Annual Report • Feb 8, 2012
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Stockholm 8 februari 2012
| 1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
1 okt 2011- 31 dec 2011 3 månader |
1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader |
1 okt 2010- 31 dec 2010 3 månader |
|
|---|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd, brutto | 33,3 | 34,7 | 30,5 | 32,6 |
| Rörelsens intäkter i MUSD | 1 269,5 | 323,0 | 798,6 | 240,1 |
| Periodens resultat i MUSD | 155,2 | -14,0 | 129,5 | 86,6 |
| Periodens resultat hänförligt till | ||||
| moderbolagets aktieägare i MUSD | 160,1 | -12,5 | 142,9 | 90,4 |
| Vinst/aktie i USD1 | 0,51 | -0,05 | 0,46 | 0,29 |
| Vinst/aktie efter full utspädning i USD1 | 0,51 | -0,05 | 0,46 | 0,29 |
| EBITDA i MUSD | 1 012,1 | 244,8 | 603,5 | 177,7 |
| Operativt kassaflöde i MUSD | 676,2 | 89,4 | 573,4 | 156,9 |
Beloppen i ovanstående tabell baseras på kvarvarande verksamhet.
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare
Lundin Petroleum är ett svenskt oberoende olje- och gasprospekterings och produktionsbolag med en välbalanserad portfölj av tillgångar i världsklass främst i Europa och Sydostasien. Bolaget är noterat vid NASDAQ OMX, Stockholm (ticker "LUPE") och vid Torontobörsen (TSX) (ticker "LUP"). Lundin Petroleum har 211 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) bevisade och sannolika reserver.
Det gläder mig att uppdatera er om Lundin Petroleums utveckling till följd av vår exceptionella framgång under 2011. 2011 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 100-procentig ökning 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, offshore 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 är i själva verket ett enda sammanhängande gigantiskt oljefält. Vårt utvärderingsborrningsprogram för Avaldsnes i PL501, där vi är operatör, tillsammans med Statoils fyndighetsborrning och efterföljande utvärderingsborrning i PL265, har bekräftat att tjocklek och kvalitet i reservoaren från juraålder är bättre än man tidigare antagit. Detta har resulterat i att Lundin Petroleum ökat det betingade resursintervallet för fyndigheten Avaldsnes i PL501 till mellan 800 miljoner och 1,8 miljarder fat, brutto, av utvinningsbar olja. Statoil har meddelat ett betingat resursintervall om mellan 900 miljoner och 1,5 miljarder fat, brutto, av utvinningsbar olja för fyndigheten Aldous Major South i PL265. Som ett resultat uppskattas fyndigheten Johan Sverdrup 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 en reservoar på 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 definiera 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 påträffades 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 finansiellt resultat för 2011 med ett resultat efter skatt för året om 155,2 MUSD. Det starka produktionsresultatet har fortsatt och resulterat i operativt kassaflöde 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 kassaflöde från våra producerande tillgångar vilket kommer att utgöra den primära finansieringskällan 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 finansiell flexibilitet.
Lundin Petroleum har inte sökt finansiering från aktieägarna sedan den initiala nyemissionen om 50 miljoner USD då bolaget bildades för 10 år sedan. Vår tillväxt har finansierats från internt genererade kassaflöden och konservativt utnyttjande av banklån. Denna finansiella 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 prospekteringsborrning och detta fortsatte under 2011. Våra bevisade och sannolika reserver, som är föremål för en oberoende revision av Gaffney, Cline & Associates, ökade med över 20 procent till 211 MMboe och vi har återigen uppnått en enastående reserversättningsgrad om 264 procent. De producerande Alvheim- och Volundfälten fortsatte att bidra med ökade reserver, liksom Tellusfyndigheten som nu är inbegripen i utbyggnaden av Luno.
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. Produktionen under det fjärde kvartalet om 34 700 boepd var särskilt stark till följd av resultatet från Volundfältet, offshore Norge, som alltjämt är över förväntan. Vår produktionsprognos för 2012 är mellan 32 000 - 38 000 boepd, vilket motsvarar en ökning om 5 procent från 2011 vid medelpunkten av vår prognos. Produktionsstarten av Gaupefältet, offshore 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 återigen kommer att mer än fördubblas efter produktionsstart av detta fält.
Om vi kort tittar på utvecklingen av våra olika utbyggnadsprojekt:
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 den strategin har fungerat.
Vi är hur som helst övertygade om att det finns mer att hitta. Trots att prioritet ges till utvärderingen av Johan Sverdrup beträffande 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 Utsira höjden där vi anser att vi har mycket god kännedom av 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.
Vi fortsätter att framgångsrikt förvärva ny areal i de norska licensrundorna. Lundin Petroleum tilldelades 10 nya licenser i licensrundan APA 2011 som offentliggjordes i januari 2012.
Vårt prospekteringsborrningsprogram i Malaysia fortskrider väl. Gasfyndigheten Tarap som meddelades under det andra kvartalet har följts av ytterligare en gasfyndighet i Cempulut. De två fyndigheterna tillsammans med en tredje befintlig fyndighet i vår licens innebär att vi har betingade resurser på över 250 miljarder kubik fot (bcf) gas i block SB303, offshore Sabah, östra Malaysia. Dessa resurser är sannolikt tillräckliga för att överväga en klusterutbyggnad i ett område med ökande gasunderskott. Vi har gjort två oljefyndigheter offshore den Malaysiska halvön och tittar nu på utbyggnadsalternativ för Bertamfältet. Vårt malaysiska borrprogram kommer att fortsätta under 2012 med ytterligare fem borrningar.
Vi har skapat betydande aktieägarvärde under de senaste 10 åren allt sedan Lundin Petroleum grundades. Vi är idag en av de största oberoende prospekterings- och produktionsbolagen i Europa. Vårt prospekteringsteam har bevisat att vår strategi för organisk tillväxt i Norge har varit framgångsrik och jag tror att vi är på rätt spår för att återskapa detta i Malaysia. Vi tror starkt att mer framgång följer i framtiden. Vi har medarbetarna, licenserna, tillgång till teknik och den finansiella kapaciteten för att vidare öka våra resurser vilket kommer att leda till ytterligare ökningar av aktieägarvärdet.
Vi har samtidigt expanderat vår organisation till att bygga ut våra fyndigheter och har den finansiella kapaciteten som krävs för att leda dessa projekt till produktion. I en värld där det blir allt svårare att hitta konventionella oljeresurser i bevisade petroleumsystem belägna i politiskt stabila områden, är jag övertygad om att värdet av dessa resurser kommer att öka med tiden. Året 2011 har varit en fantastisk upplevelse men viktigare än så är att framtiden är mycket spännande och jag, samt Lundin Petroleums team, är fokuserade på ert bolags fortsatta framgång.
Med vänlig hälsning
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Lundin Petroleums nettoproduktion i Norge för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2011 (rapporteringsperiod) var 23 200 fat oljeekvivalenter per dag (boepd).
Nettoproduktionen för rapporteringsperioden från Alvheimfältet, offshore Norge, (Lundin Petroleums licensandel (l.a.) 15%) var 11 200 boepd. Alvheimfältet har varit i produktion sedan juni 2008 och fortsätter att överträffa 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 2 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 3 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 12 000 boepd för rapporteringsperioden och överträffade väsentligt förväntningarna. Produktionsstart från 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 8 700 boepd 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 addera 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. Förhandlingar pågår med Det norske oljeselskap ASA beträffande en koordinerad utbyggnadslösning och förväntningen är att ett avtal sluts inom kort. Produktionsstart för Lunofältet förväntas ske i slutet av 2015 med en förväntad topproduktion, brutto, om cirka 90 000 boepd. Lunoplattformens avsedda kapacitet kommer att uppgå till mer än 120 000 boepd när Draupnes produktion kombineras med Lunofältets. Bruttokapitalkostnaden för utbyggnaden av Lunofältet, som inkluderar plattform, pipelines och 15 borrningar, uppskattas till 4 miljarder USD. Lunofältet innehåller 186 (MMboe) av bevisade och sannolika bruttoreserver. Ett kontrakt har tilldelats Kvaerner 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 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 påträffade oljeförande reservoar av bättre tjocklek och kvalitet än fyndighetsborrningen och den första utvärderingsborrningen testade en genomsnittlig produktionsnivå om över 5 500 boepd genom begränsande ventiler. I augusti 2011 offentliggjorde Statoil, operatör för PL265, fyndigheten Aldous Major South med borrningen 16/2-8 som påträffade en oljekolonn på 65 meter av utmärkt sandstensreservoar från juraålder. En utvärderingsborrning av Aldous Major South 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 offentliggjort ett intervall av utvinningsbara betingade bruttoresurser för fyndigheten Avaldsnes i PL501 på mellan 800 miljoner och 1,8 miljarder fat som har reviderats av Gaffney Cline & Associates. Statoil har på liknande sätt offentliggjort ett intervall av utvinningsbara betingade bruttoresurser i PL265 på 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 på 115 meter, reservoaren ligger på ett djup på 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 flanken av Avaldsnesfyndigheten. Trots att borrningen påträffade sandstenreservoar av god kvalitet från juraålder, påträffades 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 påträffade 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 definiera 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 Utsira höjden 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 identifierats 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 5 000 boepd på platånivå, netto Lundin Petroleum.
Utbyggnadsplanen för Brynhildfältet (tidigare kallat Nemo) i PL148 (l.a. 70%) godkändes av det norska petroleumoch oljedepartementet i november 2011. Brynhildfältet innehåller bevisade och sannolika bruttoreserver om 20 MMboe och förväntas producera 8 400 boepd på platånivå, netto Lundin Petroleum, 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 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, licens 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 finns i Skalles understrukturer och i potentiella strukturer i PL438.
I juli 2011 avslutade Lundin Petroleum borrningen av 25/10-11 i strukturen Earb South i PL505 (l.a. 30%). Borrningen påträffade tre separata kolväteförande sandstenssekvenser från juraålder av ringa reservoarkvalitet. Borrningen testades och olja och gas flödade 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 2 400 boepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 700 boepd för rapporteringsperioden. Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin, vilken innefattar åtta nya utbyggnadsborrningar och installation av nya produktionsanläggningar, har påbörjats. Utbyggnadsborrningar kommer att fortsätta in i 2012. Den nyligen genomförda oberoende reservrevisionen för årsslutet 2011 resulterade i uppskattade bevisade och sannolika nettoreserver 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 2 000 boepd för rapporteringsperioden.
Tolkningen av 3D seismik som insamlades under 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) har slutförts.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Singa gasfältet (l.a. 25,9%) uppgick under rapporteringsperioden till 1 200 boepd. 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 på 474 km har slutförts över Rangkasblocket (l.a. 51%).
Ett insamlingsprogram för 3D seismik på 975 km2 över licenserna Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under 2010. Prospekteringsborrning kommer nu att påbörjas under 2013. Vidare slutfördes ett insamlingsprogram för 2D seismik på 1 500 km på Cakalang under 2011.
Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i december 2010 för South Sokangblocket (l.a. 60%). Ett insamlingsprogram för 2D seismik på 2 400 km har slutförts under 2011.
Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i mars 2011 för Guritablocket (l.a. 100%). Ett insamlingsprogram för 3D seismik på mer än 400 km2 kommer att slutföras under 2012.
3D seismikprogrammet som genomfördes 2009 identifierade ett flertal borrbara potentiella strukturer för 2011/2012 års borrprogram. Fem prospekterings- och utvärderingsborrningar genomfördes under 2011.
Prospekteringsborrningen Tarap i SB303 (l.a. 75%), offshore Sabah, östra Malaysia resulterade i en gasfyndighet i juli 2011. Borrningen påträffade 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 SB303, resulterade också i en gasfyndighet. Borrningen påträffade ett rev från Mioceneålder med vertikal bruttomängd om 50 meter. Det finns en tredje fyndighet, Titik Terang, i licensområdet SB303. Samtliga tre fyndigheter är belägna i närheten av varandra och innehåller uppskattade betingade bruttoresurser (enligt den bästa uppskattningen) om mer än 250 bcf. Vi utvärderar nu möjligheten för en klusterutbyggnad. Det finns flera alternativ för kommersialisering av gas i Sabahområdet.
Den första prospekteringsborrningen Batu Hitam-1 som genomfördes i PM308A (l.a. 35%), offshore den Malaysiska halvön, pluggades igen och övergavs som ett torrt hål efter att den påträffat god reservoarkvalitet men med hög koncentration av koldioxid. Den andra prospekteringsborrningen i PM308A, Janglau-1, slutfördes i november 2011 som en oljefyndighet och visade prov ett nytt koncept för olja i (intra-rift) sand från Oligoceneålder. Fyndigheten kräver ytterligare utvärderingsborrningar för att avgöra om den är kommersiell.
I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307 offshore den Malaysiska halvön. Ett insamlingsprogram för 3D seismik på 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, offshore Sabah och offshore den Malaysiska halvön. Borrningarna förväntas att påbörjas i mitten av 2012.
Nettoproduktionen från Ryssland till Lundin Petroleum för perioden var 3 100 boepd.
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes 2008 en betydande oljefyndighet på Morskayafältet. Fyndigheten anses som strategisk, på grund av att den är belägen offshore, av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar. 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 identifierats i Laganskyblocket.
Nettoproduktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) till Lundin Petroleum var 700 boepd för rapporteringsperioden.
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 fjärde 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 tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2011 (rapporteringsperioden), 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 kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 676,2 MUSD (573,4 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 2,17 USD (1,84 USD).
Det har inte skett några väsentliga förändringar i koncernen under rapporteringsperioden.
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 rapporteringsperioden uppgick till 33,3 Mboe per dag (Mboepd) (30,5 Mboepd) och omfattade nedanstående:
| Produktion | 1 jan 2011- 1 okt 2011- |
1 jan 2010- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader | |
| Norge | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 8 477,1 | 2 262,0 | 6 629,8 | 1 874,1 |
| – Kvantitet i Mboepd | 23,2 | 24,7 | 18,2 | 20,4 |
| Frankrike | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 119,2 | 276,0 | 1 160,8 | 296,6 |
| – Kvantitet i Mboepd | 3,1 | 3,0 | 3,2 | 3,2 |
| Nederländerna | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 725,0 | 184,7 | 756,7 | 191,4 |
| – Kvantitet i Mboepd | 2,0 | 2,0 | 2,1 | 2,1 |
| Indonesien | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 423,6 | 131,0 | 887,1 | 250,2 |
| – Kvantitet i Mboepd | 1,2 | 1,4 | 2,4 | 2,7 |
| Ryssland | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 139,4 | 277,5 | 1 321,2 | 302,0 |
| – Kvantitet i Mboepd | 3,1 | 3,0 | 3,6 | 3,3 |
| Tunisien | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 267,2 | 57,0 | 372,2 | 83,3 |
| – Kvantitet i Mboepd | 0,7 | 0,6 | 1,0 | 0,9 |
| Summa från kvarvarande | ||||
| verksamhet | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 12 151,5 | 3 188,2 | 11 127,8 | 2 997,6 |
| – Kvantitet i Mboepd | 33,3 | 34,7 | 30,5 | 32,6 |
| Avyttrad verksamhet - | ||||
| Storbritannien | ||||
| – Kvantitet i Mboe | - | - | 812,2 | - |
| – Kvantitet i Mboepd | - | - | 2,2 | - |
| Summa exklusive innehav | ||||
| utan bestämmande | ||||
| inflytande | ||||
| – Kvantitet i Mboe | ||||
| – Kvantitet i Mboepd | 12 151,5 | 3 188,2 | 11 940,0 | 2 997,6 |
Ökningen i producerad volym i Norge i förhållande till jämförelseperioden är hänförlig till Volundfältet som startade sin produktion i april 2010. Volundfältet har en kontraktsenlig minimumkapacitet om 25,0 Mboepd brutto genom Alvheim FPSO:n och har i genomsnitt producerat mer än 34,0 Mboepd brutto under 2011 genom att dra fördel av ledig kapacitet. Volundfältet bidrog, netto till Lundin Petroleum, med 12,0 Mboepd (5,3 Mboepd) för rapporteringsperioden och 12,5 Mboepd (9,7 Mboepd) för det fjärde kvartalet 2011.
Producerade volymer för 2010 för Indonesien innehåller bidrag om 2,0 Mboepd från Salawatitillgångarna för helåret 2010. Salawatitillgångarna såldes i december 2010.
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 (boe) uppgick till 101,04 USD (71,92 USD) och framgår av nedanstående tabell. 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 | 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|---|---|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Norge | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 8 843,2 | 2 353,7 | 6 712,5 | 1 970,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 109,57 | 107,39 | 77,93 | 84,17 |
| Frankrike | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 155,5 | 283,3 | 1 168,0 | 289,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 110,59 | 110,68 | 79,35 | 88,52 |
| Nederländerna | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 725,0 | 184,7 | 756,7 | 191,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 60,74 | 64,14 | 44,37 | 50,52 |
| Indonesien | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 387,7 | 117,0 | 607,7 | 277,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,43 | 32,19 | 65,31 | 67,06 |
| Ryssland | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 138,4 | 271,2 | 1 290,0 | 290,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 69,85 | 70,36 | 51,65 | 56,61 |
| Tunisien | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 198,2 | - | 382,6 | - |
| – Genomsnittspris per boe | 125,12 | - | 77,15 | - |
| Summa från kvarvarande | ||||
| verksamhet | 12 448,0 | 3 209,9 | 10 917,5 | 3 019,3 |
| – Kvantitet i Mboe | 101,04 | 99,33 | 71,92 | 78,23 |
| – Genomsnittspris per boe | ||||
| Avyttrad verksamhet - Storbritannien |
||||
| – Kvantitet i Mboe | - | - | 814,4 | - |
| – Genomsnittspris per boe | - | - | 76,82 | - |
| Summa | ||||
| – Kvantitet i Mboe | 12 448,0 | 3 209,9 | 11 731,9 | 3 019,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 101,04 | 99,33 | 72,26 | 78,23 |
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 i pipeline. Permanenta skillnader kan uppkomma som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av produktionsdelningskontrakt.
För olja som produceras i Tunisien sker avlastning endast när Ikdam FPSO:n är nästan full. En last från Oudna lastades av 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 46,545 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 tariffintäkter 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 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|---|---|---|---|---|
| i USD per boe | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Utvinningskostnader | 8,43 | 8,89 | 8,63 | 9,87 |
| Tariff- och transportkostnader | 1,88 | 1,64 | 1,57 | 1,88 |
| Royalty och direkta skatter | 4,31 | 4,03 | 3,74 | 3,38 |
| Förändringar i lager/över | ||||
| underuttag | 1,08 | -0,01 | -0,31 | 0,09 |
| Övrigt | 0,18 | 0,17 | 0,38 | 0,84 |
| Totala produktionskostnader | 15,88 | 14,72 | 14,01 | 16,06 |
| Avskrivningar | ||||
| 13,59 | 13,72 | 12,85 | 12,79 | |
| Total kostnad per boe | 29,47 | 28,44 | 26,86 | 28,85 |
Utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 102,5 MUSD, jämfört med 97,2 MUSD samma period föregående år. Den aktuella 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 Salawati tillgångarna, Indonesien i december 2010.
Utvinningskostnaderna för det tredje kvartalet 2011 uppgick till 28,3 MUSD, vilket motsvarar 8,89 USD per fat jämfört med 30,2 MUSD motsvarande 9,87 USD per fat under jämförelseperioden. Den totala utvinningskostnaden per fat uppgick till 8,43 USD per fat för helåret, vilket var lägre än de initiala förväntningarna 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 finns 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) 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 18,5 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) 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 perioden, 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. Beloppet som kostnads fördes under det fjärde kvartalet 2011 uppgick till 59,8 MUSD, av vilket 51,3 MUSD är hänförligt till två icke framgångsrika borrningar i Kongo (Brazzaville), vilka utfördes under kvartalet, tillsammans med de tillhörande aktiverade licenskostnaderna. Dessutom har ett belopp om 7,0 MUSD hänförligt till licens PL301, Norge, kostnadsförts.
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.
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 67,0 MUSD (41,0 MUSD), av vilka 44,9 MUSD (10,3 MUSD) utgör icke kassaflödespåverkande kostnader som är hänförliga till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP). Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 11,7 MUSD hänförligt till Etrion.
Kostnaden ökade under det fjärde kvartalet 2011 främst beroende på en ökning i avsättningen för LTIP till följd av en högre aktiekurs på Lundin Petroleum aktien 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 för kostnaden avseende LTIP genom att förvärva 6 882 638 av sina egna aktier. För ytterligare information se avsnittet om ersättningar.
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 ytterligare gentemot Euron och den norska kronan under det fjärde kvartalet 2011, 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. Effekten 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 aktuella skattekostnaden för det fjärde kvartalet 2011 uppgår till 186,7 MUSD, av vilken 179,9 MUSD är hänförlig till Norge. Den aktuella skattekostnaden i Norge kostnadsförs under året baserat på ett uppskattat skattemässigt resultat för helåret och beroende på den högre produktionen, högre pris på olja och uppskjutna utbyggnads och prospekteringskostnader är den aktuella skattekostnaden högre under det fjärde kvartalet än i tidigare kvartal.
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 finns 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 flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 procent och 78 procent. Koncernens effektiva skattesats för rapporteringsperioden uppgick till 79 procent. Denna effektiva skattesats är beräknad direkt ur resultaträkningen och motsvarar inte den effektiva skattesatsen som betalas i varje land med verksamhet. Norge är det land som huvudsakligen bidrar till den totala skattekostnaden med en effektiv skattesats om 78 procent, vilken reduceras av det för skatteändamål ökade avdraget för utbyggnadsutgifter. Den effektiva skattesatsen har ökat beroende på ett flertal icke skattepåverkande poster under rapporteringsperioden, vilka innehåller prospekteringskostnader för Kongo (Brazzaville) och Malaysia, vissa administrationskostnader och vissa finansiella poster. Den effektiva skattesatsen justerad för prospekteringskostnaderna i Kongo (Brazzaville) och Malaysia uppgick till 69 procent för rapporteringsperioden.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -4,9 MUSD (-13,4 MUSD) och är främst hänförligt till innehavare utan bestämmande inflytandes 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 finns beskrivna i not 10.
Utbyggnads- och prospekteringskostnader för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter | 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Norge | 186,8 | 30,8 | 106,3 | 20,4 |
| Frankrike | 30,9 | 10,2 | 13,2 | 4,1 |
| Nederländerna | 4,1 | 1,7 | 4,5 | 0,9 |
| Indonesien | 6,4 | 2,3 | 10,2 | 1,8 |
| Ryssland | 4,2 | 0,7 | 6,6 | 1,1 |
| Utbyggnadsutgifter från | ||||
| kvarvarande verksamhet | 232,4 | 45,7 | 140,8 | 28,3 |
| Avyttrad verksamhet - | ||||
| Storbritannien | - | - | 17,1 | - |
| Utbyggnadsutgifter | 232,4 | 45,7 | 157,9 | 28,3 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 186,8 MUSD redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst på Gaupefältets utbyggnad och fas 2 borrningen på Alvheimfältet. 106,3 MUSD har förbrukats på utbyggnadsprojekt i Norge under jämförelseperioden, främst på Volundfältets utbyggnad och Alvheimfältets borrning.
| Prospekteringsutgifter | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| Belopp i MUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Norge | 288,6 | 51,6 | 160,8 | 90,8 |
| Frankrike | 1,7 | 0,7 | 1,0 | 0,4 |
| Indonesien | 16,4 | 4,4 | 13,5 | 3,0 |
| Ryssland | 10,0 | 3,1 | 18,3 | 4,3 |
| Malaysia | 98,7 | 38,4 | 10,6 | 3,8 |
| Kongo (Brazzaville) | 19,0 | 11,4 | 2,5 | 0,8 |
| Vietnam | 0,4 | - | 15,3 | -0,3 |
| Övriga | 2,7 | 0,9 | 4,4 | 0,5 |
| Prospekteringsutgifter från | ||||
| kvarvarande verksamhet | 437,5 | 110,5 | 226,4 | 103,3 |
| Avyttrad verksamhet - | - | - | 0,2 | - |
| Storbritannien | ||||
|---|---|---|---|---|
| Prospekteringsutgifter | 437,5 | 110,5 | 226,6 | 103,3 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 288,6 MUSD, redovisats i Norge, vilket avser prospekteringsutgifter huvudsakligen på Tellus fyndigheten på licens PL338, Caterpillar fyndigheten på licens PL340, Earb South borrningen på licens PL505, Skalle borrningen på licens PL438 och Johan Sverdrup utvärderingsborrningarna (Kombinerad Avaldsnes/Aldous Major South) på licens PL501 och PL265. 98,7 MUSD har redovisats i Malaysia huvudsakligen avseende borrning och testning av Tarap och Cempulut borrningarna på block SB303, Batu Hitam och Janglau borrningarna på block PM308A och Bertam utvärderingsborrningen på block PM307. Två borrningar gjordes i Kongo (Brazzaville) i det fjärde kvartalet 2011.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 16,1 MUSD (15,3 MUSD) och avser kontorsutrustning och fast egendom.
Finansiella tillgångar uppgick till 31,2 MUSD (114,9 MUSD) 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 dess påföljande försäljning. Övriga finansiella tillgångar uppgick till 11,0 MUSD (17,8 MUSD) och innehåller Etrion Corporation obligationer om 9,6 MUSD (- MUSD), vilka innehålls av Lundin Petroleum. Övriga finansiella 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 omklassifierats till kortfristiga fordringar per den 31 december 2011.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 15,3 MUSD (15,1 MUSD) och avser huvudsakligen icke utnyttjade skattemässiga underskott i Nederländerna.
Fordringar och lager uppgick till 224,4 MUSD (236,2 MUSD) och beskrivs i not 12.
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 tillgångar uppgick till 21,2 MUSD (6,3 MUSD) och innehöll ett belopp om 11,2 MUSD (-MUSD) för innehav av en andel i licens 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.
Avsättningar uppgick till 988,0 MUSD (763,7 MUSD) och framgår av not 13.
Avsättning för återställningskostnader uppgick till 119,3 MUSD (93,8 MUSD) 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 Gaupe utbyggnaden.
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.
Den långfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 58,1 MUSD (12,8 MUSD).
Övriga långfristiga avsättningar uppgick till 5,6 MUSD (5,0 MUSD) och innehåller en avsättning för avgångsvederlag i Tunisien.
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 207,0 MUSD (458,8 MUSD) och är hänförliga till utestående lån inom koncernens 850 MUSD revolving borrowing base facility.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 21,8 MUSD (17,8 MUSD) och utgör främst förskottsfinansiering gjord av en enhet utan bestämmande inflytande till förmån för LLC PetroResurs, Ryssland.
Övriga kortfristiga skulder uppgick till 390,6 MUSD (185,0 MUSD) och beskrivs i not 14.
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.
Den kortfristiga delen av verkligt värde av det ränteswapkontrakt som ingicks i januari 2008 ingår i kortfristiga skulder och uppgick till 0,2 MUSD (6,9 MUSD).
Övriga skulder uppgick till 21,5 MUSD (5,9 MUSD) och innehöll en skuld till Noreco om 10,9 MUSD (- MUSD), vilken är hänförlig till Lundin Petroleums förvärv av Norecos 20-procentiga licens andel i PL148 Brynhild, Norge.
Den kortfristiga delen av avsättningen till Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 12,2 MUSD (6,0 MUSD)
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -182,4 MSEK (3 936,1 MSEK) för rapporteringsperioden.
I resultatet ingår administrationskostnader om 206,1 MSEK (72,2 MSEK), finansiella intäkter om 5,9 MSEK (15,3 MSEK) för att stödja vissa finansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum samt räntekostnader om 25,3 MSEK (28,1 MSEK). 2010 års jämförelsetal innehåller 3 995,2 MSEK i utdelning, erhållen från ett dotterbolag.
Under rapporteringsperioden har koncernen genomfört transaktioner med närstående till marknadsmässiga villkor, vilket beskrivs nedan:
Koncernen erhöll 0,4 MUSD (0,3 MUSD) från ShaMaran Petroleum i ersättning för hyra och andra tjänster och 0,9 MUSD (2,0 MUSD) i ersättning för stöd för vissa finansiella åtaganden.
Koncernen erhöll 0,2 MUSD (0,9 MUSD) från AOC för ränteintäkter på ett lån, vilket konverterades till aktier under rapporteringsperioden.
Koncernen betalade 0,7 MUSD (0,4 MUSD) till övriga närstående för erhållen flygservice.
Etrion har återbetalat lånet i Euro som ställts ut av koncernen, vilket uppgick till 83,0 MUSD vid tiden för återbetalningen i maj 2011. Ränta på lånet har fakturerats och uppgick för rapporteringsperioden till 1,5 MUSD (0,5 MUSD).
Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850 MUSD, med en sjuårig förfallodag, vilken infaller under 2014, av vilka 207,0 MUSD har utnyttjats per den 31 december 2011. Krediten om 850 MUSD är en revolving borrowing base som är säkrad mot vissa kassaflöden som genererats av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten beräknas på nytt var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten och överstiger för närvarande facilitetens storlek. Faciliteten har nått ett läge när tillgängligheten minskar var sjätte månad. Maximalt belopp som kan utnyttjas har reducerats till 630 MUSD och kommer att fortsätta minska till facilitetens förfallodag. Lundin Petroleum befinner sig nu i en process av att lägga upp en ny kreditfacilitet för att möta finansieringskrav och framtida utbyggnadsprojekt.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått fem produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag (Petronas) avseende sex block i Malaysia. BNP Paribas har, för Lundin Malaysia BV:s räkning, gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 91,2 MUSD. Utöver detta har BNP Paribas gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 2,4 MUSD.
Lundin Petroleum äger 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum, vilka förvärvades 2009 genom en icke kassaflödespåverkande transaktion. Investeringen bokades 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 de hade återlämnat sina licensandelar i de produktionsdelningskontrakt, för vilka de är operatör och därmed har det inträffat en permanent nedgång av det verkliga värdet för aktierna ShaMaran Petroleum. Den sammanlagda förlusten som redovisats inom övrigt totalresultat kommer att omklassificeras 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 sin option att sälja en 30-procentig licensandel i licens PL148 Brynhild, Norge, med förbehåll för myndighetsgodkännande.
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 179 106 SEK, vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK.
Per den 31 december 2011 innehöll Lundin Petroleum 6 882 638 egna aktier.
Styrelsen kommer att föreslå till årsstämman att ingen utdelning skall betalas till aktieägarna för räkenskapsåret 2011.
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av en unit bonus plan med en årlig tilldelning av units som vid inlösen ger en kontantutbetalning. Beloppet hänförligt till det långsiktiga incitamentsprogrammet kommer att betalas ut över en treårsperiod. Kontantutbetalningen bestäms vid slutet av respektive intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med aktiekursen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
Årsstämman som hölls den 13 maj 2009 godkände 2009 års LTIP och delade upp den i ett program för högsta koncernledningen (vilken innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Officer, Chief Financial Officer och Senior Vice President Operations) (syntetiskt optionsprogram) och ett program för vissa övriga anställda.
LTIP för högsta koncernledningen innehåller 5 500 928 syntetiska optioner med ett lösenpris om 52,91 SEK (omräknat från 4 000 000 syntetiska optioner och 72,76 SEK vardera till följd av utdelningen av EnQuest och Etrionaktierna). Inlösendatum för det syntetiska optionsprogrammet inträffar 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 det syntetiska optionsprogrammet har inte rätt att erhålla ny tilldelning i enlighet med unit bonus planen så länge de syntetiska optionerna är utestående.
Lundin Petroleum äger 6 882 638 av sina egna aktier anskaffade till en genomsnittlig kostnad om 46,51 SEK per aktie, vilket kompenserar exponeringen för kostnaden 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.
Antalet utställda units som ingår i 2009, 2010 och 2011 års LTIP program per den 31 december 2011 var 219 985 respektive 470 169 och 418 400.
Koncernens bokslutsrapport har upprättats i enlighet med International Accounting Standards, IAS 34 delårsrapportering och årsredovisningslagen (1995:1554). Redovisningsprinciperna som tillämpas är i överensstämmelse med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010.
Moderbolagets bokslutsrapport har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet med RFR 2 som gavs ut av rådet för finansiell rapportering samt årsredovisningslagen (1995:1554).
Svensk lagstiftning tillåter inte att moderbolagets resultat redovisas i annan valuta än SEK, varför moderbolagets finansiella rapporter redovisas endast i SEK och inte i USD.
Den övervägande risken som koncernen står inför är såväl olje- och gasprospekteringen samt själva produktionen. Olje- och gasprospektering, utbyggnad och produktion medför höga operativa och finansiella risker, som även med en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering kan vara svåra att eliminera eller ligger utanför bolagets kontroll. Lundin Petroleums kommersiella framgång i det långa perspektivet bygger på dess förmåga att finna, förvärva och utvinna olje- och naturgasreserver. En framtida ökning av Lundin Petroleums reserver kommer inte bara att bygga på förmågan att prospektera efter och bygga ut de tillgångar som Lundin Petroleum för närvarande förvaltar, men även dess förmåga att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt. Dessutom finns det inga garantier för att kommersiella kvantiteter av olja och gas kommer att utvinnas eller förvärvas av Lundin Petroleum.
Koncernen står inför ett antal risker och osäkerheter i verksamheten som kan ha en negativ påverkan på dess förmåga att framgångsrikt följa sina prospekterings-, utvärderings- och utbyggnadsplaner samt dess produktion av olja och gas. En mer detaljerad analys av de operationella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2010.
Lundin Petroleum är, och kommer att vara aktivt engagerad i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Lundin Petroleums prospektering, utbyggnad och produktionsaktiviteter kan utsättas för politiska och ekonomiska osäkerheter, expropriering av tillgångar, annullering eller justering av kontraktsrätter, skatter, royalties, plikter, utländska valutarestriktioner och andra risker som förorsakas av utländska myndighetsmakters kontroll över områden som Lundin Petroleum är verksamt i, samt risker för förluster till följd av inbördeskrig, gerillaaktiviteter eller uppror. Dessutom kräver vissa aspekter av Lundin Petroleums prospekterings- och produktionsprogram godkännande eller fördelaktiga beslut tagna av myndigheter.
I egenskap av internationellt olje- och gasutbyggnads- och produktionsbolag, verksamt globalt står Lundin Petroleum inför finansiella risker såsom fluktuationer i olje- och gaspris, valutakurser, räntor, likviditetsrisk och kreditrisk. Bolaget skall eftersträva att kontrollera dessa risker genom förnuftig ledning och användandet av internationellt accepterade finansiella instrument, såsom oljepris-, valuta- samt räntesäkringsinstrument. Lundin Petroleum använder sig av finansiella instrument enbart med syftet att minimera riskerna i bolagets verksamhet. En mer detaljerad analys av de finansiella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2010.
Den 8 januari 2008 ingick koncernen ett räntesäkringskontrakt där LIBOR räntan låstes till 3,75 procent per år och säkrade därmed 200 MUSD av koncernens USD banklån för perioden januari 2008 till och med januari 2012. Räntesäkringskontraktet är hänförlig till den existerande kreditfaciliteten. I enlighet med IAS 39, möter kontraktet villkoren för säkringsredovisning. Förändringar i verkligt värde för dessa kontrakt redovisas direkt i övrigt totalresultat. Per den 31 december 2011 finns en skuld om 0,2 MUSD (6,9 MUSD) i balansräkningen, vilken utgör det verkliga värdet på den utestående delen av räntesäkringskontraktet.
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
| 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 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 |
| 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
||
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Kvarvarande verksamhet | |||||
| Rörelsens intäkter | |||||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 1 257 691 | 318 810 | 785 162 | 236 197 |
| Övriga rörelseintäkter | 11 824 | 4 193 | 13 437 | 3 896 | |
| 1 269 515 | 323 003 | 798 599 | 240 093 | ||
| Rörelsens kostnader | |||||
| Produktionskostnader Avskrivningar |
2 3 |
-193 104 -165 138 |
-46 935 -43 757 |
-157 065 -145 316 |
-48 735 -38 352 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -140 027 | -59 800 | -127 534 | -60 687 |
| Bruttoresultat | 771 246 | 172 511 | 368 684 | 92 319 | |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | - | - | 66 126 | 66 126 | |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella |
|||||
| anläggningstillgångar | -67 022 | -31 903 | -40 960 | -14 270 | |
| Rörelseresultat | 5 | 704 224 | 140 608 | 393 850 | 144 175 |
| Resultat från finansiella investeringar |
|||||
| Finansiella intäkter | 6 | 46 455 | 7 305 | 20 956 | 7 117 |
| Finansiella kostnader | 7 | -21 022 | -4 790 | -33 463 | -8 390 |
| 25 433 | 2 515 | -12 507 | -1 273 | ||
| Resultat före skatt | 729 657 | 143 123 | 381 343 | 142 902 | |
| Skatt | 8 | -574 413 | -157 158 | -251 865 | -56 271 |
| Periodens resultat från kvarvarande verksamhet |
155 244 | -14 035 | 129 478 | 86 631 | |
| Avyttrad verksamhet | |||||
| Periodens resultat från avyttrad verksamhet |
9 | - | - | 368 992 | -283 |
| Periodens resultat | 155 244 | -14 035 | 498 470 | 86 348 | |
| Hänförligt till moderbolagets aktieägare: |
|||||
| Från kvarvarande verksamhet | 160 137 | -12 500 | 142 883 | 90 396 | |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | 368 992 | -283 | |
| 160 137 | -12 500 | 511 875 | 90 113 | ||
| Hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande: |
|||||
| Från kvarvarande verksamhet | -4 893 | -1 535 | -13 405 | -3 765 | |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | - | - | |
| -4 893 | -1 535 | -13 405 | -3 765 | ||
| Periodens resultat | 155 244 | -14 035 | 498 470 | 86 348 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | |||||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,51 | -0,05 | 0,46 | 0,29 | |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | 1,18 | 0,00 | |
| 0,51 | -0,05 | 1,64 | 0,29 | ||
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD 1 |
|||||
| Från kvarvarande verksamhet Från avyttrad verksamhet |
0,51 - |
-0,05 - |
0,46 1,18 |
0,29 0,00 |
|
| 0,51 | -0,05 | 1,64 | 0,29 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|
|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Periodens resultat | 155 244 | -14 035 | 498 470 | 86 348 |
| Övrigt totalresultat | ||||
| Valutaomräkningsdifferens | -37 525 | -25 193 | -43 972 | -1 201 |
| Kassaflödessäkring | 6 971 | 1 708 | -378 | 1 217 |
| Investeringar som kan säljas | -50 210 | -1 583 | 53 128 | 39 691 |
| Skatt på totalresultat | -1 743 | -427 | -1 771 | 171 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -82 507 | -25 495 | 7 007 | 39 878 |
| Totalresultat | 72 737 | -39 530 | 505 477 | 126 226 |
| Totalresultat hänförligt till: | ||||
| Moderbolagets aktieägare | 80 466 | -37 732 | 510 165 | 120 511 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -7 729 | -1 798 | -4 688 | 5 715 |
| 72 737 | -39 530 | 505 477 | 126 226 |
| Belopp i TUSD | Not | 31 december 2011 | 31 december 2010 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 10 | 2 329 270 | 1 998 971 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 16 084 | 15 271 | |
| Finansiella tillgångar | 11 | 31 241 | 114 878 |
| Uppskjutna skattefordringar | 15 345 | 15 066 | |
| Summa anläggningstillgångar | 2 391 940 | 2 144 186 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Fordringar och lager | 12 | 224 407 | 236 247 |
| Likvida medel | 73 597 | 48 703 | |
| Summa omsättningstillgångar | 298 004 | 284 950 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 689 944 | 2 429 136 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital |
|||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 000 882 | 920 416 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | 69 424 | 77 365 | |
| Totalt eget kapital | 1 070 306 | 997 781 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 13 | 987 993 | 763 672 |
| Banklån | 207 000 | 458 835 | |
| Övriga långfristiga skulder | 21 830 | 17 836 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 216 823 | 1 240 343 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Övriga kortfristiga skulder | 14 | 390 600 | 184 997 |
| Avsättningar | 13 | 12 215 | 6 015 |
| Summa kortfristiga skulder | 402 815 | 191 012 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 689 944 | 2 429 136 | |
| Ställda säkerheter Ansvarsförbindelser |
519 624 - |
459 220 - |
| 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 |
| 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader | |
| Kassaflöde från verksamheten | ||||
| Periodens resultat | 155 244 | -14 035 | 498 470 | 86 348 |
| Vinst vid försäljning av avyttrad verksamhet | - | - | -424 196 | -65 843 |
| Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster | 915 174 | 291 974 | 575 955 | 167 616 |
| Erhållen ränta | 1 457 | 41 | 589 | 227 |
| Betald ränta | -1 597 | 2 335 | -2 937 | 358 |
| Betald skatt | -183 870 | -119 547 | -25 029 | -4 241 |
| Förändringar i rörelsekapital | 10 528 | -26 957 | -65 734 | -13 383 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 896 936 | 133 811 | 557 118 | 171 082 |
| Kassaflöde från investeringar | ||||
| Investeringar i dotterbolag | - | - | -22 553 | -14 370 |
| Investeringar i intressebolag | - | - | 235 | 10 |
| Försäljningar av övriga aktier och andelar | 53 938 | - | 446 | - |
| Förändringar i övriga finansiella anläggningstillgångar | 1 908 | 12 168 | 39 | 43 |
| Övriga betalningar | -1 168 | -293 | -3 085 | -1 564 |
| Avyttringar | - | - | -65 808 | -40 805 |
| Investering i immateriella anläggningstillgångar | - | - | -200 | 5 |
| Investeringar i olje- och gastillgångar | -670 032 | -156 305 | -348 819 | -95 211 |
| Investeringar i solenergitillgångar | - | - | -21 210 | -1 813 |
| Investeringar i kontorsinventarier samt övriga anläggningstillgångar |
-3 786 | -673 | -4 853 | -1 721 |
| Summa kassaflöde från investeringar | -619 140 | -145 103 | -465 808 | -155 426 |
| Kassaflöde från finansiering | ||||
| Förändringar i långfristiga fordringar Förändringar i långfristiga banklån |
- -252 238 |
- -13 616 |
-75 324 -49 609 |
-8 687 -63 595 |
| Betalda finansieringskostnader | - | - | -51 | - |
| Köp av egna aktier | - | - | -10 712 | - |
| Betalning vid nyemission i dotterbolag | - | - | 15 191 | - |
| Utdelning till innehav utan bestämmande inflytande | -212 | - | - | - |
| Summa kassaflöde från finansiering | -252 450 | -13 616 | -120 505 | -72 282 |
| Förändring av likvida medel | 25 346 | -24 908 | -29 195 | -56 626 |
| Likvida medel vid periodens början | 48 703 | 98 075 | 77 338 | 53 545 |
| Likvida medel som innehas för försäljning/utdelning | - | - | - | 50 074 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -452 | 430 | 560 | 1 710 |
| Likvida medel vid periodens slut | 73 597 | 73 597 | 48 703 | 48 703 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | ||||
| Från kvarvarande verksamhet | 896 936 | 133 811 | 880 394 | 171 365 |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | -323 276 | -283 |
| 896 936 | 133 811 | 557 118 | 171 082 | |
| Summa kassaflöde från investeringar | ||||
| Från kvarvarande verksamhet | -619 140 | -145 103 | -423 422 | -155 426 |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | -42 386 | - |
| -619 140 | -145 103 | -465 808 | -155 426 | |
| Summa kassaflöde från finansiering | ||||
| Från kvarvarande verksamhet | -252 450 | -13 616 | -120 505 | -72 282 |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | - | - |
| -252 450 | -13 616 | -120 505 | -72 282 |
| Övrigt tillskjutet | Innehav utan | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Aktie kapital |
kapital/Övriga reserver |
Balanserad vinst |
Periodens resultat |
bestämmande inflytande |
Summa eget kapital |
| Balans per den 1 januari 2010 | 463 | 840 378 | 712 085 | -411 268 | 95 555 | 1 237 213 |
| Överföring av föregående års resultat | - | - | -411 268 | 411 268 | - | - |
| 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 | - | -420 989 | -310 418 | - | -13 502 | -744 909 |
| Balans per den 31 december 2010 | 463 | 417 430 | -9 352 | 511 875 | 77 365 | 997 781 |
| Överföring av föregående års resultat | - | - | 511 875 | -511 875 | - | - |
| 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 | 337 759 | 502 523 | 160 137 | 69 424 | 1 070 306 |
| Not 1. Försäljning av olja och gas, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Försäljning av: Olja |
||||
| - Norge | 911 072 | 236 431 | 490 390 | 154 413 |
| - Frankrike | 127 789 | 31 359 | 92 681 | 25 628 |
| - Nederländerna | 228 | 57 | 128 | 52 |
| - Indonesien | 3 | - | 34 994 | 16 295 |
| - Ryssland | 79 515 | 19 078 | 66 624 | 16 445 |
| - Tunisien | 24 795 | - | 29 517 | - |
| 1 143 402 | 286 925 | 714 334 | 212 833 | |
| Kondensat | ||||
| - Nederländerna | 1 314 | 343 | 1 088 | 353 |
| - Indonesien | - | - | 200 | 136 |
| 1 314 | 343 | 1 288 | 489 | |
| Gas | ||||
| - Norge | 57 909 | 16 329 | 32 687 | 11 427 |
| - Nederländerna | 42 496 | 11 448 | 32 357 | 9 266 |
| - Indonesien | 12 570 | 3 765 | 4 496 | 2 182 |
| 112 975 | 31 542 | 69 540 | 22 875 | |
| Försäljning av olja och gas från | ||||
| kvarvarande verksamhet | 1 257 691 | 318 810 | 785 162 | 236 197 |
| Försäljning av olja och gas från avyttrad | ||||
| verksamhet - Storbritannien | - | - | 62 567 | - |
| Summa försäljning av olja och gas | 1 257 691 | 318 810 | 847 729 | 236 197 |
| Not 2. Produktionskostnader, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Utvinningskostnader | 102 476 | 28 338 | 97 179 | 30 171 |
| Tariff- och transportkostnader | 22 863 | 5 228 | 17 438 | 5 638 |
| Direkta produktionsskatter | 52 390 | 12 843 | 41 624 | 10 136 |
| Förändring i lager/över- och under uttag | 13 129 | -17 | -3 409 | 275 |
| Övriga | 2 246 | 543 | 4 233 | 2 515 |
| Produktionskostnader | ||||
| från kvarvarande verksamhet | 193 104 | 46 935 | 157 065 | 48 735 |
| Produktionskostnader från avyttrad | ||||
| verksamhet - Storbritannien Summa produktionskostnader |
- 193 104 |
- 46 935 |
32 030 189 095 |
- 48 735 |
| Not 3. Avskrivningar, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Norge Frankrike |
130 011 12 174 |
34 622 3 056 |
101 643 14 623 |
28 262 3 969 |
| Nederländerna | 11 939 | 2 985 | 16 490 | 3 715 |
| Indonesien | 6 250 | 1 932 | 4 218 | 1 017 |
| Ryssland | 4 764 | 1 162 | 6 002 | 1 370 |
| Tunisien | - | - | 6 | - |
| Avskrivningar av olje- och | ||||
| gastillgångar | 165 138 | 43 757 | 142 982 | 38 333 |
| Italien | - | - | 2 334 | 19 |
| Avskrivningar av solenergitillgångar | - | - | 2 334 | 19 |
| Avskrivningar från kvarvarande | ||||
| verksamhet | 165 138 | 43 757 | 145 316 | 38 352 |
| Avskrivningar från avyttrad verksamhet - Storbritannien |
- | - | 11 362 | - |
| Summa avskrivningar | 165 138 | 43 757 | 156 678 | 38 352 |
| Not 4. Prospekteringskostnader, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Norge | 74 060 | 7 333 | 94 526 | 61 053 |
| Malaysia | 11 015 | - | - | - |
| Vietnam | - | - | 31 906 | -258 |
| Kongo (Brazzaville) | 51 263 | 51 263 | - | - |
| Övriga | 3 689 | 1 204 | 1 102 | -108 |
| Prospekteringskostnader från | ||||
| kvarvarande verksamhet | 140 027 | 59 800 | 127 534 | 60 687 |
| Prospekteringskostnader från avyttrad | ||||
| verksamhet - Storbritannien | - | - | 61 | - |
| Summa prospekteringskostnader | 140 027 | 59 800 | 127 595 | 60 687 |
| Not 5. Rörelseresultat, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Rörelseresultat | ||||
| - Norge | 703 711 | 196 175 | 303 892 | 62 417 |
| - Frankrike | 85 334 | 19 888 | 52 309 | 14 382 |
| - Nederländerna | 18 868 | 4 786 | 7 273 | 2 586 |
| - Indonesien | 168 | -267 | 18 203 | 13 867 |
| - Ryssland | 7 715 | 1 191 | 4 734 | 955 |
| - Tunisien | 13 476 | -197 | 11 500 | -205 |
| - Malaysia | -11 010 | - | - | - |
| - Kongo (Brazzaville) | -51 273 | -51 273 | - | - |
| - Vietnam | -459 | -6 | -31 906 | 258 |
| - Övriga | -62 306 | -29 689 | 27 845 | 49 915 |
| Rörelseresultat från kvarvarande | ||||
| verksamhet | 704 224 | 140 608 | 393 850 | 144 175 |
| Rörelseresultat från avyttrad verksamhet | ||||
| - Storbritannien | - | - | 20 774 | - |
| Summa rörelseresultat | 704 224 | 140 608 | 414 624 | 144 175 |
| Not 6. Finansiella intäkter, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Ränteintäkter | 4 138 | 815 | 3 409 | 1 522 |
| Valutakursvinster, netto | 8 945 | 6 291 | 13 360 | 4 923 |
| Försäkringsintäkter | 1 734 | - | 377 | - |
| Garanti-intäkter | 998 | 294 | 2 348 | 43 |
| Garanti-intäkter | 998 | 294 | 2 348 | 43 |
|---|---|---|---|---|
| Vinst vid försäljning av aktier | 29 974 | - | - | - |
| Övriga finansiella intäkter | 666 | -95 | 1 462 | 629 |
| Finansiella intäkter från kvarvarande | ||||
| verksamhet | 46 455 | 7 305 | 20 956 | 7 117 |
| Finansiella intäkter från avyttrad | ||||
| verksamhet - Storbritannien | - | - | 360 | - |
| Summa finansiella intäkter | 46 455 | 7 305 | 21 316 | 7 117 |
| Not 7. Finansiella kostnader, | 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Räntekostnader | 5 390 | 1 093 | 10 047 | 3 777 |
| Resultat från reglering av | ||||
| räntesäkringskontrakt | 6 995 | 1 761 | 6 990 | 1 801 |
| Värdeförändring i räntesäkringskontrakt | - | - | 3 872 | 32 |
| Nuvärdesjustering av | ||||
| återställningskostnader | 4 494 | 1 091 | 3 989 | 1 015 |
| Avskrivning av uppskjutna | ||||
| finansieringskostnader | 2 181 | 459 | 2 360 | 603 |
| Förlust vid försäljning av aktier | - | - | 3 879 | -5 |
| Övriga finansiella kostnader | 1 962 | 386 | 2 326 | 1 167 |
| Finansiella kostnader från | ||||
| kvarvarande verksamhet | 21 022 | 4 790 | 33 463 | 8 390 |
| Finansiella kostnader från avyttrad | ||||
| verksamhet - Storbritannien | - | - | 1 224 | - |
| Summa finansiella kostnader | 21 022 | 4 790 | 34 687 | 8 390 |
| Not 8. Skatt, | 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|---|---|---|---|---|
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Kvarvarande verksamhet | ||||
| Aktuell skatt | 400 210 | 186 701 | 68 152 | 34 428 |
| Uppskjuten skatt | 174 203 | -29 543 | 183 713 | 21 843 |
| Skatt från kvarvarande verksamhet | 574 413 | 157 158 | 251 865 | 56 271 |
| Aktuell skatt | - | - | 7 315 | - |
| Uppskjuten skatt | - | - | 1 673 | - |
| Skatt från avyttrad verksamhet - | ||||
| Storbritannien | - | - | 8 988 | - |
| Summa skatt | 574 413 | 157 158 | 260 853 | 56 271 |
| Not 9. Avyttrad verksamhet, | 1 jan 2011- 31 dec 2011 |
1 okt 2011- 31 dec 2011 |
1 jan 2010- 31 dec 2010 |
1 okt 2010- 31 dec 2010 |
|---|---|---|---|---|
| TUSD | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Försäljning av olja och gas | - | - | 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 | - |
| Periodens resultat från avyttrad | ||||
| verksamhet | - | - | 10 922 | - |
| Vinst vid försäljning av tillgångar | - | - | 358 070 | -283 |
| Periodens resultat från avyttrad | ||||
| verksamhet | - | - | 368 992 | -283 |
| Not 10. Olje- och gastillgångar, | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 |
|---|---|---|
| TUSD | ||
| Norge | 1 269 746 | 1 018 533 |
| Frankrike | 172 467 | 159 168 |
| Nederländerna | 43 739 | 49 721 |
| Indonesien | 93 610 | 78 011 |
| Ryssland | 615 015 | 614 731 |
| Malaysia | 129 830 | 42 058 |
| Kongo (Brazzaville) | - | 32 256 |
| Irland | 4 339 | 4 099 |
| Övriga | 524 | 394 |
| 2 329 270 | 1 998 971 |
| Not 11. Finansiella tillgångar, TUSD |
31 dec 2011 | 31 dec 2010 |
|---|---|---|
| Andra aktier och andelar | 17 775 | 68 613 |
| Aktiverade finansieringskostnader | 2 506 | 4 650 |
| Långfristiga fordringar | - | 23 791 |
| Övriga finansiella tillgångar | 10 960 | 17 824 |
| 31 241 | 114 878 |
| Not 12. Fordringar och lager, TUSD |
31 dec 2011 | 31 dec 2010 |
|---|---|---|
| Lager | 31 589 | 20 039 |
| Kundfordringar | 144 954 | 94 190 |
| Underuttag | 1 851 | 13 452 |
| Kortfristiga fordringar | - | 74 527 |
| Fordringar på Joint venture partners | 20 252 | 21 389 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 4 522 | 6 351 |
| Övriga tillgångar | 21 239 | 6 299 |
| 224 407 | 236 247 |
| Not 13. Avsättningar, TUSD |
31 dec 2011 | 31 dec 2010 |
|---|---|---|
| Långfristiga: | ||
| Återställningskostnader | 119 341 | 93 766 |
| Uppskjuten skatteskuld | 803 493 | 650 695 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 58 079 | 12 806 |
| Pension | 1 460 | 1 421 |
| Övriga avsättningar | 5 620 | 4 984 |
| 987 993 | 763 672 | |
| Kortfristiga: | ||
| Långsiktiga incitamentsprogram | 12 215 | 6 015 |
| 12 215 | 6 015 |
| Not 14. Övriga kortfristiga skulder, TUSD |
31 dec 2011 | 31 dec 2010 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 16 546 | 16 031 |
| Överuttag | 7 670 | 1 761 |
| Aktuell skatteskuld | 240 052 | 39 679 |
| Upplupna kostnader | 16 227 | 7 667 |
| Skuld avseende bolagsförvärv | - | 5 680 |
| Skuld gentemot Joint venture partners | 88 417 | 100 931 |
| Kortfristiga räntebärande skulder | - | 450 |
| Derivatinstrument | 168 | 6 866 |
| Övriga skulder | 21 520 | 5 932 |
| 390 600 | 184 997 |
1 000 208 769 687
| 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| Belopp i TSEK | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Rörelsens intäkter | ||||
| Övriga rörelseintäkter | 42 644 | 13 599 | 25 822 | 10 595 |
| Bruttoresultat | 42 644 | 13 599 | 25 822 | 10 595 |
| Administrationskostnader | -206 108 | -94 157 | -72 222 | -33 908 |
| Rörelseresultat | -163 464 | -80 558 | -46 400 | -23 313 |
| Resultat från finansiella poster | ||||
| Finansiella intäkter | 6 560 | 1 877 | 4 012 086 | 952 |
| Finansiella kostnader | -25 495 | -7 181 | -36 928 | -8 546 |
| -18 935 | -5 304 | 3 975 158 | -7 594 | |
| Resultat före skatt | -182 399 | -85 862 | 3 928 758 | -30 907 |
| Skatt | - | - | 7 328 | - |
| Periodens resultat | -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| Belopp i TSEK | 1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
1 okt 2011- 31 dec 2011 3 månader |
1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader |
1 okt 2010- 31 dec 2010 3 månader |
|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| Övrigt totalresultat | - | - | - | - |
| Totalresultat | -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| Totalresultat hänförligt till: | ||||
| Moderbolagets aktieägare | -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| 31 december 2011 | 31 december 2010 | |
|---|---|---|
| Belopp i TSEK | ||
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Finansiella tillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 8 954 | 7 175 |
| Likvida medel | 3 849 | 6 735 |
| Summa omsättningstillgångar | 12 803 | 13 910 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 884 750 | 7 885 857 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive | ||
| periodens resultat | 7 169 977 | 7 352 376 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 36 403 | 36 403 |
| Skulder till koncernföretag | 673 988 | 482 281 |
| Summa långfristiga skulder | 710 391 | 518 684 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 4 382 | 14 797 |
| Summa kortfristiga skulder | 4 382 | 14 797 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 884 750 | 7 885 857 |
| Ställda panter Ansvarsförbindelser |
3 579 013 - |
3 081 228 - |
| 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| Belopp i TSEK | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | ||||
| Periodens resultat | -182 399 | -85 862 | 3 936 086 | -30 907 |
| Icke likviditetspåverkande poster | 207 811 | 94 494 | -3 918 807 | 29 189 |
| Förändringar i rörelsekapital | -12 492 | -12 661 | -798 | 1 941 |
| Summa kassaflöde från verksamhet | 12 920 | -4 029 | 16 481 | 223 |
| Kassaflöde från investeringar Förändring av övriga finansiella |
||||
| anläggningstillgångar | - | - | 1 590 | 5 142 |
| Summa kassaflöde från investeringar | - | - | 1 590 | 5 142 |
| Kassaflöde från finansiering | ||||
| Förändring av långfristiga skulder | -15 702 | 7 131 | 71 870 | - |
| Köp av egna aktier | - | - | -83 157 | - |
| Summa kassaflöde från finansiering | -15 702 | 7 131 | -11 287 | - |
| Förändring av likvida medel | -2 782 | 3 102 | 6 784 | 5 365 |
| Likvida medel vid periodens början | 6 735 | 894 | 532 | 1 656 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -104 | -147 | -581 | -286 |
| Likvida medel vid periodens slut | 3 849 | 3 849 | 6 735 | 6 735 |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Aktie kapital |
Reserv fond |
Övriga fonder |
Balanserad vinst |
Periodens 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 | - |
| 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 | - |
| 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 |
Finansiella nyckeltal har beräknats på kvarvarande verksamhet.
| 1 jan 2011- | 1 okt 2011- | 1 jan 2010- | 1 okt 2010- | |
|---|---|---|---|---|
| 31 dec 2011 | 31 dec 2011 | 31 dec 2010 | 31 dec 2010 | |
| Finansiell data (TUSD) | 12 månader | 3 månader | 12 månader | 3 månader |
| Rörelseresultat | 1 269 515 | 323 003 | 798 599 | 240 093 |
| EBITDA | 1 012 063 | 244 752 | 603 450 | 177 681 |
| Periodens resultat | 155 244 | -14 035 | 129 478 | 86 631 |
| Operativt kassaflöde | 676 201 | 89 367 | 573 380 | 156 929 |
| Nyckeltal, aktie (USD) | ||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,22 | 3,22 | 2,96 | 2,96 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 2,17 | 0,28 | 1,84 | 0,51 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 2,88 | 0,43 | 1,79 | 0,55 |
| Resultat per aktie | 0,51 | -0,05 | 0,46 | 0,29 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,51 | -0,05 | 0,46 | 0,29 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 3,25 | 0,78 | 1,93 | 0,57 |
| Utdelning per aktie | - | - | 2,30 | 0,20 |
| Börskurs vid periodens utgång | 24,57 | 24,57 | 12,47 | 12,47 |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
||||
| perioden | 311 027 942 | 311 027 942 | 312 096 990 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
||||
| perioden, efter full utspädning | 311 027 942 | 311 027 942 | 312 096 990 | 311 027 942 |
| Nyckeltal, (%) | ||||
| Räntabilitet på eget kapital | 15 | -1 | 12 | 9 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | 53 | 12 | 24 | 9 |
| Netto skuldsättningsgrad | 15 | 15 | 36 | 36 |
| Soliditet | 40 | 40 | 41 | 41 |
| Andel riskbärande kapital | 69 | 69 | 67 | 67 |
| Räntetäckningsgrad | 5 919 | 4 893 | 1 860 | 2 555 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 5 460 | 3 131 | 2 742 | 2 798 |
| Direktavkastning | - | - | 18 | 2 |
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid periodens slut.
Operativt kassaflöde per aktie: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Kassaflöde från verksamheten per aktie: Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie efter full utspädning: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
EBITDA per aktie efter full utspädning: Koncernens EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner, EBITDA som används i denna rapport definieras som rörelseresultat före avskrivning av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.
Börskurs vid periodens utgång: Börskursen i USD är baserad på börskursen i SEK omräknat till balansdagens kurs.
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för förändringar i antalet aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
Räntabilitet på eget kapital: Koncernens vinst efter skatt dividerat med koncernens genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital: Koncernens resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Netto skuldsättningsgrad: Koncernens netto räntebärande skulder i förhållande till eget kapital hänförligt till aktieägare.
Soliditet: Koncernens totalt eget kapital i förhållande till balansomslutningen.
Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Räntetäckningsgrad: Koncernens resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.
Operativt kassaflöde/räntekostnader: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
Direktavkastning: Utdelning i förhållande till börskurs vid räkenskapsårets utgång.
Ian H. Lundin Ordförande
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
William A. Rand
Asbjørn Larsen Lukas H. Lundin Magnus Unger
Dambisa F. Moyo Kristin Færøvik
Årsstämman kommer att hållas den 10 maj 2012 i Stockholm.
I enlighet med gällande kanadensiska bestämmelser har Lundin Petroleum upprättat dokumentet "Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information" per den 31 december 2011 i föreskriven form och kommer att göra dokumentet tillgängligt på hemsidan för den kanadensiska myndigheten för övervakning av finansmarknaden: www.sedar.com. Dokumentet kommer att finnas tillgängligt på bolagets hemsida: www.lundin-petroleum.com.
För ytterligare information var vänlig kontakta:
| C, Ashley Heppenstall | Maria Hamilton | |
|---|---|---|
| Koncernchef och VD | eller | Informationschef |
| Tel: +41 22 595 10 00 | Tel: +46 8 440 54 50 | |
| Tel: +41 79 63 53 641 |
Ovanstående information har offentliggjorts i enlighet med Lag om värdepappersmarknaden och/eller Lag om handel med finansiella instrument.
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta pressmeddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig kanadensisk värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive Bolagets framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utvecklingsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utvecklingsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av belopp som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden och framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "förutse", "plan", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan", "kommer att", "projekt", "förutse", "potential", "inriktning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för detta pressmeddelande och Bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utveckling), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillgång till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet, miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Riskfaktorer" samt på andra ställen i Bolagets årsredovisning för 2010. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden i detta pressmeddelande är uttryckligen kvalificerade av detta varnande uttalande.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknologi eller teknologi som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller flera betingelser.
Det betingade resursintervallet för Johan Sverdrupfyndigheten har uppskattats inklusive osäkerheter i relation till reservoarens storlek, reservoarens egenskaper och utvinningsfaktorer. Den huvudsakliga betingelsen som förhindrar resursernas klassificering som reserver är upprättandet av en konceptuell utbyggnadsplan.
Utvinnings- och produktionsuppskattningar av bolagets resurser som tillhandahålls här är enbart uppskattningar och det finns ingen garanti för att de uppskattade resurserna kommer att utvinnas eller produceras. Faktiska resurser kan vara större eller mindre än de uppskattningar som ges här. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av dessa resurser.
Giltighetsdatum för de uppskattade resurserna är datumet för denna pressrelease.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.