Quarterly Report • Oct 29, 2021
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Lundin Energy AB (publ) organisationsnummer 556610-8055
| 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd | 188,8 | 193,6 | 157,6 | 157,5 | 164,5 |
| Intäkter och övriga intäkter i MUSD | 3 862,9 | 1 478,2 | 1 784,7 | 687,0 | 2 564,4 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten i MUSD | 2 499,9 | 1 012,0 | 1 251,3 | 353,2 | 1 528,0 |
| Per aktie i USD | 8,79 | 3,56 | 4,40 | 1,24 | 5,38 |
| EBITDAX i MUSD | 3 360,6 | 1 282,6 | 1 431,8 | 515,6 | 2 140,2 |
| Per aktie i USD | 11,82 | 4,51 | 5,04 | 1,81 | 7,53 |
| Fritt kassaflöde i MUSD | 1 622,9 | 673,8 | 545,7 | 164,2 | 448,2 |
| Per aktie i USD | 5,71 | 2,37 | 1,92 | 0,58 | 1,58 |
| Periodens resultat i MUSD | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 |
| Per aktie i USD | 1,31 | 0,48 | 0,28 | 0,74 | 1,35 |
| Justerat resultat i MUSD | 542,4 | 234,0 | 193,1 | 75,8 | 280,0 |
| Per aktie i USD | 1,91 | 0,83 | 0,68 | 0,27 | 0,99 |
| Nettoskuld i MUSD | 2 646,9 | 2 646,9 | 3 706,8 | 3 706,8 | 3 911,5 |
"Goda operativa resultat och högre olje- och gaspriser har bidragit till rekordhöga produktionssiffror och finansiella resultat för det tredje kvartalet. Även om utmaningarna på grund av COVID-19 i viss mån kvarstår, är vi nu vana vid att hantera detta och fortsätter att fokusera på verksamhetens viktigaste projekt och aktiviteter.
Våra producerande tillgångar i världsklass fortsätter att överträffa förväntningarna, med utmärkt produktionseffektivitet och industriledande låga verksamhetskostnader. Helårsproduktionen förväntas nå den övre delen av produktionsprognosen.
Johan Sverdrupfältet fortsätter att leverera på en fortsatt hög nivå och vi gör goda framsteg med projektets andra fas som kommer att höja produktionsnivån till 755 Mbopd, brutto. Produktionsstart beräknas ske som planerat under fjärde kvartalet 2022.
Vi levererar goda resultat från de projekt som bidrar till förlängd platåproduktion i det större Edvard Griegområdet. Projekten Rolvsnes och Solveig har tagits i drift och det kompletterande brunnprogrammet som färdigställts på Edvard Grieg har uppvisat utmärkta resultat. Samtliga dessa projekt har också genomförts enligt tidplan och under budget. Vi förväntar oss en reservökning vid slutet av året till följd av fortsatt starka resultat från Edvard Grieg samt de utmärkta borresultaten på Solveig. Det finns mer resurspotential i området och vi arbetar hårt för att vidareutveckla ett flertal nya projekt.
Det gläder mig att kunna meddela att vi förvärvat ytterligare en 25-procentig andel i utbyggnadsprojektet Wisting, vilket tillför resurser som uppgår till nästan det dubbla av våra produktionsvolymer under 2021. Transaktionen ökar bolagets licensandel till 35 procent i detta högkvalitativa utbyggnadsprojekt om 500 MMbo med goda ekonomiska förutsättningar som kommer att drivas med landström. Detta strategiska förvärv, som genomförts till ett pris motsvarande 2,5 USD per boe, är mycket värdeskapande och helt i linje med vår ambition att upprätthålla en hållbar verksamhet med fat som produceras med lägre koldioxidutsläpp.
Vi levererade ett fritt kassaflöde om 1,6 miljarder USD för de första nio månaderna, vilket gjorde att vi kunde minska nettoskulden till 2,6 miljarder USD. Tack vare goda finansiella utsikter för verksamheten kan jag med glädje meddela att styrelsen förväntar sig att kunna föreslå en ökning av 2021 års utdelning med 25 procent till årsstämman 2022. Ökningen motsvarar 2,25 USD per aktie och sammanlagt 640 MUSD vilket tydligt visar vårt åtagande att öka avkastningen till våra aktieägare.
Vi bibehåller vår starka position som industriledande när det gäller att minska verksamhetens koldioxidutsläpp och under det tredje kvartalet påskyndade vi våra planer ytterligare för att kunna uppnå koldioxidneutralitet i verksamheten redan från 2023. Vi har en konkret plan för hur vi ska åstadkomma detta och 60 procent av vår produktion är idag koldioxidneutralt producerad. Jag ser detta som en viktig faktor för att värdemässigt särskilja Lundin Energy gentemot andra bolag inom vår industri.
Bolaget har återigen levererat utmärkta resultat, alla våra viktigaste projekt och aktiviteter fortlöper enligt plan och vi har dessutom gjort ett strategiskt värdeskapande förvärv. Tillsammans gör detta att vi kommer att kunna fortsätta leverera hållbar och motståndskraftig tillväxt."
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
Samtliga belopp och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser, om inte annat anges, den niomånadersperiod som avslutades den 30 september 2021 (rapporteringsperioden).
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.
Produktionsprognosen för hela 2021 är 180 till 195 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd), vilken höjdes i juni 2021 från den ursprungliga prognosen om 170 till 190 Mboepd.
| Prognos 2021 | Tidigare prognos | Aktuell prognos |
|---|---|---|
| Produktion | 180 till 195 Mboepd | 180 till 195 Mboepd |
| Verksamhetskostnader | 3,00 USD per boe | 3,00 USD per boe |
| Utbyggnadsutgifter | 850 MUSD | 770 MUSD |
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 260 MUSD | 325 MUSD1 |
| Återställningsutgifter | 20 MUSD | 15 MUSD |
| Investeringar i förnybar energi | 100 MUSD | 100 MUSD |
1 Detta inkluderar förvärvet av den ytterligare 25-procentiga licensandelen i Wisting, som träder i kraft 1 januari 2021.
Produktionen uppgick till 194 Mboepd för det tredje kvartalet 2021, vilket var ett rekord för bolaget för ett kvartal och högre än den uppdaterade prognosen. Detta goda resultat uppnåddes till följd av fortsatt hög produktionseffektivitet på alla tillgångar och ytterligare tillgänglig anläggningskapacitet på Edvard Grieg, till följd av att Ivar Aasenfältet inte till fullo utnyttjade sin avtalsenliga kapacitet.
Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 2,90 USD per boe, vilket var lägre än prognosen för rapporteringsperioden. Helårsprognosen för verksamhetskostnaderna om 3,00 USD per boe kvarstår
| Produktion i Mboepd |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Olja | 176,3 | 179,6 | 146,3 | 147,0 | 152,7 |
| Gas | 12,5 | 14,0 | 11,3 | 10,5 | 11,8 |
| Summa produktion | 188,8 | 193,6 | 157,6 | 157,5 | 164,5 |
| Produktion i Mboepd |
l.a.1 | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Johan Sverdrup | 20% | 106,1 | 107,0 | 83,3 | 89,8 | 87,6 |
| Större Edvard Grieg området2 | 65% - 80% | 71,3 | 75,7 | 60,7 | 56,1 | 63,6 |
| Ivar Aasen | 1,385% | 0,7 | 0,6 | 0,8 | 0,7 | 0,8 |
| Alvheimområdet | 15% - 35% | 10,7 | 10,3 | 12,8 | 11,0 | 12,5 |
| 188,8 | 193,6 | 157,6 | 157,5 | 164,5 |
1 Lundin Energys licensandel (l.a.) 2 Omfattar Edvard Grieg, Solveig and Rolvsnes förlängda brunntest
Produktionen från Johan Sverdrups första fas var något över den uppdaterade produktionsprognosen med en produktionseffektivitet om 98 procent. I maj 2021 ökades den första fasens processkapacitet från 500 tusen fat olja per dag (Mbopd) brutto, till 535 Mbopd efter uppgradering av systemet för vatteninjicering som genomfördes för att kunna hantera den högre produktionsnivån. Detta motsvarar en ökning om 95 Mbopd, brutto, sedan produktionsstarten i slutet av 2019. Reservoaren fortsätter att uppvisa goda resultat, med hög produktionseffektivitet och utmärkt kommunikation inom fältet. En produktionsbrunn slutfördes under rapporteringsperioden med resultat i linje med förväntan och fältet producerar för närvarande från 14 brunnar. 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 rapporteringsperioden. Verksamhetskostnaderna uppgick till 1,66 USD per boe.
Produktionen från Edvard Griegfältet var något högre än den uppdaterade produktionsprognosen, med en produktionseffektivitet om 98 procent. Det kompletterande borrprogrammet på Edvard Grieg som påbörjades i januari 2021 med jack-up riggen Rowan Viking har fortlöpt enligt plan. Den första kompletterande brunnen började producera i juni 2021 och har utrustats med den innovativa lösningen 'Fishbones', vilket har ökat brunneffektiviteten cirka 10 gånger jämfört med ursprunglig prognos. Den andra och den tredje kompletterande brunnen har borrats, med resultat i linje med förväntan och båda brunnarna förväntas att tas i drift under det fjärde kvartalet 2021. Reservoaren på Edvard Grieg har genomgående uppvisat resultat som överträffat förväntan under 2021 och bolaget förväntar sig en reservökning vid slutet av året. Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 3,87 USD per boe.
Installationen av landström på Edvard Grieg fortlöper enligt plan och förväntas att tas i bruk under den senare delen av 2022. Strömkabeln är installerad på Edvard Grieg 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. Detta förväntas att vara färdigställt under den senare delen av 2022. Avvecklingen av gasturbinerna förväntas även bidra till en ungefär tio-procentig ökning av försäljning av gas från Edvard Grieg, jämfört med rapporteringsperioden.
Produktionen från Ivar Aasenfältet var i linje med den uppdaterade prognosen. Inflödet av vatten i produktionen fortsätter att öka, vilket resulterat i att produktionsminskningen av olja accelererat. Tre kompletterande brunnar har färdigställts under rapporteringsperioden och resultaten från dem understeg förväntan.
Produktionen från Alvheimområdet var något över prognos med en produktionseffektivitet om 95 procent. Den första av två planerade kompletterande brunnar som ska borras under den andra halvan av 2021 har genomförts med resultat som var i linje med förväntan. Produktionsstart är beräknad till november 2021. Verksamhetskostnaderna uppgick till 7,41 USD per boe.
Prognosen för utbyggnadsutgifter för 2021 har minskats till 770 MUSD från den ursprungliga prognosen om 850 MUSD. Minskningen beror på att borresultat på Edvard Grieg och Solveig överträffat förväntningarna, samt att vissa kostnader hänförliga till Johan Sverdrup förskjutits 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 | 57 MMboe | september 2021 | 30 Mboepd |
| Rolvsnes EWT2 | 80% | Lundin Energy | – | augusti 2021 | 3 Mboepd |
| Kobra East/Gekko | 15% | AkerBP | 39 MMboe | Q1 2024 | 28 Mboepd |
| Frosk | 15% | AkerBP | 9 MMboe | Q2 2023 | 13 Mboepd |
| Wisting | 35%3 | Equinor | 500 MMboe | Q2 2028 | 150 Mbopd |
1 Hela Johan Sverdrupfältet
2 Förlängt brunntest
3 Licensandelen kommer att öka till 35 procent och är föremål för sedvanliga norska myndighetsgodkännanden och förväntas vara slutförd under det fjärde kvartalet 2021
Den andra fasen av Johan Sverdrups utbyggnadsprojekt innefattar installation av en andra processanläggningsplattform som kommer att sammanlänkas med den första fasens fältcenter och undervattensanläggningar för att ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen. En förbättrad utvinningsteknik genom alternering av vatten- och gasinjicering kommer att implementeras för hela fältet. Ytterligare 28 brunnar kommer att borras. Johan Sverdrupfältets bruttoreserver uppskattas till mellan 2,2 och 3,2 miljarder boe, och projektets partners har som målsättning att uppnå en utvinningsgrad om över 70 procent. I juni 2021 meddelade Lundin Energy att platåproduktionsnivån för hela fältet höjts till 755 Mbopd, brutto, när den andra fasen tas i drift. Detta tack vare åtgärder för att få bort flaskhalsar i arbetet med den andra fasen samt studier för att optimera den integrerade process- och exportkapaciteten för hela fältet. Breakeven 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 för våren 2022. Installationen av undervattensanläggningarna och rörledningarna fortskrider enligt plan och kommer att färdigställas under 2021, vilket innebär att borraktiviteter på brunnarna kan påbörjas tidigt 2022. Projektaktiviteter som påverkats av COVID-19 har hanterats på ett effektivt sätt och planerad produktionsstart under det fjärde kvartalet ligger kvar. Projektet är nu genomfört till omkring 65 procent.
Solveigs första fas togs i drift i september 2021, enligt plan, och är den första utbyggnaden längs havsbotten med återkoppling till Edvard Grieg och kommer att ha stor betydelse för att upprätthålla Edvard Griegplattformens platåproduktion fram till slutet av 2023. De första produktionsresultaten är i linje med förväntningarna. Den första fasen som uppskattas innehålla bevisade och sannolika (2P) reserver om 57 MMboe, brutto byggs ut med tre oljeproduktionsbrunnar samt två vatteninjiceringsbrunnar med en maximal produktionsnivå om 30 Mboepd, brutto. Planen för utbyggnad och drift för Solveigs första fas godkändes i juni 2019. Kostnaden för utbyggnaden understiger utbyggnadsplanens uppskattning om 810 MUSD, brutto, med break-even vid ett oljepris om under 20 USD per boe. Utbyggnadsborrning av de två första produktionsbrunnarna är sluförda och resultaten är över förväntan, vilket tyder på att det kan bli aktuellt med en reservökning vid slutet av 2021. Borrprogrammet förväntas vara slutfört under det andra kvartalet 2022.
Projektet för Rolvsnes förlängda brunntest, som godkändes av myndigheterna i juli 2019, 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 en potentiell utbyggnad av hela Rolvsnesfältet. Projektet har genomförts tillsammans med Solveigprojektet för att kunna skapa synergieffekter inom upphandling och implementering. Produktionen startade enligt plan i augusti 2021 och är i linje med förväntningarna och under budget.
I juni 2021 lämnades utbyggnadsplanen för en kombinerad utbyggnad av de två fyndigheterna Kobra East och Gekko in till det norska olje- och energidepartementet. 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 skattelagen och nå break-even vid ett oljepris om mindre än 30 USD per boe.
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 varav en är tvågrenad. Borraktiviteter 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 om mindre än 25 USD per boe.
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, kommer bolagets licensandel i projektet att uppgå till 35 procent och bidra till betydande resurser i ett för bolaget viktigt område med omfattande prospekteringspotential i närområdet. Produktionen beräknas starta under 2028 och Equinor, som är operatör för Wisting under utbyggnadsfasen, har som målsättning att lämna in en utbyggnadsplan innan slutet av 2022 för att dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagen som den norska regeringen införde i juni 2020. Konceptval förväntas göras under det fjärde kvartalet 2021, med tilldelning av kontrakt för konstruktionsarbeten kort därefter. Med en god avkastning är utbyggnaden också helt i linje med Lundin Energys strategi för minskade koldioxidutsläpp då landström är en del av planen för utbyggnad och drift.
Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021 omfattar åtta brunnar, varav sju har borrats och resulterat i oljefyndigheter på Segment D och Lille Prinsen. En brunn återstår i prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021 (Lyderhorn), där borrning förväntas påbörjas under fjärde kvartalet 2021. Prospekterings- och utvärderingsprognosen för 2021 har ökats till 325 MUSD från den ursprungliga prognosen om 260 MUSD på grund av omfattningen av brunnarna Segment D, Iving, Lille Prinsen, samt förvärvet av den ytterligare 25-procentiga licensandelen i Wisting, som träder i kraft 1 januari 2021.
| Licens | Operatör | l.a. | Borrning | Startdatum | Status |
|---|---|---|---|---|---|
| PL359 | Lundin Energy | 40% | Segment D | februari 2021 | Oljefyndighet |
| PL722 | Equinor | 20% | Shenzhou | april 2021 | Torr |
| PL820S | MOL | 41% | Iving (två brunnar) | maj 2021 | Slutförd - utvärdering pågår |
| PL167 | Equinor/Lundin Energy | 40% | Lille Prinsen | juli 2021 | Oljefyndighet |
| PL981 | Lundin Energy | 60% | Merckx | september 2021 | Torr |
| PL976 | Lundin Energy | 40% | Dovregubben | oktober 2021 | Torr |
| PL1041 | AkerBP | 15% | Lyderhorn | fjärde kvartalet 2021 |
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 kommer att 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 möjligheterna till kommersiell fyndighet utvärderas för närvarande.
I september 2021 genomfördes ett framgångsrikt prospekterings- och uvärderingsprogram på Lille Prinsen på Utsirahöjden i PL167 i norska Nordsjön. 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 skattelagen 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 möjligt beslut om utbyggnad innan slutet av 2022.
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 (nature-based carbon capture). Ett avgörande steg för att uppnå koldioxidneutralitet kommer att vara elektrifieringen av Edvard Griegplattformen, som kommer att genomföras 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 rapporteringsperioden, 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 lägre än industrigenomsnittet. Bolaget fattade därför i september 2021 beslutet att påskynda planen ytterligare två år för att uppnå en koldioxidneutral verksamhet redan år 2023.
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. Vindparken kommer att tas 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. Det första vindkraftsverket på Metsälamminkangas (MLK) vindkraftspark i Finland har börjat generera energi och konstruktions- och driftsättningsarbeten på återstående turbiner fortskrider väl. Vindkraftsparken planeras att överlämnas till bolaget för kommersiell drift under den senare delen av det fjärde kvartalet 2021. 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, vilket kommer att täcka bolagets producerande offshore-tillgångars sammanlagda förväntade elbehov, inklusive den ökade licensandelen i utbyggnadsprojektet Wisting. Från och med slutet av 2023 kommer mer än 95 procent av bolagets oljeproduktion drivas med ström som genererats av egna projekt för förnybar energi. Investeringsbudgeten 2021 för projekt för förnybar energi kvarstår om 100 MUSD.
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 åtta miljoner träd mellan åren 2021 och 2025, vilket kommer att ta upp cirka 2,6 miljoner ton CO2 . Under rapporteringsperioden planterades cirka 450 000 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.
Över tid kommer dessa projekt att vara tillräckliga för att på naturlig väg fånga in bolagets återstående koldioxidutsläpp och leda till att den operativa verksamheten blir koldioxidneutral. Medan dessa projekt trappas upp under den kommande femårsperioden, har bolaget ingått avtal om förvärv av högkvalitativa koldioxidkrediter från återplanteringsprojekt, certifierade av the Verified Carbon Standard (VCS) eller 'Gold Standard'. Dessa kommer att överbrygga gapet till dess att bolagets egna projekt börjar leverera certifierade koldioxidkrediter och bolaget förutser därför inte att köpa ytterligare krediter från marknaden efter 2026.
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 0,45 kg CO2 e per fat, vilket är cirka 40 gånger lägre 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 (nature-based carbon capture), som är certifierade av VCS och oberoende certifierade av Intertek. Nästan 60 procent av bolagets nuvarande nettoproduktion är certifierad som koldioxidneutralt producerad, vilket kommer att öka till 100 procent 2023. Försäljningar av koldioxidneutralt producerad råolja har fortsatt under perioden, vilket ger oss en konkurrensfördel i marknadsföringen av våra fat. Allteftersom marknaden för koldioxidneutralt producerad råolja mognar kan det på sikt leda till att vi får mer betalt för varje producerat fat, vilket kommer att tillföra betydande värdepotential.
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. Prognosen för återställningsutgifter för 2021 har minskats från 20 MUSD till 15 MUSD.
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 AkerBP om att förvärva en sex-procentig licensandel i licenserna PL036E, PL036F, PL102H, PL102F, PL102D och PL102G som innefattar fyndigheterna Trell och Trine. Transaktionen inkluderade en avyttring av en femprocentig licensandel i PL869 och en 15-procentig licensandel i PL1041.
I maj 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med One-Dyas om att avyttra en tio-procentig andel i licensen PL976, i vilken strukturen Dovregubben ingår.
I juni 2021 tilldelades Lundin Energy två licenser i den 25:e licensrundan.
I september 2021 ansökte Lundin Energy om licenser i APAs 2021 licensrunda för tilldelning i fördefinierade områden (APA) . Tilldelningar förväntas i början av 2022.
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 träder i kraft från och med januari 2021 ökar de uppskattade betingade nettoresurserna med cirka 130 MMboe för en köpeskilling om 320 MUSD. Transaktionen är föremål för sedvanliga norska myndighetsgodkännanden och förväntas vara slutförd under det fjärde kvartalet 2021. Transaktionen inkluderar även en potentiell tilläggsköpeskilling, begränsad till 20 MUSD, och innebär att en eventuell besparing mellan nuvarande uppskattning och den slutliga uppskattningen i planen för utbyggnad och drift fördelas mellan parterna.
Bolaget innehar för närvarande 89 licenser i Norge.
Under rapporteringsperioden inträffade ingen incident med förlorad arbetstid som följd. Sex incidenter inträffade som krävde sjukvård. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd om noll per en miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporteringsbara incidenter uppgående till 2,8 per en miljon arbetade timmar. Ingen incident som påverkade säkerheten eller hade väsentlig inverkan på miljö inträffade under rapporteringsperioden.
Intäkter och övriga intäkter om 3 862,9 MUSD (1 784,7 MUSD) redovisades för rapporteringsperioden, vilket var rekordhögt för bolaget. Rörelseresultatet uppgick till 2 586,2 MUSD (932,6 MUSD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på högre försäljningsvolymer och högre olje- och gaspriser. Försäljningsvolymer ökade med 24 procent jämfört med motsvarande period föregående år till följd av förbättrade produktionsresultat, lagerförändringar och överuttag under rapporteringsperioden. Realiserat oljepris per fat oljeekvivalenter (boe) ökade med 83 procent jämfört med motsvarande period föregående år. Realiserade priser för gas och NGL var nästan fyra gånger så höga som för motsvarande kvartal 2020. Rörelseresultatet påverkades negativt av högre prospekteringskostnader jämfört med motsvarande period föregående år. Produktions- och avskrivningskostnader ökade jämfört med samma period föregående år på grund av högre försäljningsvolymer.
Periodens resultat uppgick till 372,1 MUSD (80,5 MUSD), motsvarande ett resultat per aktie om 1,31 USD (0,28 USD). Periodens resultat påverkades positivt av ett högre rörelseresultat och negativt av en till större delen ej kassaflödespåverkande valutakursförlust som redovisades under rapporteringsperioden om 132,5 MUSD (85,2 MUSD). Justerat resultat uppgick till 542,4 MUSD (193,1 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande justerat resultat per aktie om 1,91 USD (0,68 USD). I nyckeltalet justerat resultat exkluderas effekterna av den redovisningsmässiga vinsten från omförhandling av lånevillkor, valutakursvinster/förluster, räntesäkringskontrakt som inte längre behandlas som effektiva samt den skattemässiga effekten från dessa poster, vilket bättre speglar resultatet från bolagets operativa verksamhet för rapporteringsperioden. Justerat resultat för det tredje kvartalet uppgick till 234,0 MUSD (75,8 MUSD) och var rekordhögt för bolaget för ett kvartal.
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar och prospekteringskostnader (EBITDAX) uppgick till 3 360,6 MUSD (1 431,8 MUSD) för rapporteringsperioden och motsvarade EBITDAX per aktie om 11,82 USD (5,04 USD). Ökningen per aktie jämfört med motsvarande period föregående år är främst hänförlig till högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. EBITDAX för det tredje kvartalet uppgick till 1 282,6 MUSD (515,6 MUSD), och var rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Kassaflöde från den löpande verksamheten uppgick till 2 499,9 MUSD (1 251,3 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie om 8,79 USD (4,40 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 rapporteringsperioden. Kassaflöde från den löpande verksamheten för det tredje kvartalet uppgick till 1 012,0 MUSD (353,2 MUSD) och även detta var rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Fritt kassaflöde uppgick till 1 622,9 MUSD (545,7 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande fritt kassaflöde per aktie om 5,71 USD (1,92 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period 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 673,8 MUSD (164,2 MUSD) för det tredje kvartalet. Som ett resultat av det starka fria kassaflödet som genererades under rapporteringsperioden minskade nettoskulden från 3 911,5 MUSD vid slutet av 2020 till 2 646,9 MUSD på balansdagen, vilket är en minsking med cirka 1,3 BUSD.
Bolagets helårsprognos för EBITDAX uppgår till mellan 4,8 BUSD och 4,9 BUSD, kassaflöde från den löpande verksamheten till mellan 2,9 BUSD och 3,0 BUSD och fritt kassaflöde till mellan 1,4 BUSD och 1,6 BUSD, utifrån ett förväntat Brent-pris om 80 USD per fat under det fjärde kvartalet. I prognosen har uppskattningar gjorts bland annat för de lastningar av råolja som planeras under det fjärde kvartalet 2021. Planeringen för oktober och november månads lastningar var känd när prognosen fastställdes och decembers månads lastningar utgör en uppskattning.
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. Projektet kommer att generera positivt kassaflöde från 2024.
Intäkter och övriga intäkter uppgick till 3 862,9 MUSD (1 784,7 MUSD) för rapporteringsperioden och utgjordes av försäljning av olja och gas och övriga intäkter, som beskrivs i not 1.
Försäljning av olja och gas uppgick till 3 837,1 MUSD (1 759,8 MUSD) för rapporteringsperioden och det genomsnittspris Lundin Energy erhållit per boe från den egna produktionen uppgick till 66,48 USD (36,31 USD) som framgår av följande tabell. Det genomsnittliga gaspriset som Lundin Energy erhöll per boe uppgick till 100,74 USD (18,89 USD) för kvartalet, vilket är mer än fem gånger högre än för det tredje kvartalet 2020. Det genomsnittliga priset för Brent-olja uppgick till 67,92 USD (41,06 USD) per fat för rapporteringsperioden, och uppgick till 73,51 USD (42,94 USD) för det tredje kvartalet.
Försäljning av olja och gas från egen produktion för rapporteringsperioden framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
| Försäljning från egen produktion Genomsnittspris per boe i USD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Försäljning olja | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 48 844,6 | 16 644,6 | 38 822,4 | 12 022,5 | 54 263,6 |
| - Genomsnittspris per bbl | 66,79 | 71,62 | 38,07 | 42,94 | 39,96 |
| Försäljning gas och NGL | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 4 484,0 | 1 866,2 | 4 231,7 | 1 418,1 | 6 013,2 |
| - Genomsnittspris per boe | 63,19 | 83,36 | 20,15 | 21,26 | 23,80 |
| Summa försäljning | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 53 328,6 | 18 510,8 | 43 054,1 | 13 440,6 | 60 276,8 |
| - Genomsnittspris per boe | 66,48 | 72,80 | 36,31 | 40,65 | 38,35 |
Tabellen ovan exkluderar oljeintäkter från tredje part.
Försäljning av olja från tredje part uppgick till 291,6 MUSD (196,6 MUSD) under rapporteringsperioden, vilket 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 25,8 MUSD (24,9 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst tariffintäkter om 17,4 MUSD (17,9 MUSD), hänförliga till tariffer som betalats av Ivar Aasen till Edvard Grieg. Övriga intäkter för rapporteringsperioden innefattade även en vinst på kortfristiga derivatinstrument (kopplade till oljepriset) om 2,0 MUSD (0,8 MUSD).
Produktionskostnader, inklusive förändringar i under- och överuttagspositioner och förändringar i lager uppgick till 187,4 MUSD (139,2 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per boe framgår av nedanstående tabell:
| 1 jan 2021- 30 sep 2021 |
1 jul 2021- 30 sep 2021 |
1 jan 2020- 30 sep 2020 |
1 jul 2020- 30 sep 2020 |
1 jan 2020- 31 dec 2020 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Produktionskostnader | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | |||||
| - i MUSD | 116,0 | 40,9 | 101,9 | 32,4 | 134,5 |
| - i USD per boe | 2,25 | 2,29 | 2,36 | 2,24 | 2,24 |
| Tariff- och transportkostnader | |||||
| - i MUSD | 51,0 | 18,6 | 36,4 | 13,5 | 50,7 |
| - i USD per boe | 0,99 | 1,05 | 0,84 | 0,93 | 0,84 |
| Verksamhetskostnader | |||||
| - i MUSD | 167,0 | 59,5 | 138,3 | 45,9 | 185,2 |
| - i USD per boe1 | 3,24 | 3,34 | 3,20 | 3,17 | 3,08 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | |||||
| - i MUSD | 4,3 | 11,7 | -3,9 | -12,0 | -2,7 |
| - i USD per boe | 0,08 | 0,65 | -0,09 | -0,82 | -0,05 |
| Förändringar i lager | |||||
| - i MUSD | 11,2 | -0,6 | 0,4 | 0,5 | -11,2 |
| - i USD per boe | 0,22 | -0,03 | 0,01 | 0,03 | -0,19 |
| Övrigt | |||||
| - i MUSD | 4,9 | 1,6 | 4,4 | 1,5 | 5,9 |
| - i USD per boe | 0,09 | 0,09 | 0,10 | 0,11 | 0,10 |
| Produktionskostnader | |||||
| - i MUSD | 187,4 | 72,2 | 139,2 | 35,9 | 177,2 |
| - i USD per boe | 3,63 | 4,05 | 3,22 | 2,49 | 2,94 |
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 rapporteringsperioden om 3,24 USD (3,20 USD) per boe minskar till 2,90 USD (2,79 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas. Verksamhetskostnaden för det tredje kvartalet om 3,34 USD (3,17 USD) per boe minskar till 3,05 USD (2,80 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas.
Utvinningskostnaderna uppgick till 116,0 MUSD (101,9 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande 2,25 USD (2,36 USD) per boe, och till 111,2 MUSD (97,2 MUSD) respektive 2,16 USD (2,25 USD) per boe om verksamhetsrelaterade projekt exkluderas. Minskningen i kostnad per boe jämfört med samma period föregående år beror främst på högre produktionsvolymer, vilket delvis kompenseras av en starkare norsk krona.
Tariff- och transportkostnader uppgick till 51,0 MUSD (36,4 MUSD) för rapporteringsperioden motsvarande 0,99 USD (0,84 USD) per boe. Ökningen per boe jämfört med motsvarande period föregående år beror på en starkare norsk krona och höjning 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 4,3 MUSD (-3,9 MUSD) för rapporteringsperioden, och är beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen. Lagerförändringar värderas också till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 11,2 MUSD (0,4 MUSD) för rapporteringsperioden 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- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Produktionsvolymer | 188,8 | 193,6 | 157,6 | 157,5 | 164,5 |
| Lagerförändringar | 2,3 | – | – | – | -1,7 |
| Produktionsvolymer inklusive lagerförändringar | 191,1 | 193,6 | 157,6 | 157,5 | 162,8 |
| Försäljningsvolymer från egen produktion | 195,3 | 201,2 | 157,1 | 146,1 | 164,7 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -4,2 | -7,6 | 0,5 | 11,4 | -1,9 |
Övriga kostnader uppgick till 4,9 MUSD (4,4 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till driftstoppsförsäkringen.
Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 531,2 MUSD (446,8 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket motsvarade en genomsnittlig kostnad om 10,30 USD (10,35 USD) per boe. 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.
Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 237,9 MUSD (47,3 MUSD) för rapporteringsperioden. 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.
Försäljning av olja från tredje part uppgick till 289,2 MUSD (193,3 MUSD) under rapporteringsperioden och avsåg inköp av olja utanför koncernen.
Administrationskostnader och avskrivningar uppgick till 31,0 MUSD (25,5 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade en kostnad om 4,8 MUSD (3,2 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om ersättningar på sidan 13. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 5,3 MUSD (5,2 MUSD) för rapporteringsperioden.
Finansiella intäkter uppgick till 1,0 MUSD (1,0 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 4.
Finansiella kostnader uppgick till 286,1 MUSD (258,2 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 5.
Valutakursförluster uppgick till 132,5 MUSD (85,2 MUSD) för rapporteringsperioden. 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 valutakursvinsten på förfallna valutasäkringsinstrument uppgick till 1,6 MUSD (förlust om 54,9 MUSD).
US-dollarn stärktes med sex procent gentemot Euron under rapporteringsperioden, 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 tre procent gentemot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en valutakursvinst på en koncernintern lånebalans i norska kronor.
Räntekostnader uppgick till 35,0 MUSD (77,9 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter aktiverades till ett belopp om 18,0 MUSD (18,0 MUSD) under rapporteringsperioden, vilket främst avsåg finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge. De sammanlagda ränteutgifterna var lägre än motsvarande period föregående år, till följd av en lägre LIBOR-ränta, en lägre räntemarginal över LIBOR efter refinansieringen i december 2020 och en lägre skuldnivå jämfört med motsvarande period föregående år.
Reglering av räntesäkringskontrakt resulterade i en förlust om 79,4 MUSD (29,3 MUSD) för rapporteringsperioden, som ett resultat av den lägre LIBOR-räntan och inkluderade 35,3 MUSD som resultatfördes till följd av räntesäkringskontrakt som inte längre bedömdes vara effektiva. Bolaget utfärdade seniora obligationslån om 2 miljarder USD i juni 2021 med fast ränta och nyttjade medlen från obligationserbjudandet tillsammans med befintliga likvida medel för att amortera 2 miljarder från den del av kreditfaciliteten som löper med rörlig ränta. En del av bolagets utestående räntesäkringskontrakt är därmed, efter effektivitetstest, inte längre att bedöma som effektiva.
Avskrivningar av aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 17,3 MUSD (12,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst avgifter för upprättandet av den reservbaserade kreditfaciliteten som kostnadsförts över facilitetens förväntade nyttjandetid. Till följd av amorteringen av kreditfaciliteten om 2 miljarder USD, kostnadsfördes dessutom aktiverade finansieringsavgifter under rapporteringsperioden.
Engagemangsavgifter för lånefaciliteter uppgick till 5,3 MUSD (8,7 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg avgifter för ej utnyttjade lånebelopp från den revolverande kreditfaciliteten, som vid rapporteringsperiodens slut inte nyttjats.
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor uppgick till 29,1 MUSD för jämförelseperioden och avsåg kostnadsföringen av den redovisningsmässiga vinsten som uppkom under 2018 till följd av de förmånligare lånevillkoren som omförhandlades för bolagets reservbaserade kreditfacilitet över facilitetens förväntade nyttjandetid.
Andel i resultat från joint ventures uppgick till 0,8 MUSD (0,0 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den 50-procentiga andelen, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge.
Den sammanlagda skattekostnaden uppgick till 1 929,8 MUSD (594,9 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 6.
Aktuella skattekostnader som uppgick till 1 682,7 MUSD (251,2 MUSD) för rapporteringsperioden var främst hänförliga till Norge och avsåg både bolagsskatt och särskild petroleumskatt. Den skatt som betalades i Norge under rapporteringsperioden uppgick till 677,4 MUSD, vilket i kombination med den aktuella skattekostnaden och valutakursförändringar resulterade i en ökning av den kortfristiga skatteskulden jämfört med slutet av 2020, från 444,4 MUSD till 1 410,5 MUSD.
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. Remissrundan löper ut den 3 december 2021. Dessa förändringar påverkar inte de tillfälliga ändringarna i skattelagen som beskrivs ovan.
Uppskjutna skattekostnader uppgick till 247,1 MUSD (343,7 MUSD) för rapporteringsperioden och var hänförliga till Norge. Uppskjuten skatt uppkommer huvudsakligen när det finns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar. Den uppskjutna skattekostnaden minskade under rapporteringsperioden 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 rapporteringsperioden 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 rapporteringsperioden 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 rapporteringsperioden.
Olje- och gastillgångar uppgick till 5 872,5 MUSD (5 902,4 MUSD) och beskrivs i not 7. Olje- och gastillgångar innefattar tillgångar med nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 20,0 MUSD (– MUSD) och avser en borrigg som redovisats under rapporteringsperioden.
Utgifter för utbyggnad, prospektering och utvärdering för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter | 1 jan 2021- 30 sep 2021 |
1 jul 2021- 30 sep 2021 |
1 jan 2020- 30 sep 2020 |
1 jul 2020- 30 sep 2020 |
1 jan 2020- 31 dec 2020 |
|---|---|---|---|---|---|
| i MUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 562,3 | 219,7 | 491,4 | 139,5 | 639,8 |
| Utbyggnadsutgifter | 562,3 | 219,7 | 491,4 | 139,5 | 639,8 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 562,3 MUSD (491,4 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Solveig och Rolvsnes. Dessutom aktiverades ränteutgifter till ett belopp om 18,0 MUSD (18,0 MUSD).
| 1 jan 2021- | 1 jul 2021- | 1 jan 2020- | 1 jul 2020- | 1 jan 2020- | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 30 sep 2021 | 30 sep 2021 | 30 sep 2020 | 30 sep 2020 | 31 dec 2020 |
| i MUSD | 9 månader | 3 månader | 9 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 242,2 | 102,4 | 85,8 | 21,3 | 152,9 |
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 242,2 | 102,4 | 85,8 | 21,3 | 152,9 |
Utgifter för prospektering och utvärdering uppgick till 242,2 MUSD (85,8 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst de prospekteringsoch utvärderingsborrningar som sammanfattas på sidan 5.
Tillgångar för förnybar energi uppgick till 31,8 MUSD (–MUSD) och avsåg den fullt konsoliderade 100-procentiga andelen i det landbaserade vinkraftsprojektet Karskruv i södra Sverige. Lundin Energy har även en 50-procentig andel i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt i Finland och en 50-procentig andel i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge. Dessa är inte är fullt konsoliderade utan redovisas istället som investeringar i joint ventures, och uppgick till 145,0 MUSD (110,6 MUSD).
Bolagets nettoinvesteringar i projekt för förnybar energi, för rapporteringsperioden som delvis görs genom joint ventures, framgår av nedanstående tabell:
| Investeringar i förnybar energi i MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Karskruv Vindkraftspark – Sverige | 30,9 | – | – | – | – |
| MLK Vindkraftspark – Finland | 39,7 | 17,5 | 35,2 | 5,4 | 46,3 |
| Leikanger Vattenkraft – Norge | 0,6 | – | 44,9 | – | 49,8 |
| Naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären | 3,7 | 3,1 | – | – | – |
| Investeringar i förnybar energi | 74,9 | 20,6 | 80,1 | 5,4 | 96,1 |
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 39,6 MUSD (45,2 MUSD) och beskrivs i not 8. Övriga materiella anläggningstillgångar innefattar tillgångar med nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 27,0 MUSD (31,8 MUSD).
Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen som gjordes under 2016 uppgick till 128,1 MUSD (128,1 MUSD).
Finansiella tillgångar uppgick till 13,7 MUSD (13,5 MUSD) och beskrivs i not 9. Avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup under 2019 inkluderade en tilläggsköpeskilling villkorad av framtida klassificeringar av reserver som förfaller till betalning 2026. Denna villkorade tilläggsköpeskilling har värderats till verkligt värde av bolaget och uppgick till 12,9 MUSD (12,7 MUSD).
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 16,8 MUSD (17,3 MUSD) och var hänförliga till förutbetalda kostnader av långfristig natur.
Derivatinstrument uppgick till 9,4 MUSD (3,8 MUSD) och var hänförliga till den vinst som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående räntesäkrings- och valutasäkringskontrakt, med likviddag efter tolv månader.
Lagertillgångar uppgick till 46,2 MUSD (59,1 MUSD) och inkluderade lager av såväl borrutrustning som av olja. Lager av olja vid slutet av 2020 inkluderade en lastning som gjordes i slutet av 2020 och såldes i början av 2021.
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 460,4 MUSD (278,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Kundfordringar uppgick till 264,4 MUSD (215,5 MUSD) och är ej förfallna. Underuttag uppgick till 5,6 MUSD (5,7 MUSD) och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst hänförliga till olja från Johan Sverdrup och Alvheimområdet. Fordringar på joint operations uppgick till 29,1 MUSD (21,8 MUSD). Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 150,4 MUSD (26,5 MUSD), och inkluderade 128,4 MUSD (– MUSD) hänförliga till lastningar som genomfördes under rapporterinsperioden men som inte fakturerats vid bokslutsdagen och förutbetalda verksamhets- och försäkningskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 10,9 MUSD (9,1 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 6,3 MUSD (12,1 MUSD) och var hänförliga till den vinst som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående valutasäkringskontrakt, med likviddag inom tolv månader.
Aktuella skattefordringar uppgick till 9,6 MUSD (– MUSD) och avsåg skatteinbetalningar som har genomförts utanför Norge under rapporteringsperioden, och som förväntas att återvinnas i framtiden.
Likvida medel uppgick till 853,1 MUSD (82,5 MUSD). Likvida medel innehas främst för att möta verksamhetens löpande behov och ge likvidmässigt utrymme.
Obligationslån uppgick till 1 978,9 MUSD (– MUSD) och beskrivs i not 11. 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 17,6 MUSD (– MUSD) och skrivs av över obligationslånens förväntade löptid.
Finansiella skulder uppgick till 1 500,7 MUSD (3 983,9 MUSD) och beskrivs i not 12. Banklån uppgick till 1 500,0 MUSD (3 994,0 MUSD) och avsåg utestående lån inom kreditfaciliteten. Bolaget amorterade 2 miljarder USD av kreditfaciliteten i juni 2021 till följd av utfärdandet av obligationslånen. Aktiverade finansieringsavgifter avseende uppläggningskostnader för kreditfaciliteterna uppgick till 19,7 MUSD (37,1 MUSD) och kostnadsförs över faciliteternas förväntade nyttjandetid. Leasingåtaganden uppgick till 20,4 MUSD (27,0 MUSD) och var hänförliga till den långfristiga delen av leasingåtagandena i enlighet med IFRS 16. Den kortfristiga delen av leasingåtagandena redovisades som kortfristiga skulder och uppgick till 28,3 MUSD (5,7 MUSD). Ökningen av leasingåtagandena beror främst på att en borrigg redovisats under IFRS 16 under rapporteringsperioden.
Avsättningar uppgick till 628,3 MUSD (565,6 MUSD) och beskrivs i not 13. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 620,3 MUSD (560,5 MUSD) och avsåg den långfristiga delen av framtida återställningsåtaganden. Den kortfristiga delen av framtida återställningsåtaganden redovisades som kortfristiga skulder och uppgick till 9,0 MUSD (16,0 MUSD).
Uppskjutna skatteskulder uppgick till 3 053,1 MUSD (2 893,9 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.
Derivatinstrument uppgick till 48,0 MUSD (144,7 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt, med likviddag efter tolv månader.
Kortfristiga finansiella skulder uppgick till 28,3 MUSD (6,1 MUSD) och beskrivs i not 11. De avsåg den kortfristiga delen av bolagets utestående leasingåtaganden.
Utdelningar uppgick till 255,4 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 318,4 MUSD (202,5 MUSD) och beskrivs i not 14. Leverantörsskulder uppgick till 14,5 MUSD (8,7 MUSD). Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 244,3 MUSD (151,3 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 39,7 MUSD (31,7 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 14,2 MUSD (9,2 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 87,9 MUSD (87,6 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt, med likviddag inom tolv månader.
Kortfristiga skatteskulder uppgick till 1 410,5 MUSD (444,4 MUSD) och var främst hänförliga till Norge. De kortfristiga skatteskulderna har ökat under rapporteringsperioden, vilket främst beror på att en aktuell skattekostnad om 1 682,7 MUSD redovisats. Detta kompenseras av skattebetalningar om 677,4 MUSD.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 14,5 MUSD (21,3 MUSD) och beskrivs i not 13. Den kortfristiga delen av avsättningen för framtida återställningsåtaganden uppgick till 9,0 MUSD (16,0 MUSD) och var hänförlig till fälten Gaupe och Brynhild. Den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Energys unit bonusprogram uppgick till 5,5 MUSD (5,3 MUSD).
Förändringar i rörelsekapital, som ingår i koncernens kassaflödesanalys, uppgick till -86,2 MUSD (92,4 MUSD) för rapporteringsperioden. 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.
Moderbolagets affärsverksamhet är att investera i och förvalta olje- och gastillgångar samt projekt för förnybar energi. Moderbolagets resultat för rapporteringsperioden uppgick till 4 295,9 MSEK (2 700,3 MSEK) och inkluderade finansiella intäkter om 4 467,2 MSEK (2 867,8 MSEK) till följd av utdelningar som erhållits från ett dotterbolag. Exklusive erhållna utdelningar uppgick resultatet för moderbolaget till -171,3 MSEK (-167,5 MSEK).
I resultatet för rapporteringsperioden ingick administrationskostnader om 181,6 MSEK (175,7 MSEK) och finansiella kostnader om 0,3 MSEK (4,1 MSEK), exklusive erhållna utdelningar som nämns ovan.
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. Sponsorskapet löper över tre år med en årlig betalning om mellan 2,6 MUSD och 3,5 MUSD, där den första betalningen förväntas ske 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.
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 därefter kvarstår lån om 1,5 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 2025. När de ESG KPI:er som ingår i beräkningen av räntemarginalen tagits i beaktan erhöll bolaget en lägre räntemarginal över LIBOR under rapporteringsperioden. Facilitetens struktur är kompatibel med obligationerna som utfärdats på kapitalmarknaden till pari passuvillkor
Bolaget har för närvarande erhållit kreditbetyg om Baa3, BBB- och BBB- från Moody's, S&P och Fitch, samtliga med stabila utsikter i kreditvärdering.
Åklagarmyndigheten har delgivit Lundin Energy ett yrkande om en företagsbot samt förverkande av ekonomiska fördelar avseende tidigare verksamhet i Sudan från 1997 till 2003. Enligt informationen i delgivningen kan åklagaren yrka på en företagsbot om 3 MSEK och förverkande av ekonomiska fördelar från påstått brott om 3 282 MSEK, baserat på vinsten från försäljningen av Block 5A-tillgången under 2003 om 720 MSEK. Eventuellt förverkande av ekonomiska fördelar eller företagsbot kan endast påföras i samband med att en dom i en eventuell rättegång meddelas. Förundersökningen är inne på sitt tolfte år och Lundin Energy är fortsatt övertygat om att det helt saknas grund för alla anklagelser om felaktigt agerande av någon företrädare för bolaget och bolaget kommer kraftfullt att bestrida en eventuell företagsbot eller förverkande av ekonomiska fördelar. Bolaget betraktar detta som en eventualförpliktelse och därför har ingen avsättning gjorts i redovisningen.
I oktober 2021 ingick Lundin Enery ett avtal med OMV Norge AS om att förvärva en ytterligare 25-procentig licensandel i PL537, vilket inkluderar Wistingfyndigheten. Detta medför att Lundin Energys licensandel ökar till 35 procent. Transaktionen, som sker med verkan från januari 2021, tillför betingade nettoresurser som uppskattas till cirka 130 MMboe, för en köpeskilling om 320 MUSD. Transaktionen är föremål för sedvanliga norska myndighetsgodkännanden och förväntas att vara slutförd under det fjärde kvartalet 2021. Transaktionen inkluderar även en potentiell tilläggsköpeskilling, begränsad till 20 MUSD, och innebär att en eventuell besparing mellan nuvarande uppskattning och den slutliga uppskattningen i planen för utbyggnad och drift fördelas mellan parterna.
I oktober 2021 borrades brunnen Dovregubben i PL976. Brunnen var torr och den kommer att kostnadsföras under det fjärde kvartalet.
I oktober 2021 ingick Lundin Energy valutasäkringskontrakt för att köpa 629,0 MNOK för 73,6 MUSD, till en genomsnittlig kontraktuell valutakurs om 8,55 NOK för 1 USD under det fjärde kvartalet 2021. Lundin Energy ingick även valutasäkringsoptioner för att köpa 822,0 MUSD till en genomsnittlig kurs om 8,11 NOK för den första halvan av 2022.
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 skedde den 8 april 2021, den andra delbetalningen skedde den 7 juli 2021 och den tredje delbetalningen skedde den 7 oktober 2021. Den fjärde delbetalningen förväntas ske den 11 januari 2022, med förväntad avstämningsdag den 5 januari 2022 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 4 januari 2022.
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. Maxbeloppet för 2020 års utdelning har satts till 7,636 miljarder SEK (d.v.s. 1,909 miljarder SEK per kvartal). Om den totala utdelningen skulle överstiga maxbeloppet om 7,636 miljarder SEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att den totala utdelningen motsvarar maxbeloppet om 7,636 miljarder SEK.
Med hänsyn till de gynnsamma marknadsförhållanden som råder för närvarande, och om dessa skulle fortsätta året ut, förväntar sig styrelsen att kunna lägga fram förslag till årsstämman 2022 om att öka 2021 års utdelning med 25 procent till 2,25 USD per aktie, vilket motsarar 640 MUSD, att utbetalas genom kvartalsvisa delbetalningar.
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.
Antalet utställda units som ingår i 2019, 2020 och 2021 års unit bonusprogram var 60 478, 174 316 och 221 535 per den 30 september 2021.
Årsstämman 2021 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner. Programmet gäller från och med den 1 juli 2021. Det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 30 september 2021 var 262 902 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2021, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. 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 30 september 2021 uppgick till 417 051 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 30 juni 2021 uppgick till 336 891 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.
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.
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.
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.
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.
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 30 september 2021 har Lundin Energy utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell valutakurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 682,5 MNOK | 84,8 MUSD | 8,05 NOK: 1 USD | okt 2021 – dec 2021 |
| 1430,0 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 |
Under det tredje kvartalet ingick Lundin Energy även valutaoptionskontrakt. Per den 30 september 2021 har Lundin Energy utestående valutaoptionskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell strikekurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 1 431,0 MNOK | 172,9 MUSD | 8,28 NOK: 1 USD | nov 2021 |
| 5 502,0 MNOK | 665,2 MUSD | 8,27 NOK: 1 USD | jan 2022 –maj 2022 |
Lundin Energy har per den 30 september 2021 utestående räntesäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan.
| Lån Belopp i MUSD |
Binda den rörliga LIBOR-räntan Genomsnittlig ränta per år |
Likvidperiod |
|---|---|---|
| 3 100 | 2,28% | okt 2021 – dec 2021 |
| 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.
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
1 USD motsvarar SEK 8,6485 8,8637
| 30 sep 2021 | 30 sep 2020 | 31 dec 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 1 USD motsvarar NOK | 8,5470 | 8,7788 | 9,5450 | 9,4814 | 9,4146 | 8,5326 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,8356 | 0,8636 | 0,8896 | 0,8541 | 0,8762 | 0,8149 |
| 1 USD motsvarar SEK | 8,4846 | 8,7817 | 9,4088 | 9,0291 | 9,2092 | 8,1772 |
| Tredje kvartalet 2021 | Tredje kvartalet 2020 | |||||
| Genomsnitt | Genomsnitt | |||||
| 1 USD motsvarar NOK | 8,7612 | 9,1275 | ||||
| 1 USD motsvarar Euro | 0,8483 | 0,8551 |
| Belopp i MUSD | Not | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 1 | |||||
| Intäkter | 3 837,1 | 1 467,4 | 1 759,8 | 679,2 | 2 533,2 | |
| Övriga intäkter | 25,8 | 10,8 | 24,9 | 7,8 | 31,2 | |
| 3 862,9 | 1 478,2 | 1784,7 | 687,0 | 2 564,4 | ||
| Rörelsekostnader | ||||||
| Produktionskostnader | 2 | -187,4 | -72,2 | -139,2 | -35,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -531,2 | -180,5 | -446,8 | -150,9 | -607,7 | |
| Prospekteringskostnader | -237,9 | -37,9 | -47,3 | -0,6 | -104,9 | |
| Inköp av olja från tredje part | -289,2 | -118,8 | -193,3 | -130,0 | -217,8 | |
| Bruttoresultat | 3 | 2 617,2 | 1 068,8 | 958,1 | 369,6 | 1 456,8 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar |
-31,0 | -6,3 | -25,5 | -7,3 | -36,1 | |
| Rörelseresultat | 2 586,2 | 1 062,5 | 932,6 | 362,3 | 1 420,7 | |
| Finansiella poster | ||||||
| Finansiella intäkter | 4 | 1,0 | 0,2 | 1,0 | 0,2 | 172,3 |
| Finansiella kostnader | 5 | -286,1 | -126,7 | -258,2 | 84,9 | -318,6 |
| -285,1 | -126,5 | -257,2 | 85,1 | -146,3 | ||
| Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag | 0,8 | 0,3 | 0,0 | 0,0 | -0,1 | |
| Resultat före skatt | 2 301,9 | 936,3 | 675,4 | 447,4 | 1 274,3 | |
| Inkomstskatt | 6 | -1 929,8 | -798,8 | -594,9 | -235,1 | -890,1 |
| Periodens resultat | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 | |
| Hänförligt till: | ||||||
| Moderbolagets aktieägare | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | – | – | – | – | – | |
| 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 | ||
| Resultat per aktie – USD | 1,31 | 0,48 | 0,28 | 0,74 | 1,35 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD | 1,31 | 0,48 | 0,28 | 0,74 | 1,35 | |
| Justerat resultat per aktie – USD | 1,91 | 0,83 | 0,68 | 0,27 | 0,99 | |
| Justerat resultat per aktie efter full utspädning – USD | 1,90 | 0,82 | 0,68 | 0,27 | 0,98 |
| Belopp i MUSD | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 |
| Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen: | |||||
| Valutaomräkningsdifferens | 117,1 | 60,3 | -146,4 | -105,9 | -210,1 |
| Kassaflödessäkring | 98,5 | -3,3 | -178,5 | 78,4 | -63,4 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | 215,6 | 57,0 | -324,9 | -27,5 | -273,5 |
| Totalresultat | 587,7 | 194,5 | -244,4 | 184,8 | 110,7 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 587,7 | 194,5 | -244,4 | 184,8 | 110,7 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | – | – | – | – | – |
| 587,7 | 194,5 | -244,4 | 184,8 | 110,7 |
| Belopp i MUSD | Not | 30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 7 | 5 872,5 | 5 902,4 |
| Tillgångar för förnybar energi | 31,8 | – | |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 8 | 39,6 | 45,2 |
| Goodwill | 128,1 | 128,1 | |
| Investeringar i joint ventures | 145,0 | 110,6 | |
| Finansiella tillgångar | 9 | 13,7 | 13,5 |
| Kundfordringar och andra fordringar | 10 | 16,8 | 17,3 |
| Derivatinstrument | 15 | 9,4 | 3,8 |
| Summa anläggningstillgångar | 6 256,9 | 6 220,9 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 46,2 | 59,1 | |
| Kundfordringar och andra fordringar | 10 | 460,4 | 278,6 |
| Derivatinstrument | 15 | 6,3 | 12,1 |
| Aktuella skattefordringar | 9,6 | – | |
| Likvida medel | 853,1 | 82,5 | |
| Summa omsättningstillgångar | 1 375,6 | 432,3 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 632,5 | 6 653,2 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | -1 691,5 | -1 769,1 | |
| Skulder | |||
| Långfristiga skulder | |||
| Obligationslån | 11 | 1 978,9 | – |
| Finansiella skulder | 12 | 1 500,7 | 3 983,9 |
| Avsättningar | 13 | 628,3 | 565,6 |
| Uppskjutna skatteskulder | 3 053,1 | 2 893,9 | |
| Derivatinstrument | 15 | 48,0 | 144,7 |
| Summa långfristiga skulder | 7 209,0 | 7 588,1 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Finansiella skulder | 12 | 28,3 | 6,1 |
| Utdelningar | 255,4 | 72,3 | |
| Leverantörsskulder och andra skulder | 14 | 318,4 | 202,5 |
| Derivatinstrument | 15 | 87,9 | 87,6 |
| Kortfristiga skatteskulder | 1 410,5 | 444,4 | |
| Avsättningar | 13 | 14,5 | 21,3 |
| Summa kortfristiga skulder | 2 115,0 | 834,2 | |
| Summa skulder | 9 324,0 | 8 422,3 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 632,5 | 6 653,2 |
| Belopp i MUSD | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 |
| Justeringar för: | |||||
| Prospekteringskostnader | 237,9 | 37,9 | 47,3 | 0,6 | 104,9 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 536,5 | 182,2 | 452,0 | 152,8 | 614,6 |
| Aktuell skatt | 1 682,7 | 661,3 | 251,2 | 121,7 | 511,8 |
| Uppskjuten skatt | 247,1 | 137,5 | 343,7 | 113,4 | 378,3 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 2,3 | -6,7 | 5,4 | 1,8 | 9,5 |
| Valutakursvinst/förlust | 128,2 | 90,9 | 30,3 | -154,6 | -230,3 |
| Räntekostnader | 35,0 | 12,6 | 77,9 | 19,8 | 104,3 |
| Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor | – | – | 29,1 | 10,1 | 99,7 |
| Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter | 17,3 | 1,9 | 12,3 | 4,4 | 37,6 |
| Icke-effektiva räntesäkringskontrakt | 27,2 | -10,8 | – | – | – |
| Övriga | 27,4 | 4,2 | 12,8 | 4,6 | 6,3 |
| Erhållen ränta | 0,8 | 0,3 | 0,6 | 0,1 | 0,8 |
| Betald ränta | -40,8 | -6,4 | -93,3 | -25,6 | -126,6 |
| Erhållen/betald skatt | -687,6 | -321,1 | -90,9 | -37,8 | -428,5 |
| Förändringar i rörelsekapital | -86,2 | 90,7 | 92,4 | -70,4 | 61,4 |
| Summa kassaflöde från den löpande verksamheten | 2 499,9 | 1 012,0 | 1 251,3 | 353,2 | 1 528,0 |
| Kassaflöde från investeringar | |||||
| Investering i olje- och gastillgångar | -790,2 | -314,1 | -579,2 | -160,8 | -919,7 |
| Investeringar i projekt för förnybar energi1 | -74,9 | -22,3 | -80,8 | -3,8 | -99,8 |
| Investering i övriga anläggningstillgångar | -1,0 | -0,4 | -1,6 | -0,3 | -2,4 |
| Betalda återställningsutgifter | -10,9 | -1,4 | -44,0 | -24,1 | -57,9 |
| Summa kassaflöde från investeringar | -877,0 | -338,2 | -705,6 | -189,0 | -1 079,8 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Obligationslån | 1 996,4 | – | – | – | – |
| Nyttjande/återbetalning av kreditfacilitet | -2 494,0 | – | – | – | 3 994,0 |
| Nyttjande/återbetalning av reservbaserad kreditfacilitet | – | – | -256,0 | -35,0 | -4 092,0 |
| Amortering av leasingskuldens kapitalbelopp | -17,4 | -9,1 | -2,4 | -0,9 | -3,2 |
| Betalda finansieringsavgifter | -21,3 | -6,2 | -2,5 | – | -36,8 |
| Betalda utdelningar | -327,0 | -128,0 | -247,1 | -71,0 | -318,2 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -863,3 | -143,3 | -508,0 | -106,9 | -456,2 |
| Förändring av likvida medel | 759,6 | 530,5 | 37,7 | 57,3 | -8,0 |
| Likvida medel vid periodens början | 82,5 | 310,6 | 85,3 | 74,9 | 85,3 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | 11,0 | 12,0 | 6,2 | -3,0 | 5,2 |
| Likvida medel vid periodens slut | 853,1 | 853,1 | 129,2 | 129,2 | 82,5 |
1 Inkluderar kostnader hänförliga till förvärv av projekt för förnybar energi och finansiering av rörelsekapital i joint ventures.
| Övrigt tillskjutet | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MUSD | Aktiekapital | kapital/Övriga reserver |
Balanserad vinst |
Utdelningar | Summa eget kapital |
| 1 januari 2020 | 0,5 | -169,7 | -1 429,6 | – | -1 598,8 |
| Totalresultat | |||||
| Periodens resultat | – | – | 80,5 | – | 80,5 |
| Övrigt totalresultat | – | -324,9 | – | – | -324,9 |
| Summa totalresultat | – | -324,9 | 80,5 | – | -244,4 |
| 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 | – | – | 4,0 | – | 4,0 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -2,3 | 4,0 | -284,1 | -282,4 |
| 30 september 2020 | 0,5 | -496,9 | -1 345,1 | -284,1 | -2 125,6 |
| Totalresultat | |||||
| Periodens resultat | – | – | 303,7 | – | 303,7 |
| Övrigt totalresultat | – | 51,4 | – | – | 51,4 |
| Summa totalresultat | – | 51,4 | 303,7 | – | 355,1 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| – | – | 1,4 | – | 1,4 | |
| Värde av tjänster från anställda | |||||
| Summa transaktioner med ägare | – | 1,4 | – | 1,4 | |
| 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 | – | – | 372,1 | – | 372,1 |
| Övrigt totalresultat | – | 215,6 | – | – | 215,6 |
| Summa totalresultat | – | 215,6 | 372,1 | – | 587,7 |
| 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 | – | – | 4,3 | – | 4,3 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -2,6 | 4,3 | -511,8 | -510,1 |
| 30 september 2021 | 0,5 | -232,5 | -947,7 | -511,8 | -1 691,5 |
| Not 1 – Intäkter och övriga intäkter MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | |||||
| Olja från egen produktion | 3 262,1 | 1 192,1 | 1 478,0 | 516,3 | 2 168,5 |
| Olja från tredje part | 291,6 | 119,8 | 196,6 | 132,8 | 221,5 |
| Kondensat | 69,2 | 38,0 | 40,2 | 15,2 | 63,8 |
| Gas | 214,2 | 117,5 | 45,0 | 14,9 | 79,4 |
| Försäljning av olja och gas | 3 837,1 | 1 467,4 | 1 759,8 | 679,2 | 2 533,2 |
| Övriga intäkter | 25,8 | 10,8 | 24,9 | 7,8 | 31,2 |
| Intäkter och övriga intäkter | 3 862,9 | 1 478,2 | 1 784,7 | 687,0 | 2 564,4 |
| Not 2 – Produktionskostnader MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 116,0 | 40,9 | 101,9 | 32,4 | 134,5 |
| Tariff- och transportkostnader | 51,0 | 18,6 | 36,4 | 13,5 | 50,7 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | 4,3 | 11,7 | -3,9 | -12,0 | -2,7 |
| Förändring i lager | 11,2 | -0,6 | 0,4 | 0,5 | -11,2 |
| Övriga | 4,9 | 1,6 | 4,4 | 1,5 | 5,9 |
| Produktionskostnader | 187,4 | 72,2 | 139,2 | 35,9 | 177,2 |
| Not 3 – Segmentinformation MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | |||||
| Olja från egen produktion | 3 262,1 | 1 192,1 | 1 478,0 | 516,3 | 2 168,5 |
| Kondensat | 69,2 | 38,0 | 40,2 | 15,2 | 63,8 |
| Gas | 214,2 | 117,5 | 45,0 | 14,9 | 79,4 |
| Intäkter | 3 545,5 | 1 347,6 | 1 563,2 | 564,4 | 2 311,7 |
| Övriga intäkter | 25,8 | 10,8 | 24,0 | 7,7 | 30,3 |
| Intäkter och övriga intäkter | 3 571,3 | 1 358,4 | 1 587,2 | 554,1 | 2 342,0 |
| Produktionskostnader | -187,4 | -72,2 | -139,2 | -35,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -531,2 | -180,5 | -446,8 | -150,9 | -607,7 |
| Prospekteringskostnader | -237,9 | -37,9 | -47,3 | -0,6 | -104,9 |
| Bruttoresultat | 2 614,8 | 1 067,8 | 953,9 | 366,7 | 1 452,2 |
| Övriga | |||||
| Olja från tredje part | 291,6 | 119,8 | 196,6 | 132,8 | 221,5 |
| Intäkter | 291,6 | 119,8 | 196,6 | 132,8 | 221,5 |
| Övriga intäkter | – | – | 0,9 | 0,1 | 0,9 |
| Intäkter och övriga intäkter | 291,6 | 119,8 | 197,5 | 132,9 | 222,4 |
| Inköp av olja från tredje part | -289,2 | -118,8 | -193,3 | -130,0 | -217,8 |
| Bruttoresultat | 2,4 | 1,0 | 4,2 | 2,9 | 4,6 |
| Not 3 – Segmentinformation forts. MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Summa | |||||
| Olja från egen produktion | 3 262,1 | 1 192,1 | 1 478,0 | 516,3 | 2 168,5 |
| Olja från tredje part | 291,6 | 119,8 | 196,6 | 132,8 | 221,5 |
| Kondensat | 69,2 | 38,0 | 40,2 | 15,2 | 63,8 |
| Gas | 214,2 | 117,5 | 45,0 | 14,9 | 79,4 |
| Intäkter | 3 837,1 | 1 467,4 | 1 759,8 | 679,2 | 2 533,2 |
| Övriga | 25,8 | 10,8 | 24,9 | 7,8 | 31,2 |
| Intäkter och övriga intäkter | 3 862,9 | 1 478,2 | 1 784,7 | 687,0 | 2 564,4 |
| Produktionskostnader | -187,4 | -72,2 | -139,2 | -35,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -531,2 | -180,5 | -446,8 | -150,9 | -607,7 |
| Prospekteringskostnader | -237,9 | -37,9 | -47,3 | -0,6 | -104,9 |
| Inköp av olja från tredje part | -289,2 | -118,8 | -193,3 | -130,0 | -217,8 |
| Bruttoresultat | 2 617,2 | 1 068,8 | 958,1 | 369,6 | 1 456,8 |
| Not 4 – Finansiella intäkter MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Valutakursvinster | – | – | – | – | 171,0 |
| Ränteintäkter | 1,0 | 0,2 | 1,0 | 0,2 | 1,3 |
| Finansiella intäkter | 1,0 | 0,2 | 1,0 | 0,2 | 172,3 |
| Not 5 – Finansiella kostnader MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Valutakursförluster | 132,5 | 97,3 | 85,2 | -142,6 | – |
| Räntekostnader | 35,0 | 12,2 | 77,9 | 19,8 | 104,4 |
| Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt | 79,4 | 7,5 | 29,3 | 14,9 | 44,5 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 15,4 | 5,2 | 14,1 | 4,9 | 19,2 |
| Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter | 17,3 | 1,9 | 12,3 | 4,4 | 37,6 |
| Engagemangsavgifter för kreditfacilitet | 5,3 | 1,8 | 8,7 | 3,0 | 11,5 |
| Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor | – | – | 29,1 | 10,1 | 99,7 |
| Övriga | 1,2 | 0,8 | 1,6 | 0,6 | 1,7 |
| Finansiella kostnader | 286,1 | 126,7 | 258,2 | -84,9 | 318,6 |
| Not 6 – Inkomstskatt MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktuell skatt | 1 682,7 | 661,3 | 251,2 | 121,7 | 511,8 |
| Uppskjuten skatt | 247,1 | 137,5 | 343,7 | 113,4 | 378,3 |
| Inkomstskatt | 1 929,8 | 798,8 | 594,9 | 235,1 | 890,1 |
| Not 7 – Olje- och gastillgångar MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Producerande tillgångar | 4 317,6 | 3 776,9 |
| Tillgångar under utbyggnad | 883,6 | 1 216,1 |
| Aktiverade prospekterings- och utvärderingsutgifter | 651,3 | 909,4 |
| Tillgångar med nyttjanderätt | 20,0 | – |
| 5 872,5 | 5 902,4 |
| Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Tillgångar med nyttjanderätt | 27,0 | 31,8 |
| Övriga | 12,6 | 13,4 |
| 39,6 | 45,2 |
| Not 9 – Finansiella tillgångar MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Tilläggsköpeskilling | 12,9 | 12,7 |
| Intresseföretag | 0,3 | 0,3 |
| Övriga | 0,5 | 0,5 |
| 13,7 | 13,5 |
| Not 10 – Kundfordringar och andra fordringar MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 16,8 | 17,3 |
| 16,8 | 17,3 | |
| Kortfristiga | ||
| Kundfordringar | 264,4 | 215,5 |
| Underuttag | 5,6 | 5,7 |
| Fordringar på joint operations | 29,1 | 21,8 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 150,4 | 26,5 |
| Övriga | 10,9 | 9,1 |
| 460,4 | 278,6 | |
| 477,2 | 295,9 |
| Not 11 – Obligationslån MUSD |
30 september 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 | -17,6 | – |
| 1 978,9 | – |
| Not 12 – Finansiella skulder MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Banklån | 1 500,0 | 3 994,0 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | -19,7 | -37,1 |
| Leasingåtaganden | 20,4 | 27,0 |
| 1 500,7 | 3 983,9 | |
| Kortfristiga | ||
| Leasingåtaganden | 28,3 | 5,7 |
| Övriga | – | 0,4 |
| 28,3 | 6,1 | |
| 1 529,0 | 3 990,0 |
| Not 13 – Avsättningar MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Återställningskostnader | 620,3 | 560,5 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 2,6 | 2,3 |
| Övriga | 5,4 | 2,8 |
| 628,3 | 565,6 | |
| Kortfristiga | ||
| Återställningskostnader | 9,0 | 16,0 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 5,5 | 5,3 |
| 14,5 | 21,3 | |
| 642,8 | 586,9 |
| Not 14 – Leverantörsskulder och andra skulder MUSD |
30 september 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 14,5 | 8,7 |
| Överuttag | 5,7 | 1,6 |
| Upplupna kostnader och skulder till joint operations | 244,3 | 151,3 |
| Övriga upplupna kostnader | 39,7 | 31,7 |
| Övriga | 14,2 | 9,2 |
| 318,4 | 202,5 |
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:
| 30 september 2021 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Tilläggsköpeskilling | – | – | 12,9 |
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 9,4 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 6,3 | – |
| – | 15,7 | 12,9 | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 48,0 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 87,9 | – |
| – | 135,9 | – |
| 31 december 2020 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Tilläggsköpeskilling | – | – | 12,7 |
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 3,8 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 12,1 | – |
| – | 15,9 | 12,7 | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 144,7 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 87,6 | – |
| – | 232,3 | – |
Det har inte gjorts några överföringar mellan nivåerna under rapporteringsperioden.
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.
Övriga upplysningar som kompletterar de finansiella rapporterna återfinns i den finansiella översikten på sidorna 7–14.
| Belopp i MSEK | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 10,6 | – | 12,3 | 0,7 | 19,5 |
| Administrationskostnader | -181,6 | -58,3 | -175,7 | -56,4 | -240,1 |
| Rörelseresultat | -171,0 | -58,3 | -163,4 | -55,7 | -220,6 |
| Finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | 4 467,2 | -0,6 | 2 867,8 | – | 2 867,8 |
| Finansiella kostnader | -0,3 | -0,2 | -4,1 | -2,8 | -5,3 |
| 4 466,9 | -0,8 | 2 863,7 | -2,8 | 2 862,5 | |
| Resultat före skatt | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Inkomstskatt | – | – | – | – | – |
| Periodens resultat | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Belopp i MSEK | 1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – | – | – |
| Totalresultat | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Belopp i MSEK | 30 september 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 | 2 111,9 | 568,5 |
| Likvida medel | 38,0 | 26,6 |
| Summa omsättningstillgångar | 2 149,9 | 595,1 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 57 269,2 | 55 714,5 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat | 56 964,9 | 55 080,0 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 1,2 | 0,9 |
| Summa långfristiga skulder | 1,2 | 0,9 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Utdelningar | 2 242,9 | 591,5 |
| Övriga skulder | 60,2 | 42,1 |
| Summa kortfristiga skulder | 2 303,1 | 633,6 |
| Summa skulder | 2 304,3 | 634,5 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 57 269,2 | 55 714,5 |
| 1 jan 2021- | 1 jul 2021- | 1 jan 2020- | 1 jul 2020- | 1 jan 2020- | |
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MSEK | 30 sep 2021 9 månader |
30 sep 2021 3 månader |
30 jsep 2020 9 månader |
30 sep 2020 3 månader |
31 dec 2020 12 månader |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 4 295,9 | -59,1 | 2 700,3 | -58,5 | 2 641,9 |
| Justering för ej kassaflödespåverkande poster | -2 231,8 | 2 234,9 | -1 429,6 | 719,8 | -711,0 |
| Förändringar i rörelsekapital | 671,1 | -1 146,5 | 1 022,8 | -61,5 | 1 007,3 |
| Summa kassaflöde från den löpande verksamheten | 2 735,2 | 1 029,3 | 2 293,5 | 599,8 | 2 938,2 |
| Kassaflöde från investeringar | |||||
| Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar | – | – | -0,2 | – | -0,2 |
| Summa kassaflöde från investeringar | – | – | -0,2 | – | -0,2 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Utbetalning av utdelningar | -2 781,0 | -1 083,4 | -2 354,8 | -661,9 | -3 003,1 |
| Överlåtelse av egna aktier till anställda | 56,2 | 56,2 | 63,1 | 63,1 | 63,1 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -2 724,8 | -1 027,2 | -2 291,7 | -598,8 | -2 940,0 |
| Förändringar i likvida medel | 10,4 | 2,1 | 1,6 | 1,0 | -2,0 |
| Likvida medel vid periodens början | 26,6 | 35,2 | 31,7 | 32,3 | 31,7 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | 1,0 | 0,7 | -1,2 | -1,2 | -3,1 |
| Likvida medel vid periodens slut | 38,0 | 38,0 | 32,1 | 32,1 | 26,6 |
| 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 | – | – | – | 2 700,3 | – | 2 700,3 | 2 700,3 |
| 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 |
| 30 september 2020 | 3,5 | 861,3 | 6 542,8 | 50 598,6 | -2 867,8 | 54 273,6 | 55 138,4 |
| Totalresultat | – | – | – | -58,4 | – | -58,4 | -58,4 |
| 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 | – | – | – | 4 295,9 | – | 4 295,9 | 4 295,9 |
| 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 |
| 30 september 2021 | 3,5 | 861,3 | 6 599,0 | 51 968,3 | -4 467,2 | 54 100,1 | 54 964,9 |
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- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 3 862,9 | 1 478,2 | 1 784,7 | 687,0 | 2 564,4 |
| Operativt kassaflöde | 1 703,6 | 625,9 | 1 201,0 | 399,4 | 1 657,6 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 2 499,9 | 1 012,0 | 1 251,3 | 353,2 | 1 528,0 |
| EBITDAX | 3 360,6 | 1 282,6 | 1 431,8 | 515,6 | 2 140,2 |
| Fritt kassaflöde | 1 622,9 | 673,8 | 545,7 | 164,2 | 448,2 |
| Periodens resultat | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 |
| Justerat resultat | 542,4 | 234,0 | 193,1 | 75,8 | 280,0 |
| Nettoskuld | 2 646,9 | 2 646,9 | 3 706,8 | 3 706,8 | 3 911,5 |
| Nyckeltal, per aktie USD |
|||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | -5,94 | -5,94 | -7,48 | -7,48 | -6,22 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 5,99 | 2,20 | 4,23 | 1,40 | 5,83 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie | 8,79 | 3,56 | 4,40 | 1,24 | 5,38 |
| EBITDAX per aktie | 11,82 | 4,51 | 5,04 | 1,81 | 7,53 |
| Fritt kassaflöde per aktie | 5,71 | 2,37 | 1,92 | 0,58 | 1,58 |
| Resultat per aktie | 1,31 | 0,48 | 0,28 | 0,74 | 1,35 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 1,31 | 0,48 | 0,28 | 0,74 | 1,35 |
| Justerat resultat per aktie | 1,91 | 0,83 | 0,68 | 0,27 | 0,99 |
| Justerat resultat per aktie efter full utspädning | 1,90 | 0,82 | 0,68 | 0,27 | 0,98 |
| Utdelning per aktie1 | 1,15 | 0,45 | 0,87 | 0,25 | 1,12 |
| Antal utställda aktier vid periodens slut | 285 924 614 | 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 | 284 351 471 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning |
284 403 068 285 049 553 |
284 504 579 285 029 248 |
284 119 225 284 758 504 |
284 253 590 284 736 009 |
284 177 604 284 830 491 |
| Börskurs | |||||
| Börskurs vid periodens slut i SEK | 326,80 | 326,80 | 178,50 | 178,50 | 222,30 |
| Börskurs vid periodens slut i USD2 | 37,21 | 37,21 | 19,77 | 19,77 | 27,19 |
| Nyckeltal | |||||
| Räntabilitet på eget kapital (%)3 | – | – | – | – | – |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital (%) | 44 | 19 | 18 | 7 | 22 |
| Nettoskuldsättningsgrad (%)3 | – | – | – | – | – |
| Nettoskuld/EBITDAX | 0,7 | 0,7 | 1,7 | 1,7 | 1,8 |
| Soliditet (%) | -22 | -22 | -36 | -36 | -27 |
| Andel riskbärande kapital (%) | 18 | 18 | 8 | 8 | 17 |
| Räntetäckningsgrad | 33 | 53 | 8 | 10 | 8 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 22 | 32 | 11 | 12 | 11 |
| Direktavkastning | 3 | 1 | 4 | 1 | 4 |
1 Utdelning per aktie motsvarar faktiskt utbetald utdelning per aktie.
2 Börskursen vid periodens slut i USD är baserad på börskursen i SEK och växelkursen mellan SEK och USD vid periodens slut.
3 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom det egna kapitalet är negativt per den 30 september 2020, den 31 december 2020 och den 30 september 2021.
| EBITDAX MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelseresultat | 2 586,2 | 1 062,5 | 932,6 | 362,3 | 1 420,7 |
| Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar | 531,2 | 180,5 | 446,8 | 150,9 | 607,7 |
| Plus: prospekteringskostnader | 237,9 | 37,9 | 47,3 | 0,6 | 104,9 |
| Plus: avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar | 5,3 | 1,7 | 5,1 | 1,8 | 6,9 |
| EBITDAX | 3 360,6 | 1 282,6 | 1 431,8 | 515,6 | 2 140,2 |
| Operativt kassaflöde MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 3 862,9 | 1 478,2 | 1 784,7 | 687,0 | 2 564,4 |
| Minus: produktionskostnader | -187,4 | -72,2 | -139,2 | -35,9 | -177,2 |
| Minus: inköp av olja från tredje part | -289,2 | -118,8 | -193,3 | -130,0 | -217,8 |
| Minus: aktuella skatter | -1 682,7 | -661,3 | -251,2 | -121,7 | -511,8 |
| Operativt kassaflöde | 1 703,6 | 625,9 | 1 201,0 | 399,4 | 1 657,6 |
| Fritt kassaflöde MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 2 499,9 | 1 012,0 | 1 251,3 | 353,2 | 1 528,0 |
| Minus: kassaflöde från investeringar | -877,0 | -338,2 | -705,6 | -189,0 | -1 079,8 |
| Fritt kassaflöde | 1 622,9 | 673,8 | 545,7 | 164,2 | 448,2 |
| Justerat resultat MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Resultat | 372,1 | 137,5 | 80,5 | 212,3 | 384,2 |
| Justerat för avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor |
– | – | 29,1 | 10,1 | 99,7 |
| Justerat för valutakursvinst eller -förlust | 132,5 | 97,3 | 85,2 | -142,6 | -171,0 |
| Justerat för icke-effektiva räntesäkringskontrakt | 35,3 | -2,7 | – | – | – |
| Justerat för skattemässiga effekter av ovanstående poster | 2,5 | 1,9 | -1,7 | -4,0 | -32,9 |
| Justerat resultat | 542,4 | 234,0 | 193,1 | 75,8 | 280,0 |
| Nettoskuld MUSD |
1 jan 2021- 30 sep 2021 9 månader |
1 jul 2021- 30 sep 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader |
1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Obligationslån | 2 000,0 | 2 000,0 | – | – | – |
| Banklån | 1 500,0 | 1 500,0 | 3 836,0 | 3 836,0 | 3 994,0 |
| Minus: likvida medel | -853,1 | -853,1 | -129,2 | -129,2 | -82,5 |
| Nettoskuld | 2 646,9 | 2 646,9 | 3 706,8 | 3 706,8 | 3 911,5 |
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:
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.
Den finansiella informationen för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2021 har inte varit föremål för granskning av bolagets revisorer.
Stockholm, 29 oktober 2021
Årsstämman kommer att hållas den 31 mars 2022 i Stockholm, Sverige.
För ytterligare information var vänlig kontakta:
Edward Westropp VP Investor Relations Tel: +41 22 595 10 14 [email protected]
Robert Eriksson Head of Media Communications Tel: +46 701 11 26 15 [email protected]
| 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 |
| 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 |
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
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.