Earnings Release • Oct 31, 2012
Earnings Release
Open in ViewerOpens in native device viewer
Stockholm 31 oktober 2012
| 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | |
| 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader | |
| Produktion i Mboepd, brutto Rörelsens intäkter i MUSD Periodens resultat i MUSD Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare i MUSD Vinst/aktie i USD1 Vinst/aktie efter full utspädning i USD1 EBITDA i MUSD Operativt kassaflöde i MUSD |
35,6 1,002,5 156,6 159,7 0,51 0,51 854,3 594,0 |
36,6 322,5 44,9 45,9 0,15 0,15 273,6 218,4 |
32,8 946,5 169,3 172,6 0,56 0,56 767,3 586,8 |
33,9 327,5 38,9 39,5 0,13 0,13 262,0 196,5 |
33,3 1 269,5 155,2 160,1 0,51 0,51 1 012,1 676,2 |
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.
Jag är nöjd över att vårt bolag ännu en gång har levererat utmärkta resultat och överträffat marknadens förväntningar. Resultatet är en funktion av rekordhög kvartalsproduktion och låga utvinningskostnader. Resultatet är en starkt kassaflödesgenererande verksamhet vilket tydliggörs av vårt operativa kassaflöde om 594,0 miljoner USD och EBITDA om 854,3 miljoner USD för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2012 (rapporteringsperioden).
Vårt finansiella resultat kommer att förbättras ytterligare under kommande år och drivas av vår existerande pipeline av utbyggnadsprojekt vilka kommer att leverera ökad produktion. De norska utbyggnadsprojekten Edvard Grieg, Brynhild och Bøyla, vilka samtliga befinner sig i färdigställande- och konstruktionsfas, förväntas resultera i att vår produktion fördubblas till över 70 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) till följd av Edvard Griegs produktionsstart i slutet av 2015. Medan den exakta omfattningen av utbyggnaden av Johan Sverdrup i Norge ännu inte är fastställd är jag övertygad om att den förväntade storleken av detta projekt kommer att bidra till att vår produktion fördubblas igen till över 150 000 boepd efter produktionsstarten i slutet av 2018. Lite förenklat tror jag att Lundin Petroleum kan fyrdubbla produktionen över de kommande sju till åtta åren från nuvarande nivåer och kan uppnå detta utan utspädning för aktieägarna och är inte beroende av ytterligare utbyggnadsprojekt eller prospekteringsframgång.
Vi ser fortfarande väldigt mycket på oss själva som ett prospekteringsfokuserat bolag. Vårt prospekteringsteam har varit det mest framgångsrika i Norge under de senaste åren med prospekteringskostnader per funna fat efter skatt om under 1 USD per fat, med en portfölj om över 50 prospekteringslicenser, vilka vi tror har utmärkt potential, och med säkrad riggkapacitet för att möta våra borrningsåtaganden under de kommande tre åren. Tillika har vår prospekteringsstrategi i Sydostasien börjat visa positiva resultat och jag förväntar mig att Bertamfältet kommer att bekräftas vara kommersiellt. Vi är fast beslutna att investera cirka 500 miljoner USD per år i vårt prospekteringsprogram under en överskådlig framtid och förväntar oss att det kommer att skapa ytterligare aktieägarvärde.
Vårt finansiella resultat för de första nio månaderna 2012 fortsatte på den positiva trenden från tidigare kvartal. Det finansiella resultatet drevs av produktionen i Norge och resulterade i en vinst efter skatt om 156,6 miljoner USD för rapporteringsperioden.
Produktionen för de första nio månaderna 2012 var 35 600 boepd och överträffade igen våra förväntningar. Produktionen från Alvheim- och Volundfälten var de främsta bidragande orsakerna till det starka resultatet med Alvheim FPSO:ns drifttid och Volunds reservoarprestanda igen över förväntan. Jag tror att detta starka resultat kommer att fortsätta in i 2013 med nya multilaterala utbyggnadsborrningar på både Alvheim och Volund som förväntas ha en positiv inverkan på produktionen.
Till följd av den starka produktionen har vi reviderat vår förväntade produktion från det tidigare intervallet om mellan 33 000 boepd och 37 000 boepd till ett nytt intervall om mellan 34 000 boepd och 37 000 boepd. Vi kommer att meddela vår förväntade produktion för 2013 i januari 2013.
Jag är mycket nöjd att, trots det tryck som idag finns på arbetskraft och kostnader i vår industri, fortskrider våra tre pågående utbyggnadsprojekt väl i Norge.
De båda projekten Brynhild och Edvard Grieg är väl in i genomförandefasen. Brynhildfältet, som är en återkoppling på havsbotten till Shells Pierce FPSO-anläggning i Storbritannien, beräknas starta produktion i slutet av 2013 och vi förväntar oss att påbörja borrningen av de fyra utbyggnadsborrningarna under det andra kvartalet nästa år. Edvard Griegs projektteam har tilldelat de stora kontrakten för processdäck och jacketstruktur såväl som kontrakt för borrning och installation. Konstruktionen av jacketstrukturen har redan påbörjats. Vårt projektteam är bemannat av experter med många års erfarenhet av att verkställa konstruktionsprojekt i Norge och som jag är övertygad kommer att leverera denna nya stora anläggning. Edvard Grieg är ett projekt i världsklass med reserver om 186 MMboe, kommer att producera 100 000 boepd och kosta cirka 4 miljarder USD. Jag är glad att både OMV och Statoil, till följd av den nyligen offentliggjorda transaktionen blir Edvard Grieg partners och uppmuntras av att OMV-transaktionen värderar Edvard Grieg till över 8,5 USD per fat vilket ger tydliga bevis för värderingen av vår norska resursbas.
Vi gör goda framsteg med planeringen av utbyggnaden av Bertamfältet, offshore Malaysia, där konceptuella studier pågår och där vi hoppas att kunna fatta beslut om en fast-track utbyggnad nästa år.
Både vi och Statoil fortsätter att arbeta med utvärderingen av fyndigheten Johan Sverdrup. Åtta borrningar har nu genomförts på Johan Sverdrupstrukturen vilka samtliga förser oss med värdefull information beträffande resursernas storlek och stödjer utbyggnadsplaneringen. Lundin Petroleum som operatör för PL501 har genomfört tre utvärderingsborrningar i år och vi kommer att genomföra ytterligare två borrningar innan årets slut. Statoil kommer också att genomföra ytterligare två utvärderingsborrningar innan slutet av året, varav den första har påbörjats.
Resultatet av 2012 års utvärderingsprogram kommer att användas för att uppdatera utvinningsbara resurser för Johan Sverdrup vilket vi förväntar oss kommer att offentliggöras under the första kvartalet 2013.
Vi förväntar oss nu att åtminstone fyra ytterligare utvärderingsborrningar kommer att genomföras under 2013, två i PL501 och två i PL265.
Statoil, såsom arbetande operatör på Johan Sverdrup koordinerar arbetet beträffande utbyggnadsplanen och vi förväntar oss fortfarande att beslutet om den konceptuella utbyggnaden kommer att fattas i slutet av 2013 och att inlämning av utbyggnadsplanen kommer att ske i slutet av 2014.
Som jag betonade i mitt brev till aktieägarna förra kvartalet har vår prospekteringsaktivitet ökat under det senaste kvartalet och vi är fortsatt mycket upptagna under resten av detta år och under hela 2013. Vi planerar att genomföra 33 prospekterings- och utvärderingsborrningar under denna period med en prospekteringsbudget för 2013 som sannolikt kommer att överstiga 500 miljoner USD. Norge och Sydostasien, där vi för närvarande är mest aktiva, kommer att fortsätta vara vårt fokus. Under de senaste månaderna har olika intressenter kommenterat att Lundin Petroleum inte längre är ett prospekteringsbolag i och med vårt ökade fokus på produktion och utbyggnadsaktiviteter. Detta är inte sant och jag anser fortfarande att en proaktiv prospekteringsstrategi är den bästa vägen för Lundin Petroleum att fortsätta leverera ökat värde till våra aktieägare.
Höjdpunkten under förra kvartalet var fyndigheten Geitungen i PL265. Det ser nu ut som att fyndigheten, med uppskattade resurser om cirka 200 MMboe, mittpunkt, är en nordlig förlängning av Johan Sverdrupfyndigheten. Vi kommer sannolikt att genomföra en borrning på den potentiella strukturen Torvestad i PL501 under 2013, vilken har potentialen att vara en nordlig förlängning av Geitungen och Johan Sverdrup. Vi tror att det kommer att bli ytterligare fyndigheter i det större Luno- eller södra Utsira Highområdet och kommer att genomföra prospekteringsborrningar under 2012/2013 i PL359 (Luno II), PL625 (Kopervik), PL544 (Biotitt), PL338 (Jorvik) och i PL410. Vi är den största andelsägaren i de flesta licenser och har utan tvekan den största hävstången för ytterligare prospekteringsframgångar inom detta område.
Vi fortsätter även att vara mycket aktiva i Barents hav. Innan Statoils senaste fyndigheter Skrugard och Havis i Barents hav, följde vi en strategi om att bygga upp en betydande licensposition i Barents hav baserad på en teori om att området hade oljepotential. Idag har vi en omfattande areal och området har fått mycket mer fokus från industrin sedan Statoils fyndigheter. Detta stora intresse från industrin för licenser i Barents hav kommer att fortsätta i de pågående APA och kommande 22a norska licensrundorna. Under det tredje kvartalet resulterade prospekteringsborrningen Salina i en gasfyndighet med potential att bli större. Förståelsen för oljegentemot gasgenerande bergart och migrationen av kolväten är tekniskt utmanande, men trots dessa resultat fortsätter vi att tro på oljepotentialen i Barents hav. Jag tror också att väsentliga volymer av gas kommer att hittas i Barents hav och därför är det bara en fråga om tid innan en exportlösning för gas i området kommer att byggas ut. Vi genomför för närvarande prospekteringsborrningen Juksa/Snurrevad i Barents hav och kommer att genomföra ytterligare minst en borrning i området nästa år.
Den slutliga delen i vår prospekteringsstrategi i Norge är att försöka etablera ett nytt kärnområde för prospektering. Albertborrningen i norra Nordsjön mot Møre Basin var en icke kommersiell oljefyndighet. Vi kommer att fortsätta att inte enbart leta i detta område men borra i andra nya intressanta områden. Till exempel så kommer vi att genomföra en prospekteringsborrning under 2013 på en stor potentiell struktur i PL330, belägen i norra delen av Norska havet, ett område där det fram till idag förekommit relativt lite prospektering. Dessutom kommer 2013 att inkludera två prospekteringsborrningar i södra Nordsjön på Ognaoch Carlsbergstrukturerna.
Slutligen, har vi varit upptagna med att säkra riggkapacitet för våra borraktiviteter. Jag är mycket nöjd över att vi, i en trång norsk riggmarknad, har lyckats säkra Island Innovator, en nybyggd halvt nedsänkbar rigg, för två år från och med 2013 och en förlängning av vårt existerande Bredford Dolphinkontrakt. Vi har nu riggkapacitet för att kunna genomföra vårt norska prospekteringsprogram fram till 2015.
Vi fortsätter med vårt prospekteringsprogram i Sydostasien. I det senaste kvartalet gjorde vi ännu en gasfyndighet i östra Malaysia och kommer att genomföra ytterligare två borrningar offshore den Malaysiska halvön innan slutet av året. Prospekteringsborrningarna kommer att fortsätta i Malaysia under 2013 och vi kommer även att starta prospekteringsborrningar offshore Indonesien med åtminstone två borrningar.
Världsekonomin visar tidiga tecken på återhämtning men det råder fortfarande stor osäkerhet. Jag hoppas att det värsta av eurokrisen är bakom oss och att tillgången på billig gas i USA kommer att verka som en katalysator för industriell tillväxt i regionen. På kort sikt kan ytterligare nedgång i den kinesiska ekonomiska tillväxttakten med minskade investeringar innebära det största hotet mot råvarupriserna. På medellång sikt råder det inget tvivel att med tillväxten från produktionen av skifferolja i Nordamerika i kombination med med förbättrad energieffektivitet och utbyte av olja mot gas, kommer vi att se att Nordamerika är på väg mot självförsörjning. Likväl kommer den ökande efterfrågan från utvecklingsländer tillsammans med det minskade utbudet av konventionell olja att säkerställa fortsatt högt oljepris.
Vi fortsätter att kommunicera med våra största aktieägare särskilt i Sverige beträffande medias påståenden vad gäller vår tidigare verksamhet i Sudan och Etiopien. Vi har nu kontaktats av den svenska åklagaren i samband med hans förundersökning och återupprepar vad vi sagt tidigare att vi kommer att bistå denna process.
Tillsammans med Lundin Petroleums ledning fortsätter vi att inom vår organisation betona vikten av vårt ledningsramverk för Samhällsansvar, Hälsa, Säkerhet och Miljö. Det här är god affärssed och framöver kommer vi att öka våra ansträngningar om att kommunicera med intressegrupper inte enbart om våra policies och ledningssystem utan även om hur dessa omsätts i praktiken.
Med vänliga hälsningar,
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Stockholm den 31 oktober 2012
Produktionen för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2012 (rapporteringsperioden) uppgick till 35,6 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) och omfattade nedanstående:
| Produktion | 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| i Mboepd | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Olja | |||||
| Norge | 23,4 | 23,4 | 20,7 | 21,7 | 21,1 |
| Frankrike | 2,9 | 2,8 | 3,1 | 3,1 | 3,1 |
| Ryssland | 2,7 | 2,7 | 3,2 | 3,1 | 3,1 |
| Tunisien | 0,1 | 0,0 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| Summa produktion olja | 29,1 | 28,9 | 27,8 | 28,6 | 28,0 |
| Gas | |||||
| Norge | 3,8 | 5,0 | 2,0 | 2,0 | 2,1 |
| Nederländerna | 1,9 | 1,9 | 2,0 | 1,9 | 2,0 |
| Indonesien | 0,8 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,2 |
| Summa produktion gas | 6,5 | 7,7 | 5,0 | 5,3 | 5,3 |
| Summa produktion | |||||
| Kvantitet i Mboe | 9 749,6 | 3 364,5 | 8 963,3 | 3 117,5 | 12 151,5 |
| Kvantitet i Mboepd | 35,6 | 36,6 | 32,8 | 33,9 | 33,3 |
Norge
| i Mboepd | Lundin Petroleum licensandel (l.a.) |
1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
|---|---|---|---|
| Alvheim | 15% | 11,9 | 11,4 |
| Volund | 35% | 13,3 | 13,4 |
| Gaupe | 40% | 2,0 | 3,6 |
| 27,2 | 28,4 |
Produktionen från Alvheimfältet under rapporteringsperioden var fortsatt över förväntan beroende på utmärkt drifttid på FPSO:n om över 95 procent och på att det för andra kvartalet planerade driftstoppet av SAGEsystemet ställdes in. En utbyggnadsborrning på Alvheimfältet har genomförts under det första halvåret 2012 och den har återkopplats till FPSO:n och satts i produktion i oktober 2012. Alvheimfältets utvinningskostnader under tredje kvartalet påverkades av planerat underhållsarbete. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet under rapporteringsperioden, exklusive genomfört underhållsarbete var fortsatt lägre än 5 USD per fat.
Volundfältets produktion fortsatte att överträffa förväntningarna på grund av högre drifttid och bättre reservoarprestanda än förväntat. Ytterligare en utbyggnadsborrning på Volundfältet genomförs för närvarande med förväntad produktionsstart under första kvartalet 2013. Utvinningskostnaden för Volundfältet under rapporteringsperioden var under 2 USD per fat.
Produktionsstart för Gaupefältet, PL292 skedde den 31 mars 2012. Produktionen från Gaupefältet har varit lägre än förväntat sedan produktionsstart. Tekniska analyser indikerar att de två producerande borrningarna är anslutna till lägre kolvätevolymer än vad som var förväntat innan produktionsstart, med negativ inverkan på Gaupes reserver som resultat.
I januari 2012 lämnades en utbyggnadsplan för Edvard Griegfältet (l.a. 50%) in till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnadsplanen innefattar en samordnad utbyggnadslösning för Edvard Griegfältet och det närliggande Ivar Aasenfältet (tidigare Draupne) beläget i PL001B, med Det norske oljeselskap ASA som operatör. Det norska stortinget godkände utbyggnadsplanen för Edvard Grieg i juni 2012.
Edvard Griegfältet uppskattas innehålla 186 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) av bruttoreserver med förväntad produktionsstart i slutet av 2015 och med förväntad topproduktion, brutto, om cirka 100,0 Mboepd. Bruttoinvesteringen för Edvard Griegfältets utbyggnad uppskattas till 4 miljarder USD och omfattar plattform, pipelines och 15 borrningar. Kværner har tilldelats kontrakt för projektering, upphandling och utförande av jacket och processdäck för plattformen och Rowan Companies för en jack-up rigg, för att genomföra utbyggnadsborrningarna. Saipem har tilldelats kontraktet för den marina installationen. Utbyggnaden avancerar väl och konstruktion av jacket har redan påbörjats.
Utbyggnadsplanen för Brynhildfältet i PL148 (l.a. 70%) godkändes av det norska olje- och energidepartementet i november 2011. Brynhildfältet innehåller bruttoreserver om 20 MMboe och förväntas producera 12,0 Mboepd, brutto på platånivå, med förväntad produktionsstart i slutet av 2013. Utbyggnaden innefattar fyra borrningar som kopplas tillbaka till Piercefältets existerande produktionsanläggning i den brittiska sektorn av Nordsjön där Shell är operatör. Utbyggnaden har kommit långt beträffande projektering och konstruktionsarbete och jackupriggen Maersk Guardian kommer att påbörja utbyggnadsborrningar under första halvåret 2013. I mars 2012 meddelade Lundin Petroleum att ett avtal har ingåtts med Talisman Energy för att förvärva ytterligare en licensandel om 30 procent i PL148 som innehåller Brynhildfältet, offshore Norge.
En utbyggnadsplan för Bøylafältet i PL340 (l.a. 15%) godkändes i oktober 2012. Bøylafältet innehåller bruttoreserver om 21 MMboe och kommer att byggas ut som en återkoppling på havsbotten till Alvheim FPSO:n. Produktionsstart från Bøylafältet förväntas 2014 med en platåproduktion, brutto, om 19,0 Mboepd.
Lundin Petroleum upptäckte Avaldsnesfältet i PL501 (l.a. 40%) under 2010. Statoil upptäckte 2011 fyndigheten Aldous Major South i den angränsande PL265 (l.a.10%). Till följd av utvärderingsborrningar fastställdes det att fyndigheterna var sammanhängande och i januari 2012 fick den sammanhängande fyndigheten namnet Johan Sverdrup. Ett utvärderingsprogram pågår för att fastställa de utvinningsbara resurserna samt bistå strategin för utbyggnadsplaneringen.
I januari 2012 slutfördes en tredje utvärderingsborrning, 16/5-2S, belägen i PL501. Målsättningen med borrningen var att avgränsa den södra delen av fyndigheten Johan Sverdrup i PL501. Även om borrningen påträffade god sandstensreservoar från juraåldern var den djupare än förväntat, vilket resulterade i att reservoaren påträffades under kontakten mellan olja och vatten. I maj 2012 slutfördes ytterligare en utvärderingsborrning 16/2-11 i PL501 vilken påträffade en 54 meter hög oljekolonn, brutto, i sandstensreservoar från den övre och mellersta juraålder utan att ha fastställt kontakten mellan olja och vatten. Reservoaren påträffades vid förväntat djup. En sidospårsborrning från borrningen har med framgång slutförts och den bekräftade liknande, utmärkt reservoartjocklek och kvalitet.
Under tredje kvartalet avslutades utvärderingsborrningen 16/2-13S på den nordöstra delen av fyndigheten Johan Sverdrup samt sidospårsborrningen 16/2-13A med framgång. Resultaten från borrningarna var utmärkta avseende reservoarkvalitet och tjocklek och bekräftar den geologiska modellen samt en djupare kontakt mellan olja och vatten vid denna plats.
Borrningen 16/2-13 påträffade en oljekolonn om 25 meter, brutto, i sandstensreservoar från övre och mellersta juraålder utan att ha fastställt kontakten mellan olja och vatten. Sidospårsborrningen 16/2-13 påträffade en reservoarkolonn om cirka 22 meter, varav 12 meter var ovan kontakten mellan olja och vatten. Toppreservoaren var 4 meter grundare än förväntat. Kontakten mellan olja och vatten påträffades cirka 1 925 meter under havsytan vilket är cirka tre meter djupare än vad som observerats i tidigare borrningar i PL501.
Lundin Petroleum kommer att genomföra ytterligare två utvärderingsborrningar under 2012 i PL501, av vilka den ena kommer att genomföras i den norra delen av Johan Sverdrupområdet. Utvärderingsborrningen 16/2-16 kommer att genomföras 3,7 km nordväst om borrningen 16/2-13. Den andra borrningen 16/3-5 kommer att genomföras i den sydöstra delen av Johan Sverdrup i PL501.
I september 2012 påbörjade Statoil den första av två utvärderingsborrningar som kommer att genomföras i PL265 under fjärde kvartalet 2012. Borrningen 16/2-14 kommer att utvärdera den högsta delen av Johan Sverdrup fyndigheten i PL265. Den huvudsakliga målsättningen är att fastställa tjocklek och kvalitet i sandstensreservoar från juraåldern på den strukturella höjden mellan Johan Sverdrups utvärderingsborrningar 16/2-8 och 16/2-10 i PL265. Borrningen 16/2-15 kommer att genomföras direkt efter denna borrning. Det är sannolikt att minst ytterligare två utvärderingsborrningar kommer att genomföras i både PL501 och PL265 under 2013.
Lundin Petroleum, som operatör för PL501, har undertecknat ett pre-unit avtal med partners i PL501 och PL265 för den samordnade fältutbyggnaden av Johan Sverdrupfältet. Statoil har blivit utvald till arbetande operatör för pre-unitfasen. Samtliga partners i PL501 och PL265 har kommit överens om tidtabell för Johan Sverdrupfältet med val av utbyggnadskoncept per det fjärde kvartalet 2013, inlämnande av utbyggnadsplan per det fjärde kvartalet 2014 och produktionsstart i slutet av 2018.
Lundin Petroleum har fortsatt sitt prospekteringsprogram i Norge med huvudfokus på södra Utsira High och Barents hav.
I augusti 2012 avslutades med framgång prospekteringsborrningen 16/2-12 med målsättning strukturen Geitungen i PL265 (l.a. 10%) som en oljefyndighet. Borrningen, belägen norr om Johan Sverdrup fyndigheten och söder om fyndigheten 16/2-9S, Aldous Major North, bekräftade en oljekolonn om 35 meter, brutto, i sandstensreservoar från juraåldern av hög kvalitet. Olja påvisades även i grundbergart. Insamling av data i borrningen, inklusive borrkärnor, loggar och vätskeprover indikerar att strukturen Geitungen är i kommunikation med fyndigheten Johan Sverdrup som gjordes av Lundin Norway 2010. Preliminära beräkningar av storleken på fyndigheten Geitungen är mellan 140 och 270 miljoner fat utvinningsbar olja, brutto.
I oktober 2012 offentliggjorde Lundin Petroleum resultatet från Albertborrningen i PL519 (l.a. 40%). Den primära målsättningen med borrningen 6201/11-3 var att testa sandstensreservoar från krita- och triasåldern i multipla strukturer. Borrningen påträffade olja i en tunn reservoarsekvens från krita vid den förväntade nivån för det primära målet. Den tunna tjockleken och osäkra distributionen av reservoaren ger inte grund för uppskattade resurser i detta läge och fyndigheten har därför inte bedömts vara kommersiell. Ytterligare potential finns i Albertstrukturen om en tjockare reservoarsektion från kritaåldern kan identifieras. Det sekundära reservoarmålet i trias var tight och utan rörliga kolväten. En mindre kolonn av rörliga kolväten påträffades även i ett sekundärt mål från Paleoceneåldern. Ytterligare prospekteringsaktiviteter är planerade i detta område i slutet av 2013 eller tidigt 2014 med borrningen av den potentiella strukturen Storm i PL555 där Lundin Petroleum innehar en licensandel om 60 procent och är operatör.
I oktober 2012 meddelade Lundin Petroleum att prospekteringsborrningen 7220/10-1 i PL533 (l.a. 20%) hade funnit gaskondensat i strukturen Salina, belägen på den västra flanken av Loppahöjden i Barents hav. Borrningen har bekräftat två gaskolonner i sandsten från krita- och juraåldern. Insamling av data från borrningen, inklusive borrkärnor, loggar och vätskeprover har bekräftat god reservoarkvalitet i sandsten. Preliminära beräkningar, som genomförts av norska oljedirektoratet, ger ett intervall om mellan 5 och 7 miljarder standard kubikmeter (29 – 41 MMboe), brutto, av utvinningsbar gas/kondensat. Ytterligare potential finns i förkastningsegment i anslutning till Salinastrukturen.
Lundin Petroleum påbörjade den andra prospekteringsborrningen för 2012 i Barents hav i oktober 2012. Borrningen 7120/6-3S är belägen i PL490 (l.a. 50%) i Barents hav och har som målsättning strukturerna Snurrevad-Juksa. Borrningen är belägen 10 km nordväst om Snøhvitfältet. Det huvudsakliga målet för borrningen är att bevisa förekomsten av kolväten i reservoarer från lägre krita-, övre juraålder.
Lundin Petroleum meddelade i juli 2012 att ett utfarmningsavtal har slutits för att minska licensandelarna i ett antal licenser. Spring Energy Norway AS har förvärvat en licensandel om 10 procent i PL490, där Lundin Petroleum behåller 50 procent, och Norwegian Energy Company ASA kommer att förvärva en licensandel om 10 procent i PL492, där Lundin Petroleum behåller 40 procent. Båda licenserna är belägna i Barents hav. Explora Petroleum AS har förvärvat en licensandel om 30 procent i PL544 och Lundin Petroleum kommer att behålla 40 procent. Licensen är belägen i Nordsjön. Norska myndigheter har godkänt utfarmningsavtalen för PL490 och PL544 medan utfarmningsavtalet för PL492 förväntas bli godkänt under fjärde kvartalet 2012.
Lundin Petroleums prospekteringsprogram för Norge fram till slutet av 2013 omfattar med stor sannolikhet 11 prospekteringsborrningar med ett fortsatt fokus på Utsira Highområdet med sex prospekteringsborrningar och i Barents hav med två prospekteringsborrningar. Vidare är det troligt att ytterligare en prospekteringsborrning kommer att genomföras i PL330 (l.a. 30%) söder om Lofotenområdet i det Norska havet och två prospekteringsborrningar kommer sannolikt att genomföras i södra Nordsjön.
| Produktion i Mboepd |
Lundin Petroleum licensandel (l.a.) |
1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
|---|---|---|---|
| 2,4 | 2,3 | ||
| Paris Basin | 100% | 0,5 | 0,5 |
| Aquitaine Basin | 50% | ||
| 2,9 | 2,8 |
Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin är till största delen slutförd. De nya produktionsanläggningarna kommer att sättas i produktion i fjärde kvartalet 2012.
Den första utav två prospekteringsborrningar som skall genomföras i Paris Basin under andra halvåret 2012 är igång. Borrningen har nått måldjup och är en oljefyndighet.
Gasproduktionen, netto, för Lundin Petroleum från Nederländerna var i genomsnitt 1,9 Mboepd för rapporteringsperioden. Utbyggnadsborrningar på existerande producerande tillgångar pågår för att optimera utvinning. Prospekteringsborrningen Vinkega-2 i Gorredijkblocket (l.a. 7,75%) var en gasfyndighet under det tredje kvartalet och produktionsstart planeras ske under första kvartalet 2013.
Efter genomförda seismikstudier av Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) har diskussioner hållits av licenspartnerna beträffande framtida arbetsprogram.
Lundin Petroleums nettoproduktion från gasfältet Singa (l.a. 25,9%) uppgick under rapporteringsperioden till 0,8 Mboepd. Produktionen under rapporteringsperioden har påverkats negativt av underhållsarbete av borrningar, vilket avslutades i september 2012.
Prospekteringsborrning på Baronangblocket (l.a. 100%) förväntas påbörjas under 2013.
Ett insamlingsprogram av 3Dseismik förväntas slutföras under 2013 i South Sokang (l.a. 60%).
Ett insamlingsprogram för 3D-seismik på mer än 950 km2 har slutförts under 2012 på Guritablocket (l.a. 100%) och en prospekteringsborrning förväntas genomföras under 2013
Lundin Petroleum innehar två licenser offshore Sabah i östra Malaysia. SB303 (l.a. 75%) omfattar gasfyndigheterna Tarap, Cempulut och Tiki Terang med uppskattade betingade bruttoresurser om mer än 250 miljarder kubikfot (bcf). Vidare utvärdering pågår av den kommersiella potentialen för dessa fyndigheter med en sannolik klusterutbyggnad. I september 2012 avslutades Berangan-1 borrningen i SB303 med framgång som en gasfyndighet. Fyndigheten penetrerade en gaskolumn på över 165 meter, brutto med målsättning att nå sandsten från mellersta miocenålder 10 km sydväst om Tarap gasfyndighet som gjordes av Lundin Petroleum 2011 och 15 km söder om gasfyndigheten Cempulut som också gjordes 2011. Ytterligare arbete kommer att behövas för att kunna uppskatta intervallet av utvinningsbara resurser. Det är sannolikt att fyndigheten Berangan kommer att inkluderas i en klusterutbyggnad med de andra gasfyndigheterna i SB303.
Borrningen Tiga Papan 5 i SB307/308 (l.a. 42,5%), som gjorde i juli 2013 offshore Sabah i östra Malaysia hade som målsättning sandstensreservoar från mellersta miocenålder från Tiga Papanenheten har pluggats igen och övergivits som ett torrt hål.
Lundin Petroleum har tre licenser offshore Malaysiska halvön. I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307. Ett insamlingsprogram av 3D seismik om 2 100 km2 avslutades 2011. I januari 2012 slutfördes utvärderingsborrningen Bertam-2 med framgång och bekräftade förlängningen och kvaliteten av oljesandstensreservoaren K10. Konceptuella utbyggnadsundersökningar pågår med anledning av en potentiell utbyggnad av Bertamfältet och ett beslut kommer sannolikt att tas under 2013. Under det fjärde kvartalet 2012 kommer en borrning att genomföras på block PM307 med målsättning strukturen Tembakau.
Block PM308A (l.a. 35%) innefattar oljefyndigheterna Janglau och Rhu. Ytterligare en prospekteringsborrning kommer att genomföras i PM308 under fjärde kvartalet 2012 på Arastukturen med målsättning intra rift sandstensreservoar från Oligocene som upptäcktes med förra årets prospekteringsborrning Janglau. Insamling av 1 450 km2 ny 3D-seismik i PM308A slutfördes under rapporteringsperioden.
I Block PM308B (l.a.75%) slutfördes prospekteringsborrningen Merawan Batu-1 i oktober 2012 och har pluggats igen och övergivits som ett torrt hål.
Nettoproduktionen från Ryssland till Lundin Petroleum för rapporteringsperioden var 2,7 Mboepd. I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes 2008 en betydande oljefyndighet på Morskayafältet. Fyndigheten anses som strategisk av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar, på grund av att den är belägen offshore. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent innan utvärdering och utbyggnad sker.
Produktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) under första kvartalet 2012 var 0,4 MMboe. Under mars 2012 blev en av röranläggningarna skadad under en storm vilket resulterade i ett driftstopp av fältet. En utvärdering av olika reparationslösningar av röranläggningen har genomförts och det bedömdes vara oekonomiskt att reparera anläggningen. Under tredje kvartalet 2012 har Ikdam FPSO:n kopplats ifrån fältet och arbete har påbörjats med att plugga igen och överge de två borrningarna. Lundin Petroleum har ökat ägandet i Ikdam FPSO:n till 100 procent och kommer nu att söka nya möjligheter för fartyget.
Med återlämningen av licensandelen i block Marine XI licensen (l.a.18,75%) i juni 2012 och utträdet ur block Marine XIV licensen (l.a.21,55%) i oktober 2012 har nu Lundin Petroleum lämnat Kongo (Brazzaville). Lundin Petroleum har bokfört värde redovisat till noll för dessa block.
Resultatet för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2012 uppgick till 156,6 MUSD (169,3 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 159,7 MUSD (172,6 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,51 USD (0,56 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 854,3 MUSD (767,3 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 2,75 USD (2,47 USD). Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 594,0 MUSD (586,8 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 1,91 USD (1,89 USD).
Den 27 augusti 2012 förvärvade Lundin Petroleum ytterligare 60 procent i Ikdam Production SA, ett bolag som äger Ikdam FPSO:n, vilket innebär att ägarandelen uppgår till 100 procent. Ikdam Production SA:s finansiella resultat har konsoliderats till fullo i koncernens finansiella rapporter från slutet av augusti 2012.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 982,2 MUSD (938,9 MUSD) och beskrivs i not 1. I förhållande till jämförelseperioden var sålda volymer 5,0 procent högre och erhållet pris på olja var 0,4 procent lägre, vilket medförde 4,6 procent högre olje- och gasintäkter. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter (boe) uppgick till 101,21 USD (101,63 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden uppgick till 112,21 USD (111,89 USD) per fat. Premien över Dated Brent på Alvheim- och Volundfältens laster med råolja som såldes under rapporteringsperioden uppgick i genomsnitt till 3,66 USD (3,82 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Försäljning Genomsnittspris per boe i USD |
1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Försäljning olja | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 6 210,7 | 2 001,7 | 5 810,3 | 2 062,9 | 7 896,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 115,60 | 113,57 | 116,11 | 117,63 | 115,38 |
| Frankrike | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 703,2 | 211,0 | 872,2 | 295,4 | 1 155,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 111,22 | 111,62 | 110,56 | 112,59 | 110,59 |
| Nederländerna | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1,2 | – | 1,6 | 0,6 | 2,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 100,65 | – | 106,89 | 88,81 | 103,87 |
| Ryssland | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 756,2 | 246,4 | 867,2 | 290,2 | 1 138,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 76,70 | 75,75 | 69,69 | 70,07 | 69,85 |
| Tunisien | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 227,5 | – | 198,2 | – | 198,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 108,09 | – | 125,12 | – | 125,12 |
| Summa försäljning olja | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 7 898,8 | 2 459,1 | 7 749,5 | 2 649,1 | 10 390,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 111,27 | 109,62 | 110,52 | 111,85 | 110,25 |
| Försäljning gas och NGL | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 046,4 | 428,1 | 679,2 | 237,8 | 947,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 61,42 | 60,34 | 61,22 | 59,43 | 61,14 |
| Nederländerna | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 534,8 | 176,7 | 538,7 | 171,4 | 722,8 |
| – Genomsnittspris per boe | 59,32 | 59,61 | 59,43 | 61,86 | 60,61 |
| Indonesien | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 224,7 | 62,5 | 270,7 | 111,8 | 387,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,79 | 32,66 | 32,52 | 32,26 | 32,83 |
| Summa försäljning gas och NGL | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 805,9 | 667,3 | 1 488,6 | 521,0 | 2 057,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 57,24 | 57,55 | 55,36 | 54,39 | 54,50 |
| Summa försäljning | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 9 704,7 | 3 126,4 | 9 238,1 | 3 170,1 | 12 448,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 101,21 | 98,51 | 101,63 | 102,41 | 101,04 |
Sålda volymer kan avvika från producerade volymer under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och pipeline. Permanenta skillnader uppkommer som ett resultat av royaltybetalningar som gjorts i sak samt av produktionsdelningskontrakt.
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 45 procent (36 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 109,97 USD per fat (110,28 USD per fat) och återstående 55 procent (64 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 49,78 USD per fat (46,56 USD per fat).
Övriga rörelseintäkter uppgick till 20,3 MUSD (7,6 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 11,0 MUSD (- MUSD) före skatt, avseende en överenskommelse för att på nytt fastställa licensandelarna, vilken gjordes upp mellan parterna i blocken K4a, K4b/K5a och K5b, offshore Nederländerna samt 4,7 MUSD (3,5 MUSD) hänförliga till en kompensation avseende justering för kvalitetsskillnader från Viljefältets ägare till Alvheim- och Volundfältets ägare. Justeringen för kvalitetsskillnader i Norge uppkommer eftersom alla tre fälten producerar till Alvheim FPSOfartyget och oljan blandas för att producera Alvheimolja (Alvheim crude blend), vilken sedan säljs. I övriga rörelseintäkter ingår även tariffintäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Produktionskostnaderna, inklusive förändringar i lager uppgick för rapporteringsperioden till 124,2 MUSD (146,2 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnaderna för rapporteringsperioden inkluderar en kreditering för lagerförändring om 13,9 MUSD jämfört med en kostnad om 13,1 MUSD för jämförelseperioden, vilket beskrivs nedan. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats framgår av nedanstående tabell.
| Produktionskostnader och | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|---|---|
| avskrivningar | 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 |
| i USD per boe | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 7,83 | 7,69 | 8,27 | 8,20 | 8,43 |
| Tariff- och transportkostnader | 2,15 | 2,19 | 1,97 | 1,67 | 1,88 |
| Royalty och direkta skatter | 4,00 | 3,55 | 4,41 | 4,53 | 4,31 |
| Förändringar i lager/över | |||||
| underuttag | -1,43 | -6,55 | 1,47 | 0,89 | 1,08 |
| Övrigt | 0,18 | 0,18 | 0,19 | 0,18 | 0,18 |
| Totala produktionskostnader | 12,73 | 7,06 | 16,31 | 15,47 | 15,88 |
| Avskrivningar | 14,14 | 14,92 | 13,54 | 13,71 | 13,59 |
| Total kostnad per boe | 26,87 | 21,98 | 29,85 | 29,18 | 29,47 |
De totala utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 76,4 MUSD, och till 74,1 MUSD för jämförelseperioden och inkluderar utvinningskostnader hänförliga till Gaupefältet, Norge, vilket startade produktion den 31 mars 2012. Utvinningskostnaderna för Oudnafältet, Tunisien uppgick till 8,5 MUSD för rapporteringsperioden och till 12,6 för jämförelseperioden till följd av ett produktionsstopp i mars 2012. Utvinningskostnad per fat var 5 procent lägre under rapporteringsperioden än för jämförelseperioden beroende på att produktionen var 9 procent högre.
Utvinningskostnaden per fat för det tredje kvartalet 2012 uppgick till 7,69 USD per fat och var väsentligt lägre än förväntat trots planerade arbetsåtgärder för borrningen, vilka utfördes på Alvheimfältet, Norge. Ytterligare underhållsarbete, vilket var planerat för det tredje kvartalet har skjutits upp. Utvinningskostnaden per fat förväntas nu öka under det fjärde kvartalet 2012 beroende på uppskjutna arbetsåtgärder i Paris Basin, Frankrike och arbetsåtgärder på Alvheimfältet, Norge. Den genomsnittliga utvinningskostnaden per fat för året förväntas uppgå till 8,25 USD per fat, att jämföra med tidigare meddelade förväntningar om 8,60 USD per fat.
Tariff- och transportkostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 21,0 MUSD i förhållande till 17,6 MUSD för jämförelseperioden. Kostnader hänförliga till Gaupefältet ingår i rapporteringsperioden.
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 tas ut på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet för rapporteringsperioden uppgick till 23,16 USD (21,34 USD) per fat för den ryska produktionen. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varje månad och är beroende av det genomsnittliga priset som erhålls för Urals Blend den föregående månaden. Exportskatten baseras på volym exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 57,07 USD (57,78 USD) per fat för rapporteringsperioden.
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 dessa tidsskillnader och ett belopp om 13,9 MUSD har krediterats resultaträkningen under rapporteringsperioden, vilket kan jämföras med en kostnad om 13,1 MUSD för jämförelseperioden. Under rapporteringsperioden redovisades nettoförändring i underuttag om 17,7 MUSD på Alvheim-/Volundfälten, Norge där sålda volymer råolja var lägre än producerade volymer under rapporteringsperioden jämfört med ett överuttag om 14.0 MUSD, netto för jämförelseperioden. Gaupefältet var också i underuttagsposition under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en kreditering av utvinningskostnaderna om 9,8 MUSD (- MUSD). Gaupefältets kolväten bearbetas i värdplattformen Armada, för vilken Lundin Petroleum inte är operatör och det finns ett fördelningsavtal, genom vilket nya fält kompenserar existerande fält med producerade volymer, vilka härrör från den nya produktionsströmen. Underuttagspositionen kommer att återbetalas av existerande fält i framtida perioder. En lastning gjordes också i januari 2012 av lager från Ikdam FPSO:n på Oudnafältet, Tunisien, vilket medförde en produktionskostnad om 14,6 MUSD i rapporteringsperioden.
Avskrivningar uppgick till 137,9 MUSD (121,4 MUSD) och beskrivs i not 3. Norge bidrog till 83 procent av de totala avskrivningarna för rapporteringsperioden, motsvarande en kostnad per fat om 15,43 USD. Ökningen i avskrivningarna i förhållande till jämförelseperioden var till största delen ett resultat av produktionsstarten av Gaupefältet, Norge.
Återställningskostnader som redovisats över resultaträkningen uppgick till 3,5 MUSD (- MUSD) för rapporteringsperioden och representerar kostnader för att koppla ifrån FPSO:n från Oudnafältet, Tunisien utöver avsättningen för återställningskostnaderna för arbetet. i balansräkningen har reservering gjorts för kostnaderna för återställningen av borrningarna på Oudnafältet, vilken kommer att utföras i det fjärde kvartalet, 2012.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 33,6 MUSD (80,2 MUSD) och beskrivs i not 4. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs dessa direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.
Tiga Papan 5 borrningen i SB307/308, offshore Sabah, östra Malaysia pluggades igen och övergavs som ett torrt hål i juli 2012. Kostnaderna för borrningen och tillhörande licenskostnader som uppgick till 9,2 MUSD kostnadsfördes.
Under de första sex månaderna 2012 kostnadsfördes utgifter avseende Claptonborrningen i PL440S, Norge och Rangkasblocket, Indonesien.
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick 26,4 MUSD (35,1 MUSD), vilka innehöll ej kassaflödespåverkande kostnader om 11,1 MUSD (18,1 MUSD) som är hänförliga till koncernens långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Avsättningen för LTIP beräknas baserat på Lundin Petroleumaktiens börskurs på balansdagen. Det beräknade värdet av tilldelningen, enligt Black & Scholes värderingsmetod fördelas över den intjänade delen av de LTIP som är utestående, vilket inkluderar de LTIP som tjänats in under tidigare perioder och förändringen i avsättningen redovisas över resultaträkningen. Lundin Petroleumaktiens börskurs sjönk under de första sex månaderna 2012 och upplösningen av en del av avsättningen som redovisats per den 31 december 2011 resulterade i en kreditering i resultaträkningen för rapporteringsperioden som avslutades den 30 juni 2012. Börskursen steg med cirka 24 procent mellan den 30 juni och den 30 september 2012, vilket resulterade i en ökning av avsättningen för LTIP per balansdagen och en motsvarande kostnad i resultaträkningen för det tredje kvartalet, 2012. Lundin Petroleum har kompenserat exponeringen avseende LTIP genom att förvärva egna aktier. För ytterligare information se avsnittet om ersättningar nedan.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 16,8 MUSD (39,2 MUSD) och beskrivs i not 6.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 2,5 MUSD (3,3 MUSD). Ränteintäkter för jämförelseperioden innehåller ett belopp om 1,5 MUSD intjänade på ett lån till förmån för Etrion Corporation. Lånet till Etrion återbetalades under det andra kvartalet 2011.
Valutakursvinster för rapporteringsperioden uppgick till 0,7 MUSD (2,7 MUSD) netto. US dollarn försvagades gentemot Euron och den norska kronan under det tredje kvartalet 2012 och medförde en valutakursförlust, netto om 8,1 MUSD som kompenserar fullt ut valutakursvinströrelserna på de koncerninterna lånemellanhavanden och på saldon som utgör rörelsekapital för perioden fram till 30 juni 2012. Denna förlust kompenserades delvis av en valutakursvinst om 2,9 MUSD (- MUSD) på valutakurssäkringar som reglerats under det tredje kvartalet 2012.
Vinst vid konsolidering av ett dotterbolag om 13,4 MUSD (- MUSD) har redovisats under det tredje kvartalet 2012 och är hänförligt till redovisningen av konsolideringen av Ikdam Production SA (IPSA) till följd av förvärvet av de utestående 60 procent av bolagets aktier i slutet av augusti 2012. Lundin Petroleum ägde redan 40 procent av IPSA:s aktier, vilka förvärvades som del i förvärvet av Coparex 2002. Vid tiden för förvärvet av Coparex tilldelades aktierna i IPSA inget värde och en avsättning gjordes mot koncernens lån till IPSA. Till följd av förvärvet av återstående 60 procent har en uppskrivning av det bokförda värdet av det initiala 40-procentiga innehavet, baserat på det verkliga värdet av tillgångar och skulder i bolaget vid slutet av augusti 2012, redovisats och avsättningen som gjordes mot det initiala lånet har lösts upp.
Ett belopp om 30,0 MUSD hänförliga till vinsten vid försäljningen av aktier i Africa Oil Corporation ingår i finansiella intäkter för jämförelseperioden.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 38,1 MUSD (16,2 MUSD) och beskrivs i not 7.
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. Under rapporteringsperioden har 3,8 MUSD (3,4 MUSD) redovisats i resultaträkningen.
Avskrivningarna av aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 4,6 MUSD (1,7 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av den tidigare kreditfaciliteten över den facilitetens utnyttjandeperiod. Lundin Petroleum har ordnat en ny kreditfacilitet om 2,5 miljarder USD, vilken skrevs under den 25 juni 2012, och de aktiverade avgifterna hänförliga till denna facilitet skrivs av allt eftersom krediten fortlöper.
Engagemangsavgifter för lånefaciliteten uppgick till 5,6 MUSD (0,8 MUSD) för rapporteringsperioden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden är hänförlig till engagemangsavgifter på den del av den nya faciliteten som ingicks i juni 2012 om 2,5 miljarder USD som inte utnyttjats.
Lundin Petroleum äger 50 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum, vilka anskaffades under 2009 i en ej kassaflödespåverkande transaktion. Investeringen redovisades till det verkliga värdet för aktierna vid datumet för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler har förändringar i det verkliga värdet redovisats i koncernens rapport över totalresultat. I januari 2012 meddelade ShaMaran Petroleum att bolaget hade återlämnat dess licensandelar i de produktionsdelningskontrakt, för vilka bolaget var operatör och därmed har nedgången i det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran Petroleum som innehas av Lundin Petroleum bedömts vara permanent. Som ett resultat av den permanenta nedgången i det verkliga värdet av aktierna har den ackumulerade förlusten om 18,6 MUSD som redovisats i övrigt totalresultat omklassificerats från eget kapital och har kostnadsförts i resultaträkningen under det första kvartalet 2012. Den värdeökning som uppkommit efter nedskrivningen har redovisats i övrigt total resultat.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 499,0 MUSD (417,3 MUSD) och beskrivs i not 8.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 284,4 MUSD (213,5 MUSD), av vilken 262,6 MUSD (185,7 MUSD) är hänförlig till Norge. Den aktuella skattekostnaden i Norge för rapporteringsperioden beräknas genom att använda det faktiska, uppnådda resultatet och utbyggnads- och prospekteringsutgifter som uppkommit under rapporteringsperioden.
Den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 214,7 MUSD (203,7 MUSD) och uppkommer främst där det finns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar. Av den uppskjutna skattekostnaden är 211,0 MUSD (194,0 MUSD) hänförliga 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 76 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 effektiva skattesatsen med en 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 nedskrivningen av ShaMaranaktierna, kostnadsförda prospekteringsutgifter i Malaysia och vissa administrationskostnader samt ett lägre skatteavdrag avseende prospekteringskostnader hänförliga till Rangkasblocket, Indonesien. Den finansiella intäkt som redovisats i och med konsolideringen av Ikdam Production SA medför inte någon skattekostnad.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -3,1 MUSD (-3,4 MUSD) och är främst hänförligt till innehavare utan bestämmande inflytandes andel i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat.
Olje- och gastillgångar uppgick till 2 825,7 MUSD (2 329,3 MUSD) och finns beskrivna i not 9.
Utbyggnads- och prospekteringsutgifter för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter Belopp i MUSD |
1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 235,9 | 101,2 | 156,0 | 63,9 | 186,8 |
| Frankrike | 26,3 | 5,7 | 20,7 | 11,3 | 30,9 |
| Nederländerna | 6,8 | 2,0 | 2,4 | 1,2 | 4,1 |
| Indonesien | 0,0 | 0,0 | 4,1 | 0,0 | 6,4 |
| Ryssland | 5,7 | 1,7 | 3,5 | 0,8 | 4,2 |
| 274,7 | 110,6 | 186,7 | 77,2 | 232,4 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 235,9 MUSD redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst på Brynhild- och Edvard Griegfältens utbyggnad. Under jämförelseperioden har 156,0 MUSD förbrukats på utbyggnaden av Gaupe- och Alvheimfälten. Under rapporteringsperioden har 26,3 MUSD redovisats i Frankrike, främst på Grandvillefältets utbyggnad.
| Prospekterings- och uvärderingsutgifter Belopp i MUSD |
1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 210,2 | 99,1 | 237,0 | 84,7 | 288,6 |
| Frankrike | 4,1 | 3,1 | 1,0 | 0,5 | 1,7 |
| Indonesien | 13,4 | 6,7 | 12,0 | 5,6 | 16,4 |
| Ryssland | 1,8 | -1,2 | 6,9 | 2,4 | 10,0 |
| Malaysia | 60,3 | 48,7 | 60,3 | 33,9 | 98,7 |
| Kongo (Brazzaville) | 1,8 | 0,4 | 7,6 | 4,9 | 19,0 |
| Övriga | 2,5 | 1,6 | 2,4 | 1,8 | 3,1 |
| 294,1 | 158,4 | 327,0 | 133,8 | 437,5 |
Under rapporteringsperioden har prospekterings- och utvärderingsborrningar redovisats till ett belopp om 210,2 MUSD i Norge, avseende huvudsakligen utvärderingsborrningar på Johan Sverdrupfältet och prospekteringsborrning på Claptonstrukturen i PL440S, Albertstrukturen i PL519 och Salinasstrukturen i PL533. I jämförelseperioden redovisades 237,0 MUSD i Norge avseende utvärderingsborrning på Johan Sverdrupfältet och fyra prospekteringsborrningar. 60.3 MUSD (60,3 MUSD) redovisades i Malaysia avseende prospekteringsborrning på Tiga Papan 5, Berangan-1 och Merawan Batu-1. Tre prospekteringsborrningar utfördes i Malaysia under jämförelseperioden.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 44,5 MUSD (16,1 MUSD) och avser kontorsinventarier, fastigheter samt Ikdam FPSO:n, vilken har konsoliderats för första gången i augusti 2012.
Finansiella tillgångar uppgick till 95,6 MUSD (46,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Övriga aktier och andelar uppgick till 22,6 MUSD (17,8 MUSD) och är främst hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde.
Aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 48,9 MUSD (2,5 MUSD) och är hänförliga till den nya sjuåriga, kreditfaciliteten om 2,5 miljarder USD som skrevs under i juni 2012. De aktiverade avgifterna kommer att skrivas av över facilitetens förväntade löptid. Beloppet för jämförelseperioden är hänförligt till den gamla kreditfaciliteten, vilken kostnadsfördes i sin helhet under rapporteringsperioden.
Fordringar och lager uppgick till 266,4 MUSD (224,4 MUSD) och beskrivs i not 11.
Lager uppgick till 19,4 MUSD (31,6 MUSD) och inkluderade både kolvätelager och förbrukningsmaterial. Minskningen i förhållande till den 31 december 2011 är hänförlig till en lastning av kolvätelagret på Oudnafältet, Tunisien under rapporteringsperioden.
Övriga tillgångar uppgick till 53,6 MUSD (21,2 MUSD) och innehöll ett belopp om 47,4 MUSD (11,2 MUSD) avseende en andel i PL148 Brynhild, Norge, där Lundin Petroleum står för utgifterna, under villkoren i ett försäljningsavtal med Talisman Energy, säljaren av innehavet. Beloppet kommer att föras över till olje- och gastillgångar när transaktionen är slutförd.
Likvida medel uppgick till 156,9 MUSD (73,6 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav och innehåller ett belopp om 57,0 MUSD för preliminärskatteinbetalningar i Norge, vilka förföll till betalning den 1 oktober 2012.
Den långfristiga delen av avsättningar uppgick till 1 272,7 MUSD (988,0 MUSD) och framgår av not 12.
Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 141,5 MUSD (119,3 MUSD) och är hänförlig till framtida återställningsåtaganden. Ökningen i förhållande till den 31 december 2011 beror främst på en minskning av diskonteringsfaktorn som använts för att beräkna det diskonterade värdet av återställningsåtagandena.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 1 058,1 MUSD (803,5 MUSD) och är hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Den långfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 68,2 MUSD (58,1 MUSD).
Banklån uppgick till 321,1 MUSD (207,0 MUSD) och är hänförliga till utestående lån inom koncernens revolverande "borrowing base" facilitet om 2,5 miljarder USD.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 22,1 MUSD (21,8 MUSD) och är till största delen hänförliga till den till fullo gjorda konsolideringen av ett dotterbolag, till vilket en enhet utan bestämmande inflytande har bidragit med finansiering i förhållande till LLC PetroResurs, Ryssland.
Övriga kortfristiga skulder uppgick till 481,4 MUSD (390,6 MUSD) och beskrivs i not 13.
Skatteskulder uppgick till 231,2 MUSD (240,1 MUSD), av vilka 220,9 MUSD (223,0 MUSD) är hänförliga till Norge.
Skuld gentemot joint venture partners uppgick till 188,4 MUSD (88,4 MUSD) och är hänförlig till den höga borrnings- och utbyggnadsaktivitetsnivån i Norge.
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -58,3 MSEK (-96,5 MSEK) för rapporteringsperioden.
Rörelsens intäkter innehåller serviceintäkter som erhållits från koncernbolag. I resultatet ingår administrationskostnader om 77,5 MSEK (112,0 MSEK) och räntekostnader om 25,8 MSEK (18,3 MSEK). Administrationskostnaderna under rapporteringsperioden påverkas av ökningen i avsättningen för koncernens LTIP till följd av en högre börskurs på Lundin Petroleumaktien per balansdagen. Jämförelseperioden innehåller finansiella intäkter om 4,5 MSEK för att stödja vissa finansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum.
Under rapporteringsperioden har koncernen genomfört transaktioner med närstående till marknadsmässiga villkor, vilket beskrivs nedan:
Koncernen erhöll 0,3 MUSD (0,5 MUSD) från ShaMaran Petroleum i ersättning för hyra och andra tjänster och - MUSD (0,7 MUSD) i ersättning för stöd för vissa finansiella åtaganden.
Koncernen betalade 0,6 MUSD (0,6 MUSD) till övriga närstående för erhållen flygservice.
Lundin Petroleum hade en säkrad revolverande "borrowing base" facilitet på 850 MUSD, med en sjuårig löptid till 2014. Den 25 juni 2012 ingick Lundin Petroleum en ny sjuårig säkrad revolverande "borrowing base" facilitet om 2,5 miljarder USD. Faciliteten är med en grupp om 25 banker, vilken inkluderar flera av de banker som givit faciliteten om 850 MUSD. Kredit faciliteten om 2,5 miljarder USD är en revolverande "borrowing base" facilitet som är säkrad mot vissa kassaflöden som genereras av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten omräknas 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. Aktierna i vissa koncernbolag och dess bankkonton har ställts som säkerhet för faciliteten.
Den nya faciliteten har upprättats för att finansiera Lundin Petroleums pågående utgifter för prospektering och utbyggnadskostnader, i synnerhet i Norge.
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, för vilka Lundin Petroleum är operatör. Bankgarantier har ställts ut avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 61,4 MUSD. Utöver detta har bankgarantier ställts ut avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 2,4 MUSD.
Under det andra kvartalet 2012, återköpte Lundin Petroleum 485 647 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 128 SEK per aktie.
I oktober 2012 slutförde Lundin Petroleum borrningen på Merawan Batu-1 på block PM308B, Malaysia. Borrningen var icke framgångsrik och tillhörande kostnader kommer att kostnadsföras i det fjärde kvartalet 2012.
Resultaten av ytterligare två prospekteringsborrningar som genomfördes under det tredje kvartalet meddelades i oktober 2012. I PL533, Barents hav, Norge där Lundin Petroleum innehar en 20-procentig licensandel gjordes en gas-/kondensatfyndighet om 29 till 41 MMboe utvinningsbara reserver, brutto. Kostnader hänförliga till borrningen kommer fortsatt att aktiveras medan Lundin Petroleum ytterligare utvärderar resultaten från borrningen och bedömer huruvida fyndigheten är kommersiell.
Prospekteringsborrningen för Albertstrukturen påträffade olja men i ej kommersiella volymer. Utgifterna hänförliga till borrningen kommer att kostnadsföras i det fjärde kvartalet 2012.
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.
I enlighet med det bemyndigande som årsstämman den 10 maj 2012 gav till styrelsen, återköpte Lundin Petroleum 485 647 egna aktier under det andra kvartalet 2012. Per den 30 september 2012 innehade Lundin Petroleum 7 368 285 egna aktier.
Lundin Petroleums ersättningsprinciper redovisas i bolagets årsredovisning 2011.
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långfristigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av ett unit bonus program med en årlig tilldelning av units som vid inlösen leder till en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att tjänas in i tre trancher: en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den slutliga tredjedelen efter tre år. Den kontanta utbetalningen är villkorad av att innehavaren av units är anställd i koncernen vid datumet för utbetalningen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
Ett LTIP program som följer samma principer som 2008 års LTIP har införts årligen för andra anställda än den verkställande ledningen.
Antalet utställda units som ingår i 2010, 2011 och 2012 års LTIP program per den 30 september 2012 var 210 094 respektive 251 559 och 361 158.
Vid årsstämman den 13 maj 2009 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandet av ett LTIP för den verkställande ledningen (vilken innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Officer, Chief Financial Officer och Senior Vice President Operations), vilken innefattar en tilldelning av syntetiska optioner som kan lösas in fem år efter utställandet. Inlösen av optionerna berättigar mottagaren till att erhålla en kontant betalning baserad på ökningen i marknadsvärdet på aktierna. Utbetalningen av tilldelningen under dessa syntetiska optioner skall inträffa i två lika stora trancher: (i) den första på dagen som inträffar omedelbart efter femårsdagen av tilldelningen och (ii) den andra på dagen som inträffar ett år efter den första utbetalningen.
LTIP för den verkställande ledningen innehåller 5 500 928 syntetiska optioner med ett lösenpris om 52,91 SEK. Inlösendatum för de syntetiska optionerna inträffar i maj 2014, på femårsdagen från tilldelningen. Innehavaren kommer att erhålla en kontant utbetalning motsvarande den genomsnittliga slutkursen för bolagets aktie under det femte året som följer tilldelningen, med avdrag för lösenpriset, multiplicerat med antalet syntetiska optioner. Innehavarna av de syntetiska optionerna är inte berättigade att erhålla nya tilldelningar i enlighet med unit bonus programmet så länge de syntetiska optionerna är utestående.
Lundin Petroleum 160,10 SEK. Avsättningen för LTIP uppgick till 61,4 MUSD per den 30 september 2012 och marknadsvärdet på aktierna per den 30 september 2012 var 168,6 MUSD. Värdeökningen på de innehavda egna aktierna kan i enlighet med redovisningsregler inte kompensera kostnaden för LTIP.
Denna delårsrapport 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 2011.
Moderbolagets finansiella rapporter har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet med RFR 2 redovisning för juridiska personer, 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.
Målsättningen med hanteringen av verksamhetsrisker är att fortlöpande identifiera, förstå och hantera hot och möjligheter inom verksamheten. Denna målsättning uppnås genom att skapa ett mandat och ett engagemang för riskhantering på alla nivåer i verksamheten. Med denna modell hanterar bolaget aktivt risker som en integrerad och ständigt återkommande del av bolagets beslutsprocesser och avser att säkerställa att alla risker identifieras, erkänns, förstås och kommuniceras med god framförhållning. Förmågan att hantera och minska dessa risker utgör en avgörande faktor för att säkerställa att bolagets verksamhetsmål uppnås. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och finansiella risker som, även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering, inte kan eliminera fullt ut eller som ligger utanför bolagets kontroll.
En detaljerad analys av Lundin Petroleums strategiska, operativa, finansiella och externa risker samt åtgärdande av dessa risker genom riskhantering beskrivs i Lundin Petroleums årsredovisning 2011.
Under det andra kvartalet 2012 ingick koncernen valutasäkringskontrakt som fastställer växelkursen mellan USD och NOK för att möta operativa åtaganden och krav avseende skatter i NOK, vilket sammanfattas i nedanstående tabell. Enligt IAS 39, behandlas dessa säkringar som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet redovisas i övrigt totalresultat. Per den 30 september 2012 har en kortfristig tillgång, uppgående till 13,0 MUSD (- MUSD) redovisats, vilken representerar den kortfristiga delen av det verkliga värdet av de utestående valutakurssäkringskontrakten. Dessutom har en finansiell tillgång om 0,9 MUSD (- MUSD) redovisats per den 30 september 2012, vilken representerar den långfristiga delen av det verkliga värdet av utestående valutakurssäkringskontrakt.
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 1 580,7 MNOK | 261,6 MUSD | 6,04 NOK: 1 USD | 1 jun 2012 – 20 dec 2012 |
| 670,7 MNOK | 110,4 MUSD | 6,07 NOK: 1 USD | 2 jan 2013 – 20 dec 2013 |
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
| 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 1 USD motsvarar NOK | 5,8613 | 5,6995 | 5,5498 | 5,8417 | 5,5998 | 5,9927 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,7802 | 0,7734 | 0,7111 | 0,7406 | 0,7185 | 0,7729 |
| 1 USD motsvarar Rubel | 31,0502 | 31,0441 | 28,7857 | 32,1040 | 29,3738 | 32,2784 |
| 1 USD motsvarar SEK | 6,8146 | 6,5350 | 6,4047 | 6,8563 | 6,4867 | 6,8877 |
| 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | ||||||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 982 232 | 307 975 | 938 881 | 324 637 | 1 257 691 |
| Övriga rörelseintäkter | 20 310 | 14 489 | 7 631 | 2 907 | 11 824 | |
| 1 002 542 | 322 464 | 946 512 | 327 544 | 1 269 515 | ||
| Rörelsens kostnader | ||||||
| Produktionskostnader Avskrivningar och |
2 | -124 231 | -23 741 | -146 169 | -48 247 | -193 104 |
| återställningskostnader | 3 | -141 393 | -53 738 | -121 381 | -42 747 | -165 138 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -33 560 | -10 617 | -80 227 | -64 041 | -140 027 |
| Bruttoresultat Administrationskostnader och |
703 358 | 234 368 | 598 735 | 172 509 | 771 246 | |
| avskrivningar av övriga materiella | ||||||
| anläggningstillgångar | -26 386 | -25 838 | -35 119 | -17 976 | -67 022 | |
| Rörelseresultat | 5 | 676 972 | 208 530 | 563 616 | 154 533 | 704 224 |
| Resultat från finansiella investeringar |
||||||
| Finansiella intäkter | 6 | 16 755 | 9 125 | 39 150 | 4 105 | 46 455 |
| Finansiella kostnader | 7 | -38 094 | -10 030 | -16 232 | 7 984 | -21 022 |
| -21 339 | -905 | 22 918 | 12 089 | 25 433 | ||
| Resultat före skatt | 655 633 | 207 625 | 586 534 | 166 622 | 729 657 | |
| Inkomstskatt | 8 | -499 040 | -162 744 | -417 255 | -127 687 | -574 413 |
| Periodens resultat | 156 593 | 44 881 | 169 279 | 38 935 | 155 244 | |
| Hänförligt till moderbolagets | ||||||
| aktieägare: | 159 706 | 45 887 | 172 637 | 39 489 | 160 137 | |
| Hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande: |
-3 113 | -1 006 | -3 358 | -554 | -4 893 | |
| Periodens resultat | 156 593 | 44 881 | 169 279 | 38 935 | 155 244 | |
| Resultat per aktie – USD1 Resultat per aktie efter full |
0,51 | 0,15 | 0,56 | 0,13 | 0,51 | |
| utspädning – USD1 | 0,51 | 0,15 | 0,56 | 0,13 | 0,51 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| Belopp i TUSD | 1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 156 593 | 44 881 | 169 279 | 38 935 | 155 244 |
| Övrigt totalresultat | |||||
| Valutaomräkningsdifferens | 36 179 | 45 335 | -12 332 | -86 788 | -37 525 |
| Kassaflödessäkring | 14 001 | 11 340 | 5 263 | 1 628 | 6 971 |
| Investeringar som kan säljas | 19 037 | 13 540 | -48 627 | -17 569 | -50 210 |
| Skatt på totalresultat | -3 500 | -2 835 | -1 316 | -407 | -1 743 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | 65 717 | 67 380 | -57 012 | -103 136 | -82 507 |
| Totalresultat | 222 310 | 112 261 | 112 267 | -64 201 | 72 737 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 223 595 | 110 686 | 118 198 | -56 457 | 80 466 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -1 285 | 1 575 | -5 931 | -7 744 | -7 729 |
| 222 310 | 112 261 | 112 267 | -64 201 | 72 737 |
| Belopp i TUSD | Not | 30 september 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 9 | 2 825 662 | 2 329 270 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 44 546 | 16 084 | |
| Finansiella tillgångar | 10 | 95 573 | 46 586 |
| Summa anläggningstillgångar | 2 965 781 | 2 391 940 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Fordringar och lager | 11 | 266 435 | 224 407 |
| Likvida medel | 156 918 | 73 597 | |
| Summa omsättningstillgångar | 423 353 | 298 004 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 3 389 134 | 2 689 944 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 215 767 | 1 000 882 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | 68 116 | 69 424 | |
| Totalt eget kapital | 1 283 883 | 1 070 306 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 12 | 1 272 730 | 987 993 |
| Banklån | 321 310 | 207 000 | |
| Övriga långfristiga skulder | 22 077 | 21 830 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 616 117 | 1 216 823 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Övriga kortfristiga skulder | 13 | 481 411 | 390 600 |
| Avsättningar | 12 | 7 723 | 12 215 |
| Summa kortfristiga skulder | 489 134 | 402 815 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 3 389 134 | 2 689 944 |
| Belopp i TUSD | Not | 1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från verksamheten | ||||||
| Periodens resultat | 156 593 | 44 881 | 169 279 | 38 935 | 155 244 | |
| Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster |
14 | 706 324 | 255 936 | 623 200 | 238 855 | 915 174 |
| Erhållen ränta Betald ränta |
1 255 -5 619 |
527 -2 369 |
1 416 -3 932 |
326 454 |
1 457 -1 597 |
|
| Betald skatt | -307 247 | -206 441 | -64 323 | -19 655 | -183 870 | |
| Förändringar i rörelsekapital Summa kassaflöde från verksamheten |
69 911 621 217 |
190 894 283 428 |
37 485 763 125 |
-55 635 203 280 |
10 528 896 936 |
|
| Kassaflöde från investeringar | ||||||
| Investering i olje- och gastillgångar Investering i kontorsinventarier samt övriga |
-567 174 | -268 197 | -513 727 | -210 979 | -670 032 | |
| anläggningstillgångar | -4 796 | -3 380 | -3 113 | -1 042 | -3 786 | |
| Investering i dotterbolag Förändring i övriga finansiella |
-11 000 | -11 000 | – | – | – | |
| anläggningstillgångar Försäljning av övriga aktier och andelar |
– – |
– – |
-10 260 53 938 |
724 – |
1 908 53 938 |
|
| Betalda återställningskostnader Övriga betalningar |
-8 734 -2 886 |
-6 245 -2 841 |
– -875 |
– 36 |
– -1 168 |
|
| Summa kassaflöde från investeringar | -594 590 | -291 663 | -474 037 | -211 261 | -619 140 | |
| Kassaflöde från finansiering | ||||||
| Förändring av långfristiga fordringar | 114 557 | 121 573 | -238 622 | 66 091 | -252 238 | |
| Betalda finansieringsavgifter Köp av egna aktier |
-48 780 -8 710 |
-48 271 – |
– – |
– – |
– – |
|
| Betald utdelning till innehavare utan bestämmande inflytande |
-23 | – | -212 | – | -212 | |
| Summa kassaflöde från finansiering | 57 044 | 73 302 | -238 834 | 66 091 | -252 450 | |
| Förändring av likvida medel | 83 671 | 65 067 | 50 254 | 58 110 | 25 346 | |
| Likvida medel vid periodens början Likvida medel från konsolidering av |
73 597 | 90 641 | 48 703 | 38 127 | 48 703 | |
| dotterbolag Valutakursdifferenser i likvida medel |
815 -1 165 |
815 395 |
– -882 |
– 1 838 |
– -452 |
|
| Likvida medel vid periodens slut | 156 918 | 156 918 | 98 075 | 98 075 | 73 597 |
| Övrigt | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| tillskjutet | Innehav utan | |||||
| Belopp i TUSD | Aktie | kapital/Övriga | Balanserad | Periodens | bestämmande | Summa |
| kapital | reserver | vinst | resultat | inflytande | eget kapital | |
| Balans per den 1 januari 2011 | 463 | 417 430 | -9 352 | 511 875 | 77 365 | 997 781 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | 511 875 | -511 875 | – | – |
| Totalresultat | – | -54 439 | – | 172 637 | -5 931 | 112 267 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Utdelning | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Balans per den 30 september 2011 | 463 | 362 991 | 502 523 | 172 637 | 71 222 | 1 109 836 |
| Totalresultat | – | -25 232 | -12 500 | -1 798 | -39 530 | |
| Balans per den 31 december 2011 | 463 | 337 759 | 502 523 | 160 137 | 69 424 | 1 070 306 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | 160 137 | -160 137 | – | – |
| Totalresultat | – | 63 889 | – | 159 706 | -1 285 | 222 310 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Utdelning | – | – | – | – | -23 | -23 |
| Köp av egna aktier | – | -8 710 | – | – | – | -8 710 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -8 710 | – | – | -23 | -8 733 |
| Balans per den 30 september 2012 | 463 | 392 938 | 662 660 | 159 706 | 68 116 | 1 283 883 |
| Not 1. Försäljning av olja och gas, | 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Försäljning av: | |||||
| Olja | |||||
| Norge | 717 947 | 227 340 | 674 641 | 242 652 | 911 072 |
| Frankrike | 78 211 | 23 553 | 96 430 | 33 256 | 127 789 |
| Nederländerna | 117 | – | 174 | 59 | 231 |
| Ryssland | 58 000 | 18 667 | 60 437 | 20 333 | 79 515 |
| Tunisien | 24 597 | 12 | 24 795 | – | 24 795 |
| 878 872 | 269 572 | 856 477 | 296 300 | 1 143 402 | |
| Kondensat | |||||
| Nederländerna | 730 730 |
273 273 |
971 | 363 | 1 314 |
| Gas | 971 | 363 | 1 314 | ||
| Norge | 64 272 | 25 827 | 41 580 | 14 130 | 57 909 |
| Nederländerna | 30 992 | 10 262 | 31 048 | 10 239 | 42 496 |
| Indonesien | 7 367 | 2 041 | 8 805 | 3 605 | 12 570 |
| 102 630 | 38 130 | 81 433 | 27 974 | 112 975 | |
| 982 232 | 307 975 | 938 881 | 324 637 | 1 257 691 | |
| Not 2. Produktionskostnader, | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
| 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 76 368 | 25 858 | 74 138 | 25 559 | 102 476 |
| Tariff- och transportkostnader | 21 003 | 7 359 | 17 635 | 5 220 | 22 863 |
| Direkta produktionsskatter | 39 013 | 11 949 | 39 547 | 14 119 | 52 390 |
| Förändring i lager/över- och under uttag | -13 921 | -22 041 | 13 146 | 2 780 | 13 129 |
| Övriga | 1 768 | 616 | 1 703 | 569 | 2 246 |
| 124 231 | 23 741 | 146 169 | 48 247 | 193 104 | |
| Not 3. Avskrivningar och | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
| återställningskostnader, | 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 |
| 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader | |
| TUSD | |||||
| Avskrivningar | |||||
| Norge | 114 515 | 42 643 | 95 389 | 33 761 | 130 011 |
| Frankrike Nederländerna |
8 714 7 938 |
2 819 2 609 |
9 118 8 954 |
3 126 2 767 |
12 174 11 939 |
| Indonesien | 3 387 | 1 066 | 4 318 | 1 896 | 6 250 |
| Ryssland | 3 297 | 1 059 | 3 602 | 1 197 | 4 764 |
| 137 851 | 50 196 | 121 381 | 42 747 | 165 138 | |
| Återställningskostnader | |||||
| Tunisien | |||||
| 3 542 | 3 542 | – | – | – | |
| 3 542 | 3 542 | – | – | – | |
| 141 393 | 53 738 | 121 381 | 42 747 | 165 138 | |
| Not 4. Prospekteringskostnader, | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
| 30 sep 2012 9 månader |
30 sep 2012 3 månader |
30 sep 2011 9 månader |
30 sep 2011 3 månader |
31 dec 2011 12 månader |
|
| TUSD | |||||
| Norge | 13 681 | 720 | 66 727 | 52 177 | 74 060 |
| Indonesien | 7 100 | 94 | 566 | 193 | 967 |
| Malaysia Kongo (Brazzaville) |
9 181 1 754 |
9 181 332 |
11 015 – |
10 747 – |
11 015 51 263 |
| Övriga | 1 844 | 290 | 1 919 | 924 | 2 722 |
| Not 5. Rörelseresultat, | 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | |||||
| Norge | 639 212 | 212 938 | 507 536 | 153 540 | 703 711 |
| Frankrike | 52 207 | 15 968 | 65 446 | 22 276 | 85 334 |
| Nederländerna | 25 538 | 15 935 | 14 082 | 4 489 | 18 868 |
| Indonesien | -7 488 | 51 | 435 | 495 | 168 |
| Ryssland | 4 773 | 2 721 | 6 524 | 1 712 | 7 715 |
| Tunisien | -2 007 | -4 360 | 13 673 | -70 | 13 476 |
| Malaysia | -10 801 | -9 388 | -11 010 | -11 010 | -11 010 |
| Kongo (Brazzaville) | -1 754 | -332 | -10 | – | -51 273 |
| Övriga | -22 708 | -25 003 | -33 060 | -16 899 | -62 765 |
| 676 972 | 208 530 | 563 616 | 154 533 | 704 224 |
| Not 6. Finansiella intäkter, | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Ränteintäkter | 2 505 | 940 | 3 323 | 736 | 4 138 |
| Valutakursvinster, netto | 681 | -5 224 | 2 654 | 2 654 | 8 945 |
| Försäkringsintäkter | – | – | 1 734 | 8 | 1 734 |
| Garanti-intäkter | – | – | 704 | 215 | 998 |
| Vinst vid försäljning av aktier | – | – | 29 974 | – | 29 974 |
| Vinst vid konsolidering av dotterbolag | 13 409 | 13 409 | – | – | – |
| Övriga | 160 | – | 761 | 492 | 666 |
| 16 755 | 9 125 | 39 150 | 4 105 | 46 455 |
| Not 7. Finansiella kostnader, | 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Räntekostnader | 4 790 | 1 604 | 4 297 | 1 457 | 5 390 |
| Valutakursförluster, netto | – | – | – | -13 365 | – |
| Resultat från reglering av | |||||
| räntesäkringskontrakt | 198 | – | 5 234 | 1 800 | 6 995 |
| Nuvärdesjustering av | |||||
| återställningskostnader | 3 762 | 1 266 | 3 403 | 1 144 | 4 494 |
| Avskrivning av uppskjutna | |||||
| finansieringsavgifter | 4 584 | 2 072 | 1 722 | 520 | 2 181 |
| Engagemangsvgifter för lånefacilitet | 5 648 | 4 970 | 801 | 363 | 1 005 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – | – | – |
| Övriga | 481 | 118 | 775 | 97 | 957 |
| 38 094 | 10 030 | 16 232 | -7 984 | 21 022 |
| Not 8. Inkomstskatter, | 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Aktuell skatt | 284 354 | 80 329 | 213 509 | 82 804 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 214 686 | 82 415 | 203 746 | 44 883 | 174 203 |
| 499 040 | 162 744 | 417 255 | 127 687 | 574 413 |
| Not 9. Olje- och gastillgångar, TUSD |
30 sep 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Norge | 1 677 514 | 1 269 746 |
| Frankrike | 195 988 | 172 467 |
| Nederländerna | 46 365 | 43 739 |
| Indonesien | 95 682 | 93 610 |
| Ryssland | 625 282 | 615 015 |
| Malaysia | 179 978 | 129 830 |
| Övriga | 4 853 | 4 863 |
| 2 825 662 | 2 329 270 |
| Not 10. Finansiella tillgångar, | 30 sep 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| TUSD | ||
| Övriga aktier och andelar | 22 562 | 17 775 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 48 896 | 2 506 |
| Obligationer | 9 483 | 9 588 |
| Derivatinstrument | 876 | – |
| Uppskjutna skattefordringar | 12 380 | 15 345 |
| Övriga | 1 376 | 1 372 |
| 95 573 | 46 586 |
| Not 11. Fordringar och lager, TUSD |
30 sep 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Lager | 19 435 | 31 589 |
| Kundfordringar | 134 816 | 144 954 |
| Underuttag | 22 418 | 1 851 |
| Bolagsskatt | 2 950 | – |
| Fordringar på Joint venture partners | 13 339 | 20 252 |
| Derivatinstrument | 12 959 | – |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 6 918 | 4 522 |
| Övriga | 53 600 | 21 239 |
| 266 435 | 224 407 |
| Not 12. Avsättningar, TUSD |
30 sep 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Långfristiga: | ||
| Återställningskostnader | 141 453 | 119 341 |
| Uppskjuten skatteskuld | 1 058 059 | 803 493 |
| Långfristiga incitamentsprogram | 68 220 | 58 079 |
| Pension | 1 513 | 1 460 |
| Övriga | 3 485 | 5 620 |
| 1 272 730 | 987 993 | |
| Kortfristiga: | ||
| Långfristiga incitamentsprogram | 7 723 | 12 215 |
| 7 723 | 12 215 | |
| 1 280 453 | 1 000 208 |
| Not 13. Övriga kortfristiga skulder, TUSD |
30 sep 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 23 309 | 16 546 |
| Överuttag | 928 | 7 670 |
| Skatteskulder | 231 182 | 240 052 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 25 949 | 16 227 |
| Skuld gentemot Joint venture partners | 188 418 | 88 417 |
| Derivatinstrument | – | 168 |
| Övriga | 11 625 | 21 520 |
| 481 411 | 390 600 |
| Not 14. Justeringar för ej | 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|---|---|
| kassaflödespåverkande poster TUSD |
30 sep 2012 9 månader |
30 sep 2012 3 månader |
30 sep 2011 9 månader |
30 sep 2011 3 månader |
31 dec 2011 12 månader |
| Prospekteringskostnader | 33 560 | 10 617 | 80 227 | 64 041 | 140 027 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 140 207 | 50 943 | 123 468 | 43 410 | 167 812 |
| Aktuell skatt | 284 354 | 80 329 | 213 509 | 82 804 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 214 686 | 82 415 | 203 746 | 44 883 | 174 203 |
| Vinst från försäljning av aktier | – | – | -29 974 | – | -29 974 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – | – | – |
| Långfristiga incitamentsprogram | 14 198 | 27 886 | 28 264 | 16 934 | 63 443 |
| Övriga | 688 | 3 746 | 3 960 | -13 217 | -547 |
| 706 324 | 255 936 | 623 200 | 238 855 | 915 174 |
| 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | |
| Belopp i TSEK | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | |||||
| Övriga rörelseintäkter | 44 042 | 22 732 | 29 045 | 15 912 | 42 644 |
| Bruttoresultat | 44 042 | 22 732 | 29 045 | 15 912 | 42 644 |
| Administrationskostnader | -77 528 | -82 420 | -111 951 | -59 093 | -206 108 |
| Rörelseresultat | -33 486 | -59 688 | -82 906 | -43 181 | -163 464 |
| Resultat från finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | 951 | 348 | 4 683 | 1 798 | 6 560 |
| Finansiella kostnader | -25 753 | -8 655 | -18 314 | -6 483 | -25 495 |
| -24 802 | -8 307 | -13 631 | -4 685 | -18 935 | |
| Resultat före skatt | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Skatt | – | – | – | – | – |
| Periodens resultat | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Belopp i TSEK | 1 jan 2012- 30 sep 2012 9 månader |
1 jul 2012- 30 sep 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 sep 2011 9 månader |
1 jul 2011- 30 sep 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – | – | – |
| Totalresultat | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Belopp i TSEK | 30 september 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Finansiella tillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 17 673 | 8 954 |
| Likvida medel | 6 985 | 3 849 |
| Summa omsättningstillgångar | 24 658 | 12 803 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 896 605 | 7 884 750 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive | ||
| periodens resultat | 7 049 264 | 7 169 977 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 36 403 | 36 403 |
| Skulder till koncernföretag | 806 219 | 673 988 |
| Summa långfristiga skulder | 842 622 | 710 391 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 4 719 | 4 382 |
| Summa kortfristiga skulder | 4 719 | 4 382 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 896 605 | 7 884 750 |
| 1 jan 2012- 30 sep 2012 |
1 jul 2012- 30 sep 2012 |
1 jan 2011- 30 sep 2011 |
1 jul 2011- 30 sep 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | |||||
| Periodens resultat | -58 288 | -67 995 | -96 537 | -47 866 | -182 399 |
| Ej kassaflödespåverkande poster | 85 542 | 86 145 | -5 019 | -6 271 | 207 811 |
| Förändringar i rörelsekapital | -8 361 | -4 146 | 5 301 | 18 636 | -12 492 |
| Summa kassaflöde från | |||||
| verksamheten | 18 893 | 14 004 | -96 255 | -35 501 | 12 920 |
| Kassaflöde från investeringar | – | – | – | – | – |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Förändring av långfristiga skulder | -15 579 | -22 057 | 90 371 | 33 078 | -15 702 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -15 579 | -22 057 | 90 371 | 33 078 | -15 702 |
| Förändring av likvida medel | 3 314 | -8 053 | -5 884 | -2 423 | -2 782 |
| Likvida medel vid periodens början | 3 849 | 15 192 | 6 735 | 3 302 | 6 735 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -178 | -154 | 43 | 15 | -104 |
| Likvida medel vid periodens slut | 6 985 | 6 985 | 894 | 894 | 3 849 |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Aktie | Reserv | Övriga | Balanserad | Periodens | Summa eget | |
| Belopp i TSEK | kapital | fond | fonder | vinst | resultat | kapital |
| Balans per den 1 januari 2011 | 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 | – | – | – | – | -96 537 | -96 537 |
| Balans per den 30 september | ||||||
| 2011 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 936 086 | -96 537 | 7 255 839 |
| Totalresultat | – | – | – | – | -85 862 | -85 862 |
| Balans per den 31 december | ||||||
| 2011 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 936 086 | -182 399 | 7 169 977 |
| Överföring av föregående års | ||||||
| resultat | – | – | – | -182 399 | 182 399 | – |
| Totalresultat | – | – | – | – | -58 288 | -58 288 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Köp av egna aktier | – | – | -62 425 | – | – | -62 425 |
| Summa transaktioner med | ||||||
| ägare | – | – | -62 425 | – | – | -62 425 |
| Balans per den 30 september | ||||||
| 2012 | 3 179 | 861 306 | 2 489 380 | 3 753 687 | -58 288 | 7 049 264 |
| 1 jan 2012- | 1 jul 2012- | 1 jan 2011- | 1 jul 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2012 | 30 sep 2012 | 30 sep 2011 | 30 sep 2011 | 31 dec 2011 | |
| Finansiell data (TUSD) | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | 1 002 542 | 322 464 | 946 512 | 327 544 | 1 269 515 |
| EBITDA | 854 282 | 273 632 | 767 311 | 261 984 | 1 012 063 |
| Periodens resultat | 156 593 | 44 881 | 169 279 | 38 935 | 155 244 |
| Operativt kassaflöde | 593 957 | 218 394 | 586 834 | 196 493 | 676 201 |
| Nyckeltal, aktie (USD) | |||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,91 | 3,91 | 3,34 | 3,34 | 3,22 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 1,91 | 0,70 | 1,89 | 0,63 | 2,17 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 2,00 | 0,91 | 2,45 | 0,65 | 2,88 |
| Resultat per aktie | 0,51 | 0,15 | 0,56 | 0,13 | 0,51 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,51 | 0,15 | 0,56 | 0,13 | 0,51 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 2,75 | 0,88 | 2,47 | 0,84 | 3,25 |
| Utdelning per aktie | – | – | – | – | – |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 310 542 295 | 310 542 295 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
|||||
| perioden | 310 735 227 | 310 441 462 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
|||||
| perioden, efter full utspädning | 310 735 227 | 310 441 462 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Börskurs | |||||
| Börskurs vid periodens slut (SEK) | 160,10 | 160,10 | 117,60 | 117,60 | 169,20 |
| Börskurs vid periodens slut (CDN) | 23,50 | 23,50 | 17,00 | 17,00 | 24,54 |
| Nyckeltal | |||||
| Räntabilitet på eget kapital (%) | 13 | 4 | 16 | 4 | 15 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital (%) | 45 | 15 | 41 | 10 | 53 |
| Netto skuldsättningsgrad (%) | 15 | 15 | 14 | 14 | 15 |
| Soliditet (%) | 38 | 38 | 42 | 42 | 40 |
| Andel riskbärande kapital (%) | 69 | 69 | 73 | 73 | 69 |
| Räntetäckningsgrad | 132 | 134 | 62 | 47 | 59 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 119 | 136 | 62 | 60 | 55 |
| Direktavkastning | – | – | – | – | – |
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.
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.
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Årsstämman kommer att hållas den 8 maj 2013 i Stockholm.
För ytterligare information var vänlig kontakta:
Teitur Poulsen Maria Hamilton, VP Corporate Planning & Investor Relations Informationschef Tel: + 41 22 595 10 00 Tel: +46 8 440 54 50
Tel: +41 79 63 53 641
Denna information har offentliggjorts i enlighet med lagen om värdepappersmarknaden (SFS 2007:528) och/eller lagen om handel med finansiella instrument (SFS 1991:980).
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive bolagets framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "antecipera", "planera", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan komma att", "kommer att", "projektera", "förutse", "potentiell", "målsättning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Risker och riskhantering" samt på andra ställen i bolagets årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.
Om inte annat anges är Lundin Petroleums reserv- och resursestimat per den 31 december 2011 och har förberetts och reviderats i enlighet med National Instrument 51-101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51-101") och Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook"). Om inte annat anges avser alla häri redovisade reservestimat "bevisade reserver" och "sannolika reserver" sammanlagt, tillsammans även kallade "2P reserver". För ytterligare information avseende klassificeringen av reserver och resurser, se Reserver och resurser i bolagets årsredovisning.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknik eller teknik som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller flera betingelser. Betingelser kan inkludera faktorer såsom ekonomiska, legala, miljö-, politiska och regulatoriska frågor eller avsaknad av efterfrågan. Det är inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de betingade resurserna.
Prospekteringsbara resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från icke-upptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det finns en osäkerhet avseende upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsbara resurser. Det är inte säkert att någon del av de prospekteringsbara resurserna kommer att upptäckas. Om de upptäcks är det inte säkert att det kommer att vara kommersiellt möjligt för bolaget att producera någon del av de prospekteringsbara resurserna.
BOEs kan vara missledande, särskilt om det används isolerat. Konverteringsförhållandet för en BOE om 6Mcf:1Bbl är baserat på en konverteringsmetod för energilikvärdighet som är främst tillämplig vid brännaren och representerar inte ett likvärdigt värde vid borrhuvudet.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.