utbetalning relaterad till avtalet med ett dotterbolag till Gunvor International BV till ett belopp om 30,0 MUSD för anskaff ningen av 30 procent av Laganskyblocket och påverkar jämförelsetalen. Transaktionen genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010.
Den 9 april 2010 lämnade Lundin Petroleum en utdelning av EnQuest aktierna som erhållits i samband med försäljningen av den brittiska verksamheten i förhållandet 1,3473 EnQuest aktier för en aktie i Lundin Petroleum. Utdelningen värderades till marknadsvärdet av aktierna vid tidpunkten för utdelningen och uppgick till 656,3 MUSD.
Den 12 november 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion till Lundin Petroleums aktieägare i förhållandet 0,2283 Etrionaktier för en aktie i Lundin Petroleum. Utdelningen värderades till marknadspriset för aktierna vid tidpunkten för utdelningen och uppgick till 61,3 MUSD.
Värdet av dessa utdelningar har redovisats mot det egna kapitalet.
Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 5 maj 2011.
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långfristigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av en unit bonus plan med en årlig tilldelning av units som vid inlösen kommer att ge en kontantutbetalning. Beloppet hänförligt till det långfristiga incitamentsprogrammet kommer att betalas ut över en treårsperiod från datumet för tilldelningen och bestäms vid slutet av respektive intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med aktiekursen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
Årsstämman som hölls den 13 maj 2009 godkände 2009 års LTIP och delade upp den i en plan för koncernledningen (vilket innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations) och en plan för vissa övriga anställda.
Den 9 april 2010 delade Lundin Petroleum ut aktierna i EnQuest som erhållits i samband med försäljningen av den brittiska verksamheten. Den 12 november 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion. Dessa händelser medförde en omräkning av antalet tilldelade units och syntetiska optioner och av inlösenpriset för optionerna.
LTIP för koncernledningen innehåller 5 500 928 syntetiska optioner med ett lösenpris om 52,91 SEK (omräknat från 4 000 000 syntetiska optioner och 72,76 SEK vardera till följd av utdelningen av EnQuest och Etrionaktierna). Inlösendatum för de syntetiska optionerna inträff ar i maj 2014, på femårsdagen från tilldelningen. Innehavaren kommer att erhålla en kontant utbetalning motsvarande den genomsnittliga slutkursen för bolagets aktie under det femte året som följer tilldelningen, med avdrag för lösenpriset multiplicerat med antalet syntetiska optioner.
Antalet utställda units som ingår i 2008 och 2009 års LTIP planer per den 31 december 2010 var 211 807 respektive 435 498. Därutöver har ytterligare 723 950 units ställts ut till anställda under 2010 års LTIP och 701 250 är utestående under LTIP programmet per den 31 december 2010.
Under 2010 introducerades nya regler avseende ersättningar till ledande befattningshavare till följd av att den reviderade svenska koden för bolagsstyrning (bolagsstyrningskoden) trädde ikraft. Med anledning av detta granskade ersättningskommittén konsekvenserna av de nya reglerna på innehållet i, och omfånget av, bolagets ersättningspolicy. Ersättningskommittén kom fram till att bolagets ersättningspolicy är fortfarande i överensstämmelse med reglerna i bolagsstyrningskoden och att inga ändringar krävs i innehållet av policyn som ett resultat av de nya reglerna.
I samband med denna granskning övervägde ersättningskommittén även bolagets interna beslutsprocesser. Sedan 2009, då Lundin Petroleums investeringskommitté bildades, framläggs alla betydande ledningsbeslut avseende bolagets globala verksamhet samt fi nansiella ställning för prövning och godkännande till investeringskommittén, som består av bolagets koncernchef och VD, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations. Med anledning av denna utveckling fastlade ersättningskommittén att koncernledningen, i förhållande till vilken bolagets ersättningspolicy skall gälla, skall bestå av medlemmarna i investeringskommittén.
Som ett resultat av detta avser styrelsens att föreslå årsstämman 2011 att godkänna en ersättningspolicy som följer samma principer som tillämpades 2010 och som består av liknande komponenter för ersättning till koncernledningen som 2010 års ersättningspolicy, vilkas komponenter är grundlön, årlig rörlig lön, långfristigt incitamentsprogram (LTIP) och andra förmåner. Ett LTIP för koncernledningen som innefattar utställande av syntetiska optioner togs av 2009 års årsstämma. Inget nytt LTIP för koncernledningen för 2011 kommer att ingå i styrelsens förslag. Därutöver kommer styrelsen att begära bemyndigande från årsstämman, såsom under tidigare år, att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns skäl för det.
För en detaljerad beskrivning av ersättningspolicyn som tillämpades 2010 och ersättningar till styrelsen och ledande befattningshavareunder räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 hänvisas till not 45.
För årsstämmans beslut om nyemission av aktier se sidan 54, 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 54.
Styrelsen föreslår att moderbolagets fria egna kapital om 6 487 891 TSEK, inklusive årets resultat om 3 936 086 TSEK överförs i ny räkning.
På årsstämman den 6 maj 2010 omvaldes Lundin Petroleums nuvarande styrelse. Det har föreslagits att Kristin Færøvik skall väljas till ny styrelseledamot på årsstämman 2011.
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 presenterade svenska kronor fi nns på sidorna 93–98.
| Belopp i TUSD | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | |||
| Rörelsens intäkter | |||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 785 162 | 567 488 |
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 13 437 | 4 347 |
| 798 599 | 571 835 | ||
| Rörelsens kostnader | |||
| Produktionskostnader | 2 | -157 065 | -155 311 |
| Avskrivningar | 3 | -145 316 | -118 128 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -127 534 | -134 792 |
| Nedskrivningar av olje- och gastillgångar | 5 | – | -525 719 |
| Nedskrivningar av goodwill | 6 | – | -119 047 |
| Bruttoresultat | 368 684 | -481 162 | |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | 7 | 66 126 | 4 589 |
| Övriga intäkter | 1 044 | 1 222 | |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella | |||
| anläggningstillgångar | 8 | -42 004 | -28 841 |
| Rörelseresultat | 393 850 | -504 192 | |
| Resultat från fi nansiella investeringar | |||
| Finansiella intäkter | 9 | 20 956 | 82 031 |
| Finansiella kostnader | 10 | -33 463 | -52 472 |
| -12 507 | 29 559 | ||
| Resultat från intresseföretag | 11 | – | -25 504 |
| Resultat före skatt | 381 343 | -500 137 | |
| Bolagsskatt | 12 | -251 865 | -45 669 |
| Petroleumskatt | 12 | – | – |
| -251 865 | -45 669 | ||
| Årets resultat från kvarvarande verksamhet | 129 478 | -545 806 | |
| Avyttrad verksamhet | |||
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | 13 | 368 992 | 8 737 |
| Årets resultat | 498 470 | -537 069 | |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 142 883 | -420 005 | |
| Från avyttrad verksamhet | 368 992 | 8 737 | |
| 511 875 | -411 268 | ||
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande: | |||
| Från kvarvarande verksamhet | -13 405 | -125 801 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | – | |
| -13 405 | -125 801 | ||
| Årets resultat | 498 470 | -537 069 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,46 | -1,34 | |
| Från avyttrad verksamhet | 1,18 | 0,03 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | 40 | 1,64 | -1,31 |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD1 | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,46 | -1,34 | |
| Från avyttrad verksamhet | 1,18 | 0,03 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD 1 | 40 | 1,64 | -1,31 |
Beräknat på årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| Belopp i TUSD | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|
| Årets resultat | 498 470 | -537 069 | |
| Övrigt totalresultat | |||
| Valutaomräkningsdiff erens | -43 972 | 74 763 | |
| Kassafl ödessäkring | -378 | 47 583 | |
| Investeringar som kan säljas | 53 128 | -19 158 | |
| Skatt på totalresultat | 12 | -1 771 | -19 064 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | 7 007 | 84 124 | |
| Totalresultat | 505 477 | -452 945 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 510 165 | -317 291 | |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | -4 688 | -135 654 | |
| 505 477 | -452 945 |
| Belopp i TUSD | Not | 2010 | 2009 | 20081 |
|---|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | ||||
| Anläggningstillgångar | ||||
| Olje- och gastillgångar | 14 | 1 998 971 | 2 540 348 | 2 688 166 |
| Solenergitillgångar | 15 | – | 644 | – |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 16 | 15 271 | 15 283 | 16 390 |
| Goodwill | 17 | – | 674 | 119 047 |
| Övriga immateriella tillgångar | 18 | – | 5 132 | – |
| Aktier i gemensamt kontrollerade enheter och intresseföretag | 19 | – | – | 64 748 |
| Övriga aktier och andelar | 20 | 68 613 | 32 369 | 15 573 |
| Långfristiga fordringar | 23 791 | 24 239 | 2 849 | |
| Uppskjutna skattefordringar | 12 | 15 066 | 27 850 | 25 842 |
| Derivatinstrument | 21 | – | 231 | – |
| Övriga fi nansiella tillgångar | 22–23 | 22 474 | 28 598 | 31 456 |
| Summa fi nansiella anläggningstillgångar | 2 144 186 | 2 675 368 | 2 964 071 | |
| Omsättningstillgångar | ||||
| Lager | 24 | 20 039 | 27 373 | 26 395 |
| Kundfordringar | 25 | 94 190 | 80 721 | 74 511 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 26 | 6 351 | 9 833 | 9 954 |
| Kortfristiga fordringar | 74 527 | 33 907 | 6 900 | |
| Derivatinstrument | 21 | – | – | 440 |
| Skattefordringar | – | 2 241 | 59 060 | |
| Fordringar på joint venture | 21 389 | 28 930 | 26 684 | |
| Övriga fordringar | 27 | 19 751 | 14 947 | 11 230 |
| Likvida medel | 28 | 48 703 | 77 338 | 57 445 |
| Summa omsättningstillgångar | 284 950 | 275 290 | 272 619 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||||
| Eget kapital | ||||
| Aktiekapital | 463 | 463 | 463 | |
| Övrigt tillskjutet kapital | 483 565 | 909 214 | 904 873 | |
| Övriga reserver | 29 | -66 135 | -68 836 | -150 769 |
| Balanserad vinst | -9 352 | 712 085 | 613 917 | |
| Årets resultat | 511 875 | -411 268 | 93 958 | |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 920 416 | 1 141 658 | 1 462 442 | |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | 77 365 | 95 555 | 179 793 | |
| Summa eget kapital | 997 781 | 1 237 213 | 1 642 235 | |
| Långfristiga skulder | ||||
| Avsättning för återställningskostnader | 30 | 93 766 | 132 698 | 89 648 |
| Pensionsavsättning | 31 | 1 421 | 1 354 | 1 298 |
| Avsättning för uppskjuten skatt | 12 | 650 695 | 743 646 | 674 283 |
| Avsättning för derivatinstrument | 21 | – | 3 122 | 7 028 |
| Övriga avsättningar Banklån |
32 33 |
23 805 458 835 |
16 802 545 729 |
7 113 555 626 |
| Övriga långfristiga skulder | 17 836 | 12 598 | – | |
| Summa långfristiga skulder | 1 246 358 | 1 455 949 | 1 334 996 | |
| Kortfristiga skulder | ||||
| Leverantörsskulder | 16 031 | 20 487 | 35 393 | |
| Skatteskulder | 12 | 39 679 | 20 870 | 15 803 |
| Derivatinstrument | 21 | 6 866 | 7 074 | 38 980 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 36 | 7 667 | 16 472 | 13 166 |
| Kortfristig skuld | 33 | 450 | 32 400 | 6 900 |
| Skulder till joint venture | 100 931 | 140 046 | 122 211 | |
| Övriga skulder | 37 | 13 373 | 20 147 | 27 006 |
| Summa kortfristiga skulder | 184 997 | 257 496 | 259 459 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | |
| Ställda säkerheter | 38 | 459 220 | 699 506 | 589 686 |
| Ansvarsförbindelser | 39 | – | – | 23 500 |
1 Till följd av förändringen i rapporteringssvaluta 2010 har en ytterligare jämförelseperiod redovisats (vilken är densamma som den föregående jämförelseperiodens början) i enlighet med IAS 1.
| Kassafl öde från verksamheten Årets resultat 498 470 -537 069 Vinst vid försäljning av avyttrad verksamhet -424 196 – Justeringar för ej kassafl ödespåverkande poster: 41–42 575 955 1 005 388 Erhållen ränta 589 3 381 Betald ränta -2 937 -6 309 Betald skatt -25 029 -26 305 Förändringar i rörelsekapital: Minskning /ökning i lager 2 611 -1 900 Ökning i underuttag -12 068 -4 522 Minskning i fordringar 52 885 25 635 Ökning /minskning i överuttag 712 -12 392 Minskning /ökning i skulder -109 874 43 691 Summa kassafl öde från verksamheten 557 118 489 598 Kassafl öde använt för investeringar Investeringar i dotterbolag -22 553 26 489 Investeringar i intressebolag 235 – Försäljning av övriga aktier och andelar 446 12 285 Förändringar i övriga fi nansiella anläggningstillgångar 39 -194 Övriga betalningar -3 085 -2 050 Avyttringar -65 808 – Investeringar i immateriella tillgångar -200 -2 161 Investeringar i olje- och gastillgångar -348 819 -514 313 Investeringar i solenergitillgångar -21 210 -644 Investeringar i kontorsinventarier samt övriga anläggningstillgångar -4 853 -2 391 Summa kassafl öde använt för investeringar -465 808 -482 979 Kassafl öde använt för/från fi nansiering Utställda lån 1 -75 324 – Upptagna lån 369 308 601 831 Återbetalning av lån -418 917 -597 081 Betalda fi nansieringskostnader -51 -97 Köp av egna aktier -10 712 – Betalning vid nyemission i dotterbolag 15 191 – Utdelning till innehavare utan bestämmande infl ytande – -46 Summa kassfl öde från/använt för fi nansiering -120 505 4 607 Förändring av likvida medel -29 195 11 226 Likvida medel vid årets början 77 338 57 445 Valutakursdiff erenser i likvida medel 560 8 667 Likvida medel vid årets slut 48 703 77 338 Kassafl öde från verksamheten |
Belopp i TUSD | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|---|
| Från kvarvarande verksamhet | 880 394 | 433 227 | ||
| Använt för/från avyttrad verksamhet -323 276 56 371 |
||||
| 557 118 489 598 |
||||
| Kassafl öde använt för investeringar | ||||
| Använt för kvarvarande verksamhet -423 422 -416 853 |
||||
| Använt för avyttrad verksamhet -42 386 -66 126 |
||||
| -465 808 -482 979 |
||||
| Kassafl öde använt för/från fi nansiering | ||||
| Använt för/från kvarvarande verksamhet -120 505 19 607 |
||||
| Använt för avyttrad verksamhet – -15 000 |
||||
| -120 505 4 607 |
1 Lån utställt till Etrion
Eff ekterna av investeringar och avyttringar av dotterbolag ingår ej i förändringar i balansposter. Detsamma gäller eff ekterna av valutakursdiff erenser som uppstår vid omräkning av utländska koncernbolag eftersom de inte påverkar kassafl ödet. Likvida medel består av kontanta medel och kortfristiga placeringar med en förfallotid inom tre månader.
| Totalt eget kapital består av: Belopp i TUSD |
Aktie kapital 1 |
Övrigt tillskjutet kapital |
Övriga reserver 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Innehav utan bestämman de infl ytande |
Summa eget kapital |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Balans per den 1 januari 2009 | 463 | 904 873 | -150 769 | 613 917 | 93 958 | 179 793 | 1 642 235 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 93 958 | -93 958 | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | -411 268 | -125 801 | -537 069 |
| Valutaomräkningsdiff erens | – | – | 83 868 | 748 | – | -9 853 | 74 763 |
| Kassafl ödessäkring | – | – | 47 583 | – | – | – | 47 583 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | -19 158 | – | – | – | -19 158 |
| Skatt på totalresultat | – | – | -19 064 | – | – | – | -19 064 |
| Totalresultat | – | – | 93 229 | 748 | -411 268 | -135 654 | -452 945 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Förvärvat vid konsolidering | – | – | 14 899 | 6 225 | – | 18 770 | 39 894 |
| Avyttring | – | – | -26 195 | – | – | 32 692 | 6 497 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | 4 341 | – | -4 341 | – | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 1 578 | – | – | 1 578 |
| Summa transaktioner med ägare | – | 4 341 | -11 296 | 3 462 | – | 51 462 | 47 969 |
| Innehavare utan bestämmande infl ytandes andel i utdelning |
– | – | – | – | – | -46 | -46 |
| Balans per den 31 december 2009 | 463 | 909 214 | -68 836 | 712 085 | -411 268 | 95 555 | 1 237 213 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -411 268 | 411 268 | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | 511 875 | -13 405 | 498 470 |
| Valutaomräkningsdiff erens | – | – | -52 938 | 249 | – | 8 717 | -43 972 |
| Kassafl ödessäkring | – | – | -378 | – | – | – | -378 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | 53 128 | – | – | – | 53 128 |
| Skatt på totalresultat | – | – | -1 771 | – | – | – | -1 771 |
| Totalresultat | – | – | -1 959 | 249 | 511 875 | -4 688 | 505 477 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Förvärvat vid konsolidering | – | – | – | – | – | 94 | 94 |
| Avyttring | – | – | 4 660 | -10 520 | – | -13 596 | -19 456 |
| Utdelning | – | -419 316 | – | -298 288 | – | – | -717 604 |
| Köp av egna aktier | – | -10 712 | – | – | – | – | -10 712 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | 4 379 | – | -4 379 | – | – | – |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 2 769 | – | – | 2 769 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -425 649 | 4 660 | -310 418 | – | -13 502 | -744 909 |
| Balans per den 31 december 2010 | 463 | 483 565 | -66 135 | -9 352 | 511 875 | 77 365 | 997 781 |
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2010 uppgick till 3 179 106 SEK vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie på 0,01 SEK. Motsvarande belopp i USD av det registrerade aktiekapitalet är 463 TUSD. I antalet aktier per den 31 december 2010 ingår 6 882 638 aktier som Lundin Petroleum AB innehar i eget namn.
Övriga reserver beskrivs i detalj i not 29.
Lundin Petroleums årsredovisning för 2010 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 Kompletterande redovisningsregler för koncerner tillämpats, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering. Moderbolaget tillämpar samma redovisningsprinciper som koncernen med undantag för vad som anges i moderbolagets redovisningsprinciper på sidan 93.
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".
En beskrivning av bolagets verksamhet och säte är inkluderad i förvaltningsberättelsen på sidan 57.
Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med anskaff ningsvärdemetoden förutom vad beträff ar omvärderingen av fi nansiella tillgångar som kan säljas och fi nansiell tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde via resultaträkningen.
Under det första kvartalet 2010, meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att knoppa av verksamheten i Storbritannien. Avknoppningen slutfördes den 6 april 2010 med försäljningen av den brittiska verksamheten i utbyte mot aktier i det nybildade bolaget EnQuest och den påföljande utdelningen av EnQuest aktierna till Lundin Petroleums aktieägare den 9 april 2010. Den brittiska verksamhetens resultat ingår i Lundin Petroleums redovisning till och med slutet av det första kvartalet och har redovisats som avyttrad verksamhet.
Den 12 november 2010 slutförde Lundin Petroleum utdelningen av sina aktier i Etrion Corporation till Lundin Petroleums aktieägare i samband med Etrions akties börsintroduktion på NASDAQ OMX Stockholm. Den 29 december 2010 slutförde Lundin Petroleum försäljningen av sina icke-opererade intressen Salawati Basin och Salawati Island i Indonesien till RH Petrogas. Resultaten från Etrion, Salawati Basin och Salawati Island ingår i konsoliderade räkenskaperna till dagen för utdelningen/ försäljningen och har inte blivit beaktat som avyttrad verksamhet eftersom verksamheten inte är väsentlig för koncernens fi nansiella rapporter.
IFRIC 9 , "Ändring av Inbäddade derivat och IAS 39", (gäller från och med 1 juli 2009). Denna ändring av IFRIC 9 kräver att företag ska bedöma om ett inbäddat derivat ska skiljas från värdkontraktet när företaget omklassifi cerar en sammansatt fi nansiell tillgång från kategorin verkligt värde via resultaträkningen. IFRIC 9 är inte relevant för koncernens verksamhet.
IFRIC 16 "Säkringar av nettoinvestering i en utlandsverksamhet" (gäller från och med den 1 juli 2009). IFRIC 16 klargör redovisningen avseende säkring av en nettoinvestering. Det innebär att en säkring av en nettoinvestering relaterar till skillnader i funktionell valuta, inte rapport valuta och säkringsinstrument kan innehas av vilken som helst av företagen inom koncernen.
IFRIC 17, "Värdeöverföring av icke-kontanta tillgångar genom utdelning till ägare" (gäller från och med 1 juli 2009). Denna tolkning ger vägledning om redovisning av överrenskommelser enligt vilka ett företag delar ut saktillgångar till aktieägarna. En ändring har också gjorts i IFRS 5 där det krävs att tillgångarna klassifi ceras som att de innehas för värdeöverföring endast om de är tillgängliga för omedelbar värdeöverföring i sitt nuvarande skick och värdeöverföringen är mycket sannolik. Denna tolkning har tillämpats under året.
IFRIC 18, "Överföringar av tillgångar från kunder", (gäller för överföringar av tillgångar som skett den 1 juli 2009). Denna tolkning klargör IFRSs krav vid redovisning av avtal enligt vilka ett företag av en kund erhåller en materiell anläggningstillgång som företaget sedan måste använda antingen för att ansluta kunden till ett nät eller för att ge kunden löpande tillgång till varor eller tjänster. Denna tolkning har inte haft någon inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 2 (ändring), "Koncernens aktierelaterade ersättningar som regleras med kontanter", (gäller för räkenskapsår som börjar 1 januari 2010). 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 tolkning har inte påverkat koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 3 (omarbetad), "Rörelseförvärv", (gäller för räkenskapsår som börjar 1 januari 2009). Den omarbetade 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, inklusive villkorade köpeskillingar som klassifi cerats som skuld och som därefter omvärderas via resultaträkningen. Innehav utan bestämmande infl ytande i den förvärvade rörelsen kan valfritt för varje förvärv värderas antingen till verkligt värde eller till den proportionella andelen av den förvärvade rörelsens nettotillgångar. Denna omarbetning har påverkat de fi nansiella rapporterna eftersom Etrions förvärv har redovisats i linje med IFRS 3 (omarbetad).
IFRS 5 (ändring), "Anläggningstillgångar 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 avyttrade 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) i IAS 1. Koncernen tillämpar IFRS 5 (ändring) från och med 1 januari 2010. Omarbetningen har inte väsentligt påverkat 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. Omarbetningen har inte väsentligt påverkat koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 27 (omarbetad), "Koncernredovisning och separata rapporter" (gäller från och med 1 juli 2009). Den omarbetade standarden kräver att eff ekterna av alla transaktioner med innehavare utan bestämmande infl ytande redovisas i eget kapital, så länge som det bestämmande infl ytandet kvarstår, och dessa transaktioner ger inte längre upphov till goodwill eller vinster och förluster. Standarden anger också hur redovisning skall ske när det bestämmande infl ytandet är förlorat. Eventuell kvarvarande andel omvärderas till verkligt värde och en vinst eller förlust redovisas i resultaträkningen. IAS 27 (omarbetad) har inte väsentligt påverkat koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 36 (ändring), "Nedskrivningar" (gäller från 1 januari 2010). Ändringen klargör att den största kassagenererande enhet på vilken goodwill ska fördelas i syfte att pröva nedskrivningsbehov, är ett rörelsesegment. Ändringen har inte väsentligt påverkat 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 det 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. Identifi erbara tillgångar och skulder och ansvarsförbindelser i ett företagsförvärv värderas initialt till det verkliga värdet på förvärvstidpunkten, oavsett omfattningen på intresset utan bestämmande infl ytande. 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".
Ägare utan bestämmande infl ytandes andel i dotterbolaget representerar den del av dotterbolaget som inte ägs av koncernen. Dotterbolagets eget kapital hänförligt till aktieägare utan bestämmande infl ytande visas på en separat post i koncernens eget kapital.
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 ägare utan bestämmande infl ytande som transaktioner med koncernens aktieägare. Vid köp från intressen utan bestämmande infl ytande 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 ägare utan bestämmande infl ytande redovisas också i eget kapital.
Som redovisats ovan kommer ett bolag som koncernen utövar kontroll över att konsolideras in i Lundin Petroleums resultat. Gemensamt bestämmande infl ytande existerar när koncernen inte har beslutanderätten att avgöra strategiska, operationella, investerings- och fi nansiella policies av ett delvist ägt bolag utan samverkan med andra. När detta är fallet kan bolaget konsolideras proportionellt i enlighet med IFRS defi nition av gemensamt bestämmande infl 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 och har initialt redovisats till anskaff ningsvärde 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. Koncernens andel av resultat som uppkommit i intresseföretaget efter förvärvet redovisas i resultaträkningen och koncernens andel av förändringar i eget kapital i intresseföretaget efter förvärvet redovisas direkt i övrigt totalresultat i koncernen. När koncernens ackumulerade andel i ett intresseföretags förluster uppgår till eller överstiger dess innehav i intresseföretaget redovisar koncernen inte ytterligare förluster om inte den har påtagit sig förpliktelser eller har gjort betalningar för intresseföretagets räkning.
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 bedrivs av koncernen, i joint ventures som saknar registrerad bolagsform, via licenser vilka innehas gemensamt med andra bolag. Koncernens fi nansiella rapporter refl ekterar koncernens 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 US dollar, vilket är koncernens rapporteringsvaluta.
Enligt IAS 21 kan ett bolag presentera sina fi nansiella rapporter i valfri valuta. Den mest accepterade valutan inom oljebranschen 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 förståelsen för läsaren av den underliggande fi nansiella ställningen av bolaget och dess resultat. Jämförelsebeloppen har följaktligen räknats om till US dollar, tillgångar och skulder har räknats om till bokslutsdagens kurs och intäkter och kostnader har räknats om till transaktions kurs för dagen för transaktionen. Eget kapital har räknats om till historiska kurser.
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 uppskjutna valutakursdiff erenser avseende säkringsredovisning, vilken uppfyller villkoren för en sådan, vilka redovisas i övrigt totalresultat. 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 koncernföretags balans- och resultaträkningar omräknas enligt dagskursmetoden. Samtliga tillgångar och skulder i koncernen 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 övrigt totalresultat. 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 i övrigt totalresultat hänförligt till aktieägare.
Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| 2010 Genomsnittskurs |
2010 Balansdagskurs |
2009 Genomsnittskurs |
2009 Balansdagskurs |
|
|---|---|---|---|---|
| 1 USD motsvarar NOK |
6,0345 | 5,8564 | 6,2650 | 5,7767 |
| 1 USD motsvarar Euro |
0,7537 | 0,7484 | 0,7177 | 0,6942 |
| 1 USD motsvarar Rubel |
30,3570 | 30,5493 | 31,6803 | 29,9556 |
| 1 USD motsvarar SEK |
7,1954 | 6,7097 | 7,6223 | 7,1165 |
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består till större delen av belopp som förväntas att återvinnas eller betalas mer än tolv månader efter balansdagen. Kortfristiga tillgångar och kortfristiga skulder består enbart av belopp som förväntas återvinnas eller betalas inom tolv månader efter balansdagen.
Olje- och gasverksamhet redovisas till historisk kostnad minus avskrivning. 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. Om det fastställs att en kommersiell fyndighet inte föreligger, redovisas kostnaderna i resultaträkningen. Ingen avskrivning görs under prospekterings- och utbyggnadsfasen. Fältet kommer att föras över från ett icke-producerande kostnadsställe till ett producerande kostnadsställe inom olje- och gastillgångar när produktion påbörjas, och redovisas som en producerande tillgång. Kostnader för rutinmässiga underhållsarbeten och reparationer för producerande tillgångar redovisas över resultaträkning när de uppkommer.
Aktiverade utgifter vid rapporteringsdatumet, tillsammans med förväntade framtida investeringar för utbyggnaden av bevisade och sannolika reserver fastställda enligt den prisnivå som förelåg på balansdagen, skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver av olja och gas i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Avskrivning per fält kostnadsförs i resultaträkningen när produktion påbörjas.
Bevisade reserver är de mängder petroleum som, genom analys av geologiska och tekniska data, med skälig tillförlitlighet kan uppskattas vara kommersiellt utvinningsbara från och med ett givet datum, från kända reservoarer under rådande ekonomiska villkor, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Om deterministiska metoder tillämpas anses termen tillförlitlighet uttrycka en hög grad av tilltro att dessa kvantiteter kan utvinnas. Om metoder som bygger på sannolikhetsteori tillämpas bör det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är lika med eller överstiger uppskattningarna.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologisk- samt teknisk data anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. I detta sammanhang anses det vara minst 50 procent sannolikhet att de utvunna kvantiteterna är minst lika stora som summan av bevisade och sannolika reserver.
Erhållna ersättningar vid försäljning eller utfarmning av olje- och gaskoncessioner i prospekteringsstadiet reducerar de aktiverade utgifterna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade utgifterna redovisas i resultaträkningen inom resultat vid försäljning av tillgångar.
Prövning av eventuellt nedskrivningsbehov utförs årligen eller när det fi nns händelser eller omständigheter som tyder på att redovisat värde på aktiverade utgifterna 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 utgifterna kan inte ligga kvar i balansräkningen om dessa kostnader inte understöds av framtida kassafl öden från det specifi ka fältet. Reservering görs för varje nedskrivning, där redovisat värde, enligt ovan, överstiger återvinningsvärdet, vilket är det högre av nyttjandevärde och verkligt värde med avdrag för försäljningskostnad, vilket bestäms av framtida diskonterade kassafl öden med användande av de priser och kostnader som används av koncernledningen för interna prognoser. Om beslut tas att inte fortsätta med ett fälts specifi ka prospekteringsprogram redovisas kostnaden vid tidpunkten för beslutet.
Övriga materiella anläggningstillgångar upptas till 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 ned till noll. Andra former av reparationer och underhåll redovisas som kostnader i resultaträkningen under den period de uppkommer.
Redovisat värde skrivs direkt ned till sitt återvinningsvärde om redovisat värde är högre. Återvinningsvärdet är det högre av en tillgångs verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader och dess nyttjandevärde.
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 i dotterbolaget redovisas mellanskillnaden direkt i resultaträkningen.
Vid prövning av eventuellt nedskrivningsbehov fördelas goodwill på koncernens kassagenererande enheter som rörelseförvärvet förväntas gynna. Eventuellt nedskrivningsbehov på de kassagenererande enheter till vilka goodwill har allokerats prövas minst en gång per år. Om redovisat 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 en gemensamt kontrollerad enhet avyttras redovisas goodwill som en del i resultatberäkningen för avyttringen.
Godkända projekt och licenser som anskaff ats 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.
För att kunna klassifi ceras som en anläggningstillgång som innehas för försäljning måste det antas att redovisat 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 redovisat och verkligt värde minskat med försäljningskostnad. På balansdagen fi nns det inga anläggningstillgångar som innehas för försäljning.
Koncernen bedömer per varje balansdag om det fi nns indikationer att nedskrivningsbehov föreligger bland tillgångarna. När en indikation om nedskrivningsbehov fi nns eller när ett nedskrivningstest för en tillgång krävs, genomför koncernen en formell bedömning av återvinningsvärdet. När det redovisade värdet av en tillgång överstiger återvinningsvärdet skrivs tillgången ned till återvinningsvärdet.
Återvinningsvärdet är det högre av tillgångens verkliga värde minskat med försäljningskostnader och nyttjandevärde. Nyttjandevärde beräknas genom att diskontera 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. 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 inte överstiga det ursprungliga redovisade värdet, efter avskrivningen för tillgången.
Tillgångar och skulder redovisas inledningsvis till verkligt värde plus transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaff ningsvärde om inte annat anges. Finansiella tillgångar tas bort från balansräkningen när rätten att erhålla kassafl öden från instrumentet har löpt ut eller överförts och koncernen har överfört i stort sett alla risker och förmåner som är förknippade med äganderätten.
Lundin Petroleum redovisar följande fi nansiella instrument:
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. Om säkringen inte uppfyller villkoren för säkringsredovisning, kommer värdet av den säkrade tillgången för vilken eff ektivräntemetoden har använts, att skrivas av över dess kvarstående livslängd. Någon säkringsredovisning för verkligt värde har inte redovisats per balansdagen.
Den eff ektiva delen av förändringen av verkligt värde på derivat som kvalifi cerar som kassafl ödessäkring redovisas i övrigt totalresultat. Vinsten eller förlusten hänförlig till den ineff ektiva delen redovisas direkt över resultaträkningen. Ackumulerade belopp i övrigt totalresultat överförs till resultaträkningen under samma period som när den säkrade posten redovisas i resultaträkningen. När ett säkringsinstrument inte längre uppfyller kraven för säkringsredovisning, löper ut eller säljs, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i totalresultat tills dess det inte längre bedöms sannolikt att den prognostiserade transaktionen kommer 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 övrigt totalresultat överförs till resultaträkningen när den utländska verksamheten avyttras. Någon säkringsredovisning av nettoinvesteringar har inte redovisats per balansdagen.
När derivat inte kvalifi cerar för säkringsredovisning redovisas förändringar i verkligt värde direkt över resultaträkningen.
Lager av förbrukningsmaterial upptas till det lägsta av anskaff ningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Anskaff ningsvärdet 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 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), det egna kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare, tills dess aktierna annulleras eller avyttras. Om dessa aktier senare avyttras, redovisas erhållna belopp (netto efter eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader och skatteeff ekter) i eget kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare.
Förändring i verkligt värde avseende övriga aktier och andelar redovisas i verkligt värde reserven. 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 övrigt totalresultat 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 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. Redovisningstransaktionen som utgör bokningen av tillgången tar hänsyn till nuvärdet av den framtida skyldigheten. Nuvärdesfaktorn av den förväntade återställningsskyldigheten löses gradvis upp över fältets livstid och belastar de fi nansiella kostnaderna. Förändringar i återställningskostnader och reserver tillämpas framåtriktat och i enlighet med den initiala principen för redovisning.
Upplåning redovisas 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 för att allokera räntekostnaden över den relevanta perioden. Den eff ektiva räntan är den ränta som exakt diskonterar förväntade framtida betalningar baserat på den fi nansiella skuldens förväntade livslängd, eller en kortare period när det är lämpligt.
Intäkter från försäljning av olja och gas upptas i resultaträkningen netto efter avdrag för royaltyandel uttagen i sak. Försäljning av olja och gas redovisas först när produkterna levererats och kunden accepterat eller när 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 sak. Royalty som betalas kontant periodiseras över den räkenskapsperiod när skulden uppkommer. Royalty som tas ut i sak dras av från produktionen under den period som avses.
Lånekostnader 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 tar betydande tid i anspråk för att färdigställas för avsedd användning eller försäljning. Om intäkter uppkommer från en tillfällig investering av ett specifi kt lån, vars avsikt är att användas för en tillgång för vilken lånekostnader kan inräknas i anskaff ningsvärdet, ska intäkterna dras av från den del av lånekostnaden som aktiveras. Detta gäller ränta på lån som används för att fi nansiera fält under utbyggnad och som aktiveras inom olje- och gastillgångar till dess produktion påbörjas. Alla övriga lånekostnader redovisas i resultaträkningen i den period de uppkommer. Ränta på lån för fi nansiering av förvärv av producerande olje- och gastillgångar 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 resultatförs 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 kontanter i resultaträkningen som kostnader och som en avsättning hänförligt till programmet för LTIP till personalen. Avsättningen är värderad till verkligt värde och omvärderas vid varje balansdag enligt Black & Sholes värderingsmetod och vid dagen då reglering sker. En förändring i verkligt värde redovisas över resultaträkningen den aktuella perioden.
De huvudsakliga skattekomponenterna är aktuell och uppskjuten skatt. Skatt redovisas i resultaträkningen, förutom när den relaterar till belopp som redovisats i övrigt totalresultat eller direkt i eget kapital då den hänförs till dem.
Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas för aktuellt år och innefattar även justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder.
Uppskjuten inkomstskatt 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.
Uppskjutna skattefordringar kvittas mot uppskjutna skatteskulder i balansräkningen, i enlighet med IAS 12 när de uppkommit i samma land.
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 kontrollerad enhet, 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 eller annan individ som kontrollerar eller har gemensam kontroll eller väsentligt infl ytande över enheten.
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.
Koncernen bedömer om det redovisade värdet för investeringar i intresseföretag 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.
De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställning av borrplats är uppskattningar baserade på aktuella legala och informella 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. Det redovisade värdet av avsättningen för återställningskostnader ses över regelbundet för att återspegla eff ekterna till följd av förändringar i lagstiftning, krav, teknologi och prisnivåer.
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. Nuvärdeberäkningen kräver att bolaget uppskattar den kassagenererande enhetens framtida kassafl öden samt använder sig av en rimlig diskonteringsränta för att kunna beräkna nuvärdet.
Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de fi nansiella rapporterna godkändes för utfärdande och vilka har väsentlig eff ekt på de fi nansiella rapporterna.
Följande nya standarder, ändringar och tolkningar av existerande standarder vilka relaterar till såväl godkända som icke ännu godkända förändringar in om EU och är inte obligatoriska för 2010 års fi nansiella rapporter och har inte tillämpats i förtid. De hänför sig till koncernens redovisningsperioder som börjar på eller efter den 1 januari 2011 eller senare perioder:
IFRIC 14 (ändring), "IAS 19 – Begränsningen av en förmånsbestämd tillgång, lägsta fonderingskrav och samspelet dem emellan" (gäller från och med 1 januari 2013) – Avlägsnar en icke åsyftad konsekvens av redovisningen av förskottsbetalningar av vissa utgifter när det fi nns ett lägsta fonderingskrav. Medför att förskottsbetalningar av utgifter i vissa sammanhang redovisas som en tillgång och inte som en kostnad. Ändringen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRIC 19, "Utsläckning av fi nansiella skulder med egetkapitalinstrument" (gäller från och med 1 juli 2010) – Tolkningen klargör IFRS krav vad gäller redovisningen vid omförhandling av lånevillkor så att hela eller delar av lånet återbetalas genom emitterade aktier. Tolkningen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IFRS 9, "Finansiella instrument" (gäller från och med 1 januari 2013) – Standarden ersätter fl era klassifi cerings och värderings modeller för fi nansiella tillgångar i IAS 39. Klassifi ceringsmodellen bygger på företagets aff ärsmodell samt karakteristiska egenskaper i de avtalsenliga kassafl ödena. Ändringen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 24 (omarbetad 2009), "Upplysningar om närstående" (gäller från och med 1 januari 2011) – Omarbetningen ändrar defi nitionen av en närstående part och mildrar vissa upplysningskrav om närstående för till staten närstående företag. Omarbetningen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
IAS 32 (ändring), "Finansiella instrument: klassifi cering – klassifi cering av teckningsrätter" (gäller från och med 1 februari 2010) – AS 32 har ändrats för att tillåta rättigheter, optioner och warranter, som regleras med ett fastställt antal av företagets egetkapitalinstrument mot ett fastställt belopp i utländsk valuta, att klassifi ceras som eget kapital förutsatt att rättigheterna emitteras proportionellt till alla befi ntliga aktieägare. Ändringen förväntas inte ha någon väsentlig inverkan på koncernens fi nansiella rapporter.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | ||
| Försäljning av: | ||
| Olja | ||
| - Norge | 490 390 | 296 231 |
| - Frankrike | 92 681 | 77 871 |
| - Indonesien | 34 994 | 36 617 |
| - Ryssland | 66 624 | 74 398 |
| - Tunisien | 29 517 | 25 469 |
| - Nederländerna | 128 | 139 |
| 714 334 | 510 725 | |
| Kondensat | ||
| - Nederländerna | 1 088 | 848 |
| - Indonesien | 200 | 124 |
| 1 288 | 972 | |
| Gas | ||
| - Norge | 32 687 | 18 257 |
| - Nederländerna | 32 357 | 37 354 |
| - Indonesien | 4 496 | 180 |
| 69 540 | 55 791 | |
| Försäljning från kvarvarande verksamhet | 785 162 | 567 488 |
| Försäljning från avyttrad verksamhet | ||
| - Storbritannien | 62 567 | 228 111 |
| Försäljning | 847 729 | 795 599 |
| Övriga intäkter: | ||
| - Frankrike | 1 423 | 1 492 |
| - Nederländerna - Övriga |
1 315 10 699 |
1 228 1 627 |
| Övriga intäkter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 13 437 | 4 347 |
| Summa rörelseintäkter från avyttrad | ||
| verksamhet - Storbritannien | 1 983 | 5 906 |
| Summa övriga intäkter | 15 420 | 10 253 |
| Summa rörelseintäkter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 798 599 | 571 835 |
| Summa rörelseintäkter från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
64 550 | 234 017 |
| Summa rörelseintäkter | 863 149 | 805 852 |
| Rörelseresultat | ||
| - Norge | 303 892 | 153 045 |
| - Frankrike | 52 309 | 36 230 |
| - Indonesien | 18 203 | 3 638 |
| - Ryssland | 4 734 | -700 677 |
| - Tunisien | 11 500 | 3 159 |
| - Nederländerna | 7 273 | 15 125 |
| - Vietnam | -31 906 | -7 203 |
| - Övriga | 27 845 | -7 509 |
| Summa rörelseresultat från kvarvarande | ||
| verksamhet | 393 850 | -504 192 |
| Summa rörelseresultat från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
20 774 | 35 919 |
| Summa rörelseresultat | 414 624 | -468 273 |
Intäkter härrör från diverse externa kunder. Koncernintern försäljning uppgår till noll TUSD (noll TUSD) och koncerninterna inköp uppgår till noll TUSD (noll TUSD) och därför förekommer det inga avstämningsposter mot beloppen i resultaträkningen.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Genomsnittligt försäljningspris råvaror, USD per boe | ||
| - Norge | 77,93 | 60,48 |
| - Frankrike | 79,35 | 60,94 |
| - Nederländerna | 44,37 | 50,49 |
| - Indonesien | 65,31 | 60,58 |
| - Ryssland | 51,65 | 37,64 |
| - Tunisien | 77,15 | 54,72 |
| Konsoliderat från kvarvarande verksamhet | 71,92 | 55,16 |
| Summa från avyttrad verksamhet - Storbritannien | 76,82 | 62,83 |
| Summa konsoliderat | 72,26 | 57,16 |
| - Norge | 15,33 | 12,90 |
|---|---|---|
| - Frankrike | 12,60 | 10,26 |
| - Nederländerna | 21,79 | 16,76 |
| - Indonesien | 4,75 | 8,18 |
| - Ryssland | 4,54 | 4,56 |
| - Tunisien | 0,02 | 22,87 |
| Konsoliderat från kvarvarande verksamhet | 12,85 | 11,41 |
| Summa från avyttrad verksamhet - Storbritannien | 13,99 | 13,83 |
| Summa konsoliderat | 12,93 | 12,06 |
| Tillgångar | Eget kapital och skulder | |||
|---|---|---|---|---|
| 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | |
| Frankrike | 187 991 | 243 130 | 73 749 | 91 958 |
| Norge | 1 145 846 | 1 004 753 | 675 995 | 454 319 |
| Nederländerna | 203 941 | 163 710 | 511 118 | 437 953 |
| Ryssland | 644 913 | 661 875 | 106 761 | 135 425 |
| Indonesien | 93 795 | 90 465 | 10 883 | 28 258 |
| Tunisien | 11 065 | 17 020 | 19 471 | 26 070 |
| Kongo (Brazzaville) | 34 093 | 30 646 | 672 | 6 649 |
| Vietnam | 2 179 | 17 626 | 1 047 | 4 847 |
| Malaysia | 45 105 | 33 621 | 12 613 | 9 089 |
| Venezuela | – | 11 802 | – | 2 066 |
| Storbritannien | – | 635 321 | – | 495 685 |
| Övriga | 60 208 | 40 689 | 19 046 | 21 126 |
| Tillgångar/skulder per land |
2 429 136 | 2 950 658 | 1 431 355 | 1 713 445 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare |
N/A | N/A | 920 416 | 1 141 658 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande |
N/A | N/A | 77 365 | 95 555 |
| Summa eget kapital koncern |
N/A | N/A | 997 781 | 1 237 213 |
| Summa koncern | 2 429 136 | 2 950 658 | 2 429 136 | 2 950 658 |
Se även not 14 för detaljerad information över olje- och gastillgångar vilken inkluderar avskrivningar per land. Det förekommer inga avstämningsposter mot beloppen i resultatoch balansräkningen.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader 1 | 97 179 | 95 415 |
| Tariff - och transportkostnader | 17 438 | 15 738 |
| Direkta produktionsskatter | 41 624 | 40 987 |
| Förändring i över- och underuttag | -6 717 | 5 108 |
| Lagerförändring – olja och naturgas | 3 317 | -5 160 |
| Lagerförändring – borrutrustning och förbrukningsmaterial |
-9 | 141 |
| Övriga | 4 233 | 3 082 |
| Produktionskostnader från kvarvarande verksamhet |
157 065 | 155 311 |
| Produktionskostnader från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
32 030 | 140 036 |
| Summa produktionskostnader | 189 095 | 295 347 |
I utvinningskostnader ingår kostnader om 1 108 TUSD (– TUSD) vilka avser solenergitillgångar.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Norge | 101 643 | 65 301 |
| Frankrike | 14 623 | 12 821 |
| Nederländerna | 16 490 | 12 727 |
| Indonesien | 4 218 | 7 334 |
| Ryssland | 6 002 | 8 627 |
| Tunisien | 6 | 11 318 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | 142 982 | 118 128 |
| Avskrivningar av solenergitillgångar - Italien | 2 334 | – |
| Avskrivningar från kvarvarande verksamhet | 145 316 | 118 128 |
| Avskrivningar från avyttrad verksamhet | ||
| - Storbritannien | 11 362 | 51 778 |
| Summa avskrivningar | 156 678 | 169 906 |
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Norge | 94 526 | 69 544 |
| Frankrike | 214 | 3 128 |
| Ryssland | – | 35 000 |
| Sudan | – | -1 580 |
| Kongo (Brazzaville) | – | 2 522 |
| Vietnam | 31 906 | 7 203 |
| Indonesien | 604 | 7 300 |
| Kambodja | 29 | 10 989 |
| Övriga | 255 | 686 |
| Prospekteringskostnader från kvarvarande | ||
| verksamhet | 127 534 | 134 792 |
| Prospekteringskostnader från avyttrad | ||
| verksamhet - Storbritannien | 61 | 6 149 |
| Summa prospekteringskostnader | 127 595 | 140 941 |
Kostnaderna för prospekterings- och utvärderingsprojekt aktiveras under året i takt med att de uppkommer och omprövas regelbundet för att bedöma dess framtida återvinningsvärde. De kostnader som kan hänföras till projektet kostnadsförs när beslut har fattats att inte gå vidare med ett projekt.
Fyra icke-framgångsrika borrningar utfördes på licenserna PL359, PL400, PL409 och PL476 i Norge under 2010. Prospekteringskostnaderna i Norge som härrör från dessa borrningar uppgick till totalt 80,6 MUSD. Övriga prospekteringskostnader om 13,9 MUSD resultatfördes i Norge under 2010.
På block 06/94, Vietnam kostnadsfördes 31,9 MUSD under rapporteringsperioden vilka härrör från två icke-framgångsrika borrningar med tillhörande seismik, studier och licenskostnader.
Övriga prospekteringskostnader utgörs av new venture projekt.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Ryssland | – | 525 719 |
| Summa nedskrivning av olje- och | ||
| gastillgångar | – | 525 719 |
Inga nedskrivningar har gjorts under rapporteringsperioden.
2009 utvärderade Lundin Petroleum värderingen fyndigheterna på Laganskyblocket i Ryssland och skrev ner det bokförda värdet, vilket resulterade i en nedskrivningskostnad i resultaträkningen för jämförelseperioden om 525,7 MUSD.
Lundin Petroleum har ingen goodwill bokförd i balansräkningen per den 31 december 2010 eftersom det belopp som är hänförligt till Ryssland har skrivits ned till noll vid slutet av 2009. Jämförelseperioden påverkas av en nedskrivning av goodwill om 119,0 MUSD vilken Lundin Petroleum redovisade i samband med anskaff ningen av Valkyries 2006.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Etrion Corporation | 57 760 | – |
| Salawati tillgångar | 8 366 | – |
| Lundin International B.V. | – | 29 975 |
| Ryska onshorefält | – | -25 386 |
| Summa försäljning av tillgångar | 66 126 | 4 589 |
För ytterligare information om försäljning av tillgångar se avsnittet Försäljning av tillgångar i förvaltningsberättelsen, sidan 61. Vinsten från avknoppningen av de brittiska tillgångarna beskrivs under avyttrad verksamhet. Se not 13.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| PricewaterhouseCoopers | ||
| Revisionsuppdrag | 912 | 927 |
| Revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag | 165 | 166 |
| Skatterådgivning | – | 52 |
| Övriga tjänster | 36 | – |
| Summa | 1 113 | 1 145 |
| Ersättningar till andra revisorer än PricewaterhouseCoopers |
213 | 268 |
| Summa | 1 326 | 1 413 |
I revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag ingår översiktlig granskning av delårsrapport.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Ränteintäkter | 3 409 | 4 595 |
| Valutakursvinster, netto | 13 360 | 66 019 |
| Försäkringsintäkter | 377 | – |
| Vinst vid försäljning av aktier | – | 10 244 |
| Garanti-intäkter | 2 348 | 114 |
| Övriga fi nansiella intäkter | 1 462 | 1 059 |
| Finansiella intäkter från kvarvarande verksamhet |
20 956 | 82 031 |
| Finansiella intäkter från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
360 | 32 |
| Summa fi nansiella intäkter | 21 316 | 82 063 |
Valutakursrörelser är främst resultatet av US dollarns värdeförändringar mot en pool av valutor där bland annat EUR, NOK och ryska rubler (RUR) ingår. Lundin Petroleum har lån utgivna i USD till dotterbolag vars funktionella valuta är annan än USD.
Vinsten vid försäljning av aktier 2009 uppgående till 10 244 TUSD hänför sig till försäljningen av investeringen i ett bolag som äger intressen i holländsk gas och transport infrastruktur.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Räntekostnader | 10 047 | 8 895 |
| Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt | 6 990 | 5 669 |
| Förändring av marknadsväde på räntesäkringskontrakt |
3 872 | 452 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 3 989 | 2 490 |
| Avskrivning av uppskjutna fi nansieringskostnader | 2 360 | 2 539 |
| Förlust vid försäljning av aktier | 3 879 | – |
| Övriga fi nansiella kostnader | 2 326 | 32 427 |
| Finansiella kostnader från kvarvarande | ||
| verksamhet | 33 463 | 52 472 |
| Finansiella kostnader från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
1 224 | 24 398 |
| Summa fi nansiella kostnader | 34 687 | 76 870 |
Övriga fi nansiella kostnader innehåller för jämförelseperioden ett belopp om 29,8 MUSD vilka avser nedskrivningen av Etrion till följd av Etrions nedskrivning av sina olje- och gas tillgångar i Venezuela.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Koncernens del av resultatet | – | -25 504 |
| Summa resultat från intressebolag | – | -25 504 |
Resultat från intresseföretag för jämförelseperioden uppgick till -25,5 MUSD och bestod av Lundin Petroleums egetkapitalandel på 44,81% i Etrions resultat. Etrions resultat konsoliderades i sin helhet i Lundin Petroleums koncernredovisning sedan den 30 september 2009 fram till utdelningen och därför redovisas inget belopp som resultat i intresseföretag för 2010.
En nedskrivning av Etrions olje- och gas tillgångar i Venezuela ingår till ett belopp av 22,8 MUSD i de 25,5 MUSD som utgör jämförelseperiodens resultat från intresseföretag.
| Skattekostnad | Bolagsskatt | |||
|---|---|---|---|---|
| 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | |
| Aktuell | ||||
| - Frankrike | 19 116 | 8 987 | – | – |
| - Norge | 36 115 | 2 188 | – | – |
| - Nederländerna | 5 211 | 5 528 | – | – |
| - Indonesien | 3 661 | 2 505 | – | – |
| - Ryssland | 1 469 | 2 158 | – | – |
| - Tunisien | 2 178 | 7 928 | – | – |
| - Singapore | 13 | 18 | – | – |
| - Sverige | -1 018 | 2 309 | – | – |
| - Schweiz | 648 | 393 | – | – |
| - Italien (solenergitillgångar) |
759 | – | – | – |
| Kvarvarande verksamhet | 68 152 | 32 014 | – | – |
| Avyttrad verksamhet | 7 315 | 6 546 | – | – |
| Summa aktuell skatt | 75 467 | 38 560 | – | – |
| Uppskjuten | ||||
| - Frankrike | 1 254 | 1 008 | – | – |
| - Norge | 183 309 | 111 238 | – | – |
| - Nederländerna | -382 | 3 555 | – | – |
| - Indonesien | 3 739 | 97 | – | – |
| - Ryssland | 520 | -100 457 | – | – |
| - Tunisien | 1 576 | -3 437 | – | – |
| - Kongo (Brazzaville) | -4 232 | 1 569 | – | – |
| - Irland | 800 | – | – | – |
| - Malaysia | 2 545 | 6 188 | – | – |
| - Singapore | 175 | -447 | – | – |
| - Vietnam | -4 043 | 884 | – | – |
| - Kambodja | – | -2 106 | – | – |
| - Kenya | – | -2 106 | – | – |
| - Etiopien | – | -2 331 | – | – |
| - Italien (solenergitillgångar) |
-1 548 | – | – | – |
| Kvarvarande verksamhet | 183 713 | 13 655 | – | – |
| Summa uppskjuten skatt | 4 014 | 2 237 | -2 341 | -5 967 |
| Avyttrad verksamhet | 187 727 | 15 892 | -2 341 | -5 967 |
| Summa skatt | 263 194 | 54 452 | -2 341 | -5 967 |
Jämförelseperioden inkluderar en upplösning av uppskjuten skatt vilken uppgick till 86 896 TUSD som avser nedskrivningen av Laganskyblocket, Ryssland.
Skatten på koncernens resultat före skatt skiljer sig från det teoretiska belopp som skulle uppkomma om svensk skattesats hade tillämpats enligt följande:
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | 381 343 | -500 137 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3%) | -100 293 | 131 536 |
| Eff ekt av utländska skattesatser | -163 218 | -139 242 |
| Skatteeff ekt på ej avdragsgilla kostnader | -15,063 | -66 148 |
| Skatteeff ekt på avdrag för petroleumskatt | 12 394 | 14 347 |
| Skatteeff ekt på ej skattepliktiga intäkter | 20,605 | 17 596 |
| Skatteeff ekt på utnyttjande av ej bokförda | ||
| underskottsavdrag | 2 700 | 5 555 |
| Skatteff ekt på uppkomna ej bokförda underskottsavdrag | -7 896 | -2 705 |
| Justeringar av föregående års taxeringar | -1 094 | -6 608 |
| Skattekostnad | -251 865 | -45 669 |
Skatt hänförlig till delposter i övrigt totalresultat uppgår till följande belopp:
| 2010 | 2009 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt | Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt | |
| Valutaomräkningsdiff erens | -43 972 | – | -43 972 | 74 763 | – | 74 763 |
| Kassafl ödessäkring | -378 | 238 | -140 | 47 583 | -21 073 | 26 510 |
| Investeringar som kan säljas | 53 128 | -2 009 | 51 119 | -19 158 | 2 009 | -17 149 |
| Övrigt totalresultat | 8 778 | -1 771 | 7 007 | 103 188 | -19 064 | 84 124 |
| Aktuell skatt | – | – | ||||
| Uppskjuten skatt | -1 771 | -19 064 | ||||
| -1 771 | -19 064 |
Den uppskjutna skattekostnaden om 1 771 TUSD (19 064 TUSD) har förts direkt till övrigt totalresultat.
| Skatteskuld - aktuell och | Aktuell skatteskuld | Uppskjuten skatteskuld | ||
|---|---|---|---|---|
| uppskjuten | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 |
| Bolagsskatt | ||||
| - Frankrike | 9 049 | 1 008 | 32 594 | 39 012 |
| - Norge | 20 856 | 1 780 | 517 962 | 333 637 |
| - Nederländerna | 6 042 | 5 373 | 4 512 | 7 566 |
| - Indonesien | 260 | 1 939 | 4 698 | 14 034 |
| - Ryssland | 7 | -896 | 78 317 | 78 060 |
| - Tunisien | 1 934 | 7 496 | 658 | 2 189 |
| - Sverige | 1 531 | 2 473 | – | – |
| - Storbritannien | – | 1 605 | – | 195 298 |
| - Schweiz | – | 92 | – | – |
| - Kongo (Brazzaville) | – | – | – | 4 232 |
| - Malaysia | – | – | 10 708 | 8 163 |
| - Vietnam | – | – | – | 4 043 |
| - Övriga | – | – | 1 246 | 1 092 |
| Summa bolagsskatt | 39 679 | 20 870 | 650 695 | 687 326 |
| Petroleumskatt | ||||
| - Storbritannien | – | – | – | 56 320 |
| Summa petroleumskatteskuld |
– | – | – | 56 320 |
| Summa skatteskuld | 39 679 | 20 870 | 650 695 | 743 646 |
| Specifi kation av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder 1 |
31 december 2010 |
31 december 2009 |
|---|---|---|
| Uppskjuten skattefordran | ||
| Icke-utnyttjade underskottsavdrag | 29 183 | 217 757 |
| Verkligt värde på derivatinstrument | 1 716 | 4 671 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 2 790 | 3 662 |
| 33 689 | 226 090 | |
| Uppskjutna skatteskulder | ||
| Reserveringar utöver plan | 581 788 | 859 485 |
| Aktiverad förvärvskostnad | 1 088 | 1 173 |
| Uppskjuten skatt på övervärden | 77 936 | 78 675 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 8 506 | 2 553 |
| 669 318 | 941 886 |
1 Specifi kationen av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder kan inte stämmas av mot beloppen i balansräkningen eftersom de har kvittats i balansräkningen när de har uppkommit i samma land.
Den uppskjutna skattefordran är främst hänförlig till förlustavdrag i Norge uppgående till 15 828 TUSD (142 220 TUSD) och Nederländerna uppgående till 12 732 TUSD (15 209 TUSD). Jämförelseperioden innehåller även ej utnyttjade underskottsavdrag i Storbritannien uppgående till 56 476 TUSD. Uppskjutna skattefordringar hänförliga till underskottsavdrag redovisas enbart när det fi nns en rimlig säkerhet om när och i vilken omfattning underskottsavdragen kommer att kunna utnyttjas gentemot framtida vinster.
Den uppskjutna skatteskulden är hänförlig främst till den del av redovisat värde som överstiger det skattemässiga värdet på olje- och gastillgångar och skatt på övervärdena i de förvärvade tillgångarna i Ryssland.
Koncernen har ett holländskt underskottsavdrag, inklusive skattemässigt underskott som uppstått under innevarande räkenskapsår, vilka delvis inte är taxerade, uppgående till 38,5 MUSD. Majoriteten av förlustavdragen kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran på dessa förlustavdrag har ej beaktats per den 31 december 2010 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Denna behandling är konsekvent med föregående års bokslut.
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 situation, 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.
Beslutet överklagades till Fövaltningsrätten i Stockholm och betalningsanstånd för skattetillägget medgavs. Fövaltningsrätten 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. Fövaltningsrätten dom överklagades 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. Under 2010 har Kammarrätten fastslagit Fövaltningsrätten beslut. Till följd av domstolsbeslutet har skattetillägget om 681 TUSD betalats under 2010. Lundin Petroleum har överklagat till Högsta Förvaltningsdomstolen och väntar nu prövningstillstånd.
| Avyttrad verksamhet - Storbritannien | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Försäljning | 62 567 | 228 111 |
| Övriga rörelseintäkter | 1 983 | 5 906 |
| Rörelsens intäkter | 64 550 | 234 017 |
| Produktionskostnader | -32 030 | -140 036 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | -11 362 | -51 778 |
| Prospekteringskostnader | -61 | -6 149 |
| Administrationskostnader och avskrivningar | -323 | -135 |
| Rörelseresultat | 20 774 | 35 919 |
| Finansiella intäkter | 360 | 32 |
| Finansiella kostnader | -1 224 | -24 398 |
| Resultat före skatt | 19 910 | 11 553 |
| Skatt | -8 988 | -2 816 |
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | 10 922 | 8 737 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | 358 070 | – |
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | 368 992 | 8 737 |
Under det första kvartalet 2010, meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att knoppa av verksamheten i Storbritannien. Avknoppningen slutfördes den 6 april 2010 med försäljningen av den brittiska verksamheten i utbyte mot aktier i det nybildade bolaget EnQuest och den påföljande utdelningen av EnQuest aktierna till Lundin Petroleums aktieägare den 9 april 2010. Den brittiska verksamhetens resultat ingår i Lundin Petroleums redovisning till och med slutet av det första kvartalet och har redovisats som avyttrad verksamhet.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 879 921 | 1 223 538 |
| Kostnadsställen utan produktion | 1 119 050 | 1 316 810 |
| 1 998 971 | 2 540 348 | |
| 2010 Kostnadsställen med produktion | Storbritannien | Frankrike | Norge | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 845 424 | 245 136 | 499 741 | 101 634 | 63 455 | 89 482 | 105 870 | 1 950 742 |
| Investeringar | 17 125 | 13 189 | 79 755 | 4 458 | 10 246 | 6 633 | 6 | 131 412 |
| Avyttringar | -862 549 | – | – | – | -68 003 | – | – | -930 552 |
| Förändringar i uppskattningar | – | 3 162 | 6 790 | 3 683 | – | – | – | 13 635 |
| Omklassifi ceringar | – | – | 188 378 | – | 55 216 | – | – | 243 594 |
| Omräkningsdiff erens | – | -17 526 | -7 477 | -6 995 | 1 378 | -550 | – | -31 170 |
| 31 december | – | 243 961 | 767 187 | 102 780 | 62 292 | 95 565 | 105 876 | 1 377 661 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -328 179 | -83 050 | -106 554 | -40 985 | -37 616 | -24 950 | -105 870 | -727 204 |
| Årets avskrivningar | -11 362 | -14 623 | -101 643 | -16 490 | -4 218 | -6 002 | -6 | -154 344 |
| Avyttringar | 339 541 | – | – | – | 39 658 | – | – | 379 199 |
| Omräkningsdiff erens | – | 5 770 | -1 710 | 2 514 | -1 965 | – | – | 4 609 |
| 31 december | – | -91 903 | -209 907 | -54 961 | -4 141 | -30 952 | -105 876 | -497 740 |
| Redovisat värde | – | 152 058 | 557 280 | 47 819 | 58 151 | 64 613 | – | 879 921 |
| 2009 Kostnadsställen med produktion | Storbritannien | Frankrike | Norge | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 767 914 | 230 630 | 384 018 | 86 844 | 60 964 | 140 745 | 103 759 | 1 774 874 |
| Investeringar | 63 524 | 6 323 | 15 609 | 5 316 | 1 592 | 10 074 | 15 | 102 453 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | -60 679 | – | -60 679 |
| Förändringar i uppskattningar | 3 387 | -66 | 15 499 | 6 403 | – | – | 2 242 | 27 465 |
| Omklassifi ceringar | 10 599 | – | – | – | 1 215 | – | – | 11 814 |
| Omräkningsdiff erens | – | 8 249 | 84 615 | 3 071 | -316 | -658 | -146 | 94 815 |
| 31 december | 845 424 | 245 136 | 499 741 | 101 634 | 63 455 | 89 482 | 105 870 | 1 950 742 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -276 401 | -67 493 | -29 239 | -27 037 | -30 731 | -76 123 | -94 705 | -601 729 |
| Årets avskrivningar | -51 778 | -12 821 | -65 301 | -12 727 | -7 334 | -8 627 | -11 318 | -169 906 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | 59 340 | – | 59 340 |
| Omklassifi ceringar | – | -2 736 | -12 014 | -1 221 | 449 | 460 | 153 | -14 909 |
| Omräkningsdiff erens | -328 179 | -83 050 | -106 554 | -40 985 | -37 616 | -24 950 | -105 870 | -727 204 |
| Redovisat värde | 517 245 | 162 086 | 393 187 | 60 649 | 25 839 | 64 532 | – 1 223 538 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2010 Kostnadsställen | Ytterligare | Förändringar i | Omräknings | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| utan produktion | 1 januari | kostnader | Avyttringar | Avskrivningar | uppskattning | Omklassifi cering | diff erens | 31 december |
| Norge | 558 599 | 188 058 | – | -94 526 | – | -188 378 | -2 504 | 461 249 |
| Storbritannien | 71 641 | 249 | -71 829 | -61 | – | – | – | – |
| Frankrike | 6 821 | 997 | – | -214 | – | – | -491 | 7 113 |
| Nederländerna | 1 021 | 948 | – | – | – | – | -67 | 1 902 |
| Indonesien | 65 727 | 13 486 | -3 115 | -604 | – | -55 216 | -23 | 20 255 |
| Ryssland | 534 186 | 18 252 | – | – | – | – | -2 319 | 550 119 |
| Tunisien | 217 | 38 | – | -255 | – | – | – | – |
| Irland | 761 | 3 369 | – | – | – | – | -31 | 4 099 |
| Kongo (Brazzaville) | 29 800 | 2 456 | – | – | – | – | – | 32 256 |
| Kambodja | – | 29 | – | -29 | – | – | – | – |
| Malaysia | 31 474 | 10 627 | – | – | – | – | -44 | 42 057 |
| Vietnam | 16 563 | 15 343 | – | -31 906 | – | – | – | – |
| Redovisat värde | 1 316 810 | 253 852 | -74 944 | -127 595 | – | -243 594 | -5 479 | 1 119 050 |
| 2009 Kostnadsställen utan produktion |
1 januari | Ytterligare kostnader |
Avyttringar | Avskrivningar | Förändringar i uppskattning |
Omklassifi cering | Omräknings diff erens |
31 december |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 271 818 | 270 733 | – | -69 544 | 8 887 | – | 76 705 | 558 599 |
| Storbritannien | 86 047 | 2 342 | – | -6 149 | – | -10 599 | – | 71 641 |
| Frankrike | 6 617 | 3 100 | – | -3 128 | – | – | 232 | 6 821 |
| Nederländerna | 163 | 865 | – | -41 | – | – | 34 | 1 021 |
| Indonesien | 29 436 | 44 848 | – | -7 300 | – | -1 215 | -42 | 65 727 |
| Ryssland | 1 048 217 | 45 243 | -75 | -560 719 | – | – | 1 520 | 534 186 |
| Tunisien | 203 | 14 | – | – | – | – | – | 217 |
| Sudan | – | -1 580 | – | 1 580 | – | – | – | – |
| Kongo (Brazzaville) | 18 481 | 13 841 | – | -2 522 | – | – | – | 29 800 |
| Kenya | 9 881 | 858 | -10 736 | – | – | – | -3 | – |
| Kambodja | 9 741 | 1 248 | – | -10 989 | – | – | – | – |
| Etiopien | 11 218 | 974 | -12 186 | – | – | – | -6 | – |
| Malaysia | 7 639 | 23 873 | – | – | – | – | -38 | 31 474 |
| Vietnam | 14 517 | 9 249 | – | -7 203 | – | – | – | 16 563 |
| Övriga | 1 043 | 473 | – | -645 | – | – | -110 | 761 |
| Redovisat värde | 1 515 021 | 416 081 | -22 997 | -666 660 | 8 887 | -11 814 | 78 292 | 1 316 810 |
Omklassifi ceringen som gjorts under 2010 från kostnadsställen utan produktion till produktion hänför sig till produktionsstarten av Volundfältet, Norge och Singafältet, Indonesien.
Lundin Petroleum har utfört sitt årliga nedskrivningstest per den 31 december 2010 i samband med den årliga certifi eringen av olje- och gasreserver. Lundin Petroleum har använt ett fast pris om 85 USD per fat, med en årlig infl ation om 2%, en framtida infl ationsfaktor om 2% per år, samt en diskonteringsränta om 10%, för beräkningen av framtida kassafl öden före skatt. Inga nedskrivningar av tillgångar var nödvändiga för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010.
Under 2010 har 1,9 MUSD (2,9 MUSD) aktiverade ränteutgifter lagts till olje- och gas tillgångarna, och relaterar till olje- och gastillgångarna i Norge.
Koncernen deltar i joint ventures med externa parter i olje- och gasprospektering. Koncernen är bunden att fullfölja vissa prospekteringsprogram inom ramen för olika koncessionsavtal. Åtaganden per den 31 december 2010 uppskattas till 588,0 MUSD (253,2 MUSD) för vilka externa parter, som är joint venture partners, kommer att bidra med cirka 220,3 MUSD (82,6 MUSD).
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||
| 1 januari | 644 | – |
| Förvärvad vid konsolidering | 313 421 | 121 |
| Investeringar | 21 210 | 523 |
| Avyttring | -337 329 | – |
| Omklassifi cering | 2 102 | – |
| Omräkningsdiff erens | -48 | – |
| 31 december | – | 644 |
| Avskrivningar | ||
| 1 januari | – | – |
| Årets avskrivningar | -2 334 | – |
| Avyttring | 2 350 | – |
| Omräkningsdiff erens | -16 | – |
| 31 december | – | – |
| Redovisat värde | – | 644 |
Solenergitillgångarna ägdes av Etrion. Etrion delades ut under 2010.
| 2010 | 2009 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa | Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa | ||
| Anskaff ningsvärde | |||||||
| 1 januari | 10 491 | 17 302 | 27 793 | 10 537 | 14 751 | 25 288 | |
| Förvärvad vid konsolidering | – | – | – | – | 1 099 | 1 099 | |
| Avyttringar | – | -5 405 | -5 405 | -71 | -425 | -496 | |
| Investeringar | 708 | 4 145 | 4 853 | 32 | 2 407 | 2 439 | |
| Nedskrivningar | – | -1 352 | -1 352 | – | -1 224 | -1 224 | |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | – | – | |
| Omräkningsdiff erens | -17 | 484 | 467 | -7 | 694 | 687 | |
| 31 december | 11 182 | 15 174 | 26 356 | 10 491 | 17 302 | 27 793 | |
| Avskrivningar | |||||||
| 1 januari | -1 262 | -11 248 | -12 510 | -992 | -7 906 | -8 898 | |
| Förvärvad vid konsolidering | – | – | – | – | -610 | -610 | |
| Avyttring | – | 4 838 | 4 838 | 7 | 907 | 914 | |
| Årets avskrivningar | -92 | -2 785 | -2 877 | -280 | -3 137 | -3 417 | |
| Omräkningsdiff erens | 17 | -553 | -536 | 3 | -502 | -499 | |
| 31 december | -1 337 | -9 748 | -11 085 | -1 262 | -11 248 | -12 510 | |
| Redovisat värde | 9 845 | 5 426 | 15 271 | 9 229 | 6 054 | 15 283 |
Avyttringar innehåller värden från övriga materiella anläggningstillgångar i bolag som av avyttrades under året som avslutades den 31 december 2010.
Årets avskrivningar avser avskrivningar enligt plan vilka baseras på anskaff ningskostnaden och en uppskattad nyttjandeperiod om 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. Fastigheter skrivs av över en uppskattad nyttjandeperiod om 20 år. Avskrivningar ingår i raden för administrationskostnader och avskrivningar i resultaträkningen.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| 1 januari | 674 | 119 047 |
| Förvärvade vid konsolidering | 398 | 674 |
| Nedskrivningar | – | -119 047 |
| Avyttring | -1 072 | – |
| 31 december | – | 674 |
Förvärv vid konsolidering 2009 innehåller värden som utgjorde goodwill vid den första konsolideringen av Etrion per den 30 september 2009. Denna goodwill utgörs av den del av köpeskillingen som överstiger det verkliga värdet på ett förvärvat solkraftprojekt. Goodwill om 398,0 TUSD utgör förvärv gjorda av Etrion under 2010. Etrion delades ut under 2010.
Det bokförda värdet av goodwill vilket redovisades per den 1 januari 2009 härrör från förvärvet av Valkyries 2006 och skrevs ned till noll under 2009.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Licenser | Licenser | |
| Anskaff ningsvärde | ||
| 1 januari | 5 132 | – |
| Förvärvade vid konsolidering | 334 | 3 023 |
| Investeringar | 200 | 2 115 |
| Omklassifi ceringar | -2 102 | – |
| Avyttring | -3 344 | – |
| Omräkningsdiff erens | -220 | -6 |
| 31 december | – | 5 132 |
Licenserna härrör från solenergiprojekt som ägs av dotterbolag till Etrion. Etrion delades ut under 2010.
| Redovisat värde | Redovisat värde | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Konsolideringsmetod | Antal aktier | Andel % | 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
| Ikdam Production SA | Kapitalandelsmetoden | 1 600 | 40,00 | 0 | 0 |
| RF Energy Investments Ltd. | Proportionell konsolidering | 11 540 | 50,00 | – | – |
| - CJSC Pechoraneftegas 1 | 20 000 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - LLC Zapolyarneftegas 1 | 1 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - LLC NK Recher-Komi 1 | 1 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| - Geotundra BV 1 | 20 000 | Direkt 100,00, indirekt 50,00 | – | – | |
| 0 | 0 |
1 Genom den proportionella konsolideringen av RF Energy Investments Ltd, är dotterbolagen i RF Energy Investments Ltd. också proportionellt konsoliderade i Lundin Petroleums koncernredovisning. "Direkt" utgör RF Energys ägarandel, "indirekt" utgör koncernens totala ägarandel.
I beloppen nedan ingår 100% av den gemensamt kontrollerade enhetens och intresseföretagets fi nansiella resultat.
| december 2010 | Ikdam Production SA | RF Energykoncernen |
|---|---|---|
| Resultaträkning per den 31 | Balansräkning per den 31 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| december 2010 | Ikdam Production SA | RF Energykoncernen | december 2009 | Ikdam Production SA | RF Energykoncernen |
| Rörelsens intäkter | 2 737 | 133 248 | Anläggningstillgångar | 3 497 | 127 696 |
| Rörelsens kostnader | -4 971 | -126 622 | Omsättningstillgångar | 881 | 24 116 |
| Årets resultat | -2 234 | 6 626 | Summa tillgångar | 4 378 | 151 812 |
| Eget kapital | -11 547 | 89 022 | |||
| Långfristiga skulder | 15 373 | 48 569 | |||
| Kortfristiga skulder | 552 | 14 221 | |||
| Summa skulder | 4 378 | 151 812 |
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |||
|---|---|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar består av: | Antal aktier | Andel % | Redovisat värde | Redovisat värde |
| ShaMaran Petroleum Corp. | 50 000 000 | 8,02 | 68 205 | 21 426 |
| Cofraland B.V. | 31 | 7,75 | 404 | 436 |
| Maison de la géologie | 2 | 1,25 | 4 | 4 |
| Baripetrol SA | – | – | – | 8 100 |
| PetroCumarebo SA | – | – | – | 1 900 |
| Island Oil and Gas plc | – | – | – | 503 |
| 68 613 | 32 369 |
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. Lundin Petroleum kommer att få ytterligare 50 miljoner aktier i ShaMaran vid godkännandet av en utvecklingsplan för PSC:n som täcker Pulkhanablocket, Kurdistan. Det kan inte med säkerhet bedömas huruvida detta villkor kommer att uppfyllas.
Det verkliga värdet för ShaMaran är beräknat utifrån marknadspriset på aktien på Torontobörsen.
Under 2010 sålde Lundin Petroleum sitt aktieinnehav i Island Oil and Gas och delade ut Etrion som ägde aktier Baripetrol SA and PetroCumarebo SA.
I övriga aktier och andelar per den 31 december 2010 ingår 408,0 TUSD 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 internationellt bolag som prospekterar efter och producerar olja och gas globalt, exponeras Lundin Petroleum av fi nansiella risker såsom förändringar i valutakurser, oljepris, räntor såväl som lånefi nansiering. Bolaget skall söka kontrollera dessa risker genom sunt ledarskap och användandet av internationellt accepterade fi nansiella instrument, såsom oljeprissäkringar och ränte säkringar. Lundin Petroleum använder fi nansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i koncernens verksamhet.
Lundin Petroleum är ett svenskt bolag som är verksamt globalt och är därför under betydande inverkan från valutakursförändringar, både för transaktioner såväl som omräkning från funktionell valuta till rapporteringsvaluta. De funktionella valutorna för av Lundin Petroleums dotterbolag är norska kronor (NOK), Euro (EUR) och ryska rubler (RUR), såväl som US dollar vilket gör Lundin Petroleum känsligt för variationer i dessa valutor gentemot den US dollarn (USD), som är rapporteringsvaluta.
Per den 31 december 2010 och2009 hade inga terminskontrakt ingåtts.
Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot US dollar skulle ha på rörelseresultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 vid en konvertering av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.
| Rörelseresultatet i resultaträkningen (MUSD) | 393,9 | 393,9 |
|---|---|---|
| Förändring av valutakurser till: | ||
| USD/EUR | 1,4595 | 1,2062 |
| SEK/USD | 6,5413 | 7,9149 |
| NOK/USD | 5,4859 | 6,6380 |
| RUR/USD | 27,5973 | 33,3927 |
| Summa påverkan på rörelseresultatet (MUSD) | 37,5 | -37,5 |
Koncernens valutakursrisk på resultatet och eget kapital från omräkningsexponering är inte säkrad.
Lundin Petroleums policy beträff ande valutakurssäkringar, vid valutaexponering, är att överväga att bestämma valutakursen för kända kostnader i icke-US dollar valutor gentemot US dollar i förväg, så att framtida kostnadsnivåer i US dollar kan förutsägas med rimlig säkerhet. Vid beslut om kurssäkring tar koncernen hänsyn till nuvarande valutakurser och marknadsförväntningar i jämförelse med historiska trender och volatilitet.
Priset på olja och naturgas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. Beslut i verksamheten, naturkatastrofer, ekonomiska förhållanden, politisk instabilitet och konfl ikter eller större oljeexporterande länders handlingar utgör faktorer som påverkar dessa. Prisförändringar kan påverka Lundin Petroleums fi nansiella ställning.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha haft på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010.
| Resultat i resultaträkningen (MUSD) | 498,5 | 498,5 |
|---|---|---|
| Möjlig rörelse (USD/boe) | -5 | 5 |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | -20,0 | 20,0 |
Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att bedöma fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten i syfte att generera kassafl öde. Om man är övertygad att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassafl öde, kan beslut fattas att ingå en oljeprissäkring.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010, ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utstående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2010.
En ränterisk är en risk mot resultatet på grund av osäkra framtida räntor. Lundin Petroleum är utsatt för ränterisk via kreditfaciliteten (se även likviditetsrisk nedan). Lundin Petroleum kommer kontinuerligt att bedöma fördelarna med en räntesäkring av lån. Om säkringskontraktet innebär en minskning av ränterisken till ett för koncernen acceptabelt pris, kan Lundin Petroleum överväga att säkra räntan.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en ökning/minskning av räntan på kreditfaciliteten skulle ha haft på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010:
| Resultat i resultaträkningen (MUSD) | 498,5 | 498,5 |
|---|---|---|
| Möjlig rörelse (%) | -10 | 10 |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | 0,9 | -0,9 |
Per den 1 januari 2008 ingick koncernen 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 2010 uppgick koncernens kundfodringar till 94,2 MUSD (80,7 MUSD). Inga kundfordringar är förfallna och det fi nns inga nyligen inträff ade betalningsförsummelser. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara. Avsättningen för osäkra fodringar per den 31 december 2010 uppgick till – MUSD (– MUSD). Likvida medel hålls med banker som har en historisk stark kreditrating.
Likviditetsrisk defi nieras som en risk att koncernen inte skulle kunna avsluta eller möta dess skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris. Koncernens ekonomiavdelning är ansvarig för likviditeten, fi nansiering och hantering av avslut. Dessutom överses likviditets- och fi nansieringsriskerna och de relaterade processerna och policies av ledningen.
Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850 MUSD, av vilka 459 MUSD har utnyttjats i kontanter per den 31 december 2010. Krediten om 850 MUSD är en "borrowing base" som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras 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 867 MUSD beräknats per den 1 januari 2011. Se också not 33.
Lundin Petroleum har genom sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV ingått fyra produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, det statliga Malaysiska olje- och gas bolaget ("Petronas"), vilka avser licenserna PM308A, PM308B, SB307 och SB308, och SB303 i Malaysia. BNP Paribas, har utfärdat bank garantier till förmån för Lundin Malaysia BV som stöd för arbetsåtaganden i dessa produktionsdelningskontrakt till ett belopp om 86,3 MUSD. Dessutom har BNP Paribas utfärdat ytterligare bankgarantier som stöd för arbetsåtaganden i Indonesia vilka uppgår till 15,9 MUSD.
Det förväntas att koncernens pågående utbyggnads- och prospekteringskostnader kommer fi nansieras av koncernens operativa kassafl öde samt genom utnyttjande av kreditfaciliteten. Under 2011 krävs inga återbetalningar av kreditfaciliteten.
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar och skulder:
| 31 december 2010 TUSD |
Lånefordringar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaff nings värde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar |
– | 68 613 | – | – |
| Långfristiga fordringar | 23 791 | – | – | – |
| Kundfordringar | 94 190 | – | – | – |
| Kortfristig fordringar | 74 527 | – | – | – |
| Likvida medel | 48 703 | – | – | – |
| 241 211 | 68 613 | – | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 16 031 |
| Banklån | – | – | – | 458 835 |
| Övriga långsfristiga skulder |
– | – | – | 17 836 |
| Derivatinstrument | – | – | 6 866 | – |
| Kortfristig skulder | – | – | – | 450 |
| – | – | 6 866 | 493 152 |
| 31 december 2009 TUSD |
Lånefordringar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaff nings värde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar |
– | 32 369 | – | – |
| Långfristiga fordringar | 24 239 | – | – | – |
| Kundfordringar | 80 721 | – | – | – |
| Kortfristig fordringar | 33 907 | – | – | – |
| Derivatinstrument | – | – | 231 | – |
| Likvida medel | 77 338 | – | – | – |
| 216 205 | 32 369 | 231 | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 20 487 |
| Banklån | – | – | – | 545 729 |
| Övriga långfristiga skulder |
– | – | – | 12 598 |
| Derivatinstrument | – | – | 10 196 | – |
| Kortfristig skulder | – | – | – | 32 400 |
| – | – | 10 196 | 611 214 |
För fi nansiella instrument värderade till verkligt värde i balansräkningen, används följande värderingshierarki:
– Nivå 1: baserad på noterade priser på aktiva marknader;
– Nivå 2: baserad på andra ingångsdata än noterade priser som i nivå 1, som är antingen direkt eller indirekt observerbara;
– Nivå 3: baserad på ingångsdata som inte baserar sig på observerbar marknadsdata.
Finansiella instrument värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:
| 31 december 2010 | |
|---|---|
| TUSD | Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Investeringar som kan säljas | |||
| - Aktier | 68 205 | 408 | |
| 68 205 | 408 | ||
| Skulder | |||
| Derivat för säkringsändamål | 6 866 | ||
| 6 866 |
| Verkligt värde på utestående | 31 december 2010 | 31 december 2009 | ||
|---|---|---|---|---|
| derivatinstrument i balansräkningen: |
Tillgångar | Skulder | Tillgångar | Skulder |
| Ränteswappar | – | 6 866 | 231 | 10 196 |
| Summa | – | 6 866 | 231 | 10 196 |
| Långfristigt | – | – | 231 | 3 122 |
| Kortfristigt | – | 6 866 | – | 7 074 |
| Summa | – | 6 866 | 231 | 10 196 |
Det verkliga värdet av räntesäkringen beräknas genom att använda terminsräntekurvan över den utestående delen av säkringstransaktionen. Den eff ektiva delen av räntesäkringen per den 31 december 2010 uppgick till 6 866 TUSD (9 498 TUSD).
För risker i den fi nansiella rapporteringen se avsnittet Intern kontroll och riskhantering i den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 48–49 och för operationella risker se sidan 56 för mer information.
Uppskjutna fi nansieringskostnader uppgick till 4 650 TUSD (7 514 TUSD) och är hänförliga till kostnaderna för att upprätta kreditfaciliteten och skrivs av under den förväntade nyttjandeperioden. 2010 uppgick avskrivningarna till 2 360 TUSD (2 539 TUSD). Se även not 10.
Övriga fi nansiella tillgångar exklusive uppskjutna fi nansieringskostnader uppgår till ett belopp om 17 824 TUSD (21 084 TUSD) och är främst hänförliga till moms betald på prospekterings- och utbyggnadskostnader i Ryssland som förväntas återbetalas genom moms erhållen från framtida projektintäkter.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Lager av olja och naturgas | 11 128 | 15 917 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial | 8 911 | 11 456 |
| 20 039 | 27 373 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial | ||
|---|---|---|
| består av: | 2010 | 2009 |
| 1 januari | 11 456 | 13 114 |
| Avyttringar | -2 417 | -431 |
| Inköp | 5 538 | 5 597 |
| Använt i produktionen | -5 375 | -6 744 |
| Omräkningsdiff erenser | -417 | 248 |
| 8 785 | 11 784 | |
| Reserveringar | 126 | -328 |
| 31 december | 8 911 | 11 456 |
Kundfordringar är hänförliga till ett antal oberoende kunder från vilka det inte fi nns några nyligen inträff ade betalningsförsummelser. Avsättningen till osäkra fodringar är därmed noll.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Förutbetald hyra | 791 | 311 |
| Upplupna intäkter – Joint venture | – | 1 733 |
| Förutbetalda försäkringar | 1 925 | 376 |
| Upplupna intäkter | – | 116 |
| Övriga | 3 635 | 7 297 |
| 6 351 | 9 833 |
De balansposter som avser joint ventures och som ingår i förutbetalda kostnader och upplupna intäkter är endast hänförliga till joint ventures som saknar registrerad bolagsform.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Underuttag | 13 452 | 8 649 |
| Mervärdesskattefordran | 2 951 | 3 000 |
| Övriga kortfristiga fordringar | 3 348 | 3 298 |
| 19 751 | 14 947 |
Likvida medel innehåller endast kontanta medel i handkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2010.
| Reserv för investering som kan säljas |
Säkrings reserv |
Valuta omräknings reserv |
Summa övriga reserver |
|
|---|---|---|---|---|
| Balans per den 1 januari 2009 |
7 054 | -32 798 | -125 025 | -150 769 |
| Totalresultat | -17 150 | 25 722 | 84 657 | 93 229 |
| Förvärvat vid konsolidering |
– | – | 14 899 | 14 899 |
| Avyttring | – | – | -26 195 | -26 195 |
| Balans per den 31 december 2009 |
-10 096 | -7 076 | -51 664 | -68 836 |
| Totalresultat | 51 119 | 373 | -53 451 | -1 959 |
| Avyttring | – | 1 554 | 3 106 | 4 660 |
| Balans per den 31 december 2010 |
41 023 | -5 149 | -102 009 | -66 135 |
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| 1 januari | 132 698 | 89 648 |
| Förvärvat vid konsolidering | 162 | – |
| Avyttring | -53 827 | -764 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 4 717 | 5 406 |
| Betalningar | -930 | -215 |
| Förändring i uppskattningar | 13 635 | 36 352 |
| Omräkningsdiff erens | -2 689 | 2 271 |
| 31 december | 93 766 | 132 698 |
I nuvärdejustering av återställningskostnader om 4 717 TUSD (4 406 TUSD) ingår ett belopp om 728 TUSD (2 916 TUSD), vilket är hänförligt till den avyttrade verksamheten. Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 5,5% (5,5%). Av den totala summan beräknas 90% att regleras efter mer än 20 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2010.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| 1 januari | 1 354 | 1 298 |
| Justering för verkligt värde | 85 | 136 |
| Gjorda utbetalningar | -138 | -121 |
| Omräkningsdiff erens | 120 | 41 |
| 31 december | 1 421 | 1 354 |
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 (164 TUSD) och därefter har månatliga utbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 138 TCHF (132 TUSD) 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 (1 728 TUSD).
| Avsättning för | ||||
|---|---|---|---|---|
| LTIP | avgångsvederlag | Övriga | Summa | |
| 1 januari 2010 | 4 581 | 4 063 | 8 158 | 16 802 |
| Avyttring | – | -1 606 | -7 285 | -8 891 |
| Investeringar | 16 315 | 445 | 1 602 | 18 362 |
| Upplösning | – | – | – | – |
| Utbetalningar | -2 139 | – | -15 | -2 155 |
| Omräkningsdiff erens | 64 | – | -378 | -313 |
| 31 december 2010 | 18 821 | 2 902 | 2 082 | 23 805 |
För detaljer avseende LTIP se not 46.
Avsättningen för avgångsvederlag utgör Lundin Petroleums andel i avsättningarna för kostnader för avgångsvederlag till anställda i Oudna joint venture i Tunisien och Salawatis i Indonesien. Salawatitillgångarna såldes i december 2010. Avyttring om 6 455 TUSD i kolumnen övriga avser Etrion till följd av utdelningen i november 2010.
I förhållande till banklån var följande belopp utstående:
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Kortfristiga | ||
| Återbetalning inom 6 månader | 450 | 1 950 |
| Återbetalning mellan 6–12 månader | – | 450 |
| Långfristiga | ||
| Återbetalning inom 2–5 år | 458 835 | 544 626 |
| Återbetalning efter 5 år | – | 1 103 |
| 459 285 | 548 129 |
Tabellen ovan visar en analys av koncernens fi nansiella skulder, uppdelad på löptid baserad på den återstående perioden från balansdagen fram till det kontraktuella avräkningsdatumet. 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 är för närvarande LIBOR + 0,9%.
Verkligt värde på banklånen per den 31 december 2010 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 30,0 MUSD utestående som kortfristig skuld avseende förskottet i relation till avtalet med ett dotterbolag till Gunvor International BV.
Koncernen har ingen fi nansiell leasing.
Koncernen har ingen operationell leasing.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Semesterlön | 2 721 | 2 164 |
| Rörelsekostnader | 235 | 7 392 |
| Sociala avgifter | 1 554 | 1 554 |
| Löner | 159 | 589 |
| Övrigt | 2 998 | 4 773 |
| 7 667 | 16 472 |
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Överuttag | 1 761 | 1 287 |
| Skulder avseende bolagsförvärv | 5 680 | 5 925 |
| Joint venture partners | – | 6 300 |
| Mervärdesskatteskuld | 1 075 | 1 221 |
| Skuld avseende sociala avgifter | 610 | 1 246 |
| Övrigt | 4 247 | 4 168 |
| 13 373 | 20 147 |
Den 26 oktober 2007 tecknade koncernen en kreditfacilitet för vilken 458,8 MUSD var utestående per den 31 december 2010. 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 2010 uppgår till 459 MUSD (699 MUSD) och representerar de bokförda nettotillgångarna i de pantsatta bolagen.
I samband med Lundin Petroleums köp av ytterligare 30% i Laganskyblocket 2009 har Lundin Petroleum gått med på att betala en avgift till den tidigare ägaren av Laganskyblocket, vilken baseras på 0,30 USD per fat olja i förhållande till 30% av de bevisade och sannolika oljereserverna i Laganskyblocket vid dagen för beslut om utbyggnad.
I samband med ett dotterbolag till Gunvor International BVs köp av 30% i Laganskyblocket under 2009 har Gunvor gått med på att betala en avgift till Lundin Petroleum om 0,15 USD per fat olja (upp till brutto 150 MMbbls) och 0,30 USD per fat olja (över brutto 150 MMbbls) av de bevisade och sannolika oljereserverna i Laganskyblocket vid dagen för beslut om utbyggnad.
Beloppen avseende eventualtillgången och ansvarsförbindelsen hänförliga till Laganskyblocket är beroende av framtida prospekterings- och produktionsverksamheter. På grund av osäkerheter hänförliga till dessa verksamheter, kan inte uppskattningar av kassainfl öden och -utfl öden beräknas med säkerhet.
I samband med försäljningen av Lundin Petroleums Salawatiintressen (Indonesien) till RH Petrogas 2010, har RH Petrogas gått med på att betala 3,9 MUSD som villkorad köpeskilling. Beloppets storlek och tidpunkt för sådan betalning kommer att baseras på framtida fält utbyggnad inom Salawati Islandblocket.
I samband med Lundin Petroleums försäljning av Lundin International BV till ShaMaran i oktober 2009 har ShaMaran gått med på att get ut ytterligare 50 miljoner aktier i ShaMaran till Lundin Petroleum om ShaMaran får ett godkännande av utbyggnadsplanen för produktionsdelningskontraktet som täcker Pulkhanablocket, Kurdistan. Se not 20.
Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare | ||
| (i USD) | 511 875 000 | -411 268 000 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 312 096 990 | 313 420 280 |
| Resultat per aktie (USD) | 1,64 | -1,31 |
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.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare (i USD) |
511 875 000 | -411 268 000 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 312 096 990 | 313 420 280 |
| Utspädningseff ekt på utestående teckningsoptioner | – | – |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter hänsyn tagen till utspädningseff ekten av utestående teckningsoptioner |
312 096 990 | 313 420 280 |
| Resultat per aktie (utspädd) (USD) | 1,64 | -1,31 |
| Not | 2010 | 2009 | |
|---|---|---|---|
| Övriga avsättningar | 1,719 | 187 | |
| Nedskrivning av goodwill | 6 | – | 119 047 |
| Nedskrivning av olje- och gastillgångar | 5 | – | 525 719 |
| Prospekteringskostnader | 4 | 127 595 | 140 941 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 14/15/16 | 159 555 | 173 323 |
| Avskrivningar av uppskjutna fi nansieringskostnader |
10 | 2 360 | 2 539 |
| Ränteintäkter | -3 416 | -4 626 | |
| Aktuell skatt | 12 | 75 467 | 38 560 |
| Räntekostnader | 10 495 | 11 996 | |
| Icke-realiserade valutakursvinster | -13 712 | -48 496 | |
| Vinst från försäljningen av tillgångar | 3 879 | -35 996 | |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande poster | 42 | 212 013 | 82 196 |
| Justering kassafl öde från verksamheten | 575 955 | 1 005 388 |
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Uppskjuten skatt | 185 385 | 9 925 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 4 717 | 5 406 |
| Aktierelaterade ersättningar | 19 522 | 12 946 |
| Resultat från intressebolag | – | 53 466 |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande poster | 2 389 | 453 |
| 212 013 | 82 196 |
Under året har koncernen ingått transaktioner med närstående parter på armslängds avstånd enligt nedan:
Koncernen erhöll 0,3 MUSD (0,1 MUSD) från ShaMaran Petroleum som betalning för kontors tjänster och andra tjänster, 0,3 MUSD (0,3 MUSD) för teknisk tjänster och 2,0 MUSD (– MUSD) som ersättning för stöd av vissa fi nansiella åtaganden.
Koncernen erhöll 0,9 MUSD (0,6 MUSD) från Africa Oil Corporation, vilket utgjorde ränta på ett lån om 23,8 MUSD (23,8 MUSD) och 0,2 MUSD (– MUSD) som ersättning för vissa fi nansiella åtaganden.
Koncernen betalade 0,4 MUSD (– MUSD) till närstående parter för erhållen fl ygtjänster.
Dessutom har koncernen ställt ut ett lån till Etrion, vilket uppgick till 74,0 MUSD (– MUSD) per den 31 december 2010. Ränta har fakturerats och uppgick för rapporteringsperioden efter koncernens utdelning av aktierna i Etrion till 0,5 MUSD. Lånet skall återbetalas i november 2011.
| 2010 | 2009 | |||
|---|---|---|---|---|
| Summa | varav | Summa | varav | |
| Medeltal anställda per land | anställda | män | anställda | män |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | – | – | – | – |
| Summa moderbolaget | – | – | – | – |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Frankrike | 58 | 46 | 55 | 44 |
| Norge | 70 | 49 | 56 | 38 |
| Nederländerna | 7 | 3 | 7 | 4 |
| Indonesien | 21 | 15 | 20 | 14 |
| Ryssland | 60 | 38 | 182 | 143 |
| Tunisien | 10 | 7 | 9 | 6 |
| Singapore | 4 | 2 | 4 | 3 |
| Malaysia | 19 | 16 | 16 | 11 |
| Etiopien | – | – | 4 | 3 |
| Kenya | – | – | 2 | 1 |
| Förenade Arabemiraten | 3 | 2 | 3 | 2 |
| Schweiz | 53 | 36 | 43 | 30 |
| Venezuela | 11 | 6 | 4 | 2 |
| Italien | 11 | 8 | – | – |
| Storbritannien1 | 9 | 6 | 34 | 23 |
| Summa dotterbolag | 336 | 236 | 439 | 324 |
| Summa koncernen | 336 | 236 | 439 | 324 |
1 Vägt genomsnitt till följd av avyttringen 2010.
Koncernen hade totalt 29 personer på ledande befattningar och i styrelsen (2009: 26). Två kvinnor är inkluderade i 2010 (2009: två).
| 2010 | 2009 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Löner, andra ersättningar och sociala kostnader per land |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
|
| Moderbolaget | |||||
| Sverige | 486 | 39 | 646 | 119 | |
| Summa moderbolaget | 486 | 39 | 646 | 119 | |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – | |
| Utländska dotterbolag | |||||
| Frankrike | 3 842 | 1 801 | 4 037 | 2 157 | |
| Norge | 21 061 | 5 071 | 12 878 | 3 368 | |
| Nederländerna | 1 062 | 98 | 908 | 99 | |
| Indonesien | 2 186 | 38 | 1 201 | 31 | |
| Ryssland | 4 622 | 276 | 5 893 | 475 | |
| Tunisien | 1 121 | 63 | 847 | 64 | |
| Singapore | 1 434 | 2 | 1 519 | 3 | |
| Malaysia | 5 852 | 107 | 2 934 | 2 | |
| Etiopien | – | – | 206 | 4 | |
| Kenya | – | – | 105 | 5 | |
| Förenade Arabemiraten | 234 | – | 204 | – | |
| Schweiz | 24 699 | 2 088 | 19 659 | 1 647 | |
| Venezuela | 248 | 40 | 132 | 23 | |
| Italien | 679 | 274 | – | – | |
| Storbritannien | 1 218 | 223 | 5 628 | 995 | |
| Summa dotterbolag | 68 258 | 10 081 | 56 151 | 8 873 | |
| Summa koncernen | 68 744 | 10 120 | 56 797 | 8 992 | |
| varav pensionskostnader: - avgiftsbestämda planer |
3 557 | 2 851 | |||
| - förmånsbestämda planer | 132 | 127 |
| Löner, andra | 2010 | 2009 | ||
|---|---|---|---|---|
| ersättningar per land fördelat mellan styrelsen/VD och övriga anställda |
Styrelsele damöter och verkställande direktör |
Övriga anställda |
Styrelsele damöter och verkställande direktör |
Övriga anställda |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | 486 | – | 646 | – |
| Summa moderbolaget | 486 | – | 646 | – |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag |
||||
| Frankrike | – | 3 842 | – | 4 037 |
| Norge | 2 121 | 18 940 | 1 085 | 11 793 |
| Nederländerna | 415 | 647 | 337 | 571 |
| Indonesien | 502 | 1 683 | 408 | 793 |
| Ryssland | 778 | 3 844 | 2 075 | 3 818 |
| Tunisien | 311 | 810 | 367 | 479 |
| Singapore | 803 | 632 | 492 | 1 027 |
| Malaysia | 816 | 5 036 | 538 | 2 395 |
| Etiopien | – | – | 168 | 38 |
| Kenya | – | – | 46 | 59 |
| Förenade Arabemiraten | – | 234 | – | 204 |
| Schweiz | 9 433 | 15 266 | 9 092 | 10 567 |
| Venezuela | – | 248 | – | 132 |
| Italien | – | 679 | – | – |
| Storbritannien | 437 | 781 | 2 131 | 3 497 |
| Summa dotterbolag | 15 668 | 52 590 | 16 739 | 39 412 |
| Summa koncernen | 16 155 | 52 590 | 17 385 | 39 412 |
Belopp för Schweiz innehåller också personalkostnader för Etrion SA fram till dess att Etrion ej längre konsoliderades.
| Totalt för | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Lön och övriga ersättningar till | styrelse- och | Totalt | Totalt | |||
| icke-anställda styrelseledamöter (TSEK) 1 | Styrelsearvode | Kommittéarvode | kommittéarbete | Övrigt 2 | 2010 | 2009 |
| Ian H. Lundin | 800 | – | 800 | 1 685 | 2 485 | 2 270 |
| Magnus Unger | 400 | 200 | 600 | 100 | 700 | 757 |
| Lukas H. Lundin | 400 | 100 | 500 | – | 500 | 558 |
| William A. Rand | 400 | 200 | 600 | – | 600 | 600 |
| Asbjørn Larsen | 400 | 100 | 500 | – | 500 | 450 |
| Dambisa F. Moyo | 400 | 100 | 500 | – | 500 | 292 |
| Totalt | 2 800 | 700 | 3 500 | 1 785 | 5 285 | 4 927 |
Beloppen är i SEK eftersom styrelsearvoden betalas i SEK i enlighet med 2010 års årsstämmas beslut. Det totala beloppet för 2010 i USD är 735 TUSD.
2 Övriga ersättningar som betalats under 2010 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2010.
Inga avtal för avgångsvederlag fi nns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna och dessa ledamöter är ej behöriga att delta i något av bolagets incitamentsprogram.
Under 2010 introducerades nya regler avseende ersättningar till ledande befattningshavare till följd av att den reviderade svenska koden för bolagsstyrning (bolagsstyrningskoden) trädde ikraft. Med anledning av detta granskade ersättningskommittén konsekvenserna av de nya reglerna på innehållet i, och omfånget av, bolagets ersättningspolicy. Ersättningskommittén kom fram till att bolagets ersättningspolicy är fortfarande i överensstämmelse med reglerna i bolagsstyrningskoden och att inga ändringar krävs i innehållet av policyn som ett resultat av de nya reglerna.
I samband med denna granskning övervägde ersättningskommittén även bolagets interna beslutsprocesser. Sedan 2009, då Lundin Petroleums investeringskommitté bildades, framläggs alla betydande ledningsbeslut avseende bolagets globala verksamhet samt fi nansiella ställning for prövning och godkännande till investeringskommittén, som består av bolagets koncernchef och VD, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations. Med anledning av denna utveckling, fastlade ersättningskommittén att koncernledningen, i förhållande till vilken bolagets ersättningspolicy skall gälla, skall bestå av medlemmarna i investeringskommittén.
Se sid 64 för ytterligare information om styrelsens förslag angående ersättningspolicyn för 2011.
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 2010, beskrivs nedan. Företagsledningen inkluderar koncernchef och verkställande direktör (VD) samt övriga medlemmar av ledningsgruppen, vilket även innefattar vice VD och Chief Operating Offi cer (COO) 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;
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. Ersättningskommittén kan dock rekommendera till styrelsen för godkännande en årlig rörlig lön som ligger utanför detta intervall under förhållanden, eller i förhållande till prestationer, som ersättningskommittén betraktar som exceptionella.
a) Övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen Det långfristiga incitamentsprogrammet (Long-term Incentive Plan (LTIP)) för övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen är utformat på ett sätt som skall förena incitament för ledningen samt aktieägarintressen och är relaterat till börskursen för bolagets aktie. Den högsta koncernledningen, vilket innefattar VD, COO, Chief Financial Offi cer (CFO) och Senior Vice President Operations, deltar inte i 2010 års LTIP (för en beskrivning av 2009 års LTIP för den högsta koncernledningen som godkänts av 2009 års årsstämma, se punkt b) nedan).
LTIP för övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen 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 Petroleum-koncernen 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 aktieägarvärde genom värdeökning av aktien som ett resultat av ökade reserver, produktion, kassafl öde och vinst. Det totala antalet units för 2010 för hela koncernen, inklusive övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen, var cirka 720 000. I jämförelse med tilldelningen av units under tidigare år, beaktar antalet units under 2010 eff ekterna av avknoppningen av bolagets verksamhet i Storbritannien till EnQuest plc och den efterföljande utdelningen av aktierna i EnQuest plc till Lundin Petroleums aktieägare. Antalet units justerades på liknande sätt till följd av utdelningen av bolagets aktier i Etrion Corporation, se not 46.
2009 års LTIP för den högsta koncernledningen som har godkänts av 2009 års årsstämma 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. I enlighet med bestämmelserna i 2009 års LTIP justerades lösenpriset i samband med utdelningen till aktieägarna av bolagets aktier i EnQuest plc och Etrion Corporation och det justerade lösenpriset är SEK 52,91. 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 5 500 928 till följd av justeringar i samband med Lundin Petroleums utdelningar av EnQuest plc och Etrion Corporation. Under den femåriga intjänandeperioden av de syntetiska optionerna är ingen av de högsta befattningshavarna som tilldelas syntetiska optioner berättigad till belöningar under det LTIP för övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen som beskrivs ovan under a).
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.
Ur ett redovisningsmässigt perspektiv utgör 2009 års LTIP för den högsta koncernledningen och 2010 års LTIP för övriga ledande befattningshavare än den högsta koncernledningen 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 2010 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. Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 köptes 2 392 338 aktier med följden att Lundin Petroleum innehade 6 882 638 egna aktier per den 31 december 2010.
LTP under tidigare år har innefattat aktie- och optionsrelaterade program där, bland annat, vissa prestationskriterier var kopplade till intjänandet av aktierna eller optionerna. För ytterligare information angående dessa program, se not 46.
Pensionsförmånerna innehåller en defi nierad plan för avsättningar med premier baserade på hela den fasta lönen. Relationen mellan pensionsavsättningarna och den fasta lönen 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 2010 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 2010.
| 2008 års unit | 2007 års | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lön och övriga ersättningar till koncernledningen (TUSD) |
Lön | Bonus 1 | bonus program (andra tranchen) |
presentations aktieplan |
Förmåner 2 | Totalt 2010 |
Totalt 2009 3 |
Pensions 2010 4 |
Pension 2009 |
| C. Ashley Heppenstall | 773 | 888 | 115 | – | 112 | 1 888 | 972 | 74 | 61 |
| Alexandre Schneiter | 530 | 601 | 92 | – | 24 | 1 247 | 637 | 47 | 38 |
| Chris Bruijnzeels | 426 | 389 | 57 | 19 | 38 | 929 | 450 | 37 | 25 |
| Geoff rey Turbott | 472 | 397 | 57 | – | 22 | 948 | 525 | 41 | 32 |
| Totalt | 2 201 | 2 275 | 321 | 19 | 196 | 5 012 | 2 583 | 199 | 156 |
I december 2010 beslutade ersättningskommittén om en bonus för 2010 motsvarande en månadslön till koncernledningen (inbegripet i bonusomkostnaden för 2010). I januari 2011 beslutade ersättningskommittén om ytterligare bonus för 2010 efter att ha utvärderat de anställdas bidrag till koncernens resultat och de individuella mål som uppnåtts och beslutade att tilldela en ytterligare bonus motsvarande 8 månadslöner att betalas i januari 2011. I bonusomkostnaden för 2010 ingår även ett belopp om 988 TUSD (483 TUSD) som hänför sig till bonusbelöningar tilldelade i januari 2010 hänförliga till 2009. Ersättningskommittén rekommenderade styrelsen och styrelsen godkände en exceptionell prestationsbonus om 1 104 TUSD till följd av EnQuest plc transaktionen då
ersättningskommittén fann sådan bonus berättigad. 2 Förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring.
3 Totalt 2009 inkluderar betalningen av den första tranchen under 2008 års unit bonus program.
4 Pensionsbetalningarna avser betalningar till pensionsförsäkringar utöver den schweiziska miniminivån.
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 koncernledningen. 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 koncernledningen utgörs av två års grundlön.
Koncernledningen har inga utestående teckningsoptioner. Den tredje tranchen under 2008 års unit bonus program är dock utestående. Denna kommer att bli intjänad och kommer att förfalla till betalning under 2011, se not 46.
Bolaget har följande långfristiga incitamentsprogram.
Under årsstämman som hölls den 16 maj 2007 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandet av ett långfristigt incitamentsprogram (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 inkluderade 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. Optionerna gavs ut till genomsnittspriset för en aktie i Lundin Petroleum för de tio nästkommande handelsdagarna efter årsstämman 2007 plus en premie om 10%. De anställda kunde 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.
Förändringar i antalet utestående teckningsoptioner och deras vägda genomsnittliga lösenpris är som följer:
| 2010 | 2009 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt vägt lösenpris i SEK per aktie |
Utestående teckningsoptioner |
Genomsnittligt vägt lösenpris i SEK per aktie |
Utestående teckningsoptioner |
|
| Per den 1 januari | 78,05 | 1 410 750 | 90,87 | 4 921 750 |
| Tilldelade | – | – | – | – |
| Förverkade | – | – | – | – |
| Utnyttjade | – | – | – | – |
| Förfallna | 78,05 | -1 410 750 | 96,02 | -3 511 000 |
| Per den 31 december | – | – | 78,05 | 1 410 750 |
Inga teckningsoptioner löstes in under 2009 eller 2010. De 1 410 750 teckningsoptioner som var utestående och möjliga att utnyttja per den 31 december 2009 förföll den 29 maj 2010. Inga teckningsoptioner var utestående per den 31 december 2010.
Prestationsaktieplanen inkluderade en villkorad tilldelning av Lundin Petroleum aktier med en intjänandeperiod om tre år och var bunden till att prestationsvillkor relativt till TSR uppnåddes. Antalet aktier tilldelade under prestationsaktieplanen var baserat på värdet av optionerna som tilldelats under aktieoptionsplanen. De anställda kunde erhålla mellan 50 och 100% av aktierna beroende på bolagets prestation beräknat genom användandet av en relativ TSR. Under prestationsaktieplanen gjorde Lundin Petroleum 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. Den 29 maj 2010 tilldelades de anställda 67 751 prestationsaktier.
Den totala kostnaden uppgick för perioden till 7 814 TUSD (4 281 TUSD).
Vid årsstämman den 13 maj 2008 godkände Lundin Petroleums aktieägare ett nytt LTIP som är relaterat till bolagets aktiekurs och som innefattade 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.
Vid årsstämmorna den 13 maj 2009 och den 6 maj 2010 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandet av LTIPs för andra anställda än koncernledningen (vilket innefattar verkställande direktör, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations) vilka följer samma principer som 2008 års LTIP.
Av nedanstående tabell framgår antalet tilldelade LTIPs, utestående belopp per den 31 december 2010 och året under vilket antalet units kommer att intjänas.
| År för intjänande 1 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Unit bonus program |
Totalt antal units tilldelade |
Utestående 31 dec 2010 |
2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| 2008 | 723 239 | 211 807 | 205 821 | 222 855 | 213 940 | – | – |
| 2009 | 670 400 | 435 498 | – | 232 437 | 219 980 | 219 980 | – |
| 2010 | 723 950 | 701 250 | – | – | 236 299 | 236 299 | 236 300 |
Antalet utestående units som anges för år för intjänande har räknats om från antalet utestående units per den 31 december 2010 för att beakta utdelningen av Etrion.
Den 9 april 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i EnQuest vilka erhållits som ersättning för försäljningen av den brittiska verksamheten. I enlighet med bestämmelserna för LTIPs har utdelningen medfört en omräkning av antalet tilldelade units.
Den 12 november 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion. Denna händelse medförde en omräkning av antalet tilldelade units. Denna omräkning av antalet units godkändes av ersättningskommittén i februari 2011.
Det totala antalet units som tjänas in överensstämmer inte nödvändigtvis med antalet tilldelade units beroende på omräkningen till följd av utdelningar som gjorts av Lundin Petroleum vilka kompenseras av units som har förfallit på grund av att anställda har lämnat koncernen.
Kostnaderna för programmen framgår i nedanstående tabell.
| Unit Program | ||
|---|---|---|
| (TUSD) | 2010 | 2009 |
| 2008 | 1 625 | 1 696 |
| 2009 | 2 901 | 2 585 |
| 2010 | 3 070 | – |
| 7 596 | 4 281 |
Kostnaderna för 2010 innehåller ett belopp om 218 TUSD, hänförligt till anställda i den brittiska verksamheten vilka har redovisats som avyttrad verksamhet.
Vid årsstämman den 13 maj 2009 godkände Lundin Petroleums aktieägare ett nytt LTIP för koncernledningen vilken 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.
Den totala kostnaden för 2009 års LTIP för koncernledningen uppgick för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 till 8 894 TUSD (657 TUSD).
Den 9 april 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i EnQuest vilka erhållits som ersättning för försäljningen av den brittiska verksamheten. I enlighet med bestämmelserna för LTIP har utdelningen medfört en omräkning av antalet utestående syntetiska optioner och lösenpriset för de syntetiska optionerna.
Den 12 november 2010 delade Lundin Petroleum ut sina aktier i Etrion. Denna händelse medförde en omräkning av antalet utestående syntetiska optioner och lösenpriset för de syntetiska optionerna. Denna omräkning av antalet syntetiska optioner godkändes i februari 2011. Antalet utestående syntetiska optioner per den 31 december 2010 uppgick till 5 500 928 (4 000 000) med ett lösenpris om 52,91 SEK (72,76 SEK).
För ytterligare information om dessa LTIPs, se not 45.
Etrions resultat konsoliderades under 2010 fram till den 12 november 2010 då Lundin Petroleums aktier i Etrion delades ut till aktieägarna. I de konsoliderade administrationskostnaderna ingår ett belopp om 2,7 MUSD för Etrions aktieoptionsplan.
I mars 2011 konverterade Lundin Petroleum 13,0 MUSD av en konvertibel lånefordran om 23,8 MUSD från Africa Oil Corporation (AOC) till 14 miljoner aktier i AOC till ett pris av 0,90 kanadensiska dollar (CAD) per aktie. Aktierna såldes på den öppna marknaden för 2,00 CAD per aktie vilket innebar av 28,0 MCAD i ersättning.
Utöver primärnoteringen på NASDAQ OMX, Stockholm har handeln av Lundin Petroleum aktien påbörjats på Torontobörsen den 24 mars 2011. Inga ytterligare aktier har getts ut i samband med denna sekundärnotering.
I mars 2011 tilldelades Lundin Petroleum ett PSC för Guritablocket (l.a 100%), Indonesien.
Moderbolagets aff ärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 3 936,1 MSEK (-32,3 MSEK) för rapporteringsperioden.
I resultatet ingår en utdelning från ett dotterbolag om 3 995,2 MSEK (– MSEK), fi nansiella intäkter om 15,3 MSEK (– MSEK) för att stödja vissa fi nansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum samt upplupna räntekostnader om 28,0 MSEK (– MSEK) för en skuldrevers om 3 951,0 MSEK till förmån för ett dotterbolag, vilken gavs i samband med avknoppningen av den brittiska verksamheten till EnQuest. Skuldreversen löstes den 1 juli 2010 till följd av att utdelning från ett dotterbolag erhölls. En negativ skattekostnad om 7,3 MSEK beror på en justering av föregående års skattekostnad.
Utdelningen av aktierna i EnQuest och Etrion, vilket beskrivits ovan, har redovisats till aktiernas redovisat värde i Lundin Petroleum AB och uppgick till 3 949,7 MSEK för utdelningen av aktierna i EnQuest och till 391,7 MSEK för utdelningen av aktierna i Etrion.
Moderbolagets fi nansiella rapporter är upprättade i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige med tillämpning av RFR 2, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering, och årsredovisningslagen (1995:1554). RFR 2 kräver att moderbolaget använder liknande redovisningsprinciper som koncernen, dvs. IFRS i den omfattning RFR 2 tillåter. Moderbolagets redovisningsprinciper avviker inte väsentligen från koncernens redovisningsprinciper, se sidorna 70–76.
| Belopp i TSEK | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | |||
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 25 822 | 33 154 |
| Bruttoresultat | 25 822 | 33 154 | |
| Administrationskostnader | 2 | -72 222 | -49 281 |
| Rörelseresultat | -46 400 | -16 127 | |
| Resultat från fi nansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 3 | 4 012 086 | 8 589 |
| Finansiella kostnader | 4 | -36 928 | -7 133 |
| 3 975 158 | 1 456 | ||
| Resultat före skatt | 3 928 758 | -14 671 | |
| Skatt | 5 | 7 328 | -17 600 |
| Årets resultat | 3 936 086 | -32 271 |
| Belopp i TSEK | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 3 936 086 | -32 271 | |
| Övrigt totalresultat | – | – | |
| Totalresultat | 3 936 086 | -32 271 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 3 936 086 | -32 271 | |
| 3 936 086 | -32 271 |
| Belopp i TSEK | Not | 2010 | 2009 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Aktier i dotterbolag | 14 | 7 871 947 | 7 871 812 |
| Fordringar på koncernbolag | 6/12 | – | 19 950 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 891 762 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 456 | 448 | |
| Övriga fordringar | 7 | 6 719 | 4 917 |
| Likvida medel | 6 735 | 532 | |
| Summa omsättningstillgångar | 13 910 | 5 897 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 885 857 | 7 897 659 | |
| 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 | 2 551 805 | 5 120 750 | |
| Balanserad vinst | – | 1 887 788 | |
| Årets resultat | 3 936 086 | -32 271 | |
| Summa fritt eget kapital | 6 487 891 | 6 976 267 | |
| Eget kapital | 7 352 376 | 7 840 752 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Övriga avsättningar | 8 | 36 403 | 36 403 |
| Skulder till koncernföretag | 9/12 | 482 281 | – |
| Summa långfristiga skulder | 518 684 | 36 403 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 993 | 87 | |
| Skatteskulder | 10/12 | 10 272 | 17 600 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 11 | 3 125 | 2 484 |
| Övriga skulder | 407 | 333 | |
| Summa kortfristiga skulder | 14 797 | 20 504 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 885 857 | 7 897 659 | |
| Ställda panter | 13 | 3 081 228 | 4 978 037 |
| Ansvarsförbindelser | 13 | – | – |
| Belopp i TSEK | 2010 | 2009 |
|---|---|---|
| Kassafl öde använt för verksamheten | ||
| Årets resultat | 3 936 086 | -32 271 |
| Justering för | ||
| Skatt enligt resultaträkning | -7 328 | 17 600 |
| Utdelning | -3 995 158 | – |
| Ej likviditetspåverkande poster | 82 514 | 5 132 |
| Betalda räntekostnader | 542 | 3 |
| Orealiserade valutakursförluster | 623 | 1 356 |
| Förändringar i rörelsekapital | ||
| Ökning/minskning i kortfristiga tillgångar | -1 876 | 6 970 |
| Ökning/minskning i kortfristiga skulder | 1 078 | -359 |
| Summa kassafl öde från/använt för verksamheten | 16 481 | -1 569 |
| Kassafl öde från investeringar | ||
| Utgivna långfristiga fordringar | – | -34 100 |
| Erhållen återbetalning av långfristiga fordringar | 1 661 | 34 838 |
| Erhållen betalning för försäljning av intresseföretag | 1 590 | – |
| Erhållen betalning för försäljning av övriga aktier och andelar | 70 209 | – |
| Summa kassafl öde från investeringar | 73 460 | 738 |
| Kassafl öde använt för fi nansiering | ||
| Köp av egna aktier | -83 157 | – |
| Summa kassfl öde använt för fi nansiering | -83 157 | – |
| Förändring av likvida medel | 6 784 | -831 |
| Likvida medel vid årets början | 532 | 1 184 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -581 | 179 |
| Likvida medel vid årets slut | 6 735 | 532 |
| Bundet eget kapital | Bundet eget kapital | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Aktie kapital 1 |
Reservfond | Övriga fonder 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Summa eget kapital |
|
| Balans per den 1 januari 2009 | 3 179 | 861 306 | 5 089 856 | 1 855 683 | 62 778 | 7 872 802 | |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 62 778 | -62 778 | – | |
| Årets resultat | – | – | – | – | -32 271 | -32 271 | |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | – | 30 894 | -30 894 | – | – | |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 221 | – | 221 | |
| Balans per den 31 december 2009 | 3 179 | 861 306 | 5 120 750 | 1 887 788 | -32 271 | 7 840 752 | |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -32 271 | 32 271 | – | |
| Totalresultat | – | – | – | – | 3 936 086 | 3 936 086 | |
| Utdelning | – | – | -2 515 168 | -1 826 272 | – | -4 341 440 | |
| Köp av egna aktier | – | – | -83 157 | – | – | -83 157 | |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar | – | – | 29 380 | -29 380 | – | – | |
| Aktierelaterade ersättningar | – | – | – | 135 | – | 135 | |
| Balans per den 31 december 2010 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | – | 3 936 086 | 7 352 376 |
1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2010 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 2010 ingår 6 882 638 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.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Norge | 14 642 | 12 937 |
| Storbritannien | 2 876 | 11 047 |
| Tunisien | 4 595 | 4 718 |
| Malaysia | 1 680 | 3 546 |
| Indonesien | 2 029 | 590 |
| Etiopien | – | 1 063 |
| Kenya | – | -747 |
| 25 822 | 33 154 |
Moderbolagets revisorer är PricewaterhouseCoopers.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Revisionsarvode | 1 376 | 1 260 |
| Revisionsrelaterat | 365 | 378 |
| 1 741 | 1 638 |
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Utdelning | 3 995 158 | – |
| Ränteintäkter koncernbolag | – | 7 720 |
| Övriga | 16 928 | 869 |
| 4 012 086 | 8 589 |
I moderbolagets övriga fi nansiella intäkter ingår ett belopp om 15 271 TSEK (– TSEK) som erhållits för att stödja vissa fi nansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Räntekostnader koncernbolag | 30 789 | – |
| Räntekostnader ej koncernbolag | 542 | – |
| Övriga fi nansiella kostnader koncernbolag | 9 | 5 717 |
| Valutakursförluster, netto | 624 | 1 356 |
| Skattetillägg | 4 907 | – |
| Övriga | 57 | 60 |
| 36 928 | 7 133 |
Under 2005 utförde Skatteverket en skatterevision av Lundin Petroleum AB för räkenskapsåren 2002 och 2003. Skatteverket medgav inte avdrag för en del av kostnader hänförliga till managementtjänster och vissa andra avgifter som vidarefakturerats Lundin Petroleum AB från koncernbolag.
Beslutet har överklagats. Kammarrätten fastslog under 2010 Länsrättens dom. Som en följd av domen betalades skattetillägget om 4 907 TSEK under 2010. Lundin Petroleum har överklagat till Högsta Förvaltningsdomstolen och väntar nu prövningstillstånd. För ytterligare information hänvisas till koncernens not 12.
| 2010 | 2009 | |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | 3 928 758 | -14 671 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3% ) |
-1 033 263 | 3 858 |
| Skatteeff ekt av erhållen utdelning | 1 050 727 | – |
| Skatteeff ekt av resultaten av utländska CFC-bolag |
-3 705 | -23 225 |
| Skatteeff ekt av ej avdragsgilla kostnader | -1 590 | -1 623 |
| Ökning av ej bokförda skattemässiga underskott | -12 169 | – |
| Skatteeff ekt av utnyttjandet av underskottsavdrag från tidigare år |
– | 3 390 |
| Skatteeff ekt av justering av skatteberäkning 2008 och 2009 |
7 328 | – |
| Skatteeff ekt | 7 328 | -17 600 |
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | – | 19 950 |
| – | 19 950 |
Långfristiga fordringar på dotterbolag uppgår till – TSEK (19 950 TSEK) vilka representerar fi nansiering i dotterbolagen för vilka återbetalning inte förväntas under en överenskommen återbetalningsplan.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | 5 139 | 4 190 |
| Mervärdesskattefordran | 504 | 727 |
| Övriga | 1 076 | – |
| 6 719 | 4 917 |
Övriga avsättningar per den 31 december 2010 uppgick till 36 403 TSEK (36 403 TSEK) och är hänförliga till bolagsskatt.
Skulder till koncernbolag uppgick per den 31 december 2010 till 482 281 TSEK (– TSEK) och är till största delen hänförliga till köpet av Etrion aktierna före utdelningen.
Skatteskuld per den 31 december 2010 uppgick till 10 272 TSEK (17 600 TSEK) och är hänförlig till bolagsskatterisker.
| 31 december 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Sociala avgifter | 276 | 442 |
| Styrelsearvoden | 1 069 | 68 |
| Revision | 1 212 | 960 |
| Övriga | 568 | 1 014 |
| 3 125 | 2 484 |
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar:
| Lånefordringar och övriga fordringar |
Finansiella skulder värderade till upplupet anskaff ningsvärde |
|
|---|---|---|
| Tillgångar | ||
| Fordringar på koncernbolag | 5 139 | |
| Likvida medel | 6 735 | |
| Skulder | ||
| Skulder till koncernbolag | 482 281 | |
| Leverantörsskulder | 993 | |
| Skatteskuld | 10 272 | |
| 11 874 | 493 546 |
Se koncernens noter 38 samt 39 för detaljer.
| Organisationsnummer | Säte | Antal aktier | Procent | Nominellt värde per aktie |
Bokfört värde 31 december 2010 |
Bokfört värde 31 december 2009 |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Direkt ägda | |||||||
| Lundin Energy AB | 556619-2299 | Stockholm, Sverige | 10 000 000 | 100 | SEK 0,01 | 100 | 100 |
| Lundin Petroleum BV | BV 1216140 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | 7 871 847 | 7 871 712 |
| 7 871 947 | 7 871 812 | ||||||
| Indirekt ägda | |||||||
| 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 Nigeria Ltd (under likvidation) |
RC 615830 | Lagos, Nigeria | 10 000 000 | 100 | N 1,00 | ||
| Lundin Exploration BV | BV 1303454 | 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 Petroleum SA | 1731/1999 | Collonge-Bellerive, 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 | 1 721 855 | 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 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 Sareba BV | BV 608284 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| - Lundin Banyumas BV | BV 1140222 | Haag, Nederländerna | 182 | 100 | EUR 100,00 | ||
| - 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 South Sokang BV | BV 1509027 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Natuna Ventures BV | BV 1408196 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Russia BV | BV 1386727 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| - Culmore Holding Ltd | 162316 | Nicosia, Cypern | 1002 | 100 | CYP 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 | Nicosia, Cypern | 5000 | 70 | CYP 1,00 | ||
| - LLC PetroResurs | 1047796031733 | Moskva, Ryssland | 1 | 100 | RUR 10 000 | ||
| - LundinNeft LLC (under likvidation) |
1057747770002 | Moskva, Ryssland | 1 | 100 | USD 100 000 |
Etrion Corporation och dotterbolag delades ut den 12 november 2010. Lundin North Sea BV och dotterbolag avknoppades till EnQuest plc den 6 april 2010. Lundin Indonesia BV och Lundin Salawati BV såldes under 2010.
Under 2010 har Valkyries Cyprus Ltd och Valkalm Holding Ltd fusionerats med Culmore Holding Ltd.
Under 2010 har de helägda bolagen Lundin Investment Ltd., Lundin Sudan (Halaib) BV, Lundin Albania BV, Lundin Blora BV och Lundin Munir BV likviderats.
Lundin Nigeria Ltd och Lundin Neft LLC var under likvidation per den 31 december 2010.
Styrelsen och koncernchef & VD i Lundin Petroleum AB har den 7 april 2010 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010 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, 7 april 2011
Lundin Petroleum AB (publ) Org. Nr. 556610-8055
Ian H. Lundin Styrelseordförande C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Lukas H. Lundin Styrelseledamot
William A. Rand Styrelseledamot
Magnus Unger Styrelseledamot
Asbjørn Larsen Styrelseledamot Dambisa F. Moyo Styrelseledamot
Vi har granskat årsredovisningen, koncernredovisningen och bokföringen samt styrelsens och verkställande direktörens förvaltning i Lundin Petroleum AB (publ) för år 2010. Bolagets årsredovisning och koncernredovisningen ingår i den tryckta versionen av detta dokument på sidorna 57–99. 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, 7 april 2011
Bo Hjalmarsson Bo Karlsson Huvudansvarig revisor Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor PricewaterhouseCoopers AB PricewaterhouseCoopers AB
| Resultaträkning (sammanfattning) TUSD | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 |
|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | |||||
| Rörelsens intäkter | 798 599 | 571 835 | 628 939 | 416 669 | 242 957 |
| Produktionskostnader | -157 065 | -155 311 | -198 269 | -152 947 | -89 378 |
| Avskrivningar | -145 316 | -118 128 | -95 046 | -80 008 | -47 392 |
| Prospekteringskostnader | -127 534 | -134 792 | -110 023 | -20 439 | -16 755 |
| Nedskrivning | – | -644 766 | -78 572 | – | – |
| Bruttoresultat | 368 684 | -481 162 | 147 029 | 163 275 | 89 432 |
| Försäljning av tillgångar | 66 126 | 4 589 | 20 481 | – | – |
| Administrationskostnader | -40 960 | -27 619 | -19 684 | -24 317 | -14 434 |
| Rörelseresultat | 393 850 | -504 192 | 147 826 | 138 958 | 74 998 |
| Finansiella investeringar | -12 507 | 29 559 | -110 121 | -5 470 | -308 |
| Resultat från andel i intressebolag | – | -25 504 | 4 480 | – | – |
| Resultat före skatt | 381 343 | -500 137 | 42 185 | 133 488 | 74 690 |
| Skatt | -251 865 | -45 669 | -40 824 | -76 196 | -31 640 |
| Periodens resultat från kvarvarande verksamhet | 129 478 | -545 806 | 1 361 | 57 292 | 43 050 |
| Avyttrad verksamhet | |||||
| Periodens resultat från avyttrad verksamhet | 368 992 | 8 737 | 59 042 | 83 794 | 55 459 |
| Periodens resultat | 498 470 | -537 069 | 60 403 | 141 086 | 98 509 |
| Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | 511 875 | -411 268 | 93 958 | 141 750 | 99 673 |
| Resultat hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande: | -13 405 | -125 801 | -33 555 | -664 | -1 164 |
| PERIODENS RESULTAT | 498 470 | -537 069 | 60 403 | 141 086 | 98 509 |
| Balansräkning (sammanfattning) TUSD | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 |
| Materiella anläggningstillgångar | 2 014 242 | 2 556 275 | 2 704 556 | 2 631 890 | 2 116 029 |
| Övriga anläggningstillgångar | 129 944 | 119 093 | 259 515 | 334 685 | 242 214 |
| Omsättningstillgångar | 284 950 | 275 290 | 272 619 | 316 021 | 218 153 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | 3 282 596 | 2 576 396 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 920 416 | 1 141 658 | 1 462 442 | 1 513 340 | 1 304 219 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | 77 365 | 95 555 | 179 793 | 209 893 | 235 291 |
| Totalt eget kapital | 997 781 | 1 237 213 | 1 642 235 | 1 723 233 | 1 539 510 |
| Avsättningar | 769 687 | 897 622 | 779 370 | 856 547 | 652 861 |
| Långfristiga räntebärande skulder | 476 671 | 558 327 | 555 626 | 427 243 | 202 649 |
| Kortfristiga skulder | 184 997 | 257 496 | 259 459 | 275 573 | 181 376 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | 3 282 596 | 2 576 396 |
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.
Finansiella nyckeltal har beräknats på summan av kvarvarande och avyttrad verksamhet.
| Finansiell data | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 | 2006 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Rörelseresultat | TUSD | 863 149 | 805 852 | 977 719 | 812 440 | 599 116 |
| EBITDA | TUSD | 635 647 | 486 171 | 596 825 | 453 851 | 371 915 |
| Periodens resultat | TUSD | 498 470 | -537 069 | 60 403 | 141 086 | 107 727 |
| Operativt kassafl öde | TUSD | 598 586 | 471 946 | 625 763 | 463 094 | 308 233 |
| Nyckeltal, aktie | ||||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | USD | 2,96 | 3,64 | 4,67 | 4,80 | 4,15 |
| Operativt kassafl öde per aktie | USD | 1,92 | 1,51 | 2,00 | 1,47 | 1,10 |
| Kassafl öde från verksamheten per aktie | USD | 1,79 | 1,56 | 1,92 | 1,49 | 1,00 |
| Resultat per aktie | USD | 1,64 | -1,31 | 0,30 | 0,45 | 0,39 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | USD | 1,64 | -1,31 | 0,30 | 0,45 | 0,39 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | USD | 2,04 | 1,54 | 1,89 | 1,44 | 1,32 |
| Utdelning per aktie | USD | 2,30 | – | – | – | – |
| Börskurs vid periodens utgång (avser moderbolaget) | USD | 12,47 | 7,95 | 5,25 | 10,52 | 11,58 |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 315 550 580 | 314 215 080 | |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 311 027 942 | 313 420 280 | 313 420 280 | 315 550 580 | 314 215 080 | |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden | 312 096 990 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 020 401 | 280 867 805 | |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden, efter full | ||||||
| utspädning | 312 096 990 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 409 915 | 282 251 337 | |
| Nyckeltal, koncernen | ||||||
| Räntabilitet på eget kapital | % | 45 | -37 | 3 | 9 | 11 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | % | 47 | -29 | 11 | 14 | 22 |
| Netto skuldsättningsgrad | % | 36 | 40 | 35 | 21 | 12 |
| Soliditet | % | 41 | 42 | 51 | 52 | 51 |
| Andel riskbärande kapital | % | 67 | 66 | 71 | 71 | 81 |
| Räntetäckningsgrad | % | 3 591 | -2 865 | 973 | 2 203 | 4 010 |
| Operativt kassafl öde/räntekostnader | % | 2 803 | 2 605 | 3 797 | 3 631 | 4 848 |
| Direktavkastning | % | 18 | – | – | – | – |
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid periodens slut. Operativt kassafl öde per aktie: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Kassafl öde från verksamheten per aktie: Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie efter full utspädning: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
EBITDA per aktie efter full utspädning: 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, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.
Börskurs vid periodens utgång: Börskursen i USD är baserad på börskursen i SEK omräknat till balansdagens kurs.
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för förändringar i antalet aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
Räntabilitet på eget kapital: Koncernens vinst efter skatt dividerat med koncernens genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital: 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).
Netto skuldsättningsgrad: Koncernens netto räntebärande skulder i förhållande till eget kapital hänförligt till aktieägare.
Soliditet: Koncernens totalt eget kapital i förhållande till balansomslutningen.
Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Räntetäckningsgrad: Koncernens resultat efter fi nansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdiff erenser på fi nansiella lån dividerat med räntekostnader.
Operativt kassafl öde/räntekostnader: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
Direktavkastning: Utdelning i förhållande till börskurs vid räkenskapsårets utgång.
| Bevisade och sannolika oljereserver |
Summa Mbbl |
Storbritannien Mbbl |
Frankrike Mbbl |
Nederländerna Mbbl |
Tunisien Mbbl |
Norge Mbbl |
Indonesien Mbbl |
Ryssland Mbbl |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2009 | 189 056 | 77 048 | 26 438 | 94 | 362 | 53 888 | 9 548 | 21 678 |
| 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 |
| 2010 | ||||||||
| Förändringar under året | ||||||||
| - förvärv | – | – | – | – | – | – | – | – |
| - försäljningar | -80 175 | -72 933 | – | – | – | – | -7 242 | – |
| - revision | 26 653 | – | 1 509 | 25 | 625 | 23 368 | – | 1 126 |
| - utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – | – | – | – | – |
| - produktion | -10 477 | -812 | -1 161 | -2 | -372 | -6 076 | -733 | -1 321 |
| 31 december 2010 | 157 081 | – | 22 310 | 86 | 514 | 117 478 | – | 16 693 |
| Bevisade och sannolika oljereserver |
Summa MMscf1 |
Storbritannien MMscf |
Nederländerna MMscf |
Norge MMscf |
Indonesien MMscf |
|||
| 1 januari 2009 | 189 429 | 30 610 | 25 426 | 99 650 | 33 743 | |||
| 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 | |||
| 2010 | ||||||||
| Förändringar under året | ||||||||
| - förvärv | – | – | – | – | – | |||
| - försäljningar | -32 108 | -30 607 | – | – | -1 501 | |||
| - revision | 9 582 | – | 5 859 | 9 459 | -5 736 | |||
| - utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – | – | |||
| - produktion 31 december 2010 |
-8 780 177 433 |
– – |
-4 530 21 226 |
-3 324 130 298 |
-926 25 909 |
1 Bolaget har använt sig en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.
Utav de totala bevisade och sannolika olje- och gasreserverna per den 31 december 2010 är 33 Mbbl hänförligt till minoritetsägare i andra dotterbolag i koncernen.
Reserverna per den 31 december 2010 har certifi erats av Gaff ney, Cline & Associates.
| Bank/Mäklare | Analytiker | Kontakt |
|---|---|---|
| ABG Sundal Collier | Anders Holte | [email protected] |
| Bank of America Merrill Lynch | Alejandro Demichelis | [email protected] |
| BMO Capital Markets | Christopher Brown | [email protected] |
| Carnegie | Joakim Kindahl | [email protected] |
| Cheuvreux | Joakim Ahlberg | [email protected] |
| Collins Stewart | Gordon Gray | [email protected] |
| Credit Suisse | Tao Ly | [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 / Daniel Råvik | [email protected] / dara04@ handelsbanken.no |
| Macquarie Securities Group | Mark Wilson | [email protected] |
| Nordea | Christian Kopfer | [email protected] |
| Pareto | Thomas Aarrestad | [email protected] |
| Swedbank Markets | Ola Sodermark | [email protected] |
| Öhman Fondkomission | Oskar Tuwesson | [email protected] |
Lundin Petroleum kommer att publicera följande rapporter:
| » 4 maj 2011 | Rapport för de första tre månaderna (januari – |
|---|---|
| mars 2011) | |
| » 5 maj 2011 | Årsstämma 2011 |
| » 3 augusti 2011 | Rapport för de första sex månaderna (januari – |
| juni 2011) | |
| » 2 november 2011 | Rapport för de första nio månaderna (januari – |
| september 2011) | |
| » februari 2012 | Bokslutsrapport 2011 |
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 kan också närvara genom ombud och aktieägaren skall i så fall utfärda en sktiftlig och daterad fullmakt. Fullmaktsformulär fi nns på hemsidan www.lundin-petroleum.com.
Årsstämma 2011 i Lundin Petroleum hålls torsdagen den 5 maj 2011 kl. 13.00 i Spegelsalen, Grand Hotel, Södra Blasieholmshamnen 8 i Stockholm.
Vid anmälan bör uppges namn, personnummer/organisationsnummer samt registrerat aktieinnehav, adress och telefonnummer dagtid.
Aktieägare som låtit förvaltarregistrera sina aktier måste genom förvaltarens försorg tillfälligt låta inregistrera aktierna i eget namn för att få rätt att delta i årsstämman och utöva sin rösträtt. Sådan registrering måste vara verkställd fredagen den 29 april 2011.
MMscfd Miljoner standard kubikfot per dag MMbtu Miljoner British thermal units
| bbl Fat (barrel). Ett fat = 159 liter CHF |
Schweiz francs |
|---|---|
| EUR Miljarder kubik fot. En kubikfot = 0,028 m3 bcf |
Euro |
| GBP Bn Miljarder |
Brittiska pund |
| NOK boe Fat oljeekvivalenter |
Norska kronor |
| RUR boepd Fat oljeekvivalenter per dag |
Ryska rubler |
| SEK bopd Fat olja per dag |
Svenska kronor |
| USD Bn boe Miljard fat oljeekvivalenter |
USA dollar |
| TCHF Mbbl Tusen fat (latin: Mille) |
Tusental CHF |
| TSEK Mbo Tusen fat olja |
Tusental svenska kronor |
| TUSD Mboe Tusen fat oljeekvivalenter |
Tusental USA dollar |
| MSEK Mboepd Tusen fat oljeekvivalenter per dag |
Miljontal svenska kronor |
| MUSD MMbo Miljoner fat olja |
Miljontal USA dollar |
| MMboe Miljoner fat oljeekvivalenter |
|
| MMbpd Miljoner fat per dag |
|
| MMbopd Miljoner fat olja per dag |
|
| Mcf Tusen kubikfot |
|
| Mcfpd Tusen kubikfot per dag |
|
| MMscf Miljoner standard kubikfot |
VALUTAFÖRKORTNINGAR
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta pressmeddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig kanadensisk värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive Bolagets framtida resultat, aff ärsutsikter och aff ärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utvecklingsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utvecklingsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av belopp som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden och framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "förutse", "plan", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan", "kommer att", "projekt", "förutse", "potential", "inriktning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för denna årsredovisning och Bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utveckling), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillgång till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet, miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och fi nansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Riskfaktorer" samt på andra ställen i denna årsredovisnin. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden i detta pressmeddelande är uttryckligen kvalifi cerade av detta varnande uttalande.
Denna årsredovisning innehåller vissa beräkningar avseende betingade resurser och prospekteringsresurser. Utvinnings- och produktionsuppskattningar av bolagets betingade och potentiella resurser som tillhandahålls häri är endast uppskattningar och det fi nns ingen garanti att de betingade och prospektiva resurserna kommer att byggas ut eller utvinnas. Faktiska betingade resurser och prospekteringsresurser kan vara större än eller mindre än de uppskattningar som ges här. Det är inte säkert att någon del av prospekteringsresurserna kommer att upptäckas. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt gångbart för bolaget att producera någon del av de betingade resurserna eller, om funna, prospekteringsresurserna, i någon av dess tillgångar.
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.