Quarterly Report • Nov 3, 2010
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
3 november 2010
| Denna delårsrapport presenteras i US Dollar | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|||
| Produktion i Mboepd, brutto Produktion i Mboepd, efter |
32,8 | 32,1 | 39,1 | 38,3 | 38,6 | ||
| minoritetsintresse | 32,8 | 32,1 | 38,6 | 37,7 | 38,2 | ||
| Rörelsens intäkter i MUSD | 623,1 | 202,4 | 583,8 | 238,2 | 805,9 | ||
| Periodens resultat i MUSD | 412,1 | 22,0 | 5,4 | -13,5 | -537,1 | ||
| Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare i |
|||||||
| MUSD | 421,8 | 26,6 | 10,5 | -12,9 | -411,3 | ||
| Vinst/aktie i USD1 | 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 | ||
| Vinst/aktie efter full utspädning | |||||||
| i USD1 | 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 | ||
| EBITDA i MUSD | 458,0 | 167,3 | 362,1 | 145,2 | 486,2 | ||
| Operativt kassaflöde i MUSD | 441,7 | 160,2 | 359,6 | 135,8 | 471,9 |
Beloppen i ovanstående tabell baseras på summan av kvarvarande och avyttrad verksamhet. 1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
Ashley Heppenstall, koncernchef & VD och Geoffrey Turbott, CFO kommenterar rapporten i en webpresentation den 3 november 2010 klockan 8:30 CET.
Presentationen och presentationsmaterialet kommer att finnas tillgängliga på www.lundin-petroleum.com i samband med presentationen.
Telefonnummer i Sverige: +46 (0)8 505 598 53. Från utlandet: +44 (0)203 043 24 36.
Lundin Petroleum är ett svenskt oberoende olje- och gasprospekterings och produktionsbolag med en välbalanserad portfölj av tillgångar i världsklass i Europa, Ryssland, Sydostasien och Afrika. Bolaget är noterat vid NASDAQ OMX, Stockholm (ticker "LUPE"). Lundin Petroleum har 177 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) bevisade och sannolika reserver.
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
Besök vår hemsida: www.lundin-petroleum.com
Oljefyndigheten Avaldsnes, offshore Norge var höjdpunkten för Lundin Petroleums aktieägare under det tredje kvartalet. Vår strategi är att skapa aktieägarvärde genom aktiv prospekteringsborrning och jag är mycket glad att kunna meddela att vi har gjort ett betydande fynd vid Avaldsnes. Potentiella utvinningsbara resurser är mellan 100 och 400 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) i PL501 där vi är operatör med en licensandel om 40 procent. Vi påträffade utmärkt reservoarkvalitet vid borrningen, producerade olja med god kvalitet vid test och har nu kartlagt en stor förkastningskontrollerad struktur som även sträcker sig in i PL265 västerut. Strukturen är mycket stor vilket innebär att vi måste bekräfta den laterala kontinuiteten av reservoaren. Vi har redan säkrat ytterligare borriggskapacitet för nästa år och kommer troligtvis att genomföra två utvärderingsborrningar på Avaldsnes i PL501 under 2011.
Vi har med framgång framskridit med utbyggnadsplaneringen för Lunofältet i PL338. Utvinningsbara reserver för Luno har ökat med över 50 procent till 149 MMboe som ett resultat av den framgångsrika utvärderingsborrningen tidigare i år. Lunofältet är kommersiellt som fristående projekt och konceptuella utbyggnadsstudier är i allt väsentligt avslutade. Vi arbetar också nära Det norske oljeselskap ASA, operatör för det närliggande Draupnefältet, för att bestämma om en gemensam utbyggnad av Luno/Draupne är lämplig. Tidiga indikationer tyder på detta. Den nuvarande planen är att lämna in en utbyggnadsplan antingen för Luno som fristående eller gemensam utbyggnad under 2011.
Vidare har Avaldsnesfyndigheten ökat prospekteringspotentialen för det större Lunoområdet där Lundin Petroleum är den dominerande innehavaren av området. Fyndigheten har bevisat migration av kolväten till den östra sidan av Utsira High och som ett resultat kommer vi nu sannolikt att genomföra ytterligare prospekteringsborrningar under 2011 på Tellusstrukturen i PL338 och på Torvestadstrukturen i PL265/PL501 följda av ytterligare borrningar i PL359 och PL410 under 2012.
Jag är övertygad om att med Luno, Avaldsnes och ytterligare prospekteringspotential kommer det större Lunoområdet med stor sannolikhet att bli ett betydande produktionsnav på den norska kontinentalsockeln.
Avknoppningen av vår verksamhet i Storbritannien till ett nytt oberoende oljebolag EnQuest plc slutfördes med framgång tidigare i år. Vi är nöjda med den positiva utvecklingen av EnQuests börsvärde som har skapat ytterligare värde för våra aktieägare som har behållit sina investeringar i EnQuest. Under november 2010 planerar vi att genomföra ytterligare en utdelning till våra aktieägare av aktier i Etrion Corporation, ett oberoende solenergioch utbyggnadsbolag, i vilket Lundin Petroleum för närvarande äger cirka 40 procent av de utestående aktierna. Etrion kommer samtidigt som utdelningen sker att notera aktierna på NASDAQ OMX Stockholmbörsen och jag är övertygad om att Etrion kommer att fortsätta växa och generera ytterligare värde för dess aktieägare.
Lundin Petroleum genererade ett resultat efter skatt för perioden om 412 MUSD inklusive vinsten om 358 MUSD som rapporterades för avknoppningen av vår brittiska verksamhet. Den kvarvarande verksamheten fortsätter att producerar starkt operativt kassaflöde och uppnådde 160 MUSD under det tredje kvartalet 2010 vilket resulterar i totalt operativt kassaflöde för perioden om 442 MUSD. Det starka kassaflödet kommer främst från vår norska produktion där utvinningskostnaderna ligger under 4 USD per fat.
Under det tredje kvartalet 2010 uppgick genomsnittlig produktion till 32 100 boepd med fortsatt stort bidrag från både Alvheim- och Volundfälten, offshore Norge. Om vi exkluderar produktionen från Storbritannien vilken var inkluderad i första kvartalet så har produktionen ökat stadigt under 2010 som ett resultat av Volundfältets ökande produktion. Som ett resultat av det tredje kvartalets starka produktion har vi minskat intervallet i vår tidigare förväntade produktion för 2010 till 32 – 34 000 boepd.
Vi håller för närvarande på med fem utbyggnadsprojekt i Norge som tillsammans kommer att dubbla vår nuvarande produktion till över 60 000 boepd under de kommande fem åren. Jag är säker på att dessa projekt kan finansieras genom en kombination av internt genererat kassaflöde och banklån utan krav på ytterligare finansiering via eget kapital.
Gaupefältet fick utbyggnadsplanen godkänd från norska staten under 2010 och utbyggnaden har påbörjats. Jag förväntar mig att utbyggnadsplanerna för Luno- och Nemoprojekten lämnas in under 2011 och att de konceptuella planerna för Krabbe och Marihøne även slutförs under 2011.
Vidare fortsätter prospekteringsframgångar såsom Avaldsnes att fylla vår "pipeline" av utbyggnadsprojekt och säkra att vi bibehåller våra historiskt utmärkta resultat beträffande reserversättningsgrad.
I Ryssland är vi angelägna om att fortsätta utvärderingen av Morskayas oljefyndighet, i norra Kaspien. Vi fortsätter diskussioner med potentiella nya partners för att tillfredsställa kraven från den ryska staten vilken kräver att strategiska tillgångar skall ägas till 50 procent av ett statligt bolag innan utbyggnad påbörjas.
Som jag tidigare nämnt är vi mycket nöjda med Avaldsnesfyndigheten och potentialen för ytterligare fyndigheter i det större Lunoområdet. Vi investerar betydande kapital i Norge för att fortsätta vårt aktiva prospekteringsprogram. Vi kommer att fortsätta att fokusera på det större Alvheim och det större Lunoomårdet där vi känner att vårt tekniska team har en konkurrensfördel. 2011 kommer vi också att påbörja vårt prospekteringsborrningsprogram i Barents Hav där vi har satt samman en stor licensportfölj till största del som operatör. Vi planerar att genomföra en eller två borrningar per år i Barents Hav under de kommande tre åren med målsättning att nå flera stora strukturer på varandra i detta relativt oprospekterade område.
2011 kommer vi även att påbörja ett prospekteringsprogram med fem borrningar i Malaysia. Vår ledning har lång erfarenhet av Malaysia och har gjort betydande fyndigheter med Lundin Oil innan det köptes upp av Talisman Energy 2001. Vi återvände till Malaysia med Lundin Petroleum för några år sedan och har i det tysta byggt upp en licensportfölj över vilken vi har samlat in 3D seismik. Vår målsättning är att replikera den norska organiskt tillväxtdrivna prospekteringsframgången till Malaysia.
Vi tror att värdeskapande inom ett oberoende oljebolag som Lundin Petroleum drivs av vår förmåga att öka vår resursbas. Vi har varit framgångsrika med vår senaste prospektering men jag är övertygad att det kommer mer och med det kan vi leverera ytterligare värdeökning till våra aktieägare under de kommande åren.
Med vänliga hälsningar,
C. Ashley Heppenstall Koncernchef & VD Lundin Petroleum
Lundin Petroleums nettoproduktion under niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2010 (rapporteringsperioden) var i genomsnitt 13 600 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), från Alvheimfältet, offshore Norge (Lundin Petroleums licensandel (l.a.) 15%). Alvheimfältet började producera i juni 2008 och fortsätter att producera över förväntan. Denna utmärkta reservoarprestandan har resulterat i ökade bruttoreserver under 2009 till 246 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe). Fas 2 av utbyggandsborrningarna påbörjades under andra kvartalet 2010 och inkluderar nu ytterligare 4 multilaterala borrningar som avslutas i mitten av 2011. Den första Fas 2 borrningen kommer att gå i produktion under den senare delen av 2010. Genomsnittlig utvinningskostnad för Alvheimfältet var under 4 USD per fat under perioden och förväntas att kvarstå på samma nivå under 2010.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Volundfältet (l.a. 35%) uppgick till 3 800 boepd för rapporteringsperioden. De två första utbyggnadsborrningarna (en producerande och en vatteninjicerande) på Volundfältet slutfördes med framgång under 2009 men på grund av begränsningar i produktionskapaciteten på Alvheim FPSO startade inte den första produktionsborrningen förrän i april 2010. Fas 2 av utbyggnadsborrningarna på Volundfältet vilka innefattar ytterligare två multilaterala borrningar, har med framgång slutförts under tredje kvartalet 2010. Detta har resulterat i att Volundfältets produktion har ökat till över 8 700 boepd netto till Lundin Petroleum vilket är Volundfältets fasta kapacitet på Alvheim FPSO.
I oktober 2009 offentliggjordes en ny fyndighet på strukturen Marihøne i PL340 (l.a. 15%). Fyndigheten uppskattas innehålla utvinningsbara bruttoresurser om 20 till 30 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) och kommer sannolikt att byggas ut som en återkoppling till Alvheim FPSO. Ytterligare en prospekteringsborrning med målsättning att nå Caterpillarstrukturen i PL340BS är planerad att genomföras i slutet av 2010.
Lunofyndigheten i PL338 (l.a. 50%) gjordes 2007 och har därefter utvärderats med ytterligare två borrningar. Resultatet från utvärderingsborrningarna har inkluderats i den reservoarmodell som används vid planering av utbyggnad och har resulterat i en uppgradering av de 95 MMboe bevisade och sannolika (2P) bruttoreserver till 149 MMboe för Lunofältet. Reserverna har uppskattats av certifieringsbolaget Gaffney, Clines and Associates (GCA). Arbetet med konceptuella utbyggnadsstudier för Lunofältet som ett fristående utbyggnadsprojekt är i stort sätt slutförda. Samtidigt pågår undersökningar för en gemensam utbyggnad av Lunoföltet och Draupnefältet beläget i det närliggande PL001B. En utbyggnadsplan för Lunofältet som fristående eller gemensamt projekt kommer att lämnas in 2011.
Prospekteringsborrningen 16/1-14 i PL338 med målsättning att nå Apollostrukturen är igång. Apollo är belägen direkt söder om Draupnefältet i PL001B och cirka 5 km nordväst om och down-dip från Lunofältet belägen i PL338. Den huvudsakliga målsättningen för Apolloborringen är att testa det som tros vara en möjlig förlängning av Draupnefältet in i PL338. Lundin Petroleum uppskattar de obekräftade potentiella bruttoresurserna, till intervallet mellan 20 och 130 MMboe för Apollostrukturen i PL338.
En prospekteringsborrning i PL501 (l.a. 40%) med målsättning att nå Avaldsnesstrukturen genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010 och resulterade i en fyndighet. Produktionstester bekräftade utmärkta reservoarkaraktäristik och borrningen flödade vid begränsade produktionsnivåer cirka 5 000 bopd. Avaldsnesstrukturen uppskattas innehålla utvinningsbara bruttoresurser om 100 till 400 MMboe inom licensen PL501 strukturen som kontrolleras av en förkastning och bedöms sträcka sig västerut in i PL265 (l.a. 10%). Utvärderingen av Avaldsnesfyndigheten kommer att påbörjas under det första halvåret 2011 med genomförande av två utvärderingsborrningar i PL501. Det är troligt att strukturen ytterligare kommer att utvärderas med ytterligare en borrning i PL265. Fyndigheten Avaldsnes har med framgång bekräftat migration av kolväten till den östra delen av Utsira High. Detta har en positiv inverkan på prospekteringspotentialen för det större Lunoområdet och som ett resultat kommer ytterligare prospekteringsborrningar med sannolikhet att genomföras under 2011 på Tellusstrukturen i PL338 (l.a. 50%) och Torvestadstrukturen i PL265/PL501 följd av borrningar i PL359 (I.a. 40%) och PL410 (l.a. 70%) 2012.
Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 med förväntad produktionsstart i slutet av 2011. Gaupefältet med BG Group som operatör har uppskattade bruttoreserver om cirka 28 MMboe och förväntas vid platåproduktion producera 5 000 boepd, netto till Lundin Petroleum.
Utbyggnadsplanering pågår för Nemofältet i PL148 (l.a. 50%) och Krabbefältet i PL301 (l.a. 40%). Val av konceptlösning har genomförts för Nemofältet och en utbyggnadsplan förväntas att lämnas in under 2011 när de kommersiella förhandlingarna är slutförda.
Under första kvartalet 2010 genomfördes en prospekteringsborrning på strukturen Frusalen i PL476 (l.a. 30%), vilken resulterade i ett torrt hål. Borrningen på Luno High strukturen i PL359 (l.a. 40%) avslutades som en icke kommersiell borrning.
I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2 500 boepd och i Acquitaine Basin (l.a. 50%) var Lundin Petroleums nettoproduktion i genomsnitt 700 boepd för rapporteringsperioden. En vatteninjiceringsborrning på Mimosalicensen (l.a. 50%) i Acquitaine Basin har med framgång genomförts vilket har resulterat i ökad produktion.
Gasproduktionen för Lundin Petroleum uppgick i Nederländerna i genomsnitt till 2 100 boepd för rapporteringsperioden, vilket var över förväntan.
Prospekteringsborrningen De Hoeve-1 i Gorredijklicensen, onshore, (l.a. 7,75%) genomfördes med framgång under första kvartalet 2010 och resulterade i en gasfyndighet.
Insamlingen av 3D seismik avslutades under det tredje kvartalet 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%).
Lundin Petroleums nettoproduktion i Storbritannien var i genomsnitt 3 000 boepd under rapporteringsperioden.
Den 6 april 2010, slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av verksamheten i Storbritannien till EnQuest plc, ett nybildat bolag med fokus på den brittiska Nordsjön. Produktionen från Storbritannien är enbart inkluderat för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2010.
Nettoproduktionen till Lundin Petroleum från Salawati (Salawati Island l.a. 14,5% och Salawati Basin l.a. 25,9%) var 2 000 boepd för rapporteringsperioden.
I september 2010 undertecknade Lundin Petroleum ett försäljningsavtal med RH Petrogas (RHP) för licensandelarna i Salawati. Köpeskillingen för försäljningen om 37,1 MUSD plus en tilläggsbetalning om 3,9 MUSD i de fall det sker ytterligare utbyggnader av fält. Transaktionen omfattas av vissa villkor inklusive RHPs aktieägares godkännande och förväntas slutföras innan utgången av 2010.
Lundin Petroleums nettoproduktion från Singa gasfält (l.a. 25,9%) uppgick under perioden till 300 boepd. Produktionen från Singafältet påbörjades under det andra kvartalet 2010. Bruttoproduktionen från den första producerade borrningen är cirka 15 - 20 miljoner standard kubikfot per dag (MMscfd) av gas till försäljning och begränsas av anläggningens kapacitet till följd av högre produktion än förväntat. En anläggning för att avlägsna flytande kolväte kommer att installeras och fram till dess kommer produktionen att förbli begränsad. Bruttoproduktionen förväntas öka till platånivå om 50 MMscfd till följd av ytterligare utbyggnadsborrningar. Gasförsäljningsavtalet som ingåtts med PT PLN (Persero), ett indonesiskt statligt elbolag, reviderades i februari 2010 för att innefatta ett ökat gaspris och en möjlighet för PT PGN (Persero) ett Indonesiskt statligt ägt gasbolag att köpa initial produktion från Singafältet. Försäljningskontraktet avseende gas skrevs under i april 2010 med PT PGN (Persero). Det genomsnittliga gaspriset för de båda kontrakten ligger på över 5 USD per miljoner british thermal units (MMbtu).
Ett insamlingsprogram för 2D seimsik på 474 km pågår över Rangkasblocket (l.a. 51%).
Baronang/Cakalang (Natuna)
Ett 3D seismik program på 975 km2 över licenserna Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under april 2010 och bearbetning pågår.
Insamling av 2 150 km2 av 3D seismik på block PM308A (l.a 35%), PM308B (l.a 75%) och SB303 (l.a 75%) slutfördes under 2009. Bearbetning och tolkning av seismisk data pågår för att identifiera potentiella strukturer för kommande borrprogram 2011/2012. Fem prospekteringsborrningar kommer att genomföras under nästa år med början i april 2011. En jack-up rigg har säkrats för borrprogrammet. 2010 undertecknade Lundin Petroleum ett nytt produktionsdelningskontrakt för blocken SB307 och SB308 (l.a. 42,5%) offshore Sabah. Insamling av 330 km2 3D över blocken SB307 och SB308 slutfördes under andra kvartalet 2010.
Prospekteringsborrningen på strukturerna Hoa-Hong-X1 och Hoa Dao High på block 06/94 (33,33%) slutfördes under 2010 och påträffade icke-kommersiella kvantiteter av gas. Båda borrningarna har pluggats igen och övergivits efter att ha antingen varit torra eller inte påträffat kommersiella mängder gas.
Nettoproduktionen av olja från Ryssland till Lundin Petroleum för perioden var 3 700 boepd.
I Laganskyblocket (l.a. 70%) i norra Kaspien gjordes 2008 ett betydande fynd på Morskayafältet. Fyndigheten, som på grund av att den är belägen offshore, anses som strategisk av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent innan utbyggnad sker. Vårt arbetsprogram i Laganskyblocket under 2010 vilket till största delen har slutförts, är begränsat till insamling av 103 km2 3D seismik.
Produktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) till Lundin Petroleum var i genomsnitt 1 100 boepd, netto för perioden. Produktionen från Oudnafältet fortsätter att överträffa förväntningarna.
En utvärderingsborrning på Viodofyndigheten slutfördes under fjärde kvartalet 2009 och resulterade i en oljefyndighet. Resultatet från borrningen analyseras med hänsyn till utbyggnadspotentialen för Viodofältet.
I Block Marine XIV (l.a 21,55%) kommer prospekteringsborrningen av strukturen Makouala att påbörjas 2011.
Resultatet för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2010 (rapporteringsperioden), inklusive avyttrad verksamhet uppgick till 412,1 MUSD (5,4 MUSD). Resultatet inklusive avyttrad verksamhet, hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 421,8 MUSD (10,5 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 1,35 USD (0,03 USD).
Lundin Petroleum uppvisar ett resultat för rapporteringsperioden om 42,8 MUSD (1,2 MUSD), exklusive avyttrad verksamhet. Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare, exklusive avyttrad verksamhet uppgick till 52,5 MUSD (6,3 MUSD), motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,17 USD (0,02 USD).
Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 441,7 MUSD (359,6 MUSD), inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 1,41 USD (1,15 USD). Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 458,0 MUSD (362,1 MUSD), inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 1,47 USD (1,15 USD) för rapporteringsperioden.
Under det första kvartalet 2010 meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att genomföra en avknoppning av verksamheten i Storbritannien. Den faktiska avknoppningen genomfördes den 6 april 2010 med försäljningen av verksamheten i utbyte mot aktier i det nybildade bolaget EnQuest och Lundin Petroleums aktieägares erhöll utdelningen av EnQuests aktier den 9 april 2010. Resultatet från verksamheten i Storbritannien konsolideras i Lundin Petroleums redovisning till och med det första kvartalet 2010 och redovisas som avyttrad verksamhet. För detaljer hänvisas till not 8.
Under det tredje kvartalet 2010 meddelade Lundin Petroleum undertecknandet av ett försäljningsavtal som gjorts med RH Petrogas avseende försäljningen av sina intressen i Salawati Basin och Salawati Island tillgångarna i Indonesien. Transaktionen var inte fullbordad per den 30 september 2010 och följaktligen ingår dessa tillgångar i rapporteringsperioden. Tillgångar och skulder som hänför sig till Salawati Basin och Salawati Island har i balansräkningen redovisats som innehav för försäljning per den 30 september 2010. För detaljer hänvisas till not 11.
I oktober 2010, meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att dela ut sitt aktieinnehav i Etrion Corporation till Lundin Petroleums aktieägare. Utdelningen förväntas ske i november 2010. Etrions resultat ingår i rapporteringsperioden och tillgångar och skulder har redovisats i balansräkningen som innehav för utdelning per den 30 september 2010. För detaljer hänvisas till not 11.
Produktionen för rapporteringsperioden uppgick till 8 942,4 tusen fat oljeekvivalenter (Mboe) (10 524,8 Mboe), inklusive avyttrad verksamhet, vilket motsvarar 32,8 Mboe per dag (Mboepd) (38,6 Mboepd) och omfattar nedanstående:
| Produktion | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader | |
| Norge | 4 755,7 | 1 838,2 | |||
| - Kvantitet i Mboe | 3 749,4 | 1 316,0 | 5 060,9 | ||
| - Kvantitet i Mboepd | 17,4 | 20,0 | 13,7 | 14,3 | 13,9 |
| Frankrike | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 864,2 | 296,1 | 942,5 | 314,6 | 1 249,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,2 | 3,2 | 3,5 | 3,4 | 3,4 |
| Nederländerna | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 565,3 | 176,2 | 580,6 | 175,2 | 759,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,1 | 1,9 | 2,1 | 1,9 | 2,1 |
| Indonesien | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 636,9 | 234,1 | 678,3 | 211,9 | 896,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 2,3 | 2,5 | 2,5 | 2,3 | 2,4 |
| Ryssland | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 1 019,2 | 319,1 | 1 484,1 | 494,7 | 1 890,0 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,7 | 3,5 | 5,4 | 5,4 | 5,2 |
| Tunisien | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 288,9 | 90,6 | 389,4 | 126,0 | 494,9 |
| - Kvantitet i Mboepd | 1,1 | 1,0 | 1,4 | 1,4 | 1,4 |
| Summa från kvarvarande | |||||
| verksamhet | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 8 130,2 | 2 954,3 | 7 824,3 | 2 638,4 | 10 350,6 |
| - Kvantitet i Mboepd | 29,8 | 32,1 | 28,6 | 28,7 | 28,4 |
| Minoritetsintresse i Ryssland | |||||
| - Kvantitet i Mboe | - | - | 146,4 | 51,5 | 162,2 |
| - Kvantitet i Mboepd | - | - | 0,5 | 0,6 | 0,4 |
| Summa från kvarvarande verk samhet exkl. minoritetsintresse |
|||||
| - Kvantitet i Mboe | 8 130,2 | 2 954,3 | 7 677,9 | 2 586,9 | 10 188,4 |
| - Kvantitet i Mboepd | 29,8 | 32,1 | 28,1 | 28,1 | 28,0 |
| Summa från avyttrad verksamhet | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 812,2 | - | 2 846,9 | 887,3 | 3 743,3 |
| - Kvantitet i Mboepd | 3,0 | - | 10,5 | 9,6 | 10,2 |
| Summa exklusive minoritetsintresse |
|||||
| - Kvantitet i Mboe | 8 942,4 | 2 954,3 | 10 524,8 | 3 474,3 | 13 931,7 |
| - Kvantitet i Mboepd | 32,8 | 32,1 | 38,6 | 37,7 | 38,2 |
I april 2010 påbörjade Volundfältet, offshore, Norge produktionen och har bidragit med 3,8 Mboepd av de 17,4 Mboepd som totalt rapporterats från Norge under rapporteringsperioden. Produktionen från Volundfältet uppgick i genomsnitt till 7,1 Mboepd under det tredje kvartalet 2010.
Under 2009 konsoliderade Lundin Petroleum två ryska dotterbolag, över vilka bolaget utövade kontroll, med den icke-ägda andelen redovisad som minoritetsintresse. Den genomsnittliga produktionen i Ryssland för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2009 uppgick till 4,9 Mboepd med hänsyn tagen till den av Lundin Petroleum ägda andelen. Under den andra delen av 2009 avyttrade Lundin Petroleum de två ryska dotterbolagen.
Antalet producerade fat under en period kan avvika från antalet sålda fat beroende på flera orsaker. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av inventering, lager och volymer i pipeline. Andra skillnader kan uppkomma som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av produktionsdelningskontrakt.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 549,0 MUSD (414,8 MUSD) och beskrivs i not 1. Lundin Petroleums erhållna genomsnittspris per fat oljeekvivalenter (boe) uppgick till 70,19 USD (53,93 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden 2010 uppgick till 77,14 USD (57,32 USD) per fat.
Försäljning för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:
| Försäljning | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 30 sep 2010 9 månader |
30 sep 2010 3 månader |
30 sep 2009 9 månader |
30 sep 2009 3 månader |
31 dec 2009 12 månader |
| Norge | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 4 742,1 | 1 700,2 | 3 888,1 | 1 434,4 | 5 200,1 |
| - Genomsnittspris per boe | 75,33 | 75,38 | 57,17 | 64,08 | 60,48 |
| Frankrike | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 878,5 | 287,9 | 965,9 | 313,8 | 1 277,9 |
| - Genomsnittspris per boe | 76,33 | 75,53 | 56,74 | 67,01 | 60,94 |
| Nederländerna | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 565,3 | 176,2 | 580,6 | 175,2 | 759,3 |
| - Genomsnittspris per boe | 42,28 | 48,19 | 51,31 | 41,06 | 50,49 |
| Indonesien | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 330,2 | 103,2 | 470,1 | 191,1 | 609,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 63,83 | 51,96 | 57,86 | 66,84 | 60,58 |
| Ryssland | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 999,5 | 320,0 | 1 583,5 | 489,3 | 1 976,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 50,21 | 51,97 | 34,86 | 44,70 | 37,64 |
| Tunisien | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 382,6 | 187,0 | 465,5 | 204,1 | 465,5 |
| - Genomsnittspris per boe | 77,15 | 75,98 | 54,72 | 65,21 | 54,72 |
| Summa från kvarvarande | |||||
| verksamhet | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 7 898,2 | 2 774,5 | 7 953,7 | 2 807,9 | 10 288,6 |
| - Genomsnittspris per boe | 69,51 | 70,14 | 52,15 | 59,87 | 55,16 |
| Summa från avyttrad | |||||
| verksamhet | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 814,4 | - | 2 737,6 | 982,9 | 3 630,8 |
| - Genomsnittspris per boe | 76,82 | - | 59,10 | 69,09 | 62,83 |
| Summa | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 8 712,6 | 2 774,5 | 10 691,3 | 3 790,8 | 13 919,4 |
| - Genomsnittspris per boe | 70,19 | 70,14 | 53,93 | 62,26 | 57,16 |
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 40 procent (38 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 74,16 USD (53,91 USD) per fat och återstående 60 procent (62 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 33,94 USD (23,06 USD) per fat.
Övriga rörelseintäkter uppgick till 9,5 MUSD (3,0 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 7,0 MUSD (- MUSD) av intäkter hänförliga till Etrions solenergiverksamhet. I övriga rörelseintäkter ingår även tariffintäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Produktionskostnaderna avseende olja och gas uppgick för perioden till 108,3 MUSD (116,8 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats i den kvarvarande verksamheten framgår av nedanstående uppställning.
| Produktionskostnader och | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| avskrivningar | 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 |
| i USD per boe | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 8,18 | 7,55 | 8,37 | 8,88 | 9,22 |
| Tariff- och transportkostnader | 1,45 | 1,65 | 1,52 | 1,28 | 1,52 |
| Royalty och direkta skatter | 3,87 | 3,44 | 3,77 | 4,68 | 3,96 |
| Förändringar i lager/överuttag | -0,45 | -5,26 | 0,99 | 3,03 | 0,01 |
| Övriga kostnader | 0,21 | 0,18 | 0,29 | 0,30 | 0,30 |
| Totala produktionskostnader | 13,26 | 7,56 | 14,94 | 18,17 | 15,01 |
| Avskrivningar | 12,87 | 13,22 | 11,11 | 10,87 | 11,41 |
| Total kostnad per boe | 26,13 | 20,78 | 26,05 | 29,04 | 26,42 |
De totala utvinningskostnaderna för det tredje kvartalet 2010 uppgick till 7,55 USD per fat. De totala utvinningskostnaderna var i nivå med de föregående kvartalen men när de sätts i relation till de höga produktionsnivåerna som uppnåtts under kvartalet har kostnaden per fat gått ner. Utvinningskostnaderna för det tredje kvartalet 2010 var betydligt lägre än förväntat beroende på att arbeten såsom underhållsarbeten i borrningen och diverse engångsarbeten inte har blivit aktuella.
De förväntade utvinningskostnaderna för det sista kvartalet 2010 förväntas öka till ungefär 9,00 USD per fat beroende på en gradvis ökning av vissa utgifter.
Tariff- och transportkostnaderna har ökat det tredje kvartalet 2010 jämfört med de föregående kvartalen vilket är ett resultat av att Volundfältets produktion bidrar under ett helt kvartal. Volundfältets produktionskostnader innehåller en produktionskostnadsdel och en del tariff. Produktionskostnaderna för Alvheimfältets produktionsanläggningar delas mellan fälten: Alvheim (l.a. 15%), Volund (l.a. 35%) och Vilje (l.a. -%) baserat på volymen som passerar igenom anläggningarna. Lundin Petroleum har en licensandel om 15 procent i Alvheimfältet och en licensandel om 35 procent i Volundfältet. Den koncerninterna delen har eliminerats redovisningsmässigt och ger därmed en tariff- och transportkostnad om 20 procent.
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 olja och baseras på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet för perioden uppgick till 13,45 USD (9,45 USD) per fat för rapporteringsperioden. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varannan 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 37,14 USD (19,61 USD) per fat för rapporteringsperioden. Royalty och direkta skatter har ökat i förhållande till jämförelseperioden vilket är en följd av prisökningen på råolja som påverkar kostnaden för MRET och exportskatt.
Det finns såväl permanenta som temporära tidskillnader vilka får till följd att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Dessa tidskillnader resulterar i förändringar i kolvätelager och under- eller överuttag vilka har intäktsförts till ett belopp av 3,7 MUSD (-7,8 MUSD) under rapporteringsperioden. Förändringen i kolvätelagret och under- eller överuttag under det tredje kvartalet 2010 innebar en kreditering av produktionskostnaden till ett belopp om 15,5 MUSD (-8,0 MUSD) och är hänförlig till underuttag i Norge i slutet av det tredje kvartalet.
Avskrivningar uppgick till 107,0 MUSD (87,0 MUSD) och beskrivs i not 3. Avskrivning per fat är i linje med förväntningarna för såväl rapporteringsperioden som för helåret. Norge bidrar till ungefär 70 procent av de totala avskrivningarna för niomånadersperioden motsvarande en kostnad av 15,55 USD per fat. Kostnaden för avskrivningar för jämförelseperioden innehåller 9,1 MUSD hänförligt till Oudnafältet i Tunisien vilket var fullt avskrivet vid slutet av 2009.
Prospekteringskostnaderna uppgick till 66,8 MUSD (84,8 MUSD) och beskrivs i not 4. Kostnader för prospekteringsoch utvärderingsprojekt kapitaliseras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs dessa direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga kapitaliserade prospekteringskostnader omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.
Under det tredje kvartalet 2010 utfördes en icke framgångsrik prospekteringsborrning på Hoa Dao High strukturen på block 06/94 i Vietnam, och totalt 17,1 MUSD har kostnadsförts vilket inkluderar tillhörande kostnader.
Under de första sex månaderna 2010, kostnadsförde Lundin Petroleum 46,2 MUSD vilket utgjorde kostnader för icke framgångsrika prospekteringsborrningar på HH-1X och tillhörande kostnader på block 06/94 i Vietnam, kostnader för icke framgångsrika projekteringsborrningar på licenserna PL359 och PL476 och för de återlämnade licenserna PL486s och PL487s i Norge.
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 27,4 MUSD (12,7 MUSD) och inkluderar ett belopp om 10,9 MUSD (- MUSD) vilket härrör från Etrion. Administrationskostnader och avskrivningar för det tredje kvartalet uppgick till 13,3 MUSD (4,6 MUSD) av vilka 5,4 MUSD (- MUSD) relaterar till Etrion och 3,8 MUSD (0,4 MUSD) till icke kassaflödespåverkande kostnader som härrör från koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP)
Tilldelning under LTIP värderas enligt Black & Scholes optionsvärderingsmetod vilken använder aktiekursen på balansdagen. Kostnaden fördelas över intjänandeperioden i enlighet med gällande redovisningsregler. Under det tredje kvartalet 2010, ökade Lundin Petroleums aktiekurs med mer än 60 procent jämfört med aktiekursen vid slutet av det andra kvartalet 2010 och därmed har kostnaden hänförlig till LTIP påverkat det tredje kvartalet 2010. Värdet av LTIP tilldelningen såsom den är beräknad i enlighet med Black & Scholes metod baseras på intjänandeperioden för samtliga utestående, tilldelade LTIP inklusive tidigare års och därför motsvarar kostnaden för det tredje kvartalet i resultaträkningen förändringen i avsättningen till och med den 30 september 2010.
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 13,8 MUSD (56,8 MUSD) och beskrivs i not 5.
Valutakursvinsten uppgick till 8,4 MUSD (42,5 MUSD) för rapporteringsperioden. Den amerikanska dollarn försvagades under det tredje kvartalet 2010 med 10 procent gentemot Euron vilket generade valutakursvinster på den externa skulden vilken har upptagits av ett dotterbolag som har Euro som funktionell valuta. Den norska kronan var stabil gentemot Euron under det tredje kvartalet 2010 vilket inte resulterade i någon väsentlig valuta kursförändring avseende det koncerninterna lånet som innehas i norska kronor.
Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 1,9 MUSD (3,3 MUSD). Jämförelseperioden påverkas av upplupen ränteintäkt från norsk överskjuten skatt vilken relaterar till prospekteringskostnader 2008.
Jämförelseperioden innehåller en vinst vid försäljning av aktier till ett belopp av 10,2 MUSD vilket relaterar till aktieinnehavet i ett bolag som äger intressen i nederländsk gas produktion och transportinfrastruktur.
Övriga finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 3,1 MUSD (0,7 MUSD). De innehåller en avgift om 2,1 MUSD (-MUSD) som avser stöd för vissa finansiella åtaganden vilka gjorts för ShaMaran Petroleum.
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 25,1 MUSD (43,8 MUSD) och beskrivs i not 6.
Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 6,3 MUSD (5,6 MUSD) och avser främst ränta på koncernens kreditfacilitet och en kostnad om 2,2 MUSD (- MUSD) avseende Etrions lån.
I januari 2008 ingick koncernen ett ränteswapkontrakt för att låsa LIBOR räntan till 3,75 procent per år avseende 200 MUSD av koncernens lån i USD för perioden från januari 2008 till januari 2012. 5,2 MUSD (4,0 MUSD) har kostnadsförts avseende betalningar under dessa räntesäkringskontrakt för rapporteringsperioden.
I november 2009 ingick Etrion Corporation ett ränteswapkontrakt som del av ett externt låneavtal. En förändring i marknadsvärdet av detta kontrakt medförde en kostnad om 3,8 MUSD (- MUSD) för rapporteringsperioden.
En avsättning för återställningskostnader har redovisats i balansräkningen till det diskonterade värdet av uppskattad framtida kostnad. Effekten av diskonteringen återförs varje år och redovisas över resultaträkningen. 3,0 MUSD (1,8 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under perioden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på ökade åtaganden till följd av att Volundfältet, Norge har inkluderats och andra justerade kostnadsuppskattningar under slutet av 2009.
Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 29,8 MUSD avseende en nedskrivning av Lundin Petroleums innehav i Etrion till följd av dess nedskrivning av sina olje- och gas tillgångar i Venezuela.
Resultat från intressebolag för jämförelseperioden uppgick till -24,9 MUSD och bestod av Lundin Petroleums aktieandel på 44,81 procent i Etrions resultat. Etrions resultat konsolideras i sin helhet i Lundin Petroleums koncernredovisning sedan den 30 september 2009 och därför redovisas inget belopp för det första kvartalet 2010.
En nedskrivning av Etrions olje- och gas tillgångar i Venezuela ingår till ett belopp av 22,8 MUSD i de -24,9 MUSD som utgör jämförelseperiodens resultat från intressebolag.
Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 195,6 MUSD (92,1 MUSD) och beskrivs i not 7.
Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 33,7 MUSD (9,1 MUSD) exklusive avyttrad verksamhet. Aktuella skattekostnader omfattar framförallt skattekostnader i Norge, Frankrike, Nederländerna, Indonesien och Tunisien. En upplupen skattekostnad om 14,6 MUSD (-9,5 MUSD) relaterad till den norska verksamhetens förväntade resultat före skatt för helåret 2010 har redovisats, vilket visar att med hänsyn tagen till den 28 procentiga skattesatsen har förlustavdragen från tidigare år utnyttjats. Den nuvarande skattekrediten under 2009 om 9,5 MUSD är en kombination av ett lågt oljepris och den höga prospekterings- och kapitalkostnaden. Dessa två faktorer skapade en situation under vilken Lundin Petroleum förutsåg en kontant utbetalning av överskjutande skatt i enlighet med det norska skattesystemet i slutet av det andra kvartalet 2009. Till följd av Alvheimfältets mycket positiva resultat och ett högre oljepris blev återbetalningen av skatt dock aldrig aktuell.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 161,9 MUSD (82,9 MUSD) för rapporteringsperioden. Ökningen i förhållande till jämförelseperioden beror på bättre resultat 2010 till följd av ett högre oljepris och högre produktion i kvarvarande verksamhet.
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 uppgår till 82 procent. Denna effektiva skattesats är beräknad direkt ur resultaträkningen och motsvarar inte den effektiva skattesatsen som betalas i varje land med verksamhet. Norge är det land som huvudsakligen bidrar till den totala skattekostnaden med en effektiv skattesats om 74 procent. Icke operativa enheter som redovisar förlust med inga eller låga redovisade skattekrediter ökar den effektiva skattesatsen. Den effektiva skattesatsen för upplupen skattekostnad är 14 procent eftersom underskottsavdrag och utgifter för prospektering ger en fortsatt skattereduktion i Norge.
Resultat efter skatt hänförligt till minoritetsintresse uppgick för rapporteringsperioden till -9,6 MUSD (-5,1 MUSD) och är främst hänförligt till minoritetens andel i Etrion som är till fullo konsoliderat.
Resultat från avyttrad verksamhet uppgick till 369,3 MUSD (- MUSD) för rapporteringsperioden, vilket är hänförligt till resultatet för verksamheten i Storbritannien om 10,9 MUSD (- MUSD) per den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten och till vinsten vid försäljningen av de brittiska tillgångarna för 358,4 MUSD (- MUSD). För ytterligare information hänvisas till not 8.
Under det tredje kvartalet 2010 undertecknande Lundin Petroleum ett försäljningsavtal avseende försäljningen av Salawati Island tillgångarna och Salawati Basin tillgångarna i Indonesien. Vidare meddelade Lundin Petroleum i oktober 2010 sin avsikt att dela ut sina aktier i Etrion Corporation till Lundin Petroleums aktieägare. Tillgångar och skulder som hänför sig till Etrionkoncernen och Salawati Basin tillgångarna har per den 30 september 2010 redovisats som tillgångar som innehas för försäljning/utdelning. Dessa tillgångar bedöms inte utgöra någon väsentlig del av koncernens verksamhet och är därför inte redovisade som avyttrad verksamhet i resultaträkningen. För ytterligare information hänvisas till not 11.
Olje- och gastillgångar uppgick till 1 959,9 MUSD (2 540,3 MUSD) och finns beskrivna i not 9.
Utbyggnads- och prospekteringskostnader för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadskostnader | 1 jan 2010- 30 sep 2010 |
1 jul 2010- 30 sep 2010 |
1 jan 2009- 30 sep 2009 |
1 jul 2009- 30 sep 2009 |
1 jan 2009- 31 dec 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 85,9 | 23,6 | 60,9 | 13,8 | 88,1 |
| Frankrike | 9,1 | 1,7 | 3,3 | 1,3 | 6,3 |
| Nederländerna | 3,6 | 1,5 | 3,1 | 0,4 | 5,3 |
| Indonesien | 8,4 | 0,3 | 28,9 | 8,2 | 34,9 |
| Ryssland | 5,5 | 1,8 | 7,6 | 3,1 | 10,1 |
| Utbyggnadskostnader från | |||||
| kvarvarande verksamhet | 112,5 | 28,9 | 103,8 | 26,8 | 144,7 |
| Avyttrad verksamhet - | |||||
| Storbritannien | 17,1 | - | 55,6 | 19,3 | 63,5 |
| Utbyggnadskostnader | 129,6 | 28,9 | 159,4 | 46,1 | 208,2 |
| Prospekteringskostnader | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | 30 sep 2010 9 månader |
30 sep 2010 3 månader |
30 sep 2009 9 månader |
30 sep 2009 3 månader |
31 dec 2009 12 månader |
| Norge | |||||
| 70,0 | 40,2 | 151,1 | 55,7 | 198,5 | |
| Frankrike | 0,6 | 0,3 | 2,6 | 0,2 | 3,1 |
| Indonesien | 10,5 | 2,5 | 6,7 | 1,2 | 9,7 |
| Ryssland | 14,0 | 3,3 | 24,9 | 12,0 | 45,2 |
| Vietnam | 15,6 | 6,6 | 8,4 | 1,3 | 9,2 |
| Kongo (Brazzaville) | 1,7 | 0,4 | 8,0 | 3,6 | 13,8 |
| Malaysia | 6,8 | 2,1 | 13,8 | 6,6 | 23,9 |
| Övriga | 3,9 | 3,6 | 2,5 | 0,4 | 4,7 |
| Prospekteringskostnader | |||||
| från kvarvarande | |||||
| verksamhet | 123,1 | 59,0 | 218,0 | 81,0 | 308,1 |
| Avyttrad verksamhet - | |||||
| Storbritannien | 0,2 | - | 1,8 | 0,7 | 2,3 |
| Prospekteringskostnader | 123,3 | 59,0 | 219,8 | 81,7 | 310,4 |
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 14,2 MUSD (15,3 MUSD) och avser kontorsutrustning och fast egendom.
Finansiella tillgångar uppgick till 142,5 MUSD (85,4 MUSD) och beskrivs i not 10. Andra aktier och andelar uppgick till 29,5 MUSD (32,4 MUSD) och är främst hänförliga till andelar i ShaMaran Petroleum. Långfristiga fordringar uppgick till 90,4 MUSD (24,2 MUSD) och är hänförliga till ett lån från Etrion om 66,6 MUSD (- MUSD) och ett konvertibellån till Africa Oil Corporation om 23,8 MUSD (23,8 MUSD). Övriga finansiella tillgångar uppgick till 17,2 MUSD (21,1 MUSD). De är främst hänförliga till moms betald i Ryssland, vilken uppgår till 16,0 MUSD (17,5 MUSD) och som förväntas återvinnas.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 20,5 MUSD (27,9 MUSD) och avser huvudsakligen icke utnyttjade skattemässiga underskott i Nederländerna.
Tillgångar som innehas för försäljning/utdelning uppgick till 213,8 MUSD (- MUSD) framgår av not 11. Beloppet avser tillgångar som är hänförliga till Etrionkoncernen, Salawati Basin och Salawati Island.
Fordringar och lager uppgick till 133,5 MUSD (198,0 MUSD) och beskrivs i not 12. Lager inkluderar kolväten samt förbrukningstillgångar för fältarbeten och uppgick till 15,0 MUSD (27,4 MUSD). Större delen av värdeminskningen beror på ändrad klassificering av Salawati Basin och Islands lager till tillgångar som innehas för försäljning vilka uppgick till 8,1 MUSD. Kundfordringar uppgick till 72,3 MUSD (80,7 MUSD) och inkluderar Norges kundfordringar om 49,3 MUSD (21,4 MUSD) till följd av produktionsstarten på Volundfältet i det andra kvartalet 2010. Kortfristiga lånefordringar som uppgick till 5,5 MUSD (33,9 MUSD) är hänförliga till uppskjutet rörelsekapital att betalas av EnQuest till följd av avyttringen av den brittiska verksamheten om 4,8 MUSD (- MUSD). Jämförelseperioden innehåller ett belopp om 30,0 MUSD vilket avser betalningen i samband med köpet av andelen om 30 procent i Laganskyblocket till minoritetspartnern vilket genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010.
Likvida medel uppgick till 53,5 MUSD (77,3 MUSD). Av de totala likvida medlen innehades 23,4 MUSD per den 31 december 2009 av Etrion. Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.
Avsättningar uppgick till 734,4 MUSD (897,6 MUSD) och framgår av not 13. I detta belopp ingår en avsättning för återställningskostnader av oljefält uppgående till 80,3 MUSD (132,7 MUSD). Minskningen i avsättningen för återställningskostnader relaterar till största delen till den brittiska skulden som uppgår till 53,7 MUSD och är en konsekvens av avyttringen av den brittiska verksamheten.
Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 639,1 MUSD (743,6 MUSD) och är främst hänförlig till den temporära skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med IFRS har skattefordringar nettoredovisats mot uppskjutna skatteskulder där nettoredovisning är möjlig. Den uppskjutna skatteskulden minskade jämfört med motsvarande period föregående år vilket beror till största delen på en uppskjuten skatteskuld om 255,6 MUSD tillhörande den brittiska verksamheten och är en konsekvens av avyttringen av den brittiska verksamheten och utnyttjas mot skattemässiga förluster i Norge.
Avsättningen hänförlig till derivatinstrument uppgick till 1,6 MUSD (3,1 MUSD) och avser den långfristiga delen av det verkliga värdet för den ränteswap som ingicks i januari 2008. vilken relaterade till bolagets 850 MUSD kreditfacilitet.
Övriga avsättningar uppgick till 12,1 MUSD (16,8 MUSD) och är till största delen hänförliga till LTIP programmet och till ersättningar att betalas vid uppsägningar i Tunisien. Jämförelseperioden innehåller en förpliktelse att omvandla optioner till aktier vilken uppgår till 5,7 MUSD och innehas av Etrion, den ingår i skulder som innehas för utdelning.
Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 535,0 MUSD (545,7 MUSD) och hänför sig till koncernens kreditfacilitet som består av en 850 MUSD "revolving borrowing base" och "letter of credit"- facilitet med en sjuårig löptid med utgång 2014.
Skulder som innehas för försäljning/utdelning uppgick till 183,1 MUSD (- MUSD) och framgår av not 11. Beloppet avser skulder som är hänförliga till Etrionkoncernen, Salawati Basin och Salawati Island.
Övriga kortfristiga skulder uppgick till 130,6 MUSD (257,5 MUSD) och beskrivs i not 14. Skulder gentemot joint venture partners uppgick till 83,3 MUSD (140,0 MUSD) och är hänförliga till pågående verksamhetsrelaterade kostnader. Kortfristiga skulder uppgick till 0,7 MUSD (32,4 MUSD). Den kortfristiga delen avser en utbetalning relaterad till avtalet med ett dotterbolag till Gunvor International BV till ett belopp om 30,0 MUSD för anskaffningen av 30 procent av Laganskyblocket och påverkar jämförelsetalen. Transaktionen genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010. Skatteskulden uppgick till 13,9 MUSD (20,9 MUSD) med en förändring under perioden som främst är hänförlig till en betalning av skatt i Tunisien under det tredje kvartalet. Den kortfristiga delen av verkligt värde av det ränteswapkontrakt som ingicks i januari 2008 uppgick till 6,9 MUSD (7,1 MUSD).
Den 9 april 2010 lämnade Lundin Petroleum en utdelning av EnQuest aktierna som erhållits i samband med försäljningen av den brittiska verksamheten i förhållandet 1,3473 EnQuest aktier för en aktie i Lundin Petroleum. Utdelningen värderades till marknadsvärdet av aktierna vid tidpunkten för utdelningen och uppgick till 656,3 MUSD. Värdet av utdelningen har bokats mot det egna kapitalet.
Den 1 juli 2010 återköpte Lundin Petroleum 637 336 egna aktier, vilket medför att det totala antalet egna aktier uppgår till 6 882 638.
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 3 967,0 MSEK (-4,8 MSEK) för rapporteringsperioden.
I resultatet ingår en utdelning från ett dotterbolag om 3 995,7 MSEK (- MSEK), finansiella intäkter om 15,3 MSEK (- MSEK) för att stödja vissa finansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum samt upplupna räntekostnader om 28,0 MSEK (- MSEK) för en skuldrevers om 3 951,0 MSEK till förmån för ett dotterbolag vilket gavs i samband med avknoppningen av den brittiska verksamheten till EnQuest. En negativ skattekostnad om 7,3 MSEK beror på en justering av föregående års skattekostnad.
I oktober 2010 meddelade Lundin Petroleum sin avsikt att dela ut sina aktier i Etrion Corporation till sina aktieägare. Utdelning förväntas slutföras i november 2010.
Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850,0 MUSD, av vilka 535,0 MUSD har utnyttjats i kontanter per den 30 september 2010. Krediten om 850,0 MUSD är en "revolving borrowing base" som är säkrad mot vissa kassaflöden som genererats av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten beräknas på nytt var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten. Till följd av avknoppningen av den brittiska verksamheten har ett nytt "revolving borrowing base" belåningsvärde om cirka 850,0 MUSD beräknats per den 1 juli 2010 vilket har godtagits enhälligt av banksyndikatet.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått fyra produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag ("Petronas") avseende licenserna PM308A, PM308B, SB307 and SB308, och SB303 i Malaysia. BNP Paribas har, för Lundin Malaysia BV:s räkning, gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 87,7 MUSD. Utöver detta har BNP Paribas gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 15,0 MUSD.
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital per den 30 september 2010 uppgick till 3 179 106 SEK vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK.
Efter styrelsens godkännande som erhölls på ordinarie bolagsstämma den 6 maj 2010 återköpte Lundin Petroleum 637 336 egna aktier under det tredje kvartalet 2010. Lundin Petroleum innehöll 6 882 638 egna aktier per den 30 september 2010.
Under 2008 införde Lundin Petroleum ett nytt långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av en unit bonus plan med en årlig tilldelning av units som vid inlösen kommer att ge en kontantutbetalning. Beloppet hänförligt till det långsiktiga incitamentsprogrammet kommer att betalas ut över en treårsperiod från datumet för tilldelningen och bestäms vid slutet av respektive intjänande period genom att multiplicera antalet units med aktiekursen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleum aktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet.
Årsstämman som hölls den 13 maj 2009 godkände 2009 års LTIP och delade upp den i en plan för högsta koncernledningen (vilket innefattar Verkställande Direktör, Chief Operating Officer, Chief Financial Officer och Senior Vice President Operations) och en plan för övriga ledande befattningshavare.
Den 9 april 2010 delade Lundin Petroleum ut aktierna i EnQuest som erhållits i samband med försäljningen av den brittiska verksamheten. I enlighet med regelverken i de olika planerna medförde utdelningen en omräkning av antalet tilldelade units och av inlösenpriset till vilket optionerna löses.
LTIP för högsta koncernledningen innehåller 5 411 314 syntetiska optioner med ett lösenpris om 53,79 SEK (omräknat från 4 000 000 syntetiska optioner och 72,76 SEK vardera till följd av utdelningen av EnQuest aktierna). Inlösen för de syntetiska optionerna inträffar på femårsdagen från tilldelningen och 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.
Antalet utställda enheter som ingår i 2008 och 2009 års LTIP planer per den 30 september 2010 var 213 610 respektive 443 615.
Årsstämman som hölls den 6 maj 2010 tilldelade 722 450 units till anställda under 2010 års LTIP, vilka samtliga är utestående under LTIP programmet per den 30 september 2010.
Koncernens delårsrapport har upprättats i enlighet med 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 2009.
Moderbolagets delårsrapport har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet med RFR 2.3.
IAS 21 tillåter finansiell rapportering i annan valuta än svenska kronor (SEK). Den allmänna rapporteringsvalutan inom oljebranschen är amerikanska dollar (USD) och därför har Lundin Petroleums styrelse beslutat att bolaget skall redovisa sin finansiella rapportering i USD fr.o.m. den 1 januari 2010. Styrelsens bedömning är att en rapportering i USD kommer att ytterligare underlätta läsarens förståelse för bolagets finansiella ställning och resultat. Följaktligen har jämförelsetalen från föregående år räknats om. Tillgångar och skulder har räknats om till balansdagens kurs och intäkter och kostnader till transaktionsdagens kurs. Eget kapital har räknats om till historisk kurs.
Historiska balans- och resultaträkningar har för jämförelse presenterats i USD på bolagets hemsida www.lundinpetroleum.com.
Svensk lagstiftning tillåter inte att moderbolagets resultat redovisas i annan valuta än SEK, varför moderbolagets finansiella rapporter redovisas endast i SEK och inte i USD.
Den övervägande risken som koncernen står inför är såväl olje- och gasprospekteringen i sig samt produktionen. Olje- och gasprospektering, utbyggnad och produktion medför höga operativa och finansiella risker, som även med en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering kan vara svåra att eliminera eller ligger utanför bolagets kontroll. Lundin Petroleums kommersiella framgång i det långa perspektivet bygger på dess förmåga att finna, förvärva och utvinna olje- och naturgasreserver. En framtida ökning av Lundin Petroleums reserver kommer inte bara att bygga på förmågan att prospektera efter och bygga ut de tillgångar som Lundin Petroleum för närvarande förvaltar, men även dess förmåga att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt. Dessutom finns det inga garantier för att kommersiella kvantiteter av olja och gas kommer att utvinnas eller förvärvas av Lundin Petroleum.
Koncernen står inför ett antal risker och osäkerheter i verksamheten som kan ha en negativ påverkan på dess förmåga att framgångsrikt följa sina prospekterings-, utvärderings- och utbyggnadsplaner samt dess produktion av olja och gas. En mer detaljerad analys av de operationella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2009.
Lundin Petroleum är, och kommer att vara aktivt engagerad i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Lundin Petroleums prospektering, utbyggnad och produktionsaktiviteter kan utsättas för politiska och ekonomiska osäkerheter, expropriering av tillgångar, annullering eller justering av kontraktsrätter, skatter, royalties, plikter, utländska valutarestriktioner och andra risker som förorsakas av utländska myndighetsmakters kontroll över områden som Lundin Petroleum är verksamt i, samt risker för förluster till följd av inbördeskrig, gerillaaktiviteter eller uppror.
Dessutom kräver vissa aspekter av Lundin Petroleums prospekterings- och produktionsprogram godkännande eller fördelaktiga beslut tagna av myndigheter.
I sin egenskap av internationell olje- och gasutbyggnads- och produktionsbolag som är verksam globalt står Lundin Petroleum inför finansiella risker såsom fluktuationer i olje- och gaspris, valutakurser, räntor, likviditetsrisk och kreditrisk. Bolaget skall eftersträva att kontrollera dessa risker genom förnuftig ledning och användandet av internationellt accepterade finansiella instrument, såsom oljeprissäkringar, valutasäkringar samt ränteswappar. Lundin Petroleum använder sig av finansiella instrument enbart med syftet att minimera riskerna i bolagets verksamhet. En mer detaljerad analys av de finansiella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2009.
Den 8 januari 2008 ingick koncernen ett ränteswapkontrakt där LIBOR räntan låstes till 3,75 procent per år och säkrade därmed 200 MUSD av koncernens USD banklån för perioden januari 2008 till och med januari 2012. Ränteswapkontraktet är hänförlig till den existerande kreditfaciliteten. I enlighet med IAS 39, möter kontraktet villkoren för säkringsredovisning. Förändringar i verkligt värde för dessa kontrakt redovisas direkt i eget kapital. Per den 30 september 2010 fanns en avsättning om 1,6 MUSD (3,1 MUSD) i balansräkningen, hänförlig till den långfristiga delen i det verkliga värdet på den utestående delen av ränteswapkontraktet, och en skuld om 6,3 MUSD (6,4 MUSD) i balansräkningen, hänförlig till den kortfristiga delen av det verkliga värdet på den utestående delen av ränteswapkontraktet.
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
| Genomsnittskurs | Balansdagskurs | |
|---|---|---|
| 1 USD motsvarar NOK | 6,0724 | 5,8382 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,7599 | 0,7327 |
| 1 USD motsvarar Rubel | 30,2364 | 30,5483 |
| 1 USD motsvarar SEK | 7,3381 | 6,6985 |
| Belopp i TUSD | Not | 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kvarvarande verksamhet | ||||||
| Rörelsens intäkter | ||||||
| Försäljning av olja och gas | 1 | 548 965 | 194 590 | 414 775 | 168 103 | 567 488 |
| Övriga rörelseintäkter | 9 541 | 7 737 | 3 021 | 1 016 | 4 347 | |
| 558 506 | 202 327 | 417 796 | 169 119 | 571 835 | ||
| Rörelsens kostnader | ||||||
| Produktionskostnader | 2 | -108 330 | -22 860 | -116 845 | -47 942 | - 155 311 |
| Avskrivningar | 3 | -106 964 | -41 342 | -86 951 | -28 666 | - 118 128 |
| Prospekteringskostnader Nedskrivningar av olje- och gastillgångar |
4 | -66 847 - |
-20 674 - |
-84 819 - |
-43 603 - |
-134 792 -525 719 |
| Nedskrivningar av goodwill | - | - | - | - | -119 047 | |
| Bruttoresultat | 276 365 | 117 451 | 129 181 | 48 908 | - 481 162 | |
| Försäljning av tillgångar | - | - | -11 899 | -11 899 | 4 589 | |
| Övriga intäkter | 747 | 319 | 638 | 103 | 1 222 | |
| Administrationskostnader och | ||||||
| avskrivningar | -27 437 | -13 260 | -12 726 | -4 601 | - 28 841 | |
| Rörelseresultat Resultat från finansiella investeringar |
249 675 | 104 510 | 105 194 | 32 511 | - 504 192 | |
| Finansiella intäkter | 5 | 13 839 | 9 848 | 56 756 | 38 546 | 82 031 |
| Finansiella kostnader | 6 | -25 073 | -8 953 | -43 753 | -34 200 | - 52 472 |
| -11 234 | 895 | 13 003 | 4 346 | 29 559 | ||
| Resultat från intressebolag | - | - | -24 920 | -23 351 | - 25 504 | |
| Resultat före skatt | 238 441 | 105 405 | 93 277 | 13 506 | - 500 137 | |
| Skatt | 7 | -195 594 | -83 368 | -92 052 | -30 143 | - 45 669 |
| Periodens resultat från kvarvarande verksamhet |
42 847 | 22 037 | 1 225 | -16 637 | - 545 806 | |
| Avyttrad verksamhet | ||||||
| Periodens resultat från avyttrad | ||||||
| verksamhet | 8 | 369 275 | - | 4 223 | 3 174 | 8 737 |
| Periodens resultat Hänförligt till moderbolagets |
412 122 | 22 037 | 5 448 | -13 463 | - 537 069 | |
| aktieägare | ||||||
| Från kvarvarande verksamhet | 52 487 | 26 569 | 6 302 | -16 078 | - 420 005 | |
| Från avyttrad verksamhet | 369 275 | - | 4 223 | 3 174 | 8 737 | |
| Hänförligt till | 421 762 | 26 569 | 10 525 | -12 904 | - 411 268 | |
| minoritetsintresse | ||||||
| Från kvarvarande verksamhet | -9 640 | -4 532 | -5 077 | -559 | -125 801 | |
| Från avyttrad verksamhet | - | - | - | - | - | |
| -9 640 | -4 532 | -5 077 | -559 | -125 801 | ||
| Periodens resultat | 412 122 | 22 037 | 5 448 | -13 463 | -537 069 | |
| Resultat per aktie – USD 1 | ||||||
| Från kvarvarande verksamhet | 0,17 | 0,09 | 0,02 | -0,05 | -1,34 | |
| Från avyttrad verksamhet | 1,18 | - | 0,01 | 0,01 | 0,03 | |
| Resultat per aktie efter full | 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 | |
| utspädning – USD 1 | ||||||
| Från kvarvarande verksamhet Från avyttrad verksamhet |
0,17 1,18 |
0,09 - |
0,02 0,01 |
-0,05 0,01 |
-1,34 0,03 |
|
| 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 |
1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
| Belopp i TUSD | 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 412 122 | 22 037 | 5 448 | -13 463 | -537 069 |
| Övrigt totalresultat | |||||
| Valutaomräkningsdifferens | -42 771 | 61 106 | 65 772 | 42 727 | 74 763 |
| Kassaflödessäkring | -1 595 | -591 | 40 833 | 2 006 | 47 583 |
| Investeringar som kan säljas | 13 437 | 7 254 | -11 378 | -10 632 | -19 158 |
| Skatt på totalresultat | -1 942 | -1 699 | -18 570 | -1 045 | -19 064 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | -32 871 | 66 070 | 76 657 | 33 056 | 84 124 |
| Totalresultat | 379 251 | 88 107 | 82 105 | 19 593 | -452 945 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 389 654 | 91 708 | 96 900 | 19 577 | -317 291 |
| Minoritetsintresse | -10 403 | -3 601 | -14 795 | 16 | -135 654 |
| 379 251 | 88 107 | 82 105 | 19 593 | -452 945 |
| 30 september | 31 december | ||
|---|---|---|---|
| Belopp i TUSD | Not | 2010 | 2009 |
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 9 | 1 959 916 | 2 540 348 |
| Solenergi tillgångar | - | 644 | |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 14 185 | 15 283 | |
| Goodwill | - | 674 | |
| Övriga immateriella tillgångar | - | 5 132 | |
| Finansiella tillgångar | 10 | 142 532 | 85 437 |
| Uppskjutna skattefordringar | 20 546 | 27 850 | |
| Summa anläggningstillgångar | 2 137 179 | 2 675 368 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Tillgångar som innehas för försäljning/utdelning | 11 | 213 838 | - |
| Fordringar och lager | 12 | 133 531 | 197 952 |
| Likvida medel | 53 545 | 77 338 | |
| Summa omsättningstillgångar | 400 914 | 275 290 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 2 538 093 | 2 950 658 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | 858 096 | 1 141 658 | |
| Minoritetsintresse | 80 706 | 95 555 | |
| Totalt eget kapital | 938 802 | 1 237 213 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Avsättningar | 13 | 734 440 | 897 622 |
| Banklån | 534 970 | 545 729 | |
| Övriga långfristiga skulder | 16 215 | 12 598 | |
| Summa långfristiga skulder | 1 285 625 | 1 455 949 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Skulder som innehas för försäljning/utdelning | 11 | 183 092 | - |
| Övriga kortfristiga skulder | 14 | 130 574 | 257 496 |
| Summa kortfristiga skulder | 313 666 | 257 496 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 2 538 093 | 2 950 658 | |
| Ställda säkerheter | 450 966 | 699 506 | |
| Ansvarsförbindelser | - | - |
| Belopp i TUSD | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader | |
| Kassaflöde från verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 412 122 | 22 037 | 5 448 | -13 463 | -537 069 |
| Vinst vid försäljning av avyttrad verksamhet | -358 353 | - | - | - | - |
| Justering för ej kassaflödespåverkande poster | 408 339 | 153 309 | 353 717 | 156 161 | 1 005 388 |
| Erhållen ränta | 362 | 68 | 2 500 | 774 | 3 381 |
| Betald ränta | -3 295 | -2 828 | -7 110 | -2 012 | -6 309 |
| Betald skatt | -20 788 | -10 405 | -13 678 | 1 927 | -26 305 |
| Förändringar i rörelsekapital | -52 351 | 3 486 | -27 133 | 50 053 | 50 512 |
| Summa kassaflöde från verksamheten | 386 036 | 165 667 | 313 744 | 193 440 | 489 598 |
| Kassaflöde använt för investeringar | |||||
| Investeringar i dotterbolag | -8 183 | 450 | - | - | 26 489 |
| Investeringar i intresseföretag | 225 | - | - | - | - |
| Försäljningar av övriga aktier och andelar Förändringar i övriga finansiella |
446 | -32 | 12 285 | 12 285 | 12 285 |
| anläggningstillgångar | -4 | -251 | -139 | -80 | -194 |
| Övriga betalningar | -1 521 | -243 | -2 023 | -102 | -2 050 |
| Försäljning av anläggningstillgångar | -25 003 | - | -888 | - | - |
| Investering i immateriella anläggningstillgångar | -205 | -21 | - | - | -2 161 |
| Investeringar i olje- och gastillgångar | -253 608 | -87 887 | -375 115 | -123 588 | -514 313 |
| Investeringar i solenergitillgångar | -19 397 | -10 087 | - | - | -644 |
| Investeringar i övriga anläggningstillgångar | -3 132 | -673 | -1 721 | -528 | -2 391 |
| Summa kassaflöde använt för investeringar | -310 382 | -98 744 | -367 601 | -112 013 | -482 979 |
| Kassaflöde från/använt för finansiering Förändringar i långfristiga fordringar Förändringar i långfristiga banklån |
-66 637 13 986 |
-66 637 2 968 |
41 112 | -105 112 | 4 750 |
| Betalda finansieringskostnader | -51 | - | -79 | - | -97 |
| Köp av egna aktier | -10 712 | -2 823 | - | - | - |
| Betalning vid nyemission i dotterbolag | 15 191 | 15 191 | - | - | - |
| Utdelning till minoritet | - | - | -46 | - | -46 |
| Summa kassaflöde från/använt för finansiering |
-48 223 | -51 301 | 40 987 | -105 112 | 4 607 |
| Förändring av likvida medel | 27 431 | 15 622 | -12 870 | -23 685 | 11 226 |
| Likvida medel vid periodens början | 77 338 | 89 874 | 57 445 | 74 214 | 57 445 |
| Förvärvat vid konsolidering | - | - | 26 970 | 26 970 | - |
| Likvida medel som innehas för försäljning/utdelning |
-50 074 | -50 074 | - | - | - |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -1 150 | -1 877 | 8 288 | 2 334 | 8 667 |
| Likvida medel vid periodens slut Summa kassaflöde från verksamheten |
53 545 | 53 545 | 79 833 | 79 833 | 77 338 |
| Från kvarvarande verksamhet | 709 029 | 165 667 | 259 714 | 116 750 | 433 227 |
| Från/använt för avyttrad verksamhet | -322 993 | - | 54 030 | 76 690 | 56 371 |
| Summa kassaflöde använt för investeringar | 386 036 | 165 667 | 313 744 | 193 440 | 489 598 |
| Använt för kvarvarande verksamhet | -267 996 | -98 744 | -310 088 | -92 003 | -416 853 |
| Använt för avyttrad verksamhet | -42 386 | - | -57 513 | -20 010 | -66 126 |
| Summa kassaflöde från/använt för | -310 382 | -98 744 | -367 601 | -112 013 | -482 979 |
| finansiering Från/använt för kvarvarande verksamhet Från/använt för avyttrad verksamhet |
-48 223 - |
-51 301 - |
55 987 -15 000 |
-85 112 -20 000 |
19 607 -15 000 |
| -48 223 | -51 301 | 40 987 | -105 112 | 4 607 |
| Övrigt tillskjutet |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| kapital/ | ||||||
| Aktie | Övriga | Balanserad | Periodens | Minoritets | Summa eget | |
| Belopp i TUSD | kapital | reserver | vinst | resultat | intresse | kapital |
| Balans per den 1 januari 2009 | 463 | 754 104 | 613 917 | 93 958 | 179 793 | 1 642 235 |
| Överföring av föregående års resultat | - | - | 93 958 | -93 958 | - | - |
| Totalresultat | - | 85 471 | 903 | 10 526 | -14 795 | 82 105 |
| Förvärvat vid konsolidering | - | 14 970 | 6 225 | - | 18 547 | 39 742 |
| Avyttringar | - | -12 910 | - | - | 17 966 | 5 056 |
| Omföring av aktierelaterade | ||||||
| ersättningar | - | 4 421 | -4 421 | - | - | - |
| Aktierelaterade ersättningar | - | - | 23 | - | - | 23 |
| Minoritetsandel i utdelning | - | - | - | - | -46 | -46 |
| Balans per den 30 september | ||||||
| 2009 | 463 | 846 056 | 710 605 | 10 526 | 201 465 | 1 769 115 |
| Totalresultat | - | 7 758 | -155 | -421 794 | -120 859 | -535 050 |
| Förvärvat vid konsolidering | - | -71 | - | - | 223 | 152 |
| Avyttringar | - | -13 285 | - | - | 14 726 | 1 441 |
| Omföring av aktierelaterade | ||||||
| ersättningar | - | -80 | 80 | - | - | - |
| Aktierelaterade ersättningar | - | - | 1 555 | - | - | 1 555 |
| Balans per den 31 december 2009 | 463 | 840 378 | 712 085 | -411 268 | 95 555 | 1 237 213 |
| Överföring av föregående års resultat | - | - | -411 268 | 411 268 | - | - |
| Totalresultat | - | -32 365 | 256 | 421 763 | -10 403 | 379 251 |
| Förvärvat vid konsolidering | - | - | - | - | 97 | 97 |
| Utdelning | - | -358 049 | -298 288 | - | - | -656 337 |
| Köp av egna aktier | - | - | -10 714 | - | - | -10 714 |
| För försäljning/utdelning | - | 1 587 | -10 195 | - | -4 543 | -13 151 |
| Omföring av aktierelaterade | ||||||
| ersättningar | - | 4 386 | -4 386 | - | - | - |
| Aktierelaterade ersättningar | - | - | 2 443 | - | - | 2 443 |
| Balans per den 30 september | ||||||
| 2010 | 463 | 445 223 | -9 353 | 421 763 | 80 706 | 938 802 |
| Not 1. Segmentinformation, | 1 jan 2010- 30 sep 2010 |
1 jul 2010- 30 sep 2010 |
1 jan 2009- 30 sep 2009 |
1 jul 2009- 30 sep 2009 |
1 jan 2009- 31 dec 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | |||||
| Försäljning av: | |||||
| Olja | |||||
| - Norge | 335 977 | 119 167 | 208 990 | 88 461 | 296 231 |
| - Nederländerna | 76 | 39 | 77 | 12 | 139 |
| - Frankrike | 67 053 | 21 747 | 54 811 | 21 027 | 77 871 |
| - Indonesien | 18 699 | 3 590 | 26 968 | 12 711 | 36 617 |
| - Ryssland | 50 179 | 16 631 | 55 195 | 21 872 | 74 398 |
| - Tunisien | 29 517 | 14 209 | 25 469 | 13 308 | 25 469 |
| 501 501 | 175 383 | 371 509 | 157 391 | 510 725 | |
| Kondensat | |||||
| - Nederländerna | 735 | 253 | 523 | 202 | 848 |
| - Indonesien | 64 | 19 | 103 | 18 | 124 |
| 799 | 272 | 626 | 220 | 972 | |
| Gas | |||||
| - Norge | 21 260 | 8 984 | 13 314 | 3 464 | 18 257 |
| - Nederländerna | 23 091 | 8 199 | 29 194 | 6 980 | 37 354 |
| - Indonesien | 2 314 | 1 752 | 132 | 48 | 180 |
| 46 665 | 18 935 | 42 640 | 10 492 | 55 791 | |
| Försäljning från kvarvarande | 548 965 | 194 590 | 414 775 | 168 103 | 567 488 |
| verksamhet | |||||
| Försäljning från avyttrad verksamhet | 62 567 | - | 161 806 | 67 911 | 228 111 |
| Summa försäljning | 611 532 | 194 590 | 576 581 | 236 014 | 795 599 |
| Rörelseresultat | |||||
| - Norge | 241 475 | 105 145 | 89 043 | 29 756 | 153 045 |
| - Frankrike | 37 927 | 11 806 | 24 192 | 11 749 | 36 230 |
| - Nederländerna | 4 687 | 1 814 | 12 944 | 2 007 | 15 125 |
| - Ryssland | 3 779 | 2 144 | -7 832 | -9 815 | -700 677 |
| - Indonesien | 4 336 | 1 108 | 3 479 | 2 756 | 3 638 |
| - Tunisien | 11 705 | 8 548 | 3 157 | 2 737 | 3 159 |
| - Sudan | - | - | 1 550 | 40 | 1 582 |
| - Vietnam | -32 164 | -17 129 | -7 204 | 175 | -7 203 |
| - Kongo (Brazzaville) | - | - | - | - | -2 525 |
| - Övriga | -22 070 | -8 926 | -14 135 | -6 894 | -6 566 |
| Rörelseresultat från kvarvarande | |||||
| verksamhet | 249 675 | 104 510 | 105 194 | 32 511 | -504 192 |
| Rörelseresultat från avyttrad verksamhet | 20 774 | - | 25 495 | 9 418 | 35 919 |
| Summa rörelseresultat | 270 449 | 104 510 | 130 689 | 41 929 | -468 273 |
| Not 2. Produktionskostnader, | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | 67 008 | 22 846 | 72 130 | 28 640 | 95 415 |
| Tariff- och transportkostnader | 11 800 | 4 884 | 7 486 | -1 044 | 15 738 |
| Direkta produktionsskatter | 31 488 | 10 160 | 29 466 | 12 356 | 40 987 |
| Förändring i lager/ överuttag | -3 684 | -15 549 | 7 763 | 7 990 | 89 |
| Övriga | 1 718 | 519 | - | - | 3 082 |
| Produktionskostnader | |||||
| från kvarvarande verksamhet | 108 330 | 22 860 | 116 845 | 47 942 | 155 311 |
| Produktionskostnader från avyttrad | |||||
| verksamhet | 32 030 | - | 95 325 | 41 609 | 140 036 |
| Summa produktionskostnader | 140 360 | 22 860 | 212 170 | 89 551 | 295 347 |
| Not 3. Avskrivningar, | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 73 381 | 28 025 | 48 309 | 16 823 | 65 301 |
| Frankrike | 10 654 | 3 859 | 9 784 | 3 020 | 12 821 |
| Nederländerna | 12 775 | 4 371 | 9 720 | 2 909 | 12 727 |
| Indonesien | 3 201 | 1 343 | 3 467 | 1 271 | 7 334 |
| Ryssland | 4 632 | 1 452 | 6 608 | 2 174 | 8 627 |
| Tunisien | 6 | 6 | 9 063 | 2 469 | 11 318 |
| Avskrivningar av olje- och | |||||
| gastillgångar | 104 649 | 39 056 | 86 951 | 28 666 | 118 128 |
| Italien | 2 315 | 2 286 | - | - | - |
| Avskrivningar av solenergitillgångar | 2 315 | 2 286 | - | - | - |
| Avskrivningar från kvarvarande | |||||
| verksamhet | 106 964 | 41 342 | 86 951 | 28 666 | 118 128 |
| Avskrivningar från avyttrad verksamhet | 11 362 | - | 39 477 | 12 277 | 51 778 |
| Summa avskrivningar | 118 326 | 41 342 | 126 428 | 40 943 | 169 906 |
| Not 4. Prospekteringskostnader, | 1 jan 2010- 30 sep 2010 |
1 jul 2010- 30 sep 2010 |
1 jan 2009- 30 sep 2009 |
1 jul 2009- 30 sep 2009 |
1 jan 2009- 31 dec 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 33 473 | 2 891 | 66 422 | 38 168 | 69 544 |
| Frankrike | 214 | 214 | 2 741 | 70 | 3 128 |
| Ryssland | - | - | - | - | 35 000 |
| Sudan | - | - | -1 548 | -37 | -1 580 |
| Kongo (Brazzaville) | - | - | 3 253 | 3 253 | 2 522 |
| Vietnam | 32 164 | 17 129 | 7 203 | -176 | 7 203 |
| Indonesien | -186 | 10 | 3 609 | 35 | 3 712 |
| Kambodja | 23 | 5 | - | - | 10 989 |
| Övriga | 1 159 | 425 | 3 139 | 2 290 | 4 274 |
| Avskrivningar från kvarvarande | |||||
| verksamhet | 66 847 | 20 674 | 84 818 | 43 603 | 134 792 |
| Avskrivningar från avyttrad verksamhet | 61 | - | 6 017 | 5 990 | 6 149 |
| Summa avskrivningar från avyttrad verksamhet |
66 908 | 20 674 | 90 836 | 49 593 | 140 941 |
| Not 5. Finansiella intäkter, | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Ränteintäkter | 1 887 | 591 | 3 332 | 1 148 | 4 595 |
| Valutakursvinster, netto | 8 437 | 8 437 | 42 462 | 27 224 | 66 019 |
| Försäkringsintäkter | 377 | - | - | - | - |
| Vinst vid försäljning av aktier | - | - | 10 244 | 10 244 | 10 244 |
| Övriga finansiella intäkter | 3 138 | 820 | 718 | -70 | 1 173 |
| Finansiella intäkter från kvarvarande | |||||
| verksamhet | 13 839 | 9 848 | 56 756 | 38 546 | 82 031 |
| Finansiella intäkter från avyttrad | |||||
| verksamhet | 360 | - | 26 | 26 | 32 |
| Summa finansiella intäkter | 14 199 | 9 848 | 56 782 | 38 572 | 82 063 |
| 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- | |
|---|---|---|---|---|---|
| Not 6. Finansiella kostnader, | 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Räntekostnader | 6 270 | 3 697 | 5 588 | 1 882 | 8 895 |
| Resultat från avräkning av | |||||
| ränteswapkontrakt | 5 189 | 1 673 | 3 957 | 1 650 | 5 669 |
| Värdeförändring i ränteswapkontrakt | 3 840 | 2 037 | - | - | 452 |
| Nuvärdesjustering av | |||||
| återställningskostnader | 2 974 | 978 | 1 845 | 634 | 2 490 |
| Avskrivning av uppskjutna | |||||
| finansieringskostnader | 1 757 | 985 | 1 749 | 602 | 2 539 |
| Valutakursförluster, netto | - | -626 | - | - | - |
| Förlust vid försäljning av aktier | 3 884 | - | - | - | - |
| Övriga finansiella kostnader | 1 159 | 209 | 30 614 | 29 432 | 32 427 |
| Finansiella kostnader från | |||||
| kvarvarande verksamhet | 25 073 | 8 953 | 43 753 | 34 200 | 52 472 |
| Finansiella kostnader från avyttrad | |||||
| verksamhet | 1 224 | - | 20 011 | 4 048 | 24 398 |
| Summa finansiella kostnader | 26 297 | 8 953 | 63 764 | 38 248 | 76 870 |
| Not 7. Skatt, | 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- |
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Kvarvarande verksamhet | |||||
| Aktuell skatt | 33 724 | 19 353 | 9 127 | 11 079 | 32 014 |
| Uppskjuten skatt | 161 870 | 64 015 | 82 925 | 19 064 | 13 655 |
| Skatt från kvarvarande verksamhet | 195 594 | 83 368 | 92 052 | 30 143 | 45 669 |
| Aktuell skatt | 7 315 | - | 2 900 | 1 772 | 6 546 |
| Uppskjuten skatt | 1 673 | - | -1 613 | 450 | -3 730 |
| Skatt från avyttrad verksamhet | 8 988 | - | 1 287 | 2 222 | 2 816 |
| Summa skatt | 204 582 | 83 368 | 93 339 | 32 365 | 48 485 |
| 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- | |
| Not 8. Avyttrad verksamhet, | 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 |
| TUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Försäljning av olja och gas | 62 567 | - | 161 806 | 67 911 | 228 111 |
| Övriga rörelseintäkter | 1 983 | - | 4 246 | 1 197 | 5 906 |
| Rörelsens intäkter | 64 550 | - | 166 052 | 69 108 | 234 017 |
| Produktionskostnader | -32 030 | - | -95 325 | -41 609 | -140 036 |
| Avskrivningar av olje- och gastillgångar | -11 362 | - | -39 477 | -12 277 | -51 778 |
| Prospekteringskostnader | -61 | - | -6 017 | -5 990 | -6 149 |
| Administrationskostnader och | |||||
| avskrivningar | -323 | - | 262 | 186 | -135 |
| Rörelseresultat | 20 774 | - | 25 495 | 9 418 | 35 919 |
| Finansiella intäkter | 360 | - | 26 | 26 | 32 |
| Finansiella kostnader | -1 224 | - | -20 011 | -4 048 | -24 398 |
| Resultat före skatt | 19 910 | - | 5 510 | 5 396 | 11 553 |
| Skatt | -8 988 | - | -1 287 | -2 222 | -2 816 |
| Periodens resultat från avyttrad | |||||
| verksamhet | 10 922 | - | 4 223 | 3 174 | 8 737 |
| Vinst vid försäljning av tillgång | 358 353 | - | - | - | - |
| Periodens resultat från avyttrad | |||||
| verksamhet | 369 275 | - | 4 223 | 3 174 | 8 737 |
| Not 9. Olje- och gastillgångar, | 30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
|---|---|---|
| TUSD | ||
| Norge | 991 001 | 951 793 |
| Storbritannien | - | 588 885 |
| Frankrike | 158 758 | 168 907 |
| Nederländerna | 49 574 | 61 670 |
| Indonesien | 75 879 | 90 528 |
| Ryssland | 610 808 | 598 719 |
| Tunisien | - | 210 |
| Kongo (Brazzaville) | 31 475 | 29 800 |
| Vietnam | - | 16 563 |
| Malaysia | 38 236 | 31 473 |
| Övriga | 4 185 | 1 800 |
| 1 959 916 | 2 540 348 |
| Not 10. Finansiella tillgångar, TUSD |
30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
|---|---|---|
| Andra aktier och andelar | 29 512 | 32 369 |
| Aktiverade finansieringskostnader | 5 372 | 7 514 |
| Långfristiga fordringar | 90 426 | 24 239 |
| Derivat | - | 231 |
| Övriga finansiella tillgångar | 17 222 | 21 084 |
| 142 532 | 85 437 |
| Not 11. Tillgångar och skulder som innehas för försäljning/utdelning, TUSD |
30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
|---|---|---|
| Tillgångar för försäljning/utdelning | ||
| Olje- och gastillgångar | 29 889 | - |
| Solenergitillgångar | 270 557 | - |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 316 | - |
| Goodwill | 1 080 | - |
| Övriga immateriella anläggningstillgångar | 3 416 | - |
| Finansiella tillgångar | 19 197 | - |
| Uppskjuten skattefordran | 9 878 | - |
| Summa anläggningstillgångar | 334 333 | - |
| Kortfristiga fordringar och lager | 54 095 | - |
| Likvida medel | 50 074 | - |
| Summa omsättningstillgångar | 104 169 | - |
| Minoritetsintresse | -224 664 | - |
| Summa Tillgångar för försäljning/utdelning | 213 838 | - |
| Skulder för försäljning/utdelning | ||
| Återställningskostnader | 164 | - |
| Övriga avsättningar | 63 997 | - |
| Långfristiga skulder | 273 158 | - |
| Summa långfristiga skulder | 337 319 | - |
| Skatteskulder | 3 021 | - |
| Övriga kortfristiga skulder | 53 001 | - |
| Summa kortfristiga skulder | 56 022 | - |
| Minoritetsintresse | -210 249 | - |
| Summa skulder för försäljning/utdelning | 183 092 | - |
| Netto tillgångar för försäljning/utdelning | 30 746 | - |
| Not 12. Fordringar och lager, | 30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
|---|---|---|
| TUSD | ||
| Lager | 15 046 | 27 373 |
| Kundfordringar | 72 288 | 80 721 |
| Underuttag | 15 355 | 8 649 |
| Kortfristig fordran | 5 500 | 33 907 |
| Skattefordran | - | 2 241 |
| Fordran på Joint Venture partners | 15 103 | 28 930 |
| Övriga tillgångar | 10 239 | 16 131 |
| 133 531 | 197 952 |
| Not 13. Avsättningar, TUSD |
30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
|---|---|---|
| Återställningskostnader | 80 319 | 132 698 |
| Pension | 1 401 | 1 354 |
| Uppskjuten skatteskuld | 639 081 | 743 646 |
| Derivatinstrument | 1 575 | 3 122 |
| Övriga avsättningar | 12 064 | 16 802 |
| 734 440 | 897 622 | |
| Not 14. Övriga kortfristiga skulder, | 30 sep 2010 | 31 dec 2009 |
| TUSD | ||
| Leverantörsskulder | 10 285 | 20 487 |
| Överuttag | 3 886 | 1 287 |
| Aktuell skatteskuld | 13 942 | 20 870 |
| Upplupna kostnader | 1 259 | 16 472 |
| Skuld avseende bolagsförvärv | 5 613 | 7 238 |
| Skuld gentemot Joint Venture partners | 83 319 | 140 046 |
| Kortfristiga räntebärande skulder | 675 | 32 400 |
| Derivatinstrument | 6 947 | 7 074 |
| Övriga skulder | 4 648 | 11 622 |
| 130 574 | 257 496 |
| 1 jan 2010- | 1 jul 2010- | 1 jan 2009- | 1 jul 2009- | 1 jan 2009- | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 sep 2010 | 30 sep 2010 | 30 sep 2009 | 30 sep 2009 | 31 dec 2009 | |
| Belopp i TSEK | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Rörelsens intäkter | |||||
| Serviceintäkter | 15 227 | 4 088 | 24 124 | 8 449 | 33 154 |
| Bruttoresultat | 15 227 | 4 088 | 24 124 | 8 449 | 33 154 |
| Administrationskostnader | -38 314 | -10 295 | -33 726 | -6 822 | -49 281 |
| Rörelseresultat | -23 087 | -6 207 | -9 602 | 1 627 | -16 127 |
| Resultat från finansiella investeringar | |||||
| Finansiella intäkter | 4 011 134 | 3 997 716 | 4 837 | 931 | 8 589 |
| Finansiella kostnader | -28 382 | -265 | -44 | -15 | -7 133 |
| 3 982 752 | 3 997 451 | 4 793 | 916 | 1 456 | |
| Resultat före skatt | 3 959 665 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -14 671 |
| Skatt | 7 328 | - | - | - | -17 600 |
| Periodens resultat | 3 966 993 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -32 271 |
| Belopp i TSEK | 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 3 966 993 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -32 271 |
| Övrigt totalresultat | - | - | - | - | - |
| Totalresultat | 3 966 993 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -32 271 |
| Totalresultat hänförligt till: Moderbolagets aktieägare Minoritetsintresse |
3 966 993 - |
3 991 244 - |
-4 809 - |
2 543 - |
-32 271 - |
| 3 966 993 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -32 271 |
| 30 september 2010 | 31 december 2009 | |
|---|---|---|
| Belopp i TSEK | ||
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | ||
| Finansiella tillgångar | 7 871 947 | 7 891 762 |
| Summa anläggningstillgångar | 7 871 947 | 7 891 762 |
| Omsättningstillgångar | ||
| Fordringar | 7 760 | 5 365 |
| Likvida medel | 1 656 | 532 |
| Summa omsättningstillgångar | 9 416 | 5 897 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 881 363 | 7 897 659 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive | ||
| periodens resultat | 7 774 994 | 7 840 752 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 36 403 | 36 403 |
| Summa långfristiga skulder | 36 403 | 36 403 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Kortfristiga skulder | 69 966 | 20 504 |
| Summa kortfristiga skulder | 69 966 | 20 504 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 881 363 | 7 897 659 |
| Ställda panter | 3 500 808 | 4 978 037 |
| Ansvarsförbindelser | - | - |
| 1 jan 2010- 30 sep 2010 |
1 jul 2010- 30 sep 2010 |
1 jan 2009- 30 sep 2009 |
1 jul 2009- 30 sep 2009 |
1 jan 2009- 31 dec 2009 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i TSEK | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Kassaflöde från/använt för | |||||
| verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 3 966 993 | 3 991 244 | -4 809 | 2 543 | -32 271 |
| Justering för ej likviditetspåverkande | |||||
| poster | -3 947 996 | -3 988 488 | 1 514 | 1 271 | 18 958 |
| Förändringar i rörelsekapital | -2 739 | -14 048 | 4 392 | 1 235 | 11 744 |
| Summa kassaflöde från/ använt för | |||||
| verksamhet | 16 258 | -11 292 | 1 097 | 5 049 | -1 569 |
| Kassaflöde från investeringar Förändring av övriga finansiella |
|||||
| anläggningstillgångar | 68 318 | 29 770 | -884 | -5 404 | 738 |
| Summa kassaflöde från investeringar | 68 318 | 29 770 | -884 | -5 404 | 738 |
| Kassaflöde använt för finansiering | |||||
| Köp av egna aktier | -83 157 | -21 915 | - | - | - |
| Summa kassaflöde använt för | |||||
| finansiering | -83 157 | -21 915 | - | - | - |
| Förändring i likvida medel | 1 419 | -3 437 | 213 | -355 | -831 |
| Likvida medel vid periodens början | 532 | 5 474 | 1 184 | 1 323 | 1 184 |
| Valutakursförändring i likvida medel | -295 | -381 | 217 | 646 | 179 |
| Likvida medel vid periodens slut | 1 656 | 1 656 | 1 614 | 1 614 | 532 |
| 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 2009 | 3 179 861 306 | 5 089 856 | 1 855 683 | 62 778 | 7 872 802 | |
| Överföring av föregående års resultat |
- | - | - | 62 778 | -62 778 | - |
| Totalresultat | - | - | - | - | -4 809 | -4 809 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar Aktierelaterade ersättningar Balans per den 30 september |
- - |
- - |
30 894 - |
-30 894 163 |
- - |
- - 163 |
| 2009 | 3 179 861 306 | 5 120 750 | 1 887 730 | -4 809 | 7 868 156 | |
| Totalresultat | - | - | - | - | -27 462 | -27 462 |
| Omföring av aktierelaterade ersättningar Aktierelaterade ersättningar |
- - |
- - |
- - |
- 58 |
- - |
- 58 |
| Balans per den 31 december 2009 |
3 179 861 306 | 5 120 750 | 1 887 788 | -32 271 | 7 840 752 | |
| Överföring av föregående års resultat |
- | - | - | -32 271 | 32 271 | - |
| Totalresultat | - | - | - | - | 3 966 993 | 3 966 993 |
| Utdelning Köp av egna aktier Omföring av aktierelaterade |
- - |
- - |
-2 123 457 -83 157 |
-1 826 272 - |
- - |
-3 949 729 -83 157 |
| ersättningar Aktierelaterade ersättningar |
- - |
- - |
29 380 - |
-29 380 135 |
- - |
- 135 |
| Balans per den 30 september 2010 |
3 179 | 861 306 | 2 943 516 | - | 3 966 993 | 7 774 994 |
| Nyckeltal, aktie | 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktieägarnas egna kapital per aktie, USD1 | 2,76 | 2,76 | 5,00 | 5,00 | 3,64 |
| Operativt kassaflöde per aktie, USD2 | 1,41 | 0,51 | 1,15 | 0,44 | 1,51 |
| Kassaflöde från verksamheten per aktie, | |||||
| USD3 | 1,24 | 0,53 | 1,01 | 0,63 | 1,56 |
| Resultat per aktie, USD4 | 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 |
| Resultat per aktie efter full utspädning, USD5 | 1,35 | 0,09 | 0,03 | -0,04 | -1,31 |
| EBITDA per aktie efter full utspädning, USD6 | 1,47 | 0,54 | 1,15 | 0,46 | 1,54 |
| Utdelning per aktie, USD | 2,10 | - | - | - | - |
| Börskurs vid periodens utgång (avser | |||||
| moderbolaget), USD7 | 8,47 | 8,47 | 8,54 | 8,54 | 7,95 |
| 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 | 311 027 942 | 311 027 942 | 313 420 280 | 313 420 280 | 313 420 280 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden8 | 312 457 256 | 311 027 942 | 313 420 280 | 313 420 280 | 313 420 280 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden, | |||||
| efter full utspädning8 | 312 457 256 | 311 027 942 | 313 420 280 | 313 420 280 | 313 420 280 |
1 Koncernens redovisade egna kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier vid periodens slut.
2 Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
3 Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
4 Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
5 Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
6 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 och vinst vid försäljning av tillgångar.
7Börskursen i USD är baserad på börskursen i SEK omräknat till balansdagens kurs.
8Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för nyemitterade aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.
| Nyckeltal, koncernen | 1 jan 2010- 30 sep 2010 9 månader |
1 jul 2010- 30 sep 2010 3 månader |
1 jan 2009- 30 sep 2009 9 månader |
1 jul 2009- 30 sep 2009 3 månader |
1 jan 2009- 31 dec 2009 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Räntabilitet på eget kapital, %9 | 38 | 2 | - | -1 | -37 |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital, %10 | 37 | 7 | 4 | 0 | -29 |
| Netto skuldsättningsgrad, %11 | 62 | 62 | 31 | 31 | 40 |
| Soliditet, %12 | 37 | 37 | 49 | 49 | 42 |
| Andel riskbärande kapital, %13 | 62 | 62 | 71 | 71 | 66 |
| Räntetäckningsgrad, %14 | 3 960 | 1 401 | 688 | -143 | -2 865 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader, TSEK15 | 2 804 | 2 161 | 2 986 | 3 472 | 2 605 |
| Direktavkastning, %16 | 25 | - | - | - | - |
9 Koncernens vinst efter skatt dividerat med koncernens genomsnittligt eget kapital.
10 Koncernens resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
11 Koncernens netto räntebärande skulder i förhållande till eget kapital hänförligt till aktieägare.
12 Koncernens totalt eget kapital i förhållande till balansomslutningen.
13 Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
14 Koncernens resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.
15 Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.
16 Utdelning i förhållande till börskurs vid räkenskapsårets utgång.
Årsstämman kommer att hållas den 5 maj 2011 i Stockholm.
Stockholm den 3 november 2010
C. Ashley Heppenstall Koncernchef & VD
Den finansiella informationen för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2010 har inte varit föremål för granskning av bolagets revisorer.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.