Earnings Release • May 9, 2012
Earnings Release
Open in ViewerOpens in native device viewer
Stockholm 9 maj 2012
| 1 jan 2012- 31 mar 2012 3 månader |
1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|
|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd, brutto Rörelsens intäkter i MUSD Periodens resultat i MUSD Periodens resultat hänförligt till |
34,7 362,2 47,2 |
33,5 291,8 53,4 |
33,3 1,269,5 155,2 |
| moderbolagets aktieägare i MUSD | 48,8 | 55,1 | 160,1 |
| Vinst/aktie i USD1 | 0,16 | 0,18 | 0,51 |
| Vinst/aktie efter full utspädning i USD1 EBITDA i MUSD Operativt kassaflöde i MUSD |
0,16 309,2 166,6 |
0,18 238,4 193,6 |
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 glad att kunna meddela att efter de extremt framgångsrika händelserna under 2011, har 2012 startat med fortsatt positiv utveckling för vårt bolag.
De mest betydande nyheterna under det första kvartalet 2012 har varit framstegen med Lunofältet, nu kallat Edvard Grieg efter den kända norska kompositören. Edvard Griegprojektet, som förväntas kosta cirka 4 miljarder USD går nu framåt till följd av godkännandet från olje- och energidepartementet och tilldelning av väsentliga kontrakt har redan offentliggjorts. Utbyggnaden kommer att ta Lundin Petroleum till nästa division av operatörer för fristående projekt på den norska kontinentalsockeln, vilket med säkerhet kommer att öka vår ställning i Norge gentemot staten, oljebranschens servicesektor och andra bolag och kommer att leda till nya möjligheter för vårt bolag.
Icke desto mindre är det viktigt att understryka att Lundin Petroleum är ett prospekteringsdrivet bolag. Vi tror att värden i olje- och gasbranschen skapas av förmågan att finna nya kolväteresurser. Vi kommer att fortsätta att aktivt investera i vår organiska prospekteringsdrivna tillväxtmodell och är definitivt inte ett bolag fokuserat på utbyggnad och produktion som en institutionell investerare nyligen kommenterade till mig. Vi kommer att spendera cirka 500 miljoner USD på prospektering i år, med huvudsakligt fokus på Norge och Sydostasien. Vi kommer att försöka bibehålla och möjligen öka denna utgiftsnivå i takt med att vår verksamhet växer.
Vårt finansiella resultat under första kvartalet 2012 var återigen mycket starkt, vilket följer direkt på det utmärkta resultatet för 2011. Produktionen som var fyra procent högre jämfört med 2011 var återigen den viktigaste katalysatorn för det starka resultatet och har resulterat i rekord-EBITDA om 309,2 miljoner USD, operativt kassaflöde om 166,6 miljoner USD och vinst efter skatt om 47,2 miljoner USD för perioden.
Vi förväntar oss att vårt höga operativa kassaflöde kommer att fortsätta när produktionen ökar under kommande år och kommer att bli vår främsta finansieringskälla för att utveckla vår pipeline av nya projekt. Vår balansräkning är fortsatt stark med en nettoskuld om mindre är 100 miljoner USD. Jag är mycket nöjd att kunna rapportera att vi har fått starkt stöd från bankmarknaden när det gäller vår nya tilltänkta lånefacilitet och jag förväntar mig att den nya faciliteten som sannolikt kommer att överstiga 2 miljarder USD är slutförd under andra kvartalet 2012.
Första kvartalets produktion om 34 700 boepd låg i den övre delen av vår förväntade produktion, som ett resultat av det fortsatt starka resultatet från Alvheim- och Volundfälten, offshore Norge. Gaupefältet, offshore Norge, påbörjade produktionen vid slutet av det första kvartalet och kommer att ha en positiv inverkan på produktionen framöver. Under det andra kvartalet kommer produktionen att påverkas negativt av planerat underhållsarbete på Alvheim FPSO:n, avbruten produktion på grund av storm på Oudnafältet, offshore Tunisien och pågående underhållsarbete av borrningar på Singafältet, onshore Indonesien.
Vår förväntade produktion för 2012 kvarstår på mellan 32 000 boepd och 38 000 boepd.
Vi upprepar vårt mål att fördubbla produktionen till över 70 000 boepd vid slutet av 2015 när Edvard Griegfältet börjar producera.
Vi har gjort utmärkta framsteg beträffande utbyggnadsprojektet Edvard Grieg och fått utbyggnadsplanen godkänd från det norska olje- och energidepartementet i april 2012. Formell bekräftelse av godkännandet förväntas av det norska stortinget i sommar. Fältet är det första fristående utbyggnadsprojektet med Lundin Petroleum som operatör på den norska kontinentalsockeln, vilket är en betydande milstolpe för vårt bolag. Vi har byggt upp ett erfaret projektteam med dokumenterad erfarenhet av att slutföra liknande projekt och är övertygade om att vi har förmågan att leverera detta viktiga projekt enligt tidsplan och inom budget. Fältet kommer även att bli den första utbyggnaden av nyligen gjorda fyndigheter på Utsirahöjden, vilka inkluderar supergiganten Johan Sverdrupfältet.
Edvard Griegfältet är beläget i PL338 med Lundin Petroleum som operatör med en licensandel om 50 procent. Fältet upptäcktes av oss 2007 och till följd av ett framgångsrikt utvärderingsprogram med ett flertal borrningar lämnades en utbyggnadsplan för fältet in till olje- och energidepartementet tidigare i år. Ett avtal gällande en samordnad utbyggnadslösning för Edvard Grieg och det närliggande Draupnefältet slutfördes i mars 2012. Edvard Griegfältet innehåller reserver om 186 MMboe och kommer att producera närmare 100 000 boepd brutto. Vi är redan långt framme med vår strategi för upphandling och har tilldelat Kværner kontrakt för projektering, upphandling och utförande av både jacket och processdäck för Edvard Griegplattformen samt till Rowan Companies för leverans av en jack-up borranläggning och Saipem för de marina installationerna.
Vi går även vidare när det gäller utbyggnadsprojektet för Brynhild där vi nyligen beslutade att öka vår licensandel till 100 procent. Brynhildfältet kommer att byggas ut som en återkoppling på havsbotten till Shells Pierceanläggning belägen i Storbritannien och produktionsstart förväntas i slutet av 2013.
Jag är övertygad att vi har ett kommersiellt utbyggnadsprojekt i Malaysia, till följd av förra årets framgångsrika utvärderingsborrning på Bertamfältet i PM307. Vårt team i Kuala Lumpur arbetar för närvarande på projektet med målsättning att fastställa planerna för utbyggnaden.
Under första kvartalet undertecknade Lundin Petroleum, som operatör för PL501 ett så kallat pre-unit avtal med Statoil som operatör för PL265, beträffande utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet. Fältet uppskattas innehålla mellan 1,7 miljarder och 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja, vilket gör det till den största fyndigheten på den norska kontinentalsockeln och definitivt den största sedan mitten på 1980-talet. En överenskommelse har nåtts att Statoil kommer att ta rollen som "arbetande operatör" för Johan Sverdrupfältet för att koordinera arbetet fram till att utbyggnadsplanen lämnas in. Vi delar det gemensamma målet med Statoil att maximera utvinningsbara resurser i Johan Sverdrupfältet och slutföra en utbyggnadsplan för att optimera värdet på denna stora fyndighet till fördel för alla intressenter. Lundin Petroleum kommer att låna ut medarbetare till projektteamet Johan Sverdrup.
Lundin Petroleum, som operatör för PL501, kommer att behålla ansvaret för utvärderingsprogrammet för Johan Sverdrup inom licensen. Vi har redan slutfört två utvärderingsborrningar i år och kommer att genomföra ytterligare två utvärderingsborrningar innan årets utgång. Statoil, som operatör för PL265, kommer att utföra ytterligare tre utvärderingsborrningar i år. Resultatet för utvärderingsprogrammet kommer att användas för att uppdatera utvinningsbara resurser för fältet och för att bistå utbyggnadsteamet i projektplaneringen. Vår första utvärderingsborrning i den södra delen av fältet var en besvikelse med toppreservoaren som kom in lägre än förväntat och under kontakten mellan olja och vatten. Vår andra utvärderingsborrning var positiv och påträffade en oljekolonn om 54 meter, brutto med goda reservoaregenskaper. En reviderad resursuppskattning kommer att offentliggöras för fältet efter slutförandet av det pågående utvärderingsprogrammet.
Parallellt pågår samordningsdiskussioner (unitisation) mellan respektive licensteam med målsättning att slutföra ett samordningsavtal (unitisation agreement) innan utbyggnadsplanen för Johan Sverdrup lämnas in.
Vi har under senare år uttryckt vår uppfattning att det fortfarande finns utmärkt prospekteringspotential på den norska kontinentalsockeln. Förändringarna i den norska statens politik att öppna upp området för oberoende oljebolag kombinerat med förändringar av licensrundorna och skattelättnader har enligt vår uppfattning fungerat som en katalysator för ökad aktivitet. Fyndigheten Johan Sverdrup såväl som Statoils senaste fyndigheter i Barents hav är resultat av dessa förändringar och stimulerar till ännu högre aktivitetsnivåer med nya aktörer i Norge.
Vi välkomnar denna ökade konkurrens och tror att det kommer att stimulera investeringar från servicesektorn till välbehövlig ny kapacitet såsom borranläggningar. Vi tror att ytterligare fyndigheter kommer att göras i Norge och att Lundin Petroleum, med licensandelar i över 50 licenser, ett beprövat prospekteringsteam och ett finansiellt åtagande att investera i prospektering är väl positionerat för ytterligare framgångar.
Vi har ett arbetsprogram med åtta prospekteringsborrningar för 2012. Den hårda vintern och de framgångsrika prospekteringsborrningarna har inneburit förseningar för många riggscheman då borrningar tagit längre tid att slutföra än förväntat. Som ett resultat, har ett antal av våra prospekteringsborrningar försenats till senare under 2012 eller till början av 2013.
Vi fokuserar på tre nyckelstrategier beträffande vår prospektering i Norge:
I Malaysia, till följd av förra årets framgångsrika borrprogram med fyra fyndigheter från fem borrningar, kommer vi genomföra ytterligare fem prospekterings-/utvärderingsborrningar med början under det andra kvartalet 2012.
Trots fortsatt ekonomisk oro i Europa och avtagande ekonomisk tillväxt i Kina har oljepriset varit fortsatt högt. Vår bransch fortsätter att kämpa med att förse en ständigt ökande världsefterfrågan på olja som nu uppgår till 90 miljoner fat per dag. Edvard Griegfältet, som är en av de största fältutbyggnaderna i Norge under senare år som kommer att kosta 4 miljarder USD, skulle bara kunna försörja världen under två dagar. Det är omfattningen av denna utbudsutmaning som branschen står inför som tvingar oljebolagen att gå till mer extrema, djupare vatten och arktiska lägen för att prospektera efter olja. Den krassa verkligheten är att det finns begränsad outnyttjad produktionskapacitet i systemet och som ett resultat förväntar jag mig att oljepriset förblir fortsatt högt. Vi är fortsatt mottagliga för utbudsstörningar, vilket med stor sannolikhet skulle resultera i ytterligare prisökningar.
Jag anser att oljeindustrin under senare år har gjort betydande investeringar så väl som tekniska framsteg för att säkra att världen fortsätter att ha adekvat tillgång på olja och gas. Faktum kvarstår att den enskilt viktigaste drivkraften bakom världsekonomisk tillväxt under det senaste århundradet har varit tillgången på överkomlig energi, lägre sjukdomstal och förbättrad utbildning. Tillgången på billig energi är kritiskt inte enbart för utvecklingsländerna men är viktig för industriländernas konkurrenskraft.
Efter det år då Lundin Petroleum gjorde den största fyndigheten i världen är jag ledsen över att se hur vårt bolag och vår största aktieägare, familjen Lundin, är i fokus för media attacker med anledning av våra tidigare verksamheter i Sudan och Etiopien. Medan de politiska problemen associerade med dessa två länder, och många fattigare utvecklingsländer, är komplicerade, är Lundin Petroleums ställning beträffande våra investeringskriterier mycket tydlig. Först och främst tror vi att den främsta drivkraften för utveckling i dessa länder är direktinvesteringar och naturresurser är en nyckelkatalysator i detta avseende. Bistånd är viktigt men kan inte ersätta direktinvesteringar. För det andra är vår affärsmodell skapad runt vår uppförandekod och företagspolicys, vilka ger huvuddragen för vårt starka engagemang för samhällsansvar (Corporate Social Responsibility), hälsa, säkerhet och miljön. Anklagelserna som gjorts mot bolaget är osanna och har bestridits av oss vid ett flertal tillfällen under senare år. En förundersökning av den internationella åklagarkammaren pågår redan i Sverige, avseende tidigare aktiviteter i Sudan. Vi har alltid uttryckt vår vilja att samarbeta fullt ut i denna process och vi föreslår att den bör få dra sina egna slutsatser. I teorin kan begäran om ytterligare en oberoende utredning för att "en gång för alla" få klarhet i den här frågan verka logisk men i praktiken, på grund av komplexiteten i problemen kommer den enbart att förlänga debatten och med stor säkerhet inte förse oss med de definitiva svar som man försöker finna. Vi skulle därför vilja be våra aktieägare att lita på vår ledning och styrelse och låta oss fokusera på att få vår verksamhet att växa och fortsätta skapa värde för våra aktieägare.
Med vänliga hälsningar,
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Produktionen för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2012 (rapporteringsperioden) uppgick till 34,7 Mboe per dag (Mboepd) och omfattade nedanstående:
| Produktion | 1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| i Mboepd | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Olja | |||
| Norge | 23,0 | 21,4 | 21,1 |
| Frankrike | 2,9 | 3,1 | 3,1 |
| Ryssland | 2,8 | 3,2 | 3,1 |
| Tunisien | 0,4 | 0,8 | 0,7 |
| Summa produktion olja | 29,1 | 28,5 | 28,0 |
| Gas | |||
| Norge | 2,5 | 2,1 | 2,1 |
| Nederländerna | 2,0 | 2,1 | 2,0 |
| Indonesien | 1,1 | 0,8 | 1,2 |
| Summa produktion gas | 5,6 | 5,0 | 5,3 |
| Summa produktion | |||
| Kvantitet i Mboe | 3 154,1 | 3 013,0 | 12 151,5 |
| Kvantitet i Mboepd | 34,7 | 33,5 | 33,3 |
| Produktion | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|
| Lundin Petroleum | 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| i Mboepd | licensandel (l.a.) | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Alvheim | 15% | 12.3 | 12.7 | 11.2 |
| Volund | 35% | 13.2 | 10.8 | 12.0 |
| 25.5 | 23.5 | 23.2 |
Produktionen från Alvheimfältet är fortsatt stark. En tredje utbyggnadsborrning som genomfördes under 2011 började producera under januari 2012. Ytterligare en utbyggnadsborrning på Alvheimfältet har påbörjats under det första kvartalet 2012. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet under första kvartalet var fortsatt lägre än 5 USD per fat.
Volundfältets produktion fortsatte att överträffa förväntningarna. Fortsatt starkt resultat från reservoaren har gjort det möjligt för fältet att dra fördel av ytterligare kapacitet genom Alvheim FPSO:n. Ytterligare en utbyggnadsborrning på Volund kommer att genomföras 2012.
Utbyggnadsplanen för Gaupe fältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 med produktionsstart den 31 mars 2012. Gaupefältet, med BG Group som operatör har uppskattade bruttoreserver om cirka 31 MMboe och uppskattas komma att producera 5,0 Mboepd netto till Lundin Petroleum, vid platåproduktionsnivåer.
I januari 2012 lämnades en utbyggnadsplan för Lunofältet in till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnadsplanen innefattar villkoren för en samordnad utbyggnadslösning för Lunofältet och det närliggande Draupnefältet beläget i PL001B, med Det norske oljeselskap ASA som operatör. Ett avtal för den samordnade utbyggnaden träffades i mars 2012.
Den 13 april 2012 godkände det norska olje- och energidepartementet utbyggnadsplanen för Lunofältet och gav det ett nytt namn, Edvard Grieg. Utbyggnadsplanen förväntas bli godkänd av det norska stortinget i sommar.
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. Edvard Griegplattformen har en designkapacitet för 160,0 Mboepd när produktionen från Draupne kombineras med den från Edvard Griegfältet.
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 för 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. Till följd av slutförandet av förvärvet kommer Lundin Petroleum att inneha en licensandel om 100 procent i PL148.
En oljefyndighet på strukturen Bøyla i PL340 (l.a. 15%) offentliggjordes i oktober 2009. Bøylafältet innehåller bruttoresurser om 21 MMboe och kommer att byggas ut som en återkoppling till Alvheim FPSO:n. En utbyggnadsplan förväntas att lämnas in för Bøylafältet under första halvåret 2012 med förväntad produktionsstart 2014.
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. Lundin Petroleum har offentliggjort ett intervall för utvinningsbara betingade bruttoresurser för Avaldsnesfyndigheten i PL501 om mellan 800 miljoner och 1,8 miljarder fat olja vilket har reviderats av Gaffney, Cline & Associates. Statoil har på liknande sätt offentliggjort ett intervall för utvinningsbara, betingade bruttoresurser i PL265 om mellan 900 miljoner och 1,5 miljarder fat olja. Johan Sverdrupfyndigheten uppskattas därför innehålla betingade resurser om mellan 1,7 och 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja.
I januari 2012 slutfördes en tredje utvärderingsborrning, 16/5-2S, belägen i PL501. Målsättningen för 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 förväntad, vilket resulterade i att reservoaren påträffades under kontakten mellan olja och vatten. Effekten av borrningen kommer sannolikt att bli en minskning av de nuvarande uppskattade resurserna i den södra delen av fyndigheten Johan Sverdrup i PL501.
I mars 2012 genomfördes ytterligare en utvärderingsborrning 16/2-11 i PL501 vilken påträffade en 54 meter oljekolonn, brutto, i sandstensreservoar från den övre och mellersta jura ålder 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 så väl 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 bekräftat liknande utmärkt tjocklek och kvalitet.
Åtminstone ytterligare två utvärderingsborrningar kommer att genomföras i PL501, under 2012 och Statoil kommer att genomföra ytterligare tre utvärderingsborrningar i PL265 under 2012. Utvärderingsprogrammet kommer att fastställa de utvinningsbara resurserna och understödja strategin för utbyggnadsplaneringen. 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.
Ytterligare prospekteringsborrningar kommer att genomföras under 2012 i tre kärnområden: södra Utsira Highområdet i stukturen Luno II i PL359 (l.a. 40%), Barents havsområdet med Pulkstrukturen i PL533 (l.a. 20%) och Juksastrukturen i PL490 (l.a. 60%) och i Møre Basinområdet med strukturen Albert i PL519 (l.a. 40%). I januari 2012 tilldelades Lundin Petroleum ytterligare tio prospekteringslicenser i 2011 års APA licensrunda för vilka Lundin Petroleum är operatör för fyra.
| Produktion | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|---|
| Lundin Petroleum | 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| i Mboepd | licensandel (l.a.) | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Paris Basin | 100% | 2,3 | 2,5 | 2,4 |
| Aquitaine Basin | 50% | 0,6 | 0,6 | 0,7 |
| 2,9 | 3,1 | 3,1 |
Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin, fortsätter med fem utav åtta nya utbyggnadsborrningar slutförda. Installationen av nya produktionsanläggningar är till stor del genomförd.
Två prospekteringsborrningar är planerade att genomföras i Paris Basin under andra halvåret 2012.
Gasproduktionen, netto, för Lundin Petroleum från Nederländerna var i genomsnitt 2,0 Mboepd för rapporteringsperioden. Utbyggnadsborrningar på existerande tillgångar pågår för att optimera utvinning och ett flertal prospekteringsborrningar är planerade under 2012.
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 1,2 Mboepd. Produktionen under rapporteringsperioden har påverkats av underhåll av borrningar, vilket förväntas pågå in i andra kvartalet 2012.
Förberedelser pågår inför prospekteringsborrningar på Baronang- och Cakalangfälten (l.a. 100%) 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 2013.
Ett insamlingsprogram för 3D-seismik på mer än 950 km2 kommer att slutföras under 2012 på Guritablocket.
Som ett resultat av tolkning av den insamlade 2D-seismiken som slutfördes på Rangkasblocket (l.a. 51%) under 2010 över 474 km för Rangkasblocket, har beslut tagits under första kvartalet att lämna tillbaka blocket.
Fem prospekterings- och utvärderingsborrningar kommer att genomföras under 2012 efter de fem borrningarna som genomfördes under 2011.
I juni 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 75 procent i block PM307, offshore den Malaysiska halvön. Ett insamlingsprogram för 3D-seismik på 2 100 km2 slutfördes under 2011. I januari 2012 slutfördes med framgång utvärderingsborrningen Bertam-2 som bevisade förlängningen och kvaliteten av den oljeförande sandstensreservoaren K10. Bertam är sannolikt ett kommersiellt oljefält och studier pågår för att undersöka potentiella utbyggnadskoncept.
Prospekteringsborrningarna Tarap och Cempulut som genomfördes i block SB303 (l.a. 75%), offshore Sabah, östra Malaysia under 2011 resulterade i en gasfyndighet jämsides den existerande fyndigheten Titik Terang. Samtliga tre fyndigheter är belägna i närheten av varandra och innehåller uppskattade betingade bruttoresurser (enligt den bästa uppskattningen) om mer än 250 bcf. Lundin Petroleum utvärderar nu möjligheten för en klusterutbyggnad. Ytterligare en prospekteringsborrning kommer att genomföras i detta block under 2012 med målsättning att nå Beranganstrukturen. En prospekteringsborrning kommer också att genomföras i den angränsande SB307/308 med målsättning ytterligare prospekteringspotential i fyndigheten Tiga Papan.
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 2012. Ytterligare två borrningar kommer att genomföras i Penyu Basin som är belägen i blocken PM308B och PM307.
Nettoproduktionen från Ryssland till Lundin Petroleum för perioden 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.
Nettoproduktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) till Lundin Petroleum var 0,4 Mboepd för rapporteringsperioden. Under mars 2012 blev en av röranläggningarna skadad under en storm vilket resulterat i ett driftstopp av fältet. En utvärdering av olika reparationslösningar av röranläggningen genomförs och i händelse av att det bedöms oekonomiskt att reparera kommer produktionen att upphöra.
Lundin Petroleum har beslutat att återlämna licensandelen i Block Marine XI (l.a. 18,75%). Arbetsprogrammet för Block Marine XIV (l.a. 21,55%) har uppfyllts.
Resultatet för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2012 (rapporteringsperioden) uppgick till 47,2 MUSD (53,4 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 48,8 MUSD (55,1 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,16 USD (0,18 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 309,2 MUSD (238,4 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 0,99 USD (0,77 USD). Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 166,6 MUSD (193,6 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 0,54 USD (0,62 USD).
Det har inte skett några väsentliga förändringar i koncernen under rapporteringsperioden.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 359,2 MUSD (289,6 MUSD) och beskrivs i not 1. I förhållande till jämförelseperioden var sålda volymer 11 procent högre och erhållet pris på olja var 12 procent högre vilket medförde 24 procent högre olje- och gasintäkter. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 107,40 USD (95,86 USD) och framgår av nedanstående tabell. Premien över Dated Brent på norsk råolja såld under rapporteringsperioden uppgick i genomsnitt till 4,08 USD per fat. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden uppgick till 118,60 USD (105,43 USD) per fat.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Försäljning Genomsnittspris per boe i USD |
1 jan 2012- 31 mar 2012 3 månader |
1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|
| Försäljning olja | |||
| Norge | |||
| – Kvantitet i Mboe | 2 048,8 | 1 941,9 | 7 896,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 123,06 | 109,71 | 115,38 |
| Frankrike | |||
| – Kvantitet i Mboe – Genomsnittspris per boe |
279,4 119,50 |
291,3 105,43 |
1 155,5 110,59 |
| Nederländerna | |||
| – Kvantitet i Mboe | 0,6 | 0,5 | 2,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 107,07 | 95,94 | 103,87 |
| Ryssland | |||
| – Kvantitet i Mboe | 265,3 | 301,1 | 1 138,4 |
| – Genomsnittspris per boe | 77,7 | 63,4 | 69,8 |
| Tunisien | |||
| – Kvantitet i Mboe | 198,4 | – | 198,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 111,77 | – | 125,12 |
| Summa försäljning olja – Kvantitet i Mboe |
2 792,5 | 2 534,8 | 10 390,3 |
| – Genomsnittspris per boe | 117,59 | 103,71 | 110,25 |
| Försäljning gas | |||
| Norge | |||
| – Kvantitet i Mboe | 268,7 | 234,5 | 947,2 |
| – Genomsnittspris per boe | 61,18 | 61,45 | 61,14 |
| Nederländerna | |||
| – Kvantitet i Mboe | 185,3 | 187,3 | 722,8 |
| – Genomsnittspris per boe | 60,35 | 54,25 | 60,61 |
| Indonesien | |||
| – Kvantitet i Mboe | 97,8 | 64,2 | 387,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 32,49 | 32,91 | 32,42 |
| Summa försäljning gas | |||
| – Kvantitet i Mboe | 551,8 | 486,0 | 2 057,7 |
| – Genomsnittspris per boe | 55,82 | 54,91 | 54,50 |
| Summa försäljning | |||
| – Kvantitet i Mboe | 3 344,3 | 3 020,8 | 12 448,0 |
| – Genomsnittspris per boe | 107,40 | 95,86 | 101,04 |
Sålda volymer kan avvika från antalet producerade fat under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och pipeline. Permanenta skillnader uppkommer som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av produktionsdelningskontrakt.
För olja som produceras i Tunisien sker avlastning endast när Ikdam FPSO:n är nästan full. En lastning från Oudna gjordes i januari 2012.
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 39 procent (33 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 116,30 USD per fat (100,91 USD per fat) och återstående 61 procent (67 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 53,21 USD per fat (44,75 USD per fat).
Övriga rörelseintäkter uppgick till 3,0 MUSD (2,2 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 1,6 MUSD (1,3 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 54,3 MUSD (39,5 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats framgår av nedanstående tabell.
| Produktionskostnader och avskrivningar |
1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| i USD per boe | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 7,98 | 7,70 | 8,43 |
| Tariff- och transportkostnader | 2,17 | 1,98 | 1,88 |
| Royalty och direkta skatter | 3,97 | 3,86 | 4,31 |
| Förändringar i lager/över | |||
| underuttag | 2,94 | -0,62 | 1,08 |
| Övrigt | 0,17 | 0,19 | 0,18 |
| Totala produktionskostnader | 17,23 | 13,11 | 15,88 |
| Avskrivningar | 13,13 | 13,48 | 13,59 |
| Total kostnad per boe | 30,36 | 26,59 | 29,47 |
De totala utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 25,2 MUSD, och till 23,2 MUSD för jämförelseperioden. Kostnaden för den aktuella rapporteringsperioden är sex procent lägre än förväntningarna som meddelades för det första kvartalet på Kapitalmarknadsdagen, vilket främst beror på en senareläggning av aktiviteter till senare under året.
Utvinningskostnaden för det första kvartalet 2012 uppgick till 7,98 MUSD per fat, vilket på grund av senareläggningen av kostnader och högre produktionsvolymer är nio procent lägre än vad som på Kapitalmarknadsdagen meddelades vara förväntningarna om 8,75 USD per fat för det första kvartalet. Utvinningskostnaden per fat förväntas öka under återstoden av året och resultera i en genomsnittlig nivå för 2012 som ligger i linje med förväntningarna från Kapitalmarknadsdagen om 9,35 USD per fat. Ökningen av årets förväntningar beror främst på att Gaupefältet, Norge har inkluderats och planerat underhållsarbete för borrningen på Alvheim- och Volundfälten, Norge.
Tariff- och transportkostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 6,8 MUSD i förhållande till 6,0 MUSD för jämförelseperioden. Kostnader om 0,8 MUSD (- MUSD) ingår i rapporteringsperioden, vilka är hänförliga till reservering av kapacitet i infrastruktursystem för gas för Gaupefältet, från en tredjepart.
I royalty och direkta skatter ingår rysk mineralresursskatt (Russian Mineral Resource Extraction Tax, MRET) och rysk exportskatt. Skattesatsen MRET varierar i förhållande till världsmarknadspriset på Urals Blend och den ryska rubelns växelkurs och baseras på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet för rapporteringsperioden uppgick till 23,05 USD (20,28 USD) per fat för den ryska produktionen. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varje månad och är beroende av det pris som erhålls för Urals Blend den föregående månaden. Exportskatten baseras på volym exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 56,28 USD (47,04 USD) per fat för rapporteringsperioden. Royalty och direkta skatter har ökat i förhållande till föregående år, vilket är en följd av prisökningen på råolja som påverkar kostnaden för MRET och exportskatt.
Det finns såväl permanenta skillnader som tidsskillnader, vilka får till följd att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Förändringar i kolvätelager och under- eller överuttag är ett resultat av tidsskillnader, vilka har kostnadsförts till ett belopp av 9,3 MUSD (-1,9 MUSD) under rapporteringsperioden. Den främsta orsaken till kostnaden för rapporteringsperioden beror på lastningen av kolvätelagret från Ikdam FPSO:n på Oudnafältet, Tunisien, vilken gjordes i januari och medförde en produktionskostnad, netto om 11,4 MUSD i det första kvartalet. Ingen lastning gjordes för Oudnafältet under jämförelseperioden.
Avskrivningar uppgick till 41,4 MUSD (40,6 MUSD) och beskrivs i not 3. Norge bidrog till ungefär 80 procent av de totala avskrivningarna för perioden, motsvarande en kostnad per fat om 14,30 USD.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 8,8 MUSD (10,0 MUSD) och beskrivs i not 4. Till följd av beslutet att återlämna Rangkasblocket, Indonesien har aktiverade utgifter om 6,8 MUSD, hänförliga till blocket kostnadsförts under kvartalet. Övriga kostnader under rapporteringsperioden är främst hänförliga till pågående kostnader på Kongo (Brazzaville) blocken och till återlämnandet av en prospekteringslicens i Norge.
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 (14,6 MUSD), av vilka -8,2 MUSD (6,3 MUSD) utgör ej kassaflödespåverkande kostnader som är hänförliga 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. 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 tidigare rapporteringsperioder.
Lundin Petroleum har kompenserat exponeringen avseende LTIP genom att förvärva 6 882 638 av sina egna aktier. För ytterligare information se avsnittet om ersättningar nedan.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 0,6 MUSD (17,2 MUSD) och beskrivs i not 6.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 0,6 MUSD (1,3 MUSD). Ränteintäkter för rapporteringsperioden innehåller ett belopp om 0,9 MUSD hänförligt till ett lån till förmån för Etrion Corporation. Lånet till Etrion återbetalades under det andra kvartalet 2011.
Ett belopp om 15,6 MUSD hänförliga till försäljningen av aktier i Africa Oil Corporation ingår i finansiella intäkter för jämförelseperioden.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 27,3 MUSD (14,0 MUSD) och beskrivs i not 7.
Valutakursförluster för rapporteringsperioden uppgick till 4,1 MUSD (8,5 MUSD). US dollarn försvagades gentemot Euron och den norska kronan under rapporteringsperioden, vilket medförde valutakursförluster på de koncerninterna lånemellanhavanden och på saldon som utgör rörelsekapital.
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. 1,2 MUSD (1,1 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under rapporteringsperioden.
Avskrivningar av uppskjutna finansieringsavgifter uppgick till 1,3 MUSD (0,6 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av den aktuella kreditfaciliteten över facilitetens utnyttjandeperiod. Eftersom Lundin Petroleum befinner sig i en process för att ordna en ny kreditfacilitet under 2012, har det kostnadsförda beloppet ökat under rapporteringsperioden.
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 de hade återlämnat de licensandelar i de produktionsdelningskontrakt för vilka de är operatör och därmed har nedgången i det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran Petroleum som innehas av Lundin Petroleum bedömts vara permanent. Den ackumulerade förlusten om 18,6 MUSD som redovisats i övrigt totalresultat har omklassificerats från eget kapital och har kostnadsförts i resultaträkningen under rapporteringsperioden.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 184,2 MUSD (136,9 MUSD) och beskrivs i not 8.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 141,3 MUSD (58,7 MUSD) av vilken 132,0 MUSD (49,0 MUSD) är hänförlig till Norge. Ökningen av den aktuella skattekostnaden i Norge i förhållande till jämförelseperioden beror till största delen på högre intäkter genererade i Norge under rapporteringsperioden samt utnyttjande av skattemässiga underskott under jämförelseperioden, vilka intjänats på utbyggnadsutgifter som skjutits upp och kompenserat den 50-procentiga skattesatsen offshore. Den aktuella skattekostnaden i Norge för rapporteringsperioden beräknas genom att använda det faktiska, uppnådda resultatet och utbyggnads- och prospekteringsutgifter som uppkommit. Den låga nivån på utbyggnads- och prospekteringsutgifter under rapporteringsperioden jämfört med vad som förväntas för återstoden av året har resulterat i en hög faktisk skattesats för rapporteringsperioden jämfört med förväntningarna för helåret.
Den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 42,9 MUSD (78,2 MUSD) och uppkommer främst då det finns en skillnad mellan redovisningsmässiga och skattemässiga avskrivningar. 40,1 MUSD (74,9 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 80 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 och vissa övriga finansiella poster, samt ett lägre skatteavdrag avseende prospekteringskostnader hänförliga till Rangkasblocket, Indonesien. Den operativa skattesatsen justerad för Rangkas prospekteringskostnader uppgick till 71 procent för rapporteringsperioden.
Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -1,6 MUSD (-1,7 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 2 505,5 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- 31 mar 2012 3 månader |
1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|
| Norge | 46,9 | 29,5 | 186,8 |
| Frankrike | 10,6 | 2,8 | 30,9 |
| Nederländerna | 1,6 | 0,4 | 4,1 |
| Indonesien | 0,1 | 2,7 | 6,4 |
| Ryssland | 1,2 | 1,3 | 4,2 |
| 60,4 | 36,7 | 232,4 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 46,9 MUSD redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst på Brynhild- och Gaupefältens utbyggnad i Norge. 29,5 MUSD har förbrukats under jämförelseperioden på utbyggnaden av Gaupe- och Alvheimfälten. 10,6 MUSD redovisats i Frankrike under rapporteringsperioden på Grandvillefältets utbyggnad.
| Prospekteringsutgifter | 1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 47,3 | 59,8 | 288,6 |
| Frankrike | 0,4 | 0,3 | 1,7 |
| Indonesien | 1,2 | 2,9 | 16,4 |
| Ryssland | 1,5 | 2,0 | 10,0 |
| Malaysia | 3,5 | 4,4 | 98,7 |
| Kongo (Brazzaville) | 1,2 | 1,5 | 19,0 |
| Övriga | 0,1 | 0,8 | 3,1 |
| 55,2 | 71,7 | 437,5 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 47,3 MUSD, redovisats i Norge, avseende huvudsakligen utvärderingsborrningar på Johan Sverdrupfältet. Under jämförelseperioden redovisades 59,8 MUSD i Norge avseende tre prospekteringsborrningar.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 16,6 MUSD (16,1 MUSD) och avser kontorsutrustning och fast egendom.
Finansiella tillgångar uppgick till 38,4 MUSD (46,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Övriga aktier och andelar uppgick till 13,2 MUSD (17,8 MUSD) och är främst hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde. Övriga finansiella tillgångar uppgick till 11,3 MUSD (11,0 MUSD) och innehåller Etrion Corporation obligationer om 9,9 MUSD (9,6 MUSD), vilka innehålls av Lundin Petroleum. Uppskjutna skattefordringar uppgick till 12,5 MUSD (15,3 MUSD) och avser huvudsakligen skattemässiga underskott i Nederländerna.
Fordringar och lager uppgick till 235,9 MUSD (224,4 MUSD) och beskrivs i not 11.
Kundfordringar uppgick till 161,3 MUSD (145,0 MUSD). Ett högre pris på olja har medfört högre värde på kundfordringarna per den 31 mars 2012.
Övriga tillgångar uppgick till 30,2 MUSD (21,2 MUSD) och innehöll ett belopp om 22,1 MUSD (11,2 MUSD) avseende innehav av en andel i PL148 Brynhild, Norge under villkoren i ett försäljningsavtal med Talisman Energy, säljaren av innehavet. Beloppet kommer att föras över till olje- och gastillgångar när transaktionen är fullföljd.
Likvida medel uppgick till 137,6 MUSD (73,6 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Den långfristiga delen av avsättningar uppgick till 1 083,3 MUSD (988,0 MUSD) och framgår av not 12.
Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 145,3 MUSD (119,3 MUSD) och är hänförlig till framtida återställningsåtaganden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på en förändring diskonteringsfaktorn som använts för att beräkna det diskonterade värdet av återställningsåtagandena samt inkluderandet av återställningsåtagandet hänförligt till Gaupefältets utläggning av pipelines under rapporteringsperioden.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 878,2 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 51,8 MUSD (58,1 MUSD).
Övriga långfristiga avsättningar uppgick till 6,4 MUSD (5,6 MUSD) och innehåller en avsättning för avgångsvederlag i Tunisien.
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 227,0 MUSD (207,0 MUSD) och är hänförliga till utestående lån inom koncernens 850 MUSD revolverande "borrowing base" facilitet.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 21,3 MUSD (21,8 MUSD) och utgör främst förskottsfinansiering gjord av en enhet utan bestämmande inflytande till förmån för LLC PetroResurs, Ryssland.
Övriga kortfristiga skulder uppgick till 410,6 MUSD (390,6 MUSD) och beskrivs i not 13.
Skatteskulder uppgick till 307,6 MUSD (240,1 MUSD), av vilka 290,6 MUSD (223,0 MUSD) är hänförliga till Norge.
Skulder gentemot joint venture partners uppgick till 68,9 MUSD (88,4 MUSD) och är hänförliga till pågående verksamhetsrelaterade kostnader.
Övriga skulder uppgick till 5,3 MUSD (21,5 MUSD). Per den 31 december 2011 innehöll övriga skulder ett belopp om 10,9 MUSD (- MUSD), 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.
Den kortfristiga delen av avsättningen till Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 12,1 MUSD (12,2 MUSD)
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 6,5 MSEK (-45,1 MSEK) för rapporteringsperioden.
I resultatet ingår administrationskostnader om -5,9 MSEK (44,9 MSEK) och räntekostnader om 8,6 MSEK (5,3 MSEK). Krediteringen av administrationskostnaderna under rapporteringsperioden är ett resultat av minskningen i avsättningen för koncernens LTIP. Jämförelseperioden innehåller finansiella intäkter om 1,6 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 0,1 MUSD (0,1 MUSD) från ShaMaran Petroleum i ersättning för hyra och andra tjänster och - MUSD (0,2 MUSD) i ersättning för stöd för vissa finansiella åtaganden.
Koncernen betalade 0,2 MUSD (0,1 MUSD) till övriga närstående för erhållen flygservice.
Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850 MUSD, med en sjuårig förfallodag, vilken infaller under 2014, av vilka 227,0 MUSD har utnyttjats per den 31 mars 2012. Krediten om 850 MUSD är en revolverande "borrowing base" facilitet som är säkrad mot vissa kassaflöden som genererats av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten beräknas på nytt var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten och överstiger för närvarande facilitetens storlek. Faciliteten har nått ett läge när tillgängligheten minskar var sjätte månad. Maximalt belopp som kan utnyttjas under faciliteten har reducerats till 630 MUSD och kommer att fortsätta minska till facilitetens förfallodag. Lundin Petroleum befinner sig i en process av att lägga upp en ny kreditfacilitet för att möta finansieringskraven för sina framtida utbyggnadsprojekt.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått fem produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag (Petronas) avseende sex block i Malaysia, för vilka Lundin Petroleum är operatör. BNP Paribas har, för Lundin Malaysia BV:s räkning, gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 87,8 MUSD. Utöver detta har BNP Paribas gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 2,4 MUSD.
Det har inte inträffat några väsentliga händelser efter de första tre månaderna 2012, som förväntas ha någon väsentlig påverkan på denna delårsrapport.
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 179 106 SEK, vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK.
Per den 31 mars 2012 innehöll Lundin Petroleum 6 882 638 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 ger en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att intjänas i tre trancher: en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den slutliga tredjedelen efter tre år. Den kontanta utbetalningen är beroende av att innehavaren av units är anställd vid datumet för utbetalningen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
LTIP:s som följer samma principer som 2008 års LTIP har införts årligen för andra anställda än den verkställande ledningen.
Antalet utställda units som ingår i 2009, 2010 och 2011 års LTIP program per den 31 mars 2012 var 209 440 respektive 450 041 och 401 000.
Vid årsstämman den 13 maj 2009 godkände Lundin Petroleums aktieägare införandetav 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. Inlösandet av optionerna berättigar mottagaren till att erhålla en kontant betalning baserad på ökningen i marknadsvärdet på aktierna. Utbetalningen av tilldelningen under dessa syntetiska optioner skall 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 har inte rätt att erhålla nya tilldelningar i enlighet med unit bonus programmet så länge de syntetiska optionerna är utestående.
Lundin Petroleum äger 6 882 638 av sina egna aktier anskaffade till en genomsnittlig kostnad om 46,51 SEK per aktie, vilket kompenserar exponeringen för LTIP. Lundin Petroleums aktiekurs uppgick per den 31 mars 2012 till 141,8 SEK. Avsättning för LTIP uppgick till 63,9 MUSD per den 31 mars 2012 och marknadsvärdet på aktierna per den 31 mars 2012 var 146,1 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 bolaget. Med denna modell hanterar bolaget aktivt risker som en integrerad och ständigt återkommande del av bolagets beslutsprocesser och säkerställer 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.
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | ||
| 1 USD motsvarar NOK | 5,7867 | 5,6933 | 5,7233 | 5,5135 | 5,5998 | 5,9927 | |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,7628 | 0,7487 | 0,7316 | 0,7039 | 0,7185 | 0,7729 | |
| 1 USD motsvarar Rubel | 30,1660 | 29,4212 | 29,2647 | 28,3557 | 29,3738 | 32,2784 | |
| 1 USD motsvarar SEK | 6,7524 | 6,6229 | 6,4833 | 6,2877 | 6,4867 | 6,8877 |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | ||
|---|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | ||
| Belopp i TUSD | Not | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | ||||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 359 178 | 289 572 | 1 257 691 |
| Övriga rörelseintäkter | 3 042 | 2 186 | 11 824 | |
| 362 220 | 291 758 | 1 269 515 | ||
| Rörelsens kostnader | ||||
| Produktionskostnader | 2 | -54 348 | -39 461 | -193 104 |
| Avskrivningar | 3 | -41 408 | -40 619 | -165 138 |
| Prospekteringskostnader | 4 | -8 838 | -10 010 | -140 027 |
| Bruttoresultat | 257 626 | 201 668 | 771 246 | |
| Administrationskostnader och avskrivningar av | ||||
| övriga materiella anläggningstillgångar | 505 | -14 577 | -67 022 | |
| Rörelseresultat | 5 | 258 131 | 187 091 | 704 224 |
| Resultat från finansiella investeringar | ||||
| Finansiella intäkter | 6 | 553 | 17 253 | 46 455 |
| Finansiella kostnader | 7 | -27 332 | -14 054 | -21 022 |
| -26 779 | 3 199 | 25 433 | ||
| Resultat före skatt | 231 352 | 190 290 | 729 657 | |
| Inkomstskatt | 8 | -184 161 | -136 855 | -574 413 |
| Periodens resultat | 47 191 | 53 435 | 155 244 | |
| Hänförligt till moderbolagets aktieägare: | 48 762 | 55 129 | 160 137 | |
| Hänförligt till innehav utan bestämmande | ||||
| inflytande: | -1 571 | -1 694 | -4 893 | |
| Periodens resultat | 47 191 | 53 435 | 155 244 | |
| Resultat per aktie – USD1 | 0,16 | 0,18 | 0,51 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD1 | 0,16 | 0,18 | 0,51 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| 1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|
|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Periodens resultat | 47 191 | 53 435 | 155 244 |
| Övrigt totalresultat | |||
| Valutaomräkningsdifferens | 52 745 | 54 568 | -37 525 |
| Kassaflödessäkring | 170 | 1 936 | 6 971 |
| Investeringar som kan säljas | 9 363 | -20 455 | -50 210 |
| Skatt på totalresultat | -43 | -484 | -1 743 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | 62 235 | 35 565 | -82 507 |
| Totalresultat | 109 426 | 89 000 | 72 737 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 106 559 | 86 837 | 80 466 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | 2 867 | 2 163 | -7 729 |
| 109 426 | 89 000 | 72 737 |
| Belopp i TUSD | Not | 31 mars 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 9 | 2 505 488 | 2 329 270 |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 16 598 | 16 084 | |
| Finansiella tillgångar | 10 | 38 369 | 46 586 |
| Summa anläggningstillgångar | 2 560 455 | 2 391 940 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Fordringar och lager | 11 | 235 864 | 224 407 |
| Likvida medel | 137 610 | 73 597 | |
| Summa omsättningstillgångar | 373 474 | 298 004 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 933 929 | 2 689 944 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 1 107 441 | 1 000 882 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | 72 291 | 69 424 | |
| Totalt eget kapital | 1 179 732 | 1 070 306 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 12 | 1 083 264 | 987 993 |
| Banklån | 227 000 | 207 000 | |
| Övriga långfristiga skulder | 21 303 | 21 830 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 331 567 | 1 216 823 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Övriga kortfristiga skulder | 13 | 410 577 | 390 600 |
| Avsättningar | 12 | 12 053 | 12 215 |
| Summa kortfristiga skulder | 422 630 | 402 815 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 933 929 | 2 689 944 | |
| Ställda säkerheter Ansvarsförbindelser |
546 159 – |
519 624 – |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | ||
|---|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 31 mar 2012 3 månader |
31 mar 2011 3 månader |
31 dec 2011 12 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | ||||
| Periodens resultat | 47 191 | 53 435 | 155 244 | |
| Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster | 14 | 251 845 | 194 067 | 915 174 |
| Erhållen ränta | 121 | 630 | 1 457 | |
| Betald ränta Betald skatt |
-1 531 -86 753 |
-1 485 -17 975 |
-1 597 -183 870 |
|
| Förändringar i rörelsekapital | -47 108 | -26 885 | 10 528 | |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 163 765 | 201 787 | 896 936 | |
| Kassaflöde från investeringar | ||||
| Försäljning av övriga aktier och andelar Förändring i övriga finansiella |
– | 28 585 | 53 938 | |
| anläggningstillgångar | – | – | 1 908 | |
| Övriga betalningar | -351 | -557 | -1 168 | |
| Investering i olje- och gastillgångar Investering i kontorsinventarier samt övriga |
-115 626 | -108 320 | -670 032 | |
| anläggningstillgångar | -994 | -1 307 | -3 786 | |
| Summa kassaflöde från investeringar | -116 971 | -81 599 | -619 140 | |
| Kassaflöde från finansiering | ||||
| Förändring av långfristiga fordringar Utdelning till innehavare utan bestämmande |
19 471 | -139 821 | -252 238 | |
| inflytande | – | – | -212 | |
| Summa kassaflöde från finansiering | 19 471 | -139 821 | -252 450 | |
| Förändring av likvida medel | 66 265 | -19 633 | 25 346 | |
| Likvida medel vid periodens början | 73 597 | 48 703 | 48 703 | |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -2 252 | -2 506 | -452 | |
| Likvida medel vid periodens slut | 137 610 | 26 564 | 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 | – | 31 708 | – | 55 129 | 2 163 | 89 000 |
| Balans per den 31 mars 2011 | 463 | 449 138 | 502 523 | 55 129 | 79 528 | 1 086 781 |
| Totalresultat | – | -111 379 | – | 105 008 | -9 892 | -16 263 |
| 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 | – | 57 797 | – | 48 762 | 2 867 | 109 426 |
| Balans per den 31 mars 2012 | 463 | 395 556 | 662 660 | 48 762 | 72 291 | 1 179 732 |
| Not 1. Försäljning av olja och gas, | 1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Försäljning av: Olja |
|||
| Norge | 252 125 | 213 046 | 911 072 |
| Frankrike | 33 392 | 30 714 | 127 789 |
| Nederländerna | 64 | 51 | 231 |
| Ryssland | 20 625 | 19 080 | 79 515 |
| Tunisien | 22 171 | – | 24 795 |
| 328 377 | 262 891 | 1 143 402 | |
| Kondensat | |||
| Nederländerna | 391 | 250 | 1 314 |
| Gas | 16 439 | 14 410 | 57 909 |
| Norge | 10 793 | 9 909 | 42 496 |
| Nederländerna | 3 178 | 2 112 | 12 570 |
| Indonesien | 30 410 | 26 431 | 112 975 |
| 359 178 | 289 572 | 1 257 691 | |
| Not 2. Produktionskostnader, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 25 175 | 23 192 | 102 476 |
| Tariff- och transportkostnader | 6 846 | 5 966 | 22 863 |
| Direkta produktionsskatter | 12 518 | 11 623 | 52 390 |
| Förändring i lager/över- och under uttag | 9 269 | -1 881 | 13 129 |
| Övriga | 540 | 561 | 2 246 |
| 54 348 | 39 461 | 193 104 | |
| Not 3. Avskrivningar, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 33 001 | 32 134 | 130 011 |
| Frankrike | 3 013 | 2 982 | 12 174 |
| Nederländerna | 2 787 | 3 249 | 11 939 |
| Indonesien | 1 467 | 1 035 | 6 250 |
| Ryssland | 1 140 | 1 219 | 4 764 |
| 41 408 | 40 619 | 165 138 | |
| Not 4. Prospekteringskostnader, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 566 | 9 209 | 74 060 |
| Malaysia | 75 | – | 11 015 |
Kongo (Brazzaville) 1 197 – 51 263 Indonesien 6 845 93 967 Övriga 155 708 2 722
8 838 10 010 140 027
| Not 5. Rörelseresultat, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | |||
| Norge | 227 454 | 172 929 | 703 711 |
| Frankrike | 22 010 | 21 544 | 85 334 |
| Nederländerna | 5 639 | 4 401 | 18 868 |
| Indonesien | -6 652 | -25 | 168 |
| Ryssland | 3 421 | 2 847 | 7 715 |
| Tunisien | 6 044 | -132 | 13 476 |
| Malaysia | -484 | -243 | -11 010 |
| Kongo (Brazzaville) | -1 197 | – | -51 273 |
| Övriga | 1 896 | -14 230 | -62 765 |
| 258 131 | 187 091 | 704 224 |
| Not 6. Finansiella intäkter, | 1 jan 2012- 31 mar 2012 |
1 jan 2011- 31 mar 2011 |
1 jan 2011- 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Ränteintäkter | 553 | 1 342 | 4 138 |
| Valutakursvinster, netto | – | – | 8 945 |
| Försäkringsintäkter | – | – | 1 734 |
| Garanti-intäkter | – | 250 | 998 |
| Vinst vid försäljning av aktier | – | 15 633 | 29 974 |
| Övriga | – | 28 | 666 |
| 553 | 17 253 | 46 455 |
| Not 7. Finansiella kostnader, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Räntekostnader | 1 361 | 1 591 | 5 390 |
| Valutakursförluster, netto | 4 069 | 8 518 | – |
| Resultat från reglering av | |||
| räntesäkringskontrakt | 200 | 1 695 | 6 995 |
| Nuvärdesjustering av | |||
| återställningskostnader | 1 216 | 1 102 | 4 494 |
| Avskrivning av uppskjutna | |||
| finansieringsavgifter | 1 254 | 600 | 2 181 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – |
| Övriga | 601 | 548 | 1 962 |
| 27 332 | 14 054 | 21 022 | |
| Not 8. Inkomstskatter, | 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- |
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| TUSD | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Aktuell skatt | 141 300 | 58 665 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 42 861 | 78 190 | 174 203 |
| Not 9. Olje- och gastillgångar, TUSD |
31 mar 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Norge | 1 413 703 | 1 269 746 |
| Frankrike | 188 369 | 172 467 |
| Nederländerna | 46 141 | 43 739 |
| Indonesien | 86 572 | 93 610 |
| Ryssland | 632 690 | 615 015 |
| Malaysia | 133 168 | 129 830 |
| Övriga | 4 845 | 4 863 |
| 2 505 488 | 2 329 270 |
184 161 136 855 574 413
| Not 10. Finansiella tillgångar, TUSD |
31 mar 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Övriga aktier och andelar | 13 201 | 17 775 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | 1 325 | 2 506 |
| Uppskjutna skattefordringar | 12 517 | 15 345 |
| Övriga | 11 326 | 10 960 |
| 38 369 | 46 586 |
| Not 11. Fordringar och lager, TUSD |
31 mar 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Lager | 20 094 | 31 589 |
| Kundfordringar | 161 306 | 144 954 |
| Underuttag | 1 078 | 1 851 |
| Fordringar på Joint venture partners | 17 340 | 20 252 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 5 892 | 4 522 |
| Övriga | 30 154 | 21 239 |
| 235 864 | 224 407 |
| Not 12. Avsättningar, | 31 mar 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| TUSD | ||
| Långfristiga: | ||
| Återställningskostnader | 145 321 | 119 341 |
| Uppskjuten skatteskuld | 878 219 | 803 493 |
| Långfristiga incitamentsprogram | 51 814 | 58 079 |
| Pension | 1 483 | 1 460 |
| Övriga | 6 427 | 5 620 |
| 1 083 264 | 987 993 | |
| Kortfristiga: | ||
| Långfristiga incitamentsprogram | 12 053 | 12 215 |
| 12 053 | 12 215 | |
1 095 317 1 000 208
| Not 13. Övriga kortfristiga skulder, TUSD |
31 mar 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 7 903 | 16 546 |
| Överuttag | 4 845 | 7 670 |
| Skatteskulder | 307 627 | 240 052 |
| Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter | 16 049 | 16 227 |
| Skuld gentemot Joint venture partners | 68 864 | 88 417 |
| Derivatinstrument | – | 168 |
| Övriga | 5 289 | 21 520 |
| 410 577 | 390 600 |
| Not 14. Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster TUSD |
1 jan 2012- 31 mar 2012 3 månader |
1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader |
1 jan 2011- 31 dec 2011 12 månader |
|---|---|---|---|
| Prospekteringskostnader | 8 838 | 10 010 | 140 027 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 42 182 | 41 304 | 167 812 |
| Aktuell skatt | 141 300 | 58 665 | 400 210 |
| Uppskjuten skatt | 42 861 | 78 191 | 174 203 |
| Vinst från försäljning av aktier | – | -15 632 | -29 974 |
| Nedskrivning av övriga aktier | 18 631 | – | – |
| Långfristiga incitamentsprogram | -10 039 | 10 832 | 63 443 |
| Övriga | 8 072 | 10 697 | -547 |
| 251 845 | 194 067 | 915 174 |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| Belopp i TSEK | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | |||
| Övriga rörelseintäkter | 9 322 | 3 822 | 42 644 |
| Bruttoresultat | 9 322 | 3 822 | 42 644 |
| Administrationskostnader | 5 910 | -44 883 | -206 108 |
| Rörelseresultat | 15 232 | -41 061 | -163 464 |
| Resultat från finansiella poster | |||
| Finansiella intäkter | 11 | 1 626 | 6 560 |
| Finansiella kostnader | -8 742 | -5 709 | -25 495 |
| -8 731 | -4 083 | -18 935 | |
| Resultat före skatt | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| Skatt | – | – | – |
| Periodens resultat | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| Belopp i TSEK | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Periodens resultat | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – |
| Totalresultat | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||
| Moderbolagets aktieägare | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| Belopp i TSEK | 31 mars 2012 | 31 december 2011 |
|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Finansiella tillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 871 947 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 9 937 | 8 954 |
| Likvida medel | 594 | 3 849 |
| Summa omsättningstillgångar | 10 531 | 12 803 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 882 478 | 7 884 750 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive | ||
| periodens resultat | 7 176 478 | 7 169 977 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 36 403 | 36 403 |
| Skulder till koncernföretag | 666 379 | 673 988 |
| Summa långfristiga skulder | 702 782 | 710 391 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 3 218 | 4 382 |
| Summa kortfristiga skulder | 3 218 | 4 382 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 882 478 | 7 884 750 |
| Ställda panter | 3 617 160 | 3 579 013 |
| Ansvarsförbindelser | – | – |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| Belopp i TSEK | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Kassaflöde från verksamheten | |||
| Periodens resultat | 6 501 | -45 144 | -182 399 |
| Ej kassaflödespåverkande poster | 78 | 422 | 207 811 |
| Förändringar i rörelsekapital | -2 214 | -2 909 | -12 492 |
| Summa kassaflöde från | |||
| verksamheten | 4 365 | -47 631 | 12 920 |
| Kassaflöde från investeringar | – | – | – |
| Kassaflöde från finansiering | |||
| Förändring av långfristiga skulder | -7 609 | 41 602 | -15 702 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -7 609 | 41 602 | -15 702 |
| Förändring av likvida medel | -3 244 | -6 029 | -2 782 |
| Likvida medel vid periodens början | 3 849 | 6 735 | 6 735 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -11 | -127 | -104 |
| Likvida medel vid periodens slut | 594 | 579 | 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 | – | – | – | – | -45 144 | -45 144 |
| Balans per den 31 mars 2011 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 936 086 | -45 144 | 7 307 232 |
| Totalresultat | – | – | – | – | -137 255 | -137 255 |
| 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 | – | – | – | – | 6 501 | 6 501 |
| Balans per den 31 mars 2012 | 3 179 | 861 306 | 2 551 805 | 3 753 687 | 6 501 | 7 176 478 |
| 1 jan 2012- | 1 jan 2011- | 1 jan 2011- | |
|---|---|---|---|
| 31 mar 2012 | 31 mar 2011 | 31 dec 2011 | |
| Finansiell data (TUSD) | 3 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelseresultat | 362 220 | 291 758 | 1 269 515 |
| EBITDA | 309 151 | 238 404 | 1 012 063 |
| Periodens resultat | 47 191 | 53 435 | 155 244 |
| Operativt kassaflöde | 166 573 | 193 632 | 676 201 |
| Nyckeltal, aktie (USD) | |||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | 3,56 | 3,24 | 3,22 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 0,54 | 0,62 | 2,17 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie | 0,53 | 0,65 | 2,88 |
| Resultat per aktie | 0,16 | 0,18 | 0,51 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,16 | 0,18 | 0,51 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning | 0,99 | 0,77 | 3,25 |
| Utdelning per aktie | – | – | – |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 317 910 580 | 317 910 580 | 317 910 580 |
| Antal aktier i cirkulation vid periodens slut | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
|||
| perioden | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för |
|||
| perioden, efter full utspädning | 311 027 942 | 311 027 942 | 311 027 942 |
| Börskurs | |||
| Börskurs vid periodens slut (SEK) | 141,80 | 90,55 | 169,20 |
| Börskurs vid periodens slut (CDN) | 21,55 | 13,85 | 24,54 |
| Nyckeltal, (%) | |||
| Räntabilitet på eget kapital | 4 | 5 | 15 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital | 17 | 14 | 53 |
| Netto skuldsättningsgrad | 10 | 22 | 15 |
| Soliditet | 40 | 43 | 40 |
| Andel riskbärande kapital | 70 | 72 | 69 |
| Räntetäckningsgrad | 15 227 | 6 151 | 5 919 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 10 665 | 5 893 | 5 460 |
| 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.
Stockholm den 9 maj 2012
C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD
Årsstämman kommer att hållas den 10 maj 2012 i Stockholm.
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.