Interim / Quarterly Report • Jul 28, 2021
Interim / Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Lundin Energy AB (publ) organisationsnummer 556610-8055
| 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Produktion i Mboepd | 186,4 | 189,8 | 157,7 | 162,9 | 164,5 |
| Intäkter och övriga intäkter i MUSD | 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten i MUSD | 1 487,9 | 737,7 | 898,1 | 259,8 | 1 528,0 |
| Per aktie i USD | 5,23 | 2,59 | 3,16 | 0,91 | 5,38 |
| EBITDAX i MUSD | 2 078,0 | 1 059,6 | 916,2 | 335,1 | 2 140,2 |
| Per aktie i USD | 7 31 | 3,73 | 3,23 | 1,18 | 7,53 |
| Fritt kassaflöde i MUSD | 949,1 | 422,9 | 381,5 | -25,2 | 448,2 |
| Per aktie i USD | 3,34 | 1,49 | 1,34 | -0,09 | 1,58 |
| Periodens resultat i MUSD | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 |
| Per aktie i USD | 0,82 | 0,58 | -0,46 | 0,63 | 1,35 |
| Justerat resultat i MUSD | 308,4 | 158,6 | 117,3 | 51,3 | 280,0 |
| Per aktie i USD | 1,08 | 0,56 | 0,41 | 0,18 | 0,99 |
| Nettoskuld i MUSD | 3 189,4 | 3 189,4 | 3 796,1 | 3 796,1 | 3 911,5 |
"Det gläder mig att, till följd av goda operativa resultat och oljepriser som stärkts ytterligare, kunna rapportera produktionssiffror och finansiella resultat för årets andra kvartal som är rekordhöga för bolaget. Även om COVID-19 kommer att fortsätta att utgöra en utmaning under överskådlig tid, är vi nu vana vid att hantera detta och fortsätter att leverera utifrån de viktigaste prioriteringarna i verksamheten.
Våra producerande tillgångar i världsklass fortsätter att överträffa förväntningarna, med utmärkt produktionseffektivitet och industriledande låga verksamhetskostnader. Produktionen för kvartalet översteg prognosens medianvärde, vilket lett till att vi höjt produktionsprognosen för helåret.
Johan Sverdrup fortsätter att överträffa förväntningarna. Produktionen för den första fasen ökade till 535 Mbopd, brutto, vilket var före tidsplan, och produktionsprognosen för hela fältet har nu höjts till 755 Mbopd. Vi gör goda framsteg med projektets andra fas. Viktiga installationsarbeten offshore har slutförts enligt plan och projektet ligger fortsatt stadigt i fas för produktionsstart under det fjärde kvartalet 2022.
Vi fortsätter även att leverera på de projekt som bidrar till den förlängda platåproduktionen i det större Edvard Griegområdet, och har hittills haft utmärkta resultat från det kompletterande borrprogrammet på Edvard Grieg. Solveig- och Rolvsnesprojekten är i fas för produktionsstart inom de närmaste veckorna. Mycket mer står för dörren och vi kommer redan under årets andra hälft att få se resultaten från två spännande prospekteringsborrningar i området.
Våra huvudprojekt fortlöper enligt plan för att öka produktionen till över 200 Mboepd 2023. Vi har en bevisad förmåga att öka våra resurser och jag är förvissad om att vi kan fortsätta leverera på dessa produktionsnivåer. Vi arbetar vidare med flera nya projekt, där det första nyligen har beslutats, dessutom har vi ett spännande prospekteringsprogram med målsättning att nå betydande resurser.
Verksamheten levererade rekordstarka finansiella resultat, med fritt kassaflöde om 949 MUSD för årets första sex månader och en minskning av bolagets nettoskuld till under 3,2 miljarder USD. Detta är ett tydligt bevis på den kvalité vi har i vår starka kassaflödesgenererande verksamhet, som gör det möjligt att finansiera tillväxt, ge utdelningar och minska vår skuldsättning. Efter att ha erhållit tre kreditbetyg av "investment grade", utfärdade bolaget sina första obligationer om 2 miljarder USD. Medlen från obligationserbjudandet användes för att amortera bolagets existerande kreditfaciliteter.
Vi fortsätter att göra goda framsteg inom vår strategi för att minska koldioxidutsläppen, med cirka 60 procent av dagens produktion certifierad som koldioxidneutralt producerad, och vi är i fas för att uppnå koldioxidneutralitet för hela verksamheten från 2025. Vi har redan gjort ett flertal försäljningar av råolja som certifierats som koldioxidneutralt producerade, vilket jag tror kommer att utgöra en viktig faktor för att differentiera Lundin Energy värdemässigt i förhållande till andra bolag i branschen.
Vi har levererat rekordresultat under årets första hälft, våra viktigaste prioriteringar för verksamheten går enligt plan och jag är övertygad om att vi kommer att fortsätta leverera hållbar och motståndskraftig tillväxt in i framtiden."
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 sexmånadersperiod som avslutades den 30 juni 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 dessa hanterats framgångsrikt för att undvika en negativ påverkan framöver.
I juni 2021 meddelade Lundin Energy en uppdaterad produktionsprognos för 2021 om mellan 180 och 195 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd), vilket var en höjning från den ursprungliga prognosen om mellan 170 och 190 Mboepd. Höjningen av helårsprognosen beror på att produktionen under det första halvåret 2021 överträffat förväntningarna, samt att den tillgängliga anläggningskapaciteten på Edvard Griegfältet förväntas öka till följd av fortsatt minskad produktion på Ivar Aaasenfältet.
| Nuvarande prognos 2021 | |
|---|---|
| Produktion | 180 till 195 Mboepd |
| Verksamhetskostnader | 3,00 USD per boe |
| Utbyggnadsutgifter | 850 MUSD |
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 260 MUSD |
| Återställningsutgifter | 20 MUSD |
| Investeringar i förnybar energi | 100 MUSD |
Produktionen uppgick till 186 Mboepd för rapporteringsperioden, vilket var i linje med den uppdaterade prognosen och sju procent över den ursprungliga produktionsprognosens medianvärde för perioden. Produktionen uppgick till 190 Mboepd för det andra kvartalet 2021, vilket var rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Produktionen under första halvåret 2021 var över förväntan tack vare utmärkt produktionseffektivitet från alla tillgångar, med en ökad platåproduktion om 535 tusen fat olja per dag (Mbopd), brutto, för Johan Sverdrups första fas och ytterligare anläggningskapacitet tillgänglig på Edvard Griegfältet, till följd av att Ivar Aasenfältet inte till fullo utnyttjade sin avtalsenliga kapacitet.
Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 2,82 USD per boe, vilket var lägre än prognosen för rapporteringsperioden. Helårsprognosen för verksamhetskostnaderna på 3,00 USD per fat är oförändrad.
| Produktion i Mboepd |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Olja | 174,6 | 179,1 | 145,9 | 151,1 | 152,7 |
| Gas | 11,8 | 10,7 | 11,8 | 11,9 | 11,8 |
| Summa produktion | 186,4 | 189,8 | 157,7 | 162,9 | 164,5 |
| Produktion i Mboepd |
l.a.1 | 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Johan Sverdrup | 20% | 105,7 | 108,6 | 80,0 | 86,6 | 87,6 |
| Edvard Grieg | 65% | 69,2 | 70,3 | 63,1 | 62,7 | 63,6 |
| Ivar Aasen | 1,385% | 0,7 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| Alvheimområdet | 15% - 35% | 10,8 | 10,3 | 13,7 | 12,8 | 12,5 |
| 186,4 | 189,8 | 157,7 | 162,9 | 164,5 |
1 Lundin Energys licensandel (l.a.)
Produktion från Johan Sverdrups första fas var i linje med den uppdaterade produktionsprognosen, med en produktionseffektivitet om 98 procent. I maj 2021 ökades den första fasens processkapacitet från 500 Mbopd, brutto, till 535 Mbopd efter uppgraderingar 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 och en vatteninjiceringsbrunn slutfördes under rapporteringsperioden med resultat i linje med förväntan och fältet producerar för närvarande från 13 brunnar. Johan Sverdrup drivs med landström och är ett av världens mest koldioxideffektiva fält, med koldioxidutsläpp om under 0,1 kg CO2 per boe för rapporteringsperioden. Verksamhetskostnaderna uppgick till 1,63 USD per boe.
Produktionen från Edvard Griegfältet var i linje med den uppdaterade produktionsprognosen, med en produktionseffektivitet om 99 procent. Fältet kunde utnyttja ökad anläggningskapacitet till följd av den fortsatta nedtrappningen av produktionen på Ivar Aasenfältet. 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 första av två grenar av den andra kompletterande brunnen har borrats, med resultat i linje med förväntan, även denna med en 'Fishbones'-lösning. Borrning av den andra grenen har genomförts och de första resultaten från reservoaren är i linje med förväntan. Brunnen planeras att tas i drift under det fjärde kvartalet 2021. 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 lagd 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 installationen av system för att tillhandahålla processvärme pågår, och förväntas att vara färdigställt, som planerat, under den senare delen av 2022. Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 3,72 USD per boe.
Produktionen från Ivar Aasenfältet var i linje med uppdaterad prognos. Inflödet av producerat vatten har fortsatt att öka, vilket resulterat i att produktionsminskningen accelererat. Två kompletterande brunnar har börjat producera under rapporteringsperioden och resultaten från de båda understeg förväntan.
Produktionen från Alvheimområdet var i linje med förväntan, med en produktionseffektivitet om 95 procent. En kompletterande brunn, som påbörjades i slutet av 2020, började producera i mars 2021 med resultat som var i linje med förväntan. Två kompletterande brunnar planeras att borras i Alvheimområdet under den andra halvan av 2021. Verksamhetskostnaderna uppgick till 7,38 USD per boe.
Helårsprognosen för utbyggnadsutgifter kvarstår på 850 MUSD för 2021.
| Projekt | I.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 | Q3 2021 | 30 Mboepd |
| Rolvsnes EWT2 | 80% | Lundin Energy | – | Q3 2021 | 3 Mboepd |
| Kobra East/Gekko (KEG) | 15% | AkerBP | 39 MMboe | Q1 2024 | 28 Mboepd |
1 Hela Johan Sverdrupfältet
2 Förlängda brunntest
Den andra fasen av Johan Sverdrups utbyggnadsprojekt innefattar installation av en andra processanläggningsplattform som kommer att sammanlänkas med den första fasens fältcenter, undervattensanläggningar för att ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen samt implementering av en förbättrad utvinningsteknik genom alternering av vatten- och gasinjicering 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, tillsammans med operatören Equinor, 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. Break-even priset på olja för hela Johan Sverdrupfältet, inklusive tidigare investeringar, har reducerats till under 15 USD per fat från under 20 USD per fat.
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 Norge i maj 2021, i väntan på slutgiltig installation offshore våren 2022. Stålunderstället för den andra processanläggningsplattformen installerades med framgång i juni 2021 och den nya modulen på den befintliga stigrörsplattformen installerades i juli 2021. Installationen av undervattensanläggningarna och rörledningarna fortskrider enligt plan för färdigställande under 2021, vilket innebär att borraktiviteter på undervattensbrunnarna kan påbörjas tidigt 2022. Projektaktiviteter som påverkats av COVID-19 har hanterats på ett effektivt sätt och produktionsstart är fortsatt planerad till fjärde kvartalet 2022. Projektet är nu till över 60 procent genomfört.
Solveigs första fas är en utbyggnad längs havsbotten med återkoppling till Edvard Grieg som kommer att bidra till att upprätthålla Edvard Griegplattformens platåproduktion fram till slutet av 2023. Den första fasen uppskattas innehålla bevisade och sannolika (2P) reserver om 57 MMboe, brutto och kommer att byggas 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 ligger inom utbyggnadsplanens uppskattning om 810 MUSD, brutto, med break-even vid ett oljepris om under 20 USD per boe. Installationer av undervattensanläggningar och rörledningar är genomförda och utbyggnadsborrning påbörjades i maj 2021. Den första brunnen har borrats med framgång och de första resultaten från borrningen är över förväntan. Projektet ligger i fas för produktionsstart under det tredje kvartalet 2021 och projektet i sin helhet är i dagsläget till över 60 procent genomfört, och arbetet som kvarstår avser främst borrning av utbyggnadsbrunnar.
Projektet för Rolvsnes förlängda brunntest, som godkändes av myndigheterna i juli 2019, kommer att utföras 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 genomförs tillsammans med Solveigprojektet för att kunna skapa synergieffekter inom upphandling och implementering. I maj 2021 slutfördes färdigställandeaktiviteterna för den befintliga brunnen på Rolvsnes med den halvt nedsänkbara borriggen West Bollsta. Slutgiltig driftsättning och testning pågår med förväntad produktionsstart i augusti 2021.
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 med fyra trilaterala produktionsbrunnar för den första fasen och 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 Norges tillfälliga skattemässiga stimulansåtgärder och nå break-even vid ett oljepris om mindre än 30 USD per boe.
Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021 utökades med en brunn till totalt åtta brunnar under rapporteringsperioden, som ett resultat av beslutet att borra en andra utvärderingsbrunn på Iving. Fyra borrningar har genomförts, vilket resulterat i en mindre oljefyndighet på Segment D, nära Solveigfältet. De återstående fyra brunnarna har som målsättning att nå prospekteringsresurser (unrisked) om cirka 200 MMboe, netto. Prospekterings- och utvärderingsprognosen för 2021 förblir oförändrad om 260 MUSD.
| Licens | Operatör | I.a. | Borrning | Startdatum | Status |
|---|---|---|---|---|---|
| PL359 | Lundin Energy | 65% | Segment D | Februari 2021 | Oljefyndighet |
| PL722 | Equinor | 20% | Shenzhou | April 2021 | Torr |
| PL820S | MOL | 41% | Iving (två brunnar) | Maj 2021 | Slutförd - utvärdering pågår |
| PL167 | Lundin Energy | 40% | Lille Prinsen | Juli 2021 | Pågående |
| PL981 | Lundin Energy | 60% | Merckx | Tredje kvartalet 2021 | |
| PL9761 | Lundin Energy | 40% | Dovregubben | Tredje kvartalet 2021 | |
| PL1041 | AkerBP | 15% | Lyderhorn | Fjärde kvartalet 2021 |
1 Lundin Energys licensandel i PL976 kommer att minska från 50% till 40% efter slutförande av transaktionen med OneDyas som avtalades i maj 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 ett borrprogram med två utvärderingsbrunnar på fyndigheten Iving, belägen i centrala Nordsjön nära Balder- och Ringhornefälten. Resultaten var under förväntan och möjligheterna till kommersiell utbyggnad utvärderas för närvarande.
Den norska regeringen införde under 2020 tillfälliga skattemässiga stimulansåtgärder för utbyggnadsplaner som lämnas in för godkännande innan slutet av 2022, med målsättningen att öka aktiviteten på den norska kontinentalsockeln. Dessa stimulansåtgärder förbättrar projektavkastningen och bolaget har påskyndat projektaktiviteterna för nio potentiella projekt som skulle kunna dra nytta av denna möjlighet. Utbyggnadsbeslut har fattats för det första av dessa projekt, Kobra East/Gekko, och utbyggnadsplanen har lämnats in för myndigheternas godkännande. Produktionsresultaten från Solveigs första fas och Rolvsnes förlängda brunntest kommer att minska osäkerheten i bedömningen av Solveigs andra fas, som innefattar fyndigheten Segment D och Rolvsnes hela fältutbyggnad. Utvärderingsborrningen på fyndigheten Lille Prinsen påbörjades i början av juli 2021 med den halvt nedsänkbara borriggen Deepsea Stavanger. Utbyggnadsstudier för projektet Frosk i Alvheimområdet fortskrider, med beslut om utbyggnad planerat till tredje kvartalet 2021. I februari 2021 genomförde bolaget ett licensbyte med AkerBP, som innefattade förvärv av en sex-procentig licensandel i fyndigheterna Trell och Trine. Fyndigheterna är potentiella återkopplingar till Alvheim, där studier för konceptval pågår för ett eventuellt beslut om utbyggnad innan tidsfristen går ut 2022. Utbyggnadsstudier på Wisting, belägen i Barents hav, framskrider väl och konceptval planeras för den senare delen av 2021. Förstudier för en kommersiell utbyggnad på Altafyndigheten, belägen i södra Barents hav, indikerar att en utbyggnad genom återkoppling längs havsbotten till Johan Castbergfältet är det mest fördelaktiga alternativet. Tidsplanen innebär att utbyggnaden inte kommer att kunna dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagen.
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. I januari 2021 påskyndades bolagets strategi för minskade koldioxidutsläpp med fem år för att uppnå koldioxidneutralitet från den operativa verksamheten 2025. Strategin består av fyra pelare: minskning av koldioxidutsläpp i den operativa verksamheten; elektrifiering av nyckeltillgångar med landström; investering i projekt för förnybar energi för att ersätta nettoförbrukningen av el; och kompensering för återstående koldioxidutsläpp genom naturliga projekt för att avlägsna koldioxid från atmosfären (naturebased 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 prognos för koldioxidintensitet under 2021 om under 4 kg CO2 per boe.
Tack vare mer produktionserfarenhet på Johan Sverdrup har bolaget nyligen uppdaterat sina mål för koldioxidutsläpp. När elektrifieringen av Edvard Grieg är genomförd, förväntas bolagets genomsnittliga koldioxidintensitet att uppgå till cirka 1 kg CO2 per boe (minskad från under 2 kg CO2 per boe), vilket är ungefär en femtondel av industrigenomsnittet. Dessutom har bolaget åtagit sig att från 2023 minska sina koldioxidutsläpp med 50 procent i absoluta tal, jämfört med utsläppsnivån 2020.
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. Konstruktionsarbeten på Metsälamminkangas (MLK) vindkraftspark i Finland fortlöper väl. Turbiner och vindkraftstorn förväntas att uppföras under den andra hälften av 2021, och projektet kommer att vara i full drift under 2022. Det innebär att bolaget 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. Detta innebär att mer än 95 procent av bolagets oljeproduktion kommer att drivas med ström som genererats av egna projekt för förnybar energi.
I januari 2021 ingick Lundin Energy ett partnerskap med Land Life Company B.V. som innebär att bolaget investerar 35 MUSD i återplanteringsprojekt av hög kvalitet, för plantering av cirka åtta miljoner träd mellan åren 2021 och 2025, vilket kommer att ta upp cirka 2,6 miljoner ton CO2 . Över tid kommer detta att vara mer än tillräckligt för att på naturlig väg fånga in bolagets resterande koldioxidutsläpp och leda till att den operativa verksamheten blir koldioxidneutral. Under rapporteringsperioden planterades cirka 150 000 träd i Spanien och Ghana.
Investeringsbudgeten 2021 för projekt för förnybar energi kvarstår om 100 MUSD.
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. Detta är ett viktigt steg i utvecklingen av den internationella råoljemarknaden. Lundin Energys fält Edvard Grieg var det första oljefältet i världen att bli oberoende certifierat av Intertek Group plc (Intertek), och erhålla deras CarbonClearTM certifikat. Fältet har vid 3,8 kg CO2 per boe certifierats som Low Carbon, vilket inkluderar koldioxidutsläpp för prospektering, utbyggnad och produktion. I maj 2021 gjordes bolagets andra försäljning av råolja från Edvard Grieg som certifierats som koldioxidneutral, denna gång till Grupa Lotos S.A.
Efter framgångarna med den första försäljningen av råolja från Edvard Grieg som certifierats som koldioxidneutral, meddelade Lundin Energy att all framtida olja som bolaget kommer att sälja från Johan Sverdrupfältet kommer att certifieras som koldioxidneutralt producerad i enlighet med standarden CarbonZeroTM. Fältet har blivit oberoende certifierat till 0,44 kg CO2 e per fat för fältets hela utsläppscykel, inklusive prospekterings- och utvärderingsaktiviteter, 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 fullständigt 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 (naturebased carbon capture), som är certifierade av Verified Carbon Standard (VCS) och oberoende certifierade av Intertek. Nästan 60 procent av bolagets framtida nettoproduktion är nu certifierad som koldioxidneutral.
Prognosen för återställningsutgifter för 2021 förblir oförändrad om 20 MUSD. Produktionen vid Brynhildfältet avslutades under 2018, återställning av Brynhilds fyra brunnar slutfördes 2020, och avlägsnandet av anläggningarna längs havsbotten slutfördes i juli 2021. Produktionen vid Gaupefältet avslutades under 2018 och återställningsaktiviteter förväntas påbörjas under 2023. Efter att återställningsarbetet har slutförts på fälten Brynhild och Gaupe har bolaget inga ytterligare planerade återställningsutgifter förrän runt år 2035.
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 även en avyttring av en femprocentig licensandel i PL869 och en 15-procentig licensandel i PL1041. Transaktionen slutfördes i juni 2021.
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. Transaktionen är föremål för sedvanliga myndighetsgodkännanden.
I juni 2021 tilldelades Lundin Energy två licenser i den 25:e licensrundan. Bolaget innehar för närvarande 86 licenser i Norge.
Under rapporteringsperioden inträffade ingen incident med förlorad arbetstid som följd. Fem incidenter inträffade som krävde sjukvård. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd om 0,0 per en miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporteringsbara incidenter uppgående till 3,8 per en miljon arbetade timmar. Ingen incident som påverkade säkerheten eller hade väsentlig inverkan på miljö inträffade under rapporteringsperioden.
Intäkter och övriga intäkter om 2 384,7 MUSD (1 097,7 MUSD) redovisades för rapporteringsperioden, vilket var rekordhögt för bolaget. Rörelseresultatet uppgick till 1 523,7 MUSD (570,3 MUSD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. Försäljningsvolymer ökade med 18 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 84 procent jämfört med motsvarande period föregående år. Rörelseresultatet påverkades negativt av högre prospekteringskostnader och större inköp av olja från tredje part jämfört med motsvarande period föregående år.
Periodens resultat uppgick till 234,6 MUSD (-131,8 MUSD), motsvarande resultat per aktie om 0,82 USD (-0,46 USD). Resultatet påverkades av en till större delen ej kassaflödespåverkande valutakursförlust under rapporteringsperioden om 35,2 MUSD (227,8 MUSD) och en resultatförd ej kassaflödespåverkande förlust om 38,0 MUSD (– MUSD) hänförlig till räntesäkringskontrakt som inte längre behandlas som effektiva. Justerat resultat uppgick till 308,4 MUSD (158,6 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande justerat resultat per aktie om 1,08 USD (0,41 USD). I nyckeltalet justerat resultat exkluderas effekterna av den redovisningsmässiga vinst 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 andra kvartalet uppgick till 158,6 MUSD och var rekordhögt för bolaget för ett kvartal.
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar och prospekteringskostnader (EBITDAX) uppgick till 2 078,0 MUSD (916,2 MUSD) för rapporteringsperioden och motsvarade EBITDAX per aktie om 7,31 USD (3,23 USD). Ökningen per aktie jämfört med motsvarande period föregående år är främst hänförlig till högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. EBITDAX för det andra kvartalet uppgick till 1 059,6 MUSD, vilket var rekordhögt för bolaget. Kassaflöde från den löpande verksamheten uppgick till 1 487,9 MUSD (898,1 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie om 5,23 USD (3,16 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. Fritt kassaflöde uppgick till 949,1 MUSD (381,5 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande fritt kassaflöde per aktie om 3,34 USD (1,34 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på ett högre kassaflöde från den löpande verksamheten.
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, där merparten kommer att investeras under 2022 och 2023. Projektet kommer att uppnå positivt kassaflöde från 2024.
Intäkter och övriga intäkter uppgick till 2 384,7 MUSD (1 097,7 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 2 369,7 MUSD (1 080,6 MUSD) för rapporteringsperioden. Det genomsnittspris Lundin Energy erhållit per boe från den egna produktionen uppgick till 63,12 USD (34,34 USD) och framgår av följande tabell. Det genomsnittliga priset för Brentolja uppgick till 64,98 USD (40,07 USD) per fat för rapporteringsperioden, och uppgick till 68,97 USD (29,56 USD) för det andra kvartalet.
Försäljning av olja och gas från egen produktion för rapporteringsperioden framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
| Försäljning från egen produktion | 1 jan 2021- 30 jun 2021 |
1 apr 2021- 30 jun 2021 |
1 jan 2020- 30 jun 2020 |
1 apr 2020- 30 jun 2020 |
1 jan 2020- 31 dec 2020 |
|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnittspris per boe i USD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Försäljning olja | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 32 200,0 | 15 130,9 | 26 799,8 | 14 587,6 | 54 263,6 |
| - Genomsnittspris per bbl | 64,29 | 67,88 | 35,88 | 25,78 | 39,96 |
| Försäljning gas och NGL | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 2 617,8 | 1 219,9 | 2 813,6 | 1 091,5 | 6 013,2 |
| - Genomsnittspris per boe | 48,82 | 52,33 | 19,60 | 10,28 | 23,80 |
| Summa försäljning | |||||
| - Kvantitet i Mboe | 34 817,8 | 16 350,8 | 29 613,4 | 15 679,1 | 60 276,8 |
| - Genomsnittspris per boe | 63,12 | 66,72 | 34,34 | 24,70 | 38,35 |
Tabellen ovan exkluderar oljeintäkter från tredje part.
Försäljning av olja från tredje part uppgick till 171,8 MUSD (63,8 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 15,0 MUSD (17,1 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst tariffintäkter om 12,3 MUSD (12,6 MUSD), hänförliga till tariffer som betalats av Ivar Aasen till Edvard Grieg. Övriga intäkter för rapporteringsperioden innefattade även en förlust på kortfristiga derivatinstrument (kopplade till oljepriset) om 1,2 MUSD (vinst om 0,8 MUSD).
Produktionskostnader, inklusive förändringar i under- och överuttagspositioner och förändringar i lager uppgick till 115,2 MUSD (103,3 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per boe framgår av nedanstående tabell:
| 1 jan 2021- 30 jun 2021 |
1 apr 2021- 30 jun 2021 |
1 jan 2020- 30 jun 2020 |
1 apr 2020- 30 jun 2020 |
1 jan 2020- 31 dec 2020 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Produktionskostnader | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Utvinningskostnader | |||||
| - i MUSD | 75,1 | 37,8 | 69,5 | 30,6 | 134,5 |
| - i USD per boe | 2,23 | 2,19 | 2,42 | 2,07 | 2,24 |
| Tariff- och transportkostnader | |||||
| - i MUSD | 32,4 | 16,7 | 22,9 | 10,5 | 50,7 |
| - i USD per boe | 0,96 | 0,96 | 0,80 | 0,71 | 0,84 |
| Verksamhetskostnader | |||||
| - i MUSD | 107,5 | 54,5 | 92,4 | 41,1 | 185,2 |
| - i USD per boe1 | 3,19 | 3,15 | 3,22 | 2,78 | 3,08 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | |||||
| - i MUSD | -7,4 | -21,8 | 8,1 | 9,4 | -2,7 |
| - i USD per boe | -0,22 | -1,26 | 0,28 | 0,63 | -0,05 |
| Förändringar i lager | |||||
| - i MUSD | 11,8 | 0,0 | -0,1 | 0,0 | -11,2 |
| - i USD per boe | 0,35 | 0,00 | -0,00 | 0,00 | -0,19 |
| Övrigt | |||||
| - i MUSD | 3,3 | 1,6 | 2,9 | 1,4 | 5,9 |
| - i USD per boe | 0,10 | 0,09 | 0,10 | 0,09 | 0,10 |
| Produktionskostnader | |||||
| - i MUSD | 115,2 | 34,3 | 103,3 | 51,9 | 177,2 |
| - i USD per boe | 3,42 | 1,98 | 3,60 | 3,50 | 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 3,19 USD (3,22 USD) per boe minskar till 2,82 USD (2,78 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas. Verksamhetskostnaden för det andra kvartalet om 3,15 USD (2,78 USD) per boe minskar till 2,80 USD (2,37 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas.
Utvinningskostnaderna uppgick till 75,1 MUSD (69,5 MUSD) för rapporteringsperioden. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 71,5 MUSD (66,6 MUSD). Utvinningskostnaderna per boe uppgick till 2,23 USD (2,42 USD) för rapporteringsperioden inklusive verksamhetsrelaterade projekt, och till 2,12 USD (2,32 USD) exklusive verksamhetsrelaterade projekt. Minskningen per boe jämfört med föregående år beror främst på högre produktionsvolymer, vilket delvis kompenseras av en starkare norsk krona.
Tariff- och transportkostnader uppgick till 32,4 MUSD (22,9 MUSD) för rapporteringsperioden motsvarande 0,96 USD (0,80 USD) per boe. Ökningen per boe jämfört med motsvarande period föregående år beror på en starkare norsk krona.
Sålda volymer kan under en period avvika från producerade volymer beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av under- och överuttag, volymförändringar i lager, förvaring och rörledningar. Förändringen i under- och överuttagsposition värderas till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till -7,4 MUSD (8,1 MUSD) för rapporteringsperioden, och är beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen. Lagerförändringar värderas också till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 11,8 MUSD (-0,1 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 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Produktionsvolymer | 186,4 | 189,8 | 157,7 | 162,9 | 164,5 |
| Lagerförändringar | 3,5 | – | – | – | -1,7 |
| Produktionsvolymer inklusive lagerförändringar | 189,9 | 189,8 | 157,7 | 162,9 | 162,8 |
| Försäljningsvolymer från egen produktion | 192,4 | 179,7 | 162,7 | 172,3 | 164,7 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -2,5 | 10,1 | -5,0 | -9,4 | -1,9 |
Övriga kostnader uppgick till 3,3 MUSD (2,9 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till driftstoppsförsäkringen.
Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 350,7 MUSD (295,9 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket motsvarade en genomsnittlig kostnad om 10,39 USD (10,31 USD) per boe. Den något högre avskrivningsnivån per boe jämfört med motsvarande period föregående år beror på att den reservökning i Norge som bidragit till en lägre avskrivningsnivå per fat i norska kronor kompenserats av en starkare norsk krona eftersom avskrivningarna per boe beräknas i norska kronor.
Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 200,0 MUSD (46,7 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 170,4 MUSD (63,3 MUSD) under rapporteringsperioden och avsåg inköp av olja utanför koncernen.
Administrationskostnader och avskrivningar uppgick till 24,7 MUSD (18,2 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade en kostnad om 3,0 MUSD (2,0 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om ersättningar på sidan 13. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 3,6 MUSD (3,3 MUSD) för rapporteringsperioden.
Finansiella intäkter uppgick till 0,8 MUSD (0,8 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 4.
Finansiella kostnader uppgick till 159,4 MUSD (343,1 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 5.
Valutakursförluster uppgick till 35,2 MUSD (227,8 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 8,1 MUSD (förlust om 43,7 MUSD) för rapporteringsperioden.
US-dollarn stärktes med tre 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. 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 22,8 MUSD (58,1 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades till ett belopp om 11,1 MUSD (10,6 MUSD) under rapporteringsperioden. 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. Räntekostnader för rapporteringsperioden inkluderade 1,1 MUSD som avsåg räntekostnader i samband med obligationslånet som utfärdades i juni 2021.
Reglering av räntesäkringskontrakt resulterade i en förlust om 71,9 MUSD (14,4 MUSD) för rapporteringsperioden, som ett resultat av den lägre LIBOR-räntan och inkluderade 38,0 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 15,4 MUSD (7,9 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 3,5 MUSD (5,7 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 19,0 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 0,5 MUSD (0,0 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den 50-procentiga andelen, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge.
Den sammanlagda skattekostnaden uppgick till 1 131,0 MUSD (359,8 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 6.
Aktuella skattekostnader uppgick till 1 021,4 MUSD (129,5 MUSD) för rapporteringsperioden och var främst hänförliga till Norge och avsåg både bolagsskatt och särskild petroleumskatt. Den skatt som betalades i Norge under rapporteringsperioden uppgick till 366,1 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 1 089,1 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.
Uppskjutna skattekostnader uppgick till 109,6 MUSD (230,3 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 79 procent för rapporteringsperioden.
Olje- och gastillgångar uppgick till 5 889,2 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 28,6 MUSD (– MUSD) och avser en borrigg som redovisats under rapporteringsperioden.
Utgifter för utbyggnad, prospektering och utvärdering för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
| Utbyggnadsutgifter i MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | 342,6 | 185,9 | 351,9 | 199,4 | 639,8 |
| Utbyggnadsutgifter | 342,6 | 185,9 | 351,9 | 199,4 | 639,8 |
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 342,6 MUSD (351,9 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Solveig och Rolvsnes. Dessutom aktiverades ränteutgifter till ett belopp om 11,1 MUSD (10,6 MUSD).
| 1 jan 2021- | 1 apr 2021- | 1 jan 2020- | 1 apr 2020- | 1 jan 2020- | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 30 jun 2021 | 30 jun 2021 | 30 jun 2020 | 30 jun 2020 | 31 dec 2020 |
| i MUSD | 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader |
| Norge | 139,8 | 75,1 | 64,5 | 21,2 | 152,9 |
| Prospekterings- och utvärderingsutgifter | 139,8 | 75,1 | 64,5 | 21,2 | 152,9 |
Utgifter för prospektering och utvärdering uppgick till 139,8 MUSD (64,5 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst de prospekteringsoch utvärderingsborrningar som sammanfattas på sidan 4.
Tillgångar för förnybar energi uppgick till 32,1 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 129,1 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 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Karskruv Vindkraftspark – Sverige | 30,9 | 30,9 | – | – | – |
| MLK Vindkraftspark – Finland | 22,2 | 16,7 | 29,8 | 2,5 | 46,3 |
| Leikanger Vattenkraft – Norge | 0,6 | – | 44,9 | 44,9 | 49,8 |
| Naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären | 0,6 | 0,1 | – | – | – |
| Investeringar i förnybar energi | 54,3 | 47,7 | 74,7 | 47,4 | 96,1 |
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 41,7 MUSD (45,2 MUSD) och beskrivs i not 8. Övriga materiella anläggningstillgångar innefattar tillgångar med nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 28,9 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 13,6 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 12,8 MUSD (12,7 MUSD).
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 17,2 MUSD (17,3 MUSD) och var hänförliga till förutbetalda kostnader av långfristig natur.
Derivatinstrument uppgick till 9,5 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 51,6 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 566,1 MUSD (278,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Kundfordringar uppgick till 391,8 MUSD (215,5 MUSD) och är ej förfallna. Underuttag uppgick till 11,7 MUSD (5,7 MUSD) och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst hänförliga till olja från Edvard Griegfältet och Alvheimområdet. Fordringar på joint operations uppgick till 22,2 MUSD (21,8 MUSD). Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 128,5 MUSD (26,5 MUSD), och inkluderade 94,0 MUSD (– MUSD) hänförliga till lastningar som genomfördes under rapporterinsperioden men som inte fakturerats vid bokslutsdagen och förutbetalda verksamhets- och försäkningskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 11,9 MUSD (9,1 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 2,1 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.
Likvida medel uppgick till 310,6 MUSD (82,5 MUSD). Likvida medel innehas främst för att möta verksamhetens löpande behov och ge likvidmässigt utrymme.
Obligationslån uppgick till 1 977,4 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 19,0 MUSD (– MUSD) och skrivs av över obligationslånens förväntade löptid.
Finansiella skulder uppgick till 1 503,3 MUSD (3 983,3 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 21,4 MUSD (37,1 MUSD) och kostnadsförs över faciliteternas förväntade nyttjandetid. Leasingåtaganden uppgick till 24,7 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 34,5 MUSD (5,7 MUSD). Ökningen av leasingåtagandena beror främst på att en borrigg redovisats under IFRS 16 under rapporteringsperioden.
Avsättningar uppgick till 606,0 MUSD (565,6 MUSD) och beskrivs i not 13. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 598,7 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 9,5 MUSD (16,0 MUSD).
Uppskjutna skatteskulder uppgick till 2 993,1 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 67,9 MUSD (144,7 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.
Kortfristiga finansiella skulder uppgick till 34,5 MUSD (6,1 MUSD) och beskrivs i not 11. De avsåg den kortfristiga delen av bolagets utestående leasingåtaganden.
Utdelningar uppgick till 383,3 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 320,9 MUSD (202,5 MUSD) och beskrivs i not 14. Leverantörsskulder uppgick till 62,4 MUSD (8,7 MUSD) och ökningen avsåg främst inköp av olja från tredje part. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 219,4 MUSD (151,3 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 28,2 MUSD (31,7 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 10,6 MUSD (9,2 MUSD).
Derivatinstrument uppgick till 86,7 MUSD (87,6 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.
Kortfristiga skatteskulder uppgick till 1 089,1 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 1 021,4 MUSD redovisats. Detta kompenseras av skattebetalningar om 366,1 MUSD.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 13,6 MUSD (21,3 MUSD) och beskrivs i not 13. Den kortfristiga delen av avsättningen för framtida återställningsåtaganden uppgick till 9,5 MUSD (16,0 MUSD) och var främst hänförlig till Brynhildfältet. Den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Energys unit bonusprogram uppgick till 4,1 MUSD (5,3 MUSD).
Förändringar i rörelsekapital, som ingår i koncernens kassaflödesanalys, uppgick till -176,9 MUSD (162,8 MUSD) för rapporteringsperioden. Ökningen av rörelsekapitalet avsåg främst högre kundfordringar vid slutet av kvartalet, till följd av stigande oljepriser och att lastningar till övervägande del har schemalagts till den senare delen av kvartalet, 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 4 355,0 MSEK (2 758,8 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 -112,2 MSEK (-109,0 MSEK).
I resultatet för rapporteringsperioden ingick administrationskostnader om 123,3 MSEK (119,3 MSEK) och finansiella intäkter om 0,5 MSEK (kostnad om -1,3 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 Sail GP 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.
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 juli 2021 borrades den andra utvärderingsbrunnen på Ivingstrukturen i PL820S i Nordsjön. Resultaten från brunnen var under förväntan och den kommer att kostnadsföras under det tredje kvartalet.
I juli 2021 ingick Lundin Energy valutaoptioner för att köpa 1 862,0 MNOK till en genomsnittlig riktkurs om 8,33 för den andra halvan av 2021, och valutaoptioner för att köpa 4 159,0 MNOK till en genomsnittlig riktkurs om 8,30 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, vilket innebar att bolagets innehav av egna aktier uppgick till 1 573 143 vid slutet av rapporteringsperioden.
Lundin Energy 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 och den andra delbetalningen skedde den 7 juli 2021. Den tredje delbetalningen förväntas ske omkring den 7 oktober 2021, med förväntad avstämningsdag den 4 oktober 2021 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 1 oktober 2021. Den fjärde delbetalningen förväntas ske omkring 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.
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 221 418 per den 30 juni 2021.
Årsstämman 2020 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner. Programmet gäller från och med den 1 juli 2020 och kostnaden redovisas från och med det andra halvåret 2020. Det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 30 juni 2021 uppgick till 411 897 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 332 728 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2019, 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 169,00 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Programmet för 2018 gäller från och med den 1 juli 2018 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 30 juni 2021 uppgick till 260 055 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2018, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 167,10 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, och samtidigt minimera risken för påverkan på verksamheten. COVID-19 har hittills inte medfört någon störning i produktionen och trots att vissa projektaktiviteter påverkats så har dessa hanterats framgångsrikt för att undvika en negativ påverkan på produktionsprognosen.
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 juni 2021 har Lundin Energy utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:
| Köp | Sälj | Genomsnittlig kontraktuell Valutakurs |
Likvidperiod |
|---|---|---|---|
| 1 362,9 MNOK | 169,1 MUSD | 8,06 NOK: 1 USD | jul 2021 – dec 2021 |
| 1 430,0 MNOK | 183,4 MUSD | 7,80 NOK: 1 USD | jan 2022 – dec 2022 |
| 530,0 MNOK | 64,2 MUSD | 8,26 NOK: 1 USD | jan 2023 – dec 2023 |
| 300,0 MNOK | 33,0 MUSD | 9,09 NOK: 1 USD | jan 2024 – dec 2024 |
Lundin Energy har per den 30 juni 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% | jul 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:
| 30 jun 2021 | 30 jun 2020 | 31 dec 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | |
| 1 USD motsvarar NOK | 8,4399 | 8,5592 | 9,7538 | 9,7446 | 9,4146 | 8,5326 |
| 1 USD motsvarar Euro | 0,8294 | 0,8415 | 0,9079 | 0,8930 | 0,8762 | 0,8149 |
| 1 USD motsvarar SEK | 8,4026 | 8,5081 | 9,6813 | 9,3720 | 9,2092 | 8,1772 |
| Belopp i MUSD | Not | 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 1 | |||||
| Intäkter | 2 369,7 | 1 262,8 | 1 080,6 | 395,1 | 2 533,2 | |
| Övriga intäkter | 15,0 | 10,0 | 17,1 | 7,4 | 31,2 | |
| 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 | ||
| Rörelsekostnader | ||||||
| Produktionskostnader | 2 | -115,2 | -34,3 | -103,3 | -51,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -350,7 | -179,7 | -295,9 | -148,6 | -607,7 | |
| Prospekteringskostnader | -200,0 | -119,3 | -46,7 | -18,8 | -104,9 | |
| Inköp av olja från tredje part | -170,4 | -170,4 | -63,3 | -8,1 | -217,8 | |
| Bruttoresultat | 3 | 1 548,4 | 769,1 | 588,5 | 175,1 | 1 456,8 |
| Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar |
-24,7 | -10,3 | -18,2 | -9,0 | -36,1 | |
| Rörelseresultat | 1 523,7 | 758,8 | 570,3 | 166,1 | 1 420,7 | |
| Finansiella poster | ||||||
| Finansiella intäkter | 4 | 0,8 | 0,3 | 0,8 | 0,2 | 172,3 |
| Finansiella kostnader | 5 | -159,4 | -40,2 | -343,1 | 73,6 | -318,6 |
| -158,6 | -39,9 | -342,3 | 73,8 | -146,3 | ||
| Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag | 0,5 | 0,6 | 0,0 | 0,0 | -0,1 | |
| Resultat före skatt | 1 365,6 | 719,5 | 228,0 | 239,9 | 1 274,3 | |
| Inkomstskatt | 6 | -1 131,0 | -553,8 | -359,8 | -61,1 | -890,1 |
| Periodens resultat | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 | |
| Hänförligt till: | ||||||
| Moderbolagets aktieägare | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 | |
| Innehav utan bestämmande inflytande | – | – | – | – | – | |
| 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 | ||
| Resultat per aktie – USD | 0,82 | 0,58 | -0,46 | 0,63 | 1,35 | |
| Resultat per aktie efter full utspädning – USD | 0,82 | 0,58 | -0,46 | 0,63 | 1,35 | |
| Justerat resultat per aktie – USD | 1,08 | 0,56 | 0,41 | 0,18 | 0,99 | |
| Justerat resultat per aktie efter full utspädning – USD | 1,08 | 0,56 | 0,41 | 0,18 | 0,98 |
| Belopp i MUSD | 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 |
| Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen: | |||||
| Valutaomräkningsdifferens | 56,8 | -43,2 | -40,5 | -41,6 | -210,1 |
| Kassaflödessäkring | 101,8 | 44,1 | -256,9 | 127,5 | -63,4 |
| Övrigt totalresultat efter skatt | 158,6 | 0,9 | -297,4 | 85,9 | -273,5 |
| Totalresultat | 393,2 | 166,6 | -429,2 | 264,7 | 110,7 |
| Totalresultat hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 393,2 | 166,6 | -429,2 | 264,7 | 110,7 |
| Innehav utan bestämmande inflytande | – | – | – | – | – |
| 393,2 | 166,6 | -429,2 | 264,7 | 110,7 |
| Belopp i MUSD | Not | 30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 7 | 5 889,2 | 5 902,4 |
| Tillgångar för förnybar energi | 32,1 | – | |
| Övriga materiella anläggningstillgångar | 8 | 41,7 | 45,2 |
| Goodwill | 128,1 | 128,1 | |
| Investeringar i joint ventures | 129,1 | 110,6 | |
| Finansiella tillgångar | 9 | 13,6 | 13,5 |
| Kundfordringar och andra fordringar | 10 | 17,2 | 17,3 |
| Derivatinstrument | 15 | 9,5 | 3,8 |
| Summa anläggningstillgångar | 6 260,5 | 6 220,9 | |
| Omsättningstillgångar | |||
| Lager | 51,6 | 59,1 | |
| Kundfordringar och andra fordringar | 10 | 566,1 | 278,6 |
| Derivatinstrument | 15 | 2,1 | 12,1 |
| Likvida medel | 310,6 | 82,5 | |
| Summa omsättningstillgångar | 930,4 | 432,3 | |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 7 190,9 | 6 653,2 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare | -1 884,9 | -1 769,1 | |
| Skulder | |||
| Långfristiga skulder | |||
| Obligationslån | 11 | 1 977,4 | – |
| Finansiella skulder | 12 | 1 503,3 | 3 983,9 |
| Avsättningar | 13 | 606,0 | 565,6 |
| Uppskjutna skatteskulder | 2 993,1 | 2 893,9 | |
| Derivatinstrument | 15 | 67,9 | 144,7 |
| Summa långfristiga skulder | 7 147,7 | 7 588,1 | |
| Kortfristiga skulder | |||
| Finansiella skulder | 12 | 34,5 | 6,1 |
| Utdelningar | 383,3 | 72,3 | |
| Leverantörsskulder och andra skulder | 14 | 320,9 | 202,5 |
| Derivatinstrument | 15 | 86,7 | 87,6 |
| Kortfristiga skatteskulder | 1 089,1 | 444,4 | |
| Avsättningar | 13 | 13,6 | 21,3 |
| Summa kortfristiga skulder | 1 928,1 | 834,2 | |
| Summa skulder | 9 075,8 | 8 422,3 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 7 190,9 | 6 653,2 |
| Belopp i MUSD | 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 |
| Justeringar för: | |||||
| Prospekteringskostnader | 200,0 | 119,3 | 46,7 | 18,8 | 104,9 |
| Avskrivningar och nedskrivningar | 354,3 | 181,5 | 299,2 | 150,2 | 614,6 |
| Aktuell skatt | 1 021,4 | 514,4 | 129,5 | -131,0 | 511,8 |
| Uppskjuten skatt | 109,6 | 39,4 | 230,3 | 192,1 | 378,3 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 9,0 | 4,2 | 3,6 | 3,7 | 9,5 |
| Valutakursvinst/förlust | 37,3 | -47,5 | 184,9 | -152,8 | -230,3 |
| Räntekostnader | 22,4 | 9,9 | 58,1 | 23,8 | 104,3 |
| Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor | – | – | 19,0 | 9,3 | 99,7 |
| Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter | 15,4 | 13,1 | 7,9 | 4,0 | 37,6 |
| Icke-effektiva räntesäkringskontrakt | 38,0 | 38,0 | – | – | – |
| Övriga | 23,2 | 4,6 | 8,2 | 4,4 | 6,3 |
| Erhållen ränta | 0,5 | 0,1 | 0,5 | 0,2 | 0,8 |
| Betald ränta | -34,4 | -17,1 | -67,7 | -28,2 | -126,6 |
| Erhållen/betald skatt | -366,5 | -245,5 | -53,1 | -35,1 | -428,5 |
| Förändringar i rörelsekapital | -176,9 | -42,4 | 162,8 | 21,6 | 61,4 |
| Summa kassaflöde från den löpande verksamheten | 1 487,9 | 737,7 | 898,1 | 259,8 | 1 528,0 |
| Kassaflöde från investeringar | |||||
| Investering i olje- och gastillgångar | -476,1 | -257,7 | -418,4 | -222,6 | -919,7 |
| Investeringar i projekt för förnybar energi1 | -52,6 | -47,4 | -77,0 | -44,7 | -99,8 |
| Investering i övriga anläggningstillgångar | -0,6 | -0,3 | -1,3 | -0,1 | -2,4 |
| Betalda återställningsutgifter | -9,5 | -9,4 | -19,9 | -17,6 | -57,9 |
| Summa kassaflöde från investeringar | -538,8 | -314,8 | -516,6 | -285,0 | -1 079,8 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Obligationslån | 1 996,4 | 1 996,4 | – | – | – |
| Nyttjande/återbetalning av kreditfacilitet | -2 494,0 | -2 124,0 | – | – | 3 994,0 |
| Nyttjande/återbetalning av reservbaserad kreditfacilitet | – | – | -221,0 | 87,0 | -4 092,0 |
| Amortering av leasingskuldens kapitalbelopp | -8,3 | -4,3 | -1,5 | -0,7 | -3,2 |
| Betalda finansieringsavgifter | -15,1 | -12,5 | -2,5 | -1,9 | -36,8 |
| Betalda utdelningar | -199,0 | -127,9 | -176,1 | -71,0 | -318,2 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -720,0 | -272,3 | -401,1 | 13,4 | -456,2 |
| Förändring av likvida medel | 229,1 | 150,6 | -19,6 | -11,8 | -8,0 |
| Likvida medel vid periodens början | 82,5 | 160,0 | 85,3 | 89,8 | 85,3 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | -1,0 | – | 9,2 | -3,1 | 5,2 |
| Likvida medel vid periodens slut | 310,6 | 310,6 | 74,9 | 74,9 | 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 | – | – | -131,8 | – | -131,8 |
| Övrigt totalresultat | – | -297,4 | – | – | -297,4 |
| Summa totalresultat | – | -297,4 | -131,8 | – | -429,2 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Utdelningar | – | – | – | -284,1 | -284,1 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 2,5 | – | 2,5 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | 2,5 | -284,1 | -281,6 |
| 30 juni 2020 | 0,5 | -467,1 | -1 558,9 | -284,1 | -2 309,6 |
| Totalresultat | |||||
| Periodens resultat | – | – | 516,0 | – | 516,0 |
| Övrigt totalresultat | – | 23,9 | – | – | 23,9 |
| Summa totalresultat | – | 23,9 | 516,0 | – | 539,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Överlåtelse av egna aktier till anställda | – | 7,3 | – | – | 7,3 |
| Aktierelaterade ersättningar | – | -9,6 | – | – | -9,6 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 2,9 | – | 2,9 |
| Summa transaktioner med ägare | – | -2,3 | 2,9 | – | 0,6 |
| 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 | – | – | 234,6 | – | 234,6 |
| Övrigt totalresultat | – | 158,6 | – | – | 158,6 |
| Summa totalresultat | – | 158,6 | 234,6 | – | 393,2 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Utdelningar | – | – | – | -511,8 | -511,8 |
| Värde av tjänster från anställda | – | – | 2,8 | – | 2,8 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | 2,8 | -511,8 | -509,0 |
| 30 juni 2021 | 0,5 | -286,9 | -1 086,7 | -511,8 | -1 884,9 |
| Not 1 – Intäkter och övriga intäkter MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | |||||
| Olja från egen produktion | 2 070,0 | 1 027,0 | 961,7 | 376,0 | 2 168,5 |
| Olja från tredje part | 171,8 | 171,8 | 63,8 | 7,9 | 221,5 |
| Kondensat | 31,2 | 12,3 | 25,0 | 2,0 | 63,8 |
| Gas | 96,7 | 51,7 | 30,1 | 9,2 | 79,4 |
| Försäljning av olja och gas | 2 369,7 | 1 262,8 | 1 080,6 | 395,1 | 2 533,2 |
| Övriga intäkter | 15,0 | 10,0 | 17,1 | 7,4 | 31,2 |
| Intäkter och övriga intäkter | 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 |
| Not 2 – Produktionskostnader MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Utvinningskostnader | 75,1 | 37,8 | 69,5 | 30,6 | 134,5 |
| Tariff- och transportkostnader | 32,4 | 16,7 | 22,9 | 10,5 | 50,7 |
| Förändring i under- och överuttagsposition | -7,4 | -21,8 | 8,1 | 9,4 | -2,7 |
| Förändring i lager | 11,8 | – | -0,1 | – | -11,2 |
| Övriga | 3,3 | 1,6 | 2,9 | 1,4 | 5,9 |
| Produktionskostnader | 115,2 | 34,3 | 103,3 | 51,9 | 177,2 |
| Not 3 – Segmentinformation MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Norge | |||||
| Olja från egen produktion | 2 070,0 | 1 027,0 | 961,7 | 376,0 | 2 168,5 |
| Kondensat | 31,2 | 12,3 | 25,0 | 2,0 | 63,8 |
| Gas | 96,7 | 51,7 | 30,1 | 9,2 | 79,4 |
| Intäkter | 2 197,9 | 1 091,0 | 1 016,8 | 387,2 | 2 311,7 |
| Övriga intäkter | 15,0 | 10,0 | 16,3 | 7,4 | 30,3 |
| Intäkter och övriga intäkter | 2 212,9 | 1 101,0 | 1 033,1 | 394,6 | 2 342,0 |
| Produktionskostnader | -115,2 | -34,3 | -103,3 | -51,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -350,7 | -179,7 | -295,9 | -148,6 | -607,7 |
| Prospekteringskostnader | -200,0 | -119,3 | -46,7 | -18,8 | -104,9 |
| Bruttoresultat | 1 547,0 | 767,7 | 587,2 | 175,3 | 1 452,2 |
| Övriga | |||||
| Olja från tredje part | 171,8 | 171,8 | 63,8 | 7,9 | 221,5 |
| Intäkter | 171,8 | 171,8 | 63,8 | 7,9 | 221,5 |
| Övriga intäkter | – | – | 0,8 | – | 0,9 |
| Intäkter och övriga intäkter | 171,8 | 171,8 | 64,6 | 7,9 | 222,4 |
| Inköp av olja från tredje part | -170,4 | -170,4 | -63,3 | -8,1 | -217,8 |
| Bruttoresultat | 1,4 | 1,4 | 1,3 | -0,2 | 4,6 |
| Not 3 – Segmentinformation forts. MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Summa | |||||
| Olja från egen produktion | 2 070,0 | 1 027,0 | 961,7 | 376,0 | 2 168,5 |
| Olja från tredje part | 171,8 | 171,8 | 63,8 | 7,9 | 221,5 |
| Kondensat | 31,2 | 12,3 | 25,0 | 2,0 | 63,8 |
| Gas | 96,7 | 51,7 | 30,1 | 9,2 | 79,4 |
| Intäkter | 2 369,7 | 1 262,8 | 1 080,6 | 395,1 | 2 533,2 |
| Övriga | 15,0 | 10,0 | 17,1 | 7,4 | 31,2 |
| Intäkter och övriga intäkter | 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 |
| Produktionskostnader | -115,2 | -34,3 | -103,3 | -51,9 | -177,2 |
| Avskrivningar och återställningskostnader | -350,7 | -179,7 | -295,9 | -148,6 | -607,7 |
| Prospekteringskostnader | -200,0 | -119,3 | -46,7 | -18,8 | -104,9 |
| Inköp av olja från tredje part | -170,4 | -170,4 | -63,3 | -8,1 | -217,8 |
| Bruttoresultat | 1 548,4 | 769,1 | 588,5 | 175,1 | 1 456,8 |
| Not 4 – Finansiella intäkter MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Valutakursvinster | – | – | – | – | 171,0 |
| Ränteintäkter | 0,8 | 0,3 | 0,8 | 0,2 | 1,3 |
| Finansiella intäkter | 0,8 | 0,3 | 0,8 | 0,2 | 172,3 |
| Not 5 – Finansiella kostnader MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Valutakursförluster | 35,2 | -45,5 | 227,8 | -130,8 | – |
| Räntekostnader | 22,8 | 10,3 | 58,1 | 23,8 | 104,4 |
| Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt | 71,9 | 55,3 | 14,4 | 12,1 | 44,5 |
| Nuvärdesjustering av återställningskostnader | 10,2 | 5,2 | 9,2 | 4,5 | 19,2 |
| Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter | 15,4 | 13,1 | 7,9 | 4,0 | 37,6 |
| Engagemangsavgifter för kreditfacilitet | 3,5 | 1,7 | 5,7 | 3,2 | 11,5 |
| Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor | – | – | 19,0 | 9,3 | 99,7 |
| Övriga | 0,4 | 0,1 | 1,0 | 0,3 | 1,7 |
| Finansiella kostnader | 159,4 | 40,2 | 343,1 | -73,6 | 318,6 |
| Not 6 – Inkomstskatt MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Aktuell skatt | 1 021,4 | 514,4 | 129,5 | -131,0 | 511,8 |
| Uppskjuten skatt | 109,6 | 39,4 | 230,3 | 192,1 | 378,3 |
| Inkomstskatt | 1 131,0 | 553,8 | 359,8 | 61,1 | 890,1 |
| Not 7 – Olje- och gastillgångar MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Tillgångar med produktion | 3 500,5 | 3 776,9 |
| Tillgångar under utbyggnad | 1 528,3 | 1 216,1 |
| Aktiverade prospekterings- och utvärderingsutgifter | 831,8 | 909,4 |
| Tillgångar med nyttjanderätt | 28,6 | – |
| 5 889,2 | 5 902,4 |
| Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Tillgångar med nyttjanderätt | 28,9 | 31,8 |
| Övriga | 12,8 | 13,4 |
| 41,7 | 45,2 |
| Not 9 – Finansiella tillgångar MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Tilläggsköpeskilling | 12,8 | 12,7 |
| Intresseföretag | 0,3 | 0,3 |
| Övriga | 0,5 | 0,5 |
| 13,6 | 13,5 |
| Not 10 – Kundfordringar och andra fordringar MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 17,2 | 17,3 |
| 17,2 | 17,3 | |
| Kortfristiga | ||
| Kundfordringar | 391,8 | 215,5 |
| Underuttag | 11,7 | 5,7 |
| Fordringar på joint operations | 22,2 | 21,8 |
| Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter | 128,5 | 26,5 |
| Övriga | 11,9 | 9,1 |
| 566,1 | 278,6 | |
| 583,3 | 295,9 |
| Not 11 – Obligationslån MUSD |
30 juni 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 | -3,6 | – |
| Aktiverade finansieringsavgifter | -19,0 | – |
| 1 977,4 | – |
| Not 12 – Finansiella skulder MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Banklån | 1 500,0 | 3 994,0 |
| Aktiverade finansieringsavgifter | -21,4 | -37,1 |
| Leasingåtaganden | 24,7 | 27,0 |
| 1 503,3 | 3 983,9 | |
| Kortfristiga | ||
| Leasingåtaganden | 34,5 | 5,7 |
| Övriga | – | 0,4 |
| 34,5 | 6,1 | |
| 1 537,8 | 3 990,0 |
| Not 13 – Avsättningar MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Långfristiga | ||
| Återställningskostnader | 598,7 | 560,5 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 1,4 | 2,3 |
| Övriga | 5,9 | 2,8 |
| 606,0 | 565,6 | |
| Kortfristiga | ||
| Återställningskostnader | 9,5 | 16,0 |
| Långsiktiga incitamentsprogram | 4,1 | 5,3 |
| 13,6 | 21,3 | |
| 619,6 | 586,9 |
| Not 14 – Leverantörsskulder och andra skulder MUSD |
30 juni 2021 | 31 december 2020 |
|---|---|---|
| Leverantörsskulder | 62,4 | 8,7 |
| Överuttag | 0,3 | 1,6 |
| Upplupna kostnader och skulder till joint operations | 219,4 | 151,3 |
| Övriga upplupna kostnader | 28,2 | 31,7 |
| Övriga | 10,6 | 9,2 |
| 320,9 | 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 juni 2021 MUSD |
Nivå 1 | Nivå 2 | Nivå 3 |
|---|---|---|---|
| Tillgångar | |||
| Tilläggsköpeskilling | – | – | 12,8 |
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 9,5 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 2,1 | – |
| – | 11,6 | 12,8 | |
| Skulder | |||
| Derivatinstrument – långfristiga | – | 67,9 | – |
| Derivatinstrument – kortfristiga | – | 86,7 | – |
| – | 154,6 | – |
| 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 6–12.
| Belopp i MSEK | 1 jan 2021- 30 jun 2021 |
1 apr 2021- 30 jun 2021 |
1 jan 2020- 30 jun 2020 |
1 apr 2020- 30 jun 2020 |
1 jan 2020- 31 dec 2020 |
|---|---|---|---|---|---|
| 6 månader | 3 månader | 6 månader | 3 månader | 12 månader | |
| Intäkter | 10 6 | 0 7 | 11,6 | 1,5 | 19,5 |
| Administrationskostnader | -123,3 | -47,4 | -119,3 | -55,3 | -240,1 |
| Rörelseresultat | -112,7 | -46,7 | -107,7 | -53,8 | -220,6 |
| Finansiella poster | |||||
| Finansiella intäkter | 4 467,8 | -0,3 | 2 867,8 | -1,8 | 2 867,8 |
| Finansiella kostnader | -0,1 | -0,1 | -1,3 | -1,2 | -5,3 |
| 4 467,7 | -0,4 | 2 866,5 | -3,0 | 2 862,5 | |
| Resultat före skatt | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Inkomstskatt | – | – | – | – | – |
| Periodens resultat | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Belopp i MSEK | 1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Periodens resultat | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Övrigt totalresultat | – | – | – | – | – |
| Totalresultat | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Hänförligt till: | |||||
| Moderbolagets aktieägare | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Belopp i MSEK | 30 juni 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 | 3 101,1 | 568,5 |
| Likvida medel | 35,2 | 26,6 |
| Summa omsättningstillgångar | 3 136,3 | 595,1 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 58 255,6 | 55 714,5 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat | 54 967,8 | 55 080,0 |
| Långfristiga skulder | ||
| Avsättningar | 0,8 | 0,9 |
| Summa långfristiga skulder | 0,8 | 0,9 |
| Kortfristiga skulder | ||
| Utdelningar | 3 260,7 | 591,5 |
| Övriga skulder | 26,3 | 42,1 |
| Summa kortfristiga skulder | 3 287,0 | 633,6 |
| Summa skulder | 3 287,8 | 634,5 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 58 255,6 | 55 714,5 |
| 1 jan 2021- | 1 apr 2021- | 1 jan 2020- | 1 apr 2020- | 1 jan 2020- | |
|---|---|---|---|---|---|
| Belopp i MSEK | 30 jun 2021 6 månader |
30 jun 2021 3 månader |
30 jun 2020 6 månader |
30 jun 2020 3 månader |
31 dec 2020 12 månader |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | |||||
| Periodens resultat | 4 355,0 | -47,1 | 2 758,8 | -56,8 | 2 641,9 |
| Justering för ej kassaflödespåverkande poster | -4 466,7 | 0,9 | -2 149,4 | 720,7 | -711,0 |
| Förändringar i rörelsekapital | 1 817,6 | 1 149,0 | 1 084,3 | 44,7 | 1 007,3 |
| Summa kassaflöde från den löpande verksamheten | 1 705,9 | 1 102,8 | 1 693,7 | 708,6 | 2 938,2 |
| Kassaflöde från investeringar | |||||
| Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar | – | – | -0,2 | -0,2 | -0,2 |
| Summa kassaflöde från investeringar | – | – | -0,2 | -0,2 | -0,2 |
| Kassaflöde från finansiering | |||||
| Utbetalning av utdelningar | -1 697,6 | -1 106,1 | -1 692,9 | -707,2 | -3 003,1 |
| Överlåtelse av egna aktier till anställda | – | – | – | – | 63,1 |
| Summa kassaflöde från finansiering | -1 697,6 | -1,106,1 | -1 692,9 | -707,2 | -2 940,0 |
| Förändringar i likvida medel | 8,3 | -3,3 | 0,6 | 1,2 | -2,0 |
| Likvida medel vid periodens början | 26,6 | 39,4 | 31,7 | 32,8 | 31,7 |
| Valutakursdifferenser i likvida medel | 0,3 | -0,9 | – | -1,7 | -3,1 |
| Likvida medel vid periodens slut | 35,2 | 35,2 | 32,3 | 32,3 | 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 | – | – | – | 2 758,8 | – | 2 758,8 | 2 758,8 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelningar | – | – | – | – | -2 867,8 | -2 867,8 | -2 867,8 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | -2 867,8 | -2 867,8 | -2 867,8 |
| 30 juni 2020 | 3,5 | 861,3 | 6 479,7 | 50 657,1 | -2 867,8 | 54 269,0 | 55 133,8 |
| Totalresultat | – | – | – | -116,9 | – | -116,9 | -116,9 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Överlåtelse av egna aktier till anställda |
– | – | 63,1 | – | – | 63,1 | 63,1 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | 63,1 | – | – | 63,1 | 63,1 |
| 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 | – | – | – | 4 355,0 | – | 4 355,0 | 4 355,0 |
| Transaktioner med ägare | |||||||
| Utdelningar | – | – | – | – | -4 467,2 | -4 467,2 | -4 467,2 |
| Summa transaktioner med ägare | – | – | – | – | -4 467,2 | -4 467,2 | -4 467,2 |
| 30 juni 2021 | 3,5 | 861,3 | 6 542,8 | 52 027,4 | -4 467,2 | 54 103,0 | 54 967,8 |
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 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 |
| Operativt kassaflöde | 1 077,7 | 553,7 | 801,6 | 473,5 | 1 657,6 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 1 487,9 | 737,7 | 898,1 | 259,8 | 1 528,0 |
| EBITDAX | 2 078,0 | 1 059,6 | 916,2 | 335,1 | 2 140,2 |
| Fritt kassaflöde | 949,1 | 422,9 | 381,5 | -25,2 | 448,2 |
| Periodens resultat | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 |
| Justerat resultat | 308,4 | 158,6 | 117,3 | 51,3 | 280,0 |
| Nettoskuld | 3 189,4 | 3 189,4 | 3 796,1 | 3 796,1 | 3 911,5 |
| Nyckeltal, per aktie USD |
|||||
| Aktieägarnas egna kapital per aktie | -6,63 | -6,63 | -8,13 | -8,13 | -6,22 |
| Operativt kassaflöde per aktie | 3,79 | 1,95 | 2,82 | 1,66 | 5,83 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie | 5,23 | 2,59 | 3,16 | 0,91 | 5,38 |
| EBITDAX per aktie | 7,31 | 3,73 | 3,23 | 1,18 | 7,53 |
| Fritt kassaflöde per aktie | 3,34 | 1,49 | 1,34 | -0,09 | 1,58 |
| Resultat per aktie | 0,82 | 0,58 | -0,46 | 0,63 | 1,35 |
| Resultat per aktie efter full utspädning | 0,82 | 0,58 | -0,46 | 0,63 | 1,35 |
| Justerat resultat per aktie | 1,08 | 0,56 | 0,41 | 0,18 | 0,99 |
| Justerat resultat per aktie efter full utspädning | 1,08 | 0,56 | 0,41 | 0,18 | 0,98 |
| Utdelning per aktie1 | 0,70 | 0,45 | 0,62 | 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 | 284 351 471 | 284 351 471 | 284 051 304 | 284 051 304 | 284 351 471 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning |
284 351 471 284 970 644 |
284 351 471 284 970 644 |
284 051 304 284 688 114 |
284 051 304 284 688 114 |
284 177 604 284 830 491 |
| Börskurs | |||||
| Börskurs vid periodens slut i SEK | 302,80 | 302,80 | 224,60 | 224,60 | 222,30 |
| Börskurs vid periodens slut i USD2 | 35,59 | 35,59 | 23,97 | 23,97 | 27,19 |
| Nyckeltal | |||||
| Räntabilitet på eget kapital (%)3 | – | – | – | – | – |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital (%) | 26 | 12 | 11 | 3 | 22 |
| Nettoskuldsättningsgrad (%)3 | – | – | – | – | – |
| Nettoskuld/EBITDAX | 1,0 | 1,0 | 1,9 | 1,9 | 1,8 |
| Soliditet (%) | -26 | -26 | -41 | -41 | -27 |
| Andel riskbärande kapital (%) | 15 | 15 | 1 | 1 | 17 |
| Räntetäckningsgrad | 26 | 26 | 7 | 4 | 8 |
| Operativt kassaflöde/räntekostnader | 19 | 20 | 11 | 13 | 11 |
| Direktavkastning | 2 | 1 | 3 | 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 juni 2020, den 31 december 2020 och den 30 juni 2021.
| EBITDAX MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelseresultat | 1 523,7 | 758,8 | 570,3 | 166,1 | 1 420,7 |
| Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar | 350,7 | 179,7 | 295,9 | 148,6 | 607,7 |
| Plus: prospekteringskostnader | 200,0 | 119,3 | 46,7 | 18,8 | 104,9 |
| Plus: avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar | 3,6 | 1,8 | 3,3 | 1,6 | 6,9 |
| EBITDAX | 2 078,0 | 1,059,6 | 916,2 | 335,1 | 2 140,2 |
| Operativt kassaflöde MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga intäkter | 2 384,7 | 1 272,8 | 1 097,7 | 402,5 | 2 564,4 |
| Minus: produktionskostnader | -115,2 | -34,3 | -103,3 | -51,9 | -177,2 |
| Minus: inköp av olja från tredje part | -170,4 | -170,4 | -63,3 | -8,1 | -217,8 |
| Minus: aktuella skatter | -1 021,4 | -514,4 | -129,5 | 131,0 | -511,8 |
| Operativt kassaflöde | 1 077,7 | 553,7 | 801,6 | 473,5 | 1 657,6 |
| Fritt kassaflöde MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 1 487,9 | 737,7 | 898,1 | 259,8 | 1 528,0 |
| Minus: kassaflöde från investeringar | -538,8 | -314,8 | -516,6 | -285,0 | -1 079,8 |
| Fritt kassaflöde | 949,1 | 422,9 | 381,5 | -25,2 | 448,2 |
| Justerat resultat MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 2020 3 månader |
1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader |
|---|---|---|---|---|---|
| Resultat | 234,6 | 165,7 | -131,8 | 178,8 | 384,2 |
| Justerat för avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor |
– | – | 19,0 | 9,3 | 99,7 |
| Justerat för valutakursvinst eller -förlust | 35,2 | -45,5 | 227,8 | -130,8 | -171,0 |
| Justerat för icke-effektiva räntesäkringskontrakt | 38,0 | 38,0 | – | – | – |
| Justerat för skattemässiga effekter av ovanstående poster | 0,6 | 0,4 | 2,3 | -6,0 | -32,9 |
| Justerat resultat | 308,4 | 158,6 | 117,3 | 51,3 | 280,0 |
| Nettoskuld MUSD |
1 jan 2021- 30 jun 2021 6 månader |
1 apr 2021- 30 jun 2021 3 månader |
1 jan 2020- 30 jun 2020 6 månader |
1 apr 2020- 30 jun 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 | 3 871,0 | 3 871,0 | 3 994,0 |
| Minus: likvida medel | -310,6 | -310,6 | -74,9 | -74,9 | -82,5 |
| Nettoskuld | 3 189,4 | 3 189,4 | 3 796,1 | 3 796,1 | 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.
Styrelsen och koncernchef tillika verkställande direktören försäkrar att den finansiella rapporten för sexmånadersperioden som avslutades den 30 juni 2021 ger en rättvisande översikt av bolagets och koncernens verksamhet, ställning och resultat samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.
Stockholm, 28 juli 2021
Ian H. Lundin Styrelseordförande
Nick Walker Koncernchef och vd
Alex Schneiter Styrelseledamot
Peggy Bruzelius Styrelseledamot C. Ashley Heppenstall Styrelseledamot
Lukas H. Lundin Styrelseledamot
Torstein Sanness Styrelseledamot
Grace Reksten Skaugen Styrelseledamot
Jakob Thomasen Styrelseledamot
Cecilia Vieweg Styrelseledamot Adam I. Lundin Styrelseledamot
Lundin Energy AB (publ), org.nr 556610-8055
Till styrelsen i Lundin Energy AB (publ)
Vi har utfört en översiktlig granskning av den finansiella delårsinformationen i sammandrag (delårsrapporten) för Lundin Energy AB (publ) per 30 juni 2021 och den sexmånadersperiod som slutade per detta datum. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att upprätta och presentera denna delårsrapport i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen. Vårt ansvar är att uttala en slutsats om denna delårsrapport grundad på vår översiktliga granskning.
Vi har utfört vår översiktliga granskning i enlighet med International Standard on Review Engagements ISRE 2410 Översiktlig granskning av finansiell delårsinformation utförd av företagets valda revisor. En översiktlig granskning består av att göra förfrågningar, i första hand till personer som är ansvariga för finansiella frågor och redovisningsfrågor, att utföra analytisk granskning och att vidta andra översiktliga granskningsåtgärder. En översiktlig granskning har en annan inriktning och en betydligt mindre omfattning jämfört med den inriktning och omfattning som en revision enligt International Standards on Auditing och god revisionssed i övrigt har. De granskningsåtgärder som vidtas vid en översiktlig granskning gör det inte möjligt för oss att skaffa oss en sådan säkerhet att vi blir medvetna om alla viktiga omständigheter som skulle kunna ha blivit identifierade om en revision utförts. Den uttalade slutsatsen grundad på en översiktlig granskning har därför inte den säkerhet som en uttalad slutsats grundad på en revision har.
Grundat på vår översiktliga granskning har det inte kommit fram några omständigheter som ger oss anledning att anse att delårsrapporten inte, i allt väsentligt, är upprättad för koncernens del i enlighet med IAS 34 och årsredovisningslagen samt för moderbolagets del i enlighet med årsredovisningslagen.
Stockholm den 28 juli 2021 Ernst & Young AB
Anders Kriström Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
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 |
| 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 |
Denna information är sådan information som Lundin Energy AB är skyldigt att offentliggöra enligt lag (2007:528) om värdepappersmarknaden, Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 28 juli 2021 kl. 07.30 CEST.
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.