Earnings Release • Aug 1, 2012
Earnings Release
Open in ViewerOpens in native device viewer
Stockholm 1 augusti 2012
| 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 jun 2012 | 30 jun 2012 | 30 jun 2011 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 | |
| 6 månader | 3 månader | 6 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 |
35,1 680,1 111,7 113,8 0,37 |
35,5 317,9 64,5 65,1 0,21 |
32,3 619,0 130,3 133,1 0,43 |
31,1 327,2 76,9 78,0 0,25 |
33,3 1 269,5 155,2 160,1 0,51 |
| USD1 | 0,37 | 0,21 | 0,43 | 0,25 | 0,51 |
| EBITDA i MUSD | 580,6 | 271,5 | 505,3 | 266,9 | 1 012,1 |
| Operativt kassaflöde i MUSD | 375,6 | 209,0 | 390,3 | 196,7 | 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.
Vi fortsätter att göra goda framsteg i att möta våra tillväxtmål för Lundin Petroleum.
Det gläder mig att kunna meddela att vi nu fått godkännande från det norska stortinget för utbyggnaden av Edvard Griegfältet. De huvudsakliga kontrakten för detta utbyggnadsprojekt om 4 miljarder USD har redan tilldelats Kværner, Rowan Companies och Saipem.
I juni tecknade vi en ny banklånefacilitet om 2,5 miljarder USD med ett syndikat bestående av 25 internationella banker. Denna finansiering slutfördes med framgång i en svår bankmarknadsmiljö och framhäver tydligt Lundin Petroleums förmåga att få tillgång till kapital från de internationella bankmarknaderna. Även om vår primära finansieringskälla fortsättningsvis kommer att vara vårt starka operativa kassaflöde, kommer den nya faciliteten att tillhandahålla ytterligare likviditet för att finansiera våra utbyggnadsprojekt, såsom Edvard Grieg, Brynhild och Bøyla, liksom vårt fortsatt aggressiva prospekteringsprogram.
Vårt finansiella resultat under det första halvåret 2012 var återigen utmärkt, drivet av ökad produktion, särskilt i Norge. Detta resulterade i EBITDA om 580,6 miljoner USD, operativt kassaflöde om 375,6 miljoner USD och vinst efter skatt om 111,7 miljoner USD för perioden.
Produktionen för de första sex månaderna 2012 om 35 100 boepd var över den förväntade produktionen som presenterades på vår kapitalmarknadsdag. Det starka resultatet från Alvheim- och Volundfälten, offshore Norge, hade en positiv inverkan på produktionen. Drifttiden för Alvheim FPSO:n var högre än prognos och Volundreservoaren fortsätter att prestera över förväntan. Produktionen hade överträffat förväntningarna ytterligare om inte resultatet hade varit lägre än förväntat i Tunisien, där Oudnafältet nu kommer att överges till följd av skador på röranläggningar, och i Indonesien, där underhållsarbeten forsätter på Singafältet.
Produktionen från Gaupefältet, offshore Norge, har bidragit till den ökade produktionen under det andra kvartalet 2012. Reservoarprestandan är dock för tillfället under förväntan, troligtvis på grund av lägre volymer av sammanhängande kolväten. Vi kommer att bevaka resultaten från Gaupe för att utvärdera möjliga korrigerande åtgärder.
Vi har reviderat vår förväntade produktion för 2012 till ett intervall om mellan 33 000 till 37 000 boepd, från det tidigare intervallet om mellan 32 000 till 38 000 boepd. Den övre delen av intervallet antar fortsatt resultat över förväntan från Alvheim- och Volundfälten, medan den nedre delen av intervallet inkluderar potentiella risker inkluderar försämrad produktion från Gaupe, tillsammans med en högre än förväntad utveckling av andelen vatten i Volunds producerande borrningar.
Vi upprätthåller vår målsättning att fördubbla produktionen till över 70 000 boepd till slutet av 2015 till följd av produktionsstart från Edvard Griegfältet.
Våra tre pågående utbyggnadsprojekt i Norge, Edvard Grieg, Brynhild och Bøyla, fortskrider alla på ett tillfredställande sätt.
Edvard Grieg och Brynhild, båda med Lundin Petroleum som operatör, har erhållit godkännande av utbyggnadsplanen och verkställandet av projekten fortsätter. Huvudsakliga kontrakt har tilldelats för båda projekten.
Edvard Griegfältet är beläget i PL338 och vi har en licensandel om 50 procent. Fältet innehåller reserver om 186 MMboe och kommer att producera på en produktionsnivå, brutto, om närmare 100 000 boepd. Det är sannolikt att vi kommer att utföra ytterligare en utvärderingsborrning på Edvard Grieg i början av 2013 med ytterligare reserver som målsättning i den sydöstra delen av fältet som benämns "guldzonen".
Brynhildfältet byggs ut som en återkoppling på havsbotten till fältanläggningar på Shells Piercefält beläget i Storbritannien. Produktionsstart förväntas i slutet av 2013. Brynhildfältet förväntas producera vid en uppskattad platånivå om 12 000 boepd, brutto.
I Malaysia fortsätter arbetet med att utarbeta planerna för utbyggnaden av Bertamfältet i PM307.
Utvärderingen av Johan Sverdrupfältet fortsätter med ett aggressivt, pågående borrprogram. Som operatör för PL501 har Lundin Petroleum redan slutfört två utvärderingsborrningar i år, en tredje utvärderingsborrning pågår och två ytterligare utvärderingsborrningar kommer att genomföras i år. Därutöver kommer Statoil, som operatör för PL265, att genomföra ytterligare tre borrningar i år, varav en kommer att vara en prospekteringsborrning i den södra delen av Aldous Major North.
Jag förväntar mig nu att ytterligare utvärderingsborrning kommer att ske under 2013 för att till fullo avgränsa fältet som täcker ett område om över 150 kvadratkilometer.
Resultaten av 2012 års utvärderingsprogram kommer att användas till att uppdatera utvinningsbara resurser för fältet och för att bistå utbyggnadsteamet med dess projektplanering. Det förväntas att uppdaterade resurser kommer att meddelas under det första kvartalet 2013.
Som operatör för PL501 har Lundin Petroleum undertecknat ett pre-unit avtal med Statoil som operatör för PL265 avseende utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet. Överenskommelsen är att Statoil kommer att åta sig rollen som "arbetande operatör" för fältet för att samordna arbetet fram till inlämnandet av fältutbyggnadsplanen. Samtliga PL501 och PL265 parter har enats om en tidtabell för Johan Sverdrup som innefattar ett konceptuellt utbyggnadsbeslut till slutet av 2013, inlämnande av utbyggnadsplanen till slutet av 2014 och planerad produktionsstart till slutet av 2018.
De första sex månaderna har varit relativt lugna från ett prospekteringsperspektiv. Vår tillgängliga borriggskapacitet har prioriterats för att fullborda utvärderingsborrning på Johan Sverdrup. Dessutom har de stränga vinterförhållandena i år i Nordsjön resulterat i försenade riggleveranser.
Trots detta står vi fortfarande i allra högsta grad fast vid vår prospekteringsdrivna tillväxtstrategi och under det andra halvåret 2012 kommer vi att se ökad prospekteringsaktivitet.
Vi kommer att genomföra fem prospekteringsborrningar i Norge. Dessa inkluderar två borrningar i Barents hav, Pulk och Juksa, två borrningar i det större Lunoområdet, Luno II och Aldous Major North, och slutförandet av borrningen Albert i Møre Basin. Vi kommer också att ha slutfört vårt prospekteringsprogram om fem borrningar offshore Malaysia, jämte borrningen av två prospekteringsborrningar i Paris Basin, onshore Frankrike.
Vi har säkrat ytterligare riggkapacitet i Norge, vilket kommer att säkerställa vår fortsatta prospekteringsborrningsaktivitet under 2013 och 2014. Vi har undertecknat ett två års kontrakt för den nybyggda halvt nedsänkbara riggen Island Innovator som skall levereras under 2013. Vi har också kapacitet på riggarna Transocean Winner, Transocean Arctic, Bredford Dolphin och Maersk Guardian.
Vi har riggkapacitet, finansiering och en portfölj av spännande prospekteringsborrningsstrukturer och jag är övertygad om att detta kommer att leda till ytterligare prospekteringsframgångar.
Det kvarstår osäkerheter i många av världens ekonomiska marknader med fortsatta problem i de finansiella marknaderna. I Europa är tillväxten begränsad med dess väl uppmärksammade problem och andra utvecklade marknader kämpar med att återhämta sig från den finansiella krisen. Kinas ekonomi är fortfarande robust, trots de färska, lägre tillväxtsiffrorna. Dessa osäkerheter har resulterat i ett något lägre oljepris i världen de senaste veckorna. Vår industri står dock fortsättningsvis inför utmaningen att möta efterfrågan på olja trots lägre ekonomisk tillväxt i världen. Som ett resultat upprätthåller vi vår syn att oljepriset kommer att förbli högt på medellång till lång sikt.
Jag skulle vilja upprepa Lundin Petroleums starka engagemang avseende HSE (hälsa, säkerhet och miljö) och samhällsansvar, som beskrivs i vår uppförandekod. Jag tycker personligen att olje- och gasindustrin har gjort ett utmärkt jobb i att leverera prestationer av högsta kvalitet, samtidigt som den säkerställer att världen förses på ett tillfredställande sätt med olja och gas.
Alla på Lundin Petroleum är fullt engagerade i att tillförsäkra att vi inte bara fortsätter att leverera våra produktions- och finansiella tillväxtmål, men att vi gör detta i enlighet med våra HSE- och samhällsansvarsmål.
Med vänliga hälsningar,
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD Stockholm den 1 augusti 2012
Produktionen för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2012 (rapporteringsperioden) uppgick till 35,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) och omfattade nedanstående:
| Production | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| i Mboepd | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Olja | |||||
| Norge | 23,3 | 23,7 | 20,4 | 19,3 | 21,1 |
| Frankrike | 2,9 | 2,9 | 3,1 | 3,1 | 3,1 |
| Ryssland | 2,8 | 2,8 | 3,2 | 3,1 | 3,1 |
| Tunisien | 0,2 | 0,0 | 0,8 | 0,8 | 0,7 |
| Summa produktion olja | 29,2 | 29,4 | 27,5 | 26,3 | 28,0 |
| Gas | |||||
| Norge | 3,1 | 3,6 | 1,9 | 1,8 | 2,1 |
| Nederländerna | 1,9 | 1,9 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
| Indonesien | 0,9 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
| Summa produktion gas | 5,9 | 6,1 | 4,8 | 4,8 | 5,3 |
| Summa produktion | |||||
| Kvantitet i Mboe | 6 385,1 | 3 231,0 | 5 845,8 | 2 832,8 | 12 151,5 |
| Kvantitet i Mboepd | 35,1 | 35,5 | 32,3 | 31,1 | 33,3 |
| i Mboepd | Lundin Petroleum licensandel (l.a.) |
1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
|---|---|---|---|
| Alvheim | 15% | 12,0 | 11,8 |
| Volund | 35% | 13,2 | 13,2 |
| Gaupe | 40% | 1,2 | 2,3 |
| 26,4 | 27,3 |
Produktionen från Alvheimfältet under rapporteringsperioden var över förväntan beroende på att det planerade driftstoppet av SAGE-systemet under andra kvartalet ställdes in, även om ett kort driftstopp av Alvheim FPSO:n genomfördes för att möjliggöra för planerat underhåll. En utbyggnadsborrning på Alvheimfältet har påbörjats under det första kvartalet 2012 med förväntad produktionsstart i slutet av 2012. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet under rapporteringsperioden 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 Volund kommer att genomföras 2012 med förväntad produktionsstart under första kvartalet 2013.
Produktionsstart för Gaupefältet skedde den 31 mars 2012. Produktionen från Gaupefältet har varit lägre än förväntat under andra kvartalet. Initiala tekniska analyser verkar indikera att de två producerande borrningarna är anslutna till lägre kolvätevolymer än vad som var förväntat innan produktionsstart. Reservoarens prestanda övervakas fortsättningsvis och tekniska undersökningar genomförs för att utvärdera potentiella korrigerande åtgärder.
I januari 2012 lämnades en utbyggnadsplan för Edvard Griegfältet (tidigare Luno) (l.a. 50%) in till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnadsplanen innefattar den samordnade utbyggnadslösning för Edvard Griegfältet och det närliggande Draupnefältet 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 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.
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. 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%) lämnades in i juni 2012. Bøylafältet innehåller bruttoreserver om 21 MMboe och kommer att byggas ut som en återkoppling till Alvheim FPSO:n. Produktionsstart från Bøylafältet förväntas 2014 med en platåproduktion, brutto, om 20 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.
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 omfattande insamling av loggar och borrkärnor har med framgång slutförts såväl som en produktionstest (DST) i den sedan tidigare otestade reservoaren från mellersta jura. Insamlad data från borrningen har bekräftat goda reservoaregenskaper i linje med tidigare Johan Sverdrupborrningar där reservoaren från övre juraåldern var av utmärkt kvalitet med hög nettomängd sand. En sidospårsborrning från borrningen har med framgång slutförts och den bekräftade liknande, utmärkt reservoartjocklek och kvalitet.
Ytterligare tre utvärderingsborrningar kommer att genomföras i PL501 under 2012 och Statoil kommer att genomföra ytterligare tre utvärderings-/prospekteringsborrningar i PL265 under 2012. Utvärderingsprogrammet kommer att bestämma de utvinningsbara resurserna och bistå vid planeringen av utbyggnaden. Lundin Petroleum har påbörjat den första utav tre utvärderingsborrningar med borrningen 16/2-13 på den nordöstra delen av fyndigheten Johan Sverdrup. Borrningen är belägen 2,5 km nordöst om fyndighetsborrningen 16/2-6 som gjordes 2010 och borrningens främsta mål är att bekräfta den övre reservoaren, reservoarkvalitet och tjocklek, samt kontakten mellan olja och vatten i denna del av fältet. Statoil, som operatör för PL265, har påbörjat borrningen av prospekteringsborrningen 16/2-12 med målsättning strukturen Geitungen. Borrningen är belägen i PL265, mellan fyndigheten Johan Sverdrup och fyndigheten 16/2-9S i norska Nordsjön. Den främsta målsättningen för borrningen 16/2-12 är att bekräfta förekomsten av oljebärande reservoar från juraåldern liknande den i Johan Sverdrupfyndigheten.
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. Huvudfokus är att tillsammans leverera en gemensam fältutbyggnadsplan till de norska myndigheterna för godkännande av staten. Statoil har blivit utvald till arbetande operatör för pre-unitfasen.
Samtliga partners i PL501 och PL265 har beslutat om en tidtabell för Johan Sverdrupfältet med val av utbyggnadskoncept per det tredje kvartalet 2013, en utbyggnadsplan att lämnas in per det fjärde kvartalet 2014 och produktionsstart i slutet av 2018.
Det är sannolikt att ytterligare utvärderingsborrningar kommer att genomföras på Johan Sverdrupfältet under 2013.
Lundin Petroleum fokuserar på tre prospekteringsområden i Norge; södra Utsira High- Barents hav- och Møre Basinområdet.
I maj 2012 påbörjade Lundin Petroleum prospekteringsborrningen på strukturen Albert i PL519 i Møre Basin i norra delen av Nordsjön, offshore Norge. Den främsta målsättningen för borrningen är att testa sandstensreservoar från krita- och triasåldern med multipla strukturer. Lundin Petroleum uppskattar att Albertstrukturen innehåller obekräftade prospekteringsbara bruttoresurser om 177 MMboe. I juni 2012 meddelade Lundin Petroleum ett temporärt avbrott av Albertborrningen för att tillåta borriggen Bredford Dolphin att flytta till ett norskt varv för att genomföra en förnyad fem års besiktning innan den återvänder för att slutföra prospekteringsborrningen Albert. Borrningen har temporärt avbrutits ovanför det huvudsakliga målet och borrningen förväntas återupptas i augusti 2012.
Två borrningar kommer att genomföras i Barents hav under andra halvåret 2012. ENI, som operatör, kommer att genomföra borrningen på Pulkstrukturen i PL533 (l.a. 20%) under tredje kvartalet och Lundin Petroleum, som operatör, kommer att genomföra borrningen av Juksastrukturen i PL490 (l.a. 50%) under fjärde kvartalet 2012.
Den 29 juni 2012, meddelade Lundin Petroleum slutförandet av prospekteringsborrningen Clapton (l.a. 18%) i södra Nordsjön, offshore Norge. Borrningen påträffade reservoarsand som förväntat men reservoaregenskaperna var sämre än förväntat. Borrningen har permanent pluggats igen och övergivits som en torr borrning.
Lundin Petroleum meddelade i juli 2012 att ett utfarmningsavtal har slutits för att minska licensandelarna i ett antal licenser. Spring Energy Norway AS kommer att förvärva 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 kommer att förvärva en licensandel om 30 procent i PL544 och Lundin Petroleum kommer att behålla 40 procent. Licensen är belägen i Nordsjön.
| Produktion | Lundin Petroleum | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
|---|---|---|---|
| i Mboepd | licensandel (l.a.) | 6 månader | 3 månader |
| Paris Basin | 100% | 2,3 | 2,3 |
| Aquitaine Basin | 50% | 0,6 | 0,6 |
| 2,9 | 2,9 |
Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin är till största delen slutförd. De nya produktionsanläggningarna kommer att sättas i produktion i tredje kvartalet.
Två prospekteringsborrningar är planerade att genomföras i Paris Basin under andra halvåret 2012 efter slutförandet av utbyggnadsborrningarna i Grandville.
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.
Efter genomförda seismikstudier av Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) har diskussioner hållits av licenspartnerna beträffande framtida arbetsprogram.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Singagasfältet (l.a. 25,9%) uppgick under rapporteringsperioden till 0,9 Mboepd. Produktionen under rapporteringsperioden har påverkats av underhåll av borrningar, vilket inte förväntas slutföras innan slutet av det tredje kvartalet.
Prospekteringsborrning på Baronangblocket (l.a. 100%) förväntas påbörjas under 2013.
Tolkning av de 2 400 km 2D-seismik som samlades in under 2011 pågår för att bestämma platsen för insamlingsprogrammet av 3D-seismik under 2013.
Ett insamlingsprogram för 3D-seismik på mer än 950 km2 har slutförts under 2012 på Guritablocket (l.a. 100%).
Den första av fem prospekterings- och utvärderingsborrningar som skall genomföras under 2012 påbörjades i juli 2012. Borrningen Tiga Papan 5 i SB307/308, offshore Sabah i östra Malaysia hade som målsättning sandstensreservoar från mellersta Miocenålder från Tiga Papan enheten. Borrningen trängde med framgång igenom den utpekade reservoaren vilken var vattenbärande och borrningen har pluggats igen och övergivits.
Prospekteringsborrningarna Tarap och Cempulut som genomfördes i block SB303 (l.a. 75%), offshore Sabah, östra Malaysia under 2011 resulterade i gasfyndigheter jämsides den existerande fyndigheten Titik Terang. Samtliga tre fyndigheter är belägna i närheten av varandra och innehåller uppskattade betingade bruttoresurser om mer än 250 bcf. Lundin Petroleum utvärderar nu möjligheten för en klusterutbyggnad. Ytterligare en prospekteringsborrning kommer att genomföras i detta block under 2012 med målsättning att nå Beranganstrukturen.
I november 2011 slutfördes den andra prospekteringsborrningen i PM308A Janglau-1 och resulterade i en fyndighet som bekräftar ett nytt geologiskt koncept i Oligocene sand (intra-rift). Fyndigheten kräver ytterligare borrningar i området och ännu en borrning är planerad under 2012. Ytterligare två borrningar kommer att genomföras under 2012 i Penyu Basin som är belägen i blocken PM308B och PM307.
I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307, offshore Malaysiska halvön. Ett insamlingsprogram för 3D seismik om 2 100 km2 slutfördes 2011. I januari 2012 slutfördes med framgång utvärderingsborrningen Bertam-2 och bekräftade förlängningen och kvaliteten av sandstensreservoaren K10. Bertamfyndigheten är sannolikt ett kommersiellt oljefält och undersökningar är nu igång för att undersöka potentiella utbyggnadskoncept.
Insamling av 1 450 km2 ny 3D seismik har påbörjats i PM308A.
Nettoproduktionen från Ryssland till Lundin Petroleum för rapporteringsperioden var 2,8 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.
Det var ingen produktion från Oudnafältet (l.a. 40%) under det andra kvartalet 2012. 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. Fältet kommer att överges 2012.
Lundin Petroleum har återlämnat licensandelen i Block Marine XI (l.a. 18,75%) i juni 2012. Arbetsprogrammet för Block Marine XIV (l.a. 21,55%) har uppfyllts. Lundin Petroleum kommer inte att påbörja fas II av licensen som utgår i oktober 2012.
Resultatet för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2012 uppgick till 111,7 MUSD (130,3 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 113,8 MUSD (133,1 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,37 USD (0,43 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 580,6 MUSD (505,3 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 1,87 USD (1,62 USD). Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 375,6 MUSD (390,3 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 1,21 USD (1,26 USD).
Det har inte skett några väsentliga förändringar i koncernen under rapporteringsperioden.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 674,3 MUSD (614,2 MUSD) och beskrivs i not 1. I förhållande till jämförelseperioden var sålda volymer 8,4 procent högre och erhållet pris på olja var 1,3 procent högre, vilket medförde 9,8 procent högre olje- och gasintäkter. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 102,50 USD (101,23 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden uppgick till 113,61 USD (111,09 USD) per fat. Premien över Dated Brent på Alvheim- och Volundfältens laster med råolja som såldes under rapporteringsperioden uppgick i genomsnitt till 3,83 USD (3,73 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Försäljning Genomsnittspris per boe i USD |
1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Försäljning olja | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 4 209,0 | 2 160,2 | 3 747,4 | 1 805,5 | 7 896,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 116,56 | 110,40 | 115,28 | 121,27 | 115,38 |
| Frankrike | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 492,2 | 212,8 | 576,8 | 285,5 | 1 155,5 |
| – Genomsnittspris per boe | 111,04 | 99,94 | 109,52 | 113,70 | 110,59 |
| Nederländerna | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1,2 | 0,6 | 1,0 | 0,5 | 2,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 100,65 | 93,76 | 118,54 | 118,99 | 103,87 |
| Ryssland | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 509,8 | 244,5 | 577,0 | 275,9 | 1 138,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 77,15 | 76,51 | 69,50 | 76,20 | 69,85 |
| Tunisien | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 227,5 | 29,1 | 198,2 | 198,2 | 198,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 108,09 | 82,97 | 125,12 | 125,12 | 125,12 |
| Summa försäljning olja | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 5 439,7 | 2 647,2 | 5 100,4 | 2 565,6 | 10 390,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 112,01 | 106,12 | 109,83 | 115,87 | 110,25 |
| Försäljning gas och NGL | |||||
| Norge | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 618,3 | 349,6 | 441,4 | 206,9 | 947,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 62,18 | 62,94 | 62,19 | 63,04 | 61,14 |
| Nederländerna | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 358,1 | 172,8 | 367,3 | 180,0 | 722,8 |
| – Genomsnittspris per boe | 59,17 | 57,88 | 58,32 | 62,54 | 60,61 |
| Indonesien | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 162,2 | 64,4 | 158,9 | 94,7 | 387,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,83 | 33,35 | 32,73 | 32,61 | 32,83 |
| Summa försäljning gas och NGL | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 1 138,6 | 586,8 | 967,6 | 481,6 | 2 057,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 57,05 | 58,21 | 55,88 | 56,87 | 54,50 |
| Summa försäljning | |||||
| – Kvantitet i Mboe | 6 578,3 | 3 234,0 | 6 068,0 | 3 047,2 | 12 448,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 102,50 | 97,43 | 101,23 | 106,55 | 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 44 procent (36 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 109,84 USD per fat (108,68 USD per fat) och återstående 56 procent (64 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 51,04 USD per fat (47,12 USD per fat).
Övriga rörelseintäkter uppgick till 5,8 MUSD (4,7 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 3,1 MUSD (2,0 MUSD) av intäkter hänförliga till en kompensation avseende justering för kvalitetsskillnader från Viljefältets ägare till Alvheim- och Volundfältets ägare. Alla tre fälten producerar till Alvheim FPSO-fartyget och oljan blandas för att producera Alvheimolja (Alvheim crude blend), vilken sedan säljs. 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 100,5 MUSD (97,9 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats framgår av nedanstående tabell.
| Produktionskostnader och avskrivningar i USD per boe |
1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 7,91 | 7,84 | 8,31 | 8,96 | 8,43 |
| Tariff- och transportkostnader | 2,14 | 2,10 | 2,12 | 2,28 | 1,88 |
| Royalty och direkta skatter | 4,24 | 4,50 | 4,35 | 4,87 | 4,31 |
| Förändringar i lager/över | |||||
| underuttag | 1,27 | -0,36 | 1,77 | 4,32 | 1,08 |
| Övrigt | 0,18 | 0,19 | 0,19 | 0,20 | 0,18 |
| Totala produktionskostnader | 15,74 | 14,27 | 16,74 | 20,63 | 15,88 |
| Avskrivningar | 13,73 | 14,31 | 13,45 | 13,42 | 13,59 |
| Total kostnad per boe | 29,47 | 28,58 | 30,19 | 34,05 | 29,47 |
De totala utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 50,5 MUSD, och till 48,6 MUSD för jämförelseperioden och inkluderar utvinningskostnader om 2,4 MUSD (- MUSD), hänförliga till Gaupefältet, Norge, vilket startade produktionen den 31 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 andra kvartalet 2012 uppgick till 7,84 USD per fat och var lägre än förväntat beroende på förskjutning av kostnader och bättre produktionsvolymer. Utvinningskostnaden per fat förväntas öka i det tredje kvartalet 2012 beroende på planerade arbetsåtgärder på Alvheimfältet, Norge. Den genomsnittliga utvinningskostnaden per fat för året förväntas bli lägre än 8,60 USD per fat, att jämföra med 9,35 USD per fat som meddelades på kapitalmarknadsdagen.
Tariff- och transportkostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 13,6 MUSD i förhållande till 12,4 MUSD för jämförelseperioden. Kostnader om 2,4 MUSD (- MUSD) ingår i rapporteringsperioden, vilka är hänförliga till Gaupefältet.
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 23,14 USD (20,86 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 60,82 USD (54,92 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 tidsskillnader, vilka har kostnadsförts till ett belopp av 8,1 MUSD (10,4 MUSD) under rapporteringsperioden. Den främsta orsaken till kostnaden för rapporteringsperioden beror på lastningarna av kolvätelagret från Ikdam FPSO:n på Oudnafältet, Tunisien som gjordes i januari och juni, vilka medförde en produktionskostnad, netto om 14,6 MUSD under rapporteringsperioden. Detta kompenserades delvis av ett netto underuttag i Norge där försäljningsvolymerna för råolja var lägre än produktionsvolymerna under rapporteringsperioden.
Avskrivningar uppgick till 87,7 MUSD (78,6 MUSD) och beskrivs i not 3. Norge bidrog till ungefär 82 procent av de totala avskrivningarna för rapporteringsperioden, motsvarande en kostnad per fat om 14,97 USD. Ökningen i avskrivningskostnader under det andra kvartalet 2012 var till största delen ett resultat av produktionsstarten av Gaupefältet, Norge.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 22,9 MUSD (16,2 MUSD) och beskrivs i not 4.
Under det andra kvartalet 2012 var Claptonborrningen i PL440S, Norge icke-framgångsrik och utgifterna för borrningen och tillhörande licensutgifter uppgående till 12,6 MUSD kostnadsfördes.
Beslut fattades under det första kvartalet 2012, att återlämna Rangkasblocket i Indonesien och 6,8 MUSD kostnadsfördes.
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.
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 0,5 MUSD (17,1 MUSD), vilka innehöll en ej kassaflödespåverkande kreditering om -11,5 MUSD (5,7 MUSD) som är hänförlig till koncernens långfristiga incitamentsprogram (LTIP).
Krediteringen under rapporteringsperioden beror på minskningen i avsättningen för LTIP till följd av en lägre aktiekurs på Lundin Petroleum aktien på balansdagen. Det beräknade värdet av LTIP tilldelningen, baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen fördelas över den intjänade delen av samtliga utestående LTIP. Krediteringen i resultaträkningen inkluderar omvärderingen av avsättningen, vilken är hänförlig till den tidigare intjänade delen av samtliga LTIP tilldelningar till och med balansdagen, vilket inkluderar de som tjänats in under tidigare perioder.
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 7,6 MUSD (35,0 MUSD) och beskrivs i not 6.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 1,6 MUSD (2,6 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 5,9 MUSD (-13,4 MUSD) netto. US dollarn förstärktes gentemot Euron och den norska kronan under det andra kvartalet 2012, vilket medförde valutakursrörelser, netto på de koncerninterna lånemellanhavanden och på saldon som utgör rörelsekapital. Det andra kvartalets valutakursvinst har kompenserat valutakursförlusten som rapporterades i det första kvartalet 2012. En valutakursförlust om 0,1 MUSD (- MUSD) på avräknade valutakurssäkringar ingår i valutakursvinsten för rapporteringsperioden.
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 28,1 MUSD (24,2 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. 2,5 MUSD (2,3 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under rapporteringsperioden.
Avskrivningarna av aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 2,5 MUSD (1,2 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till aktiveringen 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 kommer att skrivas av allt eftersom krediten fortlöper.
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 rapporteringsperioden.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 336,3 MUSD (289,6 MUSD) och beskrivs i not 8.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 204,0 MUSD (130,7 MUSD), av vilken 192,8 MUSD (112,6 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 132,3 MUSD (158,9 MUSD) och uppkommer främst då det finns en skillnad mellan redovisningsmässiga och skattemässiga avskrivningar. 128,7 MUSD (148,2 MUSD) av den uppskjutna skattekostnaden är hänförlig till Norge.
Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 procent och 78 procent. Koncernens effektiva skattesats för rapporteringsperioden uppgick till 75 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 sammantagna effektiva skattesatsen har ökat beroende på ett flertal icke-skattepåverkande poster under rapporteringsperioden, vilka innehåller nedskrivningen av ShaMaranaktierna och vissa övriga finansiella poster, samt ett lägre skatteavdrag avseende prospekteringskostnader hänförliga till Rangkasblocket, Indonesien.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -2,1 MUSD (-2,8 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 2 526,2 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 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 134,7 | 87,7 | 92,1 | 62,6 | 186,8 |
| Frankrike | 20,6 | 10,0 | 9,4 | 6,6 | 30,9 |
| Nederländerna | 4,8 | 3,2 | 1,2 | 0,8 | 4,1 |
| Indonesien | 0,0 | 0,0 | 4,1 | 1,4 | 6,4 |
| Ryssland | 4,0 | 2,8 | 2,7 | 1,4 | 4,2 |
| 164,1 | 103,7 | 109,5 | 72,8 | 232,4 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 134,7 MUSD redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst på Brynhild- och Edvard Griegfältens utbyggnad. 92,1 MUSD har förbrukats under jämförelseperioden på utbyggnaden av Gaupe- och Alvheimfälten. 20,6 MUSD har redovisats i Frankrike under rapporteringsperioden, främst på Grandvillefältets utbyggnad.
| Prospekterings- och uvärderingsutgifter |
1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | |||||
| Norge | 111,1 | 63,8 | 152,3 | 92,5 | 288,6 |
| Frankrike | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,2 | 1,7 |
| Indonesien | 6,7 | 5,5 | 6,4 | 3,5 | 16,4 |
| Ryssland | 3,0 | 1,5 | 4,5 | 2,5 | 10,0 |
| Malaysia | 11,6 | 8,1 | 26,4 | 22,0 | 98,7 |
| Kongo (Brazzaville) | 1,4 | 0,2 | 2,7 | 1,2 | 19,0 |
| Övriga | 0,9 | 0,8 | 0,4 | -0,4 | 3,1 |
| 135,7 | 80,5 | 193,2 | 121,5 | 437,5 |
Under rapporteringsperioden har prospekterings- och utvärderingsborrningar redovisats till ett belopp om 111,1 MUSD i Norge, avseende huvudsakligen utvärderingsborrningar på Johan Sverdrupfältet och prospekteringsborrning på Claptonstrukturen i PL440S och Albertstrukturen i PL519. Under jämförelseperioden redovisades 152,3 MUSD i Norge avseende fem prospekterings- och utvärderingsborrningar.
Finansiella tillgångar uppgick till 78,8 MUSD (46,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Övriga aktier och andelar uppgick till 8,7 MUSD (17,8 MUSD) och är främst hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde.
Aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 47,4 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 föregående kreditfaciliteten, vilken kostnadsfördes i sin helhet under rapporteringsperioden.
Övriga finansiella tillgångar uppgick till 10,6 MUSD (11,0 MUSD) och innehåller Etrion Corporation obligationer om 9,2 MUSD (9,6 MUSD).
Fordringar och lager uppgick till 218,8 MUSD (224,4 MUSD) och beskrivs i not 11.
Lager uppgick till 17,3 MUSD (31,6 MUSD) och inkluderade både kolvätelager och förbrukningsmaterial. Minskningen i förhållande till jämförelseperioden beror på en lastning av kolvätelagret på Oudnafältet, Tunisien under rapporteringsperioden.
Övriga tillgångar uppgick till 41,5 MUSD (21,2 MUSD) och innehöll ett belopp om 33,3 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 genomförd.
Likvida medel uppgick till 90,6 MUSD (73,6 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Den långfristiga delen av avsättningar uppgick till 1 118,1 MUSD (988,0 MUSD) och framgår av not 12.
Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 137,7 MUSD (119,3 MUSD) och är hänförlig till framtida återställningsåtaganden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror främst på en uppdatering av diskonteringsfaktorn som använts för att beräkna det diskonterade värdet av återställningsåtagandena.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 930,4 MUSD (803,5 MUSD) och är hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med International Financial Reporting Standards (IFRS) har uppskjutna skattefordringar nettoredovisats mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Den långfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 42,2 MUSD (58,1 MUSD).
Övriga långfristiga avsättningar uppgick till 6,3 MUSD (5,6 MUSD) och innehåller en avsättning för avgångsvederlag i Tunisien.
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 200,0 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 21,8 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 414,2 MUSD (390,6 MUSD) och beskrivs i not 13.
Skatteskulder uppgick till 193,6 MUSD (240,1 MUSD), av vilka 188,1 MUSD (223,0 MUSD) är hänförliga till Norge.
Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter om 71,5 MUSD (16,2 MUSD) innehåller ett belopp om 47,4 MUSD (- MUSD) avseende avgifter hänförliga till den nya kreditfaciliteten.
Övriga skulder uppgick till 8,3 MUSD (21,5 MUSD). Per den 31 december 2011 innehöll övriga skulder ett belopp avseende en skuld till Noreco, vilken är hänförlig till Lundin Petroleums förvärv av Norecos 20-procentiga licensandel i PL148 Brynhild, Norge. Skulden reglerades under det första kvartalet 2012.
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 9,7 MSEK (-48,7 MSEK) för rapporteringsperioden.
Rörelsens intäkter innehåller serviceintäkter som erhållits från koncernbolag. I resultatet ingår administrationskostnader om -4,9 MSEK (52,9 MSEK) och räntekostnader om 17,1 MSEK (11,8 MSEK). Krediteringen av administrationskostnaderna under rapporteringsperioden är ett resultat av minskningen i avsättningen för koncernens LTIP. Jämförelseperioden innehåller finansiella intäkter om 2,8 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 0,2 MUSD (0,3 MUSD) från ShaMaran Petroleum i ersättning för hyra och andra tjänster och - MUSD (0,5 MUSD) i ersättning för stöd för vissa finansiella åtaganden.
Koncernen betalade 0,6 MUSD (0,3 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.
I juli 2012 träffades en överenskommelse avseende omräkning av andelar mellan parterna i blocken K4a, K4b/K5a och K5b, offshore Nederländerna. Lundin Petroleums andel i det samordnade fältet ökade från 1,03 procent till 1,22 procent, vilket får till följd en avräkning efter skatt om cirka 6,0 MEUR, vilket kommer att redovisas i det tredje kvartalet 2012.
I juli 2012 slutförde Lundin Petroleum borrningen av Tiga Papan 5 i blocken SB307 och SB308, offshore Sabah, östra Malaysia. Borrningen var icke-framgångsrik och de därtill hänförliga utgifterna kommer att kostnadsföras i det tredje 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 juni 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 juni 2012 var 218 562 respektive 256 593 och 360 633.
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 återköpte 6 882 638 egna aktier till och med den 31 december 2010 till en genomsnittlig kostnad om 46,51 SEK per aktie, för att kompensera exponeringen för LTIP. Lundin Petroleums aktiekurs uppgick per den 30 juni 2012 till 128,90 SEK. Avsättningen för LTIP uppgick till 46,9 MUSD per den 30 juni 2012 och marknadsvärdet på aktierna per den 30 juni 2012 var 127,3 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, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet kommer att redovisas i övrigt totalresultat. Per den 30 juni 2012 har en kortfristig tillgång, uppgående till 2,2 MUSD (- MUSD) redovisats, vilken representerar den kortfristiga delen av det verkliga värdet av de utestående valutakurssäkringskontrakten. Dessutom har en finansiell tillgång om 0,3 MUSD (- MUSD) redovisats per den 30 juni 2012, vilken representerar den långfristiga delen av det verkliga värdet av utestående valutakurssäkringskontrakt.
| Genomsnittlig | |||
|---|---|---|---|
| Köp | Sälj | 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 jun 2012 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 1 USD motsvarar NOK | 5,8394 | 5,9833 | 5,5763 | 5,3882 | 5,5998 | 5,9927 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,7711 | 0,7943 | 0,7127 | 0,6919 | 0,7185 | 0,7729 |
| 1 USD motsvarar Rubel | 30,6125 | 32,8594 | 28,6112 | 27,9527 | 29,3738 | 32,2784 |
| 1 USD motsvarar SEK | 6,8489 | 6,9681 | 6,3699 | 6,3474 | 6,4867 | 6,8877 |
| 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 30 jun 2012 6 månader |
30 jun 2012 3 månader |
30 jun 2011 6 månader |
30 jun 2011 3 månader |
31 dec 2011 12 månader |
| Rörelsens intäkter | ||||||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 674 257 | 315 079 | 614 244 | 324 672 | 1 257 691 |
| Övriga rörelseintäkter | 5 821 | 2 779 | 4 724 | 2 538 | 11 824 | |
| 680 078 | 317 858 | 618 968 | 327 210 | 1 269 515 | ||
| Rörelsens kostnader | ||||||
| Produktionskostnader | 2 | -100 490 | -46 142 | -97 922 | -58 461 | -193 104 |
| Avskrivningar | 3 | -87 655 | -46 247 | -78 634 | -38 015 | -165 138 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -22 943 | -14 105 | -16 186 | -6 176 | -140 027 |
| Bruttoresultat | 468 990 | 211 364 | 426 226 | 224 558 | 771 246 | |
| Administrationskostnader och | ||||||
| avskrivningar av övriga materiella | ||||||
| anläggningstillgångar | -548 | -1 053 | -17 143 | -2 566 | -67 022 | |
| Rörelseresultat | 5 | 468 442 | 210 311 | 409 083 | 221 992 | 704 224 |
| Resultat från finansiella investeringar |
||||||
| Finansiella intäkter | 6 | 7 630 | 7 077 | 35 045 | 17 792 | 46 455 |
| Finansiella kostnader | 7 | -28 064 | -732 | -24 216 | -10 162 | -21 022 |
| -20 434 | 6 345 | 10 829 | 7 630 | 25 433 | ||
| Resultat före skatt | 448 008 | 216 656 | 419 912 | 229 622 | 729 657 | |
| Inkomstskatt | 8 | -336 296 | -152 135 | -289 568 | -152 713 | -574 413 |
| Periodens resultat | 111 712 | 64 521 | 130 344 | 76 909 | 155 244 | |
| Hänförligt till moderbolagets | ||||||
| aktieägare: | 113 819 | 65 057 | 133 148 | 78 019 | 160 137 | |
| Hänförligt till innehav utan | ||||||
| bestämmande inflytande: | -2 107 | -536 | -2 804 | -1 110 | -4 893 | |
| Periodens resultat | 111 712 | 64 521 | 130 344 | 76 909 | 155 244 | |
| Resultat per aktie – USD1 | 0,37 | 0,21 | 0,43 | 0,25 | 0,51 | |
| Resultat per aktie efter full | ||||||
| utspädning – USD1 | 0,37 | 0,21 | 0,43 | 0,25 | 0,51 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| Belopp i TUSD | 1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 111 712 | 64 521 | 130 344 | 76 909 | 155 244 |
| Övrigt totalresultat | |||||
| Valutaomräkningsdifferens | -9 156 | -61 901 | 74 456 | 19 888 | -37 525 |
| Kassaflödessäkring | 2 661 | 2 491 | 3 635 | 1 699 | 6 971 |
| Investeringar som kan säljas | 5 497 | -3 866 | -31 058 | -10 603 | -50 210 |
| Skatt på totalresultat | -665 | -622 | -909 | -425 | -1 743 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -1 663 | -63 898 | 46 124 | 10 559 | -82 507 |
| Totalresultat | 110 049 | 623 | 176 468 | 87 468 | 72 737 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 112 909 | 6 350 | 174 655 | 87 818 | 80 466 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | -2 860 | -5 727 | 1 813 | -350 | -7 729 |
| 110 049 | 623 | 176 468 | 87 468 | 72 737 |
| Belopp i TUSD | Not | 30 juni 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 9 | 2 526 191 | 2 329 270 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 15 906 | 16 084 | |
| Finansiella tillgångar | 10 | 78 849 | 46 586 |
| Summa anläggningstillgångar | 2 620 946 | 2 391 940 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Fordringar och lager | 11 | 218 826 | 224 407 |
| Likvida medel | 90 641 | 73 597 | |
| Summa omsättningstillgångar | 309 467 | 298 004 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 930 413 | 2 689 944 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital Eget kapital hänförligt till aktieägare Innehav utan bestämmande inflytande Totalt eget kapital |
1 105 081 66 541 1 171 622 |
1 000 882 69 424 1 070 306 |
|
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 12 | 1 118 122 | 987 993 |
| Banklån | 200 000 | 207 000 | |
| Övriga långfristiga skulder | 21 815 | 21 830 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 339 937 | 1 216 823 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Övriga kortfristiga skulder | 13 | 414 175 | 390 600 |
| Avsättningar | 12 | 4 679 | 12 215 |
| Summa kortfristiga skulder | 418 854 | 402 815 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 930 413 | 2 689 944 |
| 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 30 jun 2012 6 månader |
30 jun 2012 3 månader |
30 jun 2011 6 månader |
30 jun 2011 3 månader |
31 dec 2011 12 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | ||||||
| Periodens resultat | 111 712 | 64 521 | 130 344 | 76 909 | 155 244 | |
| Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster | 14 | 450 388 | 198 543 | 384 345 | 190 278 | 915 174 |
| Erhållen ränta | 728 | 607 | 1 090 | 460 | 1 457 | |
| Betald ränta | -3 250 | -1 719 | -4 386 | -2 901 | -1 597 | |
| Betald skatt Förändringar i rörelsekapital |
-100 806 -120 983 |
-14 053 -73 875 |
-44 668 93 120 |
-26 693 120 005 |
-183 870 10 528 |
|
| Summa kassaflöde från verksamheten | 337 789 | 174 024 | 559 845 | 358 058 | 896 936 | |
| Kassaflöde från investeringar | ||||||
| Försäljning av övriga aktier och andelar Förändring i övriga finansiella |
– | – | 53 938 | 25 353 | 53 938 | |
| anläggningstillgångar | – | – | -10 984 | -10 984 | 1 908 | |
| Övriga betalningar | -2 534 | -2 183 | -911 | -354 | -1 168 | |
| Investering i olje- och gastillgångar | -298 977 | -183 351 | -302 748 | -194 428 | -670 032 | |
| Investering i kontorsinventarier samt övriga | ||||||
| anläggningstillgångar | -1 416 | -422 | -2 071 | -764 | -3 786 | |
| Summa kassaflöde från investeringar | -302 927 | -185 956 | -262 776 | -181 177 | -619 140 | |
| Kassaflöde från finansiering | ||||||
| Förändring av långfristiga fordringar | -7 016 | -26 487 | -304 713 | -164 892 | -252 238 | |
| Betalda finansieringsavgifter | -509 | -509 | – | – | – | |
| Köp av egna aktier | -8 710 | -8 710 | – | – | – | |
| Utdelning till innehavare utan bestämmande | ||||||
| inflytande | -23 | -23 | -212 | -212 | -212 | |
| Summa kassaflöde från finansiering | -16 258 | -35 729 | -304 925 | -165 104 | -252 450 | |
| Förändring av likvida medel | 18 604 | -47 661 | -7 856 | 11 777 | 25 346 | |
| Likvida medel vid periodens början | 73 597 | 137 610 | 48 703 | 26 564 | 48 703 | |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -1 560 | 692 | -2 720 | -214 | -452 | |
| Likvida medel vid periodens slut | 90 641 | 90 641 | 38 127 | 38 127 | 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 | – | 41 507 | – | 133 148 | 1 813 | 176 468 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Utdelning | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Balans per den 30 juni 2011 | 463 | 458 937 | 502 523 | 133 148 | 78 966 | 1 174 037 |
| Totalresultat | – | -121 178 | – | 26 989 | -9 542 | -103 731 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Utdelning | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | -212 | -212 |
| Balans per den 31 december 2011 | 463 | 337 759 | 502 523 | 160 137 | 69 424 | 1 070 306 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | 160 137 | -160 137 | – | – |
| Totalresultat | – | -910 | – | 113 819 | -2 860 | 110 049 |
| 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 juni 2012 | 463 | 328 139 | 662 660 | 113 819 | 66 541 | 1 171 622 |
| Not 1. Försäljning av olja och gas, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Försäljning av: | |||||
| Olja | |||||
| Norge | 490 607 | 238 482 | 431 989 | 218 943 | 911 072 |
| Frankrike | 54 658 | 21 266 | 63 174 | 32 460 | 127 789 |
| Nederländerna | 117 | 53 | 115 | 64 | 231 |
| Ryssland | 39 333 | 18 708 | 40 104 | 21 024 | 79 515 |
| Tunisien | 24 585 | 2 414 | 24 795 | 24 795 | 24 795 |
| 609 300 | 280 923 | 560 177 | 297 286 | 1 143 402 | |
| Kondensat | |||||
| Nederländerna | 457 | 66 | 608 | 358 | 1 314 |
| Gas | |||||
| Norge | 38 445 | 22 006 | 27 450 | 13 040 | 57 909 |
| Nederländerna | 20 730 | 9 937 | 20 809 | 10 900 | 42 496 |
| Indonesien | 5 325 | 2 147 | 5 200 | 3 088 | 12 570 |
| 64 500 | 34 090 | 53 459 | 27 028 | 112 975 | |
| 674 257 | 315 079 | 614 244 | 324 672 | 1 257 691 | |
| Not 2. Produktionskostnader, | 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 jun 2012 | 30 jun 2012 | 30 jun 2011 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 50 510 | 25 335 | 48 579 | 25 387 | 102 476 |
| Tariff- och transportkostnader | 13 644 | 6 798 | 12 415 | 6 449 | 22 863 |
| Direkta produktionsskatter | 27 064 | 14 546 | 25 428 | 13 805 | 52 390 |
| Förändring i lager/över- och under uttag | 8 120 | -1 149 | 10 366 | 12 247 | 13 129 |
| Övriga | 1 152 | 612 | 1 134 | 573 | 2 246 |
| 100 490 | 46 142 | 97 922 | 58 461 | 193 104 |
| Not 3. Avskrivningar, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 71 872 | 38 871 | 61 628 | 29 494 | 130 011 |
| Frankrike | 5 895 | 2 882 | 5 992 | 3 010 | 12 174 |
| Nederländerna | 5 329 | 2 542 | 6 187 | 2 938 | 11 939 |
| Indonesien | 2 321 | 854 | 2 422 | 1 387 | 6 250 |
| Ryssland | 2 238 | 1 098 | 2 405 | 1 186 | 4 764 |
| 87 655 | 46 247 | 78 634 | 38 015 | 165 138 |
| Not 4. Prospekteringskostnader, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 12 961 | 12 395 | 14 550 | 5 341 | 74 060 |
| Indonesien | 7 006 | 162 | 372 | 279 | 967 |
| Malaysia | – | – | – | – | 11 015 |
| Kongo (Brazzaville) | 1 422 | 224 | – | – | 51 263 |
| Övriga | 1 554 | 1 324 | 1 264 | 556 | 2 722 |
| 22 943 | 14 105 | 16 186 | 6 176 | 140 027 |
| Not 5. Rörelseresultat, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | |||||
| Norge | 426 274 | 198 820 | 353 996 | 181 067 | 703 711 |
| Frankrike | 36 239 | 14 229 | 43 170 | 21 626 | 85 334 |
| Nederländerna | 9 603 | 3 964 | 9 593 | 5 192 | 18 868 |
| Indonesien | -7 539 | -887 | -60 | -35 | 168 |
| Ryssland | 2 052 | -1 369 | 4 812 | 1 965 | 7 715 |
| Tunisien | 2 353 | -3 691 | 13 743 | 13 875 | 13 476 |
| Malaysia | -1 413 | -929 | – | – | -11 010 |
| Kongo (Brazzaville) | -1 422 | -225 | -10 | – | -51 273 |
| Övriga | 2 295 | 399 | -16 161 | -1 698 | -62 765 |
| 468 442 | 210 311 | 409 083 | 221 992 | 704 224 |
| Not 6. Finansiella intäkter, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Ränteintäkter | 1 565 | 1 012 | 2 587 | 1 245 | 4 138 |
| Valutakursvinster, netto | 5 905 | 5 905 | – | – | 8 945 |
| Försäkringsintäkter | – | – | 1 726 | 1 726 | 1 734 |
| Garanti-intäkter | – | – | 489 | 239 | 998 |
| Vinst vid försäljning av aktier | – | – | 29 974 | 14 341 | 29 974 |
| Övriga | 160 | 160 | 269 | 241 | 666 |
| 7 630 | 7 077 | 35 045 | 17 792 | 46 455 |
| Not 7. Finansiella kostnader, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Räntekostnader | 3 186 | 1 825 | 2 840 | 1 249 | 5 390 |
| Valutakursförluster, netto | – | -4 069 | 13 365 | 4 847 | – |
| Resultat från reglering av | |||||
| räntesäkringskontrakt | 198 | -2 | 3 434 | 1 739 | 6 995 |
| Nuvärdesjustering av | |||||
| återställningskostnader | 2 496 | 1 280 | 2 259 | 1 157 | 4 494 |
| Avskrivning av uppskjutna | |||||
| finansieringsavgifter | 2 512 | 1 258 | 1 202 | 602 | 2 181 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – | – | – |
| Övriga | 1 041 | 440 | 1 116 | 568 | 1 962 |
| 28 064 | 732 | 24 216 | 10 162 | 21 022 | |
| Not 8. Inkomstskatter, | 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- |
| Not 8. Inkomstskatter, | 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Aktuell skatt | 204 025 | 62 725 | 130 705 | 72 040 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 132 271 | 89 410 | 158 863 | 80 673 | 174 203 |
| 336 296 | 152 135 | 289 568 | 152 713 | 574 413 |
| Not 9. Olje- och gastillgångar, TUSD |
30 jun 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Norge | 1 443 600 | 1 269 746 |
| Frankrike | 184 862 | 172 467 |
| Nederländerna | 44 259 | 43 739 |
| Indonesien | 91 012 | 93 610 |
| Ryssland | 616 869 | 615 015 |
| Malaysia | 140 925 | 129 830 |
| Övriga | 4 664 | 4 863 |
| 2 526 191 | 2 329 270 |
| Not 10. Finansiella tillgångar, TUSD |
30 jun 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 8 695 | 17 775 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 47 430 | 2 506 |
| Derivatinstrument | 288 | – |
| Uppskjutna skattefordringar | 11 854 | 15 345 |
| Övriga | 10 582 | 10 960 |
| 78 849 | 46 586 |
| Not 11. Fordringar och lager, TUSD |
30 jun 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Lager | 17 276 | 31 589 |
| Kundfordringar | 124 255 | 144 954 |
| Underuttag | 7 806 | 1 851 |
| Bolagsskatt | 1 752 | – |
| Fordringar på Joint venture partners | 15 464 | 20 252 |
| Derivatinstrument | 2 205 | – |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 8 596 | 4 522 |
| Övriga | 41 472 | 21 239 |
| 218 826 | 224 407 |
| Not 12. Avsättningar, TUSD |
30 jun 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Långfristiga: | ||
| Återställningskostnader | 137 700 | 119 341 |
| Uppskjuten skatteskuld | 930 396 | 803 493 |
| Långfristiga incitamentsprogram | 42 197 | 58 079 |
| Pension | 1 518 | 1 460 |
| Övriga | 6 311 | 5 620 |
| 1 118 122 | 987 993 | |
| Kortfristiga: | ||
| Långfristiga incitamentsprogram | 4 679 | 12 215 |
| 4 679 | 12 215 | |
| 1 122 801 | 1 000 208 |
| Not 13. Övriga kortfristiga skulder, TUSD |
30 jun 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 16 748 | 16 546 |
| Överuttag | 7 806 | 7 670 |
| Skatteskulder | 193 598 | 240 052 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 71 478 | 16 227 |
| Skuld gentemot Joint venture partners | 116 279 | 88 417 |
| Derivatinstrument | – | 168 |
| Övriga | 8 266 | 21 520 |
| 414 175 | 390 600 |
| Not 14. Justeringar för ej | 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|---|---|
| kassaflödespåverkande poster | 30 jun 2012 | 30 jun 2012 | 30 jun 2011 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 |
| TUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Prospekteringskostnader | 22 943 | 14 105 | 15 850 | 5 840 | 140 027 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 89 264 | 47 082 | 80 058 | 38 754 | 167 812 |
| Aktuell skatt | 204 025 | 62 725 | 130 705 | 72 040 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 132 271 | 89 410 | 158 863 | 80 672 | 174 203 |
| Vinst från försäljning av aktier | – | – | -29 974 | -14 342 | -29 974 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – | – | – |
| Långfristiga incitamentsprogram | -13 688 | -3 649 | 11 330 | 498 | 63 443 |
| Övriga | -3 058 | -11 130 | 17 514 | 6 817 | -547 |
| 450 388 | 198 543 | 384 345 | 190 278 | 915 174 |
| 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 jun 2012 | 30 jun 2012 | 30 jun 2011 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 | |
| Belopp i TSEK | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | |||||
| Övriga rörelseintäkter | 21 310 | 11 988 | 13 133 | 9 311 | 42 644 |
| Bruttoresultat | 21 310 | 11 988 | 13 133 | 9 311 | 42 644 |
| Administrationskostnader | 4 892 | -1 018 | -52 858 | -7 975 | -206 108 |
| Rörelseresultat | 26 202 | 10 970 | -39 725 | 1 336 | -163 464 |
| Resultat från finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | 603 | 592 | 2 885 | 1 259 | 6 560 |
| Finansiella kostnader | -17 098 | -8 356 | -11 831 | -6 122 | -25 495 |
| -16 495 | -7 764 | -8 946 | -4 863 | -18 935 | |
| Resultat före skatt | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Skatt | – | – | – | – | – |
| Periodens resultat | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Belopp i TSEK | 1 jan 2012- 30 jun 2012 6 månader |
1 apr 2012- 30 jun 2012 3 månader |
1 jan 2011- 30 jun 2011 6 månader |
1 apr 2011- 30 jun 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – | – | – |
| Totalresultat | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Belopp i TSEK | 30 juni 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Finansiella tillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 12 112 | 8 954 |
| Likvida medel | 15 192 | 3 849 |
| Summa omsättningstillgångar | 27 304 | 12 803 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 899 251 | 7 884 750 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive | ||
| periodens resultat | 7 117 259 | 7 169 977 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 36 403 | 36 403 |
| Skulder till koncernföretag | 742 891 | 673 988 |
| Summa långfristiga skulder | 779 294 | 710 391 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 2 698 | 4 382 |
| Summa kortfristiga skulder | 2 698 | 4 382 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 899 251 | 7 884 750 |
| 1 jan 2012- 30 jun 2012 |
1 apr 2012- 30 jun 2012 |
1 jan 2011- 30 jun 2011 |
1 apr 2011- 30 jun 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 9 707 | 3 206 | -48 671 | -3 527 | -182 399 |
| Ej kassaflödespåverkande poster | -603 | -681 | 1 252 | 830 | 207 811 |
| Förändringar i rörelsekapital | -4 215 | -2 001 | -13 335 | -10 426 | -12 492 |
| Summa kassaflöde från | |||||
| verksamheten | 4 889 | 524 | -60 754 | -13 123 | 12 920 |
| Kassaflöde från investeringar | – | – | – | – | – |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Förändring av långfristiga skulder | 6 478 | 14 087 | 57 293 | 15 691 | -15 702 |
| Summa kassaflöde från finansiering | 6 478 | 14 087 | 57 293 | 15 691 | -15 702 |
| Förändring av likvida medel | 11 367 | 14 611 | -3 461 | 2 568 | -2 782 |
| Likvida medel vid periodens början | 3 849 | 594 | 6 735 | 579 | 6 735 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -24 | -13 | 28 | 155 | -104 |
| Likvida medel vid periodens slut | 15 192 | 15 192 | 3 302 | 3 302 | 3 849 |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | Aktie kapital |
Reserv fond |
Övriga fonder |
Balanserad vinst |
Periodens resultat |
Summa eget kapital |
| Balans per den 1 januari 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 | – | – | – | – | -48 671 | -48 671 |
| Balans per den 30 juni 2011 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 936 086 | -48 671 | 7 303 705 |
| Totalresultat | – | – | – | – | -133 728 | -133 728 |
| 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 | – | – | – | – | 9 707 | 9 707 |
| Transaktioner med ägare Köp av egna aktier |
– | – | -62 425 | – | – | -62 425 |
| Summa transaktioner med | ||||||
| ägare | – | – | -62 425 | – | – | -62 425 |
| Balans per den 30 juni 2012 | 3 179 | 861 306 | 2 489 380 | 3 753 687 | 9 707 | 7 117 259 |
| 1 jan 2012- | 1 apr 2012- | 1 jan 2011- | 1 apr 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 jun 2012 | 30 jun 2012 | 30 jun 2011 | 30 jun 2011 | 31 dec 2011 | |
| Finansiell data (TUSD) | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | 680 078 | 317 858 | 618 968 | 327 210 | 1 269 515 |
| EBITDA | 580 650 | 271 499 | 505 327 | 266 923 | 1 012 063 |
| Periodens resultat | 111 712 | 64 521 | 130 344 | 76 909 | 155 244 |
| Operativt kassaflöde | 375 563 | 208 990 | 390 341 | 196 709 | 676 201 |
| Nyckeltal, aktie (USD) | |||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,56 | 3,56 | 3,52 | 3,52 | 3,22 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 1,21 | 0,67 | 1,26 | 0,64 | 2,17 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 0,53 | 0,53 | 1,80 | 1,15 | 2,88 |
| Resultat per aktie | 0,37 | 0,21 | 0,43 | 0,25 | 0,51 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,37 | 0,21 | 0,43 | 0,25 | 0,51 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 1,87 | 0,88 | 1,62 | 0,85 | 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 | 310 542 295 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
|||||
| perioden, efter full utspädning | 310 735 227 | 310 542 295 | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Börskurs | |||||
| Börskurs vid periodens slut (SEK) | 128,9 | 128,9 | 86,00 | 86,00 | 169,20 |
| Börskurs vid periodens slut (CDN) | 18,96 | 18,96 | 12,65 | 12,65 | 24,54 |
| Nyckeltal | |||||
| Räntabilitet på eget kapital (%) | 10 | 6 | 12 | 7 | 15 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital (%) | 33 | 15 | 31 | 17 | 53 |
| Netto skuldsättningsgrad (%) | 12 | 12 | 13 | 13 | 15 |
| Soliditet (%) | 40 | 40 | 44 | 44 | 40 |
| Andel riskbärande kapital (%) | 71 | 71 | 76 | 76 | 69 |
| Räntetäckningsgrad | 132 | 114 | 70 | 79 | 59 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 111 | 115 | 62 | 66 | 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.
Styrelsen och koncernchef och verkställande direktören försäkrar att halvårsrapporten ger en rättvisande översikt av bolagets och koncernens verksamhet, ställning och resultat samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.
Stockholm den 1 augusti 2012
Ian H. Lundin Styrelseordförande C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
William A. Rand
Asbjørn Larsen Lukas H. Lundin Magnus Unger
Kristin Færøvik
Vi har utfört en översiktlig granskning av rapporten för Lundin Petroleum (publ) för perioden 1 januari 2012 till 30 juni 2012. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att upprätta och presentera denna finansiella delårsinformation i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen. Vårt ansvar är att uttala en slutsats om denna finansiella delårsinformation grundad på vår översiktliga granskning.
Vi har utfört vår översiktliga granskning i enlighet med Standard för översiktlig granskning (SÖG) 2410 Översiktlig granskning av finansiell delårsinformation utförd av företagets valda revisor. En översiktlig granskning består av att göra förfrågningar, i första hand till personer som är ansvariga för finansiella frågor och redovisningsfrågor, att utföra analytisk granskning och att vidta andra översiktliga granskningsåtgärder. En översiktlig granskning har en annan inriktning och en betydligt mindre omfattning jämfört med den inriktning och omfattning som en revision enligt ISA och god revisionssed i övrigt har. De granskningsåtgärder som vidtas vid en översiktlig granskning gör det inte möjligt för oss att skaffa oss en sådan säkerhet att vi blir medvetna om alla viktiga omständigheter som skulle kunna ha blivit identifierade om en revision utförts. Den uttalade slutsatsen grundad på en översiktlig granskning har därför inte den säkerhet som en uttalad slutsats grundad på en revision har.
Grundat på vår översiktliga granskning har det inte kommit fram några omständigheter som ger oss anledning att anse att delårsrapporten inte, i allt väsentligt, är upprättad för koncernens del i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen samt för moderbolagets del i enlighet med årsredovisningslagen.
Stockholm den 1 augusti 2012
PricewaterhouseCoopers AB
Bo Hjalmarsson Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
För ytterligare information var vänlig kontakta:
| C, Ashley Heppenstall | Maria Hamilton | |
|---|---|---|
| Koncernchef och VD | eller | Informationschef |
| Tel: +41 22 595 10 00 | Tel: +46 8 440 54 50 | |
| Tel: +41 79 63 53 641 |
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.