Orrön Energy

Earnings Release • Feb 1, 2022

BOKSLUTSRAPPORT 2021 Q 4

Lundin Energy AB (publ) organisationsnummer 556610-8055

Denna information utgör inte ett erbjudande om försäljning av värdepapper, eller en uppmaning till att lämna ett erbjudande avseende de värdepapper som beskrivs i denna information, i USA. I synnerhet har inga värdepapper som denna information hänvisar till registrerats, och kommer inte heller att registreras, enligt US Securities Act från 1933 ("Securities Act") eller enligt tillämpliga värdepapperslagar i varje delstat eller annan jurisdiktion i USA. Sådana värdepapper får inte erbjudas, säljas eller tillhandahållas, direkt eller indirekt, i eller till USA utan att omfattas av undantag från, eller en transaktion som inte omfattas av, krav på registrering enligt Securities Act och i enlighet med tillämpliga värdepapperslagar i varje delstat eller annan jurisdiktion i USA. Inget offentligt erbjudande av värdepapper kommer att lämnas i USA.

Sammanfattning

• Lundin Energys och Aker BP:s styrelser ingick en överenskommelse om en sammanslagning för att därigenom skapa det ledande europeiska oberoende prospekterings- och produktionsbolaget. Transaktionen förväntas vara slutförd i mitten av 2022.
• De finansiella resultaten för 2021 var rekordhöga. Fritt kassaflöde uppgick till 1,6 miljarder USD och nettoskulden minskade till 2,7 miljarder USD.
• Styrelsen föreslår att höja den kvartalsvisa utdelningen för 2021 med 25 procent till 0,5625 USD per aktie fram tills det att transaktionen med Aker BP har slutförts.
• Bolagets produktion för det fjärde kvartalet uppgick till 195 Mboepd, vilket var rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Produktionsprognosen för 2022 uppgår till mellan 180 och 200 Mboepd.
• Samtliga huvudprojekt går enligt plan och produktionsstart för Johan Sverdrups andra fas planeras för det fjärde kvartalet 2022. Arbete pågår för att kunna fatta beslut om utbyggnad av fem nya projekt och därmed kunna dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagstiftningen.
• Bolaget levererar tillväxt och ökningen av bolagets resurser motsvarar 200 procent av 2021 års produktion.
• Arbetet med att minska koldioxidutsläppen för att uppnå en koldioxidneutral verksamhet från 2023 går enligt plan.

Finansiella resultat1

	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Produktion i Mboepd	190,3	194,8	164,5	185,1
Intäkter och övriga intäkter i MUSD	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
Kassaflöde från den löpande verksamheten i MUSD	3 058,0	558,1	1 528,0	276,7
Per aktie i USD	10,75	1,96	5,38	0,97
EBITDAX i MUSD	4 822,8	1 462,2	2 140,2	708,4
Per aktie i USD	16,96	5,14	7,53	2,49
Fritt kassaflöde i MUSD	1 645,5	22,6	448,2	-97,5
Per aktie i USD	5,79	0,08	1,58	-0,34
Periodens resultat i MUSD	493,8	121,7	384,2	303,7
Per aktie i USD	1,74	0,43	1,35	1,07
Justerat resultat i MUSD	795,7	253,3	280,0	86,9
Per aktie i USD	2,80	0,89	0,99	0,31
Nettoskuld i MUSD	2 747,9	2 747,9	3 911,5	3 911,5

1 Alla siffror i denna tabell avser både kvarvarande och avvecklad verksamhet. För uppdelning mellan kvarvarande och avvecklad verksamhet hänvisas till sidorna 33-34.

Nick Walker, koncernchef och vd för Lundin Energy AB kommenterar sammanslagningen av Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet med Aker BP:

"Det gläder oss att Lundin Energys och Aker BP:s styrelser i slutet av 2021 kom överens om att slå samman verksamheterna och därmed skapa ett ledande europeiskt oberoende prospekterings- och produktionsbolag. Att skapa värde är kärnan i vår verksamhet och sammanslagningen är en unik möjlighet att skapa ett bolag i världsklass av betydande storlek, med produktionstillväxt, som kommer att generera starkt fritt kassaflöde in i nästa decennium. Dessutom är det en verksamhet med industriledande låga kostnader och låga koldioxidutsläpp.

Jag är övertygad om att sammanslagningen med Aker BP kommer att skapa mervärde för aktieägarna i båda bolagen, då det skapar en verksamhet som är väl positionerad för att blomstra genom energiomställningen och leverera ökad och hållbar utdelning. För Lundin Energys aktieägare innebär det en betydande kontantersättning, möjligheten att bli aktieägare i ett ledande europeiskt prospekterings- och produktionsbolag och bibehållet aktieägande i en verksamhet för förnybar energi som är väl positionerad för tillväxt. Vi räknar med att den föreslagna sammanslagningen kommer att slutföras runt halvårsskiftet.

Nick Walker, koncernchef och vd för Lundin Energy AB kommenterar 2021 års resultat:

"Det gläder mig att kunna rapportera rekordhöga produktionssiffror och finansiella resultat för 2021, detta tack vare fortsatt utmärkta resultat från bolagets operativa verksamhet och höga olje- och gaspriser.

Våra tillgångar i världsklass fortsätter att överträffa förväntningarna med industriledande produktionseffektivitet och låga verksamhetskostnader. Vi avslutade året med en produktionsnivå på strax under 200 Mboepd och helårsproduktionen överträffade den övre delen av vårt ursprungliga prognosintervall.

Johan Sverdrup fortsätter att överträffa förväntningarna. Projektets andra fas, som kommer att öka produktionen till 755 Mbopd, brutto, gör utmärkta framsteg och ligger fortsatt stadigt i fas för produktionsstart under det fjärde kvartalet 2022.

Vid det större Edvard Griegområdet kommer färdigställandet av det kompletterande borrprogrammet, återkopplingsprojekten på Solveig och Rolvsnes samt ett antal nya planerade projekt göra att vi kan hålla anläggningarna i produktion under lång tid framöver. Detta är ett område med stor resurspotential och jag ser goda möjligheter till att förlänga platåproduktionen ytterligare.

Vi slutförde förvärvet av ytterligare en licensandel i det stora utbyggnadsprojektet Wisting, vilket ökar vår andel till 35 procent. Det kommer att understödja bolagets bolagets långsiktiga produktionsprofil och med en betydande volym koldioxidneutralt producerade fat. Konceptval har gjorts för utbyggnadsprojektet och beslut avseende utbyggnaden förväntas fattas i slutet av 2022.

Vår tillväxtstrategi fortsätter att leverera goda resultat med en total resursersättning för 2021 som uppgår till 200 procent av producerade volymer, vilket understöds av ytterligare reservökning i det större Edvard Griegområdet och av den ökade licensandelen i Wisting. Jag ser flera möjligheter för ytterligare tillväxt i verksamheten: den stora resurspotentialen på Johan Sverdrup, en rad projekt som förs mot utbyggnad och ett aktivt prospekteringsprogram.

Vi gör samtidigt mycket goda framsteg vad gäller vår industriledande plan för att minska våra koldioxidutsläpp och är på god väg att uppnå en koldioxidneutral verksamhet från 2023. Idag är redan cirka 60 procent av vår produktion koldioxidneutralt producerad och jag ser detta som en viktig faktor för att värdemässigt särskilja Lundin Energy i förhållande till andra bolag i branschen.

När vi ser till de finansiella resultaten var ett mycket bra år för bolaget som uppvisade ett fritt kassaflöde om 1,6 miljarder USD, vilket var tre gånger mer än betalda utdelningar och gjorde att vi kunde minska vår nettoskuld till 2,7 miljarder USD. Det gläder mig att styrelsen rekommenderar att öka den kvartalsvisa utdelningen med 25 procent fram till slutförandet av transaktionen med Aker BP. Detta visar tydligt vårt åtagande att öka avkastningen till våra aktieägare på lång sikt.

Jag vill tacka alla våra intressenter för stödet de gett oss under året som gått och våra anställda för deras otroliga arbete som har lett till dessa rekordhöga resultat."

Lundin Energy är ett erfaret nordiskt olje- och gasbolag som prospekterar efter, bygger ut och utvinner resurser på ett ekonomiskt, effektivt och ansvarsfullt sätt. Vi fokuserar på att skapa värde för våra aktieägare och intressenter genom tre strategiska pelare: Motståndskraft, Hållbarhet och Tillväxt. Med tillgångar av hög kvalitet, som produceras till låg kostnad, är vi motståndskraftiga mot förändringar i oljepriset. Vår organiska tillväxtstrategi, i kombination med vårt hållbarhetsarbete och åtagande att minska koldioxidutsläpp, befäster vår ledande roll i en framtid med lägre koldioxidutsläpp. (Nasdaq Stockholm: LUNE). För mer information, besök www.lundin-energy.com eller ladda ner vår app via www.myirapp.com/lundin

VERKSAMHETEN

Samtliga belopp och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser, om inte annat anges, det räkenskapsår som avslutades den 31 december 2021.

COVID-19 krisen

Lundin Energy har fortsatt att arbeta förebyggande för att säkerställa medarbetares och underleverantörers hälsa, samtidigt som risken för virusets påverkan på verksamheten minimeras. COVID-19 har hittills inte medfört någon störning i produktionen och trots att vissa projektaktiviteter påverkats så har det hanterats framgångsrikt för att undvika en negativ påverkan framöver.

Avvecklad verksamhet

Den avvecklade verksamheten utgör hela Lundin Energy AB:s prospekterings- och produktionsverksamhet.

Reserver och resurser

Lundin Energy har bevisade och sannolika nettoreserver (2P) om 639 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) och bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver (3P) om 799 MMboe per den 31 december 2021, vilka har certifierats av en oberoende tredje part. Lundin Energy har ytterligare olje- och gasresurser om 380 MMboe, netto per den 31 december 2021, vilka klassificeras som betingade resurser (2C) enligt bästa estimat. Totala resurser, 2P reserver plus 2C resurser uppgick till 1,0 miljarder boe per den 31 december 2021.

Prognos och resultat

	Senaste prognos 2021	Resultat 2021	Prognos 2022
Produktion	180 till 195 Mboepd	190 Mboepd	180 till 200 Mboepd
Verksamhetskostnader	3,0 USD per boe	3,1 USD per boe	3,6 USD per boe
Utbyggnadsutgifter	770 MUSD	738 MUSD	520 MUSD
Prospekterings- och utvärderingsutgifter	325 MUSD	301 MUSD	230 MUSD
Återställningsutgifter	15 MUSD	12 MUSD	10 MUSD
Investeringar i förnybar energi	100 MUSD	79 MUSD	70 MUSD

Prognosen för 2022 års verksamhetskostnader ligger inom den långsiktiga prognosen för verksamhetskostnader om 3 till 4 USD per boe och förväntas minska till den nedre delen av intervallet under 2023. Orsaken till de ökade verksamhetskostnaderna per boe under 2022 jämfört med 2021 beror främst på kostnader före driftstart av Johan Sverdrups andra fas.

Produktion

Produktionen uppgick till 190 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd), vilket är i den övre delen av både det ursprungliga prognosintervallet om 170 till 190 Mboepd och den uppdaterade prognosen från juni 2021, om 180 till 195 Mboepd. Fjärde kvartalets produktion uppgick till 195 Mboepd, vilket var över prognos för kvartalet till följd av att produktionen på Edvard Grieg översteg förväntan.

Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 3,14 USD per boe för 2021, vilket var något högre än prognos. Ökningen berodde främst på högre miljöskatter, högre elpriser under det andra halvåret och en starkare norsk krona, vilket till viss del kompenserades av ökade produktionsvolymer.

Produktion i Mboepd	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Olja	177,4	180,7	152,7	171,9
Gas	12,9	14,1	11,8	13,2
Summa produktion	190,3	194,8	164,5	185,1

Produktion i Mboepd	l.a.1	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Johan Sverdrup	20%	106,3	106,6	87,6	100,3
Större Edvard Grieg området2	65% - 80%	72,9	77,7	63,6	72,1
Ivar Aasen	1,385%	0,6	0,6	0,8	0,7
Alvheimområdet	15% - 35%	10,5	9,9	12,5	12,0
Summa produktion		190,3	194,8	164,5	185,1

1 Lundin Energys licensandel (l.a.)

2 Omfattar Edvard Grieg, Solveig and Rolvsnes förlängda brunntest

Johan Sverdrupfältet fortsätter att överträffa förväntningarna, med hög produktionseffektivitet, ökad processkapacitet samt utmärkta resultat från reservoaren och brunnar. Produktionen från Johan Sverdrups första fas låg i linje med halvårsprognosen med en produktionseffektivitet om 97 procent. I maj 2021 ökades den första fasens processkapacitet från 500 tusen fat olja per dag (Mbopd) brutto, till 535 Mbopd efter uppgraderingar av systemet för vatteninjicering som genomfördes för att kunna hantera den högre produktionsnivån. Bolagets 2P reserver vid slutet av 2021 inkluderar för första gången bidraget från de åtta kompletterande brunnarna (tidigare betingade nettoresurser), vilket innebär att platåproduktionen förlängs. Bolagets bedömning är att det finns resurspotential i flera delar av fältet som kan uppnås genom ytterligare kompletterande borrning, optimering av reservoaren och ökad anläggningskapacitet. Totalt fem brunnar borrades och slutfördes under 2021, med resultat i linje med förväntan. Johan Sverdrup drivs med landström och är ett av världens mest koldioxideffektiva fält offshore, med koldioxidutsläpp om under 0,1 kg CO2 per boe för året. Verksamhetskostnaderna uppgick till 1,78 USD per boe.

Edvard Grieg har fortsatt att producera över förväntan under 2021 och har konstant levererat över prognos med en produktionseffektivitet om 98 procent. Samtliga tre kompletterande brunnar på Edvard Grieg, inklusive bolagets första brunn där den s.k. Fishbones-tekniken använts och den första multi-laterala brunnen slutfördes enligt plan och under budget. Den första brunnen togs i drift under det andra kvartalet och de två sista under det fjärde kvartalet. Den innovativa Fishbones-tekniken användes med framgång på två av brunnarna, vilket har ökat brunneffektiviteten väsentligt. Reservoaren på Edvard Grieg har under 2021 genomgående uppvisat resultat över förväntan, vilket har inneburit en ökning av 2P reserverna om 29 MMboe, brutto. Edvard Griegfältets slutliga utvinningsbara reserver uppgick till 379 MMboe, brutto, vilket är en ökning med över 100 procent sedan planen för utbyggnad och drift lämnades in.

Återkopplingsprojektet Solveigs första fas började producera under det tredje kvartalet 2021. Borrprogrammet har gått enligt plan och fyra av fem brunnar är slutförda med resultat över förväntan. Edvard Grieg-hubben, inklusive Solveig- och Rolvsnesfälten har överskottskapacitet och en optimering kommer därför att göras mellan de tre fälten för att uppnå en maximal utvinning från området. Under det fjärde kvartalet prioriterades Edvard Griegs produktion framför Solveigs, vilket innebar nivåer som var högre än förväntat för Edvard Griegfältet och lägre för Solveig. Borresultat och tidiga produktionsresultat för den första fasen av Solveig-utbyggnaden har resulterat i en ökning av 2P reserverna om 11 MMboe, brutto, vilket motsvarar en ökning om 20 procent. Det förlängda brunntestet (EWT) på Rolvsnes började producera under det tredje kvartalet och reservoarens resultat är fortsatt i linje med förväntningarna. Sammanlagt har hela Edvard Griegområdet slutliga utvinningsbara reserver om 450 MMboe med en 97-procentig ersättningsgrad av dess produktion under 2021. Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 4,25 USD per boe.

Installationen av landström på Edvard Grieg fortlöper enligt plan och förväntas vara klar under den senare delen av 2022. Strömkabeln är installerad på Edvard Grieg-plattformen och har lagts på havsbotten vid Johan Sverdrup i väntan på installation av den andra fasens processanläggningsplattform under 2022. Avveckling av det befintliga gasturbinbaserade systemet på plattformen samt installation av system för att tillhandahålla processvärme pågår enligt plan och förväntas vara färdigt under den senare delen av 2022. Avvecklingen av gasturbinerna förväntas även bidra till en tio-procentig ökning av såld gas från Edvard Grieg, jämfört med nuvarande gasförsäljning.

Produktionen från Alvheimområdet var något över prognos med en produktionseffektivitet om 95 procent. Två brunnar togs i drift under 2021, med resultat som översteg förväntningarna. Den tredje brunnen förväntas tas i drift i februari 2022. Verksamhetskostnaderna för Alvheimområdet uppgick till 7,79 USD per boe.

Utbyggnad

Utbyggnadsutgifterna uppgick till 738 MUSD, jämfört med den senaste prognosen om 770 MUSD. Minskningen beror på att borresultat på Edvard Grieg och Solveig överträffat förväntningarna, samt att vissa kostnader hänförliga till Johan Sverdrup har reducerats eller skjutits fram till 2022.

Projekt	l.a.	Operatör	Uppskattade bruttoreserver	Produktionsstart	Förväntad maximal bruttoproduktion
Johan Sverdrup Fas 2	20%	Equinor	2.2 – 3.2 Bn boe1	Q4 2022	755 Mbopd1
Solveig Fas 1	65%	Lundin Energy	69 MMboe	september 2021	30 Mboepd
Rolvsnes EWT	80%	Lundin Energy	3 MMboe	augusti 2021	3 Mboepd
Kobra East/Gekko	15%	Aker BP	39 MMboe	Q1 2024	28 Mboepd
Frosk	15%	Aker BP	9 MMboe	Q2 2023	13 Mboepd
Wisting	35%3	Equinor	500 MMboe	Q2 2028	150 Mbopd

¹ Hela Johan Sverdrupfältet

Johan Sverdrups andra fas

Den andra fasen av Johan Sverdrups utbyggnadsprojekt innefattar installation av en bro mellan den andra processanläggningsplattformen och den första fasens fältcenter. Undervattensanläggningar för att ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen planeras. En förbättrad utvinningsteknik genom alternering av vatten- och gasinjicering kommer att implementeras för hela fältet och ytterligare 28 brunnar kommer att borras. Johan Sverdrupfältets bruttoreserver uppskattas till mellan 2,2 och 3,2 miljarder fat oljeekvivalenter, och målsättningen är att uppnå en utvinningsgrad om 70 procent. I juni 2021 meddelade Lundin Energy att processkapaciteten för hela fältet höjts tack vare åtgärder för att få bort flaskhalsar i arbetet med den andra fasen och den integrerade process- och exportkapaciteten för hela fältet. Produktionen förväntas uppgå till 755 Mbopd när den andra fasen tagits i drift. Break-even priset på olja för hela Johan Sverdrupfältet, inklusive tidigare investeringar är mindre än 15 USD per boe.

Investeringen för den andra fasen uppskattas till nominellt 41 miljarder NOK, brutto, vilket är oförändrat jämfört med uppskattningen i planen för utbyggnad och drift 2019. De tre moduler som utgör den andra fasens processanläggningsplattform installerades med framgång i maj 2021. Stålunderstället för den andra processanläggningsplattformen och den nya modulen på den befintliga stigrörsplattformen installerades med framgång offshore i juni respektive juli 2021. Arbetet med att installera den andra processanläggningsplattformen på stålunderstället är planerat till mars 2022. Installationen av undervattensanläggningarna och rörledningarna fortskrider enligt plan och kommer att avslutas i början av 2022. Borraktiviteter på brunnarna påbörjades i januari 2022. Planerad produktionsstart under det fjärde kvartalet 2022 ligger kvar. Projektet är nu genomfört till omkring 70 procent.

Återkopplingsprojekten i det större Edvard Griegområdet

Solveigs första fas togs i drift i september 2021, enligt plan, och är den första utbyggnaden längs havsbotten med återkoppling till Edvard Grieg. Borrning av första fasens utbyggnadsbrunnar är nästan slutförd med tre produktionsbrunnar och en injiceringsbrunn som slutfördes under 2021 samt den sista vatteninjiceringsbrunnen som planeras vara genomförd under första kvartalet 2022. Kostnaden för utbyggnaden av första fasen understiger uppskattningen i planen för utbyggnad och drift som uppgick till 810 MUSD, brutto, med break-even vid ett oljepris om under 20 USD per boe.

Projektet för Rolvsnes förlängda brunntest har utförts genom en 3 km lång återkoppling längs havsbotten från den befintliga horisontella Rolvsnesbrunnen till Edvard Griegplattformen. Brunntestet kommer att bidra med viktig data om reservoaren som kommer att ligga till grund för beslutet avseende utbyggnaden av hela Rolvsnesfältet och innehåller viktig information om den allmänna potentialen för berggrunden på Utsirahöjden. Projektet har genomförts tillsammans med Solveigprojektet för att kunna skapa synergieffekter inom upphandling och implementering. Produktionen startade enligt plan i augusti 2021 och reservoarens resultat är i linje med förväntningarna och under budget.

Wisting

Wistingprojektet planeras att bli ett produktionsnav i Barents hav framöver och kommer att bidra betydligt till att upprätthålla bolagets långsiktiga produktionsprofil. I och med förvärvet av ytterligare en 25-procentig licensandel, som meddelades den 28 oktober 2021, har bolagets andel i projektet ökat till 35 procent och kommer att bidra till betydande resurser i ett för bolaget viktigt område med omfattande prospekteringspotential i närområdet. Konceptvalet godkändes i november 2021 av samarbetspartnerna för licensen med målsättning att lämna in en plan för utbyggnad och drift vid slutet av 2022 för att dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagstiftningen som den norska regeringen införde i juni 2020. Wistingprojektet har goda ekonomiska förutsättningar och utbyggnadsplanen är helt i linje med Lundin Energys plan för minskade koldioxidutsläpp då landström är en del av planen för utbyggnad och drift. Lundin Energy ingick dessutom ett samarbetsavtal med Equinor i december 2021 avseende utbyggnadsprojektet, enligt vilket Equinor kommer att kvarstå som operatör på Wisting under driftsfasen. Samarbetsavtalet ger även Lundin Energy operatörskap för prospekteringslicenser som omger Wisting (PL1133 och PL1134) och en ökning av dess licenser till 35 procent. Avtalet täcker även licenser som bolaget ansökte om i 2021 års licensrunda (APA) och överenskommelse har också fattats om att anställda hos Lundin Energy kommer att inneha tekniska och operativa nyckelbefattningar i Wistingprojektet. Avtalet stärker förhållandet mellan Lundin Energy och Equinor ytterligare och markerar ett starkt samarbete inom prospektering och produktionsverksamhet för vad som kommer att bli Barents havs nästa produktionsnav.

Kobra East/Gekko (KEG)

Utbyggnadsplanen för en kombinerad utbyggnad av de två fyndigheterna Kobra East och Gekko som lämnades in till det norska oljeoch energidepartementet i juni 2021, och godkändes i januari 2022. Utbyggnaden kommer att genomföras som en återkoppling längs havsbotten till Alvheim FPSO:n med fyra trilaterala produktionsbrunnar för den första fasen med inriktning på de två fyndigheternas oljezoner. Utbyggnadens andra fas innefattar en gasproduktionsbrunn med målsättning att nå ett gaslock på Gekko, vilket kommer att borras i ett senare skede när gasprocesskapacitet finns tillgänglig på Alvheim FPSO:n. Borraktiviteter förväntas påbörjas tidigt under 2023, med planerad produktionsstart under det första kvartalet 2024. Projektets sammanlagda 2P reserver uppgår till 39 MMboe, brutto och utbyggnaden kommer att uppnå en maximal bruttoproduktion om cirka 28 Mboepd. Projektet kommer att kunna dra nytta av de tillfälliga ändringarna i den norska skattelagstiftningen och nå break-even vid ett oljepris som är lägre än 30 USD per boe.

Frosk

I september 2021 lämnades en plan för utbyggnad och drift av Froskfyndigheten in till det norska olje- och energidepartementet. Utbyggnaden kommer att genomföras som en återkoppling längs havsbotten till Alvheim FPSO:n genom Bøylafältets befintliga manifold. Utbyggnaden omfattar borrning av två nya brunnar och förväntas påbörjas under 2022, med planerad produktionsstart under det första halvåret 2023. Projektets sammanlagda reserver uppgår till cirka 9 MMboe, brutto och utbyggnaden kommer att uppnå en maximal bruttoproduktion om cirka 13 Mboepd med ett break-even pris på olja som är lägre än 25 USD per boe.

Prospektering och utvärdering

Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021 omfattade åtta brunnar. Fyndigheter gjordes på Segment D på Solveigfältet och på Lille Prinsen. Prospekterings- och utvärderingsprognosen för 2021 uppdaterades till följd av den ökade omfattningen av brunnarna Segment D, Iving, Lille Prinsen, samt förvärvet av den ytterligare 25-procentiga licensandelen i Wisting, som trädde i kraft den 1 januari 2021. De sammanlagda utgifterna för prospektering och utvärdering för 2021 uppgick till 301 MUSD, vilket är lägre än den uppdaterade prognosen om 325 MUSD.

Licens	Operatör	l.a.	Borrning	Startdatum	Status
PL359	Lundin Energy	65%	Segment D	februari 2021	Oljefyndighet
PL722	Equinor	20%	Shenzhou	april 2021	Torr
PL820S	MOL	41%	Iving (två brunnar)	maj 2021	Icke-kommersiellt gångbar
PL167	Lundin Energy	40%	Lille Prinsen	juli 2021	Oljefyndighet
PL981	Lundin Energy	60%	Merckx	september 2021	Torr
PL976	Lundin Energy	40%	Dovregubben	september 2021	Torr
PL1041	Aker BP	15%	Lyderhorn	oktober 2021	Icke-kommersiellt gångbar
PL886	Lundin Energy	60%	Melstein	januari 2022	Torr

I mars 2021 genomfördes en borrning som resulterade i en oljefyndighet på strukturen Segment D, belägen i PL359, norr om Solveigfältet på Utsirahöjden i norska Nordsjön. En oljekolonn om tio meter påträffades i sandsten från Triasperiod. Fyndigheten uppskattas innehålla utvinningsbara bruttoresurser om mellan 3 och 9 MMboe. Möjligheten för en utbyggnad utvärderas parallellt med en potentiell framtida utbyggnad på Solveig.

I juli 2021 genomfördes en borrkampanj med två utvärderingsbrunnar på fyndigheten Iving, belägen i centrala Nordsjön nära Balder- och Ringhornefälten. Resultaten var under förväntan och projektet har bedömts som icke-kommersiellt gångbart.

I september 2021 genomfördes ett prospekterings- och utvärderingsprogram på Lille Prinsen på Utsirahöjden i PL167 i norska Nordsjön med framgång. Brunnarna bekräftade en sammanlagd resurspotential om mellan 12 och 60 MMboe. Arbete pågår för närvarande för att hitta en utbyggnadslösning med målsättning om att fatta beslut om utbyggnad under 2022.

Den norska regeringen införde under 2020 tillfälliga ändringar i den norska skattelagstiftningen för utbyggnadsplaner som lämnas in för godkännande innan slutet av 2022, med målsättning att öka aktiviteten på den norska kontinentalsockeln. Dessa ändringar bidrar till goda ekonomiska förutsättningar för projekt, och bolaget har påskyndat aktiviteter för de potentiella projekt som skulle kunna dra nytta av denna möjlighet. Ytterligare produktionsresultat behövs för att minska osäkerheten i bedömningen av utbyggnadsmöjligheter för Solveigs andra fas, som innefattar fyndigheten Segment D, och Rolvsnes hela fältutbyggnad. Studier för konceptval för fältutbyggnad fortskrider väl på fyndigheterna Lille Prinsen, Trell och Trine, med målsättning att lämna in en plan för utbyggnad och drift för båda projekten innan slutet av 2022.

Minskade koldioxidutsläpp

Minskning av koldioxidutsläpp är en viktig strategisk pelare för Lundin Energy och en betydande faktor för att differentiera vårt bolag mot andra aktörer i branschen. Planen för minskade koldioxidutsläpp består av fyra pelare: minskning av koldioxidutsläpp i den operativa verksamheten; elektrifiering av nyckeltillgångar med landström; investering för att neutralisera återstående koldioxidutsläpp genom naturliga metoder (natural carbon capture). Ett avgörande steg för att uppnå koldioxidneutralitet kommer att vara elektrifieringen av Edvard Griegplattformen, som genomförs parallellt med utbyggnaden av Johan Sverdrups andra fas och tas i drift under den senare delen av 2022. Koldioxidintensiteten uppgick till 2,9 kg CO2 per boe för året, vilket är väl inom bolagets mål för koldioxidintensitet under 2021 om under 4 kg CO2 per boe. När elektrifieringen av Edvard Grieg är genomförd, förväntas bolagets genomsnittliga koldioxidintensitet att uppgå till cirka 1 kg CO2 per boe, vilket är mer än femton gånger bättre än industrigenomsnittet. Bolaget beslutade därför i september 2021 att påskynda planen ytterligare två år för att uppnå en koldioxidneutral verksamhet redan år 2023.

I januari 2021 ingick Lundin Energy ett partnerskap med Land Life Company B.V. som innebär att bolaget investerar 35 MUSD i högkvalitativa återplanteringsprojekt, för plantering av cirka sju miljoner träd mellan åren 2021 och 2025, vilket kommer att ta upp cirka 2,5 miljoner ton CO2 . Under rapporteringsperioden planterades cirka 480 000 träd i Spanien och Ghana.

I september 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med EcoPlanet Bamboo WA ll. Bolaget kommer att investera cirka 9 MUSD i hållbara bambuplantager där mer än 1 miljon bambuplantor kommer att planteras på degraderad mark mellan 2022 och 2024 och kommer att på naturlig väg fånga in omkring 1,7 miljoner ton CO2 under en tioårsperiod. Samtliga av Lundin Energys projekt för att fånga in koldioxid från atmosfären kommer att övertas av Aker BP efter slutförande av den föreslagna sammanslagningen.

I november 2021 blev Lundin Energy inkluderat i S&P Global Dow Jones Sustainability Europe Index (DJSI) för första gången, och rankas som ett av de tre främsta bolagen i Europa inom sin industri. DJSI omfattar europeiska bolag som är ledande inom ESG, och som utgör de 20 procent högst rankade av de 600 största europeiska bolagen i S&P Global Broad Market Index.

Försäljning av råolja som certifierats som koldioxidneutral

I april 2021 meddelade Lundin Energy att en försäljning av råolja från Edvard Grieg som certifierats som koldioxidneutral i sin produktion gjorts till Saras S.p.A. Detta är den första försäljningen av råolja som gjorts i världen där kriterier som har att göra med koldioxidutsläpp har tagits i beaktande vid försäljningen, vilket är ett viktigt steg i utvecklingen av den internationella råoljemarknaden. Lundin Energys fält Edvard Grieg var det första oljefältet i världen som blev oberoende certifierat av Intertek Group plc (Intertek), och erhöll deras CarbonClearTM certifikat. Fältet har vid 3,4 kg CO2 e per boe certifierats som Low Carbon, vilket inkluderar koldioxidutsläpp för prospektering, utbyggnad och produktion.

Efter framgångarna med den första försäljningen av råolja från Edvard Grieg som certifierats som koldioxidneutral, meddelade Lundin Energy i juni 2021 att all framtida olja som bolaget kommer att sälja från Johan Sverdrupfältet kommer att certifieras som koldioxidneutralt producerad i enlighet med standarden CarbonZeroTM. Fältet har blivit oberoende certifierat till 0,44 kg CO2 e per fat, vilket är cirka 40 gånger bättre än världsgenomsnittet. Den första försäljningen av råolja som certifierats som koldioxidneutral i sin produktion från Johan Sverdrup gjordes i juni 2021 till GS Caltex, Korea.

För att kunna leverera koldioxidneutralt producerad olja från både Edvard Grieg och Johan Sverdrup har bolaget kompenserat för resterande koldioxidutsläpp genom högkvalitativa projekt med naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären (natural carbon capture), som är certifierade av Verified Carbon Standard (VCS) och oberoende certifierade av Intertek. Nästan 60 procent av bolagets aktuella nettoproduktion är certifierad som koldioxidneutralt producerad. Försäljningar av koldioxidneutralt producerad råolja har fortsatt under perioden, vilket ger oss en konkurrensfördel i marknadsföringen av våra fat och ledningen är övertygad om att allteftersom att marknaden för koldioxidneutralt producerad råolja mognar kommer det på sikt leda till att vi får mer betalt för varje producerat fat, vilket kommer att tillföra betydande värdepotential.

Återställning

Produktionen vid Brynhildfältet avslutades under 2018 och återställningsplanen godkändes av norska och brittiska myndigheter 2020. Återställning av Brynhilds fyra brunnar slutfördes under 2020 och avlägsnandet av Brynhilds anläggningar längs havsbotten slutfördes i juli 2021. Produktionen vid Gaupefältet avslutades under 2018 och förberedelser för återställningsaktiviteter pågår och förväntas att påbörjas under 2023. Efter att återställningsarbetet har slutförts på fälten Brynhild och Gaupe har bolaget inga ytterligare planerade återställningsutgifter förrän runt år 2035. Återställningsutgifterna för 2021 var 12 MUSD.

Licenstilldelningar och transaktioner

I januari 2021 tilldelades bolaget 19 licenser i 2020 års norska licensrunda, varav sju som operatör.

I februari 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med Aker BP om att förvärva en sex-procentig licensandel i licenserna PL036E, PL036F, PL102H, PL102F, PL102D och PL102G som innefattar Trell och Trine Unit. Transaktionen inkluderade en avyttring av en fem-procentig licensandel i PL869 och en 15-procentig licensandel i PL1041. I januari 2022 ingick Lundin Energy ett avtal med MOL avseende förvärv av ytterligare en tio-procentig licensandel i PL102F och PL102G, vilket inkluderar fyndigheten Trell och strukturen Trell Nord. Transaktionen motsvarar 6,84 procent i Trell och Trine Unit, och ökar Lundin Energys totala licensandel i denna till 12,84 procent.

I maj 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med One-Dyas om att avyttra en tio-procentig andel i licensen PL976.

I juni 2021 tilldelades Lundin Energy två licenser i den 25:e licensrundan.

I oktober 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med OMV Norge AS avseende förvärv av ytterligare en 25-procentig licensandel i licens PL537 som omfattar Wistingfyndigheten och ökar Lundin Energys licensandel till 35 procent. Transaktionen, som sker med verkan från januari 2021, slutfördes i december 2021 och ökar de uppskattade betingade nettoresurserna med cirka 131 MMboe för en köpeskilling om 320 MUSD. Transaktionen inkluderar även en tilläggsköpeskilling och innebär att en eventuell besparing mellan nuvarande uppskattning och den slutliga uppskattningen i planen för utbyggnad och drift fördelas mellan parterna.

Lundin Energy har ökat sina licensandelar i PL917 från 20 till 40 procent i PL917 och förvärvat en 20 procentig licensandel i PL956 och 10 procent i PL985 genom två transaktioner varav en med ConocoPhillips och en med Vår Energi. PL917 innehåller intressanta möjligheter för att följa upp på King-fyndigheten som gjordes i den närliggande licensandelen. En prospekteringsborrning är planerad för Ringhorne Ty prospektet under 2023. PL985 innehåller attraktiv prospekteringspotential norr om PL956.

I januari 2022 tilldelades bolaget 10 licenser i 2021 års norska licensrunda för tilldelning i fördefinierade områden (APA), varav fem som operatör.

Bolaget innehar för närvarande 97 licenser i Norge.

Hälsa, säkerhet och miljö

Ingen incident har inträffat med förlorad arbetstid som följd. Detta innebär att frekvensen för incidenter med förlorad arbetstid som följd är noll under 2021. Den totala frekvensen för rapporteringsbara incidenter under året uppgick till 2,14 per en miljon arbetade timmar. Inga allvarliga incidenter med väsentlig inverkan på säkerhet eller miljö inträffade.

Kvarvarande verksamhet

Den kvarvarande verksamheten består av Lundin Energys portfölj av förnybara energitillgångar onshore i Norden. Bolaget kommer dessutom att behålla vissa icke-norska potentiella skulder som hänförs till tidigare verksamhet.

Projekt för förnybar energi

I april 2021 slutförde bolaget en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig licensandel i den landbaserade vindkraftsparken Karskruv i södra Sverige. Konstruktionsarbeten på vindkraftsparken har redan påbörjats och fortskrider enligt plan. Vindkraftsparken beräknas ta i drift under den senare delen av 2023 och uppskattas producera cirka 290 GWh per år från 20 landbaserade vindkraftverk.

Investeringen i Karskruv, inklusive förvärvskostnad, uppgår till 130 MEUR och merparten kommer att investeras under 2022 och 2023 och projektet kommer att generera positivt kassaflöde från 2024. Konstruktion och driftsättning av den andra fasen av vattenkraftsprojektet Leikanger i Norge slutfördes i mars 2021, och är nu i drift med full kapacitet. Arbetet på Metsälamminkangas (MLK) vindkraftspark i Finland fortskrider väl är till största delen slutfört. Den första vindturbinen började generera energi i början av oktober. Kommersiellt överlämnande av vindkraftsparken till bolaget planerades ursprungligen under slutet av fjärde kvartalet 2021. Detta har förskjutits till första hälften av 2022 eftersom driftsättningen tagit längre tid än vad som förväntades. Lundin Energy omfattas av skadeståndsskydd under hela förseningsperioden fram till den kommersiella överlåtelsen.

Bolaget har nu åtagit sig att investera i sammanlagt tre projekt för förnybar energi. Tillsammans kommer projekten att generera omkring 600 GWh, netto per år från slutet av 2023. Dessa investeringar kommer att vara kvar i bolagets ägo, efter sammanslagningen med Aker BP. Målsättningen är att de skall utgöra basen för en tillväxtplattform. Investeringsbudgeten 2021 för projekt för förnybar energi uppgick till 79 MUSD jämfört med den ursprungliga prognosen om 100 MUSD beror på det försenade arbetet med att slutföra av MLK-projektet.

FINANSIELL ÖVERSIKT

Transaktionen med Aker BP

Lundin Energy meddelade den 21 december 2021 att bolaget ingått ett avtal (transaktionen) med Aker BP, enligt vilket Aker BP kommer att absorbera Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet genom en gränsöverskridande fusion i enlighet med norsk och svensk rätt. Innan fusionen slutförs kommer aktierna i bolaget som innehar Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet att delas ut till Lundin Energys aktieägare. Lundin Energy redovisar därmed sin prospekterings- och produktionsverksamhet som avvecklad verksamhet i koncernens resultaträkning. De tillgångar och skulder som hänförs till den avvecklade verksamheten redovisas i koncernens balansräkning som tillgångar och skulder som innehas för värdeöverföring till ägare. När transaktionen med Aker BP är slutförd kommer den kvarvarande verksamheten inom förnybar energi att vara skuldfri, med en kassalikviditet om 130 MUSD för att täcka investerings- och rörelsekapitalbehov. Verksamheten inom förnybar energi förväntas att uppnå ett positivt fritt kassaflöde från slutet av 2023, då alla projekt för förnybar energi är fullt utbyggda och har tagits i drift.

I enlighet med avtalet kommer aktieägare, i utbyte mot Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet, att erhålla ett kontant vederlag uppgående till 2,22 miljarder USD (cirka 71,0 SEK per aktie efter omräkning från USD till valutakursen den 20 december), erhålla 271 910 019 aktier i Aker BP (0,951 aktier i Aker BP, som representeras av svenska depåbevis, för varje utestående aktie i Lundin Energy vid tidpunkten för slutförandet av sammanslagningen – motsvarande cirka 279,3 SEK per aktie i Lundin Energy baserat på stängningskursen den 20 december 2021) och kommer att behålla sitt befintliga aktieinnehav i Lundin Energy och dess verksamhet inom förnybar energi (ytterligare information om affärsplan, ledning och bolagsstyrning kommer att offentliggöras den 25 februari 2022). Efter genomförandet av sammanslagningen kommer aktieägare i Lundin Energy därmed att äga 43 procent av det totala antalet aktier och röster i Aker BP (baserat på totalt 360 113 509 aktier och röster i Aker BP). Transaktionen villkoras av godkännande från bolagets årsstämma den 31 mars 2022, Aker BP:s bolagsstämma samt nödvändiga myndighetsgodkännanden.

Resultat

Informationen i denna finansiella översikt avser både avvecklad och kvarvarande verksamhet om inte annat anges. Mer information om finansiella nyckeltal som delas upp för avvecklad och kvarvarande verksamhet finns på sidorna 33-34.

Intäkter och övriga intäkter om 5 484,7 MUSD (2 564,4 MUSD) redovisades för året, vilket var rekordhögt för bolaget. Ökningen jämfört med föregående år beror främst på högre försäljningsvolymer och högre olje- och gaspriser. Försäljningsvolymer ökade med 19 procent jämfört med föregående år till följd av förbättrade produktionsresultat, lagerförändringar och överuttag. Realiserat oljepris per fat oljeekvivalenter (boe) ökade med 85 procent jämfört med föregående år. Realiserade priser för gas och NGL för det fjärde kvartalet uppgick till nästan 150 USD per boe, vilket är cirka fem gånger högre än för motsvarande kvartal 2020.

Årets resultat uppgick till 493,8 MUSD (384,2 MUSD), motsvarande ett resultat per aktie om 1,74 USD (1,35 USD). Resultatet påverkades positivt av högre intäkter och övriga intäkter, och negativt av ökade rörelsekostnader, en till större delen ej kassaflödespåverkande valutakursförlust som redovisades under året om 216,3 MUSD (-171,8 MUSD) och högre skattekostnader. Justerat resultat uppgick till 795,7 MUSD (280,0 MUSD) för året, motsvarande justerat resultat per aktie om 2,80 USD (0,99 USD). I nyckeltalet justerat resultat exkluderas effekterna av den redovisningsmässiga vinsten från omförhandling av lånevillkor, valutakursvinster och -förluster, räntesäkringskontrakt som inte längre behandlas som effektiva, övriga extraordinära finansiella kostnader, samt den skattemässiga effekten från dessa poster, vilket bättre speglar resultatet från bolagets operativa verksamhet för året. Justerat resultat för det fjärde kvartalet uppgick till 253,3 MUSD (86,9 MUSD) och var rekordhögt för bolaget för ett kvartal.

Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar och prospekteringskostnader (EBITDAX) uppgick till 4 822,8 MUSD (2 140,2 MUSD) för året och motsvarade EBITDAX per aktie om 16,96 USD (7,53 USD). Ökningen per aktie jämfört med föregående år är främst hänförlig till högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. EBITDAX för det fjärde kvartalet uppgick till 1 462,2 MUSD (708,4 MUSD), och var rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Kassaflöde från den löpande verksamheten uppgick till 3 058,0 MUSD (1 528,0 MUSD) för året, motsvarande kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie om 10,75 USD (5,38 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror även den på högre försäljningsvolymer och högre oljepriser, men påverkades negativt av förändringar i rörelsekapital och högre skatteinbetalningar under året. Kassaflöde från den löpande verksamheten för det fjärde kvartalet uppgick till 558,1 MUSD (276,7 MUSD). Fritt kassaflöde uppgick till 1 645,5 MUSD (448,2 MUSD) för året, motsvarande fritt kassaflöde per aktie om 5,79 USD (1,58 USD). Ökningen jämfört med föregående år beror främst på ett högre kassaflöde från den löpande verksamheten, vilket delvis kompenseras av ökade investeringar i olje-och gastillgångar. Fritt kassaflöde uppgick till 22,6 MUSD (-97,5 MUSD) för det fjärde kvartalet, vilket inkluderade en kontant köpeskilling om 320 MUSD för att förvärva ytterligare en 25-procentig licensandel i Wistingfyndigheten. Som ett resultat av det starka fria kassaflödet som genererades under året minskade nettoskulden från 3 911,5 MUSD vid slutet av 2020 till 2 747,9 MUSD i slutet av 2021 vilket är en minsking med cirka 1,2 BUSD.

Koncernförändringar

I april 2021 slutförde bolaget en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig andel i det landbaserade vindkraftsprojektet Karskruv i södra Sverige. Vindkraftsparken kommer att tas i drift under den senare delen av 2023, och förväntas att producera cirka 290 GWh per år från 20 landbaserade vindkraftverk. Den sammanlagda investeringen i Karskruv, inklusive förvärvskostnad, kommer att uppgå till 130 MEUR, och merparten kommer att investeras under 2022 och 2023.

I oktober 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med OMV Norge om att förvärva en 25-procentig licensandel i PL537, som inkluderar Wistingfyndigheten, vilket ökade bolagets licensandel till 35 procent. Transaktionen innefattade en kontant köpeskilling till OMV Norge om 320,0 MUSD och slutfördes i december 2021, med verkan från den 1 januari 2021. Transaktionen redovisas som ett tillgångsförvärv.

Den 21 december 2021 meddelade Lundin Energy att bolaget ingått en transaktion med Aker BP, vilken beskrivs ovan. Denna innebär att prospekterings- och produktionsverksamheten redovisas som avvecklad verksamhet i koncernens resultaträkning, och hänförliga tillgångar och skulder redovisas som tillgångar och skulder som som innehas för värdeöverföring till ägare i koncernens balansräkning.

Intäkter och övriga intäkter

Intäkter och övriga intäkter uppgick till 5 484,7 MUSD (2 564,4 MUSD) för året och utgjordes av försäljning av olja och gas och övriga intäkter som beskrivs i not 4. Intäkter och övriga intäkter hänförs i sin helhet till den avvecklade verksamheten.

Försäljning av olja och gas uppgick till 5 452,9 MUSD (2 533,2 MUSD) för året och det genomsnittspris Lundin Energy erhållit per boe från den egna produktionen uppgick till 71,01 USD (38,35 USD) som framgår av följande tabell. Det genomsnittliga gaspriset som Lundin Energy erhöll per boe uppgick till 204,21 USD (33,43 USD) för det fjärde kvartalet, vilket är mer än sex gånger högre än för det fjärde kvartalet 2020. Det genomsnittliga priset för Brent-olja uppgick till 70,91 USD (41,84 USD) per fat för året, och uppgick till 79,76 USD (44,16 USD) för det fjärde kvartalet.

Försäljning av olja och gas från egen produktion för året framgår av not 6 och omfattar nedanstående:

Försäljning från egen produktion Genomsnittspris per boe i USD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Försäljning olja
- Kvantitet i Mboe	65 381,1	16 536,5	54 263,6	15 441,2
- Genomsnittspris per bbl	69,36	76,98	39,96	44,72
Försäljning gas och NGL
- Kvantitet i Mboe	6 281,8	1,797,8	6 013,2	1 781,5
- Genomsnittspris per boe	88,10	150,23	23,80	32,48
Summa försäljning
- Kvantitet i Mboe	71 662,9	18 334,3	60 276,8	17 222,7
- Genomsnittspris per boe	71,01	84,16	38,35	43,45

Tabellen ovan exkluderar oljeintäkter från tredje part.

Försäljning av olja från tredje part uppgick till 364,4 MUSD (221,5 MUSD) för året, och avsåg olja som köpts utanför koncernen och sålts på den externa marknaden av Lundin Energy Marketing SA. Intäkter från försäljning av olja och gas redovisas när kunden erhållit kontroll över de sålda produkterna.

Övriga intäkter uppgick till 31,8 MUSD (31,2 MUSD) för året och avsåg främst tariffintäkter om 21,6 MUSD (23,2 MUSD), hänförliga till tariffer som betalats av Ivar Aasen till Edvard Grieg. Övriga intäkter för året innefattade även en vinst på kortfristiga derivatinstrument (kopplade till oljepriset) om 2,0 MUSD (0,8 MUSD).

Produktionskostnader

Produktionskostnader, inklusive förändringar i under- och överuttagspositioner och förändringar i lager uppgick till 265,4 MUSD (177,2 MUSD) för året och beskrivs i not 5. Produktionskostnader hänförs i sin helhet till den avvecklade verksamheten. Den totala produktionskostnaden per boe framgår av nedanstående tabell:

	1 jan 2021-	1 okt 2021-	1 jan 2020-	1 okt 2020-
Produktionskostnader	31 dec 2021 12 månader	31 dec 2021 3 månader	31 dec 2020 12 månader	31 dec 2020 3 månader
Utvinningskostnader
- i MUSD	167,5	51,5	134,5	32,6
- i USD per boe	2,41	2,88	2,24	1,92
Tariff- och transportkostnader
- i MUSD	71,9	20,9	50,7	14,3
- i USD per boe	1,03	1,16	0,84	0,84
Verksamhetskostnader
- i MUSD	239,4	72,4	185,2	46,9
- i USD per boe1	3,44	4,04	3,08	2,76
Förändring i under- och överuttagsposition
- i MUSD	7,9	3,6	-2,7	1,2
- i USD per boe	0,11	0,20	-0,05	0,06
Förändringar i lager
- i MUSD	11,5	0,3	-11,2	-11,6
- i USD per boe	0,17	0,02	-0,19	-0,68
Övrigt
- i MUSD	6,5	1,6	5,9	1,5
- i USD per boe	0,09	0,09	0,10	0,09
Produktionskostnader
- i MUSD	265,4	78,0	177,2	38,0
- i USD per boe	3,81	4,35	2,94	2,23

Not: USD per boe beräknas som kostnaden dividerat med producerad volym för perioden.

1 Beloppen i ovanstående tabell exkluderar nettoredovisning av tariffintäkter. Lundin Energys verksamhetskostnader för året om 3,44 USD (3,08 USD) per boe minskar till 3,14 USD (2,69 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas. Verksamhetskostnaden för det fjärde kvartalet om 4,04 USD (2,76 USD) per boe minskar till 3,81 USD (2,44 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas.

Utvinningskostnaderna uppgick till 167,5 MUSD (134,5 MUSD) för året, motsvarande 2,41 USD (2,24 USD) per boe, och till 160,2 MUSD (127,8 MUSD) respektive 2,31 USD (2,12 USD) per boe om verksamhetsrelaterade projekt exkluderas. Ökningen i kostnad per boe jämfört med föregående år beror främst på högre elpriser och miljöskatter under den senare delen av året, och en starkare norsk krona. Detta kompenseras till viss del av ökade produktionsvolymer.

Tariff- och transportkostnader uppgick till 71,9 MUSD (50,7 MUSD) för året motsvarande 1,03 USD (0,84 USD) per boe. Ökningen per boe jämfört med föregående år beror på en starkare norsk krona och ökning av vissa tariffer för olja och gas.

Sålda volymer kan under en period avvika från producerade volymer beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av under- och överuttag, volymförändringar i lager, förvaring och rörledningar. Förändringen i under- och överuttagsposition värderas till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 7,9 MUSD (-2,7 MUSD) för året, och är beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen. Lagerförändringar värderas också till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 11,5 MUSD (-11,2 MUSD) för året och påverkades av en lastning som genomfördes i slutet av 2020 och som såldes i början av 2021. Sålda och producerade volymer framgår av nedanstående tabell:

Förändring i under- och överuttagsposition i Mboepd	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Produktionsvolymer	190,3	194,8	164,5	185,1
Lagerförändringar	1,7	–	-1,7	-6,8
Produktionsvolymer inklusive lagerförändringar	192,0	194,8	162,8	178,3
Försäljningsvolymer från egen produktion	196,3	199,3	164,7	187,2
Förändring i under- och överuttagsposition	-4,3	-4,5	-1,9	-8,9

Övriga kostnader uppgick till 6,5 MUSD (5,9 MUSD) för året och är hänförliga till driftstoppsförsäkringen.

Avskrivningar och återställningskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 703,0 MUSD (607,7 MUSD) för året, vilket motsvarade en genomsnittlig kostnad om 10,12 USD (10,09 USD) per boe och hänförs i sin helhet till den avvecklade verksamheten. Avskrivningsnivån per boe var stabil jämfört med motsvarande period föregående år, och inkluderar en lägre avskrivningsnivå per fat i norska kronor, vilket kompenserats av en starkare norsk krona eftersom avskrivningarna per boe beräknas i norska kronor. Som ett resultat av transaktionen med Aker BP den 21 december 2021 har bolagets prospekterings- och produktionsverksamhet omklassificerats som tillgångar och skulder som innehas för värdeöverföring till ägare i koncernens balansräkning. Detta medför att bolaget från och med den 21 december 2021 då transaktionen meddelades, i enlighet med IFRS 5 inte längre skriver av dessa tillgångar.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 258,1 MUSD (104,9 MUSD) för året, och hänförs i sin helhet till den avvecklade verksamheten. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekterings- och utvärderingsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs när fakta och övriga omständigheter talar för att en prospektering- och utvärderingstillgångs bokförda värde överstiger dess återvinningsvärde.

Inköp av olja från tredje part

Försäljning av olja från tredje part uppgick till 361,7 MUSD (217,8 MUSD) under året och avsåg inköp av olja utanför koncernen. Inköp av olja från tredje part hänförs i sin helhet till den avvecklade verksamheten.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar uppgick till 41,9 MUSD (36,1 MUSD) för året, varav 19,4 MUSD (16,4 MUSD) hänförs till kvarvarande verksamhet och 22,5 MUSD (19,7 MUSD) till avvecklad verksamhet. Administrationskostnader och avskrivningar inkluderade en kostnad om 6,1 MUSD (4,8 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om ersättningar på sidan 16. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 7,1 MUSD (6,9 MUSD) för året.

Finansiella intäkter

Finansiella intäkter uppgick till 3,8 MUSD (173,1 MUSD) för året, varav 2,6 MUSD (0,5 MUSD) hänförs till kvarvarande verksamhet och 1,2 MUSD (172,6 MUSD) till avvecklad verksamhet, och beskrivs i not 1 och 7.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader uppgick till 473,0 MUSD (319,4 MUSD) för året, varav 0,2 MUSD (0,9 MUSD) hänförs till kvarvarande verksamhet och 472,8 MUSD (318,5 MUSD) till avvecklad verksamhet, och beskrivs i not 2 och 8.

Valutakursförluster uppgick till 216,3 MUSD (-171,8 MUSD) för året. Valutakursförändringar uppstår vid betalningstransaktioner i utländsk valuta samt vid omvärdering av rörelsekapital och lånebalanser till den på balansdagen gällande valutakursen, när dessa monetära tillgångar och skulder innehas i andra valutor än koncernbolagens funktionella valutor. Lundin Energy påverkas av fluktuationer i valutakurser mellan US-dollarn och andra valutor. För att möta denna valutakursexponering avseende investeringar, bolagsskatt och särskild petroleumskatt har bolaget ingått avtal om finansiella derivatinstrument. Den realiserade valutakursförlusten på förfallna valutasäkringsinstrument uppgick till 22,9 MUSD (65,6 MUSD). Som ett resultat av transaktionen med Aker BP, bedöms en del av de utestående valutasäkringsinstrumenten, efter effektivitetstest, inte längre vara effektiva. Detta innebär att en ej kassaflödespåverkande post om 15,5 MUSD har kostnadsförts i resultaträkningen, vilket beräknats efter den marknadsmässiga valutakursen per den 31 december 2021.

US-dollarn stärktes med åtta procent gentemot Euron under året, vilket resulterade i en valutakursförlust på det externa lån i US-dollar som tagits av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta, samt en valutakursförlust på ett koncerninternt lån, vilket även tagits av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta. Dessutom stärktes den norska kronan med fem procent gentemot Euron under året, vilket resulterade i en valutakursvinst på en koncernintern lånebalans i norska kronor.

Räntekostnader uppgick till 52,5 MUSD (104,4 MUSD) för året och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter aktiverades till ett belopp om 23,6 MUSD (25,8 MUSD) under året, vilket främst avsåg finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge. De sammanlagda ränteutgifterna var lägre än föregående år, till följd av en lägre LIBOR-ränta, en lägre räntemarginal över LIBOR efter refinansieringen i december 2020 och en lägre skuldnivå.

Reglering av räntesäkringskontrakt resulterade i en förlust om 122,0 MUSD (44,5 MUSD) för året, som ett resultat av den lägre LIBOR-räntan. Detta inkluderade 71,0 MUSD som resultatfördes till följd av räntesäkringskontrakt som efter effektivitetstest inte längre bedömdes vara effektiva, varav 54,3 MUSD var ej kassaflödespåverkande. I juni 2021 utfärdade bolaget seniora obligationslån om 2 miljarder USD med fast ränta och nyttjade medlen från obligationserbjudandet tillsammans med befintliga likvida medel för att amortera 2 miljarder av den del av kreditfaciliteten som löper med rörlig ränta. Bolaget amorterade ytterligare 0,3 miljarder USD i november 2021 och till följd av detta är en del av bolagets utestående räntesäkringskontrakt, efter effektivitetstest, inte längre att bedöma som effektiva. Som ett resultat av transaktionen med Aker BP är ytterligare utestående räntesäkringskontrakt, efter effektivitetstest, inte längre att bedöma som effektiva.

Avskrivningar av aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 35,5 MUSD (37,6 MUSD) för året och avsåg främst avgifter för upprättandet av den reservbaserade kreditfaciliteten som kostnadsförts över facilitetens förväntade nyttjandetid. Dessutom konstadsfördes den del av de aktiverade finansierinsavgifterna som var hänförliga till amorteringen som gjordes om sammanlagt 2,3 miljarder USD. Som ett resultat av transaktionen med Aker BP, kostnadsfördes ytterligare aktiverade finansieringsavgifter under året. Den framgångsrika refinansieringen i december 2020 innebar att aktiverade finansieringsavgifter hänförliga till den reservbaserade kreditfaciliteten, den revolverande kreditfaciliteten om 160 MUSD och den osäkrade kreditfaciliteten om 340 MUSD, kostnadsfördes under föregående år.

Engagemangsavgifter för lånefaciliteter uppgick till 7,2 MUSD (11,5 MUSD) för året och avsåg avgifter för ej utnyttjade lånebelopp från den revolverande kreditfaciliteten, som vid årets slut inte nyttjats.

Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor uppgick till 99,7 MUSD för föregående år och avsåg kostnadsföringen över facilitetens förväntade nyttjandetid av den redovisningsmässiga vinsten som uppkom under 2018 till följd av de förmånligare lånevillkoren som omförhandlades för bolagets reservbaserade kreditfacilitet.

Andel i resultat från joint ventures

Andel i resultat från joint ventures uppgick till 0,9 MUSD (-0,1 MUSD) för året och avsåg den 50-procentiga andelen, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge. Andel i resultat från joint ventures hänförs i sin helhet till den kvarvarande verksamheten.

Skatt

Den sammanlagda skattekostnaden uppgick till 2 892,5 MUSD (890,1 MUSD) för året, varav –MUSD (1,0 MUSD) hänförs till den kvarvarande verksamheten och 2 892,5 MUSD (889,1 MUSD) till den avvecklade verksamheten. Skattekostnader som hänförs till den avvecklade verksamheten beskrivs i not 9.

Aktuella skattekostnader som uppgick till 2 562,8 MUSD (511,8 MUSD) för året var främst hänförliga till Norge och avsåg både bolagsskatt och särskild petroleumskatt. Den skatt som betalades i Norge under året uppgick till 1 387,3 MUSD, vilket i kombination med den aktuella skattekostnaden och valutakursförändringar resulterade i en ökning av den kortfristiga skatteskulden från 444,4 MUSD till 1 573,7 MUSD jämfört med slutet av föregående år.

Den 19 juni 2020 infördes tillfälliga ändringar i den norska petroleumskattelagen. De tillfälliga ändringarna innebär att investeringar som görs under 2020 och 2021 är avdragsgilla fullt ut mot den särskilda petroleumskatten under det år som investeringen görs istället för efter en linjär avskrivningsplan över sex år i enlighet med vanliga skatteregler. Utöver avdraget för själva investeringen medger den särskilda petroleumskattelagen ytterligare avdragsmöjligheter i form av ett särskilt avdrag för skatteändamål (uplift). För åren 2020 och 2021 har det särskilda avdraget, som är avdragsgillt i sin helhet det år det redovisas, höjts till 24 procent av investeringen, jämfört med tidigare bestämmelser om ett årligt avdrag om 5,2 procent över en fyraårsperiod, d.v.s. sammanlagt 20,8 procent. De tillfälliga ändringarna i petroleumskattelagstiftningen är även tillämpliga på planer för utbyggnad och drift som lämnas in innan slutet av 2022. Dessa ändringar i skattelagen minskar den aktuella skattekostnaden för 2020 och 2021, och ökar den uppskjutna skattekostnaden.

Den norska regeringen har lagt fram ett förslag om förändring av systemet för särskild petroleumskatt från och med 2022, vilket innebär att nuvarande regler för avskrivningar och uplift ersätts med ett omedelbart skatteavdrag när investeringen görs. Skattesatsen för bolagsskatt och petroleumskatt kommer att bli oförändrad på sammanlagt 78 procent. Dessa förändringar påverkar inte de tillfälliga ändringarna i skattelagen som beskrivs ovan.

Uppskjutna skattekostnader uppgick till 329,7 MUSD (378,3 MUSD) för året och var hänförliga till Norge. Uppskjuten skatt uppkommer huvudsakligen när det finns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar. Den uppskjutna skattekostnaden minskade under året till följd av de tillfälliga ändringarna i den norska petroleumskattelagen som infördes i juni 2020 och beskrivs ovan.

Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 13,7 och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för året påverkades av resultatposter som inte är avdragsgilla fullt ut, såsom den redovisade valutakursförlusten, finansiella poster för den norska verksamheten och det särskilda avdraget för skatteändamål (uplift) som gäller för utbyggnadsutgifter i enlighet med de skatteregler som gäller för verksamhet offshore i Norge. Den effektiva skattesatsen för året påverkades främst av valutakursförlusten som redovisades och att räntesäkringskontrakt som, efter effektivitetstest, inte längre bedöms vara effektiva har kostnadsförts. Den effektiva skattesatsen för det justerade resultatet uppgick till 78 procent för året.

Balansräkningen - Kvarvarande verksamhet

Anläggningstillgångar

Tillgångar för förnybar energi uppgick till 31,5 MUSD (– MUSD) och avsåg den fullt konsoliderade 100-procentiga andelen i det landbaserade vinkraftsprojektet Karskruv i södra Sverige.

Investeringar i joint ventures uppgick till 108,7 MUSD (110,6 MUSD) och avsåg den 50-procentiga andelen i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt i Finland och den 50-procentiga andelen i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge. Dessa bolag konsolideras inte fullt ut utan redovisas istället som investeringar i joint ventures.

Fordringar på joint ventures uppgick till 35,1 MUSD (– MUSD) och avsåg långfristiga räntebärande lån till joint ventures för investeringar i MLK vindkraftspark i Finland och Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge.

Bolagets nettoinvesteringar i projekt för förnybar energi för året, som delvis görs genom joint ventures, framgår av nedanstående tabell:

Investeringar i förnybar energi i MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Karskruv Vindkraftspark – Sverige	30,9	–	–	–
MLK Vindkraftspark – Finland	41,0	1,3	46,3	11,1
Leikanger Vattenkraft – Norge	1,2	0,6	49,8	4,9
Naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären	5,6	1,9	–	–
Investeringar i förnybar energi	78,7	3,8	96,1	16,0

Projekt för naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären som inkluderas ovan kommer att ingå i den avvecklade verksamheten.

Omsättningstillgångar

Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare uppgick till 7 468,2 MUSD (– MUSD) och beskrivs i not 3.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 5,3 MUSD och avsåg främst rörelsekapital för den kvarvarande verksamheten.

Fordringar på den avvecklade verksamheten uppgick till 128,6 MUSD (– MUSD) vilket motsvarar den kvartalsvisa utdelning som beslutades av årsstämman som hölls den 30 mars 2021 i Stockholm. Den avvecklade verksamheten har åtagit sig att finansiera utdelningen, denna fordran reglerades i början av 2022 när den fjärde kvartalsvisa utdelningen betalades ut till aktieägarna.

Likvida medel uppgick till 130,0 MUSD (82,5 MUSD) och avsåg kassalikviditet för den kvarvarande verksamheten för att täcka investeringsoch rörelsekapitalbehov. Verksamheten inom förnybar energi förväntas att uppnå ett positivt fritt kassaflöde från slutet av 2023, då alla projekt för förnybar energi är fullt utbyggda och har tagits i drift.

Kortfristiga skulder

Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare uppgick till 9 194,0 MUSD (– MUSD) och beskrivs i not 3.

Utdelningar uppgick till 128,6 MUSD (72,3 MUSD) och var hänförliga till den kvartalsvisa kontantutdelning som godkändes av årsstämman den 30 mars 2021 i Stockholm.

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 4,2 MUSD och avsåg främst rörelsekapital för den kvarvarande verksamheten.

Balansräkningen - Avvecklad verksamhet

Samtliga poster i balansräkningen som hänförs till den avvecklade verksamheten har omklassificerats som tillgångar och skulder som innehas för värdeöverföring till ägare, och beskrivs i not 3. Jämförelsesiffror har i enlighet med IFRS inte omklassificerats och redovisas därmed inte i not 3.

Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare

Olje- och gastillgångar uppgick till 6 222,2 MUSD och beskrivs i not 10. Olje- och gastillgångar innefattar tillgångar med nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 5,3 MUSD och avser en borrigg som redovisats i enlighet med IFRS16 under året.

Utgifter för utbyggnad, prospektering och utvärdering för året beskrivs nedan:

Utbyggnadsutgifter i MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Norge	738,4	176,1	639,8	148,4
Utbyggnadsutgifter	738,4	176,1	639,8	148,4

Under året har ett belopp om 738,4 MUSD (639,8 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Solveig och Rolvsnes. Dessutom aktiverades ränteutgifter till ett belopp om 23,1 MUSD (25,8 MUSD).

Prospekterings- och utvärderingsutgifter i MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Norge	300,6	58,4	152,9	67,1
Prospekterings- och utvärderingsutgifter	300,6	58,4	152,9	67,1

Utgifter för prospektering och utvärdering i Norge uppgick till 300,6 MUSD (58,4 MUSD) för året och avsåg främst de prospekterings- och utvärderingsborrningar som sammanfattas på sida 6.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 42,0 MUSD och beskrivs i not 11. Övriga materiella anläggningstillgångar inkluderar tillgångar med nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 27,2 MUSD.

Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen som gjordes under 2016 uppgick till 128,1 MUSD.

Finansiella tillgångar uppgick till 12,7 MUSD och beskrivs i not 12. Avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup under 2019 inkluderade en tilläggsköpeskilling villkorad av framtida klassificeringar av reserver och förfaller till betalning 2026. Denna villkorade tilläggsköpeskilling har värderats till verkligt värde av bolaget.

Lagertillgångar uppgick till 55,7 MUSD och inkluderade lager av såväl borrutrustning som av olja.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 657,2 MUSD och beskrivs i not 13. Kundfordringar uppgick till 523,9 MUSD och är ej förfallna. Underuttag uppgick till 23,2 MUSD och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst hänförliga till olja från Edvard Griegfältet. Fordringar på joint operations uppgick till 36,2 MUSD och avsåg flera joint operations. Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 68,7 MUSD, och inkluderade 44,2 MUSD hänförliga till lastningar som genomfördes under året men som inte fakturerats vid bokslutsdagen och förutbetalda verksamhets- och försäkningskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 5,2 MUSD.

Derivatinstrument uppgick till 18,5 MUSD och var hänförliga till den vinst som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående valutasäkringskontrakt.

Aktuella skattefordringar uppgick till 9,7 MUSD och avsåg skatteinbetalningar som har genomförts utanför Norge under året, och som förväntas återvinnas i framtiden.

Likvida medel uppgick till 322,1 MUSD. Likvida medel innehas främst för att möta verksamhetens löpande behov och ge likvidmässigt utrymme.

Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare

Obligationslån uppgick till 1 979,9 MUSD och beskrivs i not 14. Bolaget utfärdade seniora obligationslån om 2 miljarder USD i juni 2021, vilket bestod av seniora obligationslån om 1 miljard USD som löper till en ränta om 2 procent med slutligt förfall 2026 till ett pris motsvarande 99,827 procent, och seniora obligationslån om 1 miljard USD som löper till en ränta om 3,1 procent med slutligt förfall 2031 till ett pris motsvarande 99,81 procent. Räntan utbetalas två gånger per år. Aktiverade finansieringsavgifter som hänförs till utfärdandet av obligationslån uppgick till 16,7 MUSD och skrivs av över obligationslånens förväntade löptid.

Finansiella skulder uppgick till 1 231,6 MUSD och beskrivs i not 15. Banklån uppgick till 1 200,0 MUSD och avsåg utestående lån inom kreditfaciliteten. Bolaget amorterade 2 miljarder USD av kreditfaciliteten i juni 2021 till följd av utfärdandet av obligationslånen, och amorterade ytterligare 0,3 miljarder USD i november. Aktiverade finansieringsavgifter avseende uppläggningskostnader för kreditfaciliteterna uppgick till 2,4 MUSD och kostnadsförs över faciliteternas förväntade nyttjandetid. Leasingåtaganden uppgick till 34,0 MUSD och var hänförliga till den långfristiga delen av leasingåtagandena i enlighet med IFRS 16.

Avsättningar uppgick till 664,7 MUSD och beskrivs i not 16. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 650,8 MUSD och avsåg framtida återställningsåtaganden. Avsättningen för Lundin Energys Unit Bonus Plan uppgick till 10,3 MUSD.

Uppskjutna skatteskulder uppgick till 3 120,6 MUSD. Avsättningen var främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 404,2 MUSD och beskrivs i not 17. Leverantörsskulder uppgick till 80,4 MUSD. Överuttag uppgick till 27,0 MUSD och avsåg främst överuttagspositioner vid producerande fält, främst hänförlig till olja från Solveigfältet. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 209,0 MUSD och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 63,7 MUSD och övriga kortfristiga skulder uppgick till 24,1 MUSD.

Derivatinstrument uppgick till 90,7 MUSD och var hänförliga till den förlust som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt.

Kortfristiga skatteskulder uppgick till 1 573,7 och var främst hänförliga till Norge. De kortfristiga skatteskulderna har ökat under året, vilket främst beror på att en aktuell skattekostnad om 2 562,8 MUSD redovisats. Detta kompenseras av skattebetalningar om 1 387,3 MUSD som gjorts under året.

Kortfristiga skulder till den kvarvarande verksamheten uppgick till 128,6 MUSD och avsåg den kvartalsvisa utdelningen som beslutats av årsstämman som hölls den 30 mars 2021 i Stockholm. Den avvecklade verksamheten har åtagit sig att finansiera utdelningen och denna skuld reglerades i början av 2022 när den fjärde kvartalsvisa utdelningen utbetalades till aktieägarna.

Kassaflödesanalys

Förändringar i rörelsekapital

Förändringar i rörelsekapital, i enlighet med koncernens kassaflödesanalys, uppgick till -229,2 MUSD (61,4 MUSD) för året. Ökningen av rörelsekapitalet avsåg främst högre kundfordringar på balansdagen, till följd av stigande olje- och gaspriser, vilket delvis kompenserats av en ökning av kortfristiga skulder.

Moderbolaget

Moderbolagets affärsverksamhet är att investera i och förvalta olje- och gastillgångar samt projekt för förnybar energi. Moderbolagets resultat för året uppgick till 12 956,5 MSEK (2 641,9 MSEK) och inkluderade finansiella intäkter om 13 310,2 MSEK (2 867,8 MSEK) till följd av utdelningar som erhållits från ett dotterbolag. Exklusive erhållna utdelningar uppgick resultatet för moderbolaget till -353,7 MSEK (-225,9 MSEK).

I resultatet för året ingick administrationskostnader om 240,7 MSEK (240,1 MSEK) och finansiella kostnader om 133,4 MSEK (5,3 MSEK), exklusive erhållna utdelningar som nämns ovan.

Transaktioner med närstående

Lundin Energy identifierar följande närstående parter: intresseföretag, gemensamt kontrollerade enheter, ledande personer med nyckelställning och medlemmar av deras nära familj eller andra enheter, vilka kontrolleras direkt eller indirekt av ledande personer med nyckelställning eller deras familj eller av någon annan individ som kontrollerar eller har gemensam kontroll eller väsentligt inflytande över enheten.

Under det andra kvartalet ingick koncernen ett sponsoravtal med Team Tilt SA, ett schweiziskt seglingslag, för deras medverkan i SailGP som är en serie för höghastighetssegling med katamaraner. Sponsoravtalet löper över tre år med en årlig betalning om mellan 2,6 MUSD och 3,5 MUSD, den första betalningen gjordes under det fjärde kvartalet 2021.

Majoritetsägare i Team Tilt SA är Sebastien Schneiter, en internationellt erkänd seglare som representerat Schweiz i europeiska, världsoch olympiska mästerskap. Sebastien Schneiter är en nära familjemedlem till bolagets nuvarande styrelseledamot och tidigare vd Alex Schneiter.

Likviditet

I juni 2021 utfärdade Lundin Energy seniora obligationslån om 2 miljarder USD, bestående av seniora obligationslån om 1 miljard USD som löper till en ränta om 2 procent med slutligt förfall 2026 till ett pris som motavarar 99,827 procent, och seniora obligationslån om 1 miljard USD som löper till en ränta om 3,1 procent med slutligt förfall 2031 till ett pris som motavarar 99,81 procent. Räntan kommer att utbetalas två gånger per år och inget av obligationslånen har finaniella kovenanter. Bolaget använde medel från obligationserbjudandet tillsammans med befintliga likvida medel för att amortera 2 miljarder USD av den kreditfacilitet som ingicks i december 2020. Den 15 juli 2021, noterades det seniora obligationslånet på Securities Official List på Luxembourg Stock Exchange.

I december 2020 ingick Lundin Energy en femårig kreditfacilitet om 5 miljarder USD. Faciliteten är en kombination av en femårig revolverande kreditfacilitet om 1,5 miljarder USD, och lån om 3,5 miljarder USD med löptid om två, tre, fyra och fem år. I juni 2021 amorterades 2 miljarder USD, och i november 2021 amorterades 0,3 miljarder USD. Därefter kvarstår lån om 1,2 miljarder USD med löptid om tre, fyra och fem år. Faciliteten innefattar även en option för ytterligare åtaganden från långivare (accordion option) om upp till 1 miljard USD. I linje med bolagets industriledande miljöprofil, har ESG KPI:er avseende koldioxidintensitet och producerad förnybar el inkluderats i beräkningen av räntemarginalen. Detta ger ytterligare finansiella incitament för att fullfölja bolagets strategi för minskade koldioxidutsläpp för att uppnå koldioxidneutralitet 2023. När de ESG KPI:er som ingår i beräkningen av räntemarginalen tagits i beaktan erhöll bolaget en lägre räntemarginal över LIBOR under året. Facilitetens struktur är kompatibel med obligationerna som utfärdats på kapitalmarknaden till pari passu-villkor.

När transaktionen med Aker BP är slutförd kommer den kvarvarande verksamheten inom förnybar energi, som redovisas som kvarvarande verksamhet, att vara skuldfri med en kassalikviditet om 130 MUSD för att täcka investerings- och rörelsekapitalbehov. Verksamheten inom förnybar energi förväntas att uppnå ett positivt fritt kassaflöde från slutet av 2023, då alla projekt för förnybar energi är fullt utbyggda och har tagits i drift.

Bolaget har för närvarande erhållit kreditbetyg om Baa3, BBB- och BBB- från Moody's, S&P och Fitch, samtliga med stabila utsikter i kreditvärdering.

Eventualförpliktelser

I november 2021 väckte Åklagarmyndigheten åtal mot bolagets styrelseordförande Ian H. Lundin och styrelseledamot Alex Schneiter avseende tidigare verksamhet i Sudan från 1999 till 2003. Åtalet innefattar även ett yrkande att påföra bolaget en företagsbot om 3 000 000 kronor och förverkande av ekonomiska fördelar motsvarande 1 391 791 000 kronor, vilket enligt Åklagarmyndigheten motsvarar värdet av den vinst om 720 098 000 kronor som bolaget gjorde vid försäljningen av verksamheten 2003. En företagsbot eller förverkande av ekonomiska fördelar kan endast påföras i samband med en fällande dom i en rättegång. Bolaget ser inte att det finns några omständigheter under vilka en företagsbot eller förverkande skulle kunna utdömas och bestrider att det finns någon grund för anklagelser om felaktigt agerande från någon av dess företrädare. Bolaget betraktar detta som en eventualförpliktelse och därför har ingen avsättning gjorts i redovisningen. Denna eventualförpliktelse kommer att kvarstå i den kvarvarande verksamheten.

Händelser efter balansdagens utgång

Inga väsentliga händelser att rapportera har inträffat efter balansdagens utgång.

Aktiedata

Lundin Energy AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 478 713 SEK, vilket motsvarar 285 924 614 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK (avrundat). Det registrerade aktiekapitalet inkluderar en fondemission om 556 594 SEK som genomfördes under 2019, i syfte att återställa Lundin Energys aktiekapital till samma belopp som omedelbart före inlösenförfarandet av aktier som godkändes av Lundin Energys extra bolagsstämma den 31 juli 2019.

Under 2017 återköpte Lundin Energy 1 233 310 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,14 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017. Under 2018 gjorde Lundin Energy återköp av ytterligare 640 000 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,77 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017.

Under 2020 använde Lundin Energy 300 167 egna aktier för att reglera utbetalningen av 2017 års prestationsbaserade incitamentsprogram. Under 2021 använde Lundin Energy 216 708 av bolagets egna aktier för att reglera utbetalningen av 2018 års prestationsbaserade incitamentsprogram, vilket innebar att bolagets innehav av egna aktier uppgick till 1 356 435 på balansdagen.

Lundin Energys årsstämma, som hölls den 30 mars 2021 i Stockholm, beslutade att godkänna en kontantutdelning för 2020 om 1,80 USD per aktie, att utbetalas genom kvartalsvisa delbetalningar om 0,45 USD per aktie. Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,45 USD per aktie att omvandlas till ett belopp i SEK, och utbetalas i SEK, baserat på Riksbankens valutakurs för USD till SEK fyra arbetsdagar före varje avstämningsdag (avrundat till närmaste hela 0,01 SEK per aktie). Det motsvarande beloppet i USD för utdelning som aktieägarna erhåller kan därför skilja något beroende på valutakursen USD/SEK på utbetalningsdagen. Baserat på antalet utestående aktier, exklusive bolagets egna aktier, uppgick utdelningsbeloppet till 4 467,2 MSEK, motsvarande 511,8 MUSD baserat på valutakursen vid datumet för beslutet vid årsstämman.

Den första delbetalningen gjordes den 8 april 2021, den andra delbetalningen gjordes den 7 juli 2021, den tredje delbetalningen gjordes den 7 oktober 2021, den fjärde delbetalningen gjordes den 11 januari 2022.

Utdelningsförslag 2021

Lundin Energy har som mål att skapa god avkastning för bolagets aktieägare genom att under hela affärscykeln investera i prospektering, utbyggnad och produktionstillgångar. Bolaget räknar med att skapa aktieägarvärde genom såväl en ökning av aktiekursen som genom en hållbar årlig utdelning uttryckt i USD som utbetalas kvartalsvis. Planen är att i linje med bolagets finansiella resultat kunna bibehålla eller successivt öka utdelningen över tid, till en nivå som är hållbar vid ett oljepris på under 50 USD per fat. Utdelningen ska vara hållbar i den mening att den ger bolaget utrymme att fortsätta utveckla sin organiska tillväxtstrategi och utveckla sina betingade resurser, samtidigt som en konservativ skuldsättningsgrad och en välavvägd likviditetsposition upprätthålls inom ramen för bolagets tillgängliga kreditfacilitet.

Ordinarie kontantutdelning

I enlighet med tillkännagivandet den 29 oktober 2021 och bolagets utdelningspolicy kommer styrelsen till årsstämman 2022 föreslå en kvartalsvis utdelning om 0,5625 USD per aktie, motsvarande 160 miljoner USD (avrundat) per kvartal, vilket motsvarar en 25-procentig ökning jämfört med 2020 års utdelning. Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,5625 USD per aktie att omvandlas till ett belopp i SEK, samt utbetalas i SEK, baserat på Riksbankens valutakurs för USD till SEK före varje avstämningsdag. Det slutgiltiga motsvarande beloppet i USD som aktieägarna erhåller kan därför avvika något beroende på valutakursen USD/SEK på utbetalningsdagen. Beloppet i SEK per aktie som utbetalas varje kvartal kommer att meddelas i ett pressmeddelande före respektive avstämningsdag.

I enlighet med svensk aktiebolagsrätt ska ett maximalt utdelningsbelopp i SEK beslutas i förväg för att säkerställa att den årliga utdelningen inte överstiger bolagets disponibla vinstmedel och detta belopp har satts till 7,040 miljarder SEK. Om den totala utdelning skulle överstiga maxbeloppet om 7,040 miljarder SEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att utdelningen motsvarar maxbeloppet om 7,040 miljarder SEK.

Den 21 december ingick bolaget ett avtal om sammanslagning mellan Aker BP och bolagets prospekterings- och produktionsverksamhet. Sammanslagningens slutförande är föremål för att vissa villkor uppfylls, inklusive godkännande från bolagets årsstämma samt att Aker BP erhåller nödvändiga myndighetsgodkännanden. Styrelsen kommer att föreslå till årsstämman att den kvartalsvisa utdelningen, som beskrivs ovan, utbetalas under tiden bolaget äger prospekterings- och produktionsverksamheten och därmed kommer bolaget inte att utbetala utdelning efter att sammanslagningen med Aker BP slutförts. Sammanslagningen förväntas att slutföras under den senare delen av det andra kvartalet eller i början av det tredje kvartalet 2022.

Styrelsens utdelningsförslag, inklusive föreslagna datum för utbetalning och fullständiga villkor kommer att meddelas i samband med kallelsen till årsstämman.

Värdeöverföring av prospekterings- och produktionsverksamheten till ägare i enlighet med Lex Asea-reglerna

Sammanslagningen med Aker BP kommer att genomföras som en gränsöverskridande fusion i enlighet med svensk och norsk rätt, enligt vilken Aker BP kommer att absorbera ett bolag ("LEAB MergerCo") som innehar Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet. Kort efter sammanslagningen med Aker BP kommer aktierna i LEAB MergerCo att delas ut till Lundin Energys aktieägare genom en så kallad Lex Asea-utdelning. Den ersättning som efter fusionen kommer att utbetalas till (de nya) aktieägarna i LEAB MergerCo, kommer att bestå av en kombination av kontantersättning och aktier i Aker BP.

Styrelsen har för avsikt att föreslå till 2022 års årsstämma att samtliga aktier i LEAB MergerCo delas ut till aktieägarna, där en aktie i bolaget kommer att berättiga till en aktie i LEAB MergerCo.

Styrelsens utdelningsförslag enligt Lex Asea, tillsammans med fullständiga villkor, kommer att meddelas i samband med kallelsen till årsstämman.

Ersättningar

Lundin Energys ersättningsprinciper och information om de långsiktiga incitamentsprogrammen redovisas i bolagets årsredovisning 2020, ersättningsrapporten samt i information som utgått till aktieägarna inför årsstämman 2021. Detta material finns tillgängligt på www.lundin energy.com.

Unit Bonusprogram

Antalet utställda units som ingår i 2019, 2020 och 2021 års unit bonusprogram var 59 453, 171 530 och 219 969 per den 31 december 2021.

Prestationsbaserat incitamentsprogram

Årsstämman 2021 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner. Programmet gäller från och med den 1 juli 2021 och kostnaden redovisas från och med det andra halvåret 2021. Det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 31 december 2021 var 254 789 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2021, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter har ökat jämfört med det ursprungliga antalet för att kompensera för utbetald utdelning sedan datumet för tilldelning. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 173,10 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2020 gäller från och med den 1 juli 2020 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 31 december 2021 uppgick till 414 164 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2020, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter har ökat jämfört med det ursprungliga antalet för att kompensera för utbetald utdelning sedan datumet för tilldelning. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 147,10 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2019 gäller från och med den 1 juli 2019 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 31 december 2021 uppgick till 341 001 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2019, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 169,00 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Utdelning för tilldelade aktier utbetalas kontant vid inlösen.

Redovisningsprinciper

Koncernens delårsrapport har upprättats i enlighet med International Accounting Standards (IAS) 34 och International Financial Reporting Standards (IFRS).

Redovisningsprinciperna som tillämpats överensstämmer i alla avseenden med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2020. Ingen redovisningsprincip enligt IFRS 5 tillämpades vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2020 och följande redovisningsprincip har tillämpats i upprättandet av denna delårsrapport.

Anläggningstillgångar som innehas för försäljning eller värdeöverföring till ägare och avvecklad verksamhet

Koncernen klassificerar anläggningstillgångar och avyttringsgrupper som tillgångar som innehas för försäljning eller värdeöverföring om deras redovisade värden kommer att återvinnas i huvudsak genom försäljning eller värdeöverföring och inte genom fortlöpande användning. Anläggningstillgångar och avyttringsgrupper som klassificeras som att de innehas för försäljning eller värdeöverföring värderas till det lägsta av deras redovisade och verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader. Försäljningskostnader avser tillkommande kostnader som är direkt hänförliga till avyttringen av en tillgång (avyttringsgrupp), exklusive finansieringskostnader och skattekostnader.

Kriterierna för att klassificera innehav för försäljning eller värdeöverföring anses uppfyllda endast när försäljningen eller värdeöverföringen är mycket sannolik och tillgången eller avyttringsgruppen är tillgänglig för omedelbar försäljning eller värdeöverföring i dess nuvarande skick. De åtgärder som krävs för att slutföra försäljningen eller värdeöverföringen tyder på att det inte är sannolikt att betydande ändringar kommer att göras av försäljningen eller värdeöverföringen eller att försäljningen eller värdeöverföringen kommer att dras tillbaka. Bolagsledningen måste förbinda sig till planen för försäljningen eller värdeöverföringen av tillgången och försäljningen eller värdeöverföringen skall förväntas slutföras inom ett år från klassificeringstidpunkten.

Olje- och gastillgångar, andra materiella anläggningstillgångar och immateriella tillgångar blir inte längre föremål för nedskrivning eller avskrining när de klassificerats som att de innehas för försäljning eller värdeöverföring. Tillgångar och skulder som klassificeras som innehav för försäljning eller värdeöverföring redovisas separat som kortfristiga poster i balansräkningen. Avvecklad verksamhet exkluderas från resultat från kvarvarande verksamhet och redovisad som ett enda belopp som resultat efter skatt från avvecklad verksamhet i resultaträkningen.

Moderbolagets finansiella rapporter har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet med RFR 2 redovisning för juridiska personer, som getts ut av rådet för finansiell rapportering samt årsredovisningslagen (SFS 1995:1554).

Svensk lagstiftning medger inte att moderbolagets resultat presenteras i annan valuta än svenska kronor eller Euro, varför moderbolagets finansiella rapporter presenteras endast i svenska kronor och inte i US-dollar.

Risker och riskhantering

Målsättningen med hanteringen av verksamhetsrisker är att fortlöpande identifiera, förstå och hantera hot och möjligheter genom att skapa mandat och engagemang för riskhantering på alla nivåer i verksamheten. På detta sätt hanteras risker som en integrerad och fortlöpande del i bolagets beslutsprocesser. Bolaget säkerställer därmed att alla risker identifieras, uppmärksammas, förstås och kommuniceras med god framförhållning. Förmågan att hantera och/eller minska dessa risker är en avgörande faktor för att säkerställa att bolaget uppnår sina verksamhetsmål. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och finansiella risker som även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering inte kan eliminera fullt ut. Detta gäller även risker som ligger utanför bolagets kontroll.

En detaljerad analys av Lundin Energys strategiska, operativa, finansiella och externa risker samt bolagets åtgärder för att hantera dessa risker beskrivs i Lundin Energys årsredovisning 2020.

Åtgärder med anledning av COVID-19

Lundin Energy har fortsatt att arbeta förebyggande för att säkerställa medarbetares och underleverantörers hälsa, samtidigt som risken för virusets påverkan på verksamheten minimeras. COVID-19 har hittills inte medfört någon störning i produktionen och trots att vissa projektaktiviteter påverkats så har det hanterats framgångsrikt för att undvika en negativ påverkan framöver.

Derivatinstrument

För att möta den valutakursexponering som Lundin Energy står inför avseende bolagsskatt, petroleumskatt och åtaganden för utbyggnadsprojekt har bolaget ingått avtal om finansiella derivatinstrument. Per den 31 december 2021 har Lundin Energy utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:

Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell valutakurs	Likvidperiod
1 430,0 MNOK	183,4 MUSD	7,80 NOK: 1 USD	jan 2022 – dec 2022
530,0 MNOK	64,2 MUSD	8,26 NOK: 1 USD	jan 2023 – dec 2023
300,0 MNOK	33,0 MUSD	9,09 NOK: 1 USD	jan 2024 – dec 2024
Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell strikekurs	Likvidperiod
9 466,0 MNOK	1 143,6 MUSD	8,28 NOK: 1 USD	jan 2022 –maj 2022

Lundin Energy har per den 31 december 2021 utestående räntesäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan.

Lån Belopp i MUSD	Binda den rörliga LIBOR-räntan Genomsnittlig ränta per år	Likvidperiod
3 200	2,20%	jan 2022 – dec 2022
2 700	1,38%	jan 2023 – dec 2023
2 200	1,47%	jan 2024 – dec 2024
1 400	0,71%	jan 2025 – dec 2025
1 100	0,81%	jan 2026 – jun 2026

I enlighet med IFRS 9 har valuta- och räntesäkringskontrakten har förändringar i verkligt värde av säkringskontrakt som, efter effektivitetstest, bedömts vara effektiva redovisats i övrigt total resultat och icke-effektiva säkringskontrakt har redovisats direkt i resultaträkningen.

Valutakurser

Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för året har följande valutakurser använts:

	31 dec 2021		31 dec 2020
	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag
1 USD motsvarar NOK	8,5904	8,8194	9,4146	8,5326
1 USD motsvarar Euro	0,8450	0,8829	0,8762	0,8149
1 USD motsvarar SEK	8,5765	9,0502	9,2092	8,1772
	Fjärde kvartalet 2021		Fjärde kvartalet 2020
	Genomsnitt		Genomsnitt
1 USD motsvarar NOK	8,7205		9,0231
1 USD motsvarar Euro	0,8741 0,8384
1 USD motsvarar SEK	8,8523		8,6105

Koncernens resultaträkning

Belopp i MUSD	Not	1 jan 2021- 31 dec 2021	1 okt 2021- 31 dec 2021	1 jan 2020- 31 dec 2020	1 okt 2020- 31 dec 2020
		12 månader	3 månader	12 månader	3 månader
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar		-19,4	-3,6	-16,4	-3,7
Rörelseresultat		-19,4	-3,6	-16,4	-3,7
Finansiella poster
Finansiella intäkter	1	2,6	2,2	0,5	0,2
Finansiella kostnader	2	-0,2	–	-0,9	-0,2
		2,4	2,2	-0,4	0,0
Andel i resultat från joint ventures		0,9	0,1	-0,1	-0,1
Resultat före skatt		-16,1	-1,3	-16,9	-3,8
Inkomstskatt		–	–	-1,0	-0,9
Periodens resultat från kvarvarande verksamhet		-16,1	-1,3	-17,9	-4,7
Avvecklad verksamhet
Periodens resultat - Prospekterings- och produktionsverksamhet	3	509,9	123,0	402,1	308,4
		493,8	121,7	384,2	303,7
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare		493,8	121,7	384,2	303,7
Resultat per aktie – USD
Från kvarvarande verksamhet		-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet		1,80	0,43	1,41	1,09
		1,74	0,43	1,35	1,07
Resultat per aktie efter full utspädning – USD
Från kvarvarande verksamhet		-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet		1,79	0,43	1,41	1,09
		1,73	0,43	1,35	1,07

Koncernens rapport över totalresultat

	1 jan 2021- 31 dec 2021	1 okt 2021- 31 dec 2021	1 jan 2020- 31 dec 2020	1 okt 2020- 31 dec 2020
Belopp i MUSD	12 månader	3 månader	12 månader	3 månader
Periodens resultat	493,8	121,7	384,2	303,7
Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens	181,2	64,1	-210,1	-63,7
Kassaflödessäkring	183,5	85,0	-63,4	115,1
Övrigt totalresultat efter skatt	858,5	270,8	-273,5	51,4
Totalresultat	858,5	270,8	110,7	355,1
Totalresultat hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	858,5	270,8	110,7	355,1

Koncernens balansräkning

Belopp i MUSD TILLGÅNGAR Anläggningstillgångar Olje- och gastillgångar – 5 902,4 Tillgångar för förnybar energi 31,5 – Övriga materiella anläggningstillgångar 0,1 45,2 Goodwill – 128,1 Investeringar i joint ventures 108,7 110,6 Fordringar på joint ventures 35,1 – Finansiella tillgångar – 13,5 Kundfordringar och andra fordringar – 17,3 – 3,8 Derivatinstrument Summa anläggningstillgångar 175,4 6 220,9 Omsättningstillgångar
Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare 3 7 468,2 –
Lager – 59,1
Kundfordringar och andra fordringar 5,3 278,6
Derivatinstrument – 12,1
Fordringar på avvecklad verksamhet 128,6 –
Likvida medel 130,0 82,5
Summa omsättningstillgångar 7 732,1 432,3
SUMMA TILLGÅNGAR 7 907,5 6 653,2
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Eget kapital hänförligt till aktieägare -1 419,3 -1 769,1
Skulder
Långfristiga skulder
Finansiella skulder – 3 983,9
Avsättningar – 565,6
Uppskjutna skatteskulder – 2 893,9
Derivatinstrument – 144,7
Summa långfristiga skulder – 7 588,1
Kortfristiga skulder
Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare 3 9 194,0 –
Finansiella skulder – 6,1
Utdelningar 128,6 72,3
Leverantörsskulder och andra skulder 4,2 202,5
Derivatinstrument – 87,6
Kortfristiga skatteskulder – 444,4
Avsättningar – 21,3
Summa kortfristiga skulder 9 326,8 834,2
Summa skulder 9 326,8 8 422,3
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER 7 907,5 6 653,2

Koncernens kassaflödesanalys

Belopp i MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten
Periodens resultat från kvarvarande verksamhet	-16,1	-1,3	-17,9	-4,7
Periodens resultat från avvecklad verksamhet	509,9	123,0	402,1	308,4
Justeringar för:
Prospekteringskostnader	258,1	20,2	104,9	57,6
Avskrivningar och nedskrivningar	703,2	166,7	614,6	162,6
Aktuell skatt	2 562,8	880,1	511,8	260,6
Uppskjuten skatt	329,7	82,6	378,3	34,6
Långsiktiga incitamentsprogram	6,1	3,8	9,5	4,1
Valutakursvinster/förluster	186,4	58,2	-230,3	-260,6
Räntekostnader	52,0	17,0	104,3	26,4
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	–	99,7	70,6
Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter	35,5	18,2	37,6	25,3
Icke-effektiva räntesäkringskontrakt	68,9	41,7	–	–
Övriga	38,2	10,8	6,3	-6,5
Erhållen ränta	1,2	0,4	0,8	0,2
Betald ränta	-50,9	-10,1	-126,6	-33,3
Erhållen/betald skatt	-1 397,8	-710,2	-428,5	-337,6
Förändringar i rörelsekapital	-229,2	-143,0	61,4	-31,0
Summa kassaflöde från den löpande verksamheten	3 058,0	558,1	1 528,0	276,7
- varav kvarvarande verksamhet	-17,7	-5,2	-18,1	-4,7
- varav avvecklad verksamhet	3 075,7	563,3	1 546,1	281,4
Kassaflöde från investeringar
Investering i olje- och gastillgångar	-1 319,5	-529,3	-919,7	-340,5
Investeringar i projekt för förnybar energi1	-77,3	-2,4	-99,8	-19,0
Investering i övriga anläggningstillgångar	-4,1	-3,1	-2,4	-0,8
Betalda återställningsutgifter	-11,6	-0,7	-57,9	-13,9
Summa kassaflöde från investeringar	-1 412,5	-535,5	-1 079,8	-374,2
- varav kvarvarande verksamhet	-71,7	-0,6	-99,8	-19,0
- varav avvecklad verksamhet	-1 340,8	-534,9	-980,0	-355,2
Kassaflöde från finansiering
Obligationslån	1 996,4	–	–	–
Nyttjande/återbetalning av kreditfacilitet	-2 794,0	-300,0	3 994,0	3 994,0
Nyttjande/återbetalning av reservbaserad kreditfacilitet	–	–	-4 092,0	-3 836,0
Amortering av leasingskuldens kapitalbelopp	-26,6	-9,2	-3,2	-0,8
Betalda finansieringsavgifter	-21,3	–	-36,8	-34,3
Betalda utdelningar	-455,0	-128,0	-318,2	-71,1
Summa kassaflöde från finansiering	-1 300,5	-437,2	-456,2	51,8
- varav kvarvarande verksamhet	-455,0	-128,0	-318,2	-71,1
- varav avvecklad verksamhet	-845,5	-309,2	-138,0	122,9
Förändring av likvida medel	345,0	-414,6	-8,0	-45,7
Likvida medel vid periodens början	82,5	853,1	85,3	129,2
Valutakursdifferenser i likvida medel	24,6	13,6	5,2	-1,0
Likvida medel vid periodens slut	452,1	452,1	82,5	82,5
- varav varvarande verksamhet	322,1	322,1	–	–
- varav avvecklad verksamhet	130,0	130,0	82,5	82,5

1 Inkluderar kostnader hänförliga till förvärv av projekt för förnybar energi och finansiering av rörelsekapital i joint ventures

Förändringar i koncernens egna kapital

		Övrigt tillskjutet kapital/Övriga	Balanserad		Summa
Belopp i MUSD	Aktiekapital	reserver	vinst	Utdelningar	eget kapital
1 januari 2020	0,5	-169,7	-1 429,6	–	-1 598,8
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	384,2	–	384,2
Övrigt totalresultat	–	-273,5	–	–	-273,5
Summa totalresultat	–	-273,5	384,2	–	110,7
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-284,1	-284,1
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	7,3	–	–	7,3
Aktierelaterade ersättningar	–	-9,6	–	–	-9,6
Värde av tjänster från anställda	–	–	5,4	–	5,4
Summa transaktioner med ägare	–	-2,3	5,4	-284,1	-281,0
31 december 2020	0,5	-445,5	-1 040,0	-284,1	-1 769,1
Överföring av utdelningar från föregående år	–	–	-284,1	284,1	–
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	493,8	–	493,8
Övrigt totalresultat	–	364,7	–	–	364,7
Summa totalresultat	–	364,7	493,8	–	858,5
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-511,8	-511,8
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	6,4	–	–	6,4
Aktierelaterade ersättningar	–	-9,0	–	–	-9,0
Värde av tjänster från anställda	–	–	5,7	–	5,7
Summa transaktioner med ägare	–	-2,6	5,7	-511,8	-508,7
31 december 2021	0,5	-83,4	-824,6	-511,8	-1 419,3

Not 1 – Finansiella intäkter – kvarvarande verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Valutakursvinster	0,2	0,1	–	–
Ränteintäkter	1,0	0,7	0,5	0,2
Övriga	1,4	1,4	–	–
Finansiella intäkter	2,6	2,2	0,5	0,2

Not 2 – Finansiella kostnader – kvarvarande verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Valutakursförlust	–	–	0,8	0,2
Övriga	0,2	–	0,1	0,0
Finansiella kostnader	0,2	–	0,9	0,2

Not 3 – Avvecklad verksamhet – Prospekterings- och produktionsverksamhet

Lundin Energy meddelade den 21 december 2021 att bolaget ingått ett avtal (transaktionen) med AkerBP, enligt vilket AkerBP kommer att absorbera Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet genom en gränsöverskridande fusion i enlighet med norsk och svensk rätt. Innan fusionen slutförs kommer aktierna i bolaget som innehar Lundin Energys prospekterings- och produktionsverksamhet att delas ut till Lundin Energys aktieägare. Lundin Energy redovisar därmed sin prospekterings- och produktionsverksamhet som avvecklad verksamhet i koncernens resultaträkning. De tillgångar och skulder som hänförs till den avvecklade verksamheten redovisas i koncernens balansräkning som tillgångar och skulder som innehas för värdeöverföring till ägare.

Resultat från den avvecklade verksamheten och tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare framgår nedan:

		1 jan 2021-	1 okt 2021-	1 jan 2020-	1 okt 2020-
Belopp i MUSD	Not	31 dec 2021 12 månader	31 dec 2021 3 månader	31 dec 2020 12 månader	31 dec 2020 3 månader
Intäkter och övriga intäkter	4
Intäkter		5 452,9	1 615,8	2 533,2	773,4
Övriga intäkter		31,8	6,0	31,2	6,3
		5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	5	-265,4	-78,0	-177,2	-38,0
Avskrivningar och återställningskostnader		-703,0	-171,8	-607,7	-160,9
Prospekteringskostnader		-258,1	-20,2	-104,9	-57,6
Inköp av olja från tredje part		-361,7	-72,5	-217,8	-24,5
Bruttoresultat	6	3 896,5	1 279,3	1 456,8	498,7
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar		-22,5	-7,3	-19,7	-6,9
Rörelseresultat		3 874,0	1 272,0	1 437,1	491,8
Finansiella poster
Finansiella intäkter	7	1,2	0,4	172,6	171,9
Finansiella kostnader	8	-472,8	-186,7	-318,5	-61,0
		-471,6	-186,3	-145,9	110,9
Resultat före skat		3 402,4	1 085,7	1 291,2	602,7
Inkomstskatt	9	-2 892,5	-962,7	-889,1	-294,3
Periodens resultat från avvecklad verksamhet		509,9	123,0	402,1	308,4

Belopp i MUSD	Not	31 december 2021	31 december 2020
Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare
Olje- och gastillgångar	10	6 222,2	–
Övriga materiella anläggningstillgångar	11	42,0	–
Goodwill		128,1	–
Finansiella tillgångar	12	12,7	–
Lager		55,7	–
Kundfordringar och andra fordringar	13	657,2	–
Derivatinstrument	18	18,5	–
Aktuella skattefordringar		9,7	–
Likvida medel		322,1	–
Summa tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare		7 468,2	–
Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare
Obligationslån	14	1 979,9	–
Finansiella skulder	15	1 231,6	–
Avsättningar	16	664,7	–
Uppskjutna skatteskulder		3 120,6	–
Leverantörsskulder och andra skulder	17	404,2	–
Derivatinstrument	18	90,7	–
Kortfristiga skatteskulder		1 573,7	–
Skulder till kvarvarande verksamhet		128,6	–
Summa skulder som innehas för värdeöverföring till ägare		9 194,0	–
Summa tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare		-1 725,8	–
Belopp inkluderade i övrigt totalresultat
Valutaomräkningsreserver		397,6	–
Säkringsreserver		-18,8	–
Reserver som innehas för värdeöverföring till ägare		-416,4	–

Not 4 – Intäkter och övriga intäkter – Avvecklad verksamhet - MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Intäkter
Olja från egen produktion	4 535,1	1 273,0	2 168,5	690,5
Olja från tredje part	364,4	72,8	221,5	24,9
Kondensat	113,5	44,3	63,8	23,6
Gas	439,9	225,7	79,4	34,4
Försäljning av olja och gas	5 452,9	1 615,8	2 533,2	773,4
Övriga intäkter	31 8	6,0	31,2	6,3
Intäkter och övriga intäkter	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7

Not 5 – Produktionskostnader – Avvecklad verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Utvinningskostnader	167,5	51,5	134,5	32,6
Tariff- och transportkostnader	71,9	20,9	50,7	14,3
Förändring i under- och överuttagsposition	7,9	3,6	-2,7	1,2
Förändring i lager	11,6	0,4	-11,2	-11,6
Övriga	6,5	1,6	5,9	1,5
Produktionskostnader	265,4	78,0	177,2	38,0

Not 6 – Segmentinformation – Avvecklad verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Norge
Olja från egen produktion	4 535,1	1 273,0	2 168,5	690,5
Kondensat	113,5	44,3	63,8	23,6
Gas	439,9	225,7	79,4	34,4
Intäkter	5 088,5	1 543,0	2 311,7	748,5
Övriga intäkter	31,8	6,0	30,3	6,3
Intäkter och övriga intäkter	5 120,3	1,549,0	2 342,0	754,8
Produktionskostnader	-265,4	-78,0	-177,2	-38,0
Avskrivningar och återställningskostnader	-703,0	-171,8	-607,7	-160,9
Prospekteringskostnader	-258,1	-20,2	-104,9	-57,6
Bruttoresultat	3 893,8	1 279,0	1 452,2	498,3
Övriga
Olja från tredje part	364,4	72,8	221,5	24,9
Intäkter	364,4	72,8	221,5	24,9
Övriga intäkter	–	–	0,9	–
Intäkter och övriga intäkter	364,4	72,8	222,4	24,9
Inköp av olja från tredje part	-361,7	-72,5	-217,8	-24,5
Bruttoresultat	2,7	0,3	4,6	0,4
Summa
Olja från egen produktion	4 535,1	1 273,0	2 168,5	690,5
Olja från tredje part	364,4	72,8	221,5	24,9
Kondensat	113,5	44,3	63,8	23,6
Gas	439,9	225,7	79,4	34,4
Intäkter	5 452,9	1 615,8	2 533,2	773,4
Övriga	31,8	6,0	31,2	6,3
Intäkter och övriga intäkter	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
Produktionskostnader	-265,4	-78,0	-177,2	-38,0
Avskrivningar och återställningskostnader	-703,0	-171,8	-607,7	-160,9
Prospekteringskostnader	-258,1	-20,2	-104,9	-57,6
Inköp av olja från tredje part	-361,7	-72,5	-217,8	-24,5
Bruttoresultat	3 896,5	1 279,3	1 456,8	498,7

Not 7 – Finansiella intäkter – Avvecklad verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Valutakursvinster	–	–	171,8	171,8
Ränteintäkter	1,2	0,4	0,8	0,1
Finansiella intäkter	1,2	0,4	172,6	171,9

Not 8 – Finansiella kostnader – Avvecklad verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Valutakursförluster	216,3	83,8	–	-84,6
Räntekostnader	52,5	17,5	104,4	26,5
Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt	122,0	42,6	44,5	15,2
Nuvärdesjustering av återställningskostnader	20,8	5,4	19,2	5,1
Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter	35,5	18,2	37,6	25,3
Engagemangsavgifter för kreditfacilitet	7,2	1,9	11,5	2,8
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	–	99,7	70,6
Övriga	18,5	17,3	1,6	0,1
Finansiella kostnader	472,8	186,7	318,5	61,0

Not 9 – Inkomstskatt – Avvecklad verksamhet MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Aktuell skatt	2 562,8	880,1	510,8	259,7
Uppskjuten skatt	329,7	82,6	378,3	34,6
Inkomstskatt	2 892,5	962,7	889,1	294,3

Not 10 – Olje- och gastillgångar – Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Producerande tillgångar	4 415,3	–
Tillgångar under utbyggnad	794,4	–
Aktiverade prospekterings- och utvärderingsutgifter	1 007,2	–
Tillgångar med nyttjanderätt	5,3	–
	6 222,2	–

Not 11 – Övriga materiella anläggningstillgångar – Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Tillgångar med nyttjanderätt	27,2	–
Övriga	14,8	–
	42,0	–

Not 12 – Finansiella tillgångar – Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Tilläggsköpeskilling	12,4	–
Intresseföretag	0,3	–
	12,7	–

Not 13 – Kundfordringar och andra fordringar – Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare - MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Kundfordringar	523,9	–
Underuttag	23,2	–
Fordringar på joint operations	36,2	–
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	68,7	–
Övriga	5,2	–
	657,2	–

Not 14 – Obligationslån – Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Seniora obligationslån 2,0% (21/26) - slutligt förfall juli 2026	1 000,0	–
Seniora obligationslån 3,1% (21/31) - slutligt förfall juli 2031	1 000,0	–
Rabatt vid utfärdande av obligationslån	-3,5	–
Aktiverade finansieringsavgifter	-16,7	–
	1 979,9	–

Not 15 – Finansiella skulder – Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Banklån	1 200,0	–
Aktiverade finansieringsavgifter	-2,4	–
Leasingåtaganden	34,0	–
	1 231,6	–

Not 16 – Avsättningar – Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Återställningskostnader	650,8	–
Långsiktiga incitamentsprogram	10,3	–
Övriga	3,6	–
	664,7	–

Not 17 – Leverantörsskulder och andra skulder – Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare - MUSD	31 december 2021	31 december 2020
Leverantörsskulder	80,4	–
Överuttag	27,0	–
Upplupna kostnader och skulder till joint operations	209,0	–
Övriga upplupna kostnader	63,7	–
Övriga	24,1	–
	404,2	–

Not 18 – Finansiella instrument – Skulder som hanteras för värdeöverföring till ägare

För finansiella instrument värderade till verkligt värde i balansräkningen, används följande värderingshierarki:

• Nivå 1: baserad på noterade priser på aktiva marknader;
• Nivå 2: baserad på andra ingångsdata än noterade priser som i nivå 1, som är antingen direkt eller indirekt observerbara;
• Nivå 3: baserad på ingångsdata som inte baserar sig på observerbar marknadsdata

Finansiella instrument värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:

31 december 2021 MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar som innehas för värdeöverföring till ägare
Tilläggsköpeskilling	–	–	12,4
Derivatinstrument	–	18,5	–
	–	18,5	12,4
Skulder som innehas för värdeöverföring till ägare
Derivatinstrument	–	90,7	–
	–	90,7	–

Verkligt värde av de finansiella tillgångarna bedöms överensstämma med bokfört värde. Det verkliga värdet av derivatinstrument beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan och terminskursen för ränte- respektive valutasäkringskontrakten. Samtliga motparter i säkringskontrakten är banker som ingår i kreditfaciliteten. Avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup under 2019 inkluderade en tilläggsköpeskilling som är villkorad av framtida klassificeringar av reserver och förfaller till betalning 2026. Denna tilläggsköpeskilling värderades till verkligt värde av bolaget under 2019, ingen förändring av värdering har skett under efterföljande år.

Not 19 – Övriga upplysningar

Övriga upplysningar som kompletterar de finansiella rapporterna återfinns i den finansiella översikten på sidorna 9–17.

Moderbolagets resultaträkning

1 jan 2021-	1 okt 2021-	1 jan 2020-	1 okt 2020- 31 dec 2020
12 månader	3 månader	12 månader	3 månader
20,4	9,8	19,5	7,2
			-64,4
			-57,2
13 310,2	8 843,0	2 867,8	–
-133,4	-133,1	-5,3	-1,2
13 176,8	8 709,9	2 862,5	-1,2
12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4
			–
			-58,4
	31 dec 2021 -240,7 -220,3 – 12 956,5	31 dec 2021 -59,1 -49,3 – 8 660,6	31 dec 2020 -240,1 -220,6 – 2 641,9

Moderbolagets rapport över totalresultat

Belopp i MSEK	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Periodens resultat	12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4
Övrigt totalresultat	–	–	–	–
Totalresultat	12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4
	12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4

Moderbolagets balansräkning

Belopp i MSEK	31 december 2021	31 december 2020
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Aktier i dotterbolag	55 118,9	55 118,9
Övriga materiella anläggningstillgångar	0,4	0,5
Summa anläggningstillgångar	55 119,3	55 119,4
Omsättningstillgångar
Fordringar	9 813,9	568,5
Likvida medel	44,3	26,6
Summa omsättningstillgångar	9 858,2	595,1
SUMMA TILLGÅNGAR	64 977,5	55 714,5
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat	63 625,5	55 080,0
Långfristiga skulder
Avsättningar	1,6	0,9
Summa långfristiga skulder	1,6	0,9
Kortfristiga skulder
Utdelningar	1 163,9	591,5
Övriga skulder	186,5	42,1
Summa kortfristiga skulder	1 350,4	633,6
Summa skulder	1 352,0	634,5
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER	64 977,5	55 714,5

Moderbolagets kassaflödesanalys

	1 jan 2021-	1 okt 2021-	1 jan 2020-	1 okt 2020-
Belopp i MSEK	31 dec 2021 12 månader	31 dec 2021 3 månader	31 dec 2020 12 månader	31 dec 2020 3 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten
Periodens resultat	12 956,5	8 660,6	2 641,9	-58,4
Justering för ej kassaflödespåverkande poster	-9 772,0	-7 540,2	-711,0	718,6
Förändringar i rörelsekapital	674,0	2,9	1 007,3	-15,5
Summa kassaflöde från den löpande verksamheten	3 858,5	1 123,3	2 938,2	644,7
Kassaflöde från investeringar
Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar	-0,1	-0,1	-0,2	–
Summa kassaflöde från investeringar	-0,1	-0,1	-0,2	–
Kassaflöde från finansiering
Utbetalning av utdelningar	-3 898,5	-1 117,5	-3 003,1	-648,3
Överlåtelse av egna aktier till anställda	56,2	–	63,1	–
Summa kassaflöde från finansiering	-3 842,3	-1 117,5	-2 940,0	-648,3
Förändringar i likvida medel	16,1	5,7	-2,0	-3,6
Likvida medel vid periodens början	26,6	38,0	31,7	32,1
Valutakursdifferenser i likvida medel	1,6	0,6	-3,1	-1,9
Likvida medel vid periodens slut	44,3	44,3	26,6	26,6

Förändringar i moderbolagets egna kapital

		Bundet eget kapital	Fritt eget kapital
Belopp i MSEK	Aktie kapital	Reservfond	Övriga reserver	Balanserad vinst	Utdelningar	Summa	Summa eget kapital
1 januari 2020	3,5	861,3	6 479,7	47 898,3	–	54 378,0	55 242,8
Totalresultat	–	–	–	2 641,9	–	2 641,9	2 641,9
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	–	-2 867,8	-2 867,8	-2 867,8
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	–	63,1	–	–	63,1	63,1
Summa transaktioner med ägare	–	–	–	–	-2 867,8	-2 804,7	-2 804,7
31 december 2020	3,5	861,3	6 542,8	50,540,2	-2 867,8	54 215,2	55 080,0
Överföring av utdelningar från föregående år	–	–	–	-2 867,8	2 867,8	–	–
Totalresultat	–	–	–	12 956,5	–	12 956,5	12 956,5
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	–	-4 467,2	-4 467,2	-4 467,2
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	–	56,2	–	–	56,2	56,2
Summa transaktioner med ägare	–	–	56,2	–	-4 467,2	-4 411,0	-4 411,0
31 december 2021	3,5	861,3	6 599,0	60 628,9	-4 467,2	62 760,7	63 625,5

Finansiella nyckeltal

Lundin Energy tillämpar alternativa nyckeltal i de finansiella rapporterna i enlighet med ESMA:s riktlinjer (European Securities and Markets Authority). Lundin Energy bedömer att de alternativa nyckeltalen, bidrar med ytterligare användbar information till fördel för bolagsledningen, investerare, analytiker och övriga intressenter. De har till uppgift att bidra till förståelsen för den finansiella utvecklingen av Lundin Energys verksamhet och dessutom tydliggöra jämförelsen mellan perioder. En avstämning av relevanta, alternativa nyckeltal ges på följande sida. Definitioner av nyckeltal beskrivs nedan:

Finansiell data MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Intäkter och övriga intäkter
Från kvarvarande verksamhet	–	–	–	–
Från avvecklad verksamhet	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
Operativt kassaflöde
Från kvarvarande verksamhet	–	–	-1,0	-0,9
Från avvecklad verksamhet	2 294,8	591,2	1 658,6	457,5
	2 294,8	591,2	1 657,6	456,6
Kassaflöde från den löpande verksamheten
Från kvarvarande verksamhet	-17,7	-5,2	-18,1	-4,7
Från avvecklad verksamhet	3 075,7	563,3	1 546,1	281,4
	3 058,0	558,1	1 528,0	276,7
EBITDAX
Från kvarvarande verksamhet	-19,4	-3,6	-16,4	-3,7
Från avvecklad verksamhet	4 842,2	1 465,8	2 156,6	712,1
	4 822,8	1 462,2	2 140,2	708,4
Fritt kassaflöde
Från kvarvarande verksamhet	-89,4	-5,8	-117,9	-23,7
Från avvecklad verksamhet	1 734,9	28,4	566,1	-73,8
	1 645,5	22,6	448,2	-97,5
Periodens resultat
Från kvarvarande verksamhet	-16,1	-1,3	-17,9	-4,7
Från avvecklad verksamhet	509,9	123,0	402,1	308,4
	493,8	121,7	384,2	303,7
Justerat resultat
Från kvarvarande verksamhet	-16,3	-1,4	-17,1	-4,5
Från avvecklad verksamhet	812,0	254,7	297,1	91,4
	795,7	253,3	280,0	86,9
Nettoskuld	2 747,9	2 747,9	3 911,5	3 911,5

Nyckeltal, per aktie USD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Operativt kassaflöde per aktie
Från kvarvarande verksamhet	–	–	-0,00	-0,00
Från avvecklad verksamhet	8,07	2,08	5,83	1,61
	8,07	2,08	5,83	1,61
Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie
Från kvarvarande verksamhet	-0,06	-0,02	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet	10,81	1,98	5,44	0,99
	10,75	1,96	5,38	0,97
EBITDAX per aktie
Från kvarvarande verksamhet	-0,07	-0,01	-0,06	-0,01
Från avvecklad verksamhet	17,03	5,15	7,59	2,50
	16,96	5,14	7,53	2,49
Fritt kassaflöde per aktie
Från kvarvarande verksamhet	-0,31	-0,02	-0,42	-0,08
Från avvecklad verksamhet	6,10	0,10	2,00	-0,26
	5,79	0,08	1,58	-0,34
Resultat per aktie
Från kvarvarande verksamhet	-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet	1,80	0,43	1,41	1,09
	1,74	0,43	1,35	1,07
Resultat per aktie efter full utspädning
Från kvarvarande verksamhet	-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet	1,79	0,43	1,41	1,09
	1,73	0,43	1,35	1,07
Justerat resultat per aktie
Från kvarvarande verksamhet	-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet	2,86	0,89	1,05	0,33
	2,80	0,89	0,99	0,31
Justerat resultat per aktie efter full utspädning
Från kvarvarande verksamhet	-0,06	-0,00	-0,06	-0,02
Från avvecklad verksamhet	2,85	0,89	1,04	0,32
	2,79	0,89	0,98	0,30
Aktieägarnas egna kapital per aktie	-4,99	-4,99	-6,22	-6,22
Utdelning per aktie1	1,60	0,45	1,12	0,25
Direktavkastning	4	1	4	1
Antal utställda aktier vid periodens slut	285 924 614	285 924 614	285 924 614	285 924 614
Antal aktier i cirkulation vid periodens slut	284 568 178	284 568 178	284 351 471	284 351 471
Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut	284 444 685	284 568 178	284 177 604	284 351 471
Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning	285 126 595	285 101 892	284 830 491	284 801 383

1 Utdelning per aktie motsvarar faktiskt utbetald utdelning per aktie.

Börskurs	1 jan 2021- 31 dec 2021	1 okt 2021- 31 dec 2021	1 jan 2020- 31 dec 2020	1 okt 2020- 31 dec 2020
	12 månader	3 månader	12 månader	3 månader
Börskurs vid periodens slut i SEK	324,50	324,50	222,30	222,30
Börskurs vid periodens slut i USD1	35,86	35,86	27,19	27,19
Nyckeltal från kvarvarande verksamhet2
Räntabilitet på eget kapital (%)	-6	0	-10	-3
Räntabilitet på sysselsatt kapital (%)	-6	-1	-9	-2
Nettoskuldsättningsgrad (%)	–	–	–	–
Nettoskuld/EBITDAX	–	–	–	–
Soliditet (%)	70	70	76	76
Andel riskbärande kapital (%)	70	70	76	76
Räntetäckningsgrad	–	–	–	–
Operativt kassaflöde/räntekostnader	–	–	–	–

1 Börskursen vid periodens slut i USD är baserad på börskursen i SEK och växelkursen mellan SEK och USD vid periodens slut

2 Nyckeltal från den kvarvarande verksamheten har beräknas utifrån de tillgångar som enbart hänförs till den kvarvarande verksamheten, istället för de tillgångar som redovisas enligt balansräkningen, och utifrån att den kvarvarande verksamheten kommer att vara skuldfri.

Avstämning av alternativa nyckeltal

EBITDAX MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från kvarvarande verksamhet
Rörelseresultat	-19,4	-3,6	-16,4	-3,7
EBITDAX	-19,4	-3,6	-16,4	-3,7

EBITDAX MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från avvecklad verksamhet
Rörelseresultat	3 874,0	1 272,0	1 437,1	491,8
Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar	703,0	171,8	607,7	160,9
Plus: prospekteringskostnader	258,1	20,2	104,9	57,6
Plus: avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar	7,1	1,8	6,9	1,8
EBITDAX	4 842,2	1 465,8	2 156,6	712,1

Operativt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från kvarvarande verksamhet
Intäkter och övriga intäkter	–	–	–	–
Minus: aktuella skatter	–	–	-1,0	-0,9
Operativt kassaflöde	–	–	-1,0	-0,9

Operativt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från avvecklad verksamhet
Intäkter och övriga intäkter	5 484,7	1 621,8	2 564,4	779,7
Minus: produktionskostnader	-265,4	-78,0	-177,2	-38,0
Minus: inköp av olja från tredje part	-361,7	-72,5	-217,8	-24,5
Minus: aktuella skatter	-2 562,8	-880,1	-510,8	-259,7
Operativt kassaflöde	2 294,8	591,2	1 658,6	457,5

Fritt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från kvarvarande verksamhet
Kassaflöde från den löpande verksamheten	-17,7	-5,2	-18,1	-4,7
Minus: kassaflöde från investeringar	-71,7	-0,6	-99,8	-19,0
Fritt kassaflöde	-89,4	-5,8	-117,9	-23,7

Fritt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från avvecklad verksamhet
Kassaflöde från den löpande verksamheten	3 075,7	563,3	1 546,1	281,4
Minus: kassaflöde från investeringar	-1 340,8	-534,9	-980,0	-355,2
Fritt kassaflöde	1 734,9	28,4	566,1	-73,8

Justerat resultat MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från kvarvarande verksamhet
Resultat	-16,1	-1,3	-17,9	-4,7
Justerat för valutakursvinst eller -förlust	-0,2	-0,1	0,8	0,2
Justerat resultat	-16,3	-1,4	-17,1	-4,5

Justerat resultat MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Från avvecklad verksamhet
Resultat	509,9	123,0	402,1	308,4
Justerat för avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	–	99,7	70,6
Justerat för valutakursvinst eller -förlust	216,1	83,5	-171,8	-256,4
Justerat för ej effektiva räntesäkringskontrakt	71,0	35,7	–	–
Justerat för vissa extraordinära finansiella kostnader	15,4	15,4	–	–
Justerat för skattemässiga effekter av ovanstående poster	-0,4	-2,9	-32,9	-31,2
Justerat resultat	812,0	254,7	297,1	91,4

Nettoskuld MUSD	1 jan 2021- 31 dec 2021 12 månader	1 okt 2021- 31 dec 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader	1 okt 2020- 31 dec 2020 3 månader
Obligationslån	2 000,0	2 000,0	–	–
Banklån	1 200,0	1 200,0	3 994,0	3 994,0
Minus: likvida medel	-452,1	-452,1	-82,5	-82,5
Nettoskuld	2 747,9	2,747,9	3 911,5	3 911,5

Definitioner av nyckeltal

Aktieägarnas egna kapital per aktie: Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid periodens slut.

Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.

Direktavkastning: Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid periodens slut.

EBITDAX: (Earnings Before Interest, Taxes, Depletion, Amortisation and Exploration expenses): Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.

EBITDAX per aktie: EBITDAX dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Fritt kassaflöde: Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys minus kassaflöde från investeringar enligt koncernens kassaflödesanalys.

Fritt kassaflöde per aktie: Fritt kassaflöde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Justerat resultat: Resultatet justerat med följande poster:

• Vinst eller förlust från försäljning av tillgångar justeras eftersom vinsten eller förlusten inte ger någon indikation på verksamhetens framtida- eller nuvarande resultat.
• Nedskrivning och återföring av nedskrivning justeras eftersom det påverkar värdet på tillgången under hela dess
• nyttjandeperiod, inte enbart under perioden då nedskrivning eller återföring sker.
• Övriga intäkter och kostnader justeras när påverkan på periodens resultat är sådan att den inte är ett direkt resultat av företagets verksamhet under perioden. Sådana poster kan vara ovanliga eller sällsynta transaktioner, men även transaktioner som är väsentliga och som inte skulle kvalificeras som varken ovanliga eller sällsynta.
• Vinst eller förlust i utländsk valuta justeras eftersom den inte ger någon indikation på verksamhetens framtida- eller nuvarande resultat då kursutvecklingen varierar mellan perioder.
• Skattemässiga effekter som ovan nämnda poster har på resultatet.

Justerat resultat per aktie: Justerat resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Justerat resultat per aktie efter full utspädning: Justerat resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter att utspädningseffekten tagits i beaktan

Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie: Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Nettoskuld: Obligationer plus banklån minus likvida medel.

Nettoskuld/EBITDAX: Obligationer plus banklån minus likvida medel dividerat med EBITDAX för de fyra senaste kvartalen.

Nettoskuldsättningsgrad: Obligationer plus banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.

Operativt kassaflöde: Intäkter och övriga intäkter minus produktionskostnader, inköp av olja från tredje part samt aktuella skatter och vinst vid försäljning av tillgångar.

Operativt kassaflöde per aktie: Operativt kassaflöde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Operativt kassaflöde/räntekostnader: Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med periodens räntekostnad.

Resultat per aktie: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Resultat per aktie efter full utspädning: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.

Räntabilitet på eget kapital: Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.

Räntabilitet på sysselsatt kapital: Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus kortfristiga skulder).

Räntetäckningsgrad: Resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.

Soliditet: Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.

Utdelning per aktie: Utdelning per aktie som utbetalats under perioden.

Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående.

Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning: Antal aktier vid periodens början med förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.

Styrelsens försäkran

Styrelsen och koncernchef tillika verkställande direktören försäkrar att den finansiella rapporten för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2021 ger en rättvisande översikt av bolagets och koncernens verksamhet, ställning och resultat samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.

Stockholm, 1 februari 2022

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Nick Walker Koncernchef och vd

Alex Schneiter Styrelseledamot

Peggy Bruzelius Styrelseledamot C. Ashley Heppenstall Styrelseledamot

Lukas H. Lundin Styrelseledamot

Torstein Sanness Styrelseledamot

Grace Reksten Skaugen Styrelseledamot

Jakob Thomasen Styrelseledamot

Cecilia Vieweg Styrelseledamot Adam I. Lundin Styrelseledamot

Finansiell information

Bolaget kommer att publicera följande rapporter:

• Rapporten för tremånadersperioden (januari mars 2022) kommer att publiceras den 27 april 2022.
• Rapporten för sexmånadersperioden (januari juni 2022) kommer att publiceras den 27 juli 2022.
• Rapporten för niomånadersperioden (januari september 2022) kommer att publiceras den 26 oktober 2022.

Årsstämman kommer att hållas den 31 mars 2022 i Stockholm.

För ytterligare information var vänlig kontakta:

Edward Westropp VP Investor Relations and Communication Tel: +41 22 595 10 14 edward.westropp@lundin-energy.com

Robert Eriksson Director of Media and Corporate affairs Tel: +46 701 11 26 15 robert.eriksson@lundin-energy.com

Definitioner och förkortningar

CHF	Schweiziska franc
EUR	Euro
NOK	Norska kronor
SEK	Svenska kronor
USD	US dollar
TSEK	Tusen SEK
TUSD	Tusen USD
MEUR	Miljoner EUR
MSEK	Miljoner SEK
MUSD	Miljoner USD
BUSD	Miljarder USD

Oljerelaterade förkortningar

bo	Fat olja
boe	Fat oljeekvivalenter
boepd	Fat oljeekvivalenter per dag
bopd	Fat olja per dag
CO2	Koldioxid
CO2 e	Koldioxidekvivalenter
Mbbl	Tusen fat
Mboe	Tusen fat oljeekvivalenter
Mboepd	Tusen fat oljeekvivalenter per dag
Mbopd	Tusen fat olja per dag
Mcf	Tusen kubikfot
MMboe	Miljoner fat oljeekvivalenter
MMbo	Miljoner fat olja

Framåtriktade uttalanden

Vissa uttalanden samt viss information i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive Lundin Energys framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.

Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "antecipera", "planera", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan komma att", "kommer att", "projektera", "förutse", "potentiell", "målsättning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och Lundin Energy har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Riskhantering" samt på andra ställen i Lundin Energys årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.

Huvudkontor Lundin Energy AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sweden T +46-8-440 54 50 W lundin-energy.com

42