Annual Report • Apr 11, 2012
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
levererar organisk tillväxt
| Tio år av tillväxt – 2011 höjdpunkter | 2 |
|---|---|
| Brev till aktieägarna – C. Ashley Heppenstall | 4 |
| Ordförandes ord – Ian H. Lundin | 6 |
| Vår aff ärsmodell | 8 |
| Våra medarbetare | 13 |
| Vår marknad | 14 |
| VERKSAMHETEN | |
| Våra verksamhetsområden | 16 |
| Områdeschefer | 17 |
|---|---|
| Norge | 18 |
| Malaysia | 22 |
| Övriga områden | 24 |
| Reserver och resurser | 28 |
| Produktion | 31 |
| Samhällsansvar – Corporate Responsibility | 32 |
|---|---|
| Bolagsstyrningsrapport 2011 | 40 |
| – Styrelsen | 44 |
| – Bolagsledning | 49 |
| – Ersättningar | 50 |
| – Intern kontroll och riskhantering | 52 |
| – Styrelsen – Översikt | 54 |
| – Investeringskommittén/den verkställande | |
| ledningen – Översikt | 56 |
| Lundin Petroleums aktie och aktieägare | 58 |
| Risker och riskhantering | 60 |
| FINANSIELLA RAPPORTER | |
|---|---|
| Innehåll fi nansiella rapporter | 63 |
| Förvaltningsberättelse | 64 |
| Koncernens fi nansiella rapporter | 72 |
| Redovisningsprinciper | 77 |
| Noter till koncernens fi nansiella rapporter | 83 |
| Moderbolagets årsredovisning | 96 |
| Moderbolagets fi nansiella rapporter | 96 |
| Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter | 100 |
| Styrelsens försäkran | 102 |
| Revisionsberättelse | 103 |
| Finansiell femårsöversikt | 104 |
|---|---|
| Nyckeltal | 105 |
| Olje- och gasreserver | 106 |
| Analytiker som följer Lundin Petroleum | 107 |
| Information till aktieägare | 108 |
| Defi nitioner | 109 |
Hänvisningar i denna årsredovisning till uppskattade betingade bruttoresurser för Johan Sverdrupfyndigheten om 1 700 till 3 300 MMboe innefattar 800 till 1 800 MMboe i PL501 (Lundin Petroleum licensandel 40%) och 900 till 1 500 MMboe i PL265 (Lundin Petroleum licensandel 10%). Lundin Petroleums uppskattade betingade resurser per den 31 december 2011 om 851,0 MMboe globalt, 696,9 MMboe i Norge och 640,0 MMboe i Johan Sverdrupfyndigheten inkluderar Lundin Petroleums andel, i enlighet med dess licensandel, om 520,0 MMboe i PL501 och 120,0 MMboe i PL265, som representerar mittpunkten av intervallet för de uppskattade betingade resurserna för Johan Sverdrupfyndigheten. De betingade resursestimaten i PL501 har sammanställts av Lundin Petroleum, som operatör för PL501, och har reviderats av Gaff ney, Cline & Associates för Lundin Petroleums räkning. De betingade resursestimaten i PL265 har sammanställts av Statoil, som operatör för PL265, och har inte reviderats för Lundin Petroleums räkning. Se Reserver och resurser på sidorna 28 till 30.
Referenser till "Lundin Petroleum" eller "bolaget" avser koncernen i vilken Lundin Petroleum AB (publ) (organisationsnummer 556610–8055) är moderbolag eller Lundin Petroleum AB (publ), beroende på sammanhanget.
Under året för bolagets tioårsjubileum upplevde Lundin Petroleum sitt mest framgångsrika år.
Den stora oljefyndigheten Johan Sverdrup, off shore Norge, kommer att vara omvälvande för Lundin Petroleum och kommer sannolikt att vara en av de mest värdefulla fyndigheter som någonsin gjorts i Nordsjön.
prospekteringsbolag till en viktig prospekterings- och produktionsaktör.
| 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 |
|---|---|---|---|---|
| Starten Lundin Petroleum bildas i samband med Talisman Energys förvärv av Lundin Oil i en transaktion värd 4 miljarder SEK sommaren 2001. Som en del av transaktionen erhåller Lundin Oils aktieägare en kontant utdelning om 36,50 SEK plus en aktie i Lundin Petroleum för varje aktie i Lundin Oil. Den 6 september 2001 började aktierna i det nya bolaget att handlas på Nya Marknaden på |
Det första stora förvärvet Den största händelsen under 2002 är förvärvet av Coparex International från BNP Paribas för 172,5 MUSD. Förvärvet av det franska prospekterings och produktionsbolaget innebär ett tillskott av produktion med över 15 000 boepd från tillgångar i Frankrike, Nederländerna, Tunisien, Venezuela och Indonesien samt av reserver uppgående till 55 MMboe till den befi ntliga portföljen. Förvärvet omvandlar Lundin |
Ett andra förvärv Under 2003 görs en andra viktig transaktion då Lundin Petroleum tillkännager förvärvet av en tillgångsportfölj från DNO. Förvärvet inkluderar produktionstillgångar i Storbritannien och Norge som höjer produktionen till 28 900 boepd och ökar reserverna till 137 MMboe. Producerande fält som ingår i aff ären är Heather och Thistle i Storbritannien och Jotun i Norge. |
Broomfältet i produktion Lundin Petroleum slutför DNO-förvärvet och påbörjar produktion på Broomfältet, ett satellitfält till Heatherfältet, off shore Storbritannien, med en bruttoproduktion om över 25 000 boepd. En oljefyndighet görs på Volundstrukturen i Norge, och ytterligare fyndigheter i Frankrike och Indonesien. Utbyggnadsplanerna för Alvheimprojektet i Norge och Oudnafältet i Tunisien godkänns. |
Konsolideringen Efter de två större förvärven blir 2005 ett år av konsolidering. Produktionen ökar till ett genomsnitt av 33 190 boepd och reserver certifi eras till 142,6 MMboe. Utbyggnadsprojekten Alvheim, off shore Norge, och Oudna, off shore Tunisien, fortskrider enligt plan. |
| Stockholmsbörsen. | Petroleum från ett rent |
inkluderar Statoils uppskattning för Johan Sverdrup PL265 (900–1 500 MMboe)
Oljeproduktionen från Oudnafältet, off shore Tunisien, inleds i november 2006. Produktionen sker från en producerande borrning som stöds av en vatteninjiceringsborrning och platåproduktionen uppgår till 20 000 bopd, brutto. Oudna inräknat uppgår Lundin Petroleums produktion till 40 000 boepd. Lundin Petroleum blir verksamt i Ryssland genom förvärvet att Valkyries Petroleum Corp. Det sorgliga budskapet om Lundin Petroleums grundare Adolf H. Lundins bortgång meddelas.
En betydande ny oljefyndighet görs på Lundin Petroleums första borrning som operatör off shore Norge. Lunofyndighetens bruttoresurser uppskattas inledningsvis till mellan 65 och 190 MMboe. Lundin Petroleums genomsnittsproduktion 2007 var 34 000 boepd och reserverna ökade till 176,4 MMboe.
Efter slutförande av Alvheim FPSO-fartyget och utbyggnadsborrning sker produktionsstart på Alvheimfältet i juni 2008. Fältets slutliga bruttoutvinning uppskattas uppgå till 215 MMboe, och platåproduktionen uppskattas överstiga 90 000 boepd, brutto. Oljefyndigheter görs på Morskayastrukturen i Ryssland och på Gaupefältet, off shore Norge.
Efter den framgångsrika utvärderingen av Lunofyndigheten i PL338, off shore Norge, bekräftar Gaff ney, Cline & Associates reserver om 95 MMboe. Reserverna utökas ytterligare till 149 MMboe efter en andra utvärderingsborrning under 2010. Samtidigt kommer produktionen igång på Volundfältet i PL150. Volundfältet är en återkoppling under havsytan till FPSO-fartyget Alvheim. Kapacitetsrestriktioner för Alvheim FPSO:n gör att den kommersiella produktionen måste skjutas upp till 2010.
En betydande oljefyndighet görs off shore Norge på Avaldsnesstrukturen (Johan Sverdrup PL501) öster om Lunofältet. De utvinningsbara resurserna uppskattas initialt till mellan 100 och 400 MMboe. Lundin Petroleum knoppar av sin verksamhet i Storbritannien till EnQuest plc. EnQuest förvärvar olje- och gasproduktion, utbyggnads- och prospekteringstillgångar samt verksamhet i Storbritannien från både Lundin Petroleum och Petrofac Limited. Lundin Petroleum erhåller 55 procent av aktierna i EnQuest som delas ut till Lundin Petroleums aktieägare. Utdelningen uppgår till 718 MUSD.
"
Detta gör fyndigheten till en av de fem största fyndigheterna som någonsin gjorts på den norska kontinentalsockeln och den största sedan mitten av 1980-talet
C. ASHLEY HEPPENSTALL KONCERNCHEF OCH VD
Det gläder mig att uppdatera er om Lundin Petroleums utveckling till följd av vår exceptionella framgång under 2011. Det här året var transformerande för bolaget då det stod klart att Avaldsnes/ Aldous (som ändrat namn till Johan Sverdrup) är en av de största fyndigheter som någonsin gjorts i Nordsjön. Vår strategi som grundar sig på organisk tillväxt genom prospektering har levererat fantastisk framgång vilket har resulterat i en ökning om 100 procent av Lundin Petroleums aktiekurs under 2011, vilket motsvarar ett ökat aktieägarvärde om 27 miljarder kronor.
Den största nyheten under året var helt klart de ökade betingade resurserna för Avaldsnesfyndigheten, off shore Norge. Som vi tidigare indikerat sträcker sig Avaldsnesstrukturen västerut in i PL265 där Statoil är operatör och detta bekräftades med fyndigheten Aldous Major South. Avaldsnes och Aldous Major South som nu har ändrat namn till Johan Sverdrup är i själva verket ett gigantiskt sammanhängande oljefält. Johan Sverdrup uppskattas innehålla betingade bruttoresurser om mellan 1,7 och 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja. Detta gör fyndigheten till en av de fem största fyndigheterna som någonsin gjorts på den norska kontinentalsockeln och den största sedan mitten av 1980-talet. Fyndigheten är vidare belägen på 115 meters vattendjup, i ett reservoardjup om mindre än 2 000 meter, i närheten av existerande infrastruktur med ledig kapacitet och består av olja av utmärkt kvalitet. Det är verkligen anmärkningsvärt att en fyndighet av denna storlek och kvalitet har gjorts av Lundin Petroleum, i hjärtat av den norska Nordsjön, 45 år efter att man började prospektera i området.
Prioriteten för 2012 är att till fullo utvärdera fyndigheten för att bättre defi niera resursintervallet och bidra med information för planering av utbyggnaden. Resultaten av den första utvärderingsborrningen under 2012, vars målsättning var den södra förlängningen av fyndigheten, var en besvikelse då den översta reservoaren påträff ades djupare än förväntat och under kontakten mellan olja och vatten. Utvärderingsborrning kommer dock att fortsätta med sannolikt ytterligare fem till sju nya borrningar i PL501 och PL265 under 2012. Parallellt med utvärderingsprogrammet arbetar vi nära med Statoil och våra partners för att föra den konceptuella projektplaneringen vidare. Fyndigheten kommer att vara en stor bidragsgivare till produktionen från Nordsjön under många år framöver och kommer att vara en av de mest värdefulla fyndigheterna som någonsin gjorts i Nordsjön tack vare dess storlek, läge och reservoarkvalitet.
Lundin Petroleum producerade ett utmärkt fi nansiellt resultat för 2011 med ett resultat efter skatt för året om 155,2 MUSD. Det starka produktionsresultatet har fortsatt och resulterat i operativt kassafl öde om 676,2 MUSD och EBITDA om 1 012,1 MUSD för året. Vår balansräkning är fortsatt lågt belånad med en nettoskuld på enbart 133 MUSD, med tillgångar som understödjer en mycket högre belåningsgrad om så krävs. Vi förväntar oss att fortsätta generera ett starkt operativt kassafl öde från våra producerande tillgångar, vilket kommer att utgöra den primära fi nansieringskällan för våra framtida utbyggnads- och prospekteringsutgifter. Som en följd av att Lunofältets utbyggnadsprojekt går vidare kommer vi sannolikt omförhandla vår existerande reservbaserade kreditfacilitet under 2012 för att förse bolaget med ytterligare fi nansiell fl exibilitet.
Lundin Petroleum har inte sökt fi nansiering från aktieägarna sedan den initiala nyemissionen om 50 miljoner USD då bolaget bildades för 10 år sedan. Vår tillväxt har fi nansierats från internt genererade kassafl öden och konservativt utnyttjande av banklån. Denna fi nansiella strategi kommer att fortsätta och det är osannolikt att ytterligare eget kapital kommer att krävas inom överskådlig framtid.
Vi har varit mycket framgångsrika med att öka vår reservbas genom prospekterings- och utvärderingsborrning och detta fortsatte under 2011. Våra reserver, som är föremål för en oberoende revision av Gaff ney, Cline & Associates, ökade med 21 procent till 211 MMboe och vi har återigen uppnått en enastående reserversättningsgrad om 264 procent.
Utöver våra reserver ökade våra betingade resurser med över 200 procent till 851 MMboe, framförallt som en följd av Johan Sverdrupfältet. Lundin Petroleum har därmed ökat sina reserver och betingade resurser, netto, till över en miljard fat.
Under 2011 var produktionen i genomsnitt 33 300 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), vilket motsvarar den övre delen av vår prognos. Vår produktionsprognos för 2012 är mellan 32 000 och 38 000 boepd, vilket motsvarar en ökning om fem procent från 2011 vid mittpunkten av vår prognos. Produktionsstarten av Gaupefältet, off shore Norge, i slutet av det första kvartalet, samt nya produktionsborrningar på både Alvheim- och Volundfälten, kommer att vara drivande för produktionsökningen under 2012.
Vi har gjort strålande framsteg med våra utbyggnadsprojekt och är inom tidsplanen för att uppnå den uppskattade fördubblingen av vår produktion till slutet av 2015. Produktionsmålet om 70 000 boepd kommer främst att drivas av våra olika norska utbyggnadsprojekt. Även om det är för tidigt att prata om produktionsuppskattningar från Johan Sverdrupfältet, tror jag att det är konservativt att anta att vår nettoproduktion åtminstone kommer att fördubblas igen efter produktionsstarten av detta fält.
Vår inställning har alltid varit att den norska kontinentalsockeln representerar ett område med utmärkt prospekteringspotential, trots att den ansetts vara ett moget område. De historiskt sett högre skatterna i förhållande till Storbritannien, tillsammans med det faktum att oberoende oljebolag inte varit aktiva i Norge mer än 10 år, innebar att prospekteringsaktiviteten var mycket lägre i Norge än i Storbritannien. De geologiska förutsättningarna är i princip desamma och den lägre borraktiviteten i Norge skapar därför en möjlighet för aktiva prospekteringsdrivna bolag som Lundin Petroleum. Våra prospekteringsframgångar med fyndigheter som Volund, Luno, Apollo och nu Johan Sverdrup visar tydligt att denna strategi har fungerat.
Vi är hur som helst övertygade om att det fi nns mer att hitta. Trots att prioritet ges till utvärderingen av Johan Sverdrupfältet beträff ande riggkapacitet har vi ett aktivt prospekteringsprogram i Norge under 2012 med åtta nya prospekteringsborrningar. Vi kommer att genomföra tre nya prospekteringsborrningar i den södra delen av Utsirahöjden där vi anser att vi har mycket god kännedom om området under havsbotten. Prospekteringsborrning kommer att fortsätta under 2013. Vi kommer att genomföra borrningen Albert i Møre Basin i norra Nordsjön i närheten av nyligen gjorda intressanta fyndigheter i Storbritannien och Norge. I Barents hav, där vi är en av de största innehavarna av areal, har vi områden nära Statoils fyndigheter Skrugard och Havis och vi kommer att genomföra en prospekteringsborrning där under 2012.
Vårt prospekteringsborrprogram i Malaysia fortskrider väl. Gasfyndigheten Tarap som meddelades under det andra kvartalet 2011 har följts av ytterligare en gasfyndighet i Cempulut. De två fyndigheterna tillsammans med en tredje befi ntlig fyndighet i vår licens innebär att vi har betingade resurser på över 250 miljarder kubik fot (bcf ) gas i block SB303, off shore Sabah, östra Malaysia.
Lundin Petroleum fi rade sitt tioårsjubileum under 2011. Efter försäljningen av Lundin Oil till Talisman Energy och skapandet av väsentligt värde till aktieägarna startade vi Lundin Petroleum 2001, med ungefär 50 million USD i eget kapital (kontant). Idag är vi ett av de största oberoende prospekterings- och produktionsbolagen i Europa. Jag är mycket stolt över att vi har kunnat få bolaget att växa till ett börsvärde på 8 miljarder USD över 10 år utan att be aktieägarna om nytt kapital. Denna framgång kommer inte utan hårt arbete och uppoff ringar från min ledningsgrupp och anställda.
För tio år sedan, i mitt första brev till aktieägarna, när vi startade Lundin Petroleum, talade jag om vår framlidne grundare Adolf Lundins livslånga sökande efter den svårfångade elefanten – eller oljefält med en miljard fat. Min slutkommentar var att "Lundin Petroleum planerar att leverera". Ja, Adolf vi levererade och jag vet att du ser ner på oss alla som en mycket stolt man. Vi ser fram emot de kommande 10 åren och avser att fortsätta leverera.
Med vänliga hälsningar
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
2011 fi rade Lundin Petroleum tio år av framgångar. Naturligtvis har vi till stor del vår grundares vision att tacka för denna enastående utveckling, men det fi nns inget som slår erfarenhet och hårt arbete när det gäller att åstadkomma resultat. Denna kombination av vision och erfarenhet, med stöd av hårt arbete och en hängiven ledningsgrupp, har möjliggjort Lundin Petroleums fantastiska tillväxt sedan den blygsamma starten 2001.
Från den inledande nyemissionen på 50 miljoner USD (kontant) och utan producerande tillgångar, har Lundin Petroleum idag ett marknadsvärde på 8 miljarder USD och en produktion om över 33 000 boepd.
Detta är bara början. Lundin Petroleum har 851 miljoner fat av betingade resurser förutom sina reserver om 211 miljoner fat oljeekvivalenter, och vi är nu det näst största oljebolaget i Norge mätt i resurser. Bolaget har även löpande ersatt produktion och ökat reserverna under sitt första verksamma decennium. Med fl era nya fält på väg att tas i produktion under 2012, 2013, 2014 och 2015, förväntas bolagets produktion att fördubblas till 70 000 boepd fram till 2015 och kommer sannolikt att fördubblas ännu en gång när produktionen från Johan Sverdrupfältet kommer igång.
Denna tillväxt är av ett slag som mycket få bolag kan leverera och är kännetecknande för oljeprospekteringsbranschen. Fyndigheten Johan Sverdrup i PL501 (tidigare Avaldsnes) upptäcktes så sent som i oktober 2010. Efter två framgångsrika utvärderingsborrningar och fyndighetsborrningen av Johan Sverdrup PL265 (tidigare Aldous Major South) tillkännagavs det nya resursintervallet den 30 september 2011, vilket gör Johan Sverdrup till en av världens största fyndigheter under 2011.
IAN H. LUNDIN STYRELSEORDFÖRANDE Även om det ter sig omöjligt att upprepa denna extraordinära framgång skulle jag inte vara alltför säker på det. Prospekteringsborrprogrammet för 2012 riktar in sig på några högst intressanta potentiella strukturer såväl i Norge som i Malaysia. Bolagets värdefulla licensposition på den norska kontinentalsockeln innebär att denna borraktivitet kommer att fortsätta under fl era år framöver.
Lundin Petroleum har etablerat sig som ett företag, som inte bara vet var man ska borra efter olja, utan också levererar projekt punktligt och inom budgetramarna. Lunofältet kommer att vara Lundin Petroleums största utbyggnadsprojekt så här långt. Med en budget om 4 miljarder USD, brutto, och en designkapacitet på 120 000 bopd, blir Luno ett betydande utbyggnadsprojekt off shore Norge. Detta projekt kommer också att få stora konsekvenser för den norska byggindustrin och jag är mycket nöjd över att bolaget redan har hunnit säkra både varvsplats för jacketstrukturen och riggkapacitet för Lunoutbyggnaden som väntas komma i produktion i slutet av 2015.
Jag kan inte nämna framgången i Norge utan att lyfta fram vårt norska team vars resultat överträff at våra vildaste förväntningar. Under ledning av Torstein Sanness och Hans Christen Rønnevik har Lundin Norway AS visat att den norska kontinentalsockeln är långtifrån mogen som oljeområde. Den enda frågan som nu ställs är när och var nästa elefant ska upptäckas.
I november 2011 fi ck Lundin Petroleum ta emot pris som "Explorer of the Year", det vill säga som branschens bästa prospekteringsbolag, och vår VD Ashley Heppenstall mottog priset som "Executive of the Year" bland branschens företagsledare. Utmärkelserna delades ut av The Oil Council i London. Dessutom mottog Hans Christen Rønnevik, vår prospekteringschef i Norge, Norsk Petroleumsforenings hederspris för sina och sitt teams insatser i Norge.
Lundin Petroleums fantastiska tillväxt har åstadkommits utan tillskott av kapital (kontant) efter den inledande nyemissionen om 50 MUSD då bolaget biladades för 10 år sedan. Vi har visat att det är möjligt att uppnå betydande organisk tillväxt i oljeoch gasbranschen och jag räknar med att Lundin Petroleum kommer fortsätta att växa under de kommande 10 åren genom att göra det vi gör bäst – leta efter och producera olja.
Jag skulle vilja avsluta med några tankar om Adolf H. Lundin, min far och Lundin Petroleums grundare. Han hyste en stark tilltro till tanken om en eff ektiv och ansvarsfull prospektering och utveckling av naturtillgångar för mänsklighetens bästa. Denna grundsyn, kombinerad med en osviklig optimism, skulle komma att leda och motivera honom under hela hans liv och karriär. Adolf var övertygad om att den ekonomiska nyttan av ansvarsfullt utvecklade naturtillgångar har stor betydelse för att lindra fattigdom, krig och sjukdom. Under decenniet som gått har Lundin Petroleum och min familj varit föremål för grova och ogrundade anklagelser angående vissa av våra tidigare verksamheter, särskilt Sudan. Dessa anklagelser om att
Lundin Petroleum och dess anställda och styrelseledamöter var inblandade i, eller medverkade till, oegentligheter är fullständigt felaktiga. Vi på Lundin Petroleum är stolta över det som vi har uppnått, och jag är övertygad om att Adolf skulle vara stolt över oss och våra prestationer.
Med vänliga hälsningar
Ian H. Lundin Styrelseordförande
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 i dessa områden, som använder senaste teknik för att prospektera efter olja och gas. Kommersiella fyndigheter kommer att utvärderas och när dessa bedöms vara ekonomiskt lönsamma, påbörjas utbyggnadsfasen som till slut leder till produktion. Kassafl ödet från produktion kommer att återinvesteras i prospekterings- och utbyggnadsstadierna. Lundin Petroleum anser att det är utvecklingen av denna aff ärsmodell som lett till tidigare framgångar och som kommer att fortsätta att skapa resultat i framtiden.
Som ett internationellt bolag verksamt inom prospektering och produktion av olja och gas över hela världen strävar Lundin Petroleum efter att prospektera och producera olja och gas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter inklusive aktieägare, anställda, samarbets partners, myndigheter i värd- och hemländer och lokala samhällen.
Lundin Petroleum tillämpar samma normer i verksamheten över hela världen för att uppfylla både aff ärsmässiga och etiska krav. Lundin Petroleum strävar efter att ständigt förbättra sitt sätt att arbeta samt efter att handla i enlighet med god oljefältssed och som god medlem av samhället.
Lundin Petroleum följer följande strategi:
– organisk tillväxt genom borrningar
– omvandla fyndigheter till kassafl öde
Lundin Petroleum fokuserar på att bygga upp kärnområden för prospektering i utvalda länder, med en tydlig målsättning att växa organiskt. Vår strategi är att förbättra det tekniska kunnandet och därigenom utveckla nya prospekteringsmodeller. Vi uppnår detta genom att använda den senaste tekniken, inklusive insamling och bearbetning av 3D-seismiska data, och genom att skapa team av skickliga och erfarna medarbetare.
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 fortsatt värdeskapande för Lundin Petroleum.
Under de tio år som Lundin Petroleum existerat har bolaget prospekterat i många länder, men har nu koncentrerat sina prospekteringsaktiviteter till två kärnområden, Norge och Sydostasien.
I Norge gick vi efter framgångarna under 2010 vidare med två utvärderingsborrningar, med sidospårsborrningar, på Avaldsnesfältet i PL501 som upptäcktes 2010. Den framgångsrika utvärderingen av Avaldsnes gav oss möjlighet att utöka våra uppskattade betingade resurser från mellan 100 och 400 MMboe till ett intervall om mellan 800 och 1 800 MMboe. Samtidigt som Avaldsnes utvärderades borrade Statoil, som operatör, Aldous Major Southfyndigheten i angränsande PL265. Denna fyndighet, som slutligen bekräftades vara sammanhängande med Avaldsnes, följdes av en utvärderingsborrning som gjorde det möjligt för Statoil att uppskatta betingade resurser till mellan 900 och 1 500 MMboe i PL265. Fyndigheterna Avaldsnes och Aldous Major South har visat sig vara ett fält vilket nu har ändrat namn till Johan Sverdrup. Diskussioner avseende samordning pågår mellan PL265- och PL501-partners för att komma överens om hur fältet ska tas vidare till utbyggnad.
Lundin Petroleum har även haft prospekteringsframgångar i Tellusborrningen i PL338, som har införlivats med utbyggnaden av Lunofältet, och Skalleborrningen i PL438, som resulterade i en gasfyndighet med uppskattade betingade bruttoresurser om mellan 88 och 283 miljarder kubikfot (bcf ). Skallefyndigheten ligger cirka 25 km från det producerande gasfältet Snøhvit.
Vår licensposition i Norge fortsätter att växa med tio nya licenser tilldelade i januari 2011 genom 2010 års APA licensrunda, samt ytterligare tio licenser tilldelade i januari 2012 efter en framgångsrik 2011 års APA licensrunda. Vi planerar att genomföra åtta prospekterings- och sex utvärderingsborrningar i Norge 2012.
Lundin Petroleums andra kärnområde för prospekteringsaktiviteter är Sydostasien. Vi slutförde vårt första borrprogram omfattande fem borrningar i Malaysia under 2011 med positiva resultat från tre prospekteringsborrningar och en utvärderingsborrning. Prospekteringsborrningen Tarap i block SB303, off shore Sabah, östra
Malaysia, slutfördes i juli 2011 som en gasfyndighet. De betingade bruttoresurserna i Tarapfyndigheten uppskattas till 171 bcf. Prospekteringsborrningen Cempulut, också i block SB303, resulterade även den i en gasfyndighet. Det fi nns en tredje fyndighet, med namnet Titik Terang, i avtalsområdet för block SB303. De tre fyndigheterna är belägna i närheten av varandra och har uppskattade betingade bruttoresurser om över 250 bcf. Det fi nns fl era alternativ för kommersialisering av gas i Sabahområdet och Lundin Petroleum utvärderar nu potentialen för en grupputbyggnad av de tre fyndigheterna. Prospekteringsborrningen i block PM308A Janglau-1, som genomfördes i november 2011, var en oljefyndighet som bekräftade en ny prospekteringsmodell i sand från oligocenåldern (intra-rift). Ytterligare utvärderingsborrning krävs för att bedöma om fyndigheten är kommersiell.
I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307, off shore Malaysiska halvön. Ett program för insamling av 3D-seismik över 2 100 km2 genomfördes under 2011. I januari 2012 avslutades utvärderingsborrningen Bertam-2 med framgång och den bekräftade förlängningen och kvaliteten av den oljeförande sandstensreservoaren. Bertamfältet är troligtvis ett kommersiellt oljefält och det pågår nu studier för att bestämma potentiella utbyggnadskoncept.
Ytterligare fem prospekteringsborrningar planeras i Malaysia, off shore Sabah och off shore Malaysiska halvön, under 2012 med förväntad start under andra kvartalet 2012.
Lundin Petroleum fokuserar på att öka sin reservbas organiskt. Efter prospektering och utvärdering 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, skickliga medarbetare.
Vårt mål är att åtminstone fördubbla produktionen fram till 2015 genom att utarbeta och genomföra utbyggnadsplaner för våra nuvarande reserver. Vidare kommer den 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. I diagram 1 redovisas utbyggnadsprojekt och förväntade produktionsökningar för den närmaste tiden.
Vår framgång med denna strategi kan illustreras av två exempel. I slutet av 2002, strax efter att Lundin Petroleum hade bildats, redovisade vi cirka 23 MMboe av reserver för våra franska tillgångar. I slutet av 2011 var våra reserver i Frankrike 25 MMboe, trots att vi hade producerat cirka 13 MMboe från samma tillgångar under de mellanliggande åren (illustrerat av linje A i diagram 2). Med andra ord har Lundin Petroleum, genom sin organiska tillväxtstrategi, utökat sin franska reservbas med 61 procent. Denna positiva utveckling innebär att produktionen avtar långsamt. Efter tio år producerar vi fortfarande mer än 3 000 bopd och produktionen förväntas öka de kommande åren.
Ett annat exempel är Norge. Lundin Petroleum redovisade reserver i Norge första gången i slutet av 2003. Tack vare den framgångsrika utbyggnaden och driften av Alvheimfältet och fyndigheterna Volund, Luno och Gaupe, har reserverna stigit till 162 MMboe i slutet av 2011 (illustrerat av linje B i diagram 2). Produktion kom igång på dessa fält, och gick från noll 2003 till 23 200 boepd år 2011, och förväntas nu mer än fördubblas till slutet av 2015 när Lunofältet sätts i produktion.
Lundin Petroleum har under 2011 hållit fast vid sitt starka fokus på att omvandla fyndigheter till reserver, och reserver till produktion. Reserverna ökade med 21 procent till 210,7 MMboe och produktionen var runt fem procent högre än vår initiala prognos.
I Norge ledde de utmärkta resultaten på Alvheimfältet och Volundfältet till en årlig produktion om 23 200 boepd, en ökning med 27 procent jämfört med 2010. Tre nya borrningar genomfördes på Alvheim. Därutöver avslutades i stort sett utbyggnaden av Gaupefältet med två utbyggnadsborrningar och installationen av anläggningar under havsytan. Produktionsstart förväntas ske i slutet av första kvartalet 2012 när fältet återkopplas till Armadafältets produktionsanläggning i Storbritannien. Reserverna utökades med, bland annat, upptäckten av Tellusfältet norr om Lunofältet. Tellusfältet har nu inkluderats i utbyggnadsplanen för Lunofältet, som
Diagram 2. TILLVÄXT AV RESERVER
lämnades in i januari 2012 och som har som målsättning produktionsstart i slutet av 2015.
I Frankrike ökade reserverna med 13 procent, främst till följd av att utbyggnadsplanen för Vert la Gravellefältet inkluderats. Full utbyggnad av Grandvillefältet, vars produktion startade för 52 år sedan (1959), påbörjades under 2011 med två borrningar och uppförande av ett produktionscenter. Ytterligare sex borrningar är planerade för 2012 och den första produktionen via produktionscentret förväntas under andra kvartalet 2012.
Framtida tillväxt av reserver och produktion förväntas från Johan Sverdrupfyndigheten i Norge. Totala betingade resurser till Lundin Petroleum uppskattas till 640 MMboe, netto (520 MMboe i PL501 där Lundin Petroleum är operatör och 120 MMboe i PL265 enligt operatören Statoils uppskattning).
Lundin Petroleum har som målsättning att skapa aktieägarvärde genom alla stadier i verksamhetscykeln. Samtliga komponenter i tillgångsportföljen granskas löpande för att kontrollera att deras fulla värde avspeglas i Lundin Petroleums aktiekurs. Om det bedöms att en tillgång är 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 anses tillhöra Lundin Petroleums kärnverksamhet, kan den bjudas ut till försäljning. 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. Lundin Petroleum såg detta med sina brittiska tillgångar och förpackade tillgångarna i ett separat och mer fokuserat bolag och delade ut aktierna i bolaget 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 en lösning som bättre avspeglar värdegenereringen.
Lundin Petroleum anser att kvaliteten på medarbetarna är den enskilt viktigaste faktorn för bolagets framgångar. Vi har varit fast beslutna att investera i våra begåvade och erfarna medarbetare och detta syns tydligt i de resultat som bolaget levererat.
Under de tio senaste åren har Lundin Petroleum visat sig vara mycket framgångsrikt när det gäller att locka och behålla de främsta talangerna i branschen. Detta har åstadkommits trots den brist på kompetenta medarbetare som branschen står inför. Denna brist kommer att bli mer akut de närmaste åren.
Lundin Petroleum har kunnat utveckla sitt varumärke som arbetsgivare med högt anseende i många av sina verksamhetsområden, och är i nuläget en av de mest attraktiva arbetsgivarna i branschen. Bolaget erbjuder möjligheter till personlig utveckling inom alla yrkesområden, vilket kommer att göra det möjligt att fortsätta locka och behålla medarbetare i världsklass.
Vid 2011 års slut hade Lundin Petroleum cirka 300 anställda och anlitade därutöver 200 konsulter och uppdragstagare i våra olika verksamheter. Denna värdefulla kompetensbas av högt kvalifi cerade och erfarna personer med branscherfarenhet är utan tvekan den viktigaste och drivande faktorn för våra gemensamt uppnådda framgångar hittills.
Lundin Petroleum fortsätter att upprätthålla ett starkt och åtråvärt stabilitetsindex, vilket är en viktig drivande faktor för vår kontinuerliga framgång och förmåga att i framtiden bedriva verksamhet.
Under de kommande åren kommer Lundin Petroleum och branschen fortsatt att behöva hantera stora utmaningar: » En åldrande arbetsstyrka i sektorn
Den klart erkända bristen på kompetent arbetskraft kommer att få stora konsekvenser för branschen de kommande åren då äldre, mycket skickliga specialister på geovetenskapliga och tekniska befattningar går i pension. Endast de bolag som är fast beslutade att behålla och motivera sina medarbetare kommer att klara av denna enorma utmaning att locka och behålla skickliga medarbetare. Lundin Petroleum kommer att fortsätta att anse att dess medarbetare kommer att utgöra dess allra viktigaste tillgång för att kunna leverera framgångar i framtiden.
Bolagets primära personalstrategi är att åstadkomma värdeskapande för alla intressenter genom att koppla individuella mål för anställda till fastställda aff ärsmål genom vår prestationsledningsprocess (Performance Management Process). Detta ramverk kommer att göra det möjligt att uppnå och överträff a våra fastställda företagsmål framöver. Denna strategi koncentrerar sig på följande huvudelement:
Säkerställer att vi fortsätter att vara konkurrenskraftiga genom att erbjuda ersättningspaket som lockar och behåller medarbetare med bästa färdighet, kompetens och ledarskapsegenskaper samtidigt som aktieägarvärde skapas genom att koppla fasta och rörliga ersättningar till i förväg bestämda, aff ärsinriktade prestationskriterier.
Uppmuntra utveckling och spännande befordransmöjligheter som medarbetarna har i det snabbt växande bolaget med den entreprenörsanda som kännetecknar Lundin Petroleum. Allt eftersom bolaget utvecklas, måste också medarbetarna göra det.
Vid 2011 års början förutsåg de fl esta aktörer på fi nansmarknaden en nedgång i priset på olja från den gällande nivån om 110 USD eftersom alla marknadsindikatorer pekade mot en avmattning av den globala ekonomin. En oväntad minskning i Kinas tillväxtgrad, hotet om lågkonjunktur i Europa och nedgraderingen av länders kreditvärdighet utgjorde stöd för argumentet att efterfrågan på olja skulle sjunka. Men trots denna oro för avmattning fortsatte efterfrågan på olja att vara hög under året och Dated Brent uppnådde ett genomsnittligt pris om 111 USD för året.
Marknaden stödjer under 2011 Lundin Petroleums uppfattning att priset på olja, på medellång sikt, kommer att vara fortsatt högt. Priset på kort sikt kan påverkas av olika engångshändelser men på medellång sikt tror vi att efterfrågan kommer att öka i en snabbare takt än vad oljebolagen har möjlighet att fi nna, bygga ut och producera nya resurser.
Efterfrågan på olja förväntas fortsätta att öka på medellång sikt, vilket visas i diagram 1. Diagrammet visar att när efterfrågan i OECD avmattas, ökar fortfarande den totala efterfrågan till följd av tillväxt i icke-OECD länder, ledd av Kina och Indien. Kinas ökning i BNP under det fj ärde kvartalet 2011 översteg analytikernas förväntningar och uppgick till nio procent och förutses fortsätta på höga nivåer. Indiens ökning i BNP nådde ett genomsnitt om sju procent för året.
Marknadsstrateger fortsätter att prognostisera en ökad tillgång för att möta denna efterfrågan som ska komma till stånd genom att använda ledig kapacitet och genom större investeringar i ny produktion. För det första har möjligheten att utnyttja denna lediga kapacitet inte testats vad gäller tidsåtgången för att ta denna lediga kapacitet i drift, huruvida kvaliteten är rätt för att kunna tillgodose marknadens behov, transportbegränsningar och aktuella raffi naderistrukturer. För det andra kommer varje investeringsbeslut slutligen bero på huruvida projektet är ekonomiskt genomförbart. Marginalkostnaden för varje ytterligare produktion som tillhandahålls genom nya investeringar har ökat, både på grund av högre kostnader för att upptäcka och bygga ut nya och okonventionella produktionsområden samt till följd av att länder använder högre oljeroyalties och skatter för att fi nansiera nationalbudgetar.
Lundin Petroleum anskaff ade ett initialt kapital om 50 MUSD genom aktiemarknaderna när bolaget bildades 2001. Detta följdes av en nyemission om 600 miljoner USD under 2006 för att fi nansiera förvärvet av Valkyries. Under 2010 delade Lundin Petroleum ut aktier i dotterbolagen till aktieägarna motsvarande 750 MUSD, vilket överstiger det tillskjutna kapitalet fram till denna tidpunkt. I diagram 2 visas utvecklingen av Lundin Petroleums aktiekurs under de tio år bolaget existerat, vilket återspeglar Lundin Petroleums framgångsrika tillväxtstrategi.
Diagram 3 visar Lundin Petroleum i förhållande till en jämförelsegrupp som främst består av europeiska oberoende olje- och gasbolag. Lundin Petroleum är nu ett av Europas största oberoende olje- och gasbolag. Lundin Petroleums aktiekurs steg under 2011 med 100 procent, vilket visas i diagram 4. Denna ökning beror på prospekteringsframgångar, främst till följd av upptäckten av Johan Sverdrupfyndigheten, och på fortsatt drivkraft från reserversättning och värdetillväxt.
Lundin Petroleum har som huvudsaklig fi nansieringskälla alltid utnyttjat säkerställda revolverande kreditfaciliteter i form av reservbaserade lån. 2002 undertecknade bolaget en reservbaserad kreditfacilitet på 130 miljoner USD för att fi nansiera Coparexförvärvet, vilken återbetalades under 2003. En ny reservbaserad facilitet om 385 miljoner USD undertecknades under 2004 för DNO-förvärvet. Denna kreditfacilitet utökades sedan till 500 miljoner USD för att fi nansiera Lundin Petroleums organiska tillväxtprogram. Under 2007 utnyttjade Lundin Petroleum det rådande positiva marknadsläget för att öka lånet till 850 miljoner USD, kompletterat av ett lån om 150 miljoner USD för att öka likviditeten och ge bolaget möjlighet att snabbt ta till vara tillväxtmöjligheter.
Lundin Petroleums organiska tillväxtstrategi har varit framgångsrik och resulterat i ett behov av att säkra en ny kreditfacilitet under 2012 för att fi nansiera utbyggnadsaktiviteter de kommande fem åren. Lundin Petroleum söker fi nansiering i en tid av osäkerhet i ekonomin och där många banker har allvarliga likviditetsproblem.
Även om Lundin Petroleums föreslagna omfi nansiering utgör en betydande ökning jämfört med tidigare upplåningsnivåer tror vi, baserat på en omfattande marknadssondering och inledande diskussioner med banker, att det fi nns tillräckligt utrymme och aptit på bankmarknaden, både genom nuvarande långivare och nya banker, för att stödja vårt fi nansieringsbehov för utbyggnadsprojekten.
Diagram 3. BÖRSVÄRDEN JÄMFÖRELSEGRUPP 1 JANUARI 2012
Diagram 4. ÖKNING AV BÖRSVÄRDE 2011
Diagram 2. LUNDIN PETROLEUMS AKTIEKURS ÖVER 10 ÅR
Lundin Petroleum har aktiva prospekterings- och produktionstillgångar i nio länder över hela världen. I dagsläget koncentrerar Lundin Petroleum sina ansträngningar till två specifi ka kärnområden, Norge och Sydostasien, där merparten av prospekterings- och utbyggnadsprogrammen har varit fokuserade under 2011 och kommer att fortsätta att vara den närmaste tiden.
Norge är det huvudsakliga verksamhetsområdet för Lundin Petroleum och har växt betydligt sedan bolagets etablering i området 2003 till den nuvarande positionen med andelar i över 50 licenser. Området dominerar den totala tillgångsportföljen avseende reserver, resurser och produktion, med fl era planerade utbyggnader och prospekteringsprogram under kommande år.
Sedan 2006 har Lundin Petroleums tillgångsbas i Sydostasien fyrdubblats till 12 prospekterings- och produktionslicenser i Malaysia och Indonesien. Lundin Petroleum startade ett prospekteringsborrprogram under 2011 som ledde fram till olje- och gasfyndigheter off shore Malaysiska halvön och Sabah. Denna framgång kommer att följas upp med ett
Valéry Da Silva Frankrike
Mike Nicholson Sydostasien, Malaysia
Andrew Harber Nederländerna
Cherif Ben Khelifa Tunisien
Jan Rijs Indonesien
prospekterings- och utvärderingsborrprogram i Malaysia under 2012 och planen är att påbörja det indonesiska prospekteringsborrprogrammet under 2013.
Tillgångarna i Frankrike, Nederländerna, Ryssland och Tunisien ger fortsatt stabil produktion och i dessa länder fi nns ytterligare tillväxtpotential i outbyggda olje- och gasfyndigheter och i pågående prospekteringsprogram.
En av Lundin Petroleums främsta styrkor är dess medarbetare. Lundin Petroleum har anställt professionella medarbetare över ett spektrum av tekniska discipliner, vilka leds av ett team av erfarna ledande befattningshavare. De lokala operativa dotterbolags-/områdescheferna är ansvariga för att verksamheten bedrivs i enlighet med Lundin Petroleums målsättningar.
Daniil Schedrov
| NYCKELTAL NORGE | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 162 | 139 |
| Betingade resurser (MMboe) | 697 1,2 | 87 1 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 23 | 18 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 975 | 523 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 110 | 78 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 4 | 3 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 64 | 70 |
Exkluderar fyndigheterna Ragnarrock och Luno South
2 Inkluderar Statoils uppskattning (120 MMboe) för Johan Sverdrup PL265
Norge fortsätter att växa i betydelse för Lundin Petroleum och bidrog med cirka 70 procent av produktionen under 2011, 77 procent av reserverna samt 82 procent av de betingade resurserna i slutet av 2011. Tack vare dess strategi för organisk tillväxt har Lundin Petroleum byggt upp en licensportfölj som täcker in hela spektret av prospekterings-, utvärderings-, utbyggnads- och produktionstillgångar.
Alvheimfältet (l.a. 15%) har producerat sedan juni 2008 och fortsätter att prestera över förväntan. Nettoproduktionen från Alvheimfältet under 2011 uppgick till 11 200 boepd. Den utmärkta reservoarprestandan resulterade i att Lundin Petroleum redovisade ökade slutliga utvinningsbara bruttoreserver under 2011 om 282 MMboe, motsvarande en ökning om 69 procent av den slutliga utvinningen sedan utbyggnadsplanen för Alvheim upprättades 2005. Två utbyggnadsborrningar började producera olja i oktober 2011 och en tredje borrning påbörjade produktion i januari 2012. En fas III-utbyggnadsborrning kommer att genomföras under 2012. Produktionskostnaderna för Alvheimfältet uppgick till cirka 5,00 USD per fat under 2011.
Den första produktionen från Volundfältet (l.a. 35%) påbörjades i april 2010 och produktionen ökade under året till platåproduktionen då utbyggnadsborrning slutförts med framgång. Volundfältet producerade på en nivå om 12 000 boepd netto till Lundin Petroleum under 2011 och överträff ade vida förväntningarna. Denna produktion översteg 8 700 boepd, netto, som är Volundfältets fulla kapacitet på Alvheim FPSO-fartyget, eftersom ytterligare reservkapacitet kunde utnyttjas. Ytterligare en utbyggnadsborrning kommer att genomföras på Volundfältet under 2012.
Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 och produktionsstart förväntas i slutet av första kvartalet 2012. Gaupefältet, med BG Group som operatör, har uppskattade reserver om cirka 31 MMboe brutto, och förväntas producera 5 000 boepd netto till Lundin Petroleum vid platåproduktion. Gaupefältets utbyggnadsborrningar pågår och anläggningarna är i stort sett färdigställda. Vädret i Nordsjön har varit extremt dåligt och försenade ankomsten av det rörledningsläggande fartyget, som krävs för att färdigställa utbyggnaden.
En utvecklingsplan för Brynhildfältet (tidigare Nemo) i PL148 (l.a. 70%) godkändes av det norska olje- och energidepartementet i november 2011. Brynhildfältet innehåller reserver om 20 MMboe brutto, och beräknas producera 8 400 boepd netto till Lundin Petroleum vid platåproduktion, med produktionsstart
Fält
Resurser MMboe (netto)
Uppskattad produktions-
PL438 (l.a. 25%)
Förväntad platåproduktion boepd (netto)
Gaupe 13 5 000 2012 Brynhild 1 14 8 400 2013 Bøyla 3 3 000 2014 Luno 93 50 000 2015
» Gasfyndigheten Skalle 2011.
» Borrning på Pulkstrukturen (Salinas) 2012. På samma geologiska trend som fyndigheterna Skrugard och Havis.
STÖRRE ALVHEIMOMRÅDET
» Fältet fi ck klartecken för utbyggnad i juni 2010 och produktionsstart förväntas i början av 2012.
» Utbyggnadsplan godkänd 2011, produktions start planerad till slutet av 2013.
» 3 prospekteringsborrningar planerade under 2012 (Carlsberg, Ogna och Clapton).
» 1 prospekteringsborrning planlagd till 2012 (Albert).
förväntad i slutet av 2013. Utbyggnaden omfattar fyra borrningar återkopplade till det befi ntliga Piercefältets infrastruktur, med Shell som operatör, i den brittiska delen av Nordsjön. I mars 2012 meddelade Lundin Petroleum att en överenskommelse gjorts med Talisman Energy avseende ett övertagande av den resterade 30-procentiga licensandelen i PL148, under förutsättning att transaktionen godkänns av de norska myndigheterna.
Lunofältet beläget i PL338 (l.a. 50%) upptäcktes 2007 och har därefter utvärderats genom två ytterligare borrningar som stödjer ett reservestimat, brutto, om 148 MMboe.
I april 2011 resulterade prospekteringsborrningen Tellus i PL338 i en oljefyndighet. Tellusfyndigheten är en nordlig förlängning av Lunofältet och kommer att inkluderas i Lunofältets utbyggnad.
I januari 2012 ingavs en utbyggnadsplan för Lunofältet till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnadsplanen inbegriper en lösning för en samordnad utbyggnad av Lunofältet och det närliggande Draupnefältet i licens PL001B med Det norske oljeselskap ASA som operatör. Ett avtal har slutits med Det norske oljeselskap ASA i mars 2012 avseende en samordnad utbyggnadslösning. Den första produktionen från Lunofältet förväntas i slutet av 2015, med en topproduktion, enligt prognos, om runt 90 000 boepd, brutto. Lunoplattformens designkapacitet kommer att omfatta över 120 000 boepd när Draupneproduktionen läggs till den från Lunofältet. Bruttokapitalkostnaden för Lunofältets utbyggnad uppskattas till 4 miljarder USD och omfattar plattform, pipelines och 15 borrningar. Lunofältet uppskattas innehålla 186 MMboe, brutto, av reserver. Ett kontrakt har tilldelats Kværner ASA som omfattar ingenjörsarbete, inköp och konstruktion av en jacketstruktur för Lunoplattformen. Ett kontrakt har tilldelats Rowan Companies Inc. för en jack up-rigg som ska utföra utbyggnadsborrningarna på Lunofältet.
Vid en prospekteringsborrning på Avaldsnesstrukturen i PL501 under 2010 påträff ades oljeförande sandsten som vid test visade sig vara av god kvalitet. Initialt uppskattades fyndigheten innehålla bruttoresurser om mellan 100 och 400 MMboe i licensen. Under 2011 har två utvärderingsborrningar på Avaldsnes slutförts med framgång och bekräftat förlängningen av Avaldsnesfyndigheten. I augusti 2011 tillkännagav Statoil, som är operatör för PL265, upptäckten av Aldous Major South och en utvärderingsborrning slutfördes framgångsrikt i oktober 2011. Som ett resultat av utvärderingsborrningarna på Avaldsnes och Aldous Major South bekräftades det att de två fyndigheterna är ett sammanhängande gigantiskt oljefält, vilket i januari 2012 ändrade namn till Johan Sverdrup. Lundin Petroleum tillkännagav ett intervall för utvinningsbara betingade bruttoresurser om mellan 800 miljoner och 1,8 miljarder fat från Avaldsnesfyndigheten i PL501, vilket har reviderats av Gaff ney, Cline & Associates. Statoil har också tillkännagivit ett intervall för utvinningsbara betingade bruttoresurser om mellan 900 miljoner och 1,5 miljarder fat olja i PL265. Johan Sverdrupfyndigheten uppskattas därför innehålla betingade bruttoresurser om mellan 1,7 och 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja, vilket gör den till en av de största fyndigheterna någonsin på den norska kontinentalsockeln och den största sedan mitten av 1980-talet.
I januari 2012 genomfördes den tredje utvärderingsborrningen 16/5-2S i PL501. Trots att borrningen påträff ade sandstensreservoar av god kvalitet från juraåldern, påträff ades reservoaren djupare än förväntat och följaktligen under kontakten mellan olja och vatten. Resultatet av borrningen kommer antagligen att minska de nuvarande resursuppskattningarna för den södra delen av Avaldsnesfyndigheten.
I juli 2011 avslutades prospekteringsborrningen Skalle i PL438 (l.a. 25%), ungefär 25 km från det producerande gasfältet Snøhvit, och ledde till en gasfyndighet med uppskattade betingade bruttoresurser om mellan 88 och 283 miljarder kubikfot (bcf ).
I januari 2011 tilldelades Lundin Petroleum tio prospekteringslicenser i 2010 års APA licensrunda varav sex licenser med Lundin Petroleum som operatör. I april 2011 tilldelades Lundin Petroleum licensen PL609 som operatör i den 21:a norska licensrundan. PL609 (l.a. 40%) är belägen i Barents hav öster om Statoils nya stora oljefyndigheter Skrugard och Havis. I januari 2012 tilldelades Lundin Petroleum ytterligare tio prospekteringslicenser i 2011 års APA licensrunda och Lundin Petroleum kommer att vara operatör för fyra av dessa.
Lundin Petroleum fortsätter med dess aktiva prospekteringsoch utvärderingsprogram med åtta prospekterings- och sex utvärderingsborrningar under 2012. De viktigaste verksamhetsområdena är prospekterings- och utvärderingsborrningar på Johan Sverdrupfyndigheten, Apollofyndigheten och det större Lunoområdet.
En intervju med HANS CHRISTEN RØNNEVIK
Lundin Petroleum gjorde en fyndiget i världsklass, Johan Sverdrup, i ett område som de fl esta inom industrin bedömde som ointressant. Med utvärderingsborrningarna under 2011 och bekräftelsen att fyndigheten sträckte sig in i den angränsande licensen, för vilken Statoil är operatör, bedöms Johan Sverdrupfyndigheten vara en av de största fyndigheterna någonsin gjorda i Norge. Lundin Petroleums prospekteringschef i Norge, Hans Christen Rønnevik, har vunnit stort erkännande de senaste månaderna. Han bedöms vara geniet bakom Lundin Petroleums otroliga prospekteringsframgång på den norska kontinentalsockeln.
Vår generella fi losofi var att oljan inte var slut på den norska kontinentalsockeln – där fanns mer att fi nna. Jag har fördelen av att ha vuxit upp med utbyggnaden av den norska kontinentalsockeln. Att starta på det norska petroleumdirektoratet var nyttigt för att erhålla en helhetsbild. Under de senaste 40 åren har vi sett en stegvis förändring i den teknik som används för att fi nna olja. Ny 3D-seismik och en imponerande samling av andra verktyg har gett större säkerhet när potentiella strukturer identifi eras idag.
Norge var under en lång period endast öppet för storbolagen, vilka fokuserade på lätt identifi erbara strukturer. Detta resulterade i en betydligt lägre borrdensitet i Norge än i Storbritannien, där sektorn hade öppnats upp för oberoende bolag långt tidigare. Det fanns fortfarande stora arealer, off shore Norge, som var outforskade. Den norska kontinentalsockeln har öppnats upp för nya spelare med en annan riskaptit, vilka jagar efter nya möjligheter.
Trenden på 90-talet var att oljebolag blev större och större och därmed var det färre operatörer på den norska kontinentalsockeln. Deras uppfattning att det inte fanns någon mer olja att fi nna, blev en självuppfyllande profetia när stora bolag snarare började köpa upp andra bolag för att möta reserversättningsmått än att försöka fi nna oljan själva. Produktionen började avta eftersom prospekteringsborrning minskade i tron om att tiden för stora fyndigheter var över.
De öppnade upp sockeln för nya spelare. Idag är 40 nya bolag involverade i den norska oljeindustrin, vilket har lett till 15 separata utbyggnadsprojekt och mer än 20 fyndigheter, vilka ligger nära existerande infrastruktur. Lundin Petroleum gör entré på den norska kontinentalsockeln 2003 och innehar nu mer än 50 licenser, med ett prospekteringsprogram om åtta prospekteringsborrningar 2012 och denna nivå av aktivitet förväntas fortsätta.
Processen för att tilldela licenser i förutbestämda områden (APA) tog sin nuvarande form 2003 och är utformad för att uppmuntra bolag att arbeta eller återlämna sina licenser för att stimulera aktiveten i mogna områden. Detta har gjort ny areal tillgänglig och uppmuntrar till slutförande av arbetsprogram.
Ett annat av statens initiativ, vilket stimulerade aktiviteten var att göra en kontant återbetalning av skatteunderskott vilka uppkommit genom prospektering, vilket därmed fi nansierade en stor del av prospekteringskostnaderna.
Ett viktigt särdrag vad gäller vår prospektering är att den är självförsörjande. Vi har en andel om 15 procent i Alvheimfältet och 35 procent i satellitfältet Volund, vilket ger kassafl öde. Våra prospekteringskostnader är avdragsgilla mot skatt att betala på detta kassafl öde och är således till stor del fi nansierade av staten.
En geologisk modell är en konceptuell karta i fyra dimensioner, som erhålls från verktyg såsom 3D-seismik och som visar den strukturella utvecklingen av berggrunden i området som är i fokus. Den geofysiska modellen kompletteras med fl era olika geologiska data, vilket är nödvändigt för att dela upp de kritiska aspekterna av fl era strukturer. Det är nödvändigt att ha ett sammansvetsat team med respekt för kunskap, utvecklande av nya metoder och ny teknik för att kunna avslöja dessa data.
Flera bolag hade tidigare nosat runt i området där Lundin Petroleum gjorde den gigantiska fyndigheten, Johan Sverdrup. Esso erhöll prospekteringslicensen för området i den första licensrundan 1965. Licensen har återlämnats fl era gånger och utöver Esso har Statoil och Elf också innehaft licensen.
Johan Sverdrupfyndigheten kom efter Lunofyndigheten som vi gjorde 2007, när vi funnit nyckeln till hur vi skulle låsa upp södra Utsirahöjden. Lunofyndigheten var en okonventionell prospekteringsmodell, vilken upptäcktes genom att använda ny teknik tillsammans med Lundin Petroleums företagsmentalitet att ta prospekteringsrisk.
Det är lättare att uppnå sådan framgång i ett litet bolag. Lundin Petroleum drar fördel av att dess ledningsteam kan använda ny teknik och anamma nya teorier vilka inte behöver kontrolleras av andra eftersom teamet löpande skapar dem själva. Denna cocktail har visat sig leverera fantastisk prospekteringsframgång.
Det kan bara framtiden utvisa, men jag är övertygad om att det fi nns mycket mer olja att fi nna.
Efter en period av avtalsslut avseende förvärv av block, insamling av seismik, bearbetning och utvärdering under havsbotten påbörjades det första borrprogrammet under 2011. Fyra prospekteringsborrningar och en utvärderingsborrning genomfördes med borriggen Off shore Courageous.
Borrprogrammet startade i block SB303 i Sabahregionen där båda borrningarna Tarap-1 och Cempulut-1 påträff ade gasförande reservoarer. Sammanräknat med gasvolymerna från den närbelägna Titik Terangstrukturen har Lundin Petroleum betingade resurser om 250 bcf i detta område. Lundin Petroleum utvärderar nu möjligheterna för ett gasutbyggnadsprojekt för dessa fyndigheter. Borrkampanjen fortsatte sedan på Malaysiska halvön och block PM308A. Borrningen Batu Hitam-1 påträff ade koldioxidförande reservoarer på målnivån och pluggades därför igen och övergavs. Borrningen Janglau-1, som hade en annan prospekteringsmodell som målsättning, påträff ade oljeförande sand i en tjockare sektion av sandsten och skiff er (intra-rift). Studier pågår för att utvärdera kvaliteten av denna fyndighet med en relativt djup reservoar av måttlig kvalitet. Den sista borrningen i kampanjen var Bertam-2 som var en utvärderingsborrning av Bertamfyndigheten i block PM307. Borrningen bekräftade förlängningen och kvaliteten av den oljeförande sandstensreservoaren nordost om fyndigheten Bertam-1. Lundin Petroleum tror att Bertamfyndigheten kommer att bli en kommersiell utbyggnad.
Parallellt med borraktiviteterna 2011 fortsatte de tekniska undersökningarna under havsbotten inför 2012 års borrkampanj. Ytterligare ett borrprogram omfattande fem borrningar är planerat för 2012: två borrningar i Sabahområdet och tre utanför Malaysiska halvön. I Sabahområdet är målsättningen den oljebenägna Beranganstrukturen, som har andra geologiska förutsättningar än gasfyndigheterna från 2011. Den andra planerade borrningen är en prospekteringsborrning i närheten av oljefyndigheten Tiga Papan, med ett vertikalt hål och en sidospårsborrning, för att utvärdera reservoaregenskaperna hos de två förkastningsfi ckorna i strukturen. Programmet fl yttar sedan vidare till Malaysiska halvön där tre borrningar ska genomföras. I block PM308B kommer en borrning att genomföras på Beserahstrukturen, som har liknande geologiska förutsättningar som borrningen Janglau-1.
Ett projekt för insamling och bearbetning av 3D-seismik genomfördes i block PM307 (som innefattar Bertamfyndigheten). Baserat på de första resultaten av bearbetningen har en rad intressanta strukturer liknande Bertamstrukturen identifi erats, vilket kommer att ligga till grund för framtida borraktivitet.
De franska fälten består av mogna tillgångar som har varit i produktion under många år. I Paris Basin (l.a. 43–100%) och Aquitaine Basin (l.a. 50%) pågår kostnadseff ektiva borrningar och underhållsaktiviteter för att bibehålla produktionsnivåerna. Kapitalinvesteringar har gjorts på fl era fält i Paris Basin, vilket har resulterat i högre produktion och ökade reserver.
Anläggningar och infrastruktur är på plats med överskottskapacitet 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 är operatör av tio produktionslicenser och sex prospekteringslicenser.
Utbyggnadsplanen för Grandville godkändes 2010 och omfattar ett borrprogram om åtta borrningar, nytt insamlingssystem och nytt produktionscenter. Två borrningar genomfördes under 2011 och produktionsanläggningarna är praktiskt taget klara. Sex ytterligare borrningar och driftsättning av produktionsanläggningarna är planerade till 2012. Ytterligare utvärdering av utbyggnaden kan leda till ytterligare fyra borrningar för att nå betingade resurser i detta område.
Utbyggnadsstudier i andra Paris Basinfält pågår.
Två konventionella prospekteringsborrningar är planerade till 2012, i prospekteringstillstånden Est Champagne och Val des Marais.
| NYCKELTAL FRANKRIKE | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 25 | 22 |
| Betingade resurser (MMboe) | 10 | 7 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 3 | 3 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 129 | 94 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 111 | 79 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 19 | 17 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 65 | 42 |
Lundin Petroleum har en licensandel om 50 procent i fem produktionslicenser där bolaget inte är operatör.
Ett av de största fälten i Aquitaine är Courbeyfältet med en utvinningsfaktor på mindre än tio procent. Omarbetning av seismiska data har slutförts och de pågående fältutbyggnadsstudierna beräknas bli klara under 2012.
Studier pågår för att undersöka potentialen för utbyggnadsborrning på fälten Les Mimosas och Les Tamaris. Installationen av pipeline under 2011 för att exportera olja från Les Mimosas till anläggningen i Les Arbousiers har skjutits upp till 2012.
Laganskyblocket (l.a. 70%) är 2 000 km2 stort och beläget off shore i det norra Kaspiska området 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.
Den ryska staten bedömer fyndigheten som strategisk på grund av att den är belägen off shore, under lagen för utländska strategiska investeringar. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent.
En insamling av 3D-seismik gjordes under 2010 och resultaten analyserades under 2011. De nya uppgifterna bekräftar en förlängning av Morskayastrukturens geologiska trend mot nordväst, på vilken en serie av ytterligare strukturer har identifi erats. Vidare har insamling av ny 2D-seismik och ett antal elektromagnetiska linjer genomförts under 2011 för att fullgöra blockets seismiska åtaganden. Dessa data har efter bearbetning och tolkning lett till att ytterligare potential har identifi erats utanför den geologiska trend som nu prospekterats.
Lundin Petroleum har en licensandel om 50 procent i tre producerande fält i Komiregionen. Produktionen kommer från devoniska karbonatreservoarer. Sedan 2009, då utbyggnadsborrning framgångsrikt höjde produktionen, avtar produktionen från fälten och under 2011 uppgick den genomsnittliga bruttoproduktionen till cirka 6 200 boepd. Olja exporteras via det närliggande pipelinesystemet Transneft och cirka 60–65 procent säljs inom landet.
| NYCKELTAL RYSSLAND | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 16 | 17 |
| Betingade resurser (MMboe) | 110 | 110 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 3 | 4 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 80 | 67 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 70 | 52 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 11 | 9 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 10 | 8 |
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 utbyggnadsborrningar och möjligheter aktivt.
Den producerade gasen säljs främst till Gasterra under ett långsiktigt avtal i enlighet med den holländska statens "small gas fi eld policy". Gas från E17-fältet säljs separat.
Efter prospekteringsframgångarna 2009 och 2010 i Gorredijklicensen, onshore, har ytterligare två borrningar genomförts under 2011. Vid båda påträff ades gas i Vlieland- och Zechsteinsekundärreservoarerna, men i bägge fallen var Slochterensandstensreservoaren, som var det primära målet, vattenförande. Tester och reservoarstudier pågår av borrningarna Langezwaag-1 och Nieuwehorne-1 för att utvärdera om dessa är kommersiella. En tredje prospekteringsborrning, Wommels-1, genomfördes i Leeuwardenlicensen och visade sig vara ett torrt hål. Ytterligare prospekterings- och utvärderingsaktivitet är planerad till 2012.
Produktionsstart från gasfältet De Hoeve förväntas i början av 2012.
| NYCKELTAL NEDERLÄNDERNA | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 4 | 4 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 2 | 2 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 45 | 35 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 61 | 44 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 15 | 11 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 40 | 26 |
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 tolkades under 2011. Partnersamarbetet söker ytterligare en licensförlängning för att utvärdera ytterligare möjligheter.
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).
Ansökan om en ettårsförlängning 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.
Borrningen för att uppfylla fas II-åtagandet i Block XI genomfördes i september 2011 med målsättningen att nå en reservoar under saltlagret. Den visade sig vara ett torrt hål. Borrningen för att uppfylla fas I-åtagandet i Block XIV genomfördes i december 2011, men de påträff ade oljevolymerna var inte kommersiella. Operatören utvärderar för närvarande resultaten av borrningarna och ett beslut om framtida aktiviteter i blocken kommer att fattas i början av 2012.
Oudnafältet (l.a. 40%) sattes i produktion i november 2006. Under 2011 producerade fältet stadigt över 1 500 bopd, brutto. Oudnafältet innefattar en producerande borrning och en vatteninjiceringsborrning, båda återkopplade till Ikdam FPSO:n. Reservoartrycket hålls uppe genom vatteninjicering och artifi ciell lyft som fås genom en råoljedriven jetpump.
Ikdam FPSO:n ägs av Ikdam Production SA, vars aktieägare är Lundin Petroleum (40%), Teekay-Petrojarl Production AS (40%) och Gezina AS (20%).
| NYCKELTAL TUNISIEN | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 0,3 | 0,5 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 1 | 1 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 25 | 30 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 125 | 77 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 64 | 39 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 45 | 26 |
Lundin Petroleum hade en licensandel om 33,33 procent i Block 06/94 i Nam Con Son Basin, off shore södra Vietnam. Tre borrningar genomfördes under prospekteringsperioden fram till slutet av oktober 2011. Dessa pluggades igen och övergavs eftersom borrningarna inte var framgångsrika och endast en mycket liten mängd gas påträff ades. Blocket återlämnades under 2011.
Gasfältet Singa i Lematangblocket togs i produktion i april 2010. Under 2011 har fältet producerat cirka 27 MMscfd av gas till försäljning, brutto. Borrningen Singa-3 ska enligt plan genomgå en ombyggnad av ett produktionsträd under första kvartalet 2012 för att komma till rätta med temperaturbegränsningar och därefter förväntas produktionsnivåerna öka till runt 47 MMscfd gas till försäljning, brutto. Nettoreserver per licensandel uppskattas till 3,9 MMboe.
Avtal om gasförsäljning har slutits med de indonesiska gasdistributörerna PLN och PGN för den pågående avtalsperioden för produktionsdelningskontraktet. Lundin Petroleums licensandel i Lematangblocket är 25,88 procent.
Insamling av 2D-seismik på 1 500 km över Cakalangblocket off shore slutfördes och tolkningen har lett till att fl era oljestrukturer identifi erats. I det intilliggande Baronangblocket pågår planeringen av två prospekteringsborrningar för 2013. Vidare insamlades även 2D-seismik på 2 400 km över South Sokangblocket i East Nantuna och bearbetning av uppgifterna kommer att slutföras i början av 2012.
I april 2011 tilldelades Lundin Petroleum ett produktionsdelningskontrakt för Guritablocket (l.a. 100%). En geokemisk undersökning genomfördes i tredje kvartalet 2011 som gav stöd för förekomst av ett aktivt petroleumsystem i södra delen av blocket. Pågående studier under havsbotten har som målsättning att identifi era borrbara strukturer för en samlad borrkampanj off shore Indonesien under 2013/2014.
| NYCKELTAL INDONESIEN | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Reserver (MMboe) | 4 | 4 |
| Betingade resurser (MMboe) | 2 | 2 |
| Genomsnittlig nettoproduktion per dag (Mboepd) | 1 | 2 |
| Omsättning, netto (MUSD) | 13 | 40 |
| Uppnått försäljningspris (USD/boe) | 32 | 65 |
| Utvinningskostnader (USD/boe) | 13 | 24 |
| Bidrag till operativt kassafl öde (USD/boe) | 15 | 11 |
RESERVER 211MMboe
ÖKNING AV RESERVER 21%
| SAMMANFATTNING RESERVER | MMboe |
|---|---|
| Slutet av 2010 | 186,7 |
| – Producerat (exkluderat försäljning/ förvärv) |
-12,1 |
| + Nya reserver (exkluderat försäljning/ förvärv) |
+32,0 |
| – Försäljning/ + förvärv | +4,1 |
| Slutet av 2011 | 210,7 |
| Brentpriset på olja 100 USD/fat +2% eskalering av oljepris och kostnader |
1 I mars 2012 meddelade Lundin Petroleum att en överenskommelse träff ats med Talisman Energy avseende ett övertagande av den resterade 30-procentiga licensandelen i PL148, under förutsättning att transaktionen godkänns av de norska myndigheterna.
Som ett bolag verksamt både inom prospektering och produktion är Lundin Petroleums målsättning att kontinuerligt expandera verksamheten genom att identifi era prospekteringsmöjligheter och bearbeta dessa till borrbara strukturer, för att därmed utöka de prospekteringsbara resurserna. Till följd av prospekteringsborrningar och fyndigheter övergår prospekteringsbara resurser till betingade resurser. När sedan en utbyggnadsstrategi utarbetats och fyndigheterna visat sig kommersiellt utvinningsbara omklassifi ceras betingade resurser till reserver.
I slutet av 2011 hade Lundin Petroleum 210,7 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) av reserver . Detta är en ökning med 21 procent jämfört med 2010, med hänsyn tagen till 2011 års produktion om 12,1 MMboe och förvärvet av ytterligare 20 procent av Brynhildfältet1 i Norge. Reserversättningsgraden, vilken beräknas genom att dividera ökningen av reserverna i slutet av 2011 med 2011 års produktion, är 264 procent. Av reserverna om 210,7 MMboe utgör 84 procent oljereserver och av de totala reserverna är 98 procent belägna i länder med skatte- och royaltysystem. Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver i fat oljeekvivalenter per dess licensandel. Samtliga reserver är föremål för en oberoende revision av Gaff ney, Cline & Associates (GCA).
Lundin Petroleum rapporterade en hög reserversättningsgrad. Varje producerat fat under 2011 har ersatts med mer än 2,6 nya fat av reserver, vilket fortsatt bidrar till en stark reservbas för framtida produktionstillväxt.
I Norge ökade Lundin Petroleums reserver från 139,2 MMboe till 162,2 MMboe. Detta är i första hand ett resultat av att Tellusfyndigheten, som gjordes under andra kvartalet 2011, inkluderats. Tellusfältet bedöms nu vara en förlängning av Lunofältet och har inkluderats i utbyggnadsoch verksamhetsplanen (PDO) för Lunofältet som ingavs till den norska staten i januari 2012. Detta kombinerat med tekniska uppdateringar för huvuddelen av Lunofältet resulterade i en ökning av Lunoreserverna från 74 MMboe till 93 MMboe. Vidare har reservökningar uppnåtts för de producerande fälten Alvheim och Volund. Ytterligare borrning planeras på båda fälten under 2012. Utbyggnadsplanen för Bøylafältet är långt framskriden och förväntas inges i mitten av 2012. Som ett resultat överfördes 3,2 MMboe från betingade resurser till reserver. Slutligen har licensandelen i Brynhildfältet1 utökats genom förvärv av ytterligare 20 procent under 2011, vilket bidragit till reservökningen.
I Frankrike ökade reserverna från 21,9 MMboe till 24,7 MMboe, främst till följd av ökade reserver i Vert La Gravellefältet. I likhet med Grandvillefältet förra året har fortsatt utvärderingsarbete under marken resulterat i framtagande av en utbyggnadsplan för detta fält i Paris Basin med Lundin Petroleum som operatör.
En mindre reservökning redovisades i Nederländerna, vilken med god marginal ersatte 2011 års produktion.
Förutom certifi erade reserver har Lundin Petroleum ett antal upptäckta olje- och gasresurser som klassifi ceras som betingade resurser. Estimat av betingade resurser har varit föremål för en oberoende revision av GCA.
Under 2011 har Lundin Petroleums betingade resurser ökat betydligt, från 259,2 MMboe till 851,1 MMboe. Detta beror främst på en revidering av resurserna från Johan Sverdrupfältet (tidigare Avaldsnes/Aldous) som en följd av den pågående utvärderingskampanjen. Betingade bruttoresurser i PL501-delen av Johan Sverdrup (l.a. 40%) har uppskattats till mellan 800 och 1 800 MMboe (reviderade av GCA). Statoil, som operatör för PL265, har uppskattat betingade bruttoresurser till mellan 900 och 1 500 MMboe i PL265-delen av Johan Sverdrup (l.a. 10%). Statoils uppskattning har inte reviderats av GCA. Detta resulterar i
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 slut 2005 slut 2006 slut 2007 slut 2008 slut 2009 slut 2010 slut 2011 Betingade resurser historik MMboe Malaysia Ryssland Norge1 Övriga 1 Inkluderar Statoils uppskattning (120 MMboe) för Johan Sverdrup PL265
betingade nettoresurser sammanlagt om 640 MMboe, baserat på mittpunkten för intervallet, och utgör en ökning från föregående års estimat om 80 MMboe.
Lundin Petroleum har en betydande portfölj av prospekteringslicenser. Under 2012 planerar Lundin Petroleum att genomföra 18 prospekteringsborrningar (som operatör och som icke-operatör) omfattande totalt 522 MMboe, netto, obekräftade prospekteringsresurser samt ytterligare sex utvärderingsborrningar. Av dessa prospekterings- och utvärderingsborrningar fi nns 14 i Norge och fem planeras ingå i en ny borrkampanj i Malaysia. Därutöver planeras två borrningar i Frankrike och tre prospekteringsborrningar i Nederländerna (2 onshore, 1 off shore).
Lundin Petroleum beräknar reserver och resurser enligt 2007 års Petroleum Resource Management Systems (PRMS) riktlinjer från Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) och i enlighet med Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGE Handbook) och Canadian National Instrument 51–101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities. Lundin Petroleums reserver är reviderade av Gaff ney, Cline & Associates (GCA), ett oberoende revisionsföretag. 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 sådana kvantiteter av petroleum som kan uppskattas, genom analys av geologiska data och ingenjörsdata, vara med skälig tillförlitlighet kommersiellt utvinningsbara från ett givet datum, från kända reservoarer samt under rådande ekonomiskt läge, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Skulle deterministiska metoder tillämpas skulle termen skälig tillförlitlighet anses uttrycka en hög grad av tillit att dessa kvantiteter kan utvinnas. Skulle sannolikhetslära tillämpas skulle det vara minst 90 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än de uppskattningar som gjorts.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 50 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än summan av uppskattade bevisade och sannolika reserver.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknik eller teknik som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller fl era betingelser. Betingelser kan inkludera faktorer såsom ekonomiska, legala, miljö-, politiska och regulatoriska frågor eller avsaknad av efterfrågan. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de betingade resurserna.
Prospekteringsbara resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från icke-upptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det fi nns en osäkerhet avseende upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsbara resurser. Det är inte säkert att någon del av de prospekteringsbara resurserna kommer att upptäckas. Om de upptäcks är det inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de prospekteringsbara resurserna.
Lundin Petroleum producerade 12,1 MMboe under 2011 med ett genomsnitt om 33 300 boepd. Tre nya utbyggnadsborrningar gjordes på Alvheimfältet och dessa sattes i produktion under fj ärde kvartalet 2011 och i början av 2012. Alvheim FPSO:n konstruerades för en produktionskapacitet om 126 000 boepd, men genom en ombyggnad har FPSO-fartyget ökat sin kapacitet till cirka 150 000 boepd. Den utökade produktionskapaciteten möjliggjorde högre produktion på Volund än den initialt kontrakterade nivån om 8 700 boepd netto till Lundin Petroleum, och Volund bidrog med 12 000 boepd netto till Lundin Petroleum under 2011. En ytterligare utbyggnadsborrning planeras på vart och ett av fälten Alvheim respektive Volund under 2012.
2011 uppnådde Lundin Petroleum en total försäljning om 12,4 MMboe till ett genomsnittligt oljepris på 101,04 USD per fat, vilket gav en nettoförsäljning om 1 257,7 MUSD. Försäljningsvolymerna var 14 procent högre under 2011 och erhållet pris på olja var 40 procent högre än 2010, vilket medförde att olje- och gasintäkterna var 60 procent högre. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för 2011 var 111,26 USD per fat.
Sålda volymer kan avvika från antalet producerade fat under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och pipeline. Permanenta skillnader uppkommer dels som ett resultat av royaltybetalning som gjorts i sak eller av eff ekterna av produktionsdelningkontrakt.
Lundin Petroleums förväntade produktion för 2012 ligger i intervallet 32 000 till 38 000 boepd. Mittpunkten i detta intervall om 35 000 boepd, representerar en ökning om fem procent jämfört med produktionen för 2011.
Lundin Petroleums interna tillväxtstrategi är att omvandla prospekteringsfyndigheter till kassafl öde genom en framgångsrik utbyggnad av resurser. Under de närmaste fyra åren förväntas ett antal utbyggnader leda till en fördubbling av Lundin Petroleums produktion.
Produktionsstarten för Gaupefältet förväntas inträff a i slutet av första kvartalet 2012, vilket innebär ytterligare produktionsökning för Lundin Petroleum. Gaupefältet har uppskattade reserver om cirka 31 MMboe, brutto, och förväntas producera 5 000 boepd, netto, till Lundin Petroleum vid platåproduktion. Brynhildfältet, för vilket godkännande av utbyggnadsplan erhölls i november 2011, kommer ytterligare att bidra till en produktionsökning. Brynhildfältet (l.a. 70%), för vilket Lundin Petroleum är operatör, har reserver om cirka 20 MMboe, brutto, och uppskattas producera 8 400 boepd, netto, till Lundin Petroleum.
I sin första årsredovisning 2001 defi nierade Lundin Petroleum Corporate Responsibility (CR) som "mer än ord, det är en inställning och ett engagemang, översatt till handling". Detta uttalande gäller än idag, och det viktiga för Lundin Petroleum är att samhällsansvar är integrerat i besluten och i det dagliga arbetet inom hela koncernen, på alla nivåer i organisationen – från styrelsen till borrpersonalen.
Lundin Petroleum uppfyller till fullo den defi nition av ett ansvarsfullt företag som Internationella standardiseringsorganisationen slår fast i ISO 26000: "en organisations ansvar för eff ekter som dess beslut och aktiviteter har på samhälle och miljö, genom ett öppet och etiskt uppträdande som bidrar till hållbar utveckling, tar hänsyn till intressenternas förväntningar, följer gällande lagstiftning och är i överensstämmelse med internationella uppförandenormer och genomsyrar organisationen och tillämpas i dess relationer".
I praktiken innebär detta att sträva efter att uppnå sociala, miljömässiga och ekonomiska fördelar samtidigt. I takt med Lundin Petroleums utveckling har även CR-arbetet förändrats. Inledningsvis innebar CR att bolaget levde upp till sina värden och principer när verksamhet bedrevs i utmanande socialpolitiska miljöer. Utvecklingen av en uppförandekod, intressentengagemang och utvecklingsprojekt för lokala samhällen var de viktigaste CR-insatserna på den tiden. Allt eftersom bolagets geografi ska fokus skiftade till Europa och Sydostasien har Lundin Petroleum vidareutvecklat policies, processer och rutiner för att upprätthålla anställdas och uppdragstagares hälsa och säkerhet, skydda miljön och hantera risker samtidigt som bolaget för en öppen dialog med intressenter och genomför samhällsutvecklingsprojekt och gör hållbara investeringar.
Lundin Petroleums åtagande gentemot sina anställda, aktieägare, värdländer, värdsamhällen och samhället i stort att agera ansvarsfullt, tillämpas genom att göra de rätta valen i styrelserummet och ute på fältet, dag efter dag.
CR-avsnittet i årsredovisningen är ett viktigt sätt för Lundin Petroleum att informera sina intressenter i CR-frågor som behandlats under året. Sedan 2010 lämnas det även in som en del av bolagets rapport om framstegen (Communication on Progress) till FN:s Global Compact. Detta avsnitt erbjuder en översikt över CR-åtgärder som uppmärksammats i bolagets årsredovisningar under de gångna tio åren.
| 2001 | Lundin Petroleums uppförandekod och CR-åtagande omsätts i konkreta projekt under Program för lokal utveckling och humanitära insatser (CDHAP) i Sudan. |
|---|---|
| 2002 | Lundin Petroleums policies om hälsa, säkerhet och miljö (HSE) introduceras i de nyförvärvade Coparextillgångarna i Frankrike, Indonesien, Nederländerna och Tunisien. |
| 2003 | Lundin Petroleum utvecklar det övergripande HSE-ledningssystemet (Green Book) med utgångspunkt i ISO 14001. |
| 2004 | Lundin Petroleum inför uppföljning och rapportering av HSE-indikatorer, till exempel dödsolyckor, incidenter som leder till förlorad arbetstid och oljeutsläpp/gasläckor. Den norska myndigheten för petroleumsäkerhet genomförde en översyn av bolagets HSE-ledningssystem/-kultur och besökte den franska verksamheten innan Lundin Petroleum godkändes som operatör i Norge. |
| 2005 | Den interna HSE-rapporteringen utökas med åtgärder som vidtagits enligt anvisningarna i Green Book, externa HSE-revisioner genomförs i Frankrike, Tunisien och Storbritannien. |
| 2006 | CR-analyser och intressentengagemang sker innan verksamhet i nya områden inleds och HSE-frågor standardiseras ytterligare i den världsomspännande verksamheten. Projekt genomförs inom ramen för Lundin Petroleums donationsprogram. |
| 2007 | Mot bakgrund av Lundin Petroleums utökade verksamheter i Afrika, Europa och Sydostasien anpassas CR-ramverket till internationella initiativ som FN:s Global Compact (UNGC), FN:s ramkonvention om klimatförändring och Kyotoprotokollet, Extractive Industry Transparency Initiative, Frivilliga principer för säkerhet och mänskliga rättigheter samt FN:s millennieutvecklingsmål. |
| 2008 | Lundin Petroleum reviderar sitt HSE-ramverk så att det stämmer överens med internationella standarder som ISO 14001 och OSHAS 18001. |
| 2009 | Hanteringen av HSE-frågor på koncern- och områdesnivå systematiseras genom införandet av HSE-planer, regelbundna HSE-telefonkonferenser och HSE-ledningsmöten, utarbetande av HSE-ledningssystemkrav, introduktionen av ledande HSE-indikatorer och rapportering av växthusgasutsläpp. |
| 2010 | Lundin Petroleum ansluter sig formellt till UNGC, CR-avsnittet i årsredovisningen utgör även bolagets rapport om framstegen (Communication on Progress (COP)) och beskriver de åtgärder bolaget vidtagit för att integrera principerna i sin strategi och sin dagliga verksamhet. |
" Under de gångna tio åren har Lundin Petroleum fortlöpande reviderat sitt CR-ramverk för att förvissa sig om att det beaktar relevanta frågor i nuvarande och potentiella verksamhetsområden. Processen har innefattat att defi niera interna värderingar, principer, system och rutiner, integrera externa standarder och initiativ, upprätthålla ett aktivt engagemang bland lokala och internationella intressenter och bidragsgivande till stöd för miljön, samhället och god förvaltningssed.
CHRISTINE BATRUCH VICE PRESIDENT CORPORATE RESPONSIBILITY
Uppförandekoden, som representerar själva kärnan i Lundin Petroleums åtagande för ansvarsfullt företagande, innehåller den vision och de värderingar och principer som vägleder bolaget, samt det ansvar bolaget har gentemot sina aktieägare, anställda, värdländer, värdsamhällen och miljö.
En formell översyn av uppförandekoden genomfördes under 2011 med anledning av Lundin Petroleums tioårsjubileum. Värderingarna, principerna och ansvaren är i princip oförändrade eftersom de alltjämt avspeglar Lundin Petroleums CR-engagemang. Koden inkluderar nu även ett åtagande i förhållande till FN:s Global Compacts (UNCG) tio principer om mänskliga rättigheter, arbetsvillkor, miljö och bekämpning av korruption, samt ett uttalande om klimatförändring.
Den nya versionen av uppförandekoden godkändes av styrelsen i maj 2011 och är tillgänglig på bolagets hemsida under Ansvar.
För att öka medarbetarnas kunskaper om uppförandekoden och för att ge dem de nödvändiga verktygen för att utöva ledning i CR-frågor visavi kollegor, uppdragstagare och intressenter, har bolaget ett introduktionsprogram och en introducerande presentation för medarbetare samt en personalhandbok, vilka lyfter fram principerna i bolagets uppförandekod och policies.
Under 2011 ändrades medarbetarnas introduktionsdokumentation för att avspegla uppdateringar i CR-ramverkets dokument.
Lundin Petroleums policy för hälsa och säkerhet slår fast målsättningen att bedriva all verksamhet på ett sätt som skyddar människor och egendom och följer gällande lagstiftning. Det främsta målet för hälsa och säkerhet är att tillhandahålla en säker arbetsmiljö för anställda, uppdragstagare och allmänheten.
Lundin Petroleums miljöpolicy slår fast målsättningen att skydda miljön och att säkerställa att prospekterings-, utbyggnadsoch produktionsverksamheten bedrivs enligt gällande miljölagstiftning och föreskrifter samt uppfyller bolagets miljömässiga krav.
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.
Lundin Petroleums whistleblowingpolicy och riktlinjer ger alla anställda och uppdragstagare i koncernen en möjlighet att framföra misstankar om olämpligt, oetiskt eller illegalt uppförande på arbetsplatsen, och garanterar att rapporterande personer skyddas från repressalier eller trakasserier på grund av rapportering av missförhållanden som görs i god tro.
Lundin Petroleums nya antikorruptionspolicy bygger på principerna i Lundin Petroleums uppförandekod om att "handla ärligt" och att "inte ta emot eller erbjuda oegentliga betalningar eller gåvor, samt inte ägna oss åt bestickning eller andra korrupta aff ärsmetoder". Policyn utfärdades tillsammans med antikorruptionsriktlinjer (se Övergripande riktlinjer nedan) som en del av bolagets UNGC-åtagande.
Antikorruptionspolicyn och riktlinjerna godkändes av styrelsen i december 2011.
"Green Book", som är Lundin Petroleums ledningssystem för frågor avseende hälsa, säkerhet och miljö (HSE), innehåller övergripande krav på en systematisk och omfattande integration av HSE-frågor i ledningen av bolagets världsomspännande verksamhet. Den siktar till att uppnå ständiga förbättringar inom HSE-området genom en proaktiv ledningsprocess som innefattar planering, införande, övervakning och granskning.
För att förstärka de åtaganden som Lundin Petroleum åtar sig i uppförandekoden, HSE-policies och Green Book, samt för att undvika eventuella negativa konsekvenser för människor, tillgångar och miljön, ska följande högt ställda HSE-mål tillämpas vid bolagets samtliga verksamheter:
Dessa mål har kommunicerats inom hela koncernen tillsammans med förslag på åtgärder för att "främja, förhindra och minska".
Lundin Petroleum upprättar årligen en övergripande HSE-plan i syfte att ha en systematisk modell för HSE-ledning, öka HSE-medvetenheten bland de anställda och engagera dem i planerade aktiviteter, främja en sund HSE-kultur på koncernledningsnivå samt förstärka bolagets övergripande HSE-mål. Den övergripande HSE-planen upprättas i förhållande till bolagets verksamheter i hela koncernen.
Den övergripande HSE-planen täcker nödvändiga handlingar i förhållande till allmänna åtgärder, ledningssystem, revision och verifi ering samt kontorsaktiviteter. Planen rapporteras till bolagsledning och styrelse minst en gång per kvartal.
En viktig aktivitet i 2011 års HSE-plan var att utföra HSE-ledningssystemrevisioner i samtliga de tillgångar där Lundin Petroleum är operatör, nämligen Frankrike, Indonesien, Malaysia, Norge, Ryssland och Tunisien. Revisionerna genomfördes med anvisningarna för HSE-ledningssystemkrav som utgångspunkt och genom formulär för egenutvärdering. Samtliga tillgångar visade sig generellt uppfylla kraven
vad gäller HSE-ledningssystem, processer och rutiner och de åtta specifi ka kraven på: ledarskap och engagemang; ansvarstagande; lokal ledning, planering och implementering; ledning av uppdragstagare; kommunikation och utbildning; riskbedömningar; beredskapssystem och revisioner; övervakning och utvärdering. Vid revisionen dokumenterades de bästa processerna och rutinerna, vilka har förmedlats till alla inom koncernen. De rekommendationer för förbättringsåtgärder som har utfärdats till varje tillgång kommer att ligga till grund för ytterligare revisioner under 2012.
Områdeschefer ska enligt Green Book ha lands- och/eller tillgångsbaserade HSE-planer som ska ligga till grund för en proaktiv hantering av HSE-frågor med fastställande av HSE-mål och säkerställande av att HSE-problem åtgärdas av linjeledning. Bolagsledning på koncernnivå följer upp framstegen jämfört med områdenas HSE-planer genom deras månadsrapportering och genom de årliga revisioner/genomgångar som genomfördes under 2011.
Syftet med riktlinjerna är att hjälpa verksamhetsområdena att hantera CR/HSE-frågor i linje med bolagets förväntningar.
Riktlinjer för HSE-ansvariga avseende budgetprocessen innehåller frågor som ska säkerställa att alla HSE-aspekter har övervägts och integrerats i de operativa budgetarna. HSE-ansvariga har skyldighet att rapportera till bolagsledningen att de är nöjda med de operativa budgetarna innan de läggs fram för godkännande av investeringskommittén.
Riktlinjer för oljeutsläppsberedskap är ytterligare ett kontrollinstrument för att säkerställa att dotterbolagen har rätt utrustning, planer, kapacitet och tredjepartslösningar för sådan beredskap. All borrnings- och produktionsverksamhet där Lundin Petroleum är operatör täcks av koncernens kontrakt med Oil Spill Response Ltd. HSE-ansvariga har skyldighet att åtminstone i slutet av varje år rapportera att kraven i dessa riktlinjer har uppfyllts.
Riktlinjerna för investeringar i hållbar utveckling innehåller information om hur verksamhetsområdena kan bidra till en positiv utveckling för invånarna och miljön, antingen genom samhällsutvecklingsprojekt, eller genom donationer till organisationer eller ändamål som verkar för en hållbar utveckling. Dotterbolags-/områdeschefer ska framställa sina förslag till VP Corporate Responsibility (VPCR) innan de lämnar in sina budgetförslag till investeringskommittén.
De nyligen utfärdade riktlinjerna om antikorruption ger vägledning om hur man identifi erar och hanterar potentiella korruptionsfrågor och är ett sätt att stärka Lundin Petroleums åtagande att bekämpa korruption och att utvärdera, bevaka och följa lagar och interna policies. Riktlinjerna presenterades för styrelsen, bolagsledningen på koncernnivå, dotterbolags-/ områdeschefer och HSE-ansvariga under 2011. De kommer även att presenteras för alla anställda i dotterbolagen under 2012.
Lundin Petroleums har övergripande krav och rutiner som syftar till att säkerställa att verksamheten bedrivs på ett säkert och respektfullt sätt i hela koncernen. HSE-ledningssystemkraven ger vägledning om de specifi ka kraven på verksamheterna enligt Green Book. Under 2011 användes ett formulär för egenutvärdering som grund för formella HSE-ledningssystemsrevisioner av alla tillgångar där bolaget är operatör.
Den övergripande HSE-rapporteringsmallen som används för samtliga tillgångar där bolaget är operatör, för att rapportera till bolagsledningen varje månad i enlighet med HSE-rapporteringsanvisningarna uppdaterades under 2011. Den inkluderar nu även utfall jämfört med HSE-planer, förändrade större risker inom verksamhetsområden och årliga miljöindikatorer (olja i vattenutsläpp och avfallssortering) för borrnings- och/eller producerande tillgångar där Lundin Petroleum är operatör. Bolaget kan således följa upp HSE-resultaten på månadsbasis och miljödata på årsbasis, lägga samman resultaten samt göra jämförelser mellan fl era år.
Lundin Petroleums krishanteringsplan (Emergency Response Plan (ERP)), som syftar till att säkerställa verksamhetens kontinuitet vid problem i ett verksamhetsområde eller på koncernnivå, genomgick en fullständig revidering under 2011 för att ge verksamheten ytterligare vägledning om hur man hanterar och rapporterar kriser. Planen presenterades inom koncernen vid en HSE-telefonkonferens. Under 2011 genomförde alla dotterbolag minst en krishanteringsövning där bolagsledningen deltog för att testa eff ektiviteten i beredskapssystemen och kommunikationen mellan bolagsledning på koncern- och lokalnivå i nödsituationer.
Det fi nns operativa HSE-rutiner för verksamheten som bedrivs av varje dotterbolag som täcker hela spektret av prospekteringsoch produktionsaktiviteter, från studier och utvärderingar av miljö, risker, säkerhet och samhällspåverkan, till tillstånd att arbeta, arbetssäkerhetsanalyser, oljeutsläpps- och krisberedskap samt HSE- och verksamhetskontinuitetsplaner. Samtliga rutiner prövas och verifi eras löpande genom lokala övningar samt genom intern och extern granskning och/eller granskning av tillsynsmyndigheter.
Därutöver är det ett krav från bolaget att alla tillgångar där bolaget är operatör ska ha ett system som säkerställer att anställda följer säkerhetsföreskrifter, till exempel DuPonts Safety Training Observation Programme, STOP, och att proaktivt analysera deras innehåll för att förhindra olyckor.
Lundin Petroleums styrelse har ett övergripande tillsynsansvar i HSE-frågor. Styrelsen har också en bestämd CR/HSE-styrelserepresentant. Utöver regelbundna kontakter mellan CR/HSE-styrelserepresentanten och VPCR, får styrelsen varje kvartal från och med halvårsskiftet 2011 en rapport om HSE-framstegen, utfall jämfört med HSE-plan, uppdateringar om intressentfrågor och investeringar för hållbar utveckling.
Lundin Petroleum håller kvartalsvisa HSE-ledningsmöten med bolags-, operativ- och HSE-ledning på koncernnivå för att granska HSE-arbetet i koncernen jämfört med HSE-planen och diskutera HSE-konsekvenserna av planerade operativa verksamheter samt andra frågor av intresse. Två formella möten hölls under 2011. Frågor som rörde HSE-ledning och resultat behandlades även vid enskilda möten mellan VP Corporate Responsibility (VPCR) och CEO, COO, Senior Vice President Operations och/eller koncernens personalchef samt vid HSE-telefonkonferenser.
Lundin Petroleum har en HSE-kommitté bestående av Senior Vice President Operations, VPCR och koncernens personalchef. Kommitténs uppgift är att behandla HSE-frågor vid behov. Mötena kan behandla olika frågor såsom nyckeltal, konsekvenser av en olycka, HSE-konsekvenser av planerade eller befi ntliga verksamheter, däribland konsekvenserna för medarbetare och utbildningsbehov, samt potentiella problemområden. Under 2011 var mötena inriktade på åtgärder för att förbättra
HSE-resultaten i Frankrike, det enda landet som rapporterade incidenter med förlorad arbetstid i koncernen under 2011.
Varannan månad hålls en HSE-telefonkonferens för HSE-nätverket. Till en början var nätverket avsett som ett forum för HSE-ansvariga, men mot bakgrund av det intresse som nätverket väckt, utökades det under 2011 till att även omfatta bolagsledning på koncern- och lokalnivå.
Varje HSE-telefonkonferens omfattar en genomgång av månadens viktigaste frågeställningar, en statusuppdatering och en diskussion om HSE-nyckeltalen och lärdomar som kan dras. Bolagsledningen på koncern- eller lokalnivå belyser vidare en specifi k HSE-fråga. Under 2011 genomfördes sju telefonkonferenser.
Verksamhetsområdenas presentationer behandlade följande ämnen:
Samtliga övergripande, operativa och branschbaserade dokument inom HSE samt telefonkonferensmaterial, inklusive presentationer, har samlats i ett särskilt HSE-webbforum tillgängligt för områdes-, verksamhets-, borrnings- och HSE-ansvariga i hela koncernen.
Bolaget följer ett antal HSE-nyckeltal för de tillgångar där bolaget är operatör i syfte att följa upp resultatet i hela koncernen och fastställa prioriterade HSE-områden. Som minimum ska alla
| HSE-INDIKATORDATA | 2011 | 2010 | 2009 | |
|---|---|---|---|---|
| Exponeringstimmar | Medarbetare | 1 036 831 | 731 793 | 905 166 |
| Uppdragstagare | 2 354 452 | 2 336 409 | 3 454 980 | |
| Dödsolyckor | Medarbetare | 0 | 0 | 0 |
| Uppdragstagare | 0 | 0 | 0 | |
| Incidenter som leder | Medarbetare | 3 | 2 | 2 |
| till förlorad arbetstid 1 | Uppdragstagare | 3 | 2 | 1 |
| Incidenter som leder till begränsad |
Medarbetare | 0 | 0 | 1 |
| arbetsförmåga 2 | Uppdragstagare | 3 | 7 | 0 |
| Incidenter som kräver | Medarbetare | 1 | 0 | 2 |
| sjukvård 3 | Uppdragstagare | 4 | 17 | 7 |
| Frekvens incidenter med förlorad |
Medarbetare | 0,58 | 0,55 | 0,44 |
| arbetstid 4 | Uppdragstagare | 0,25 | 0,17 | 0,06 |
| Total frekvens för rapporterbara |
Medarbetare | 0,77 | 0,55 | 1,10 |
| incidenter 4 | Uppdragstagare | 0,85 | 2,23 | 0,46 |
| Oljeutsläpp | Antal | 7 | 1 | 1 |
| Vol. (m3 ) |
33 | 10 | 40 | |
| Antal | 2 | 1 | 2 | |
| Kemikalieutsläpp | Vol. (m3 ) |
3,50 | 7,70 | 129,78 |
| Antal | 0 | 0 | 1 | |
| Kolväteläckor | Massa (kg) | 0 | 0 | 4 |
| Nära tillbud med hög potential |
Antal | 3 | 3 | 24 |
| Överträdelse av tillstånd |
Antal | 0 | 6 | 19 |
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.
3 Incident som kräver sjukvård (MTI) är en arbetsrelaterad skada eller sjukdom som inte leder till begränsad arbetsförmåga eller frånvarodagar.
4 Beräkningen av frekvens av incidenter med förlorad arbetstid och total frekvens av rapporterbara incidenter baseras på 200 000 arbetstimmar.
incidenter med stor eff ekt eller hög potential utredas noga och följas upp.
De HSE-nyckeltal 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 anställda 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 belysa potentiella problemområden och ge bolaget möjlighet att vidta förebyggande åtgärder för att undvika att dessa utvecklas till incidenter.
Fram till 2011 inkluderade de miljönyckeltal som rapporterats olje- och kemikalieutsläpp över 1 m3 och kolväteutsläpp över 1 kg (på månadsbasis) och växthusgasutsläpp (CO2 , NOX, SOX, CO, N2 O, CH4 , nmVOC) för producerande tillgångar (på årsbasis).
Under 2011 introducerades två nya miljönyckeltal, nämligen oljeutsläpp i vattenutsläpp (för producerande tillgångar) och avfallssortering (för borrnings- och producerande tillgångar). Dessa indikatorer kommer att användas framöver för att fastställa nya mål.
Det förekom inga allvarliga incidenter i koncernen under 2011 och inga incidenter alls i Malaysia, Ryssland och Tunisien.
Några incidenter, som hade begränsade konsekvenser såtillvida att de inte gav bestående skador för de berörda personerna eller miljön, inträff ade i Frankrike, Indonesien och Norge. Incidenterna innebar heller ingen risk för verksamhetens kontinuitet. Olyckor och incidenter som ledde till förlorad arbetstid, nära tillbud med hög potential eller oljeutsläpp utreddes i enlighet med Lundin Petroleums HSE-rapporteringsanvisningar och ledde till omedelbara och långsiktiga korrigerande åtgärder.
Även om aktivitetsnivån var högre än tidigare år är bolagsledningen inte nöjd med nyckeltalen för 2011 och har identifi erat specifi ka åtgärder som kommer att genomföras under 2012 för att förbättra HSE-resultaten.
Det har hittills inte inträff at några arbetsrelaterade dödsolyckor i Lundin Petroleums verksamhet.
Samtliga LTI inträff ade i Frankrike och berörde tre anställda och tre uppdragstagare. Inga allvarliga personskador rapporterades från dessa incidenter.
Två RWI berörde uppdragstagare som arbetade med insamling av seismik i Indonesien och den tredje gällde en borrningsentreprenör i Frankrike. Incidenterna begränsade tillfälligt den skadade personens förmåga att utföra alla sina rutinuppgifter, men skadorna var inte allvarliga.
Fyra MTI inträff ade i Norge och en i Frankrike, och dessa berörde fyra uppdragstagare och en anställd. Samtliga incidenter ledde till mindre skador som inte hindrade personerna från att utföra sina arbetsuppgifter.
Totalt uppgick oljeutsläppen till 33 m3 , varav 23 m3 i Frankrike och 10 m3 i Norge. Utsläppen hanterades i enlighet med respektive beredskapsplan för oljeutsläpp och fi ck således ingen bestående inverkan på miljön.
Båda utsläppen inträff ade i Norge på grund av läckor (total volym 3,5 m3 ) från det akustiska BOP-kontrollsystemet. Orsaken till utsläppen har identifi erats och problemen har åtgärdats.
De tre tillbuden som inträff ade i Norge rörde fallande föremål: ett på Lundin Petroleums kontor och två på Bredford Dolphin. Dessa rapporterades på grund av den skada som föremålen eventuellt skulle kunnat orsaka om de hade träff at en person.
Lundin Petroleum anser att en öppen dialog med intressenter inte bara hjälper bolaget att identifi era och hantera CR-frågor utan också ökar intressenternas förståelse för hur bolaget bedriver sin verksamhet och arbetar med CR-utmaningar. Intressentengagemanget tar sig bland annat uttryck i:
I enlighet med uppförandekoden strävar Lundin Petroleum efter att skapa lika möjligheter och efter att motverka diskriminering på grund av ålder, kultur, funktionshinder, kön, ras, religion m.m. Det huvudsakliga kriteriet är personens kompetens och kvalifi kationer för arbetsuppgifterna.
Utöver redovisningen av könsfördelningen i de fi nansiella rapporterna i bolagets årsredovisning görs ingen åtskillnad på anställda baserat på någon av ovanstående egenskaper.
Andelen kvinnor som arbetade inom koncernen 2011 var 32 procent (2010: 30 procent). Andelen varierar från land till land, från 19 till 57 procent (2010: 16 till 57 procent).
Ända sedan starten har Lundin Petroleums målsättning varit att fi nna och producera olja och gas på ett ansvarsfullt sätt och ha en positiv inverkan på människor och miljö.
Det huvudsakliga bidraget till invånarna i de områden där bolaget bedriver verksamhet är det ekonomiska tillskott som oljan ger. Johan Sverdrupfyndigheten i Norge under 2011, till exempel, förväntas generera betydande intäkter under kommande decennier för den norska staten och invånarna i form av skatter.
Lundin Petroleums huvudsakliga bidrag till miljön är att begränsa sin påverkan genom att använda miljövänlig utrustning och miljövänliga produkter. Lundin Petroleum bidrar även till miljöskyddet genom att fi nansiera eller medverka i projekt som miljöskydd, främjar positiva värden och välfärd i samhället (se nedan).
Som en del av verksamheten i Sudan och för att reagera på prekära socioekonomiska förhållanden av lokalbefolkningen i licensområdet, utvecklade Lundin Petroleum ett program för lokal utveckling och humanitära insatser (CDHAP), vilket omfattade projekt som vattenförsörjning, hälso- och sjukvård, utbildning och kompetensutveckling. CDHAP-projekt genomfördes av engagerad och kvalifi cerad personal. Bolaget hade också ett omfattande program för intressentengagemang. Syftet var att lära av andras erfarenheter och expertkunskaper och att främja en fredlig lösning på konfl ikten. Åtagandet att ha en positiv inverkan på samhället har fortsatt även efter det att Lundin Petroleums verksamhetsfokus har ändrats till Europa och Sydostasien. År 2004 tog bolaget fram en donationspolicy som beskriver de kriterier som ska följas vid val av projekt. År 2010 utfärdade Lundin Petroleum riktlinjer om investeringar för hållbar utveckling som delar in bidragen i två kategorier: samhällsutvecklingsprojekt och donationer.
Samhällsutvecklingsprojekten genomförs i verksamhetsområden, där de ingår i tillgångens arbetsprogram och budget, och deras omfattning beror på landets socioekonomiska förhållanden och nivån på bolagets aktiviteter. Donationerna är inte geografi skt relaterade på samma sätt. De avspeglar i stället Lundin Petroleums vilja att ha en positiv inverkan på samhällsfrågor av globalt intresse, såsom uttrycks i principerna i FN:s Global Compact och FN:s millennieutvecklingsmål.
Projekten som beskrivs nedan avspeglar den typ av frågor som Lundin Petroleum har valt att inrikta sig på i sina samhällsutvecklingsprojekt, donationer eller personlig medverkan under 2011.
Barn representerar framtiden – deras välfärd är en viktig hållbarhetsfråga. Lundin Petroleum har stöttat svenska SOS barnbyar sedan bolaget inledde sitt donationsprogram 2006. Med åren har bolaget bidragit till barnbyar i områden där bolaget är operatör (Indonesien, Tunisien), men också i områden där bolaget inte är operatör (Vietnam, Kambodja). Det unika med SOS modell och de positiva eff ekterna på barnens välfärd har konstaterats vid koncern- och lokalbaserade medarbetares besök i byarna. Detta stöd har fortsatt under 2011 med stöd till SOS barnbyar i Indonesien och Tunisien och gav medarbetare möjlighet att personligen engagera sig i organisationen och barnen.
Genom dotterbolaget i Norge bidrog bolaget till norska Rädda Barnen vars uppgift är att hjälpa barn både vid katastrofsituationer och genom mer långsiktiga insatser.
Genom dotterbolaget i Ryssland bidrog bolaget till driftkostnaderna för barnhemmet i Sasykol under 2011, ett barnhem som under 2009 och 2010 även fi ck bidrag till renovering.
Lundin Petroleum lämnade också ett ekonomiskt bidrag till International Women's Club i Stockholms bidragsinsamling till World Childhood Foundation.
Lundin Tunisia lämnar årligen bidrag till Association des Amis du Belvedère som driver en park i hjärtat av Tunis. Förutom att arbeta med fl oraskydd av arter från de fem kontinenterna har föreningen initierat en rad projekt för förnybar energi, från sol- till vindenergi, och introducerat miljöskyddsprojekt som exempelvis trädplantering och avfallsåtervinning. Under 2011 bidrog Lundin Petroleum med pengar till utsäde till odlingslotter till familjer i närbefolkningen och för att utbilda dem i miljövänliga jordbruksmetoder.
Lundin Indonesia rustade upp en 1,2 km lång vattenrörledning och det befi ntliga vattenförsörjningssystemet samt borrade fyra vattenbrunnar i tre byar i Padeglangregionen där Rangkasblocket är beläget. Bolaget bidrog med 1 500 mjölkkartonger till gravida kvinnor i Natunaregionen där South Sokangblocket är beläget. I Anambas Islandregionen, med blocken Baronang, Cakalang och Gurita, har Lundin Indonesia donerat livsmedel, mjölk och vitaminer till spädbarn och gravida kvinnor samt bidragit till två tandläkarstolar, tandläkarinstrument och ett steriliseringsskåp.
Lundin Petroleum lämnade även ett ekonomiskt bidrag till Situation Stockholm, en svensk tidning för hemlösa.
Miljöskydd är en angelägen målsättning för Lundin Petroleum och är integrerat i bolagets dagliga verksamhet genom bl.a. målet om noll utsläpp, krishanterings- och oljeutsläppsberedskap, användning av miljövänliga metoder och produkter m.m. Miljön främjades även genom samhällsutvecklingsprojekt under 2011.
Bolaget upprepade sitt stöd till "Operation Delta" i Astrakhan (Ryssland), där ett tjugotal studenter under tre veckor rensade upp Volgadeltats fl odstränder från skräp som turister och invånare lämnat. För första gången deltog Lundin Petroleums medarbetare i Astrakhan i projektet genom att hjälpa studenterna under en dag och genom att delta i ett möte som fokuserade på olika sätt att skydda miljön.
Att bevara den biologiska mångfalden är också en viktig aspekt av Lundin Petroleums miljöarbete. I Frankrike har denna ambition lett till trädplantering på en tidigare borrplats. I Ryssland fortsatte bolaget sitt stöd till två projekt. Det ena avser uppfödning av störar, vars population i Volgadeltaområdet håller på att minska på grund av tjuvfi ske och det andra gäller förbättring av häckningsförutsättningarna för sibiriska tranor, en akut hotad art enligt internationella naturvårdsunionen.
Klimatförändringar är en fortsatt viktig fråga för Lundin Petroleum som följer upp växthusgasutsläpp från alla sina verksamhetsområden. Lundin Petroleum medverkade för tredje gång i Carbon Disclosure Project och fi ck det bästa resultatet bland de nordiska olje- och gasbolagen.
Lundin Petroleum anser att kompetensutveckling är ett av de bästa sätten att bidra till en förbättring av de lokala förhållandena. Bolagets kompetensutbildningsprojekt under 2011 inbegrep:
Lundin Petroleums engagemang för att göra en positiv inverkan på samhället omfattar även att uppmuntra medarbetares medverkan genom att matcha deras bidrag och genom att stödja deltagande i välgörenhets- och miljöevenemang.
På koncernnivå matchade bolaget under 2011 följande bidrag från medarbetare:
På verksamhetsområdesnivå matchade bolaget under 2011 följande bidrag från medarbetare:
» ekonomiskt stöd motsvarande 1–3 dagars lön från onshore- och off shorepersonal i Tunisien för inköp av tält till fl yktingar från Libyen
Lundin Petroleum täckte kostnaderna för medarbetare som deltog i:
Lundin Petroleum har valt att bidra till debatten om styrning i oljesektorn genom att fi nansiera akademisk forskning. Som ett resultat av forskningen och det seminarium om global och lokal styrning i energisektorn som bolaget fi nansierade vid Institute of Graduate Studies i Genève under 2010, utgavs ett specialnummer av Journal of Global Governance i april 2011 med titeln "The Governance of Extractive Resources". Som en uppföljning fi nansierade Lundin Petroleum även ett annat forskningsprojekt, "The Impact of Natural Resource-Richness and Governance on Sustainable Development as Measured by ANS". Resultatet av forskningen kommer att presenteras på en konferens och publiceras i en akademisk tidskrift under 2012.
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 samtidigt som verksamheten bedrivs på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt för alla intressenters bästa. För att uppnå detta värdeskapande har Lundin Petroleum under sin tioåriga verksamhet tillämpat, och fortsätter att tillämpa, 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 operativt och fi nansiellt.
Lundin Petroleum har allt sedan bolagets grundande 2001 vägletts av interna styrinstrument och principer, som till exempel uppförandekoden och styrelsens arbetsordning, men styrningsstrukturen har fortlöpande utvecklats till följd av interna förändringar och förändringar i tillämplig lagstiftning, aktiemarknadsregelverk och andra föreskrifter. Särskilt introduktionen av den svenska bolagsstyrningskoden, som trädde i kraft den 1 juli 2005, inklusive senare reviderade versioner, har lett till utvecklingar av strukturen för bolagsstyrning i Lundin Petroleum, till exempel till inrättandet av en valberedning, införandet av en mer detaljerad arbetsordning, ingående utvärderingar av styrelseledamöternas oberoende och förbättrade styrningsrutiner och principer i allmänhet.
Efter tio år av bolagsstyrning inom Lundin Petroleum är bolaget fast beslutet att fortsätta följa de principer för god bolagsstyrning som är bäst lämpade för bolaget och dess verksamhet, för att säkerställa att bolaget drivs på ett eff ektivt sätt, i alla aktieägares bästa intresse och för fortsatt värdeskapande för aktieägarna.
Denna bolagsstyrningsrapport har granskats av bolagets externa revisor.
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 www.nasdaqomx.com). Lundin Petroleum är även noterat på Torontobörsen sedan 24 mars 2011 och lyder således också under kanadensisk värdepapperslagstiftning.
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.
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 det inte följt regeln ifråga, beskriva den valda lösningen och ge en motivering. Lundin Petroleum följde bolagsstyrningskoden i alla avseenden under 2011 utom ett, såsom beskrivs nedan, avseende sammansättningen av valberedningen.
Lundin Petroleums bolagsordning, vilken utgör grunden för styrningen av bolagets verksamhet, anger bolagets namn, styrelsens säte, bolagets verksamhetsföremål, bolagets aktier och aktiekapital samt innehåller regler avseende bolagsstämmor. Bolagsordningen återfi nns på bolagets hemsida www. lundin-petroleum.com.
Lundin Petroleums uppförandekod innehåller principer fastställda av styrelsen som ska fungera som en övergripande vägledning för anställda, uppdragstagare och partners i hur bolaget ska bedriva sin verksamhet på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter, inklusive aktieägare, anställda, samarbetspartners, myndigheter i värd- och hemländer och lokalbefolkningar. Bolaget tillämpar samma normer i verksamheten över hela världen för att uppfylla
De viktigaste externa regelverken som påverkar Lundin Petroleums bolagsstyrning:
både sina aff ärsmässiga och etiska krav, strävar efter att ständigt förbättra sitt sätt att arbeta och strävar efter att agera i enlighet med god oljefältssed och som god medlem av samhället.
I samband med Lundin Petroleums tioårsjubileum har styrelsen godkänt en reviderad uppförandekod under 2011 för att bekräfta att bolaget står fast vid de värderingar och principer som uttrycks i koden och fortsätter att bedriva verksamhet på ett eff ektivt och ansvarsfullt sätt. Uppförandekoden fortsätter att vara en integrerad del i bolagets anställningsavtal och eventuella överträdelser mot uppförandekoden kommer att bli föremål för utredning, och lämpliga åtgärder kommer att vidtas. Styrelsen gör varje år en bedömning av efterlevnaden av uppförandekoden. Uppförandekoden fi nns tillgänglig på bolagets hemsida www.lundin-petroleum.com.
Uppförandekoden utgör Lundin Petroleums 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 operativa verksamheten, redovisning och fi nans, samhällsansvar (CR) inklusive hälsa, säkerhet och miljö (HSE), antikorruption, juridik, informationssystem, personal och kommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner granskas fortlöpande och modifi eras och justeras vid behov. Vissa av dokumenten återfi nns på bolagets hemsida www. lundin-petroleum.com, medan andra endast är tillgängliga internt.
Därutöver har Lundin Petroleum ett särskilt HSE-ledningssystem (Green Book) som bygger på ISO 14001-standarden och 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 samt direktiv för styrelsekommittéernas och investeringskommitténs arbete. Arbetsordningen, vilken årligen antas av styrelsen, uppdaterades under våren 2011 till följd av den nya bolagsstyrningskoden som trädde i kraft 2010. Den reviderade arbetsordningen antogs av styrelsen i maj 2011.
Lundin Petroleums aktier är noterade på Large Cap-listan på NASDAQ OMX Stockholm och på Torontobörsen. Lundin Petroleums utgivna aktiekapital uppgick i slutet av 2011 till 3 179 106 SEK fördelat på 317 910 580 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK per aktie. Alla aktier bär lika rösträtt och ger lika rätt till andel i bolagets tillgångar och resultat.
Lundin Petroleum hade i slutet av 2011 totalt 36 897 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden. Lundin Petroleum AB innehade 6 882 638 av bolagets aktier, som en följd av aktieåterköp tidigare år, motsvarande 2,2 procent av aktiekapitalet. Bolagets större ägare, som per den 31 december 2011 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, 3,6 procent av aktierna. Utförligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare 2011 fi nns på sidorna 58–59.
Bolagets aktieägare slår fast principerna för hur ledamöter till valberedningen ska 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 revisor, arvode till revisorn, val av ordförande vid årsstämman samt principerna för att utse 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, 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 fastställdes av 2011 års årsstämma består valberedningen inför 2012 års årsstämma av representanter för fyra av bolagets större aktieägare per den 1 augusti 2011, se tabell nedan.
| Valberedning inför 2012 års årsstämma | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Ledamot | Representerar | Aktier representerade per den 1 augusti 2011 |
Aktier representerade per den 31 december 2011 |
Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Oberoende av bolagets större aktieägare |
| Kerstin Stenberg | Swedbank Robur fonder | 3,6 procent | 3,4 procent | Ja | Ja |
| Ulrika Danielson | Andra AP-fonden | 1,2 procent | 1,0 procent | Ja | Ja |
| Anders Algotsson | AFA Försäkring | 1,4 procent | 1,0 procent | Ja | Ja |
| Ian H. Lundin | Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum |
32,0 procent | 31,0 procent | Ja | Nej1 |
| Magnus Unger | Icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum som agerar som valberedningens ordförande |
Ja | Ja | ||
| Totalt 38,2 procent | Totalt 36,4 procent | ||||
| 1 För ytterligare information, se översikten på sidorna 54–55. |
Valberedningen uppfyller oberoendekriterierna enligt bolagsstyrningskoden och ingen från bolagsledningen är ledamot i valberedningen. Magnus Unger, som varit ordförande allt sedan valberedningen inför 2006 års årsstämma, valdes återigen enhälligt till ordförande. Det faktum att han är ordförande i valberedningen och styrelseledamot i Lundin Petroleum utgör en avvikelse från regel 2.4 i bolagsstyrningskoden; dock ansågs han av valberedningen, precis som under tidigare år, bäst lämpad för uppgiften.
Namnen på ledamöterna i valberedningen tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 24 oktober 2011, det vill säga minst sex månader före årsstämman såsom föreskrivs i bolagsstyrningskoden. Valberedningen höll tre möten under året och informella kontakter ägde rum mellan mötena. Valberedningen erhöll en rapport avseende styrelsens arbete samt resultatet av utvärderingen av styrelsens arbete. En jämförelse av styrelseledamöters arvoden i Europa gjordes av valberedningens ordförande och resultatet av jämförelsen lades fram för samtliga ledamöter i valberedningen. Vidare utvärderade valberedningen styrelseledamöternas oberoende i enlighet med reglerna i bolagsstyrningskoden. Valberedningens fullständiga rapport avseende dess arbete och förslag till årsstämman 2012 kommer att presenteras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman.
Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Aktieägare kan begära att ett specifi kt ärende inkluderas i dagordningen förutsatt att sådan begäran inkommer till styrelsen i behörig tid. Årsstämman ska hållas årligen före utgången av juni i Stockholm där styrelsen har sitt säte. Kallelsen till årsstämman ska utfärdas tidigast sex och senast fyra veckor före årsstämman och ska kungöras i Post- och Inrikes Tidningar och på bolagets hemsida. Handlingarna inför årsstämman publiceras på bolagets hemsida på svenska och engelska senast tre veckor, dock vanligen fyra veckor, före årsstämman.
Vid årsstämman fattar aktieägarna beslut om ett antal viktiga frågor avseende bolagets styrning, bland andra val av styrelseledamöter och revisor, ersättningar till styrelse, ledning och revisor, inklusive godkännande av bolagets ersättningspolicy för den verkställande ledningen, 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 2011 hölls den 5 maj 2011 på Grand Hotel i Stockholm. 303 aktieägare, som representerade 48,9 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid årsstämman. Styrelsens ordförande, samtliga styrelseledamöter och VD, samt bolagets revisor och majoriteten av ledamöterna i valberedningen2 , närvarade vid årsstämman. För att alla närvarande skulle kunna följa årsstämman simultantolkades presentationen från svenska till engelska respektive från engelska till svenska.
2011 års årsstämma fattade beslut om att:
Protokollet från årsstämman 2011 fi nns tillgängligt på svenska och engelska på bolagets hemsida www.lundin-petroleum.com.
Lundin Petroleums externa revisor reviderar varje år bolagets och koncernens räkenskaper, styrelsens och VD:s förvaltning av bolagets angelägenheter och bolagsstyrningsrapporten. Vidare granskar revisorn bolagets delårsrapport per den 30 juni. Styrelsen håller minst en gång om året ett möte med revisorn utan att någon från bolagsledningen är närvarande. Revisorn utses för en period om fyra år för att skapa kontinuitet i revisionsprocessen. Vid årsstämman 2011 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. Revisorsarvoden beskrivs i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 36 på sidan 95 och not 10 på sidan 100. Revisorsarvoden inbegriper även betalning för uppdrag utöver det ordinarie revisionsuppdraget. Sådana uppdrag sker dock i minsta möjliga utsträckning i syfte att säkerställa revisorns oberoende gentemot bolaget.
2 Ledamöterna i valberedningen inför 2011 års årsstämma var KG Lindvall (Swedbank Robur fonder), Ossian Ekdahl (Första AP-fonden), Anders Algotsson (AFA Försäkring), Ian H. Lundin (Lorito Holdings (Guernsey) Ltd., Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. och Landor Participations Inc. samt icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum) och Magnus Unger (icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum samt ordförande i valberedningen).
Lundin Petroleums styrelse har ansvar för organisationen av bolaget och ledningen av bolagets verksamhet. Styrelsen har till uppgift att förvalta bolagets angelägenheter till gagn för bolaget och alla aktieägare, med målsättningen att skapa långsiktigt aktieägarvärde.
Enligt Lundin Petroleums bolagsordning ska styrelsen bestå av minst tre och högst tio ledamöter med maximalt tre suppleanter, och antalet ledamöter beslutas varje år av årsstämman. Styrelseledamöterna väljs för en mandatperiod om ett år och såsom nämnts tidigare, på årsstämman 2011 omvaldes Ian H. Lundin (styrelseordförande), Magnus Unger, William A. Rand, Lukas H. Lundin, C. Ashley Heppenstall (bolagets VD), Asbjørn Larsen och Dambisa F. Moyo, och Kristin Færøvik valdes som ny styrelseledamot, fram till nästa årsstämma. Inga suppleanter har valts och ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av arbetstagarorganisationer. Styrelseledamöterna, med undantag av VD, är inte anställda i bolaget, erhåller inte lön från bolaget och är inte berättigade att delta i bolagets incitamentsprogram. Därutöver har styrelsen till sitt stöd en bolagssekreterare som inte är styrelseledamot. Bolagssekreterare är sedan mars 2011 Jeff rey Fountain, Vice President Legal på Lundin Petroleum.
Styrelseordföranden, Ian H. Lundin, 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 godkänts av styrelsen, men deltar inte i beslutsfattandet angående bolagets löpande verksamhet. Styrelseordföranden har vidare regelbundna kontakter med VD för att säkerställa att styrelsen alltid är tillräckligt informerad om bolagets verksamhet och fi nansiella ställning, och träff ar vid fl era tillfällen under året bolagets aktieägare för att diskutera aktieägarfrågor och ägandefrågor i allmänhet.
Samtliga styrelseledamöter som valdes på årsstämman 2011 har omfattande erfarenhet från aff ärsvärlden och fl era ledamöter har även stor erfarenhet från olje- och gasindustrin. Valberedningen inför 2011 års årsstämma ansåg, mot bakgrund av Lundin Petroleums aff ärsverksamhet och dess nuvarande utvecklingsfas, att styrelsen består av mångsidiga personer som är väl lämpade för uppgiften och med en bredd vad gäller expertis, erfarenhet och bakgrund. Inför årsstämman 2011 utvärderade valberedningen oberoendet hos 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 styrelseledamöternas oberoende, se översikten på sidorna 54–55.
Styrelsen vägleds i sitt arbete av styrelsens arbetsordning, vilken slår fast riktlinjerna för styrelsens arbete. Utöver det konstituerande mötet efter årsstämman hålls normalt minst sex ordinarie styrelsemöten per kalenderår. Vid dessa möten ger VD en rapport om bolagets ställning, prospekt och bolagets fi nansiella situation, i enlighet med de krav som verksamheten ställer. Vidare behandlas beslutspunkter och frågor av väsentlig betydelse för bolaget av styrelsen, och styrelsekommittéerna rapporterar i frågor vid behov.
Under 2011 hölls nio styrelsemöten inklusive det konstituerande mötet. För att fördjupa styrelsens kunskaper om bolaget och dess verksamhet genomförs varje år ett besök vid någon av bolagets operativa enheter, och under 2011 besökte styrelsen den franska verksamheten. Styrelseledamöterna bjöds även in till ett arbetssammanträde i Norge för en detaljerad genomgång av utbyggnadsprojektet för Lunofältet och ett ledningssammanträde (executive session) med bolagsledningen hölls i Frankrike i samband med ett styrelsemöte. Vid detta sammanträde gavs en detaljerad rapport avseende bolagets prospekterings- och utbyggnadsverksamhet, samt en uppdatering avseende reserver och produktion. Vidare gavs en fi nansiell översikt av koncernen samt en CR/HSE-rapport som särskilt fokuserade på de initiativ som bolaget vidtagit för att bekämpa korruption. Ledande befattningshavare deltog även vid behov i styrelsemöten under året för att presentera och rapportera om specifi ka frågor.
Bland de frågor som styrelsen behandlat under 2011 kan nämnas:
» Behandling och godkännande av den reviderade uppförandekoden.
» Granskning och godkännande av bolagets delårsrapport per den 30 juni 2011, baserat på revisionskommitténs rekommendationer.
Styrelsen är också ansvarig för att kontinuerligt utvärdera VD:s arbete och ska åtminstone en gång per år, utan att bolagsledningen är närvarande, specifi kt behandla denna fråga. Ersättningskommittén gjorde under 2011, å styrelsens vägnar, en undersökning 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 2011. Med hjälp av en enkät till samtliga styrelseledamöter undersöktes fl era aspekter av styrelsearbetet
Styrelsens arbete följer en årlig cykel för att säkerställa att styrelsen vederbörligen beaktar alla ansvarsområden och lägger tillräcklig vikt vid strategiska och viktiga frågor till gagn för bolagets aktieägare. I regel diskuteras och behandlas följande frågor på ordinarie styrelsemöten:
Ledamot sedan 2001 Ledamot i valberedningen Ordförande i olje- och gasreservskommittén
C. Ashley Heppenstall Ledamot sedan 2001 Koncernchef och VD sedan 2002
Asbjørn Larsen Ledamot sedan 2008 Ledamot i revisions- och oljeoch gasreservskommittéerna CR/HSE-styrelserepresentant
För ytterligare information, se sidorna 54–55
och samtliga styrelseledamöter besvarade enkäten. De övergripande slutsatserna var:
» Styrelsens struktur
Styrelsens sammansättning är som helhet lämplig för bolagets verksamhet, utvecklingsfas och för att hantera de frågor som bolaget ställs inför; styrelsen sammantaget har en mångfald och bredd vad gäller expertis, erfarenhet och bakgrund och har en tillfredsställande kunskap om bolaget, dess verksamhet, organisation och bransch; sammansättningen av styrelsekommittéerna är lämplig; styrelsekommittéerna har tydliga och väldefi nierade ansvarsområden och uppgifter; det bör inte fi nnas begränsade mandattider eller en bestämd avgångspolicy.
» Styrelsemöten
Antalet styrelseledamöter är lämpligt; mötena är välplanerade med tydliga dagordningar; styrelsen erhåller adekvat material inför styrelsemötena; styrelsearbetet är välorganiserat, ordföranden leder mötena på ett eff ektivt sätt och tiden utnyttjas eff ektivt under mötena med tillräcklig tid för presentationer och diskussioner; styrelseledamöterna förbereder sig inför mötena och bidrar med en konstruktiv diskussion; styrelsen lägger adekvat vikt vid konkurrensrelaterade, fi nansiella och andra utmaningar för att gagna bolagets intressen och är delaktig på ett tillfredsställande sätt i bestämmandet av bolagets mål och strategi; styrelsen bevakar bolagets verksamhetsresultat och strategins implementering på ett eff ektivt sätt.
» Övrigt
Informationen som erhålls mellan mötena är adekvat och ges i tid; personalen och det relaterade stödet som ges till styrelsen och kommittéernas möten fungerar på ett tillfredställande sätt; det fi nns tillräckligt med tid och tillfällen för kommittémöten; kommittéerna rapporterar till styrelsen på ett eff ektivt och tillräckligt sätt; kontakterna med bolagets revisor är tillräckliga för att säkerställa att fi nansiell rapportering och interna kontroller uppfyller lagar och föreskrifter; utvärderingen av VD:s arbete är adekvat; styrelsen är välorganiserad för att hantera en potentiell krissituation; att hålla styrelsemöten i olika regioner i samband med besök på verksamhetsorter är positivt; styrelsen fokuserar på åtgärder som bidrar till att maximera aktieägarvärdet.
Resultatet och slutsatserna av genomgången presenterades för valberedningen.
Styrelseordföranden och de övriga styrelseledamöterna arvoderas i enlighet med årsstämmans beslut. Årsstämman 2011 beslutade att styrelsen skulle erhålla arvoden om maximalt 4 200 000 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 1 000 000 SEK för kommittéarbete. Därutöver beslutade årsstämman 2011 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 översikten på sidorna 54–55 och i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 34 på sidorna 93–94.
För att optimera eff ektiviteten i styrelsens arbete och ombesörja en grundlig belysning av vissa frågor har styrelsen inrättat en ersättningskommitté, en revisionskommitté och en olje- och gasreservskommitté samt utsett en CR/HSE-styrelserepresentant. Kommittéernas uppgifter och ansvar beskrivs utförligt i direktiven för respektive kommitté, vilka godkänns varje år som en del av styrelsens arbetsordning. Protokoll förs vid kommittémöten och de ärenden som diskuteras rapporteras till styrelsen. Vidare förekommer informella kontakter mellan mötena vid behov.
Ersättningskommittén bistår styrelsen i frågor som rör bolagsledningens ersättning, och informerar sig om och förbereder styrelsens och årsstämmans beslut i frågor som gäller ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för bolagsledningen. Kommitténs målsättning i bestämmandet av ersättningar till bolagsledningen är att erbjuda ett ersättningspaket som är marknadsmässigt och konkurrenskraftigt, och som tar hänsyn till uppgifterna och ansvaret som är förenade med befattningen samt till personliga kunskaper, erfarenheter och prestationer. I kommitténs uppgifter ingår även att följa upp och utvärdera program för rörlig ersättning, tillämpningen av ersättningspolicyn samt de aktuella ersättningsstrukturerna och nivåerna i bolaget. För mer information om dessa frågor, se ersättningsavsnittet i denna rapport på sidorna 50–51.
Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolagets finansiella rapporter upprättas i enlighet med internationella redovisningsprinciper (IFRS), årsredovisningslagen och redovisningsprinciper som är tillämpliga på ett svenskt bolag noterat på NASDAQ OMX Stockholm och Torontobörsen. Revisionskommittén granskar bolagets fi nansiella rapportering och eff ektiviteten i bolagets fi nansiella interna kontroller, internrevision och riskhantering och dess främsta målsättning är att bistå styrelsen vid beslutsprocessen avseende sådana frågor. Vidare har kommittén befogenhet att fatta beslut om vissa frågor som delegerats till kommittén enligt direktiven för dess arbete, bland annat att, å styrelsens vägnar, granska och godkänna bolagets delårsrapporter för första och tredje kvartalet. Revisionskommittén har även regelbunden kontakt med koncernens externa revisor som en del av den årliga revisionsprocessen och granskar revisorsarvoden och revisorns opartiskhet och självständighet. Vidare biträder revisionskommittén valberedningen i förberedelsen av förslag till val av revisor på årsstämman, om tillämpligt.
Olje- och gasreservskommittén inrättades i samband med noteringen av Lundin Petroleums aktie på Torontobörsen 2011. Kommittén granskar och rapporterar till styrelsen i ärenden som berör bolagets policies och rutiner för rapportering av olje- och gasreserver och därtill relaterad information, i enlighet med National Instrument 51–101 (NI 51–101), utfärdad enligt gällande kanadensisk värdepapperslagstiftning.
Lukas H. Lundin Ledamot sedan 2001
Dambisa F. Moyo Ledamot sedan 2009 Ledamot i ersättningskommittén
William A. Rand Ledamot sedan 2001 Ordförande i revisions- och ersättningskommittén
Magnus Unger Ledamot sedan 2001 Ledamot i revisions- och ersättningskommittéerna Ordförande i valberedningen
För ytterligare information, se sidorna 54–55
Olje- och gasreservskommittén rapporterar till styrelsen om bolagets rutiner för rapportering 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 sammanträder även med bolagsledningen och den oberoende kvalifi cerade reservsrevisorn för att granska, och besluta om man ska rekommendera styrelsen att godkänna, rapporten avseende reserver och annan olje- och gasinformation som ska lämnas årligen enligt NI 51–101.
Lundin Petroleums styrelse har ett lednings- och tillsynsansvar i alla CR- och HSE-frågor inom koncernen och utser årligen en icke-anställd styrelseledamot som CR/HSE-styrelserepresentant. CR/HSE-styrelserepresentantens uppgifter innefattar att upprätthålla en dialog med bolagsledningen avseende CR/ HSE-relaterade frågor och att regelbundet rapportera om dessa till styrelsen. Nuvarande styrelserepresentant i CR/HSE-frågor är Asbjørn Larsen. Mer information om bolagets CR/HSE-aktiviteter återfi nns i avsnittet om Samhällsansvar på sidorna 32–39.
| Revisionskommitté 2011 | |||
|---|---|---|---|
| Ledamöter | Mötesdeltagande | Revisionskommitténs arbete under året | Övriga krav |
| William A. Rand, ordförande Magnus Unger Asbjørn Larsen |
6/6 6/6 6/6 |
– Bedömning av bokslutsrapporten 2010 och delårsrapporten per den 30 juni 2011 för fullständighet och riktighet och förslag till styrelsen för godkännande. – Bedömning och godkännande av delårsrapporterna per den 31 mars och 30 september 2011 å styrelsens vägnar. – Utvärdering av redovisningsfrågor i samband med bedömning av de fi nansiella rapporterna. – Tre möten med den externa revisorn för att diskutera den fi nansiella rapporteringen, interna kontroller, m.m. – Utvärdering av den externa revisorns revisionsarbete och dennes opartiskhet och självständighet. – Uppföljning och utvärdering av resultaten av koncernens internrevision. |
– Revisionskommitténs sammansättning uppfyllde bolagsstyrningskodens krav på oberoende. – William A. Rand har varit ordförande i revisionskommittén sedan den konstituerades 2002 och alla ledamöter har fi nansiell/juridisk ledningsexpertis. Dessutom innefattar Asbjørn Larsens tidigare uppdrag befattningen som fi nansdirektör och VD för ett norskt börsnoterat olje- och gasprospekteringsbolag och han har omfattande erfarenhet i redovisnings- och revisionsfrågor. |
| Ersättningskommitté 2011 | |||
| Ledamöter | Mötesdeltagande | Ersättningskommitténs arbete under året | Övriga krav |
| William A. Rand, ordförande Magnus Unger Dambisa F. Moyo Lukas H. Lundin3 Kristin Færøvik4 |
4/4 4/4 3/4 1/1 3/3 |
– Granskning av VD:s, de övriga medlemmarna i den verkställande ledningens och övrig bolagslednings arbete i enlighet med prestationsledningsprocessen. – Upprättande av en rapport avseende styrelsens utvärdering av ersättningar till den verkställande ledningen under 2010. – Kontinuerlig uppföljning och utvärdering av ersättningsstrukturer, ersättningsnivåer och ersättningsprogram samt bolagets ersättningsprinciper. – Upprättande av förslag till ersättningsprinciper för 2011 för godkännande av styrelsen och årsstämman. – Upprättande av förslag för ersättningar och andra anställningsvillkor för VD för godkännande av styrelsen. – Granskning av VD:s förslag avseende ersättningar och andra anställningsvillkor för de övriga medlemmarna i den verkställande ledningen och anställda på Vice President-nivå för godkännande av styrelsen. – Granskning och godkännande av VD:s förslag avseende principerna för ersättning av övrig bolagsledning och andra anställda. – Granskning och godkännande av VD:s förslag avseende 2011 års LTIP tilldelningar. – Godkännande av avgångsförmåner. – Utförande av en "benchmark" studie avseende ersättningar med biträde av HayGroup. |
– Ersättningskommitténs sammansättning uppfyllde bolagsstyrningskodens krav på oberoende. – William A. Rand har varit ordförande i revisionskommittén sedan den konstituerades 2002 och har därmed omfattande erfarenhet i ersättningsfrågor. Även beaktat de skiftande bakgrunderna och erfarenheterna hos kommittéledamöterna i allmänhet, har ersättningskommittén ingående kunskap och erfarenhet i frågor avseende ersättningar till ledande befattningshavare. |
| Olje- och gasreservskommitté 2011 | |||
| Ledamöter | Mötesdeltagande | Olje- och gasreservskommitténs arbete under året | Övriga krav |
| Ian H. Lundin, ordförande Asbjørn Larsen |
1/1 1/1 |
– Allmän granskning av bolagets rutiner och förfaranden för olje och gasreserver. – Granskning av bolagets rutiner för sammanställning och rapportering av övrig information förenad med olje- och gasaktiviteter. – Möte med bolagsledningen och Gaff ney, Cline & Associates, den oberoende kvalifi cerade reservsrevisorn, för att diskutera olje-och gasreservsrapporteringen. – Granskning av olje- och gasreservsdata. |
– Olje- och gasreservskommitténs sammansättning uppfyllde de krav på oberoende som ställs under kanadensisk värdepapperslagstiftning i enlighet med NI 51–101. |
3 Lukas H. Lundin var ledamot i ersättningskommittéen fram till den 5 maj 2011.
Kristin Færøvik har varit ledamot i styrelsen och ersättningskommittéen sedan den 5 maj 2011.
C. Ashley Heppenstall Koncernchef & VD, styrelseledamot
Responsibility
Bolagets koncernchef och VD, C. Ashley Heppenstall, är ansvarig för den löpande verksamheten i Lundin Petroleum. VD utses av, och rapporterar till, styrelsen och är också den ende styrelseledamoten som är anställd i Lundin Petroleum. VD:s uppgifter, och ansvarsfördelningen mellan styrelsen och VD, regleras i arbetsordningen och styrelsens instruktioner till VD. Förutom den allmänna ledningen av bolaget omfattar VD:s uppgifter även att tillse att styrelsen erhåller all relevant information om bolagets verksamhet, inklusive vinstutveckling, fi nansiell ställning och likviditet, samt information om väsentliga händelser såsom betydande tvister, avtal och utvecklingen av viktiga aff ärsrelationer. VD är även ansvarig för att upprätta erforderliga beslutsunderlag för styrelsens beslut och för att tillse att bolaget följer tillämplig lagstiftning, aktiemarknadsregelverk och andra regelverk såsom bolagsstyrningskoden. I fullgörandet av dessa uppgifter har VD ett nära samarbete med styrelseordföranden för att diskutera bolagets verksamhet, fi nansiella ställning, kommande styrelsemöten, implementering av beslut och andra relevanta frågor.
VD biträds i sitt arbete av bolagsledningen, som består av:
Bolagsledningen arbetar nära tillsammans avseende kommersiella, tekniska, HSE, fi nansiella och juridiska frågor med målsättning att skapa långsiktigt aktieägarvärde. Bolagsledningen ansvarar också för att säkerställa att verksamheten bedrivs i enlighet med koncernens samtliga policies or rutiner.
Bolagets investeringskommitté, som består av den verkställande ledningen, inrättades av styrelsen 2009 för att bistå styrelsen i förvaltningen av bolagets investeringsportfölj. Kommitténs uppgift är att tillse att bolaget har en tydligt utformad investeringspolicy, att utveckla, granska och rekommendera styrelsen investeringsstrategier och riktlinjer i linje med bolagets övergripande policy, att granska och godkänna investeringstransaktioner och att följa upp efterlevnaden av investeringsstrategier och riktlinjer. Till investeringskommitténs ansvar och uppgifter hör även att granska och utvärdera årliga budgetar, tilläggsbudgetgodkännanden, åtaganden, återlämnande av licenser, avyttring av tillgångar och andra investeringsrelaterade uppgifter på uppdrag av styrelsen. Investeringskommittén håller möten varannan vecka och även oftare vid behov.
Lundin Petroleums målsättning är att erbjuda alla anställda ersättningspaket som är konkurrenskraftiga och marknadsmässiga för att skapa förutsättningar att rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade medarbetare på ett sätt som samtidigt höjer aktieägarvärdet. Principerna för ersättning inom koncernen består därför av fyra huvudkomponenter: (i) grundlön, (ii) årlig rörlig lön, (iii) långfristigt incitamentsprogram (long-term incentive plan) och (iv) övriga förmåner. Som en del av den årliga utvärderingen har bolaget antagit en prestationsledningsprocess för att samordna individ- och teamprestationer med de strategiska och operativa målen för verksamheten. Kriterier för personliga prestationer bestäms på ett formellt sätt, och centrala element i rörliga ersättningar är tydligt kopplade och defi nierade till uppnåendet av förutbestämda och överenskomna prestationsmål. För att säkerställa att ersättningspaketen inom koncernen är fortsatt konkurrenskraftiga och marknadsmässiga, utför ersättningskommittén regelbundet "benchmarking" jämförelser, och kan ta råd och stöd av externa ersättningskonsulter, vilket kommittén gjorde 2011 genom HayGroup. HayGroup utförde inte något annat uppdrag för bolaget eller den verkställande ledningen.
Ersättningen till den verkställande ledningen följer de principer som är tillämpliga för alla anställda, dock måste dessa godkännas av årsstämman. Ersättningskommittén upprättar därför årligen, för godkännande av styrelsen, och för slutgiltigt godkännande av årsstämman, en ersättningspolicy för den verkställande ledningen. Med utgångspunkt i den godkända ersättningspolicyn lägger ersättningskommittén fram förslag till styrelsen beträff ande ersättning och övriga anställningsvillkor för VD, och VD ger förslag till ersättningskommittén, för styrelsens godkännande, om ersättning och övriga anställningsvillkor för övriga medlemmar i den verkställande ledningen.
Ersättningskommitténs uppgifter inkluderar att övervaka och utvärdera tillämpningen av den av årsstämman godkända ersättningspolicyn, och för att fullgöra denna uppgift upprättar ersättningskommittén en årlig rapport, för godkännande av styrelsen, om utvärderingen av ersättningar till den verkställande ledningen. Bolagets externa revisor kontrollerar också varje år att ersättningspolicyn har tillämpats korrekt. Båda rapporterna är tillgängliga på bolagets hemsida och ersättningspolicyn som godkändes av årsstämman 2011 återfi nns i denna bolagsstyrningsrapport. Mer information om ersättningar till den verkställande ledningen under 2011 återfi nns i noterna till de fi nansiella rapporterna, se noterna 34–35 på sidorna 93–95.
För information avseende styrelsens förslag till ersättningar till den verkställande ledningen för 2012 års årsstämma, se sidan 71.
I denna ersättningspolicy avses med "den verkställande ledningen" och "ledande befattningshavare" koncernchef och verkställande direktör (VD), Executive Vice President och Chief Operating Offi cer, Vice President Finance och Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations.
Lundin Petroleums målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade ledande befattningshavare med förmåga att uppnå koncernens mål och att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna prestationer på ett sätt som höjer aktieägarvärdet. Följaktligen tillämpar koncernen denna ersättningspolicy för att säkerställa att det fi nns en tydlig koppling till aff ärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande best practice, i syfte att tillförsäkra att den verkställande ledningen erhåller skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.
Styrelsen i Lundin Petroleum har upprättat ersättningskommittén för att bland annat administrera denna ersättningspolicy. Ersättningskommittén skall erhålla information om samt förbereda styrelsens och årsstämmans beslut om frågor avseende ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för den verkställande ledningen. Kommittén sammanträder regelbundet och dess uppgifter inkluderar att följa och utvärdera program för rörliga ersättningar till den verkställande ledningen och tillämpningen av denna ersättningspolicy, samt gällande ersättningsstrukturer och ersättningsnivåer i bolaget.
Ersättningar till den verkställande ledningen innehåller fyra huvudkomponenter:
a) grundlön;
b) årlig rörlig lön;
c) långfristigt incitamentsprogram (long-term incentive plan); och
d) övriga förmåner.
Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, skall vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen och ansvaret som är förenat med befattningen, liksom den ledande befattningshavarens skicklighet, erfarenhet och prestationer. Grundlönen liksom övriga komponenter i den ledande befattningshavarens ersättning skall ses över årligen för att säkerställa att sådan ersättning förblir konkurrenskraftig och marknadsmässig. Som en del av denna utvärdering gör bolaget, samt ersättningskommittén, periodiska "benchmarking" jämförelser av bolagets ersättningspolicy och förfaranden. I så fall väljs de bolag med vilka jämförelser sker med hänsyn till följande:
a) bolag inom och utanför olje- och gasindustrin;
Specialiserade externa konsulter kan rådfrågas i samband med dessa jämförelser och ersättningskommittén skall försäkra sig om att det inte föreligger någon intressekonfl ikt i förhållande till andra uppdrag som sådana konsulter kan ha för bolaget eller den verkställande ledningen.
Bolaget anser att årlig rörlig lön är en viktig del av den ledande befattningshavarens ersättningspaket där anknutna resultatmål refl ekterar de centrala drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärdet. Genom bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process) fastslår bolaget förutbestämda och mätbara kriterier för varje ledande befattningshavare i syfte att främja bolagets långsiktiga värdeskapande för aktieägarna.
I slutet på varje år lämnar VD en rekommendation till ersättningskommittén beträff ande betalning av årlig rörlig lön till de övriga ledande befattningshavarna baserat på uppfyllandet av deras respektive prestationskriterier. Efter genomgång av VD:s rekommendationer lämnar ersättningskommittén en rekommendation till styrelsen för godkännande avseende nivån av rörlig lön för VD samt för de övriga ledande befattningshavarna.
Den rörliga lönen skall under normala aff ärsförhållanden vara kopplad till ett förutbestämt kriterium, vilket är att lönen skall ligga inom intervallet 1–12 månadslöner. Ersättningskommittén kan dock rekommendera till styrelsen för godkännande en årlig rörlig lön som ligger utanför detta intervall under förhållanden, eller i förhållande till prestationer, som ersättningskommittén betraktar som exceptionella.
Bolaget anser att det är lämpligt att strukturera det långfristiga incitamentsprogrammet (long-term incentive plan (LTIP)) på ett sätt som förenar incitament för den verkställande ledningen med aktieägarintressen. Bolagets LTIP för den verkställande ledningen är därför ett incitamentsprogram som är relaterat till bolagets aktiekurs.
LTIP för den verkställande ledningen som godkändes av 2009 års årsstämma innebar att Lundin Petroleum ställde ut syntetiska optioner som kan lösas in efter den 13 maj 2014, vilket är 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 verkställande ledningen tilldelades syntetiska optioner vars lösenpris var 110 procent 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 Lundin Petroleums utdelning till aktieägarna av dess aktier i EnQuest plc och Etrion Corporation och det justerade lösenpriset är SEK 52,91. Det totala antalet syntetiska optioner som tilldelades den verkställande ledningen är 5 500 928 efter justeringar i samband med utdelningarna av aktierna i EnQuest plc och Etrion Corporation.
Optionerna kan lösas in den 13 maj 2014 som är dagen som inträff ar fem år efter tilldelningen. Den ledande befattningshavaren 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, multiplicerat med antalet optioner som den ledande befattningshavaren innehar vid den tidpunkten. 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 (maj 2014) och (ii) den andra på dagen som inträff ar ett år efter den första utbetalningen (maj 2015).
Ingen ledande befattningshavare som blev tilldelad syntetiska optioner är berättigad att erhålla tilldelningar under bolagets unit bonus program under den femåriga intjänandeperioden av de syntetiska optionerna.
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 procent 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 verkställande ledningen ersättning för lämnade tjänster och skall, i enlighet med IFRS 2, medföra en redovisningsmässig kostnad som periodiseras över femårsintjänandeperioden. Lundin Petroleums åtaganden enligt LTIP kommer att värderas till marknadsvärde vilket kommer att omvärderas vid varje rapporttillfälle. Värdeförändringarna påverkar resultaträkningen genom periodisering över femårsperioden så att den ackumulerade kostnaden över intjänandeperioden motsvarar LTIP på slutdagen.
Övriga förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för de ledande befattningshavarna att fullgöra deras arbetsuppgifter. Övriga förmåner inkluderar lagstadgade pensionsförmåner som innehåller en defi nierad plan för avsättningar med premier baserade på hela grundlönen. Relationen mellan pensionsavsättningarna och grundlönen är beroende av den ledande befattningshavarens ålder.
En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och sex månader gäller mellan bolaget och ledande befattningshavare och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver fi nns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning, uppgående till två års grundlön, för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control).
Ersättningskommittén skall godkänna avgångsförmåner som överstiger 150 000 USD i värde per person.
Styrelsen är bemyndigad att i enlighet med 8 kap 53 § aktiebolagslagen frångå riktlinjerna om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl för det.
I enlighet med aktiebolagslagen, årsredovisningslagen och bolagsstyrningskoden ansvarar styrelsen för bolagets interna kontroll av den fi nansiella rapporteringen. Informationen i denna rapport är därmed begränsad till intern kontroll och riskhantering avseende fi nansiell rapportering och beskriver hur den interna kontrollen av den fi nansiella rapporteringen är organiserad, däremot diskuteras inte dess eff ektivitet.
Lundin Petroleums system för den interna kontrollen av fi nansiell rapportering består av de fem huvudkomponenterna beskrivna nedan, och baseras på ramverket för intern kontroll utgivet av Committee of Sponsoring Organisations of the Treadway Commission (COSO).
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, punktligt och precist. Ett system för intern kontroll av fi nansiell rapportering har utarbetats för att tillse att denna målsättning uppfylls. 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 är en ständig process som omfattar jämförelser såväl internt som externt, samt förbättring och utveckling av kontrollaktiviteter.
Lundin Petroleums styrelse har det övergripande ansvaret för att etablera ett effektivt system för intern kontroll. Revisionskommittén bistår styrelsen avseende fi nansiell rapportering, intern kontroll och rapportering av fi nansiella risker. Revisionskommittén övervakar även eff ektiviteten i internrevisionen, internkontrollen och den fi nansiella rapporteringen och granskar alla fi nansiella delårs- och årsrapporter.
VD är ansvarig för att, i den löpande verksamheten, upprätthålla en eff ektiv kontrollmiljö och för att hantera systemet för intern kontroll och riskhantering inom koncernen och bistås av bolagsledningen på olika nivåer. Lundin Petroleum har vidare en internrevisor vars huvudansvar är att se till att regelverket för den interna kontrollen iakttas. Internrevisorn rapporterar till revisionskommittén.
Utvecklingen och genomförandet av ett ramverk med förenliga policies och rutiner inom koncernen, för att stärka den interna kontrollen i koncernen, är en kontinuerlig process. Dessa interna policies och rutiner utgör tillsammans med lagar och externa regelverk den kontrollmiljö som är grunden för den interna kontroll- och riskhanteringsprocessen inom Lundin Petroleum. Samtliga medarbetare är skyldiga att följa dessa policies och rutiner inom sitt eget kontroll- och riskhanteringsområde.
Riskbedömning är en integrerad del av det interna kontrollramverket och sker fortlöpande inom Lundin Petroleum. Riskbedömningen är en process som inbegriper att identifi era, söka och mäta risken för betydande felaktigheter i koncernens fi nansiella rapportering och redovisningssystem. Denna process ligger sedan till grund för utformningen av de kontrollaktiviteter som ska minimera identifi erade risker. För ytterligare information om olika risker, se kapitlet Risker och riskhantering på sidorna 60–61.
Följande interna dokument är väsentliga delar av kontrollmiljön inom Lundin Petroleum:
Som en del i riskbedömningen för 2011 har Lundin Petroleum granskat och analyserat riskerna i den fi nansiella rapporteringsprocessen och har byggt upp ett system för intern kontroll runt de identifi erade riskerna. Riskerna har bedömts utifrån en standardiserad metod med hänsyn till sannolikhet och potentiell påverkan. Efter identifi ering och utvärdering av risker implementeras kontrollaktiviteter 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. Identifi erade riskområden minimeras genom aff ärsprocesser med integrerad riskbedömning, policies och rutiner, åtskillnad mellan funktioner och delegering av befogenheter.
Ekonomiavdelningen på respektive dotterbolag är ansvarig för regelbunden analys av de fi nansiella resultaten och för att rapportera slutsatserna till ekonomiavdelningen på koncernnivå. Flera andra kontrollaktiviteter är en integrerad del av 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. Utvecklade kontrollaktiviteter inom Lundin Petroleum omfattar processer för godkännande av aff ärstransaktioner, avstämningar, uppföljning av rörelseresultat, åtskillnad mellan funktioner, policies och rutiner samt informationssystem. Val av kontrollaktiviteter beror på typen av risk och resultatet av en väsentlighetssanalys.
Vidare har investeringskommittén bildats för att bistå styrelsen med att övervaka koncernens investeringsbeslut, som exempelvis årliga budgetar, investeringsförslag m.m., och för att ge rekommendationer till styrelsen vid behov. Investeringskommittén håller möten minst två gånger per månad och dess gransknings- och godkännandeprocess är en viktig kontrollaktivitet inom koncernen.
Internrevisorn utför regelbundna riskbedömningar och revisioner enligt en intern revisionsplan som godkänns av revisionskommittén två gånger per år. Vidare samordnar internrevisorn joint venturerevisioner som genomförs av Lundin Petroleum. I olje- och gasindustrin bedrivs verksamhet genom joint ventures, där partners delar kostnader och risker. För att säkerställa att redovisningsrutinerna följs och att kostnaderna är i enlighet med samarbetsavtalet, avseende tillgångar där ett bolag inte är operatör, har joint venture partners rätt att revidera den partner som är operatör.
Att sprida relevant information på alla nivåer inom koncernen och till berörda externa parter, på ett fullständigt, korrekt och punktligt sätt, är en viktig del av det interna kontrollramverket. Den av styrelsen godkända kommunikationspolicyn beskriver hur, av vem och på vilket sätt extern information ska publiceras.
Finansiell information off entliggörs i följande former:
Policies och rutiner, till exempel koncernens manual för redovisningsprinciper, befogenhetspolicyn och fi nans- och redovisningsmanualen, kommuniceras regelbundet till alla anställda och är tillgänglig via interna nätverk.
Uppföljningen av Lundin Petroleums fi nansiella rapportering utförs av styrelsen, VD, bolagsledningen, internrevisorn och de respektive ekonomiavdelningarna i dotterbolagen. För att säkerställa att styrelsen erhåller tillräcklig och korrekt information innehåller arbetsordningen för styrelsen utförliga instruktioner om typen av fi nansiella rapporter som ska presenteras för styrelsen avseende koncernen som 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 den externa revisorn.
Finansiella uppföljningsaktiviteter omfattar månatliga och kvartalsvisa uppföljningar av resultat mot budget och prognos och utförs av den lokala ledningen och av ekonomiavdelningarna på lokal och koncernnivå. En viktig uppföljningsaktivitet som utförs av internrevisorn är att följa upp att resultaten av tidigare års internrevisioner och riskbedömningar har åtgärdats på lämpligt sätt.
| Namn | Ian H. Lundin | C. Ashley Heppenstall | Kristin Færøvik4 | Asbjørn Larsen |
|---|---|---|---|---|
| Funktion | Styrelseordförande (sedan 2002) |
Koncernchef och VD, styrelseledamot |
Ledamot | Ledamot |
| Vald | 2001 | 2001 | 2011 | 2008 |
| Född | 1960 | 1962 | 1962 | 1936 |
| Utbildning | Bachelor of Science examen, petroleumingenjör, från University of Tulsa. |
Bachelor of Science examen i matematik från University of Durham. |
Master of Science, petroleumingenjör, från University of Trondheim. |
Norska Handelshögskolan (NHH). |
| Erfarenhet | Ian H. Lundin var tidigare VD i International Petroleum Corp. under 1989–1998, i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
C. Ashley Heppenstall har arbetat med publika bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993. Han var CFO i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
Kristin Færøvik är för närvarande Executive Vice President Off shore inom Bergen Group. Hon arbetade på Marathon Petroleum Company under 2003-2010 och på BP under 1986-2003. |
Asbjørn Larsen var fi nansdirektör i Saga Petroleum under 1978–1979 och VD i Saga Petroleum under 1979–1998. |
| Övriga styrelseuppdrag | Styrelseordförande i Etrion Corporation och Bukowski Auktioner AB. |
Ledamot i Etrion Corporation, Vostok Nafta Investment Ltd. och Gateway Storage Company Limited. |
Inga. | Vice styrelseordförande i Saga Fjordbase AS, ledamot i Selvaag Gruppen AS, GreenStream Network Oyj, The Montebello Cancer Rehabilitation Foundation och The Tom Wilhelmsen Foundation. |
| Aktieinnehav i Lundin Petroleum (per den 31 december 2011) |
01 | 1 391 283 | 9 000 | 12 000 |
| Deltagande i styrelsemöten | 9/9 | 9/9 | 5/5 | 9/9 |
| Deltagande i revisions kommitténs möten |
6/6 | |||
| Deltagande i ersättningskommitténs möten |
3/3 | |||
| Deltagande i olje- och gasreservskommitténs möten |
1/1 | 1/1 | ||
| Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
800 000 SEK | 0 | 250 000 SEK | 500 000 SEK |
| Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget 8 |
1 170 000 SEK | 0 | 0 | 0 |
| Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
Ja2 | Nej3 | Ja | Ja |
| Oberoende av bolagets större aktieägare |
Nej1 | Nej3 | Ja | Ja |
1 Ian H. Lundin är stiftare (settler) av en trust som äger Landor Participations Inc., ett investmentbolag som innehar 11 538 956 aktier i bolaget, och tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Lorito Holdings (Guernsey) Ltd. som innehar 76 342 895 aktier i bolaget och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. som innehar 10 844 643 aktier i bolaget.
2 Ian H. Lundin har regelbundet blivit engagerad av bolagsledningen för uppdrag som faller utanför det sedvanliga styrelsearbetet. Enligt valberedningens och bolagets mening är han trots dessa åtaganden oberoende av bolaget och bolagsledningen.
3 C. Ashley Heppenstall är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han är koncernchef och VD i Lundin Petroleum och inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i två bolag där bolag associerade med familjen Lundin innehar tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
| Lukas H. Lundin | Dambisa F. Moyo | William A. Rand | Magnus Unger | Namn |
|---|---|---|---|---|
| Ledamot | Ledamot | Ledamot | Ledamot | Funktion |
| 2001 | 2009 | 2001 | 2001 | Vald |
| 1958 | 1969 | 1942 | 1942 | Född |
| Examen från New Mexico Institute of Mining, Technology and Engineering. |
Doktor i nationalekonomi från Oxford University, Master från Harvard University's Kennedy School of Government, MBA i fi nansiering och Bachelor i kemi från American University i Washington D.C. |
Commerce examen (ekonomi) från McGill University, juristexamen från Dalhousie University, Master of Laws examen i internationell rätt från London School of Economics och Doctorate of Laws från Dalhousie University. |
Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm. |
Utbildning |
| Lukas H. Lundin har haft ett fl ertal nyckelpositioner i bolag där familjen Lundin är storägare. |
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 1992 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 |
| Styrelseordförande i Lundin Mining Corp., Vostok Nafta Investment Ltd., Denison Mines Corp., Lucara Diamond Corp., NGEx Resources Inc., Sirocco Mining Inc. och Lundin Foundation, ledamot i Fortress Minerals Corp. och Bukowski Auktioner AB. |
Ledamot i SABMiller, Barclays plc, Barclays Bank plc och Barrick Gold Corp. |
Ledamot i Lundin Mining Corp., Vostok Nafta Investment Ltd., Denison Mines Corp., New West Energy Services Inc. och NGEx Resources Inc. |
Styrelseordförande i CAL Konsult AB och ledamot i Black Earth Farming Ltd. |
Övriga styrelseuppdrag |
| 788 3315 | 10 000 | 120 441 | 50 000 | Aktieinnehav i Lundin Petroleum (per den 31 december 2011) |
| 8/9 | 8/9 | 9/9 | 9/9 | Deltagande i styrelsemöten |
| 6/6 | 6/6 | Deltagande i revisions kommitténs möten |
||
| 1/16 | 3/4 | 4/4 | 4/4 | Deltagande i ersättningskommitténs möten |
| Deltagande i olje- och gasreservskommitténs möten |
||||
| 450 000 SEK | 500 000 SEK | 600 000 SEK | 600 000 SEK | Arvode för styrelse- och kommittéarbete |
| 0 | 0 | 0 | 100 000 SEK | Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget 8 |
| Ja | Ja | Ja | Ja | Oberoende av bolaget och bolagsledningen |
| Nej5 | Ja | Nej7 | Ja | Oberoende av bolagets större aktieägare |
4 Kristin Færøvik har varit ledamot i styrelsen och ersättningskommittén sedan den 5 maj 2011.
5 Lukas H. Lundin tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Lorito Holdings (Guernsey) Ltd. som innehar 76 342 895 aktier i bolaget och Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. som innehar 10 844 643 aktier i bolaget.
6 Lukas H. Lundin var medlem i ersättningskommittén fram till den 5 maj 2011.
7 Enligt valberedningens och bolagets mening är William A. Rand inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i bolag där bolag associerade med familjen Lundin innehar tio procent eller mer av aktiekapitalet och röstetalet.
8 Dessa ersättningar som betalats under 2011 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2011.
| Namn | C. Ashley Heppenstall | Alexandre Schneiter | Geoff rey Turbott | Chris Bruijnzeels |
|---|---|---|---|---|
| Funktion | Koncernchef och 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 University of Durham. |
Examen i geologi samt en Masters i geofysik från University of Geneva. |
Medlem i förbundet för auktoriserade revisorer i Nya Zeeland. |
Ingenjörsexamen i gruvdrift från University of Delft. |
| Erfarenhet | C. Ashley Heppenstall har arbetat med publika bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993. Han var CFO i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002. |
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 1985–1998 i fl era befattningar som reservoaringenjör och hos PGS Reservoir Consultants under 1998–2003 som Principal Reservoir Engineer and 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 2011) |
1 391 283 | 223 133 | 45 000 | 21 333 |
| Syntetiska optioner | 2 062 848 | 1 512 755 | 962 662 | 962 662 |
Stockholm, 11 april 2012
Styrelsen i Lundin Petroleum AB (publ)
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 och TSX. Lundin Petroleums börsvärde per den 31 december 2011 var 52 626 MSEK.
Under året omsattes totalt 521,1 miljoner aktier vid OMX till ett värde om cirka 57 061 MSEK. Ett genomsnitt om 2,0 miljoner Lundin Petroleumaktier omsattes dagligen vid OMX i Stockholm. 3,3 miljoner aktier omsattes vid TSX till ett värde om cirka 57,9 miljoner CAD. Ett genomsnitt om 18 405 omsattes dagligen vid TSX.
Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2011 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 resultat.
Årsstämman i Lundin Petroleum som hölls den 5 maj 2011 beslutade att bemyndiga styrelsen att under perioden fram till nästa årsstämma, besluta om återköp och försäljning av Lundin Petroleums aktier på OMX och TSX. Det högsta antalet återköpta aktier får inte innebära att innehavet av egna aktier vid något tillfälle överstiger fem procent av samtliga aktier i bolaget. Syftet med bemyndigandet är att ge styrelsen ett instrument att optimera Lundin Petroleums kapitalstruktur och att säkra Lundin Petroleums kostnader avseende dess LTIP.
Lundin Petroleums innehav av återköpta aktier uppgick till totalt 6 882 638 per den 31 december 2011.
Årsstämman 2011 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 bedriva en lönsam verksamhet med tillväxt. Det ökade värdet kommer att uttryckas dels som utdelning och dels som en långsiktigt stigande aktiekurs. Detta kommer att åstadkommas genom ökade olje- och gasreserver och utbyggnad av fyndigheter för att nå en ökning i produktion, kassafl öde och resultat.
Storleken på en eventuell utdelning skulle komma att avgöras av bolagets fi nansiella ställning och möjligheterna till tillväxt genom lönsamma investeringar. Utdelning kommer att ske när bolagets kassafl öde och resultat från de olika verksamheterna medger en långsiktig fi nansiell styrka och fl exibilitet. Aktieägarnas totala avkastning förväntas över tiden till största delen hänföras till en stigande aktiekurs snarare än från erhållna utdelningar.
Beroende på typen av verksamhet bolaget bedriver prioriterar utdelningspolicyn fi nansiering av pågående projekt och tillgodo seende av bolagets omedelbara kapitalbehov.
Sedan bildandet av Lundin Petroleum i maj 2001 och fram till den 31 december 2011 har moderbolagets aktiekapital utvecklats enligt nedan.
| Aktiedata | År | Kvotvärde (SEK) |
Förändring av antalet aktier |
Summa antal aktier |
Summa aktiekapital (SEK) |
|---|---|---|---|---|---|
| Bolagets bildande | 2001 | 100,00 | 1 000 | 1 000 | 100 000 |
| Split 10 000:1 | 2001 | 0,01 | 9 999 000 | 10 000 000 | 100 000 |
| Nyemission | 2001 | 0,01 | 202 407 568 | 212 407 568 | 2 124 076 |
| Optionsrätter | 2002 | 0,01 | 35 609 748 | 248 017 316 | 2 480 173 |
| Teckningsoptioner | 2002–2008 | 0,01 | 14 037 850 | 262 055 166 | 2 620 552 |
| Förvärvet av Valkyries Petroleum Corp. | 2006 | 0,01 | 55 855 414 | 317 910 580 | 3 179 106 |
| Summa | 317 910 580 | 317 910 580 | 3 179 106 |
| Antal aktier i cirkulation | 311 027 942 |
|---|---|
| Antal aktier återköpta av Lundin Petroleum | -6 882 638 |
| Antal utställda aktier | 317 910 580 |
| 2011 |
Fördelning av aktieägandet i Lundin Petroleum tillhandahållet av Euroclear Sweden per den 31 december 2011.
| Storleksklasser per den 31 december 2010 |
Antal aktieägare |
Andel av antal aktier, % |
|---|---|---|
| 1–500 | 25 503 | 1,35 |
| 501–1 000 | 4 981 | 1,31 |
| 1 001–10 000 | 5 412 | 5,10 |
| 10 001–50 000 | 656 | 4,47 |
| 50 001–100 000 | 99 | 2,23 |
| 100 001–500 000 | 155 | 11,05 |
| 500 001– | 91 | 74,49 |
| Total | 36 897 | 100,00 |
Lundin Petroleum hade 36 897 aktieägare per den 31 december 2011. Svenska privata aktieägares innehav uppgick till 11,0 procent. Utländska aktieägare uppgick till 66,0 procent.
| De 15 största aktieägarna registrerade | ||
|---|---|---|
| hos Euroclear Sweden | Andel av antal | |
| per den 31 december 2011 | Antal aktier | aktier,% |
| Lorito Holdings (Guernsey) Ltd.1 | 76 342 895 | 24,01 |
| Landor Participations Inc.2 | 11 538 956 | 3,63 |
| Swedbank Robur fonder | 10 858 863 | 3,42 |
| Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd.1 |
10 844 643 | 3,41 |
| SIX sis AG | 9 817 821 | 3,09 |
| AMF Försäkring Fonder | 7 113 547 | 2,24 |
| Lundin Petroleum AB | 6 882 638 | 2,16 |
| Clearstream banking S.A. | 5 957 698 | 1,87 |
| JPM Chase NA | 5 072 452 | 1,60 |
| SSB CL Omnibus AC OM03 | 4 340 188 | 1,37 |
| SEB Investment Management | 4 324 938 | 1,36 |
| SSB CL Omnibus AC OM07 | 4 248 595 | 1,34 |
| LGT Bank in Liechtenstein Ltd. | 4 050 383 | 1,27 |
| BNP Paribas securities services | 3 722 727 | 1,17 |
| Fjärde AP-fonden | 3 590 898 | 1,13 |
| Övriga aktieägare | 149 203 338 | 46,93 |
| Summa | 317 910 580 | 100,00 |
Ett investmentbolag som är helägt av en Lundinfamiljetrust.
1
Lundin.
Ett investmentbolag som här helägt av en trust, vars stiftare (settler) är Ian H.
AKTIEKURS 2011
Daglig volym (genomsnitt per månad)
FEM ÅR AKTIEKURS 2007–2011 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 0 20 40 60 80 100 140 120 160 180 2007 2008 2009 2010 2011 Aktiekurs (SEK) Volym (miljoner) Daglig volym (genomsnitt per månad) Lundin Petroleum AB (LUPE) aktiekurs (dagligt genomsnitt per månad)
AKTIEKURS 2001–2011 0 20 40 60 80 100 140 120 160 180 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Aktiekurs (SEK) 0 20 40 60 80 100 140 120 160 180 Lundin Petroleum AB (LUPE) aktiekurs (dagligt genomsnitt per månad) Aktiekurs (SEK) Förvärv DNO tillgångar Broomfältet i produktion Oudnafältet i produktion Alvheimfältet i produktion Luno fyndigheten Aldous fyndigheten Avaldsnes utvärdering Avaldsnes fyndigheten Avknoppning EnQuest Volundfältet i produktion Förvärv Coparex Förvärv Valkyries
Målsättningen med hanteringen av verksamhetsrisker är att fortlöpande identifi era, förstå och hantera hot och möjligheter inom verksamheten. Denna målsättning uppnås genom att skapa ett mandat och ett engagemang för riskhantering på alla nivåer i bolaget. Med denna modell hanterar bolaget aktivt risker som en integrerad och ständigt återkommande del av bolagets beslutsprocesser och säkerställer att alla risker identifi eras, erkänns, förstås och kommuniceras med god framförhållning. Förmågan att hantera och minska dessa risker utgör en avgörande faktor för att säkerställa att bolagets verksamhetsmål uppnås. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och fi nansiella risker som, även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering, inte kan eliminera fullt ut eller som ligger utanför bolagets kontroll.
Lundin Petroleum har identifi erat följande väsentliga risker kopplade till koncernens verksamhet.
| Beskrivning av risk | Åtgärd – Riskhantering |
|---|---|
| STRATEGISK RISK | |
| Oförmåga att skapa aktieägarvärde och uppfylla aktieägarnas förväntningar En strategi som är ineff ektiv och som inte förmedlas eller genomförs på ett bra sätt, kan leda till att investerare tappar förtroendet för bolaget och till att aktiekursen sjunker. |
Lundin Petroleums aff ärsmodell defi nierar på ett tydligt sätt bolagets vision och strategi. Lundin Petroleum strävar efter att skapa aktieägarvärde genom alla stadier i verksamhetscykeln – genom att proaktivt investera i prospektering, organiskt utöka reservbasen, frigöra värden i den befi ntliga tillgångsbasen och förvärva eller avyttra reserver – och genom en opportunistisk aff ärsmodell. |
| Starka kommunikationskanaler tillsammans med ett eff ektivt ledarskap bidrar till att upprätthålla kreativiteten och en entreprenörsanda, och får hela organisationen att sträva mot samma mål. |
|
| Otillräcklig tillgångsförvaltning Ineff ektiv förvaltning kan leda till att det fulla värdet av en tillgång inte synliggörs eller realiseras, vilket skulle kunna påverka aktieägarvärdet negativt. |
Lundin Petroleum utvärderar löpande det ekonomiska värdet på tillgångarna i portföljen för att försäkra sig om att varje enskild tillgångs värde är utrett, kommunicerat och att det avspeglas fullt ut i aktiekursen. |
| Bristande samhällsansvar och miljömedvetenhet En verklig eller uppfattad brist på samhällsansvar och miljömedvetenhet kan ha en negativ inverkan på de människor bolaget arbetar med, på miljön i vilken bolaget är verksamt och på bolagets anseende. All negativ påverkan på anseendet kan i sin tur påverka bolagets rätt att driva, fi nansiera eller få tillgång till nya aff ärsmöjligheter. |
Lundin Petroleums ramverk för ansvarsfullt företagande tillämpas på all dess verksamhet och inbegriper uppföljning av riskreducerande åtgärder, rapportering och utredning av alla incidenter. Kommunikationsplaner och hantering av intressentrelationer är utformade för att upprätthålla goda och eff ektiva relationer. (Se även sidorna 32–39 Samhällsansvar). Bolaget strävar efter att prospektera och producera olja och gas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter inklusive aktieägare, anställda, samarbets partners, myndigheter i värd- och hemländer och lokala samhällen. |
| Ineff ektiv rekrytering, möjlighet att behålla anställda och hantering av humankapital Oförmåga att attrahera och behålla nyckelpersoner skulle kunna orsaka störningar i verksamheten på kort och medellång sikt. |
Lundin Petroleums strategi för rekrytering och ersättning är anpassad till bolagets mål och tar hänsyn till branschutvecklingen. Prestationsledningsprocessen är utformad för att öka engagemanget och skapa en känsla av delaktighet på alla nivåer i bolaget. |
| Beskrivning av risk | Åtgärd – Riskhantering |
|---|---|
| OPERATIV RISK | |
| Ökade produktionskostnader Produktionskostnaderna påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt diverse verksamhetsförhållanden. |
Eff ektiva processer för inköp och kostnadskontroll är viktiga för att uppnå rimliga kostnadsnivåer för bolagets aff ärsplaner. God verksamhetsledning och underhållsplanering bidrar till att säkerställa eff ektiviteten i driften. Produktionsförseningar och sämre verksamhetsförhållanden kan inte uteslutas och kan i varierande grad inverka negativt på resultat och kassafl ödesnivåer. |
| Tillgång till operativ utrustning Prospektering och utbyggnad av olja och gas är beroende av tillgången på borrnings- och liknande utrustning. Om utrustning inte kan anskaff as vid rätt tidpunkt kan det försena prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. |
Avancerad planering av bolagets verksamhetsprogram innefattar att tillse att det fi nns en kontrakteringsstrategi och inköpsprocess. Regelbundna kontakter med entreprenörer och leverantörer samt ersättning för utrustning som en del av licensansökningsprocessen minskar risken. |
| Uppskattningar av reserver och resurser Generellt sett är uppskattningar av ekonomiskt utvinningsbara olje- och gasreserver och deras framtida nettokassafl öde baserat på ett antal olika faktorer och antaganden. Alla sådana uppskattningar är i viss mån spekulativa, och klassifi ceringar av reserver är endast försök att defi niera den grad av spekulation som är inblandad. |
Beräkningar av reserver och resurser genomgår en omfattande intern granskningsprocess och följer industristandarder. Samtliga reserver är föremål för en oberoende revision av Gaff ney, Cline & Associates, som en del av den årliga reservsrevisionsprocessen om inte annat anges. (Se även sidorna 28–31 Reserver, resurser och produktion.) |
| Oförmåga att ersätta och utöka reserver Förmågan att utöka reserver kommer att vara beroende av såväl förmågan att prospektera och bygga ut bolagets nuvarande portfölj av möjligheter som förmågan att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt. |
Användningen av eff ektiv granskning av analyser under havsbotten och valet av borrplatser kombinerat med en väldefi nierad strategi för att rekrytera och behålla kompetent personal minskar risken. (Se även sidorna 28–31 Reserver, resurser och produktion.) |
| Hälsa, säkerhet och miljö (HSE) En allvarlig händelse i verksamheten som rör hälsa, säkerhet eller miljö skulle kunna få negativa konsekvenser för människor och omgivningen där bolaget bedriver verksamhet. Detta skulle i sin tur kunna påverka värderingen av bolaget negativt. |
Lundin Petroleum främjar aktiv ledning av HSE-frågor i hela bolaget. HSE-policies och mål samt HSE-ledningssystem som följer lagstadgade krav är en integrerad del av verksamheten. (Se även sidorna 32–39 Samhällsansvar.) |
| Ineff ektiva system för att förhindra mutor och korruption Korruption kan förekomma i alla verksamhetsländer. Händelser som utgör brott mot antikorruptionslagar skulle kunna skada Lundin Petroleum, dess anseende och aktieägarvärde. |
En konsekvent tillämpning av Lundin Petroleums uppförandekod tillsammans med policies och rutiner, som tydligt defi nierar befogenhetsgränser, och intern kontroll minskar risken. 2010 anslöt sig Lundin Petroleum till FN:s Global Compact för att ytterligare befästa bolagets åtagande för etiska aff ärsmetoder och styrelsen antog under 2011 en antikorruptionspolicy och tillhörande riktlinjer. (Se även sidorna 32–39 Samhällsansvar.) |
| FINANSIELL RISK 1 | |
| Fluktuationer i olje- och gaspriser Priserna på olja och gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. |
Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. |
| Valutakursförändringar Råoljepriser fastställs i regel i US dollar, medan kostnaderna uppstår i en rad olika valutor. Valutakursförändringar kan därför leda till valutaexponering. |
Lundin Petroleums policy beträff ande valutakurssäkring, vid valutaexponering, är att överväga att bestämma valutakursen för kända kostnader i andra valutor än US dollarn i förväg, så att framtida kostnadsnivåer i US dollar kan förutsägas med en rimlig grad av säkerhet. De funktionella valutorna i Lundin Petroleums dotterbolag ses över årligen. |
| Likviditetsrisk Risken att koncernen inte kan reglera eller uppfylla sina skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris, kan leda till att arbetsprogrammen för prospektering och utbyggnad eventuellt inte kan fi nansieras. |
Lundin Petroleum följer upp koncernens rullande likviditetsprognoser för att förvissa sig om att det fi nns tillräckliga medel att uppfylla verksamhetens behov. Ekonomi- och planeringsavdelningen bevakar löpande den makro- och mikroekonomiska situationen som påverkar koncernens verksamhet för att hålla ledningen informerad om händelser som påverkar beslut om kapital. Likviditets- och fi nanseringsrisker och relaterade processer och policies granskas av ledningen som löpande bevakar marknaden. |
| Kreditrisk Risken uppstår genom likvida medel, inlåning i banker och fi nansinstitut samt genom kreditexponering mot kunder. |
Lundin Petroleums policy är att begränsa kreditrisken genom att begränsa kunder och partners till de stora oljebolagen och bankerna. Om det uppstår en kreditrisk i samband med olje- och gasförsäljning är policyn att begära en oåterkallelig remburs för det totala värdet av försäljningen. |
| Ränterisk Bolagets resultat kan påverkas av osäkra framtida räntenivåer. Lundin Petroleums ränterisk är hänförlig till den långfristiga upplåningen. |
Lundin Petroleum bedömer kontinuerligt fördelarna med en räntesäkring av lånen. |
| Finansiell rapporteringsrisk Risken för väsentliga felaktigheter i fi nansiella rapporter, och oförmåga att korrekt rapportera fi nansiell information , kan leda till myndighetsåtgärder och rättsliga följder samt skada bolagets anseende. |
Lundin Petroleum har ett internt kontrollsystem för fi nansiell rapportering för att säkerställa att dess mål för fi nansiell rapportering uppfylls (se även sidorna 52–53 Intern kontroll och riskhantering). |
| EXTERN RISK | |
| Geopolitisk risk Lundin Petroleum är, och kommer att vara, aktivt engagerat i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Förändringar i lagstiftningen i dessa länder kan få negativa konsekvenser som, dock inte begränsat till, utmätning av egendom, annullering eller justering av kontraktsrättigheter och/eller höjda skatter. |
Bolaget ser regelbundet över sin portfölj av tillgångar avseende dess fi nansiella resultat. Beaktandet av politiska riskelement är en viktig del i investeringsbesluten för bolaget som helhet. Lokal lagstiftning bevakas och bolaget strävar efter att tolka och följa alla lagändringar som kan påverka verksamheten. |
| 1 För utförligare information om fi nansiella risker se även not 14 i noterna till de fi nansiella rapporterna, sidorna 89–90. |
Mer information om intern kontroll återfi nns i Bolagsstyrningsrapporten, sidorna 40–56.
| Förvaltningsberättelse | 64 |
|---|---|
| Koncernens resultaträkning | 72 |
| Koncernens rapport över totalresultat | 73 |
| Koncernens balansräkning | 74 |
| Koncernens kassafl ödesanalys | 75 |
| Förändringar i koncernens egna kapital | 76 |
| Redovisningsprinciper | 77 |
| Noter till koncernens fi nansiella rapporter - Not 1 – Segmentinformation - Not 2 – Produktionskostnader - Not 3 – Avskrivningar - Not 4 – Prospekteringskostnader - Not 5 – Vinst vid försäljning av tillgångar - Not 6 – Finansiella intäkter - Not 7 – Finansiella kostnader - Not 8 – Inkomstskatt - Not 9 – Avyttrad verksamhet - Not 10 – Olje- och gastillgångar - Not 11 – Övriga materiella anläggningstillgångar - Not 12 – Aktier i gemensamt kontrollerade enheter och intresseföretag - Not 13 – Övriga aktier och andelar |
83 83 84 84 84 84 84 84 85 86 87 88 88 89 |
| - Not 14 – Finansiella risker, sensitivitetsanalys och derivatinstrument - Not 15 – Övriga fi nansiella tillgångar - Not 16 – Lager |
89 90 91 |
| - Not 17 – Kundfordringar - Not 18 – Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter |
91 91 |
| - Not 19 – Övriga fordringar | 91 |
| - Not 20 – Likvida medel - Not 21 – Övriga reserver |
91 91 |
| - Not 22 – Avsättning för återställningskostnader | 91 |
| - Not 23 – Pensionsavsättning | 91 |
| - Not 24 – Övriga avsättningar | 91 |
| - Not 25 – Banklån och kortfristiga skulder | 92 |
| - Not 26 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 92 | |
|---|---|
| - Not 27 – Övriga skulder | 92 |
| - Not 28 – Ställda säkerheter | 92 |
| - Not 29 – Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar | 92 |
| - Not 30 – Resultat per aktie | 92 |
| - Not 31 – Justering för ej kassafl ödespåverkande poster 92 | |
| - Not 32 – Transaktioner med närstående | 93 |
| - Not 33 – Genomsnittligt antal anställda - Not 34 – Ersättningar till styrelse, verkställande ledning |
93 |
| och andra anställda | 93 |
| - Not 35 – Långfristiga incitamentsprogram | 94 |
| - Not 36 – Ersättningar till koncernens revisorer | 95 |
| - Not 37 – Händelser efter balansdagens utgång | 95 |
| Moderbolagets årsredovisning | 96 |
| Moderbolagets resultaträkning | 96 |
| Moderbolagets rapport över totalresultat | 96 |
| Moderbolagets balansräkning | 97 |
| Moderbolagets kassafl ödesanalys | 98 |
| Förändring i moderbolagets egna kapital | 99 |
| Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter | 100 |
| - Not 1 – Övriga rörelseintäkter per land | 100 |
| - Not 2 – Finansiella intäkter | 100 |
| - Not 3 – Finansiella kostnader | 100 |
| - Not 4 – Inkomstskatt | 100 |
| - Not 5 – Övriga fordringar | 100 |
| - Not 6 – Avsättningar | 100 |
| - Not 7 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 100 | |
| - Not 8 – Finansiella instrument per kategori | 100 |
| - Not 9 – Ställda panter, ansvarsförbindelser och | |
| eventualtillgångar | |
| - Not 10 – Ersättningar till revisorer | 100 |
| 100 | |
| - Not 11 – Aktier i dotterbolag | 101 |
| Styrelsens försäkran | 102 |
Lundin Petroleum AB:s huvudkontor är Hovslagargatan 5, Stockholm, Sverige.
Lundin Petroleums huvudsakliga verksamhet är prospektering efter, utbyggnad av samt produktion av olja och gas. Lundin Petroleum innehar en portfölj av producerande olje- och gastillgångar och utbyggnadsprojekt i ett antal länder med ytterligare prospekteringsmöjligheter.
Koncernen bedriver inte någon forskning och utveckling. Koncernen har fi lialer i fl ertalet av de områden där verksamhet bedrivs. Moderbolaget har inga utländska fi lialer.
Det har inte skett några väsentliga förändringar i koncernen under året.
I föregående års belopp ingår Etrion Corporations resultat till och med den 12 november 2010, vilket var datumet då aktierna som innehölls i Etrion Corporation delades ut till Lundin Petroleums aktieägare, och Salawati Basin- och Salawati Islandtillgångarna, vilka såldes den 29 december 2010. Resultatet från den brittiska verksamheten ingår i avyttrad verksamhet till och med den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten.
Produktionen för räkenskapsåret 2011 uppgick till 33,3 Mboe per dag (Mboepd) (30,5 Mboepd) och omfattade nedanstående:
| Produktion | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 8 477,1 | 6 629,8 |
| – Kvantitet i Mboepd | 23,2 | 18,2 |
| Frankrike | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 119,2 | 1 160,8 |
| – Kvantitet i Mboepd | 3,1 | 3,2 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 725,0 | 756,7 |
| – Kvantitet i Mboepd | 2,0 | 2,1 |
| Indonesien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 423,6 | 887,1 |
| – Kvantitet i Mboepd | 1,2 | 2,4 |
| Ryssland | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 139,4 | 1 321,2 |
| – Kvantitet i Mboepd | 3,1 | 3,6 |
| Tunisien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 267,2 | 372,2 |
| – Kvantitet i Mboepd | 0,7 | 1,0 |
| Summa från kvarvarande verksamhet | ||
| – Kvantitet i Mboe | 12 151,5 | 11 127,8 |
| – Kvantitet i Mboepd | 33,3 | 30,5 |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | ||
| – Kvantitet i Mboe | – | 812,2 |
| – Kvantitet i Mboepd | – | 2,2 |
| Summa exklusive innehav utan | ||
| bestämmande infl ytande | ||
| – Kvantitet i Mboe | 12 151,5 | 11 940,0 |
| – Kvantitet i Mboepd | 33,3 | 32,7 |
Norge
Lundin Petroleums nettoproduktion i Norge för räkenskapsåret 2011 var 23,2 Mboepd.
Nettoproduktionen för året från Alvheimfältet, off shore Norge, (Lundin Petroleums licensandel (l.a.) 15%) var 11,2 Mboepd. Alvheimfältet har varit i produktion sedan juni 2008 och fortsätter att överträff a förväntningarna. Det utmärkta resultatet från reservoarerna har resulterat i ökade utvinningsbara bruttoreserver under 2011 till 282 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe), vilket motsvarar en 69-procentig ökning i maximal utvinning från tidpunkten då Alvheimfältets utbyggnadsplan var slutförd 2005. Fas ll av Alvheims utbyggnadsborrningar påbörjades 2010 och har slutförts. Två utbyggnadsborrningar sattes i produktion i oktober 2011. En tredje borrning sattes i produktion i januari 2012. En fas lll-utbyggnadsborrning kommer att genomföras under 2012. Utvinningskostnaden för Alvheimfältet under 2011 var cirka 5,00 USD per fat.
Nettoproduktionen från Volundfältet (l.a. 35%) uppgick till 12,0 Mboepd för året och överträff ade väsentligt förväntningarna. Produktionsstart för Volundfältet skedde i april 2010 och produktionen ökade under året till platåproduktion i takt med att utbyggnadsborrningarna med framgång slutförts. Under rapporteringsperioden översteg Volundfältets produktion sin fulla kapacitet på Alvheim FPSO:n om 8,7 Mboepd netto, då den utnyttjade ytterligare tillgänglig kapacitet. Ytterligare en utbyggnadsborrning kommer att genomföras på Volund under 2012. I oktober 2009 meddelades en ny fyndighet på strukturen Bøyla i PL340 (l.a. 15%). Bøylafältet innehåller utvinningsbara betingade bruttoresurser om 21 MMboe och kommer att byggas ut som en återkoppling under vattnet till Alvheim FPSO:n. En utbyggnadsplan för Bøylafältet kommer att lämnas in under första halvåret 2012 med förväntad produktionsstart 2014. Under första kvartalet 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Caterpillar i PL340BS som ännu en ny oljefyndighet. Caterpillar, belägen nära Bøylafältet, kommer nu sannolikt att byggas ut genom Bøylas utbyggnadsanläggning på havsbotten.
Lunofältet i PL338 (l.a. 50%) upptäcktes 2007 och har därefter utvärderats med ytterligare två borrningar.
I april 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Tellus i PL338 som en oljefyndighet. Tellusfyndigheten är en nordlig förlängning av Lunofältet. Två reservoartester genomfördes i Tellusborrningen, av vilka den första genomfördes i sprucken grundsten och var det första framgångsrika fullskaliga testet i grundsten på den norska kontinentalsockeln. Den potentiella kommersiella produktionen från sprucken grundsten är positivt för att kunna lägga till resurser från detta intervall i fyndigheten Luno South och omkringliggande område.
Luno- och Tellusfyndigheterna kommer att byggas ut som ett fält. I januari 2012 lämnades en utbyggnadsplan in för Lunofältet till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnadsplanen innefattar en koordinerad utbyggnadslösning för Lunofältet med det närliggande Draupnefältet i PL001B med Det norske oljeselskap ASA som operatör. En överenskommelse avseende en koordinerad utbyggnadslösning gjordes i mars 2012. Produktionsstart för Lunofältet förväntas ske i slutet av 2015 med en förväntad topproduktion, brutto, om cirka 90,0 Mboepd. Lunoplattformens avsedda kapacitet kommer att uppgå till mer än 120,0 Mboepd när Draupnes produktion kombineras med Lunofältets. Bruttokapitalkostnaden för utbyggnaden av Lunofältet, som inkluderar plattform, pipelines och 15 borrningar, uppskattas till 4 miljarder USD. Lunofältet uppskattas innehålla 186 MMboe av bevisade och sannolika bruttoreserver. Ett kontrakt har tilldelats Kværner ASA för ingenjörsarbete, inköp och konstruktion av jacketstrukturen för Lunoplattformen. Ett kontrakt har tilldelats Rowan Companies Inc. för en jack-up rigg som skall genomföra utbyggnadsborrningarna på Luno.
En prospekteringsborrning i PL501 (l.a. 40%) med målsättning att nå strukturen Avaldsnes genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010 och resulterade i en oljefyndighet. Efter fyndighetsborrningen uppskattades fyndigheten Avaldsnes innehålla utvinningsbara betingade bruttoresurser om 100 till 400 MMboe i licensen PL501 och att den av en förkastning kontrollerade strukturen sträckte sig västerut in i PL265 (l.a. 10%).
Under 2011 har två utvärderingsborrningar 16/3-4 och 16/2-7, båda med sidospårsborrningar, slutförts på Avaldsnes med framgång. Utvärderingsborrningarna bekräftade förlängningen av Avaldsnesfyndigheten mot sydost och söder. Båda borrningarna bekräftade utmärkt kvalitet av egenskaperna i reservoar från juraålder som ett resultat av omfattande insamling av borrkärnor och loggar. Borrningarna påträff ade oljeförande reservoar av bättre tjocklek och kvalitet än fyndighetsborrningen och den första utvärderingsborrningen testade en genomsnittlig produktionsnivå om över 5,5 Mboepd genom begränsande ventiler. I augusti 2011 off entliggjorde Statoil, operatör för PL265, fyndigheten Aldous Major South med borrningen 16/2-8 som påträff ade en oljekolonn, brutto, om 65 meter av utmärkt sandstensreservoar från juraålder. En utvärderingsborrning av Aldous Major Southfyndigheten genomfördes med framgång i oktober 2011 med borrningen 16/2-10. Som ett resultat av utvärderingsborrningarna på Avaldsnes och Aldous Major South är det nu bekräftat att de båda fyndigheterna är ett sammanhängande gigantiskt oljefält som i januari 2012 ändrade namn till Johan Sverdrupfältet. Till följd av 2011 års utvärderingsborrningsprogram har Lundin Petroleum off entliggjort ett intervall av utvinningsbara betingade bruttoresurser för fyndigheten Avaldsnes i PL501 på mellan 800 miljoner och 1,8 miljarder fat som har reviderats av Gaff ney, Cline & Associates. Statoil har på liknande sätt off entliggjort ett intervall av utvinningsbara betingade bruttoresurser i PL265 om mellan 900 miljoner och 1,5 miljarder fat olja. Johan
Sverdrupfyndigheten uppskattas därför innehålla betingade resurser om 1,7 till 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja, vilket utgör en av de största fyndigheterna på den norska kontinentalsockeln någonsin och den största sedan mitten av 1980-talet. Fyndigheten är belägen på ett vattendjup om 115 meter, reservoaren ligger på ett djup om mindre än 2 000 meter och fältet är beläget 35 km från Granefältets infrastruktur med betydande ledig kapacitet. Oljan är cirka 28 grader API och av utmärkt kvalitet.
Den tredje utvärderingsborrningen 16/5-2S i PL501 slutfördes i januari 2012. Målsättningen med borrningen var att avgränsa den södra fl anken av Avaldsnesfyndigheten. Trots att borrningen påträff ade sandstenreservoar av god kvalitet från juraålder, påträff ades reservoaren djupare än förväntat och till följd därav under kontakten mellan olja och vatten. Resultatet av denna borrning kommer sannolikt att minska de nuvarande resursuppskattningarna för den södra delen av Avaldsnesfyndigheten.
Under det tredje kvartalet 2011 slutförde Statoil som operatör även borrningen av den potentiella strukturen Aldous Major North i PL265. Borrningen påträff ade en oljekolonn i en övre reservoar från tidig juraålder som var tunnare och av mindre god kvalitet än förväntat. Ytterligare utvärderingsborrningar krävs för att bestämma huruvida Aldous Major North är kommersiell. Åtminstone tre ytterligare utvärderingsborrningar i PL501 kommer att genomföras under 2012 och Statoil kommer sannolikt att genomföra ytterligare två utvärderingsborrningar i PL265 under 2012. Utvärderingsprogrammet kommer att defi niera de utvinningsbara resurserna och bistå arbetet med strategin för utbyggnadsplanen. Fyndigheten Avaldsnes/Aldous Major South kommer att samordnas såsom ett fält och Lundin Petroleum som operatör för PL501 och Statoil som operatör för PL265 är överens om att tillsammans arbeta med utbyggnaden som högsta prioritet.
Ytterligare prospekteringsborrning kommer att ske under 2012 i södra delen av området kring Utsirahöjden med borrningen av den potentiella strukturen Luno II i PL359 (l.a. 40%), strukturen Jorvik i PL338 (l.a. 50%) och strukturen Biotitt i PL544 (l.a. 70%). Ytterligare potential har identifi erats i området där ytterligare prospekteringsborrningar kommer att fortsätta under 2013.
Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 och produktionsstart förväntas ske i slutet av det första kvartalet 2012. Gaupefältet med BG Group som operatör, har uppskattade bevisade och sannolika bruttoreserver om cirka 31 MMboe och förväntas producera 5,0 Mboepd på platånivå, netto Lundin Petroleum.
Utbyggnadsplanen för Brynhildfältet (tidigare kallat Nemo) i PL148 (l.a. 70%) godkändes av det norska olje- och energidepartementet i november 2011. Brynhildfältet innehåller bevisade och sannolika bruttoreserver om 20 MMboe och förväntas producera 12,0 Mboepd på platånivå, brutto, med förväntad produktionsstart i slutet av 2013. Utbyggnaden innefattar fyra borrningar som kopplas tillbaka till Piercefältets produktionsanläggning i den brittiska sektorn av Nordsjön där Shell är operatör. I november 2011 ökade Lundin Petroleum sin licensandel i PL148 där Brynhildfältet är beläget från 50 procent till 70 procent. I mars 2012 meddelade Lundin Petroleum att en överenskommelse gjorts med Talisman Energy avseende ett övertagande av den resterande 30-procentiga licensandelen i PL148, under förutsättning att transaktionen godkänns av de norska myndigheterna.
I januari 2011 tilldelades Lundin Petroleum tio prospekteringslicenser i licensrundan APA 2010 av vilka sex med Lundin Petroleum som operatör. I april 2011 tilldelades Lundin Petroleum, som operatör, PL609 i den 21:a norska licensrundan. PL609 (l.a. 40%) är belägen i Barents hav, öster om Statoils nya stora oljefyndighet Skrugard som uppskattas av Statoil innehålla mellan 150 till 250 MMboe. I januari 2012 tilldelades Lundin Petroleum ytterligare tio prospekteringslicenser i licensrundan APA 2011 av vilka fyra med Lundin Petroleum som operatör.
I juli 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Skalle i PL438 (l.a. 25%) som en gasfyndighet med uppskattade betingade bruttoresurser om mellan 88 och 283 miljarder kubikfot (bcf ). Skallefyndigheten är belägen cirka 25 km från det producerande gasfältet Snøhvit. Ytterligare potential av kolväten fi nns i Skalles understrukturer och i andra strukturer i PL438.
I juli 2011 avslutade Lundin Petroleum borrningen av 25/10-11 i strukturen Earb South i PL505 (l.a. 30%). Borrningen påträff ade tre separata kolväteförande sandstenssekvenser från juraålder av ringa reservoarkvalitet. Borrningen testades och olja och gas fl ödade till ytan men reservoaren var tight. Det är i nuläget inte sannolikt att fyndigheten kommer att bli kommersiell trots de höga nivåerna av kolväten.
I maj 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 30 procent i PL330 belägen i den norra delen av Norska havet.
I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2,4 Mboepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 0,7 Mboepd för året. Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin, vilken innefattar åtta nya utbyggnadsborrningar och installation av nya produktionsanläggningar, har påbörjats. Utbyggnadsborrningar för Grandvillefältet kommer att fortsätta in i 2012. Den nyligen genomförda oberoende reservrevisionen för årsslutet 2011 resulterade i uppskattade reserver om 25 MMboe, en ökning om 16 procent, som i huvudsak är hänförlig till utbyggnaden av fältet Vert La Gravelle.
Gasproduktionen, netto, för Lundin Petroleum från Nederländerna var i genomsnitt 2,0 Mboepd för året.
Tolkningen av 3D-seismik som insamlades under 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) har slutförts.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Singagasfältet (l.a. 25,9%) uppgick under året till 1,2 Mboepd. Produktionen från Singafältet påbörjades under 2010. Den nuvarande bruttoproduktionen från de två producerande borrningarna är över 30 miljoner standard kubikfot per dag (MMscfd) av gas till försäljning.
Ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 474 km har slutförts över Rangkasblocket (l.a. 51%).
Ett insamlingsprogram för 3D-seismik om 975 km2 över blocken Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under 2010. Prospekteringsborrning kommer nu att påbörjas under 2013. Vidare slutfördes ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 1 500 km på Cakalangblocket under 2011.
Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i december 2010 för South Sokangblocket (l.a. 60%). Ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 2 400 km har slutförts under 2011.
Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i mars 2011 för Guritablocket (l.a. 100%). Ett insamlingsprogram för 3D-seismik om mer än 400 km2 kommer att slutföras under 2012.
3D-seismikprogrammet som genomfördes 2009 identifi erade ett fl ertal borrbara potentiella strukturer för 2011/2012 års borrprogram. Fem prospekterings- och utvärderingsborrningar genomfördes under 2011.
Prospekteringsborrningen Tarap i block SB303 (l.a. 75%), off shore Sabah, östra Malaysia resulterade i en gasfyndighet och slutfördes i juli 2011. Borrningen påträff ade gas i samtliga fem oberoende förslutna sandstensreservoarer från Mioceneålder med vertikal bruttomängd om cirka 150 meter. Betingade bruttoresurser för Tarapfyndigheten är 171 bcf. Prospekteringsborrningen Cempulut, även den i block SB303, resulterade också i en gasfyndighet. Borrningen påträff ade ett rev från Mioceneålder med vertikal bruttomängd om 50 meter. Det fi nns en tredje fyndighet, Titik Terang, i licensområdet block SB303. Samtliga tre fyndigheter är belägna i närheten av varandra och innehåller uppskattade betingade bruttoresurser (enligt den bästa uppskattningen) om mer än 250 bcf. Lundin Petroleum utvärderar nu möjligheten för en grupputbyggnad. Det fi nns fl era alternativ för kommersialisering av gas i Sabahområdet.
Den första prospekteringsborrningen Batu Hitam-1 som genomfördes på block PM308A (l.a. 35%), off shore den Malaysiska halvön, pluggades igen och övergavs som ett torrt hål efter att den påträff at god reservoarkvalitet men med hög koncentration av koldioxid. Den andra prospekteringsborrningen på block PM308A, Janglau-1, slutfördes i november 2011 som en oljefyndighet och visade prov på ett nytt prospekteringskoncept för olja i (intra-rift) sand från Oligoceneålder. Fyndigheten kommer att kräva ytterligare utvärderingsborrningar för att avgöra om den är kommersiell.
I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307 off shore den Malaysiska halvön. Ett insamlingsprogram för 3D-seismik om 2 100 km2 slutfördes under 2011. I januari 2012 slutfördes med framgång utvärderingsborrningen Bertam-2 som bevisade förlängningen och kvaliteten av den oljeförande sandstensreservoaren K10. Bertam är sannolikt ett kommersiellt oljefält och studier pågår för att undersöka potentiella utbyggnadskoncept.
Ytterligare fem prospekteringsborrningar och/eller utvärderingsborrningar kommer att genomföras i Malaysia under 2012, off shore Sabah och off shore den Malaysiska halvön. Borrningarna förväntas att påbörjas i mitten av 2012.
Nettoproduktionen från Ryssland till Lundin Petroleum för året var 3,1 Mboepd.
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes 2008 en betydande oljefyndighet på Morskayafältet. Fyndigheten anses som strategisk, av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar, på grund av att den är belägen off shore. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent innan utvärdering och utbyggnad sker. Under 2010 insamlades 103 km2 av ny 3D-seismik över Laganskyblocket och som ett resultat har nya prospekteringsstrukturer identifi erats i Laganskyblocket.
Nettoproduktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) till Lundin Petroleum var 0,7 Mboepd för året.
Prospekteringsborrningarna Mindou Marine-1 i block Marine XI (l.a. 18,75%) och Makouala Marine-1 i block Marine XIV (l.a. 21,55%) slutfördes under det fj ärde kvartalet 2011. Båda borrningarna pluggades igen och övergavs som torra hål. Alla borråtaganden har uppfyllts på de två blocken och inga ytterligare prospekteringsborrningar är planerade för 2012.
Resultatet för räkenskapsåret 2011, från den kvarvarande verksamheten, uppgick till 155,2 MUSD (129,5 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 160,1 MUSD (142,9 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,51 USD (0,46 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 1 012,1 MUSD (603,5 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 3,25 USD (1,93 USD). Operativt kassafl öde för rapporteringsperioden uppgick till 676,2 MUSD (573,4 MUSD), motsvarande operativt kassafl öde per aktie, efter full utspädning, om 2,17 USD (1,84 USD).
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 1 257,7 MUSD (785,2 MUSD) och beskrivs i not 1. Sålda volymer var 14 procent högre under rapporteringsperioden och erhållet pris på olja var 40 procent högre än för jämförelseperioden vilket medförde att olje- och gasintäkterna var 60 procent högre än för jämförelseperioden. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 101,04 USD (71,92 USD) och framgår av nedanstående uppställning. Premien över Dated Brent på norsk råolja såld under rapporteringsperioden uppgick i genomsnitt till 3,87 USD per fat. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden uppgick till 111,26 USD (79,50 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Försäljning Genomsnittspris per boe i USD |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Norge | ||
| – Kvantitet i Mboe | 8 843,2 | 6 712,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 109,57 | 77,93 |
| Frankrike | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 155,5 | 1 168,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 110,59 | 79,35 |
| Nederländerna | ||
| – Kvantitet i Mboe | 725,0 | 756,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 60,74 | 44,37 |
| Indonesien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 387,7 | 607,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,43 | 65,31 |
| Ryssland | ||
| – Kvantitet i Mboe | 1 138,4 | 1 290,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 69,85 | 51,65 |
| Tunisien | ||
| – Kvantitet i Mboe | 198,2 | 382,6 |
| – Genomsnittspris per boe | 125,12 | 77,15 |
| Summa från kvarvarande verksamhet | ||
| – Kvantitet i Mboe | 12 448,0 | 10 917,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 101,04 | 71,92 |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | ||
| – Kvantitet i Mboe | – | 814,4 |
| – Genomsnittspris per boe | – | 76,82 |
| Summa | ||
| – Kvantitet i Mboe | 12 448,0 | 11 731,9 |
| – Genomsnittspris per boe | 101,04 | 72,26 |
Försäljningen i Indonesien innehåller bidragen från Salawatitillgångarna för helåret 2010.
Sålda volymer kan avvika från antalet producerade fat under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och pipeline. Permanenta skillnader kan uppkomma som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av eff ekterna av produktionsdelningskontrakt.
För olja som produceras i Tunisien sker avlastning endast när Ikdam FPSO:n är nästan full. En lastning från Oudna gjordes i april 2011 och det var den enda lastningen under 2011.
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 37 procent (40 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 109,92 USD per fat (76,17 USD per fat) och återstående 63 procent (60 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 46,45 USD per fat (34,98 USD per fat).
Övriga rörelseintäkter uppgick till 11,8 MUSD (13,4 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 5,8 MUSD (– MUSD) av intäkter hänförliga till en kompensation avseende justering för kvalitetsskillnader från Viljefältets ägare till Alvheim- och Volundfältets ägare. Alla tre fälten producerar till Alvheim FPSO-fartyget och oljan blandas för att producera Alvheimolja (Alvheim crude blend), vilken sedan säljs. För jämförelseperioden uppgick denna justering till 3,2 MUSD och nettoredovisades mot produktionskostnaderna. I övriga rörelseintäkter ingår även tariffi ntäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike. Jämförelseperioden innehåller övriga rörelseintäkter om 9,3 MUSD avseende Etrions solenergiverksamhet.
Produktionskostnaderna uppgick för rapporteringsperioden till 193,1 MUSD (157,1 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.
| Produktionskostnader och avskrivningar i USD per boe |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 8,43 | 8,63 |
| Tariff - och transportkostnader | 1,88 | 1,57 |
| Royalty och direkta skatter | 4,31 | 3,74 |
| Förändringar i lager, över- /underuttag | 1,08 | -0,31 |
| Övrigt | 0,18 | 0,38 |
| Totala produktionskostnader | 15,88 | 14,01 |
| Avskrivningar | 13,59 | 12,85 |
| Total kostnad per boe | 29,47 | 26,86 |
Utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 102,5 MUSD, jämfört med 97,2 MUSD samma period föregående år. Rapporteringsperioden innehåller kostnader för Volundfältet, Norge, och Singafältet, Indonesien, för en hel tolvmånadersperiod och Volund- och Singafälten bidrog endast delvis med kostnader under jämförelseperioden eftersom produktionen påbörjades under det andra kvartalet 2010. Dessutom innehåller rapporteringsperioden vissa engångskostnader, vilka har att göra med ett icke-planerat driftstopp av Alvheim FPSO-fartyget under det andra kvartalet 2011 och utgifter, vilka har att göra med FPSO-fartyget som används på Oudnafältet. Ökningarna kompenseras till viss del till följd av försäljningen av Salawatitillgångarna, Indonesien, i december 2010. De totala utvinningskostnaderna per fat för rapporteringsperioden uppgick till 8,43 USD per fat, vilket var lägre än den initiala prognosen för 2011 om 8,60 USD per fat.
Tariff - och transportkostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 22,9 MUSD i förhållande till 17,4 MUSD för jämförelseperioden. Ökningen beror främst på bidraget av produktionsvolymer från Volundfältet, Norge som betalar en tariff till Alveimfältets ägare och påbörjade produktion i april 2010. 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 netto, 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 21,21 USD (13,83 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 57,52 USD (37,59 USD) per fat för rapporteringsperioden. Royalty och direkta skatter har ökat i förhållande till föregående år, vilket är en följd av prisökningen på råolja som påverkar kostnaden för MRET och exportskatt.
Det fi nns såväl permanenta skillnader som tidsskillnader, vilka får till följd att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Förändringar i kolvätelager och under- eller överuttag är ett resultat av tidsskillnader, vilka har kostnadsförts till ett belopp av 13,1 MUSD (-3,4 MUSD) netto under rapporteringsperioden. De norska fälten, Alvheim och Volund, gick från en position med underuttag netto vid starten av 2011 till överuttag netto per den 31 december 2011, vilket medförde en ökning av produktionskostnaderna med 18,4 MUSD för rapporteringsperioden. Denna kostnad kompenserades delvis av en ökning i kolvätelager från Oudna fältet på Ikdam FPSO:n, Tunisien, vilket medförde en kreditering av produktionskostnaderna för rapporteringsperioden.
Avskrivningar uppgick till 165,1 MUSD (145,3 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 3. Den huvudsakliga ökningen i förhållande till jämförelseperioden avser Norge där avskrivningarna har ökat med 28 procent, i linje med produktionsökningen. Norge bidrog till ungefär 80 procent av de totala kostnaderna för avskrivningar för rapporteringsperioden, motsvarande en kostnad per fat om 15,34 USD, och det ökar den totala kostnadsnivån i förhållande till jämförelseperioden.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 140,0 MUSD (127,5 MUSD) och beskrivs i not 4. Kostnader för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs dessa direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga aktiverade prospekteringskostnader omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.
Under 2011 kostnadsförde Lundin Petroleum prospekteringskostnader om 74,1 MUSD (94,5 MUSD) hänförliga till Norge. I det tredje kvartalet 2011 kostnadsfördes utgifter om 52,2 MUSD hänförliga till Earb Southborrningen i PL505. Övriga prospekteringskostnader i Norge är hänförliga till aktiverade utgifter som kostnadsförts till följd av teknisk översyn och inkluderar licensåterlämnanden.
Under det tredje kvartalet 2011 pluggades Batu Hitamprospekteringsborrningen på block PM308A igen och övergavs som ett torrt hål. Utgifterna hänförliga till borrningen kostnadsfördes i det tredje kvartalet och uppgick till 11,0 MUSD
Under det fj ärde kvartalet 2011 kostnadsfördes borrningskostnaderna och tillhörande aktiverad licenskostnad om 51,3 MUSD till följd av två ej framgångsrika borrningar i Kongo (Brazzaville).
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 67,0 MUSD (41,0 MUSD), av vilka 44,9 MUSD (10,3 MUSD) utgör icke-kassafl ödespåverkande kostnader som är hänförliga till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP). Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 11,7 MUSD hänförligt till Etrion.
Kostnaden ökade under rapporteringsperioden främst beroende på en ökning i avsättningen för LTIP till följd av en högre aktiekurs på Lundin Petroleumaktien på balansdagen. Värdet av LTIP tilldelningen, baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen, fördelas över den intjänade delen av samtliga utestående LTIP. Kostnaden i resultaträkningen inkluderar omvärderingen av avsättningen, vilken är hänförlig till tidigare rapporteringsperioder. Lundin Petroleum har kompenserat exponeringen avseende LTIP genom att förvärva 6 882 638 av egna aktier. För ytterligare information se not 35.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 46,5 MUSD (21,0 MUSD) och beskrivs i not 6.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 4,1 MUSD (3,4 MUSD). Ränteintäkter för rapporteringsperioden innehåller ett belopp om 1,5 MUSD hänförligt till ett lån till förmån för Etrion Corporation, vilket inte längre eliminerats i konsolideringen, till följd av utdelningen av aktierna i Etrion i november 2010. Lånet till Etrion återbetalades under det andra kvartalet 2011. I jämförelseperioden ingår ränteintäkter om 0,6 MUSD avseende en skatteåterbetalning.
Valutakursvinster för rapporteringsperioden uppgick till 8,9 MUSD (13,4 MUSD). US dollarn förstärktes gentemot Euron och den norska kronan under rapporteringsperioden, vilket medförde valutakursvinster på de koncerninterna lånemellanhavanden och på saldon som utgör rörelsekapital.
I mars 2011 konverterade Lundin Petroleum 13,0 MUSD av den konvertibla lånefordran på Africa Oil Corporation (AOC), om 23,8 MUSD till 14 miljoner aktier i AOC till ett pris om 0,90 kanadensiska dollar (CAD) per aktie. Aktierna såldes därefter på den öppna marknaden för 2,00 CAD per aktie, vilket innebar en realiserad vinst om 15,6 MUSD. I april 2011 konverterades det resterande lånet till 11,85 miljoner aktier till en kurs om 0,90 CAD per aktie och aktierna såldes på den öppna marknaden till ett pris om 2,10 CAD per aktie, vilket innebar en ytterligare vinst om 14,3 MUSD.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 21,0 MUSD (33,5 MUSD) och beskrivs i not 7.
Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 5,4 MUSD (10,0 MUSD). Jämförelseperioden innehåller räntekostnader om 3,6 MUSD avseende Etrions lånefacilitet.
I januari 2008 ingick koncernen ett räntesäkringskontrakt 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. 7,0 MUSD (7,0 MUSD) har kostnadsförts avseende betalningar under dessa räntesäkringskontrakt under 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. 4,5 MUSD (4,0 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under rapporteringsperioden.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 574,4 MUSD (251,9 MUSD) och beskrivs i not 8.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 400,2 MUSD (68,2 MUSD) av vilken 365,6 MUSD (36,1 MUSD) är hänförlig till Norge. Ökningen av den aktuella skattekostnaden i Norge i förhållande till jämförelseperioden beror till största delen på utnyttjande av skattemässiga underskott under 2010, samt högre produktion och högre pris på olja 2011.
Den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 174,2 MUSD (183,7 MUSD) och uppkommer främst när skattemässiga underskott har nettoredovisats mot den aktuella skattekostnaden och då det fi nns en skillnad mellan redovisningsmässiga och skattemässiga avskrivningar. 166,2 MUSD (183,3 MUSD) av den uppskjutna skattekostnaden är hänförlig till Norge.
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 uppgick till 79 procent. Denna eff ektiva skattesats är beräknad 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 78 procent, vilken reduceras av det för skatteändamål ökade avdraget för utbyggnadsutgifter. Den eff ektiva skattesatsen har ökat beroende på ett fl ertal icke-skattepåverkande poster under rapporteringsperioden, vilka innehåller prospekteringskostnader för Kongo (Brazzaville) och Malaysia, vissa administrationskostnader och vissa fi nansiella poster. Den operationella eff ektiva skattesatsen skulle uppgå till 69 procent för rapporteringsperioden om prospekteringskostnaderna i Kongo (Brazzaville) och Malaysia exkluderades.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande uppgick för rapporteringsperioden till -4,9 MUSD (-13,4 MUSD) och är främst hänförligt till innehavare utan bestämmande infl ytandes andel i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat.
Resultat från avyttrad verksamhet uppgick för rapporteringsperioden till – MUSD (369,0 MUSD). Jämförelseperiodens belopp är hänförligt till resultatet för verksamheten i Storbritannien per den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten. För ytterligare information hänvisas till not 9.
Olje- och gastillgångar uppgick till 2 329,3 MUSD (1 999,0 MUSD) och fi nns beskrivna i not 10.
Utbyggnads- och prospekteringskostnader för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter i MUSD |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Norge | 186,8 | 106,3 |
| Frankrike | 30,9 | 13,2 |
| Nederländerna | 4,1 | 4,5 |
| Indonesien | 6,4 | 10,2 |
| Ryssland | 4,2 | 6,6 |
| Utbyggnadsutgifter från kvarvarande verksamhet |
232,4 | 140,8 |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 17,1 |
| Utbyggnadsutgifter | 232,4 | 157,9 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 186,8 MUSD redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst på Gaupefältets utbyggnad och fas ll-borrningen på Alvheimfältet. 106,3 MUSD har förbrukats på utbyggnadsprojekt i Norge under jämförelseperioden, främst på Volundfältets utbyggnad och Alvheimfältets borrning.
| Prospekteringsutgifter | ||
|---|---|---|
| i MUSD | 2011 | 2010 |
| Norge | 288,6 | 160,8 |
| Frankrike | 1,7 | 1,0 |
| Indonesien | 16,4 | 13,5 |
| Ryssland | 10,0 | 18,3 |
| Malaysia | 98,7 | 10,6 |
| Kongo (Brazzaville) | 19,0 | 2,5 |
| Vietnam | 0,4 | 15,3 |
| Övriga | 2,7 | 4,4 |
| Prospekteringsutgifter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 437,5 | 226,4 |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 0,2 |
| Prospekteringsutgifter | 437,5 | 226,6 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 288,6 MUSD, redovisats i Norge, vilket avser prospekteringsutgifter huvudsakligen på Tellusfyndigheten i PL338, Caterpillarfyndigheten i PL340, Earb Southborrningen i PL505, Skalleborrningen i PL438 och Johan Sverdruputvärderingsborrningarna (Avaldsnes/Aldous Major South tillsammans) i PL501 och PL265. 98,7 MUSD har redovisats i Malaysia huvudsakligen avseende borrning och test av Tarap och Cempulutborrningarna på block SB303, Batu Hitam- och Janglauborrningarna på block PM308A och Bertam utvärderingsborrningen på block PM307. Två borrningar gjordes i Kongo (Brazzaville) i det fj ärde kvartalet 2011.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 16,1 MUSD (15,3 MUSD) och avser kontorsutrustning och fast egendom och beskrivs i not 11.
Andra aktier och andelar uppgick till 17,8 MUSD (68,6 MUSD) och är främst hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde. Långfristiga fordringar uppgick till – MUSD (23,8 MUSD) till följd av konverteringen av det konvertibla lånet till förmån för Africa Oil Corporation om 23,8 MUSD och den påföljande försäljning av aktierna. Övriga fi nansiella tillgångar uppgick till 13,5 MUSD (22,5 MUSD) se not 15 och innehåller Etrion Corporation obligationer om 9,6 MUSD (– MUSD), vilka innehas av Lundin Petroleum. Övriga fi nansiella tillgångar innehåller för jämförelseperioden 16,5 MUSD av återvinningsbar moms betald för kostnader i Ryssland, av vilken 14,2 MUSD erhölls under rapporteringsperioden och den utestående fordran har omklassifi erats till omsättningstillgångar per den 31 december 2011.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 15,3 MUSD (15,1 MUSD) och avser huvudsakligen icke-utnyttjade skattemässiga underskott i Nederländerna.
Kundfordringar uppgick till 145,0 MUSD (94,2 MUSD). Ett högre antal lastningar utfördes i december 2011 och högre pris på olja har medfört högre värde på kundfordringarna per den 31 december 2011.
De kortfristiga lånefordringarna uppgick till – MUSD (74,5 MUSD) till följd av återbetalningen av lånet till Etrion under det andra kvartalet 2011.
Övriga fordringar uppgick till 23,1 MUSD (19,8 MUSD), se not 19 och innehöll ett belopp om 11,2 MUSD (– MUSD) för innehav av en andel i PL148 Brynhild, Norge under villkoren i ett optionsavtal. Under det första kvartalet 2012 utnyttjade säljaren sin option att avyttra 30 procent av licensandelen till Lundin Petroleum och beloppet kommer att föras över till olje- och gastillgångar i det första kvartalet 2012, under förutsättning att transaktionen fullföljs.
Likvida medel uppgick till 73,6 MUSD (48,7 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Långfristiga skulder uppgick till 1 216,8 MUSD (1 240,3 MUSD).
Avsättning för återställningskostnader uppgick till 119,3 MUSD (93,8 MUSD), se not 22 och är hänförliga till framtida återställningsåtaganden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på en förändring i uppskattningarna av återställningskostnaderna per den 31 december 2011 och inkluderandet av återställningsåtagandena hänförliga till Gaupeutbyggnaden.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 803,5 MUSD (650,7 MUSD) och är hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med International Financial Reporting Standards (IFRS) har uppskjutna skattefordringar nettoredovisats mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Övriga avsättningar uppgick till 63,7 MUSD (17,8 MUSD) och beskrivs i not 24. Den långfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 58,1 MUSD (12,8 MUSD).
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 207,0 MUSD (458,8 MUSD) och är hänförliga till utestående lån inom koncernens 850 MUSD revolverande kreditfacilitet.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 21,8 MUSD (17,8 MUSD) och utgör främst förskottsfi nansiering gjord av en enhet utan bestämmande infl ytande till förmån för LLC PetroResurs, Ryssland.
Kortfristiga skulder uppgick till 402,8 MUSD (191,0 MUSD).
Skatteskulder uppgick till 240,1 MUSD (39,7 MUSD), av vilka 223,0 MUSD (20,9 MUSD) är hänförliga till Norge.
Skulder gentemot joint venture partners uppgick till 88,4 MUSD (100,9 MUSD) och är hänförliga till pågående verksamhetsrelaterade kostnader.
Övriga skulder uppgick till 29,1 MUSD (13,4 MUSD) och innehöll en skuld till Noreco om 11,0 MUSD (– MUSD), vilken är hänförlig till Lundin Petroleums förvärv av Norecos 20-procentiga licensandel i PL148 Brynhild, Norge.
Den kortfristiga delen av avsättningen till Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 12,2 MUSD (6,0 MUSD).
Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 10 maj 2012.
Styrelsens har för avsikt att föreslå att årsstämman 2012 godkänner en ersättningspolicy 2012 som följer samma principer som tillämpades 2011 och som består av liknande komponenter för ersättning till den verkställande ledningen som 2011 års ersättningspolicy, d.v.s. grundlön, årlig rörlig lön, långfristigt incitamentsprogram (LTIP) och andra förmåner. Ett LTIP för den verkställande ledningen som innefattade utställande av syntetiska optioner godkändes av 2009 års årsstämma. Inget nytt LTIP kommer att ingå i styrelsens förslag för 2012 avseende den verkställande ledningen. 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 2011 hänvisas till sidorna 50–51 av bolagsstyrningsrapporten. Ersättning till styrelsen och verkställande ledning beskrivs i not 34 av de fi nansiella rapporterna.
För årsstämmans beslut om nyemission av aktier se sidan 58, 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 58.
Styrelsen föreslår att moderbolagets fria egna kapital om 6 305 492 TSEK, inklusive årets resultat om -182 399 TSEK överförs i ny räkning.
Vid årsstämman den 5 maj 2011 valdes Kristin Færøvik till styrelseledamot i Lundin Petroleum. Samtliga nuvarande styrelseledamöter kommer att föreslås för omval vid 2012 års årsstämma förutom Dambisa F. Moyo som har avböjt omval.
Resultatet för koncernens verksamhet samt dess fi nansiella ställning vid räkenskapsårets utgång framgår av efterföljande resultaträkning, rapport över totalresultat, balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter, vilka har presenterats i US Dollar.
Moderbolagets resultat- och balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter presenterade i svenska kronor fi nns på sidorna 96–101.
Lundin Petroleum har gett ut en bolagsstyrningsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Bolagsstyrningsrapporten återfi nns på sidorna 40–56.
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TUSD | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | |||
| Rörelsens intäkter | |||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 1 257 691 | 785 162 |
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 11 824 | 13 437 |
| 1 269 515 | 798 599 | ||
| Rörelsens kostnader | |||
| Produktionskostnader | 2 | -193 104 | -157 065 |
| Avskrivningar | 3 | -165 138 | -145 316 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -140 027 | -127 534 |
| Bruttoresultat | 771 246 | 368 684 | |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | 5 | – | 66 126 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella | |||
| anläggningstillgångar | -67 022 | -40 960 | |
| Rörelseresultat | 1 | 704 224 | 393 850 |
| Resultat från fi nansiella investeringar | |||
| Finansiella intäkter | 6 | 46 455 | 20 956 |
| Finansiella kostnader | 7 | -21 022 | -33 463 |
| 25 433 | -12 507 | ||
| Resultat före skatt | 729 657 | 381 343 | |
| Inkomstskatt | 8 | -574 413 | -251 865 |
| Årets resultat från kvarvarande verksamhet | 155 244 | 129 478 | |
| Avyttrad verksamhet | |||
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | 9 | – | 368 992 |
| Årets resultat | 155 244 | 498 470 | |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 160 137 | 142 883 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | 368 992 | |
| 160 137 | 511 875 | ||
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande: | |||
| Från kvarvarande verksamhet | -4 893 | -13 405 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | – | |
| -4 893 | -13 405 | ||
| Årets resultat | 155 244 | 498 470 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,51 | 0,46 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | 1,18 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | 30 | 0,51 | 1,64 |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD 1 | |||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,51 | 0,46 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | 1,18 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD 1 | 30 | 0,51 | 1,64 |
Beräknat på årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TUSD | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Årets resultat | 155 244 | 498 470 | |
| Övrigt totalresultat | |||
| Valutaomräkningsdiff erens | -37 525 | -43 972 | |
| Kassafl ödessäkring | 6 971 | -378 | |
| Investeringar som kan säljas | -50 210 | 53 128 | |
| Skatt på övrigt totalresultat | 8 | -1 743 | -1 771 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -82 507 | 7 007 | |
| Totalresultat | 72 737 | 505 477 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 80 466 | 510 165 | |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | -7 729 | -4 688 | |
| 72 737 | 505 477 |
PER DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TUSD | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 10 | 2 329 270 | 1 998 971 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 11 | 16 084 | 15 271 |
| Övriga aktier och andelar | 13 | 17 775 | 68 613 |
| Långfristiga fordringar | – | 23 791 | |
| Uppskjutna skattefordringar | 8 | 15 345 | 15 066 |
| Övriga fi nansiella tillgångar Summa anläggningstillgångar |
15 | 13 466 2 391 940 |
22 474 2 144 186 |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 16 | 31 589 | 20 039 |
| Kundfordringar | 17 | 144 954 | 94 190 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 18 | 4 522 | 6 351 |
| Kortfristiga fordringar | – | 74 527 | |
| Fordringar på joint venture | 20 252 | 21 389 | |
| Övriga fordringar | 19 | 23 090 | 19 751 |
| Likvida medel | 20 | 73 597 | 48 703 |
| Summa omsättningstillgångar | 298 004 | 284 950 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 689 944 | 2 429 136 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Aktiekapital | 463 | 463 | |
| Övrigt tillskjutet kapital | 483 565 | 483 565 | |
| Övriga reserver | 21 | -145 806 | -66 135 |
| Balanserad vinst/förlust | 502 523 | -9 352 | |
| Årets resultat | 160 137 | 511 875 | |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 000 882 | 920 416 | |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | 69 424 | 77 365 | |
| Summa eget kapital | 1 070 306 | 997 781 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättning för återställningskostnader | 22 | 119 341 | 93 766 |
| Pensionsavsättning | 23 | 1 460 | 1 421 |
| Avsättning för uppskjuten skatt | 8 | 803 493 | 650 695 |
| Övriga avsättningar | 24 | 63 699 | 17 790 |
| Banklån | 25 | 207 000 | 458 835 |
| Övriga långfristiga skulder | 21 830 | 17 836 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 216 823 | 1 240 343 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 16 546 | 16 031 | |
| Skatteskulder | 8 | 240 052 | 39 679 |
| Derivatinstrument | 14 | 168 | 6 866 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 26 | 16 227 | 7 667 |
| Kortfristiga skulder | 25 | – | 450 |
| Skulder till joint venture | 88 417 | 100 931 | |
| Övriga skulder | 27 | 29 190 | 13 373 |
| Avsättningar | 24 | 12 215 | 6 015 |
| Summa kortfristiga skulder | 402 815 | 191 012 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 689 944 | 2 429 136 | |
| Ställda säkerheter | 28 | 519 624 | 459 220 |
| Ansvarsförbindelser | 29 | – | – |
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TUSD | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Kassafl öde från verksamheten | |||
| Årets resultat | 155 244 | 498 470 | |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | – | -424 196 | |
| Justeringar för ej kassafl ödespåverkande poster | 31 | 915 174 | 575 955 |
| Erhållen ränta | 1 457 | 589 | |
| Betald ränta | -1 597 | -2 937 | |
| Betald skatt | -183 870 | -25 029 | |
| Förändringar i rörelsekapital: | |||
| Förändring i lager | -11 550 | 2 611 | |
| Förändring i underuttag | 11 601 | -12 068 | |
| Förändring i fordringar | 36 605 | 52 885 | |
| Förändring i överuttag | 5 909 | 712 | |
| Förändring i skulder | -32 037 | -109 874 | |
| Summa kassafl öde från verksamheten | 896 936 | 557 118 | |
| Kassafl öde från investeringar | |||
| Investering i dotterbolag | – | -22 553 | |
| Investering i intressebolag | – | 235 | |
| Försäljning av övriga aktier och andelar | 53 938 | 446 | |
| Förändring i övriga fi nansiella anläggningstillgångar Övriga betalningar |
1 908 -1 168 |
39 -3 085 |
|
| Avyttringar | – | -65 808 | |
| Investering i immateriella tillgångar | – | -200 | |
| Investering i olje- och gastillgångar | -670 032 | -348 819 | |
| Investering i solenergitillgångar | – | -21 210 | |
| Investering i kontorsinventarier samt övriga anläggningstillgångar | -3 786 | -4 853 | |
| Summa kassafl öde från investeringar | -619 140 | -465 808 | |
| Kassafl öde från fi nansiering | |||
| Utställda lån 1 | – | -75 324 | |
| Upptagna lån | 175 000 | 369 308 | |
| Återbetalning av lån | -427 238 | -418 917 | |
| Betalda fi nansieringskostnader | – | -51 | |
| Köp av egna aktier | – | -10 712 | |
| Betalning vid nyemission i dotterbolag | – | 15 191 | |
| Utdelning till innehavare utan bestämmande infl ytande | -212 | – | |
| Summa kassfl öde från fi nansiering | -252 450 | -120 505 | |
| Förändring av likvida medel | 25 346 | -29 195 | |
| Likvida medel vid årets början | 48 703 | 77 338 | |
| Valutakursdiff erenser i likvida medel | -452 | 560 | |
| Likvida medel vid årets slut Kassafl öde från verksamheten |
73 597 | 48 703 | |
| Från kvarvarande verksamhet | 896 936 | 880 394 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | -323 276 | |
| 896 936 | 557 118 | ||
| Kassafl öde från investeringar | |||
| Från kvarvarande verksamhet | -619 140 | -423 422 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | -42 386 | |
| -619 140 | -465 808 | ||
| Kassafl öde från fi nansiering | |||
| Från kvarvarande verksamhet | -252 450 | -120 505 | |
| Från avyttrad verksamhet | – | – | |
| -252 450 | -120 505 | ||
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.
| Summa 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 2010 | 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 övrigt 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 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 511 875 | -511 875 | – | – |
| Årets resultat | – | – | – | – | 160 137 | -4 893 | 155 244 |
| Valutaomräkningsdiff erens | – | – | -34 689 | – | – | -2 836 | -37 525 |
| Kassafl ödessäkring | – | – | 6 971 | – | – | – | 6 971 |
| Investeringar som kan säljas | – | – | -50 210 | – | – | – | -50 210 |
| Skatt på totalresultat | – | – | -1 743 | – | – | – | -1 743 |
| Totalresultat | – | – | -79 671 | – | 160 137 | -7 729 | 72 737 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelning | – | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Balans per den 31 december 2011 | 463 | 483 565 | -145 806 | 502 523 | 160 137 | 69 424 | 1 070 306 |
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2011 uppgick till 3 179 106 SEK vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK. Motsvarande belopp i USD av det registrerade aktiekapitalet är 463 TUSD. I antalet aktier per den 31 december 2011 ingår 6 882 638 aktier som Lundin Petroleum AB innehar i eget namn.
Övriga reserver beskrivs i detalj i not 21.
Lundin Petroleums huvudsakliga verksamhet är prospektering efter, utbyggnad av samt produktion av olja och gas. Lundin Petroleum innehar en portfölj av producerande olje- och gastillgångar och utbyggnadsprojekt i ett antal länder med 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.
Lundin Petroleum AB:s huvudkontor är beläget på Hovslagargatan 5, Stockholm, Sverige.
Lundin Petroleums årsredovisning 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 96.
Att upprätta fi nansiella rapporter i överensstämmelse med IFRS kräver användning av vissa kritiska redovisningsmässiga uppskattningar och kräver även att ledningen gör vissa bedömningar vid tillämpningen av koncernens redovisningsprinciper. De områden som innefattar en hög grad av bedömning, som är komplexa eller sådana områden där antaganden och uppskattningar är av väsentlig betydelse för koncernredovisningen anges under rubriken "Kritiska redovisningsuppskattningar och bedömningar".
Lundin Petroleums koncernredovisning har upprättats i enlighet med anskaff ningsvärdemetoden förutom vad beträff ar omvärderingen av fi nansiella tillgångar som kan säljas och fi nansiella tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde via resultaträkningen.
Det har inte publicerats några nya och reviderade standarder eller tolkningar, som är relevanta för koncernen och som har en väsentlig påverkan på koncernens fi nansiella rapporter för räkenskapsåret 2011.
Följande nya standarder, vilka gäller fr.o.m. den 1 januari 2013, är ännu inte godkända av EU och är inte obligatoriska för 2011 års fi nansiella rapporter och har inte tillämpats i förtid. Dessa standarder kan leda till väsentliga förändringar i industripraxis vad gäller redovisning. Noggranna överväganden kommer att behöva göras för att bedöma den verkliga eff ekten av förändringar i redovisningssystem och processer beroende på dessa ändringar.
IFRS 9, "Finansiella instrument" Standarden är utgiven som del i ett vidare projekt att ersätta IAS 39 och bibehåller men förenklar modellen och upprättar två primära värderingskategorier för fi nansiella tillgångar: upplupet anskaff ningsvärde och verkligt värde.
IFRS 10, "Koncernredovisning" Syftet med standarden är att fastställa principer för presentation och upprättande av koncernredovisningen då ett företag kontrollerar ett eller fl era andra företag. Standarden defi nierar begreppet kontroll och fastställer kontroll som grund för konsolidering. Inom olje- och gasindustrin är det vanligt att en av parterna utses till operatör av ett "joint arrangement", till vilken viss beslutanderätt kan delegeras. Noggranna övervägande kommer att behöva göras för att bestämma huruvida en operatör har kontroll över ett "joint arrangement" eller inte för att bedöma eff ekten.
IFRS 11, "Joint arrangements" Standarden fokuserar på rättigheter och skyldigheter snarare än på den juridiska formen av ett arrangemang. Det fi nns två typer av "joint arrangements": "joint operations" och "joint ventures". En "joint operation" uppkommer då en "joint operator" har direkt rätt till tillgångarna och åtagande för skulderna i ett "joint arrangement" och följaktligen redovisar sin andel i tillgångar, skulder, intäkter och kostnader. Ett "joint venture" uppkommer då en "joint operator" har rätt till nettotillgångarna i ett "joint arrangement" och följaktligen redovisar sin andel enligt kapitalandelsmetoden. Klyvningsmetoden är inte längre tillåten. Joint arrangements har alltid varit, och fortsätter att vara en vanlig struktur i olje- och gasindustrin.
IFRS 12, "Upplysning av intressen i andra företag" Standarden introducerar fl era nya och utvidgade upplysningskrav. Dessa kommer att kräva upplysning av väsentliga bedömningar och uppskattningar som management har gjort för att bedöma huruvida det föreligger "joint control" och om det är ett "joint venture" eller en "joint operation".
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 dotterbolag som koncernen utövar kontroll över att konsolideras in i Lundin Petroleums resultat. Gemensamt bestämmande infl ytande existerar när koncernen inte har beslutanderätten att avgöra strategiska, operationella, investerings- och fi nansiella riktlinjer av ett delvist ägt bolag utan samverkan med andra. När detta är fallet kan bolaget konsolideras proportionellt.
Olje- och gasverksamhet bedrivs av koncernen, i joint ventures som saknar registrerad bolagsform, via licenser vilka innehas gemensamt med andra bolag. Koncernens fi nansiella rapporter refl ekterar koncernens relevanta andel av produktion, kapitalkostnader, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i joint venturebolaget.
En investering i ett intresseföretag är en investering i ett bolag där koncernen har ett betydande men inte bestämmande infl ytande, allmänt åtföljt av ett aktieinnehav om minst 20 procent men högst 50 procent av rösterna. Sådana innehav redovisas enligt kapitalandelsmetoden och har initialt redovisats till 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 övrigt totalresultat 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 bokas den ackumulerade förlusten bort från det egna kapitalet och en nedskrivning redovisas 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.
Poster som ingår i de fi nansiella rapporterna för de olika bolagen i koncernen är värderade i den valuta som används i den ekonomiska miljö där respektive bolag huvudsakligen är verksamt (funktionell valuta). Koncernens fi nansiella rapporter presenteras i US dollar, vilket är valutan koncernen valt till 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.
Monetära tillgångar och skulder noterade i utländska valutor omräknas till balansdagens kurs och valutakursdiff erenser redovisas i resultaträkningen. Transaktioner i utländska valutor omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdiff erenser redovisas som fi nansiella intäkter/kostnader i resultaträkningen förutom 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 dotterbolagen omräknas till balansdagens kurs medan resultaträkningarna omräknas till genomsnittskurs för året förutom där det ansetts mer relevant att använda transaktionsdagens kurs. Omräkningsdiff erenser som uppstår redovisas direkt i valutaomräkningsreserven i övrigt totalresultat. Vid avyttring av en utlandsverksamhet redovisas sådana omräkningsdiff erenser i resultaträkningen som resultat från försäljningar. Omräkningsdiff erenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för fi nansiering av prospekteringsarbeten, redovisas direkt i övrigt totalresultat.
Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| 2011 Genomsnitts kurs |
2011 Balansdags kurs |
2010 Genomsnitts kurs |
2010 Balansdags kurs |
|
|---|---|---|---|---|
| 1 USD motsvarar NOK | 5,5998 | 5,9927 | 6,0345 | 5,8564 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,7185 | 0,7729 | 0,7537 | 0,7484 |
| 1 USD motsvarar Rubel | 29,3738 | 32,2784 | 30,3570 | 30,5493 |
| 1 USD motsvarar SEK | 6,4867 | 6,8877 | 7,1954 | 6,7097 |
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består av belopp som förväntas att återvinnas eller betalas mer än tolv månader efter balansdagen. Kortfristiga tillgångar och kortfristiga skulder består enbart av belopp som förväntas återvinnas eller betalas inom tolv månader efter balansdagen.
Olje- och gastillgångar redovisas till historisk kostnad minus avskrivning. Alla kostnader för 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 geologisk och teknisk data, med skälig tillförlitlighet kan uppskattas vara kommersiellt utvinningsbara från och med ett givet datum, från kända reservoarer under rådande ekonomiska villkor, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Om deterministiska metoder tillämpas anses termen tillförlitlighet uttrycka en hög grad av tilltro att dessa kvantiteter kan utvinnas. Om metoder som bygger på sannolikhetsteori tillämpas bör det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är lika med eller överstiger uppskattningarna.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologisk- och teknisk data anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. I detta sammanhang anses det vara minst 50 procent sannolikhet att de utvunna kvantiteterna är minst lika stora som summan av bevisade och sannolika reserver.
Erhållna ersättningar vid försäljning eller utfarmning av olje- och gaskoncessioner i prospekteringsstadiet reducerar de aktiverade utgifterna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade utgifterna redovisas i resultaträkningen. I det fall försäljning sker i prospekteringsstadiet redovisas en eventuell förlust i resultaträkningen.
Prövning av eventuellt nedskrivningsbehov utförs årligen eller när det fi nns händelser eller omständigheter som tyder på att redovisat värde på aktiverade 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 reservdelar skrivs ned till noll. Andra former av reparationer och underhåll kostnadförts 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.
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 uppskattade 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 tillgången. När återvinningsvärdet är lägre än det bokförda värdet redovisas en kostnad för nedskrivning i resultaträkningen. Om det föreligger indikationer på att behovet av redovisade nedskrivningar inte längre existerar eller har minskat genomförs 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:
När derivat inte kvalifi cerar för säkringsredovisning, redovisas förändringar i verkligt värde direkt i resultaträkningen.
Koncernen kategoriserar derivat, vilka kvalifi cerar för säkerhetsredovisning enligt nedan:
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 eller skulden för vilken eff ektivräntemetoden har använts, att skrivas av över dess kvarstående livslängd. Någon säkringsredovisning av 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.
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 gas upptas till det lägsta av anskaff ningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Undereller 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 verkligtvärdereserven. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen i verkligt värde av säkringsinstrument som kvalifi cerar för säkerhetsredovisning redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrument, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i övrigt totalresultat tills den säkrade transaktionen redovisas i resultaträkningen. Valutaomräkningsreserven innefattar orealiserade 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 gas 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 resultatförs 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) resultatförs linjärt över leasingperioden.
Kortfristiga ersättningar till anställda som löner, sociala kostnader och semesterlön resultatförs när de uppkommer.
Pensioner utgör de vanligaste långfristiga ersättningarna till anställda. Pensionsprogrammen fi nansieras genom betalningar till försäkringsbolag. Koncernens pensionsförpliktelser består främst av avgiftsbestämda planer. En avgiftsbestämd plan är en pensionsplan där koncernen betalar fasta avgifter. Koncernen har inga ytterligare betalningsåtaganden efter det att premierna har betalats. Premierna redovisas som kostnad när de förfaller till betalning.
Koncernen har en förmånsbestämd plan. Den skuld som redovisas i balansräkningen värderas till nuvärdet av diskonterat framtida kassafl öde beräknat av en oberoende aktuarie. Aktuariella vinster och förluster kostnadsförs i resultaträkningen. Koncernen har inga avsedda förvaltningstillgångar.
Lundin Petroleum kostnadsför aktierelaterade ersättningar, där regleringen görs med kontanter och redovisar en avsättning hänförligt till LTIP-programmet. Avsättningen är värderad till verkligt värde och omvärderas vid varje balansdag enligt Black & Scholes värderingsmetod och vid dagen då reglering sker. En förändring i verkligt värde redovisas över resultaträkningen den aktuella perioden.
De huvudsakliga skattekomponenterna är aktuell och uppskjuten skatt. Skatt redovisas i resultaträkningen, förutom när den relaterar till belopp som redovisats i övrigt totalresultat eller direkt i eget kapital då den hänförs till dem.
Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas för aktuellt år och innefattar även justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder.
Uppskjuten inkomstskatt redovisas i sin helhet, enligt balansräkningsmetoden, på alla temporära skillnader som uppkommer mellan det skattemässiga värdet på tillgångar och skulder och dess redovisade värden. Temporära skillnader kan uppkomma när utgifter för investeringar är aktiverade redovisningsmässigt men skatteavdraget görs tidigare eller när återställningskostnader har redovisats i de fi nansiella rapporterna men det skattemässiga avdraget inte infaller förrän då kostnaderna har inträff at. 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. Segmentrapportering presenteras i följande noter: not 1 segmentinformation, not 3 nedskrivning, not 4 prospekteringskostnader, not 8 skatter och not 10 olje- och gastillgångar.
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:
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. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver kan till exempel uppkomma som ett resultat från ytterligare borrning, iakttagelser av långsiktig reseroarprestanda eller förändringar i makroekonomiska faktorer.
Viktiga uppskattningar i modellerna för nedskrivning har att göra med priser och kostnader vilka baseras på framåtriktade kurvor och på ledningens långsiktiga antaganden. Lundin Petroleum har utfört sitt årliga nedskrivningstest per den 31 december 2011 i samband med den årliga reservrevideringsprocessen.
De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställningskostnader 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.
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.
Koncernen är verksam på fl era geografi ska marknader. Segment rapporteras per land vilket är i överensstämmelse med den interna rapporteringen till den verkställande ledningen.
Nedanstående sammanställning visar segmentinformation avseende, rörelsens intäkter, genomsnittligt försäljningspris, rörelseresultat och viss information för tillgångar och skulder avseende koncernens segment. Därutöver presenteras segmentinformation i följande noter: not 3 nedskrivning, not 4 prospekteringskostnader, not 8 skatt och not 10 olje- och gastillgångar.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | ||
| Försäljning av: | ||
| Olja | ||
| Norge | 911 072 | 490 390 |
| Frankrike | 127 789 | 92 681 |
| Nederländerna | 228 | 128 |
| Indonesien | 3 | 34 994 |
| Ryssland | 79 515 | 66 624 |
| Tunisien | 24 795 | 29 517 |
| 1 143 402 | 714 334 | |
| Kondensat | ||
| Nederländerna | 1 314 | 1 088 |
| Indonesien | – | 200 |
| 1 314 | 1 288 | |
| Gas | ||
| Norge | 57 909 | 32 687 |
| Nederländerna | 42 496 | 32 357 |
| Indonesien | 12 570 | 4 496 |
| 112 975 | 69 540 | |
| Försäljning från kvarvarande verksamhet | 1 257 691 | 785 162 |
| Försäljning från avyttrad verksamhet | ||
| – Storbritannien | – | 62 567 |
| Summa försäljning | 1 257 691 | 847 729 |
| Övriga intäkter: | ||
| Norge | 5 848 | – |
| Frankrike | 1 566 | 1 423 |
| Nederländerna | 1 397 | 1 315 |
| Övriga | 3 013 | 10 699 |
| Övriga intäkter från kvarvarande verksamhet |
11 824 | 13 437 |
| Övriga intäkter från avyttrad verksamhet – Storbritannien |
– | 1 983 |
| Summa övriga intäkter | 11 824 | 15 420 |
| Summa rörelseintäkter från kvarvarande | ||
| verksamhet | 1 269 515 | 798 599 |
| Summa rörelseintäkter från avyttrad verksamhet – Storbritannien |
– | 64 550 |
| Summa rörelseintäkter | 1 269 515 | 863 149 |
| Intäkter härrör från diverse externa kunder. Det förekom inga koncerninterna försäljningar |
|---|
| eller inköp under rapporteringsperioden eller under jämförelseperioden och därför fi nns |
| det inga avstämningsposter mot beloppen i resultaträkningen. |
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Rörelseresultat | ||
| Norge | 703 711 | 303 892 |
| Frankrike | 85 334 | 52 309 |
| Nederländerna | 18 868 | 7 273 |
| Indonesien | 168 | 18 203 |
| Ryssland | 7 715 | 4 734 |
| Tunisien | 13 476 | 11 500 |
| Malaysia | -11 010 | – |
| Kongo (Brazzaville) | -51 273 | – |
| Vietnam | – | -31 906 |
| Övriga | -62 765 | 27 845 |
| Summa rörelseresultat från kvarvarande | ||
| verksamhet | 704 224 | 393 850 |
| Summa rörelseresultat från avyttrad verksamhet – Storbritannien |
– | 20 774 |
| Summa rörelseresultat | 704 224 | 414 624 |
| Tillgångar | Eget kapital och skulder | |||
|---|---|---|---|---|
| TUSD | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 |
| Norge | 1 447 945 | 1 145 846 | 1 037 651 | 675 995 |
| Frankrike | 207 894 | 187 991 | 70 581 | 73 749 |
| Nederländerna | 96 643 | 203 941 | 300 139 | 511 118 |
| Indonesien | 106 123 | 93 795 | 16 400 | 10 883 |
| Ryssland | 652 168 | 644 913 | 114 179 | 106 761 |
| Tunisien | 21 703 | 11 065 | 21 416 | 19 471 |
| Malaysia | 138 697 | 45 105 | 39 987 | 12 613 |
| Kongo (Brazzaville) | 7 677 | 34 093 | 9 012 | 672 |
| Övriga | 11 094 | 62 387 | 10 273 | 20 093 |
| Tillgångar/skulder per | ||||
| land | 2 689 944 | 2 429 136 | 1 619 638 | 1 431 355 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare |
N/A | N/A | 1 000 882 | 920 416 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande |
N/A | N/A | 69 424 | 77 365 |
| Summa koncernens egna kapital |
N/A | N/A | 1 070 306 | 997 781 |
| Summa konsoliderat | 2 689 944 | 2 429 136 | 2 689 944 | 2 429 136 |
Se även not 10 för detaljerad information över olje- och gastillgångar vilken inkluderar avskrivningar per land. Det förekommer inga avstämningsposter mot beloppen i resultatoch balansräkningen.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Utvinningskostnader 1 | 102 476 | 97 179 |
| Tariff - och transportkostnader | 22 863 | 17 438 |
| Direkta produktionsskatter | 52 390 | 41 624 |
| Förändring i över- och underuttag | 18 419 | -6 717 |
| Lagerförändring | -5 290 | 3 308 |
| Övriga | 2 246 | 4 233 |
| Produktionskostnader från kvarvarande verksamhet |
193 104 | 157 065 |
| Produktionskostnader från avyttrad verksamhet – Storbritannien |
– | 32 030 |
| Summa produktionskostnader | 193 104 | 189 095 |
I utvinningskostnader 2010 ingår kostnader om 1 108 TUSD vilka avser solenergitillgångar.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Norge | 130 011 | 101 643 |
| Frankrike | 12 174 | 14 623 |
| Nederländerna | 11 939 | 16 490 |
| Indonesien | 6 250 | 4 218 |
| Ryssland | 4 764 | 6 002 |
| Tunisien | – | 6 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | 165 138 | 142 982 |
| Avskrivningar av solenergitillgångar – Italien | – | 2 334 |
| Avskrivningar från kvarvarande verksamhet | 165 138 | 145 316 |
| Avskrivningar från avyttrad verksamhet | ||
| – Storbritannien | – | 11 362 |
| Summa avskrivningar | 165 138 | 156 678 |
| 2011 | 2010 | |
| Genomsnittliga avskrivningar, USD per boe | ||
|---|---|---|
| Norge | 15,34 | 15,33 |
| Frankrike | 10,88 | 12,60 |
| Nederländerna | 16,47 | 21,79 |
| Indonesien | 14,76 | 4,75 |
| Ryssland | 4,18 | 4,54 |
| Tunisien | – | 0,02 |
| Konsoliderat från kvarvarande verksamhet | 13,59 | 12,85 |
| Summa från avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 13,99 |
| Summa konsoliderat | 13,59 | 12,93 |
| 2011 | 2010 |
|---|---|
| 74 060 | 94 526 |
| 11 015 | – |
| 51 263 | – |
| – | 31 906 |
| 3 689 | 1 102 |
| 140 027 | 127 534 |
| – | 61 |
| 140 027 | 127 595 |
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 ett projekt kostnadsförs när beslut har fattats att inte gå vidare projektet.
Prospekteringskostnader i Norge inkluderar ett belopp om 52,2 MUSD hänförliga till Earb Southborrningen i PL505, vilken slutfördes i slutet av juli 2011 och 12,9 MUSD hänförliga till PL301. Earb Southborrningen utgjorde en fyndighet men bedömdes som icke-kommersiell och därför har utgifterna hänförliga till PL505 kostnadsförts. Övriga norska prospekteringskostnader uppgick för perioden till 9,0 MUSD.
Under det tredje kvartalet 2011 pluggades Batu Hitamborrningen på block PM308A, off shore Malaysia igen och övergavs som ett torrt hål och ett belopp om 11,0 MUSD hänförligt till denna borrning kostnadsfördes.
I block Marine XI och Block Marine XIV, Kongo (Brazzaville) kostnadsfördes totalt 51,3 MUSD under rapporteringsperioden, hänförligt till två icke-framgångsrika borrningar och tillhörande seismik, studie- och licenskostnader
Övriga prospekteringskostnader utgörs av new ventures och andra projekt.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Etrion Corporation | – | 57 760 |
| Salawatitillgångar | – | 8 366 |
| Summa försäljning av tillgångar | – | 66 126 |
Vinsten från avknoppningen av de brittiska tillgångarna 2010 beskrivs under avyttrad verksamhet. Se not 9.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Ränteintäkter | 4 138 | 3 409 |
| Valutakursvinster, netto | 8 945 | 13 360 |
| Vinst vid försäljning av aktier | 29 974 | – |
| Försäkringsintäkter | 1 734 | 377 |
| Garanti-intäkter | 998 | 2 348 |
| Övriga fi nansiella intäkter | 666 | 1 462 |
| Finansiella intäkter från kvarvarande verksamhet | 46 455 | 20 956 |
| Finansiella intäkter från avyttrad verksamhet | ||
| – Storbritannien | – | 360 |
| Summa fi nansiella intäkter | 46 455 | 21 316 |
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.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Räntekostnader | 5 390 | 10 047 |
| Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt | 6 995 | 6 990 |
| Förändring av marknadsvärde på räntesäkringskontrakt | – | 3 872 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 4 494 | 3 989 |
| Avskrivning av uppskjutna fi nansieringskostnader | 2 181 | 2 360 |
| Förlust vid försäljning av aktier | – | 3 879 |
| Övriga fi nansiella kostnader | 1 962 | 2 326 |
| Finansiella kostnader från kvarvarande verksamhet |
21 022 | 33 463 |
| Finansiella kostnader från avyttrad verksamhet | ||
| – Storbritannien | – | 1 224 |
| Summa fi nansiella kostnader | 21 022 | 34 687 |
| Skattekostnad | Bolagsskatt | Petroleumskatt | ||
|---|---|---|---|---|
| TUSD | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 |
| Aktuell skatt | ||||
| Norge | 365 615 | 36 115 | – | – |
| Frankrike | 27 149 | 19 116 | – | – |
| Nederländerna | 3 014 | 5 211 | – | – |
| Indonesien | 760 | 3 661 | – | – |
| Ryssland | 1 360 | 1 469 | – | – |
| Tunisien | 1 634 | 2 178 | – | – |
| Övriga | 678 | 402 | – | – |
| Kvarvarande verksamhet | 400 210 | 68 152 | – | – |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 7 315 | – | – |
| Summa aktuell skatt | 400 210 | 75 467 | – | – |
| Uppskjuten skatt | ||||
| Norge | 166 190 | 183 309 | – | – |
| Frankrike | 2 149 | 1 254 | – | – |
| Nederländerna | -981 | -382 | – | – |
| Indonesien | 3 177 | 3 739 | – | – |
| Ryssland | 1 604 | 520 | – | – |
| Tunisien | -1 937 | 1 576 | – | – |
| Malaysia | 5 149 | 2 545 | – | – |
| Kongo (Brazzaville) | – | -4 232 | – | – |
| Vietnam | – | -4 043 | – | – |
| Övriga | -1 148 | -573 | – | – |
| Kvarvarande verksamhet | 174 203 | 183 713 | – | – |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 4 014 | – | -2 341 |
| Summa uppskjuten skatt | 174 203 | 187 727 | – | -2 341 |
| Summa skatt | ||||
| Kvarvarande verksamhet | 574 413 | 251 865 | – | – |
| Avyttrad verksamhet – Storbritannien | – | 11 329 | – | -2 341 |
| Summa skatt | 574 413 | 263 194 | – | -2 341 |
Skatten på koncernens resultat före skatt skiljer sig från det teoretiska belopp som skulle uppkomma om svensk skattesats hade tillämpats enligt följande:
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | 729 657 | 381 343 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3%) | -191 900 | -100 293 |
| Eff ekt av utländska skattesatser | -371 884 | -163 218 |
| Skatteeff ekt på ej avdragsgilla kostnader | -21 002 | -15 063 |
| Skatteeff ekt på avdrag för petroleumskatt | 15 770 | 12 394 |
| Skatteeff ekt på ej skattepliktiga intäkter | 8 751 | 20 605 |
| Skatteeff ekt på utnyttjande av ej bokförda underskottsavdrag | 6 669 | 2 700 |
| Skatteff ekt på uppkomna ej bokförda underskottsavdrag | -23 155 | -7 896 |
| Justeringar av föregående års taxeringar | 2 338 | -1 094 |
| Skattekostnad | -574 413 | -251 865 |
Skatt hänförlig till delposter i övrigt totalresultat uppgår till följande belopp:
| 2011 | 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt | Före skatt | Skatteeff ekt | Efter skatt |
| Valutaomräkningsdiff erens | -37 525 | – | -37 525 | -43 972 | – | -43 972 |
| Kassafl ödessäkring | 6 971 | -1 743 | 5 228 | -378 | 238 | -140 |
| Investeringar som kan säljas | -50 210 | – | -50 210 | 53 128 | -2 009 | 51 119 |
| Övrigt totalresultat | -80 764 | -1 743 | -82 507 | 8 778 | -1 771 | 7 007 |
| Aktuell skatt | – | – | ||||
| Uppskjuten skatt | -1 743 | -1 771 | ||||
| -1 743 | -1 771 |
Den uppskjutna skattekostnaden om 1 743 TUSD (1 771 TUSD) har förts direkt till övrigt totalresultat.
| Bolagsskatteskuld – aktuell och uppskjuten |
Aktuell | Uppskjuten | ||
|---|---|---|---|---|
| TUSD | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 |
| Bolagsskatt | ||||
| Norge | 222 971 | 20 856 | 660 643 | 517 962 |
| Frankrike | 6 656 | 9 049 | 33 691 | 32 594 |
| Nederländerna | 7 733 | 6 042 | 3 326 | 4 512 |
| Indonesien | 1 021 | 260 | 7 688 | 4 698 |
| Ryssland | 152 | 7 | 80 334 | 78 317 |
| Tunisien | 1 519 | 1 934 | 1 823 | 658 |
| Malaysia | – | – | 15 857 | 10 708 |
| Övriga | – | 1 531 | 131 | 1 246 |
| Summa bolagsskatteskuld | 240 052 | 39 679 | 803 493 | 650 695 |
| Specifi kation av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder 1 TUSD |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Uppskjuten skattefordran | ||
| Icke-utnyttjade underskottsavdrag | 12 714 | 29 183 |
| Överuttag | 3 842 | – |
| Verkligt värde på derivatinstrument | 42 | 1 716 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | 6 524 | 2 790 |
| 23 122 | 33 689 | |
| Uppskjutna skatteskulder | ||
| Reserveringar utöver plan | 736 834 | 581 788 |
| Aktiverad förvärvskostnad | 155 | 1 088 |
| Uppskjuten skatt på övervärden | 74 281 | 77 936 |
| Övriga avdragsgilla temporära skillnader | – | 8 506 |
| 811 270 | 669 318 |
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 Nederländerna uppgående till 12 329 TUSD (12 732 TUSD). Jämförelseperioden innehåller även ej utnyttjade underskottsavdrag i Norge uppgående till 15 828 TUSD. Uppskjutna skattefordringar hänförliga till underskottsavdrag redovisas enbart när det fi nns en rimlig säkerhet avseende när och i vilken omfattning underskottsavdragen kommer att kunna utnyttjas 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, uppgående till 87,3 MUSD. Majoriteten av förlustavdragen kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran på dessa förlustavdrag har ej beaktats per den 31 december 2011 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Denna behandling är konsekvent med föregående års bokslut.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Försäljning | – | 62 567 |
| Övriga rörelseintäkter | – | 1 983 |
| Rörelsens intäkter | – | 64 550 |
| Produktionskostnader | – | -32 030 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | – | -11 362 |
| Prospekteringskostnader | – | -61 |
| Administrationskostnader och avskrivningar | – | -323 |
| Rörelseresultat | – | 20 774 |
| Finansiella intäkter | – | 360 |
| Finansiella kostnader | – | -1 224 |
| Resultat före skatt | – | 19 910 |
| Skatt | – | -8 988 |
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | – | 10 922 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | – | 358 070 |
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | – | 368 992 |
Den 6 april 2010, fullbordar Lundin Petroleum avknoppningen av verksamheten i Storbritannien i utbyte mot aktier i det nybildade bolaget EnQuest. De erhållna EnQuestaktierna delades ut 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.
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 792 446 | 879 921 |
| Kostnadsställen utan produktion | 1 536 824 | 1 119 050 |
| 2 329 270 | 1 998 971 |
| 2011 Kostnadsställen med produktion TUSD |
Norge | Frankrike | Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Storbritannien | Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 767 187 | 243 961 | 102 780 | 62 292 | 95 565 | 105 876 | – | 1 377 661 |
| Investeringar | 38 832 | 30 945 | 4 146 | 6 404 | 4 194 | – | – | 84 521 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | – | – | |
| Förändringar i uppskattningar | 7 158 | 650 | 1 556 | – | 54 | – | – | 9 418 |
| Omklassifi ceringar | – | – | – | – | – | – | ||
| Omräkningsdiff erens | -21 227 | -9 835 | -3 397 | – | -1 584 | – | – | -36 043 |
| 31 december | 791 950 | 265 721 | 105 085 | 68 696 | 98 229 | 105 876 | – | 1 435 557 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -209 907 | -91 903 | -54 961 | -4 141 | -30 952 | -105 876 | – | -497 740 |
| Årets avskrivningar | -130 011 | -12 174 | -11 939 | -6 250 | -4 764 | – | – | -165 138 |
| Avyttringar | – | – | – | – | – | – | – | |
| Omräkningsdiff erens | 13 635 | 3 701 | 2 431 | – | – | – | – | 19 767 |
| 31 december | -326 283 | -100 376 | -64 469 | -10 391 | -35 716 | -105 876 | – | -643 111 |
| Redovisat värde | 465 667 | 165 345 | 40 616 | 58 305 | 62 513 | – | – | 792 446 |
| 2010 Kostnadsställen med produktion TUSD |
Norge | Frankrike Nederländerna | Indonesien | Ryssland | Tunisien | Storbritannien | Summa | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anskaff ningsvärde | ||||||||
| 1 januari | 499 741 | 245 136 | 101 634 | 63 455 | 89 482 | 105 870 | 845 424 | 1 950 742 |
| Investeringar | 79 755 | 13 189 | 4 458 | 10 246 | 6 633 | 6 | 17 125 | 131 412 |
| Avyttringar | – | – | – | -68 003 | – | – | -862 549 | -930 552 |
| Förändringar i uppskattningar | 6 790 | 3 162 | 3 683 | – | – | – | – | 13 635 |
| Omklassifi ceringar | 188 378 | – | – | 55 216 | – | – | – | 243 594 |
| Omräkningsdiff erens | -7 477 | -17 526 | -6 995 | 1 378 | -550 | – | – | -31 170 |
| 31 december | 767 187 | 243 961 | 102 780 | 62 292 | 95 565 | 105 876 | – | 1 377 661 |
| Avskrivningar | ||||||||
| 1 januari | -106 554 | -83 050 | -40 985 | -37 616 | -24 950 | -105 870 | -328 179 | -727 204 |
| Årets avskrivningar | -101 643 | -14 623 | -16 490 | -4 218 | -6 002 | -6 | -11 362 | -154 344 |
| Avyttringar | – | – | – | 39 658 | – | – | 339 541 | 379 199 |
| Omräkningsdiff erens | -1 710 | 5 770 | 2 514 | -1 965 | – | – | – | 4 609 |
| 31 december | -209 907 | -91 903 | -54 961 | -4 141 | -30 952 | -105 876 | – | -497 740 |
| Redovisat värde | 557 280 | 152 058 | 47 819 | 58 151 | 64 613 | – | – | 879 921 |
| 2011 Kostnadsställen utan produktion TUSD |
1 januari | Investeringar | Avyttringar | Avskrivningar | Förändringar i uppskattningar |
Omklassifi cering | Omräknings diff erens |
31 december |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 461 249 | 436 534 | – | -74 060 | 15 353 | – | -35 001 | 804 075 |
| Frankrike | 7 113 | 1 740 | – | -1 486 | – | – | -243 | 7 124 |
| Nederländerna | 1 902 | 1 632 | – | -255 | – | – | -157 | 3 122 |
| Indonesien | 20 255 | 17 711 | – | -2 163 | – | – | 26 | 35 829 |
| Ryssland | 550 119 | 10 048 | – | – | – | – | -7 663 | 552 504 |
| Tunisien | – | 13 | – | -13 | – | – | – | – |
| Malaysia | 42 057 | 98 657 | – | -11 015 | – | – | 132 | 129 831 |
| Kongo (Brazzaville) | 32 256 | 19 007 | – | -51 263 | – | – | – | – |
| Övriga | 4 099 | 169 | – | 228 | – | – | -157 | 4 339 |
| Redovisat värde | 1 119 050 | 585 511 | – | -140 027 | 15 353 | – | -43 063 | 1 536 824 |
| 2010 Kostnadsställen utan produktion TUSD |
1 januari | Investeringar | Avyttringar | Avskrivningar | Förändringar i uppskattningar |
Omklassifi cering | Omräknings diff erens |
31 december |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 558 599 | 188 058 | – | -94 526 | – | -188 378 | -2 504 | 461 249 |
| 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 | – | – | – | – |
| Malaysia | 31 474 | 10 627 | – | – | – | – | -44 | 42 057 |
| Kongo (Brazzaville) | 29 800 | 2 456 | – | – | – | – | – | 32 256 |
| Storbritannien | 71 641 | 249 | -71 829 | -61 | – | – | – | – |
| Övriga | 17 324 | 18 741 | – | -31 935 | – | – | -31 | 4 099 |
| Redovisat värde | 1 316 810 | 253 852 | -74 944 | -127 595 | – | -243 594 | -5 479 | 1 119 050 |
Omklassifi ceringen som gjorts under 2011 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 2011 i samband med den årliga revideringen av olje- och gasreserver. Lundin Petroleum har använt ett fast pris om 100 USD per bbl, 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.
Under 2010 har 1,9 MUSD (2,9 MUSD) aktiverade ränteutgifter lagts till olje- och gastillgångarna, 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 2011 uppskattas till 629,8 MUSD (588,0 MUSD) för vilka externa parter, som är joint venture partners, kommer att bidra med cirka 279,8 MUSD (220,3 MUSD).
| 2011 | 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa | Fastigheter | Kontorsinventarier och övriga tillgångar |
Summa |
| Anskaff ningsvärde | ||||||
| 1 januari | 11 182 | 15 174 | 26 356 | 10 491 | 17 302 | 27 793 |
| Avyttringar | – | -655 | -655 | – | -5 405 | -5 405 |
| Investeringar | – | 3 786 | 3 786 | 708 | 4 145 | 4 853 |
| Nedskrivningar | – | – | – | – | -1 352 | -1 352 |
| Omklassifi ceringar | -53 | – | -53 | – | – | – |
| Omräkningsdiff erens | – | -369 | -369 | -17 | 484 | 467 |
| 31 december | 11 129 | 17 936 | 29 065 | 11 182 | 15 174 | 26 356 |
| Avskrivningar | ||||||
| 1 januari | -1 337 | -9 748 | -11 085 | -1 262 | -11 248 | -12 510 |
| Avyttringar | – | 530 | 530 | – | 4 838 | 4 838 |
| Årets avskrivningar | -95 | -2 579 | -2 674 | -92 | -2 785 | -2 877 |
| Omräkningsdiff erens | 57 | 191 | 248 | 17 | -553 | -536 |
| 31 december | -1 375 | -11 606 | -12 981 | -1 337 | -9 748 | -11 085 |
| Redovisat värde | 9 754 | 6 330 | 16 084 | 9 845 | 5 426 | 15 271 |
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.
| TUSD | Konsolideringsmetod | Antal aktier | Andel % | Redovisat värde 31 december 2011 |
Redovisat värde 31 december 2010 |
|---|---|---|---|---|---|
| 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.
| Resultaträkning per den 31 december 2011 TUSD |
Ikdam Production SA |
RF Energykoncernen | Balansräkning per den 31 december 2011 TUSD |
Ikdam Production SA |
RF Energykoncernen |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | 2 610 | 159 481 | Anläggningstillgångar | – | 122 381 |
| Rörelsens kostnader | -4 946 | -149 348 | Omsättningstillgångar | 775 | 39 428 |
| Årets resultat | -2 336 | 10 133 | Summa tillgångar | 775 | 161 809 |
| Balansräkning per den 31 december 2011 TUSD |
Ikdam Production SA |
RF Energykoncernen |
|---|---|---|
| Eget kapital | -13 934 | 97 015 |
| Långfristiga skulder | 14 213 | 47 220 |
| Kortfristiga skulder | 496 | 17 574 |
| Summa skulder | 775 | 161 809 |
| Övriga aktier och andelar består av: | 31 december 2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| TUSD | Antal aktier | Andel % | Redovisat värde | Redovisat värde |
| ShaMaran Petroleum Corp. | 50 000 000 | 6,19 | 17 380 | 68 205 |
| Cofraland B.V. | 31 | 7,75 | 391 | 404 |
| Maison de la géologie | 2 | 1,25 | 4 | 4 |
| 17 775 | 68 613 |
I oktober 2009 erhöll Lundin Petroleum 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) som ersättning för försäljningen av Lundin International BV, ett helägt dotterbolag, som hade påbörjat förhandlingar om produktionsdelningsavtal (PSC) för tre separata prospekterings- och utbyggnadsblock i Kurdistan. Investeringen redovisades till aktiernas verkliga värde vid datumet för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler redovisas en efterföljande förändring i aktiernas värde i koncernens rapport över totalresultat.
Det verkliga värdet för ShaMaran är beräknat utifrån marknadspriset på aktien på Torontobörsen.
I övriga aktier och andelar per den 31 december 2011 ingår 395,0 TUSD som värderats till anskaff ningsvärde eftersom det verkliga värde inte tillförlitligt kan mätas då det inte fi nns ett marknadspris på aktien och på grund av osäkerheten avseende när framtida kassfl öden kan förväntas från dessa bolag.
I egenskap av internationellt bolag som prospekterar efter och producerar olja och gas globalt, exponeras Lundin Petroleum av fi nansiella risker såsom förändringar i valutakurser, oljepris, räntor såväl som lånefi nansiering. Bolaget strävar efter att kontrollera dessa risker genom sunt ledarskap och användandet av internationellt accepterade fi nansiella instrument, såsom oljepris-, ränte- och valutakurssäkringar. Lundin Petroleum använder fi nansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i koncernens verksamhet.
Lundin Petroleum är ett svenskt bolag som är verksamt globalt och är därför under betydande inverkan från valutakursförändringar, både för transaktioner såväl som omräkning från funktionell valuta till rapporteringsvaluta. De funktionella valutorna för Lundin Petroleums dotterbolag är norska kronor (NOK), Euro (EUR) och ryska rubler (RUR), såväl som US dollar vilket gör Lundin Petroleum känsligt för variationer i dessa valutor gentemot den US dollarn (USD), som är rapporteringsvaluta.
Per den 31 december 2011 och 2010 hade inga terminskontrakt ingåtts.
Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot US dollarn skulle ha på rörelseresultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011 vid en konvertering av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.
| Rörelseresultatet i de fi nansiella rapporterna (MUSD) |
704,2 | 704,2 |
|---|---|---|
| Förändring av valutakurser till: | 10% försvagning av USD |
10% förstärkning av USD |
| EUR/USD | 0,6532 | 0,7904 |
| NOK/USD | 5,0907 | 6,1598 |
| RUR/USD | 26,7035 | 32,3112 |
| Summa påverkan på rörelseresultatet (MUSD) | 68,0 | -68,0 |
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 gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. Beslut i verksamheten, naturkatastrofer, makroekonomiska förhållanden, politisk instabilitet och konfl ikter eller större oljeexporterande länders handlingar utgör faktorer som påverkar dessa. Prisförändringar kan påverka Lundin Petroleums fi nansiella ställning.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha haft på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011.
| Resultat i de fi nansiella rapporterna (MUSD) | 155,2 | 155,2 |
|---|---|---|
| Förändring i oljepriset (USD/boe) | -5 | 5 |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | -18,9 | 18,9 |
Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att bedöma fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten i syfte att generera kassafl öde. Beslut fattas att ingå en oljeprissäkring när bolaget är övertygat att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassafl öde.
Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011, ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utstående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2011.
En ränterisk är en risk mot resultatet på grund av osäkra framtida räntor. Lundin Petroleum är utsatt för ränterisk via kreditfaciliteten (se även likviditetsrisk nedan). Lundin Petroleum kommer kontinuerligt att bedöma fördelarna med en räntesäkring av lån. Om säkringskontraktet innebär en minskning av ränterisken till ett för koncernen acceptabelt pris, kan Lundin Petroleum överväga att säkra räntan.
Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring av räntan på kreditfaciliteten skulle ha haft på resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011:
| Resultat i de fi nansiella rapporterna (MUSD) | 155,2 | 155,2 |
|---|---|---|
| Möjlig rörelse (%) | -10% | 10% |
| Summa påverkan på årets resultat (MUSD) | 0,4 | -0,4 |
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 en 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 2011 uppgick koncernens kundfordringar till 145,0 MUSD (94,2 MUSD). Inga kundfordringar är förfallna och det fi nns inga nyligen inträff ade betalningsförsummelser. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara. Avsättningen för osäkra fordringar per den 31 december 2011 uppgick till – MUSD (– MUSD). Likvida medel hålls med banker som har en historiskt hög 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 207 MUSD har utnyttjats i kontanter per den 31 december 2011. Krediten om 850 MUSD är en revolverande "borrowing base" som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. 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 885 MUSD beräknats per den 1 januari 2012. Faciliteten har emellertid nått ett läge där tillgängligheten reduceras var sjätte månad. Det maximala beloppet som kan utnyttjas under faciliteten har reducerats till 630 MUSD och kommer att fortsätta att reduceras till dess att faciliteten förfaller. Lundin Petroleum befi nner sig i en process för att ordna en ny kreditfacilitet för att möta fi nansieringsbehov avseende framtida utbyggnadsprojekt. Se även not 25 för mer information om koncernens kreditfacilitet.
Lundin Petroleum har genom sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV ingått fyra produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, det statliga Malaysiska olje- och gasbolaget ("Petronas"), vilka avser blocken 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 91,2 MUSD. Dessutom har BNP Paribas utfärdat ytterligare bankgarantier som stöd för arbetsåtaganden i Indonesien vilka uppgår till 2,4 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.
Koncernens mål avseende kapitalstrukturen är att trygga koncernens förmåga att fortsätta sin verksamhet, så att den kan uppfylla sina arbetsåtaganden och skapa aktieägarvärde. Koncernen kan efter behov upprätta nya kreditfaciliteter, återbetala skulder, eller utföra andra omstruktureringsaktiveter. Koncernledningen kontrollerar och förvaltar koncernens skuldnivå för att regelbundet bedöma behovet av förändring i kapitalstrukturen för att möta målet och bibehålla fl exibilitet.
Inga väsentliga ändringar var gjorda avseende mål, policies och processer under året som avslutades den 31 december 2011.
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar och skulder:
| 31 december 2011 TUSD |
Låne fordringar och övriga fordringar |
Investeringar som kan säljas |
Derivat för säkrings ändamål |
Finansiella skulder till upplupet anskaff nings värde |
|---|---|---|---|---|
| Tillgångar | ||||
| Övriga aktier och andelar | – | 17 775 | – | – |
| Övriga fi nansiella tillgångar | 9 588 | – | – | – |
| Övriga fordringar | 11 176 | – | – | – |
| Kundfordringar | 144 954 | – | – | – |
| Likvida medel | 73 597 | – | – | – |
| 239 315 | 17 775 | – | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 16 546 |
| Banklån | – | – | – | 207 000 |
| Övriga långfristiga skulder | – | – | – | 21 830 |
| Derivatinstrument | – | – | 168 | – |
| Övriga skulder | – | – | – | 10 979 |
| – | – | 168 | 256 355 |
| 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 | – | – | – |
| Kortfristiga fordringar | 74 527 | – | – | – |
| Likvida medel | 48 703 | – | – | – |
| 241 211 | 68 613 | – | – | |
| Skulder | ||||
| Leverantörsskulder | – | – | – | 16 031 |
| Banklån | – | – | – | 458 835 |
| Övriga långfristiga skulder |
– | – | – | 17 836 |
| Derivatinstrument | – | – | 6 866 | – |
| Kortfristiga skulder | – | – | – | 450 |
| – | – | 6 866 | 493 152 |
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 2011 TUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Investeringar som kan säljas | |||
| – Aktier | 17 380 | 395 | |
| 17 380 | 395 | ||
| Skulder | |||
| Derivat för säkringsändamål | 168 | ||
| 168 |
| Verkligt värde på utestående derivatinstrument i |
31 december 2011 | 31 december 2010 | ||
|---|---|---|---|---|
| balansräkningen (TUSD): | Tillgångar | Skulder | Tillgångar | Skulder |
| Ränteswappar | – | 168 | – | 6,866 |
| Långfristigt | – | – | – | – |
| Kortfristigt | – | 168 | – | 6,866 |
| Summa | – | 168 | – | 6,866 |
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 2011 uppgick till 168 TUSD (6 866 TUSD).
För risker i den fi nansiella rapporteringen se avsnittet Intern kontroll och riskhantering i den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidorna 52–53 och för risker och riskhantering se sidorna 60–61 för mer information.
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Långfristig mervärdesskattefordran | – | 16 474 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 2 506 | 4 650 |
| Etrion obligation | 9 588 | – |
| Övriga | 1 372 | 1 350 |
| 13 466 | 22 474 |
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Lager av olja och gas | 16 307 | 11 128 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial |
15 282 | 8 911 |
| 31 589 | 20 039 |
| Borrutrustning och förbrukningsmaterial består av (TUSD): |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| 1 januari | 8 911 | 11 456 |
| Avyttringar | – | -2 417 |
| Inköp | 12 026 | 5 538 |
| Använt i produktionen | -5 312 | -5 375 |
| Omräkningsdiff erenser | -235 | -417 |
| 15 390 | 8 785 | |
| Reserveringar | -108 | 126 |
| 31 december | 15 282 | 8 911 |
Kundfordringar är hänförliga till ett antal oberoende kunder från vilka det inte fi nns några nyligen inträff ade betalningsförsummelser. Avsättningen till osäkra fordringar är därmed noll.
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Förutbetald hyra | 521 | 791 |
| Förutbetalda försäkringar | 1 675 | 1 925 |
| Upplupna intäkter | 885 | – |
| Övriga | 1 441 | 3 635 |
| 4 522 | 6 351 |
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Underuttag | 1 851 | 13 452 |
| Kortfristig mervärdesskattefordran | 5 699 | 2 951 |
| Övriga | 15 540 | 3 348 |
| 23 090 | 19 751 |
Ett belopp om 11 176 TUSD (– TUSD) hänförligt till en fordran på Talisman Energy under ett optionsavtal, att sälja en licensandel om 30% i PL148 Brynhild, Norge ingår i posten övriga om 15 540 TUSD (3 348 TUSD). Optionen utnyttjades under det första kvartalet 2012.
Likvida medel innehåller endast kontanta medel i handkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2011.
| TUSD | Reserv för investering som kan säljas |
Säkrings reserv |
Valuta omräknings reserv |
Summa övriga reserver |
|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2010 | -10 096 | -7 076 | -51 664 | -68 836 |
| Totalresultat | 51 119 | 373 | -53 451 | -1 959 |
| Avyttringar | – | 1 554 | 3 106 | 4 660 |
| 31 december 2010 | 41 023 | -5 149 | -102 009 | -66 135 |
| Totalresultat | -50 210 | 5 228 | -34 689 | -79 671 |
| 31 december 2011 | -9 187 | 79 | -136 698 | -145 806 |
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| 1 januari | 93 766 | 132 698 |
| Förvärvat vid konsolidering | – | 162 |
| Avyttring | – | -53 827 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 4 494 | 4 717 |
| Betalningar | -1 168 | -930 |
| Förändring i uppskattningar | 24 771 | 13 635 |
| Omräkningsdiff erens | -2 522 | -2 689 |
| 31 december | 119 341 | 93 766 |
Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 5,5% (5,5%). Av den totala summan beräknas 75% att regleras efter mer än 20 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2011.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| 1 januari | 1 421 | 1 354 |
| Justering för verkligt värde | 192 | 85 |
| Gjorda utbetalningar | -155 | -138 |
| Omräkningsdiff erens | 2 | 120 |
| 31 december | 1 460 | 1 421 |
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 (232 TUSD) och därefter har månatliga utbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 138 TCHF (155 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 (1 916 TUSD).
| TUSD | LTIP | Avsättning för avgångsvederlag |
Övriga | Summa |
|---|---|---|---|---|
| 1 januari 2011 | 18 821 | 2 902 | 2 082 | 23 805 |
| Investeringar | 63 537 | 615 | 44 | 64 196 |
| Utbetalningar | -9 994 | – | – | -9 994 |
| Omräkningsdiff erens | -2 070 | – | -23 | -2 093 |
| 31 december 2011 | 70 294 | 3 517 | 2 103 | 75 914 |
| Långfristig | 58 079 | 3 517 | 2 103 | 63 699 |
| Kortfristig | 12 215 | – | – | 12 215 |
| Summa | 70 294 | 3 517 | 2 103 | 75 914 |
Avsättningen för avgångsvederlag utgör Lundin Petroleums andel i avsättningarna för kostnader för avgångsvederlag till anställda i Oudna joint venture i Tunisien.
För detaljer avseende LTIP se not 35.
Följande belopp var utstående avseende banklån:
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Kortfristiga | ||
| Återbetalning inom 2–5 år | 207 000 | 458 835 |
| Återbetalning efter 5 år | – | – |
| Långfristiga | ||
| Återbetalning inom 6 månader | – | 450 |
| Återbetalning mellan 6–12 månader | – | – |
| 207 000 | 459 285 |
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.
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.
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Semesterlön | 3 909 | 2 721 |
| Rörelsekostnader | 6 456 | 235 |
| Sociala avgifter | 2 316 | 1 554 |
| Löner | 91 | 159 |
| Övrigt | 3 455 | 2 998 |
| 16 227 | 7 667 |
| TUSD | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Överuttag | 7 670 | 1 761 |
| Skulder avseende förvärv | 10 979 | 5 680 |
| Löner | 4 770 | 2 898 |
| Mervärdesskatteskuld | 1 899 | 1 075 |
| Skuld avseende sociala avgifter | 633 | 610 |
| Övrigt | 3 239 | 1 348 |
| 29 190 | 13 373 |
Skulder avseende förvärv per den 31 december 2011 är hänförliga till en skuld gentemot Noreco som uppkom i samband med Lundin Petroleums förvärv av Norecos 20-procentiga licensandel i PL148 Brynhild, Norge.
Den 26 oktober 2007 tecknade koncernen en kreditfacilitet för vilken 207,0 MUSD var utestående per den 31 december 2011. Finansieringen består av en revolving borrowing base och letter of credit-facilitet om 850 MUSD. Som säkerhet för krediten ligger aktierna i vissa av koncernens tillgångsbärande bolag samt framtida kassafl öden som genereras från de pantsatta bolagen.
De ställda säkerheterna per den 31 december 2011 uppgår till 520 MUSD (459 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 reserverna i Laganskyblocket vid dagen för beslut om utbyggnad.
Beloppen avseende eventualtillgången och ansvarsförbindelsen hänförliga till Laganskyblocket är beroende av framtida prospekterings- och produktionsverksamheter. På grund av osäkerheter hänförliga till dessa verksamheter, kan uppskattningar av kassainfl öden och -utfl öden inte beräknas med säkerhet.
I samband med försäljningen av Lundin Petroleums Salawati-intressen (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 fältutbyggnad inom Salawati Islandblocket.
Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.
| 2011 | 2010 | |
|---|---|---|
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare | ||
| (i USD) | 160 136 792 | 511 875 000 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för året | 311 027 942 | 312 096 990 |
| Resultat per aktie (USD) | 0,51 | 1,64 |
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. Under åren 2011 och 2010 var det ingen utspädningseff ekt.
| TUSD | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Övriga avsättningar | 638 | 1 719 | |
| Prospekteringskostnader | 4 | 140 027 | 127 595 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 10/11 | 167 812 | 159 555 |
| Avskrivningar av uppskjutna fi nansieringskostnader |
7 | 2 181 | 2 360 |
| Ränteintäkter | 6 | -4 138 | -3 416 |
| Aktuell skatt | 8 | 400 210 | 75 467 |
| Uppskjuten skatt | 8 | 174 203 | 185 385 |
| Räntekostnader | 7 | 5 390 | 10 495 |
| Valutakursvinster | 6 | -8 945 | -13 712 |
| Vinst från försäljning av tillgångar | – | 3 879 | |
| Vinst från försäljning av aktier | -29 974 | -1 712 | |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader |
7/22 | 4 494 | 4 717 |
| Långfristiga incitamentsprogram | 63 443 | 19 522 | |
| Övriga icke-kassafl ödespåverkande poster | -167 | 4 101 | |
| Justering kassafl öde från verksamheten | 915 174 | 575 955 |
Under året har koncernen ingått transaktioner med närstående parter på armslängds avstånd enligt nedan:
Koncernen erhöll 0,4 MUSD (0,3 MUSD) från ShaMaran Petroleum som betalning för kontorstjänster och andra tjänster och 0,9 MUSD (2,0 MUSD) som ersättning för stöd av vissa fi nansiella åtaganden.
Koncernen erhöll 0,2 MUSD (0,9 MUSD) från Africa Oil Corporation, vilket utgjorde ränta på ett lån som konverterades till aktier under rapporteringsperioden.
Koncernen betalade 0,7 MUSD (0,4 MUSD) till närstående parter för erhållna fl ygtjänster.
Etrion har återbetalat ett Eurolån som ställts ut av koncernen, vilket uppgick till 83,0 MUSD vid tiden för återbetalningen i maj 2011. Ränta har fakturerats under rapporteringsperioden och uppgick till 1,5 MUSD (0,5 MUSD).
| 2011 | 2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittligt antal anställda per land | Summa anställda | varav män | Summa anställda | varav män |
| Moderbolaget i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Norge | 100 | 72 | 70 | 49 |
| Frankrike | 57 | 46 | 58 | 46 |
| Nederländerna | 7 | 3 | 7 | 3 |
| Indonesien | 22 | 12 | 21 | 15 |
| Ryssland | 46 | 28 | 60 | 38 |
| Tunisien | 10 | 6 | 10 | 7 |
| Malaysia | 32 | 21 | 19 | 16 |
| Schweiz | 39 | 24 | 53 | 36 |
| Övriga 1 | 3 | 2 | 38 | 26 |
| Summa utländska dotterbolag | 316 | 214 | 336 | 236 |
| Summa koncernen | 316 | 214 | 336 | 236 |
1 Posten övriga innefattar för jämförelseperioden anställda i verksamheten i Storbritannien vilken knoppades av under 2010 samt Etrionanställda i Venezuela och Italien.
| 2011 | 2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| Styrelseledamöter och verkställande ledning | Summa vid slutet av året |
varav män | Summa vid slutet av året |
varav män |
| Moderbolaget i Sverige | ||||
| Styrelseledamöter 1 | 7 | 5 | 6 | 5 |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Verkställande ledning 1 | 4 | 4 | 4 | 4 |
| Summa koncernen | 11 | 9 | 10 | 9 |
1 Ashley Heppenstall, VD och styrelseledamot ingår i den verkställande ledningen.
| 2011 | 2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| Löner, andra ersättningar och sociala kostnader TUSD |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
Löner och andra ersättningar |
Sociala kostnader |
| Moderbolaget i Sverige | ||||
| Styrelseledamöter | 570 | 116 | 486 | 39 |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Verkställande ledning | 5 105 | 337 | 4 816 | 318 |
| Andra anställda | 62 312 | 13 436 | 49 769 | 11 077 |
| Summa koncernen | 67 987 | 13 889 | 55 071 | 11 434 |
| varav pensionskostnader | 4 344 | 3 435 |
| Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och verkställande ledning 1 TUSD |
Fast styrelse arvode / fast lön och andra förmåner 2 |
Kortfristig rörlig lön3 |
2008 Unit bonus program – Tredje tranchen |
Arvode för kommittéarbete |
Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbetet 4 |
Pension | Summa 2011 |
Summa 2010 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moderbolaget i Sverige | ||||||||
| Styrelseledamöter | ||||||||
| Ian H. Lundin | 123 | – | – | – | 180 | – | 303 | 345 |
| Magnus Unger | 62 | – | – | 31 | 15 | – | 108 | 97 |
| Lukas H. Lundin | 62 | – | – | 8 | – | – | 70 | 70 |
| William A. Rand | 62 | – | – | 31 | – | – | 93 | 83 |
| Asbjørn Larsen | 62 | – | – | 15 | – | – | 77 | 69 |
| Dambisa F. Moyo | 62 | – | – | 15 | – | – | 77 | 69 |
| Kristin Færøvik | 31 | – | – | 8 | – | – | 39 | – |
| Summa styrelseledamöter | 464 | – | – | 108 | 195 | – | 767 | 733 |
| Utländska dotterbolag | ||||||||
| Verkställande ledning | ||||||||
| C. Ashley Heppenstall | 975 | 685 | 298 | – | – | 91 | 2,049 | 1,888 |
| Alexandre Schneiter | 579 | 469 | 238 | – | – | 59 | 1,345 | 1,247 |
| Chris Bruijnzeels | 473 | 379 | 149 | – | – | 47 | 1,048 | 929 |
1 Löner och andra ersättningar har kostnadsförts under rapporteringsperioden.
Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring.
3 I december 2011 beslutade ersättningskommittén om en bonus för 2011 motsvarande en månadslön till den verkställande ledningen (inbegripet i bonusomkostnaden för 2011). I januari 2012 beslutade ersättningskommittén om ytterligare bonus för 2011 efter att ha utvärderat de anställdas bidrag till koncernens resultat och de individuella mål som uppnåtts och beslutade att tilldela en ytterligare bonus att betalas i januari 2012. Samma utvärdering gjordes i januari 2011 för 2010 och beloppen ingår i kostnaden för 2011.
Geoff rey Turbott 513 419 149 – – 51 1,132 948 Summa verkställande ledning 2 540 1 952 834 – – 248 5 574 5 012
4 Övriga ersättningar som betalats under 2011 är hänförliga till särskilda uppdrag som utförts av styrelseledamöter för koncernens räkning. Betalningen av dessa ersättningar var i enlighet med de arvoden som godkänts av årsstämman 2011.
Inga avtal för avgångsvederlag fi nns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna och dessa ledamöter är ej behöriga att delta i något av bolagets incitamentsprogram.
Den 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.
Den verkställande ledningen har inga utestående teckningsoptioner. Den tredje och sista tranchen under 2008 års unit bonus program betalades under 2011.
En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och sex månader gäller mellan bolaget och den verkställande ledningen och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. 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).
Se sidorna 50–51 i bolagsstyrningsrapporten för ytterligare information avseende bolagets principer för ersättning och ersättningspolicy för den verkställande ledningen för 2011.
Bolaget har följande långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av ett unit bonus program med en årlig tilldelning av units som vid inlösen ger en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att intjänas i tre trancher: en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den slutliga tredjedelen efter tre år. Den kontanta utbetalningen är beroende av att innehavaren av units är anställd vid datumet för utbetalningen.
Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
Under 2009, 2010 and 2011 har LTIP:s som följer samma principer som 2008 års LTIP införts för andra anställda än den verkställande ledningen.
Av nedanstående tabell framgår antalet units tilldelade enligt LTIP:s, utestående belopp per den 31 december 2011 och året under vilket antalet units kommer att intjänas.
| Utestående | År för intjänande | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Unit bonus program | Totalt antal units | 31 dec 2011 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| 2009 | 670 400 | 219 984 | 232 437 | 219 980 | 219 984 | – | – |
| 2010 | 723 950 | 470 169 | – | 236 299 | 235 085 | 235 084 | – |
| 2011 | 425 850 | 418 400 | – | – | 139 467 | 139 467 | 139 466 |
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 bonus program TUSD |
2011 | 2010 |
|---|---|---|
| 2008 | 786 | 1 625 |
| 2009 | 3 851 | 2 901 |
| 2010 | 7 379 | 3 070 |
| 2011 | 4 350 | – |
| 16 366 | 7 596 |
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 införandet av LTIP för den verkställande ledningen (vilken innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer och Senior Vice President Operations) vilken innefattar en tilldelning av syntetiska optioner som kan lösas in fem år efter utställandet. Inlösandet av optionerna berättigar mottagaren till att erhålla en kontant betalning baserad på ökningen i marknadsvärdet på aktierna. Utbetalningen av tilldelningen under dessa syntetiska optioner skall 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.
LTIP för den verkställande ledningen 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 aktierna i EnQuest och Etrion som gjordes 2010.) 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. Innehavarna av de syntetiska optionerna har inte rätt att erhålla nya tilldelningar i enlighet med unit bonus programmet så länge de syntetiska optionerna är utestående.
Lundin Petroleum äger 6 882 638 av sina egna aktier anskaff ade till en genomsnittlig kostnad om 46,51 SEK per aktie, vilket kompenserar exponeringen för LTIP. Lundin Petroleums aktiekurs var per den 31 december 2011 169,20 SEK. Avsättning för LTIP uppgick till 70,3 MUSD per den 31 december 2011 och marknadsvärdet på aktierna per den 31 december 2011 var 169,1 MUSD. Värdeökningen på de innehavda egna aktierna har i enlighet med redovisningsregler inte kompenserat kostnaden för LTIP.
Kostnaden för 2009 års LTIP till den verkställande ledningen uppgick till 41 604 TUSD (8 894 TUSD) för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011.
För ytterligare information avseende syntetiska optioner se sidorna 50–51 i bolagsstyrningsrapporten.
| TUSD | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| PricewaterhouseCoopers | ||
| Revisionsarvode | 1 065 | 995 |
| Revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag | 75 | 82 |
| Skatterådgivning | 179 | – |
| Övriga tjänster | 26 | 36 |
| Summa | 1 345 | 1 113 |
| Ersättningar till andra revisorer än | ||
| PricewaterhouseCoopers | 305 | 213 |
| Summa | 1 650 | 1 326 |
I revisionsarvode ingår granskning av delårsrapporten per den 30 juni 2011. Revisionsverksamhet utöver revisionsuppdrag innehåller uppdrag som licensrevision, PSC revisioner och revision av intern kontroll.
Lundin Petroleum äger 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum, vilka förvärvades 2009 genom en icke-kassafl ödespåverkande transaktion. Investeringen redovisades till verkligt värde för aktierna vid tidpunkten för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler redovisas en senare förändring i det verkliga värdet i koncernens rapport över totalresultat. I januari 2012 meddelade ShaMaran att det hade återlämnat sina licensandelar i de produktionsdelningskontrakt, för vilka det är operatör och därmed har det inträff at en permanent nedgång av det verkliga värdet för aktierna i ShaMaran Petroleum. Den sammanlagda förlusten som redovisats inom övrigt totalresultat kommer att omklassifi ceras från eget kapital och redovisas i resultaträkningen i det första kvartalet 2012. Den bokföringsmässiga förlusten uppskattas till ett belopp om 19 MUSD.
Under det första kvartalet 2012, utnyttjade Talisman Energy sin option att sälja en 30-procentig licensandel i PL148 Brynhild, Norge, med förbehåll för myndighetsgodkännande.
Moderbolagets aff ärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -182,4 MSEK (3 936,1 MSEK) för räkenskapsåret 2011
I resultatet ingår administrationskostnader om 206,1 MSEK (72,2 MSEK), fi nansiella intäkter om 5,9 MSEK (15,3 MSEK) för att stödja vissa fi nansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum samt räntekostnader om 25,3 MSEK (28,1 MSEK). Den största delen av ökningen i administrationskostnader är hänförlig till koncernens LTIP. 2010 års jämförelsetal innehåller 3 995,2 MSEK i utdelning, erhållen från ett dotterbolag.
Utdelningen av aktierna i EnQuest och Etrion under 2010 redovisades till det bokförda värdet av aktierna i Lundin Petroleum AB:s redovisning och uppgick till 3 949,7 MSEK för utdelningen av aktierna i EnQuest och 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 77–82.
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Rörelsens intäkter | |||
| Övriga rörelseintäkter | 1 | 42 644 | 25 822 |
| Bruttoresultat | 42 644 | 25 822 | |
| Administrationskostnader | -206 108 | -72 222 | |
| Rörelseresultat | -163 464 | -46 400 | |
| Resultat från fi nansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 2 | 6 560 | 4 012 086 |
| Finansiella kostnader | 3 | -25 495 | -36 928 |
| -18 935 | 3 975 158 | ||
| Resultat före skatt | -182 399 | 3 928 758 | |
| Inkomstskatt | 4 | – | 7 328 |
| Årets resultat | -182 399 | 3 936 086 |
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | Not | 2011 | 2010 |
|---|---|---|---|
| Periodens resultat | -182 399 | 3 936 086 | |
| Övrigt totalresultat | – | – | |
| Totalresultat | -182 399 | 3 936 086 | |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | -182 399 | 3 936 086 | |
| -182 399 | 3 936 086 |
PER DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK Not 2011 2010 TILLGÅNGAR Anläggningstillgångar Aktier i dotterbolag 11 7 871 947 7 871 947 Summa anläggningstillgångar 7 871 947 7 871 947 Omsättningstillgångar Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter 1 144 456 Övriga fordringar 5 7 810 6 719 Likvida medel 3 849 6 735 |
|---|
| Summa omsättningstillgångar 12 803 13 910 |
| SUMMA TILLGÅNGAR 7 884 750 7 885 857 |
| 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 reserver 2 551 805 2 551 805 |
| Balanserad vinst 3 936 086 |
| Årets resultat -182 399 3 936 086 |
| Summa fritt eget kapital 6 305 492 6 487 891 |
| Summa Eget kapital 7 169 977 7 352 376 |
| Långfristiga skulder |
| Övriga avsättningar 6 36 403 36 403 |
| Skulder till koncernföretag 673 988 482 281 |
| Summa långfristiga skulder 710 391 518 684 |
| Kortfristiga skulder |
| Leverantörsskulder 1 171 993 |
| Skatteskulder – 10 272 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter 7 2 742 3 125 |
| Övriga skulder 469 407 |
| Summa kortfristiga skulder 4 382 14 797 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER 7 884 750 7 885 857 |
| Ställda panter 9 3 579 013 3 081 228 Ansvarsförbindelser 9 – |
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Belopp i TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Kassafl öde från verksamheten | ||
| Årets resultat | -182 399 | 3 936 086 |
| Skatt enligt resultaträkning | – | -7 328 |
| Utdelning | – | -3 995 158 |
| Ej likviditetspåverkande poster | 207 410 | 82 514 |
| Betalda räntekostnader | -332 | -542 |
| Orealiserade valutakursförluster | 138 | 623 |
| Förändringar i rörelsekapital | ||
| Förändring i kortfristiga tillgångar | -1 779 | 286 |
| Förändring i kortfristiga skulder | -10 118 | – |
| Summa kassafl öde från verksamheten | 12 920 | 16 481 |
| Kassafl öde från investeringar | ||
| Erhållen betalning för försäljning av intresseföretag | – | 1 590 |
| Summa kassafl öde från investeringar | – | 1 590 |
| Kassafl öde från fi nansiering | ||
| Förändring i långfristiga skulder | -15 702 | 71 870 |
| Köp av egna aktier | – | -83 157 |
| Summa kassfl öde från fi nansiering | -15 702 | -11 287 |
| Förändring av likvida medel | -2 782 | 6 784 |
| Likvida medel vid årets början | 6 735 | 532 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -104 | -581 |
| Likvida medel vid årets slut | 3 849 | 6 735 |
FÖR RÄKENSKAPSÅRET SOM AVSLUTADES DEN 31 DECEMBER
| Bundet eget kapital | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Aktie kapital 1 |
Reservfond | Övriga reserver 2 |
Balanserad vinst |
Årets resultat |
Summa eget kapital |
| Balans per den 1 januari 2010 | 3 179 | 861 306 | 5 120 750 | 1 887 788 | -32 271 | 7 840 752 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -32 271 | 32 271 | – |
| Summa totalresultat | – | – | – | – | 3 936 086 | 3 936 086 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| 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 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | -2 568 945 | -1 855 517 | – | -4 424 462 |
| Balans per den 31 december 2010 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | – | 3 936 086 | 7 352 376 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | 3 936 086 | -3 936 086 | – |
| Summa totalresultat | – | – | – | – | -182 399 | -182 399 |
| Balans per den 31 december 2011 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 936 086 | -182 399 | 7 169 977 |
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 31 december 2011 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 2011 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 reserver tillsammans med valutakursdiff erenser på lån till dotterbolag.
| TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Norge | 19 401 | 14 642 |
| Indonesien | 2 270 | 2 029 |
| Tunisien | 4 827 | 4 595 |
| Malaysia | 15 601 | 1 680 |
| Storbritannien | – | 2 876 |
| Övriga | 545 | – |
| 42 644 | 25 822 |
| TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Utdelning | – | 3 995 158 |
| Garanti-intäkter | 6 472 | 16 900 |
| Övriga | 88 | 28 |
| 6 560 | 4 012 086 |
Garanti-intäkterna är främst hänförliga till belopp erhållna för att stödja vissa fi nansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum.
| TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Räntekostnader koncernbolag | 24 979 | 30 789 |
| Räntekostnader ej koncernbolag | 332 | 542 |
| Valutakursförluster, netto | 138 | 624 |
| Skattetillägg | – | 4 907 |
| Övriga | 46 | 66 |
| 25 495 | 36 928 |
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 överklagades och 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 som vidhöll beslutet.
| TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| Vinst före skatt | -182 399 | 3 928 758 |
| Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige (26,3% ) |
47 971 | -1 033 263 |
| Skatteeff ekt av erhållen utdelning | – | 1 050 727 |
| Skatteeff ekt av resultaten av utländska CFC-bolag |
– | -3 705 |
| Skatteeff ekt av ej avdragsgilla kostnader | -35 674 | -1 590 |
| Ökning av ej bokförda skattemässiga underskott |
-12 297 | -12 169 |
| Skatteeff ekt av justering av skatteberäkning 2008 och 2009 |
– | 7 328 |
| Skatteeff ekt | – | 7 328 |
| TSEK | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Fordringar på koncernbolag | 7 291 | 5 139 |
| Mervärdesskattefordran | 267 | 504 |
| Övriga | 252 | 1 076 |
| 7 810 | 6 719 |
Avsättningar per den 31 december 2011 uppgick till 36 403 TSEK (36 403 TSEK) och är hänförliga till bolagsskatt.
| TSEK | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|
| Sociala avgifter | 349 | 276 |
| Styrelsearvoden | 194 | 169 |
| Styrelsearvoden för övriga uppdrag | – | 900 |
| Revision | 942 | 1 212 |
| Resekostnader | 575 | – |
| Övriga | 682 | 568 |
| 2 742 | 3 125 |
Redovisningsprinciperna för fi nansiella instrument har tillämpats på följande tillgångar:
| Lånefordringar och övriga |
Finansiella skulder värderade till upplupet |
|
|---|---|---|
| TSEK | fordringar | anskaff ningsvärde |
| Tillgångar | ||
| Fordringar på koncernbolag | 7 291 | |
| Likvida medel | 3 849 | |
| Skulder | ||
| Skulder till koncernbolag | 673 988 | |
| Leverantörsskulder | 1 171 |
11 140 675 159
Se koncernens noter 28 samt 29 för detaljer.
| TSEK | 2011 | 2010 |
|---|---|---|
| PricewaterhouseCoopers | ||
| Revisionsarvode | 1 424 | 1 296 |
| Revisionsrelaterat | – | 80 |
| 1 424 | 1 376 |
Det har inte utgått något arvode till andra revisorer än PricewaterhouseCoopers.
| Antal | Bokfört värde | Bokfört värde | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TSEK | Organisationsnummer | Säte | utställda aktier |
Ägd andel | Nominellt värde per aktie |
31 december 2011 |
31 december |
| Direkt ägda | |||||||
| Lundin Energy AB (under likvidation) |
556619-2299 | Stockholm, Sverige | 10 000 000 | 100 | SEK 0,01 | 100 | |
| Lundin Petroleum BV | 27254196 | Haag, Nederländerna | 181 | 100 | EUR 100,00 | 7 871 847 | 7 871 847 |
| 7 871 947 | 7 871 947 | ||||||
| Indirekt ägda | |||||||
| Lundin Norway AS | 986 209 409 | Lysaker, Norge | 4 930 000 | 100 | NOK 100,00 | ||
| Lundin Netherlands BV | 24106565 | Haag, Nederländerna | 6 000 | 100 | EUR 450,00 | ||
| Lundin Tunisia BV | 27284355 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Exploration BV | 27273727 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Marine BV | 27275508 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| – Lundin Marine SARL | 06B090 | Pointe Noire, Kongo | 200 | 100 | FCFA 5 000 | ||
| Lundin South East Asia BV | 27290262 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Ventures BV | 27290568 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Vietnam BV (under likvidation) |
27266083 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Cambodia BV (under likvidation) |
27292990 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Malaysia BV | 27306815 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Netherlands Facilities BV | 27324007 | 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 | 27260264 | Haag, Nederländerna | 180 | 100 | EUR 100,00 | ||
| Lundin Ventures XVII BV | 53732855 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Holdings SA | 442423448 | Montmirail, Frankrike | 1 853 700 | 100 | EUR 10,00 | ||
| – Lundin International SA | 572199164 | Montmirail, Frankrike | 1 721 855 | 99.86 | EUR 15,00 | ||
| – Lundin Gascogne SNC | 419619077 | Montmirail, Frankrike | 100 | 100 | EUR 152,45 | ||
| Lundin Indonesia Holding BV | 27290577 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Lematang BV | 24262562 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| – Lundin Oil & Gas BV | 24262561 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| – Lundin Sareba BV | 24278356 | Haag, Nederländerna | 40 | 100 | EUR 450,00 | ||
| – Lundin Rangkas BV | 27314247 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Cakalang BV | 27314288 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Baronang BV | 27314235 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin South Sokang BV | 27324012 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Gurita BV | 27296469 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| Lundin Russia BV | 27290574 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Russia Services BV | 27292018 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Lundin Russia Ltd. | 656565-4 | Vancouver, Kanada | 55 855 414 | 100 | CAD 1,00 | ||
| – Culmore Holding Ltd | 162316 | Nicosia, Cypern | 1 002 | 100 | CYP 1,00 | ||
| – Lundin Lagansky BV | 27292984 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 | ||
| – Mintley Caspian Ltd | 160901 | Nicosia, Cypern | 5 000 | 70 | CYP 1,00 | ||
| – LLC PetroResurs | 1047796031733 | Moskva, Ryssland | 1 | 100 | RUR 10 000 | ||
| – Lundin Komi BV | 53732561 | Haag, Nederländerna | 18 000 | 100 | EUR 1,00 |
Under 2011 har de helägda bolagen Lundin Netherlands Holding BV, Lundin Banyumas BV, Lundin Nigeria Ltd och LundinNeft LLC likviderats. Lundin Data Services BV såldes under 2011.
Lundin Energy AB, Lundin Vietnam BV och Lundin Cambodia BV var under likvidation per den 31 december 2011.
Styrelsen och koncernchef och VD i Lundin Petroleum AB har den 11 april 2012 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2011 för utfärdande.
Styrelsen och koncernchef och 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, 11 april 2012
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
Kristin Færøvik Styrelseledamot
| Resultaträkning (sammanfattning) TUSD | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 |
|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | |||||
| Rörelsens intäkter | 1 269 515 | 798 599 | 571 835 | 628 939 | 435 898 |
| Produktionskostnader | -193 104 | -157 065 | -155 311 | -198 269 | -151 228 |
| Avskrivningar | -165 138 | -145 316 | -118 128 | -95 046 | -83 228 |
| Prospekteringskostnader | -140 027 | -127 534 | -134 792 | -110 023 | -29 218 |
| Nedskrivning | – | – | -644 766 | -78 572 | – |
| Bruttoresultat | 771 246 | 368 684 | -481 162 | 147 029 | 172 224 |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | – | 66 126 | 4 589 | 20 481 | – |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar |
–67 022 | -40 960 | -27 619 | -19 684 | -24 595 |
| Rörelseresultat | 704 224 | 393 850 | -504 192 | 147 826 | 147 629 |
| Resultat från fi nansiella investeringar | 25 433 | -12 507 | 29 559 | -110 121 | 24 644 |
| Resultat från andel i intressebolag | – | – | -25 504 | 4 480 | – |
| Resultat före skatt | 729 657 | 381 343 | -500 137 | 42 185 | 172 273 |
| Skatt | -574 413 | -251 865 | -45 669 | -40 824 | -83 015 |
| Årets resultat från kvarvarande verksamhet | 155 244 | 129 478 | -545 806 | 1 361 | 89 258 |
| Avyttrad verksamhet | |||||
| Årets resultat från avyttrad verksamhet | – | 368 992 | 8 737 | 59 042 | 51 828 |
| Årets resultat | 155 244 | 498 470 | -537 069 | 60 403 | 141 086 |
| Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare: | 160 137 | 511 875 | -411 268 | 93 958 | 141 750 |
| Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande: |
-4 893 | -13 405 | -125 801 | -33 555 | -664 |
| ÅRETS RESULTAT | 155 244 | 498 470 | -537 069 | 60 403 | 141 086 |
| Balansräkning (sammanfattning) TUSD | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 |
|---|---|---|---|---|---|
| Materiella anläggningstillgångar | 2 345 354 | 2 014 242 | 2 556 275 | 2 704 556 | 2 631 890 |
| Övriga anläggningstillgångar | 46 586 | 129 944 | 119 093 | 259 515 | 334 685 |
| Omsättningstillgångar | 298 004 | 284 950 | 275 290 | 272 619 | 316 021 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 689 944 | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | 3 282 596 |
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 000 882 | 920 416 | 1 141 658 | 1 462 442 | 1 513 340 |
| Innehav utan bestämmande infl ytande | 69 424 | 77 365 | 95 555 | 179 793 | 209 893 |
| Summa eget kapital | 1 070 306 | 997 781 | 1 237 213 | 1 642 235 | 1 723 233 |
| Avsättningar | 987 306 | 769 687 | 897 622 | 779 370 | 856 547 |
| Långfristiga räntebärande skulder | 228 830 | 476 671 | 558 327 | 555 626 | 427 243 |
| Kortfristiga skulder | 402 815 | 184 997 | 257 496 | 259 459 | 275 573 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 689 944 | 2 429 136 | 2 950 658 | 3 236 690 | 3 282 596 |
Finansiella nyckeltal har beräknats på kvarvarande verksamhet.
| Finansiell data (TUSD) | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 | 2007 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelseresultat | 1 269 515 | 798 599 | 571 835 | 628 939 | 435 898 |
| EBITDA | 1 012 063 | 603 450 | 392 324 | 414 794 | 260 076 |
| Årets resultat | 155 244 | 129 478 | -545 806 | 1 361 | 89 258 |
| 676 201 | 573 380 | 384 511 | 444 923 | 273 389 | |
| Nyckeltal, aktie (USD) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,22 | 2,96 | 3,64 | 4,67 | 4,80 |
| Operativt k öde per aktie |
2,17 | 1,84 | 1,23 | 1,41 | 0,87 |
| 2,88 | 1,79 | 1,56 | 1,92 | 1,49 | |
| Resultat per aktie | 0,51 | 0,46 | -1,34 | 0,11 | 0,28 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,51 | 0,46 | -1,34 | 0,11 | 0,28 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 3,25 | 1,93 | 1,25 | 1,31 | 0,82 |
| Utdelning per aktie | – | 2,30 | – | – | – |
| Börskurs vid periodens utgång (avser moderbolaget) | 24,57 | 12,47 | 7,95 | 5,25 | 10,52 |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 315 550 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 311 027 942 | 311 027 942 | 313 420 280 | 313 420 280 | 315 550 580 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden | 311 027 942 | 312 096 990 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 020 401 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden, efter full | |||||
| utspädning | 311 027 942 | 312 096 990 | 313 420 280 | 315 682 981 | 315 409 915 |
| Nyckeltal, koncernen (%) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Räntabilitet på eget kapital | 15 | 12 | -38 | – | 5 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | 53 | 24 | -28 | 9 | 8 |
| Nettoskuldsättningsgrad | 15 | 36 | 40 | 35 | 21 |
| Soliditet | 40 | 41 | 42 | 51 | 52 |
| Andel riskbärande kapital | 69 | 67 | 66 | 71 | 71 |
| Räntetäckningsgrad | 5 919 | 1 860 | -3 671 | 734 | 2 456 |
| 5 460 | 2 742 | 2 561 | 5 069 | 4 642 | |
| Direktavkastning | – | 18 | – | – | – |
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid periodens slut.
öde per aktie: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
öde från verksamheten per aktie: 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.
EBITDAper aktie efterfull utspädning: Koncernens EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner, stnader, 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: sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Nettoskuldsättningsgrad: 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:
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 2010 | 221 080 | 73 745 | 21 962 | 63 | 261 | 100 186 | 7 975 | 16 888 |
| Förändringar under året | ||||||||
| – förvärv | – | – | – | – | – | – | – | – |
| – försäljningar | -80 175 | -72 933 | – | – | – | – | -7 242 | – |
| – förändringar | 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 |
| 2011 | ||||||||
| Förändringar under året | ||||||||
| – förvärv | 4 037 | – | – | – | – | 4 037 | – | – |
| – försäljningar | – | – | – | – | – | – | – | – |
| – förändringar | 19 194 | – | 2 253 | -9 | -117 | 16 578 | – | 489 |
| – utvidgningar och | ||||||||
| fyndigheter | 12 934 | – | 1 314 | – | 120 | 11 500 | – | – |
| – produktion | -10 238 | – | -1 119 | – | -267 | -7 713 | – | -1 139 |
| 31 december 2011 | 183 008 | – | 24 758 | 77 | 250 | 141 880 | – | 16 043 |
| Bevisade och sannolika | Summa | Storbritannien | Nederländerna | Norge | Indonesien | |||
| gasreserver | MMscf1 | MMscf | MMscf | MMscf | MMscf | |||
| 1 januari 2010 | 208 739 | 30 607 | 19 897 | 124 163 | 34 072 | |||
| Förändringar under året | ||||||||
| – förvärv | – | – | – | – | – | |||
| – försäljningar | -32 108 | -30 607 | – | – | -1 501 | |||
| – förändringar | 9 582 | – | 5 859 | 9 459 | -5 736 | |||
| – utvidgningar och fyndigheter | – | – | – | – | – | |||
| – produktion | -8 780 | – | -4 530 | -3 324 | -926 | |||
| 31 december 2010 | 177 433 | – | 21 226 | 130 298 | 25 909 | |||
| 2011 | ||||||||
| Förändringar under året | ||||||||
| – förvärv | – | – | – | – | – | |||
| – försäljningar | – | – | – | – | – | |||
| – förändringar | -9 955 | – | 1 141 | -11 182 | 86 |
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 2011 är 37 Mbbl (33 Mbbl) hänförligt till innehavare utan bestämmande infl ytande i andra dotterbolag i koncernen.
– utvidgningar och fyndigheter 10 230 – 3 130 7 100 – – produktion -11 479 – -4 350 -4 587 -2 542 31 december 2011 166 229 – 21 148 121 629 23 453
Reserverna per den 31 december 2011 har reviderats av Gaff ney, Cline & Associates.
| Bank/Mäklare | Analytiker | Kontakt |
|---|---|---|
| ABG Sundal Collier | Anders Holte | [email protected] |
| Arctic Securities | Magnus Berg | [email protected] |
| Bank of America Merrill Lynch | Alejandro Demichelis | [email protected] |
| BMO Capital Markets | Christopher Brown | [email protected] |
| Carnegie | Alexander Vilval | [email protected] |
| Cheuvreux | Joakim Ahlberg | [email protected] |
| Collins Stewart | Thomas Martin | [email protected] |
| Credit Suisse | Arpit Harbhajanka | [email protected] |
| DnB NOR Markets | Espen Hennie | [email protected] |
| SEB Enskilda | Julian Beer | [email protected] |
| GMP | Peter Nicol | [email protected] |
| Goldman Sachs | Christophor Jost | [email protected] |
| Handelsbanken | Daniel Råvik | [email protected] |
| Macquarie Securities Group | Mark Wilson | [email protected] |
| Nordea | Christian Kopfer | [email protected] |
| Pareto Öhman | Petter Hjerstedt | [email protected] |
| Royal Bank of Canada | James Hosie | [email protected] |
| RS Platou Markets | Kristoff er Dahlberg | [email protected] |
| Société Generale | David Mirzai | [email protected] |
| Swedbank/First Securities | Teodor Nilsen | teodor.nilsen@fi rst.no |
Lundin Petroleum kommer att publicera följande rapporter:
| » 9 maj 2012 | Rapport för de första tre månaderna |
|---|---|
| (januari – mars 2012) | |
| » 10 maj 2012 | Årsstämma 2012 |
| » 1 augusti 2012 | Rapport för de första sex månaderna |
| (januari – juni 2012) | |
| » 31 oktober 2012 | Rapport för de första nio månaderna |
| (januari – september 2012) | |
| » februari 2013 | Bokslutsrapport 2012 |
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 skriftlig och daterad fullmakt. Fullmaktsformulär fi nns på hemsidan www.lundin-petroleum.com.
Årsstämman i Lundin Petroleum hålls torsdagen den 10 maj 2012 kl. 13.00 i Vinterträdgården, Grand Hotel, Södra Blasieholmshamnen 8 i Stockholm.
För att få rätt att deltaga vid årsstämman måste aktieägare:
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 4 maj 2012.
MMscfd Miljoner standard kubikfot per dag MMbtu Miljoner British thermal units
| bbl | Fat (barrel). 1 fat = 159 liter | CHF | Schweiziska francs |
|---|---|---|---|
| bcf | Miljarder kubik fot. 1 kubikfot = 0,028 m3 | EUR | Euro |
| Bn | Miljarder | GBP | Brittiska pund |
| boe | Fat oljeekvivalenter | NOK | Norska kronor |
| boepd | Fat oljeekvivalenter per dag | RUR | Ryska rubler |
| bopd | Fat olja per dag | SEK | Svenska kronor |
| Bn boe | Miljarder fat oljeekvivalenter | USD | US dollar |
| Mbbl | Tusen fat (latin: Mille) | TCHF | Tusen CHF |
| Mbo | Tusen fat olja | TSEK | Tusen SEK |
| Mboe | Tusen fat oljeekvivalenter | TUSD | Tusen USD |
| Mboepd | Tusen fat oljeekvivalenter per dag | MSEK | Miljoner SEK |
| MMbo | Miljoner fat olja | MUSD | Miljoner USD |
| 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 |
Denna information har off entliggjorts i enlighet med lagen om värdepappersmarknaden (SFS 2007:528) och/eller lagen om handel med fi nansiella instrument (SFS 1991:980).
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive bolagets framtida resultat, aff ärsutsikter och aff ärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "antecipera", "planera", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan komma att", "kommer att", "projektera", "förutse", "potentiell", "målsättning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och fi nansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Risker och riskhantering " samt på andra ställen i bolagets årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.
Om inte annat anges är Lundin Petroleums reserv- och resursestimat per den 31 december 2011 och har förberetts och reviderats i enlighet med National Instrument 51–101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51–101") och Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook"). Om inte annat anges avser alla reservestimat i denna årsredovisning "bevisade reserver" och "sannolika reserver" sammanlagt, tillsammans även kallade "2P reserver". För ytterligare information avseende klassifi ceringen av reserver och resurser, se Reserver och resurser på sidorna 28 till 30.
BOEs kan vara missledande, särskilt om det används isolerat. Konverteringsförhållandet för en BOE om 6 Mcf : 1 bbl är baserat på en konverteringsmetod för energilikvärdighet som är främst tillämplig vid brännaren och representerar inte ett likvärdigt värde vid borrhuvudet.
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]
www.lundin-petroleum.com
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.