Q Delårsrapport för NIOMÅNADERSPERIODEN som avslutades den 30 september 2020 3

Lundin Energy AB (publ) organisationsnummer 556610-8055

Sammanfattning

Starkt fritt kassaflöde om 546 MUSD och ett realiserat oljepris om 38,07 USD per boe för de första nio månaderna
Produktionen för det tredje kvartalet uppgick till 157,5 Mboepd med ett fritt kassaflöde om 164 MUSD
Produktionsprognosen för helåret höjdes från 157 Mboepd till 161–163 Mboepd och målsättningen är att nå en produktion om cirka 175 Mboepd under det fjärde kvartalet
Reservökning på Edvard Grieg med 50 MMboe, vilket tar fältets slutliga utvinningsbara 2P reserver till 350 MMboe, brutto, och förlängd platåproduktion med ytterligare ett år till slutet av 2023
Koldioxidintensiteten för samtliga tillgångar uppgick till 2,7 kg CO2 per boe, netto, för de första nio månaderna, vilket är under helårsprognosen om under 4 kg CO2 per boe
Förvärv av licensandelar i Barents hav, inklusive en 10-procentig licensandel i den högkvalitativa oljefyndigheten Wisting och ytterligare licensandelar i Altafyndigheten, från Idemitsu Petroleum Norge AS (IPN) för 1,80 USD per boe
Borrprogrammet för prospektering påbörjades i oktober 2020, med målsättning att nå över 350 MMboe nettoresurser (unrisked) från fyra borrningar
Nick Walker, COO, utnämndes till koncernchef och vd och Daniel Fitzgerald utnämndes till COO från den 1 januari 2021

Finansiella resultat

	1 jan 2020-	1 jul 2020-	1 jan 2019-	1 jul 2019-	1 jan 2019-
	30 sep 2020	30 sep 2020	30 sep 2019	30 sep 2019	31 dec 2019
	9 månader	3 månader	9 månader	3 månader	12 månader
Produktion i Mboepd	157,6	157,5	79,2	82,7	93,3
Intäkter och övriga intäkter i MUSD	1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7
Kassaflöde från den löpande verksamheten i MUSD	1 251,3	353,2	985,3	230,8	1 378,2
Per aktie i USD	4,40	1,24	3,02	0,76	4,36
EBITDA i MUSD1	1 431,8	515,6	1 222,9	411,3	1 918,4
Per aktie i USD1	5,04	1,81	3,75	1,36	6,07
Fritt kassaflöde i MUSD	545,7	164,2	1 117,9	950,5	1 271,7
Per aktie i USD	1,92	0,58	3,42	2,91	4,03
Periodens resultat i MUSD	80,5	212,3	669,6	519,9	824,9
Per aktie i USD	0,28	0,74	2,05	1,72	2,61
Justerat resultat i MUSD	193,1	75,8	173,8	45,4	252,7
Per aktie i USD	0,68	0,27	0,53	0,15	0,80
Nettoskuld i MUSD	3 706,8	3 706,8	4 054,9	4 054,9	4 006,7

1 Exkluderar vinst efter skatt om 756,7 MUSD hänförlig till avyttringen av en 2,6 procentig licensandel i Johan Sverdrup-projektet, redovisad under 2019.

Kommentar från Alex Schneiter, koncernchef och vd för Lundin Energy:

"Efter ett instabilt och oförutsägbart första halvår 2020, karaktäriserades det tredje kvartalet av finansiell och operativ disciplin och vi har kunnat dra fördel av vår strama kostnadskontroll och produktionseffektivitet. Detta har bidragit till ett fritt kassaflöde om 546 MUSD för niomånadersperioden och en starkare balansräkning.

Även om produktionen begränsades av de norska myndigheternas produktionsneddragningar från juni 2020, har våra producerande fält kapacitet för en betydligt högre produktion och samtliga anläggningar och reservoarer i vår tillgångsportfölj uppvisade goda resultat under rapporteringsperioden. Det gläder oss att kunna meddela att myndigheterna har ökat våra produktionstillstånd för det fjärde kvartalet 2020. Detta innebär att vi nu siktar på att nå en produktionsnivå om cirka 175 Mboepd för det fjärde kvartalet, och höjer vår produktionsprognos för helåret till mellan 161 och 163 Mboepd, från tidigare prognos om 157 Mboepd.

Edvard Griegfältet har gång på gång överträffat förväntningarna sedan det togs i drift 2015, och under kvartalet lyckades vi återigen upprepa denna bedrift med en betydande reservökning och ytterligare förlängning av platåproduktionen som resultat. Detta är verkligen en tillgång som har definierat bolaget och som jag tror kommer fortsätta att överraska oss positivt. Detta särskilt med hänsyn till den omfattande prospekteringspotential som finns i närområdet som kommer att bidra till ytterligare möjligheter för organisk tillväxt under lång tid framöver. Resultaten från Johan Sverdrup har fortsatt varit i linje med eller över förväntan, och vi ser fram emot resultaten från nästa kapacitetstest av den första fasens produktion, som kommer att genomföras under det fjärde kvartalet i år.

Det gläder mig även att vi i oktober 2020 har återupptagit vårt prospekteringsprogram för 2020 med Polmakborrningen i södra Barents hav. Polmak har tillsammans med tre andra viktiga borrningar som målsättning att nå nettoresurser (unrisked) om över 350 MMboe. Varje enskild borrning har dessutom, om framgångsrik, möjlighet att bidra med betydande värde och framtida tillväxt för bolaget. Som jag alltid sagt, strävar vi efter att komplettera vår framgångsrika organiska tillväxtstrategi med opportunistiska och värdeskapande förvärv. Det var därför glädjande att i oktober 2020 kunna meddela att vi förvärvat en tillgångsportfölj i Barents hav från Idemitsu Petroleum Norge för 1,80 USD per boe som inkluderar den stora Wistingfyndigheten. Detta befäster vår position ytterligare i södra Barents hav och ger oss en väldigt bra ingång till ett av de kommande stora utbyggnadsprojekten för olja i Norge. Bolaget fortsätter även att vara väldigt aktivt i alla övriga kärnområden, genom att driva existerande licenser mot utbyggnad och utvärdera nya områden av intresse för framtida tillväxtmöjligheter.

När det gäller vår strategi för minskade koldioxidutsläpp, fortsätter vi att arbeta med elektrifiering av våra huvudsakliga producerande tillgångar. När Edvard Griegplattformen kommer att ha elektrifierats med landström i slutet av 2022, kommer över 95 procent av vår produktion att drivas fullt ut med el. Vi fortsätter även att bygga ut och investera i projekt för förnybar energi med målsättning att ersätta och kompensera för all vår nettoförbrukning av el, och vi fortsätter att investera i innovativa lösningar för att ytterligare förbättra vår produktionseffektivitet. Vårt yttersta mål är att bli ett av de första prospekterings- och produktionsbolagen att uppnå en klimatneutral verksamhet och jag är glad över att vi är på god väg att uppnå just detta.

Jag meddelade under perioden min avsikt att avgå som koncernchef och vd i januari 2021, och lämna över tyglarna till Nick Walker, vår nuvarande COO. Nicks erfarenhet och bakgrund gör honom till ett utmärkt val för att leda bolaget in i nästa tillväxtfas. Vi har arbetat tillsammans under flera år och jag vet att han delar samma passion och ambition som både jag och resten av ledningen för att bolaget ska fortsätta att utgöra en av branschens mest effektiva aktörer inom prospektering och produktion, med en av de lägsta verksamhetskostnaderna och lägsta koldioxidutsläppen.

Sammanfattning

Jag lämnar min post i en väldigt spännande tid för bolaget som befinner sig på en tydlig tillväxtbana som understöds av en tillgångsportfölj med branschledande effektivitet och låga kostnader. Vad jag är mest stolt över från min tid med Lundin Energy är att ha varit en del av ett bolag som jag tycker visar på bästa sätt hur ett prospekterings- och produktionsbolag kan blomstra och skapa värde under energiövergången, vilket tydligt syns på de tre resultaten på sista raden; lönsam tillväxt, sociala framsteg och miljövinster. Detta i kombination med bolagets förmåga att stå emot fluktuerande oljepriser placerar Lundin Energy i en unik position för att kunna fortsätta att leverera betydande värdetillväxt samt hållbara och ökande utdelningar för aktieägarna under de kommande åren. På Lundin Energy är vi övertygade om att en lönsam ekonomisk tillväxt och miljövinster går hand i hand.

En annan avgörande faktor som jag vill lyfta fram är vårt fantastiska team som är det mest hög-kvalitativa team någon kan drömma om och ett bättre stöd finns inte för Nick när han tar över rodret i januari 2021. Jag vill tacka alla mina kollegor, styrelsen, aktieägarna och särskilt familjen Lundin som alla har stöttat mig på Lundin Energy de senaste 20 åren. Det har varit en fantastisk resa både för bolaget och för mig personligen och jag kommer att fortsätta vara en trogen och passionerad aktieägare i Lundin Energy. Nu är det full fart framåt!"

Lundin Energy har utvecklats från att vara ett bolag för prospektering av olja och gas till att bli ett erfaret nordiskt energibolag aktivt inom både utbyggnad och drift. För att bibehålla vår branschledande position när det gäller såväl produktionseffektivitet som hållbarhet och låga koldioxidutsläpp, utvecklar vi hela tiden nya idéer, koncept och lösningar. (Nasdaq Stockholm: LUNE). För mer information, besök www.lundin-energy.com eller ladda ner vår app via www.myirapp.com/lundin

Definitioner och förkortningar finns på sidorna 32 och 33

VERKSAMHETEN

Samtliga belopp och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser, om inte annat anges, den niomånadersperiod som avslutades den 30 september 2020 (rapporteringsperioden).

Åtgärder med anledning av coronaviruset och det låga oljepriset

De ekonomiska effekterna av coronaviruset och oljeprisfallet fortsätter att ge ett utmanande marknadsläge. Bolaget har främst fokuserat på att reducera risken för smittspridning inom den operativa verksamheten och att säkerställa medarbetares och underleverantörers hälsa, och samtidigt minimera risken för eventuell påverkan på affärsverksamheten. Detaljerade beredskapsplaner har upprättats för att hantera risken och en viktig åtgärd är att testa alla som besöker produktions- och borrplatser, där bolaget är operatör, innan de reser offshore. Bolagets aktiviteter offshore fortlöper med en normal bemanningsnivå. Detta innebär att vissa aktiviteter som tidigare senarelagts för att hantera smittorisken, nu har tidigarelagts i syfte att optimera bolagets långsiktiga resultat. Coronaviruset har hittills inte medfört någon störning i produktionen.

Lundin Energy har tillgångar av hög kvalitet som produceras till låg kostnad och kan stå emot en marknad med lägre oljepris. För att ytterligare stärka bolagets kortsiktiga kassaflöde och likviditet har åtgärder ändå vidtagits i form av kostnadsbesparingar och senareläggning av aktiviteter när det inte påverkar personsäkerheten, anläggningarnas kvalitet och säkerhet eller produktionen. Utgiftsminskningar i form av kostnadsbesparingar och senareläggning av aktiviteter uppgår till mer än 330 MUSD för 2020 jämfört med ursprunglig prognos, inklusive investeringar, verksamhets- och administrationskostnader.

Uppdaterad prognos

I maj 2020 meddelade den norska regeringen att begränsande åtgärder för oljeproduktion skulle införas som ett led i att hantera överskottet på oljemarknaden. Myndigheterna har nu utökat produktionstillstånden för fälten Johan Sverdrup, Edvard Grieg och Alvheim för det fjärde kvartalet 2020. Bolaget höjer därför sin förväntade produktion till cirka 175 Mboepd för det fjärde kvartalet 2020 och höjer helårsprognosen för 2020 till mellan 161 och 163 Mboepd, från tidigare prognos med målsättning att nå 157 Mboepd. Den uppdaterade prognosen är i den övre delen av det ursprungliga prognosintervallet för 2020 om mellan 145 och 165 Mboepd.

Prognos 2020	Uppdaterad prognos	Tidigare prognos
Produktion	161 till 163 Mboepd	Målsättning att nå 157 Mboepd
Verksamhetskostnader	2,80 USD per boe	2,80 USD per boe
Utbyggnadsutgifter	650 MUSD	710 MUSD
Prospektering- och utvärderingsutgifter	160 MUSD	140 MUSD
Återställningsutgifter	50 MUSD	45 MUSD
Investeringar i projekt för förnybar energi	95 MUSD	90 MUSD

Den långsiktiga produktionsprognosen från 2021 och framåt kvarstår om mellan 170 och 180 Mboepd.

Produktion

Produktionen för de första nio månaderna uppgick till 157,6 Mboepd, vilket var i linje med den uppdaterade produktionsprognosen som tog de minskade produktionskvoterna som införts av den norska regeringen i beaktan, och fyra procent bättre än den ursprungliga produktionsprognosens medianvärde. Under rapporteringsperioden uppvisades fortsatt goda resultat från anläggningar och reservoarer på Johan Sverdrup, Edvard Grieg och i Alvheimområdet.

Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 2,79 USD per boe, vilket är i linje med den uppdaterade prognosen. Helårsprognosen för verksamhetskostnaderna om 2,80 USD per boe kvarstår.

Produktion i Mboepd		1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Olja		146,3	147,0	70,1	72,9	83,5
Gas		11,3	10,5	9,1	9,8	9,8
Summa produktion		157,6	157,5	79,2	82,7	93,3
Produktion i Mboepd	l.a.1	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Johan Sverdrup	20%	83,3	89,8	–	–	14,0
Edvard Grieg	65%	60,7	56,1	63,6	66,6	63,7
Ivar Aasen	1,385%	0,8	0,7	0,8	0,8	0,8
Alvheimområdet	15% – 35%	12,8	11,0	14,8	15,3	14,8
		157,6	157,5	79,2	82,7	93,3

1 Lundin Energys licensandel (l.a.)

Produktion från Johan Sverdrups första fas var i linje med förväntan och de produktionsbegränsande åtgärderna som den norska regeringen införde från juni 2020. Fyra produktionsborrningar och en borrning för vatteninjicering har genomförts och resultaten från dessa fem borrningar är i linje med eller över förväntan. Ytterligare två utbyggnadsborrningar planeras att genomföras under 2020. Produktionen sker för närvarande från 11 produktionsborrningar och reservoaren fortsätter att uppvisa utmärkta resultat, med en sammanlagd produktionskapacitet som överstiger anläggningarnas tillgängliga kapacitet. Med anledning av den ökade processkapaciteten på Johan Sverdrup som meddelades under det första kvartalet 2020, ökade den första fasens platåproduktionsnivå från 440 tusen fat olja per dag (Mbopd), brutto till 470 Mbopd och därmed ökar platåproduktionsnivån för hela fältet till 690 Mbopd, när den andra fasen tas i produktion. Den första fasens högre platåproduktionsnivå om 470 Mbopd uppnåddes i april 2020, vilket var mer än två månader före tidsplan. Produktionskapaciteten är nu tillräcklig för att kunna testa anläggningarnas fulla kapacitet på en nivå som överstiger den nuvarande platåproduktionsnivån om 470 Mboepd. En plan har tagits fram för detta kapacitetstest som planeras att genomföras under det fjärde kvartalet 2020. Verksamhetskostnaderna för Johan Sverdrupfältet uppgick till 1,61 USD per boe.

Produktionen från Edvard Griegfältet var i linje med förväntan och de produktionsbegränsande åtgärderna som den norska regeringen införde från juni 2020. Resultaten från reservoaren fortsätter att överträffa förväntningarna och fältet producerar betydligt mindre vatten än förväntat. En 4D-seismisk undersökning som genomfördes i maj 2020 stöder detta och visar att vattengränsen befinner sig längre bort från produktionsborrningarna än vad som tidigare förutspåtts, vilket tyder på att fältet innehåller en ökad mängd olja (oil-in-place). Resultaten har inkorporerats i reservoarmodellen som har uppdaterats och pekar på en reservökning och förlängd platåproduktion. I september 2020 meddelade bolaget en reservökning av bevisade och sannolika 2P reserver om 50 MMboe, brutto för Edvard Griegfältet, vilket innebär att fältets slutliga utvinningsbara 2P reserver ökar till 350 MMboe, brutto. Platåproduktionen för det större Edvard Griegområdet, vilket även inkluderar den första fasen av Solveig samt Rolvsnes förlängda borrtest, har förlängts med ytterligare ett år till slutet av 2023. På grund av coronaviruset drogs bemanningen offshore ner till en lägsta nivå i mars 2020. I juni 2020 började bemanningen att återgå till normala nivåer, då åtgärder införts för att begränsa infektionsrisken offshore. Ett planerat driftstopp på tio dagar genomfördes under det tredje kvartalet 2020, för att dra fördel av den flexibilitet som överskottet i produktionskapaciteten gav när det förelåg produktionsbegränsningar. Det kompletterande borrprogrammet om tre borrningar på Edvard Grieg planeras nu för det första kvartalet 2021 och jack-up riggen Rowan Viking är kontrakterad för borrprogrammet. Projektet för elektrifiering av Edvard Grieg pågår och förväntas att tas i bruk under den senare delen av 2022, vilket innebär att det befintliga gasturbinbaserade systemet på plattformen avvecklas samt att system för att tillhandahålla processvärme och en strömkabel från Johan Sverdrup till Edvard Grieg installeras. Verksamhetskostnaderna för Edvard Griegfältet, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 3,62 USD per boe.

Produktionen från Ivar Aasenfältet var i linje med förväntan. I augusti 2020 påbörjades den första av två kompletterande borrningar, vilka förväntas tas i drift under det första kvartalet 2021.

Produktionen från Alvheimområdet, där fälten Alvheim, Volund och Bøyla ingår, var i linje med förväntan, och de produktionsbegränsande åtgärderna som den norska regeringen infört. I september 2020 slutfördes den första av två kompletterande borrningar på Alvheimfältet. Resultaten från borrningen är i linje med förväntan och den förväntas tas i drift under det fjärde kvartalet 2020. Den andra kompletterande borrningen har senarelagts till 2021. Under det tredje kvartalet 2020 genomfördes ett planlagt driftstopp för underhållsarbete för att dra fördel av överskottet i produktionskapaciteten med anledning av de ovan nämnda produktionsbegränsningarna. Verksamhetskostnaderna för Alvheimområdet uppgick till 5,52 USD per boe, vilka påverkades av en för låg avsättning för kostnader under 2019 för reparationer på undervattensutrustning.

Utbyggnad

Projekt	I.a.	Operatör	Uppskattade bruttoreserver	Produktionsstart	Förväntad maximal bruttoproduktion
Johan Sverdrup Fas 2	20%	Equinor	2,2 – 3,2 Bn boe1	Q4 2022	690 Mbopd1
Solveig Fas 1	65%	Lundin Energy	57 MMboe	Q3 2021	30 Mboepd
Rolvsnes EWT	80%	Lundin Energy	–	Q3 2021	3 Mboepd

1Hela Johan Sverdrupfältet

Prognosen för utbyggnadsutgifter för 2020 har minskat från 710 MUSD till 650 MUSD med anledning av ytterligare kostnadsbesparingar, gynnsamma valutakurser och förskjutning av kostnader.

Johan Sverdrups andra fas

Den andra fasen av Johan Sverdrups utbyggnadsprojekt innefattar installation av en andra processanläggningsplattform som kommer att sammanlänkas med första fasens fältcenter, undervattensanläggningar för att ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen, och implementering av en förbättrad utvinningsteknik genom alternering av vatten- och gasinjicering för hela fältet. Ytterligare 28 borrningar kommer att genomföras. För borrningarna längs havsbotten, har en avsiktsförklaring (letter of intent) ingåtts för den halvt nedsänkbara borriggen Deepsea Atlantic som även genomförde de förborrade borrningarna för den första fasen. Johan Sverdrupfältets reserver uppskattas till mellan 2,2 och 3,2 miljarder boe, och projektets partners har som målsättning att uppnå en utvinningsgrad om över 70 procent. Tack vare en högre etablerad processkapacitet för den första fasen kommer platåproduktionsnivån för hela fältet att höjas till 690 Mbopd när den andra fasen tas i produktion. Break-even för hela fältet, inklusive tidigare investeringar, förväntas uppnås vid ett oljepris på under 20 USD per boe. Utbyggnadsplanen för den andra fasen godkändes i maj 2019.

Investeringen för den andra fasen uppskattas till nominellt 41 miljarder NOK, brutto, vilket är oförändrat jämfört med uppskattningen i utbyggnadsplanen för den andra fasen. Uppförande av den andra processanläggningsplattformen och stålunderställ pågår, de nya modulerna kommer att installeras på den befintliga stigrörsplattformen och undervattensanläggningarna. Projektet bromsades in från mitten av mars 2020 på grund av coronavirusutbrottet, men aktivitetsnivån har sedan dess återgått till en normal nivå och projektet är nu till över 45 procent färdigställt. Den planerade produktionsstarten bibehålls till det fjärde kvartalet 2022. Totalt sett fortlöper projektet för Johan Sverdrups andra fas i enlighet med tidsplan och inom budget.

Johan Sverdrup drivs med landström och är ett av världens mest koldioxideffektiva fält offshore med en koldioxidintensitet om cirka 0,2 kg CO2 per boe (under den ursprungliga uppskattningen om cirka 0,7 kg per boe). Projektet inkluderar även utbyggnad av landström för den andra fasen, vilket innefattar en utökad kapacitet i Utsirahöjdsområdets kraftnät, samt för Edvard Griegfältet.

Återkopplingsprojekten i det större Edvard Griegområdet

Solveig är den första utbyggnaden längs havsbotten som byggs ut som en återkoppling till Edvard Grieg och kommer att bidra till att Edvard Griegplattformens kapacitet kan fortsätta att utnyttjas till fullo under en längre tidsperiod. 2P reserver för Solveigs första fas uppskattas till 57 MMboe, brutto och kommer att byggas ut med tre oljeproduktionsborrningar samt två vatteninjiceringsborrningar med en maximal produktionsnivå om 30 Mboepd, brutto. Utbyggnadsplanen för Solveigs första fas godkändes i juni 2019. Kostnadsuppskattningen för utbyggnaden är inom utbyggnadsplanens uppskattning om 810 MUSD, brutto med break-even vid ett oljepris på under 30 USD per boe. Produktionsresultaten under den första fasen kommer att minska osäkerheten i bedömningen av huruvida bolaget ska gå vidare med ytterligare utbyggnadsfaser för att fånga ytterligare resurspotential.

Projektet för Rolvsnes förlängda borrtest, som godkändes av myndigheterna i juli 2019, kommer att utföras genom en 3 km lång återkoppling, längs havsbotten, från den befintliga horisontella Rolvsnesborrningen till Edvard Griegplattformen. Borrtestet 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 skapa synergieffekter inom upphandling och implementering.

Återkopplingsprojekten i Edvard Griegområdet fortlöpte enligt plan fram till mars 2020, därefter senarelades projektaktiviteter som ett led i att hantera risken för coronasmitta, vilket ledde till en förskjutning av produktionsstarten för båda projekten. Förskjutningen av dessa projekt kommer inte att påverka bolagets nettoproduktion negativt för 2021 eller 2022 eftersom Edvard Griegfältet har överskottskapacitet för att kunna fylla faciliteternas tillgängliga kapacitet. Arbete med modifieringar av processdäcken på Edvard Griegplattformen, vilka är långt framskridna, bromsades in under en period men har nu återgått till en normal aktivitetsnivå i och med att begränsningarna som coronaviruset förde med sig har lättats upp. Installation av anläggningar längs havsbotten påbörjades i mars 2020 och samtliga rörledningar för produktion och injicering, samt borrhuvuden har nu installerats. Borrningen med den halvt nedsänkbara borriggen West Bollsta planeras under det första kvartalet 2021. Solveigprojektets första fas är till över 45 procent genomförd och Rolvsnes förlängda borrtest är genomfört till cirka 70 procent. Den sedan tidigare uppskjutna produktionsstarten av Solveigs första fas och Rolvsnes förlängda borrtest bibehålls till det tredje kvartalet 2021.

Utvärdering

Borrprogram för utvärdering 2020

Licens	Operatör	I.a.	Borrning	Startdatum	Resultat
PL894	Wintershall DEA	10%	Balderbrå	Januari 2020	Slutförd februari 2020

I februari 2020 slutfördes en utvärderingsborrning på gasfyndigheten Balderbrå belägen i PL894 i Norska havet. Resultaten från borrningen var under förväntan, vilket ledde till att resursestimaten reducerades och någon utbyggnad bedöms inte vara kommersiellt gångbar.

I juni 2020 meddelade den norska regeringen om tillfälliga ändringar i skattelagen för utbyggnadsplaner som lämnas in för godkännande innan slutet av 2022, som ett led i att stimulera aktivitet inom oljeindustrin. Dessa ändringar i skattelagen förbättrar projektavkastningen betydligt och bolaget har upp till nio potentiella projekt som skulle kunna tidigareläggas för att dra nytta av denna möjlighet. Bolagets nettoresurser för dessa potentiella projekt, vilket inkluderar den förvärvade licensandelen i Wistingfältet som meddelades i september 2020, uppgår till över 190 MMboe, där de huvudsakliga projekten innefattar Solveigs andra fas/Segment D, Rolvsnes hela fältutbyggnad, Iving, Alta, Wisting samt projekten inom Alvheimområdet Kobra East/Gekko och Frosk. Bolaget planerar att påskynda utvärderingsaktiviteter och studier för fältutbyggnad för alla dessa potentiella projekt med målsättning att komma så långt med arbetet att utbyggnadsplaner kan lämnas in inom tidsfristen som anges i den ändrade skattelagen.

Prospektering

Borrprogram för prospektering 2020

Licens	Operatör	I.a.	Borrning	Startdatum	Resultat
PL917	ConocoPhillips	20%	Hasselbaink	Januari 2020	Torr
PL820S	MOL	40%	Evra/Iving	November 2019	Två olje- och gasfyndigheter
PL6091/PL1027	Lundin Energy	40%	Polmak	Oktober 2020	Pågående
PL960	Equinor	20%	Spissa	Fjärde kvartalet 2020
PL533	Lundin Energy	40%	Bask	Fjärde kvartalet 2020
PL981	Lundin Energy	60%	Merckx	Fjärde kvartalet 2020

1Lundin Energys licensandel i PL609 kommer att öka till 55% när transaktionen med Idemitsu Petroleum Norge slutförs, vilket kommer att öka bolagets licensandel i prospekteringsborrningen Polmak till 47,5%

Det reducerade borrprogrammet för 2020 består av sex prospekteringsborrningar, varav två har genomförts. Fyndigheter har gjorts på strukturerna Evra/Iving och de återstående fyra borrningarna kommer att genomföras under det fjärde kvartalet med målsättning att nå nettoresurser (unrisked) om över 350 MMboe. Resultaten från prospekteringsborrningen på Merckx förväntas nu i början av 2021. Tre av de återstående prospekteringsborrningarna, samtliga med Lundin Energy som operatör, kommer att genomföras med den halvt nedsänkbara borriggen West Bollsta. Prospekterings- och utvärderingsprognosen för 2020 ökar från 140 MUSD till 160 MUSD till följd av förändringar av projektaktiviteter.

I mars 2020 genomfördes en borrning med två mål på strukturerna Evra/Iving i PL820S, belägen i norska Nordsjön i närheten av Balderoch Ringhornefälten, vilket resulterade i två fyndigheter. Vid Iving påträffades en olje- och gasfyndighet med uppskattade bruttoresurser om mellan 12 och 71 MMboe. Borrningen produktionstestades i Skagerrakformation och uppnådde ett maximalt flöde om cirka 3 000 fat olja per dag, begränsad av utrustningen, med en lätt olja med en API på 40 grader. Vid Evra påträffades gas och olja i Eocene/Paleocene sandsten (s.k. injectite), där ytterligare utvärdering krävs för att bedöma resurspotentialen. En bedömning kommer att göras avseende ytterligare utvärderingsborrning på fyndigheterna, med målsättning att utföra en utbyggnad som en återkoppling till närliggande infrastruktur. Ytterligare prospekteringspotential finns i licensen som kommer att utvärderas mot bakgrund av dessa fyndigheter.

I oktober 2020 påbörjades borrning på Polmakstrukturen i PL609/PL1027, belägen norr om Altafyndigheten på Loppahöjden i södra Barents hav. Det primära målet för borrningen på Polmak är att påträffa sandsten (s.k. kobbe) från triasperiod med prospekteringsresurser (unrisked) som uppskattas till 400 MMbo, brutto.

Strategi för minskade koldioxidutsläpp och projekt för förnybar energi

I januari 2020 presenterade Lundin Energy sin strategi för minskade koldioxidutsläpp med målsättning att bli klimatneutral i verksamheten 2030. Lundin Energys koldioxidintensitet uppgick till 2,7 kg CO2 per boe, netto för samtliga tillgångar under rapporteringsperioden, vilket är cirka 50 procent lägre än genomsnittet för 2019. Denna minskning beror främst på att Johan Sverdrup, med en koldioxidintensitet om cirka 0,2 kg CO2 per boe, togs i produktion under rapporteringsperioden, samt att verksamheten generellt sett har haft ett starkt fokus på att minimera koldioxidutsläppen. Helårsprognosen för koldioxidintensiteten, netto, är i linje med nivån för de första nio månaderna och ligger väl inom bolagets mål för 2020 om under 4 kg CO2 per boe. Dessa nivåer kommer att förbättras ytterligare när Edvard Griegplattformen elektrifieras fullt ut under den senare delen av 2022.

Elektrifieringen kommer att sänka den genomsnittliga koldioxidintensiteten för bolagets samtliga producerande tillgångar till under 2 kg CO2 per boe, vilket är cirka en tiondel av världsgenomsnittet i branschen.

En viktig faktor i strategin för minskade koldioxidutsläpp är elektrifieringen av bolagets huvudsakliga producerande tillgångar och investeringar i projekt för förnybar energi för att kompensera för bolagets nettoförbrukning av el. Elektrifieringen av Utsirahöjdsområdet, inklusive fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup, innebär att över 95 procent av bolagets produktion kommer att försörjas med landström från 2023, med en årlig förbrukning om cirka 500 GWh. För att kompensera för en andel av denna elförbrukning har investeringar genomförts i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge, och i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt i Finland. När dessa två projekt producerar med full kapacitet kommer de tillsammans att årligen generera omkring 300 GWh, netto, vilket utgör cirka 60 procent av bolagets nettoförbrukning av el från år 2023. Lundin Energys strategi är att från 2023 kompensera för bolagets hela nettoförbrukning av landström genom direkta investeringar i projekt för förnybar energi.

Under 2019 ingick Lundin Energy ett avtal med Sognekraft AS om att förvärva en 50-procentig andel, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt. Transaktionen slutfördes i juni 2020. Leikanger kommer att producera el motsvarande cirka 208 GWh årligen, brutto. Produktionen startade enligt tidsplan i juni 2020 med produktionsresultat som har överträffat förväntningarna och projektet kommer att vara i full drift i mitten av 2021. Nettoproduktionen av el från Leikanger uppgick under rapporteringsperioden till cirka en tredjedel av bolagets nettoförbrukning av el på Johan Sverdrup för samma period.

I januari 2020 slutförde Lundin Energy en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig andel i MLK landbaserade vindkraftsprojekt. MLK kommer att producera el motsvarande 400 GWh per år, brutto, när full produktionskapacitet nås i början av 2022. MLK kommer att drivas av OX2. I mars 2020 avyttrade Lundin Energy 50 procent av projektet i MLK till Sval Energi AS, ett investmentbolag tillhörande HitecVision, till motsvarande villkor som vid förvärvet från OX2. Uppförandet av vindkraftsparken påbörjades i april 2020 och fortlöper enligt plan.

Lundin Energys totala åtagande för investeringar i projekt för förnybar energi uppgår till cirka 150 MUSD under 2020 och 2021. Prognosen för utgifter för förnybar energi för 2020 höjs från 90 MUSD till 95 MUSD.

Återställning

Återställningsplanen för Brynhildfältet godkändes av myndigheterna i Storbritannien i juni 2020 och av norska myndigheter i september 2020. I oktober 2020 slutförde Jack-up-riggen Rowan Viking återställning av Brynhilds fyra borrningar längs havsbotten. DeepOcean har kontrakterats för att avlägsna anläggningarna längs havsbotten, vilket planeras att påbörjas under det tredje kvartalet 2021.

Produktionen vid Gaupefältet avslutades under 2018 och arbete med att ta fram en återställningsplan för fältet pågår.

2020 års prognos för återställningsutgifter höjs från 45 MUSD till 50 MUSD. När återställningsarbetet har slutförts för fälten Brynhild och Gaupe har bolaget inga ytterligare planerade återställningsutgifter förrän runt år 2035.

Licenstilldelningar och transaktioner

I januari 2020 tilldelades bolaget 12 licenser i 2019 års norska licensrunda för tilldelning i fördefinierade områden (APA), varav sju som operatör.

I mars 2020 ingick Lundin Energy ett avtal med Capricorn Norge AS om att förvärva en 30-procentig licensandel i PL1057. Transaktionen ökade Lundin Energys licensandel i PL1057 till 60 procent, bolaget är operatör för licensen.

I september 2020 ingick Lundin Energy ett avtal med Vår Energi AS om att förvärva en 50-procentig licensandel i PL229E. Transaktionen förväntas att slutföras under det fjärde kvartalet 2020.

I september 2020 ansökte Lundin Energy om licenser i 2020 års APA licensrunda. Tilldelning av licenser förväntas ske i början av 2021.

I oktober 2020 ingick Lundin Energy ett avtal med Idemitsu Petroleum Norge AS om att förvärva en 10-procentig licensandel i den stora oljefyndigheten Wisting i licens PL537 och PL537B. Bruttoresurser på Wisting uppskattas till 500 MMBo och området förväntas bli ett av produktionsnaven i Barents hav framöver. Equinor, som är operatör för Wisting under utbyggnadsfasen, har som målsättning att lämna in en utbyggnadsplan innan slutet av 2022, för att dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagen som den norska regeringen fastställde i juni 2020. Transaktionen ökar även Lundin Energys licensandelar i PL609, PL609B, PL609C, PL609D och PL851 med ytterligare 15 procent. Detta medför att bolaget ökar sin licensandel i Altafyndigheten från 40 procent till 55 procent, och i prospekteringsborrningen Polmak från 40 procent till 47,5 procent, för vilka bolaget är operatör. Transaktionen, som sker med verkan från januari 2020, tillför betingade resurser som uppskattas till cirka 70 MMboe, netto, för en köpeskilling om 125 MUSD. Transaktionen är villkorad av sedvanliga norska myndighetsgodkännanden och förväntas att slutföras under det fjärde kvartalet 2020.

Bolaget innehar för närvarande 80 licenser i Norge, vilket är en ökning med cirka 20 procent jämfört med i början av 2019.

Hälsa, säkerhet och miljö

I maj 2020 skadades en person allvarligt i samband med en incident på en underleverantörs fartyg, som utförde installationsarbete på återkopplingsprojekten till Edvard Grieg för bolagets räkning. Incidenten har utretts grundligt och förebyggande åtgärder har implementerats. Under rapporteringsperioden inträffade ytterligare en incident med förlorad arbetstid som följd och tre incidenter inträffade som krävde sjukvård. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd uppgående till 1,6 per en miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporteringsbara incidenter uppgående till 4,0 per en miljon arbetade timmar. Ingen incident med väsentlig inverkan på miljö inträffade under rapporteringsperioden.

FINANSIELL ÖVERSIKT

Resultat

Rörelseresultatet för rapporteringsperioden uppgick till 932,6 MUSD (1 588,2 MUSD). Minskningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på att en vinst efter skatt om 756,7 MUSD, hänförlig till avyttringen av 2,6 procent av Johan Sverdrup, redovisades under jämförelseperioden. Exklusive denna redovisningsmässiga vinst uppgick rörelseresultatet för jämförelseperioden till 831,5 MUSD, där ökningen under rapporteringsperioden främst är hänförlig till högre försäljningsvolymer och lägre prospekteringskostnader. Försäljningsvolymen har nästan fördubblats jämfört med motsvarande period föregående år till följd av produktionsstarten på Johan Sverdrup i oktober 2019, men kompenserades delvis av ett lägre oljepris och högre avskrivningar under rapporteringsperioden.

Resultatet för rapporteringsperioden uppgick till 80,5 MUSD (669,6 MUSD), motsvarande ett resultat per aktie om 0,28 USD (2,05 USD). Resultatet påverkades av en valutakursförlust under rapporteringsperioden om 85,2 MUSD (237,7 MUSD) och en redovisningsmässig vinst efter skatt under jämförelseperioden om 756,7 MUSD hänförlig till avyttringen av 2,6 procent av Johan Sverdrup. Justerat resultat uppgick till 193,1 MUSD (173,8 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande ett justerat resultat per aktie om 0,68 USD (0,53 USD). I nyckeltalet justerat resultat exkluderas effekterna av redovisningsmässiga vinster/förluster från försäljning av tillgångar, vinst från omförhandling av lånevillkor, valutakursvinster/förluster, nedskrivningar samt skattekostnader hänförliga till dessa poster, vilket bättre speglar resultatet från bolagets operativa verksamhet för rapporteringsperioden.

Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 1 431,8 MUSD (1 222,9 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande EBITDA per aktie om 5,04 USD (3,75 USD). Ökningen per aktie jämfört med motsvarande period föregående år var främst hänförlig till högre försäljningsvolymer till följd av produktionsstarten på Johan Sverdrup, vilket till viss del kompenseras av ett lägre oljepris. Kassaflöde från den löpande verksamheten uppgick till 1 251,3 MUSD (985,3 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie om 4,40 USD (3,02 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror på högre försäljningsvolymer, vilket till viss del kompenseras av ett lägre oljepris men påverkas positivt av förändringar i rörelsekapital under rapporteringsperioden. Fritt kassaflöde uppgick till 545,7 MUSD (1 117,9 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande fritt kassaflöde per aktie om 1,92 USD (3,42 USD). Minskningen jämfört med samma period föregående år var främst hänförlig till kassaflödet om 959,0 MUSD från avyttringen av 2,6 procent av Johan Sverdrup under jämförelseperioden. Utöver detta kassaflöde uppgick fritt kassaflöde till 158,9 MUSD för jämförelseperioden och ökningen under rapporteringsperioden beror främst på ett högre kassaflöde från den löpande verksamheten och lägre investeringar under rapporteringsperioden.

De belopp som anges ovan per aktie påverkades positivt, jämfört med samma period föregående år, med anledning av inlösenförfarandet om cirka 54,5 miljoner aktier som genomfördes under det tredje kvartalet 2019.

Skatteändringar i Norge

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 en linjär avskrivning över sex år i enlighet med vanliga skatteregler. Utöver avdraget för investeringen medger den särskilda petroleumskattelagen ytterligare avdragsmöjligheter i form av ett särskilt avdrag för skatteändamål (uplift). För 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 till myndigheterna innan slutet av 2022. Dessa ändringar i skattelagen minskar den aktuella skattekostnaden och ökar den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden. Ändringarna i den särskilda petroleumskattelagen kommer att minska bolagets aktuella skattekostnad under 2020 och 2021, och påverkar kassaflödet under 2020 till 2022 beroende på när skatteinbetalningarna kommer att göras.

Koncernförändringar

I januari 2020 slutförde Lundin Energy en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig andel i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt, beläget i mellersta Finland. I mars 2020 slutförde Lundin Energy en transaktion med Sval Energi AS (Sval), ett investmentbolag tillhörande HitecVision, om att avyttra 50 procent av MLK vindkraftsprojekt. MLK kommer att producera el motsvarande 400 GWh per år, brutto från 24 landbaserade vindturbiner när det tas i drift i början av 2022. MLK kommer att drivas av OX2. Investeringen, inklusive anskaffningskostnaden, uppgår till cirka 200 MUSD, brutto, över en period mellan 2020 och 2021 (100 MUSD netto för Lundin Energy) och projektet förväntas att generera positivt fritt kassaflöde från och med 2022. Den 50-procentiga andelen i MLK redovisas som investeringar i joint ventures i koncernens finansiella rapporter.

I juni 2020 slutförde Lundin Energy ett avtal med Sognekraft AS om att förvärva en 50-procentig andel, utan operatörskap, i vattenkraftsprojektet Leikanger Kraftverk, beläget i västra Norge. Leikanger kommer att producera el från vattenkraft motsvarande cirka 208 GWh per år, brutto, när det sätts i drift fullt ut under 2021. Investeringen för Lundin Energy, inklusive anskaffningskostnaden, uppgår till cirka 50 MUSD och projektet förväntas att generera positivt fritt kassaflöde från 2022. Den 50-procentiga andelen i Leikanger redovisas som investeringar i joint ventures i koncernens finansiella rapporter.

Intäkter och övriga intäkter

Intäkter och övriga intäkter uppgick till 1 784,7 MUSD (2 199,0 MUSD) för rapporteringsperioden och utgjordes av försäljning av olja och gas, som beskrivs i not 1.

Försäljning av olja och gas uppgick till 1 759,8 MUSD (1 418,3 MUSD) för rapporteringsperioden. Det genomsnittspris Lundin Energy erhållit per fat oljeekvivalenter (boe) för den egna produktionen uppgick till 36,31 USD (61,14 USD) och framgår av följande tabell. Det genomsnittliga priset för Brent-olja uppgick till 41,06 USD (64,59 USD) per fat för rapporteringsperioden, och 42,94 USD (62,00 USD) för det tredje kvartalet.

Försäljning av olja och gas från egen produktion för rapporteringsperioden framgår av not 3 och omfattar nedanstående:

Försäljning från egen produktion Genomsnittspris per boe i USD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Försäljning olja
– Kvantitet i Mboe	38 822,4	12 022,5	19 039,0	7 028,0	29 769,7
– Genomsnittspris per bbl	38,07	42,94	65,29	61,44	65,16
Försäljning gas och NGL – Kvantitet i Mboe – Genomsnittspris per boe	4 231,7 20,15	1 418,1 21,26	2 780,2 32,74	788,0 23,87	4 235,7 31,77
Summa försäljning
– Kvantitet i Mboe	43 054,1	13 440,6	21 819,2	7 816,0	34 005,4
– Genomsnittspris per boe	36,31	40,65	61,14	57,65	61,00

Tabellen ovan exkluderar oljeintäkter från tredje part.

Försäljning av olja från tredje part uppgick till 196,6 MUSD (84,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg olja som köpts utanför koncernen och sålts på den externa marknaden av Lundin Energy Marketing SA. Intäkter från försäljning av olja och gas redovisas när kunden erhållit kontroll över de sålda produkterna.

Övriga intäkter uppgick till 24,9 MUSD (24,0 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst tariffintäkter om 17,9 MUSD (19,5 MUSD), hänförliga till tariffer som betalats av Ivar Aasen till Edvard Grieg. Övriga intäkter innefattade även resultat från derivatinstrument kopplade till normprisdifferentialen på Brent-olja om 0,8 MUSD (– MUSD).

Vinst från försäljning av tillgångar uppgick till 756,7 MUSD för jämförelseperioden och hänförs till avyttringen av 2,6 procent av Johan Sverdrup.

Produktionskostnader

Produktionskostnader, inklusive förändringar i under- och överuttagspositioner och förändringar i lager uppgick till 139,2 MUSD (118,6 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per boe framgår av nedanstående tabell:

	1 jan 2020- 30 sep 2020	1 jul 2020- 30 sep 2020	1 jan 2019-	1 jul 2019-	1 jan 2019- 31 dec 2019
Produktionskostnader	9 månader	3 månader	30 sep 2019 9 månader	30 sep 2019 3 månader	12 månader
Utvinningskostnader
– i MUSD	101,9	32,4	81,9	25,5	118,1
– i USD per boe	2,36	2,24	3,79	3,35	3,47
Tariff- och transportkostnader
– i MUSD	36,4	13,5	30,7	10,9	46,3
– i USD per boe	0,84	0,93	1,42	1,44	1,36
Verksamhetskostnader
– i MUSD	138,3	45,9	112,6	36,4	164,4
– i USD per boe1	3,20	3,17	5,21	4,79	4,83
Förändring i under- och överuttagsposition
– i MUSD	-3,9	-12,0	2,6	4,2	-0,9
– i USD per boe	-0,09	-0,82	0,12	0,54	-0,03
Förändringar i lager
– i MUSD	0,4	0,5	0,3	0,0	-2,8
– i USD per boe	0,01	0,03	0,02	0,00	-0,08
Övrigt
– i MUSD	4,4	1,5	3,1	1,0	4,1
– i USD per boe	0,10	0,11	0,14	0,13	0,12
Produktionskostnader
– i MUSD	139,2	35,9	118,6	41,6	164,8
– i USD per boe	3,22	2,49	5,49	5,46	4,84

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

1 Beloppen i ovanstående tabell exkluderar tariffintäkter. Lundin Energys verksamhetskostnader för rapporteringsperioden om 3,20 USD (5,21 USD) per boe minskar till 2,79 USD (4,31 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas. Verksamhetskostnaderna för det tredje kvartalet om 3,17 USD (4,79 USD) per boe minskar till 2,80 USD (3,97 USD) när tariffintäkterna nettoredovisas.

De sammanlagda utvinningskostnaderna uppgick till 101,9 MUSD (81,9 MUSD) för rapporteringsperioden. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 97,2 MUSD (74,4 MUSD). Ökningen jämfört med samma period föregående år är hänförlig till produktionsstarten på Johan Sverdupfältet i oktober 2019, vilket till viss del kompenseras av en svagare norsk krona.

Utvinningskostnaderna per boe uppgick till 2,36 USD (3,79 USD) för rapporteringsperioden inklusive verksamhetsrelaterade projekt, och till 2,25 USD (3,44 USD) exklusive verksamhetsrelaterade projekt. Minskningen per boe jämfört med samma period föregående år beror främst på produktionsstarten på Johan Sverdupfältet, som har en lägre utvinningskostnad per fat, och en svagare norsk krona.

Tariff- och transportkostnader uppgick till 36,4 MUSD (30,7 MUSD) för rapporteringsperioden motsvarande 0,84 USD (1,42 USD) per boe. Minskningen per boe jämfört med samma period föregående år beror på produktionsstarten på Johan Sverdupfältet i oktober 2019 och en svagare 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 pipeline. Förändringen i under- och överuttagsposition värderas till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till -3,9 MUSD (2,6 MUSD) för rapporteringsperioden, och är beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen. Sålda och producerade volymer framgår av nedanstående tabell:

Förändring i under- och överuttagsposition i Mboepd	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Produktionsvolym	157,6	157,5	79,2	82,7	93,3
Förändring i lager Johan Sverdrup	–	–	–	–	-0,7
Produktionsvolymer exklusive lagerförändringar	157,6	157,5	79,2	82,7	92,6
Försäljningsvolym från egen produktion	157,1	146,1	79,9	85,0	93,2
Förändring i under- och överuttagsposition	0,5	11,4	-0,7	-2,3	-0,6

Övriga kostnader uppgick till 4,4 MUSD (3,1 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till driftstoppsförsäkringen.

Avskrivningar och återställningskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 446,8 MUSD (301,6 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket motsvarade en genomsnittlig kostnad om 10,35 USD (13,95 USD) per boe, som beskrivs i not 3. De lägre avskrivningarna för rapporteringsperioden jämfört med samma period föregående år beror på produktionsstarten på Johan Sverdrup, som har en lägre avskrivningsnivå per fat. Kostnader för avskrivningar har dessutom minskat när avskrivningen per boe uttrycks i USD, eftersom avskrivningarna beräknas i norska kronor och den norska kronan har försvagats gentemot US-dollarn jämfört med samma period föregående år.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 47,3 MUSD (84,7 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 3. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekterings- och utvärderingsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs när fakta och övriga omständigheter talar för att en prospektering- och utvärderingstillgångs bokförda värde överstiger dess återvinningsvärde.

Inköp av olja från tredje part

Inköp av olja från tredje part uppgick till 193,3 MUSD (84,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg inköp av olja från bolag utanför koncernen.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar uppgick till 25,5 MUSD (21,6 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade en kostnad om 3,2 MUSD (3,4 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om ersättningar på sidan 14. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 5,2 MUSD (5,1 MUSD) för rapporteringsperioden.

Finansiella intäkter

Finansiella intäkter uppgick till 1,0 MUSD (23,8 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 4.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader uppgick till 258,2 MUSD (366,6 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 5.

Valutakursförluster uppgick till 85,2 MUSD (237,7 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 valutakursförlusten på förfallna valutasäkringsinstrument uppgick till 54,9 MUSD (46,5 MUSD) för rapporterings-perioden, och en ytterligare ickekassaflödespåverkande valutakursförlust om 2,1 MUSD redovisades i resultaträkningen under rapporteringsperioden till följd av att vissa valutasäkringskontrakt efter effektivitetstest inte bedömts vara effektiva.

US-dollarn försvagades med fyra procent gentemot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en valutakursvinst på det externa lån i US-dollar som tagits av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta. Dessutom försvagades den norska kronan med 13 procent gentemot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en till största delen icke kassaflödespåverkande valutakursförlust på en koncernintern lånebalans i norska kronor.

Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 77,9 MUSD (54,7 MUSD) och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades till ett belopp om 18,0 MUSD (79,3 MUSD) under rapporteringsperioden. De sammanlagda ränteutgifterna var lägre än under jämförelseperioden, på grund av en lägre LIBOR-ränta sedan det andra kvartalet 2020, vilket delvis kompenseras av en högre genomsnittlig skuld jämfört med samma period föregående år.

Reglering av räntesäkringskontrakt resulterade i en förlust om 29,3 MUSD (vinst om 22,5 MUSD), som ett resultat av den lägre LIBORräntan.

Avskrivningar av uppskjutna finansieringsavgifter uppgick till 12,3 MUSD (15,8 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg kostnader för upprättandet av den reservbaserade kreditfaciliteten. Avgifterna som uppkom i samband med den reservbaserade kreditfaciliteten kostnadsförs över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Engagemangsavgifter för lånefaciliteter uppgick till 8,7 MUSD (8,9 MUSD) för rapporteringsperioden och var främst hänförliga till det utestående lånet inom den reservbaserade kreditfaciliteten som var större till följd av inlösenförfarandet av aktier i augusti 2019, vilket

resulterade i lägre engagemangsavgifter för den reservbaserade kreditfaciliteten. Engagemangsavgifter för lånefaciliteter inkluderar även engagemangsavgifter för den revolverande kreditfaciliteten för finansiering av projekten för förnybar energi samt den osäkrade kreditfaciliteten om 340 MUSD.

Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor uppgick till 29,1 MUSD (31,4 MUSD) för rapporteringsperioden och redovisas till följd av att den redovisningsmässiga vinsten som uppkom till följd av de förmånligare lånevillkoren som omförhandlades för bolagets reservbaserade kreditfacilitet skrivs av över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag

Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag uppgick till 0,0 MUSD (-1,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den 50-procentiga andelen, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge som togs i drift under det andra kvartalet 2020. Förlusten i jämförelseperioden är hänförlig till andelen i resultatet i bolaget Mintley Caspian Ltd, som är under likvidation.

Skatt

Den sammanlagda skattekostnaden uppgick till 594,9 MUSD (574,5 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 6.

Aktuella skattekostnader uppgick till 251,2 MUSD (80,5 MUSD) för rapporteringsperioden och var främst hänförlig till Norge och avsåg både bolagsskatt och särskild petroleumskatt. Skattemässiga underskottsavdrag avseende den särskilda petroleumskatten nyttjades fullt ut under det fjärde kvartalet 2019, vilket resulterade i en högre aktuell skattekostnad under rapporteringsperioden jämfört med samma period föregående år, då den enbart avsåg bolagsskatt. Den skatt som betalades i Norge under rapporteringsperioden uppgick till 89,7 MUSD, vilket i kombination med den aktuella skattekostnaden och valutakursförändringar har resulterat i en ökning av den kortfristiga skatteskulden jämfört med slutet av föregående år, från 343,3 MUSD till 479,0 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 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 och ökar den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden.

Uppskjutna skattekostnader uppgick till 343,7 MUSD (494,0 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 ökade till följd av de tillfälliga ändringarna i den norska petroleumskattelagen som beskrivs ovan.

Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 21,4 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 påverkades främst av valutakursförlusten som redovisades för rapporteringsperioden och den effektiva skattesatsen för det justerade resultatet uppgick till 76 procent för rapporteringsperioden.

Balansräkningen

Anläggningstillgångar

Olje- och gastillgångar uppgick till 5 180,1 MUSD (5 473,2 MUSD) och beskrivs i not 7.

Utgifter för utbyggnad, prospektering och utvärdering under rapporteringsperioden beskrivs nedan:

Utbyggnadsutgifter Belopp i MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Norge	491,4	139,5	498,0	140,8	672,3
Utbyggnadsutgifter	491,4	139,5	498,0	140,8	672,3

Under rapporteringsperioden har ett belopp om 491,4 MUSD (498,0 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till Johan Sverdrupfältet. Dessutom aktiverades ränteutgifter till ett belopp om 18,0 MUSD (79,3 MUSD).

Prospekterings- och utvärderingsutgifter Belopp i MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Norge	85,8	21,3	236,3	53,0	298,4
Prospekterings- och utvärderingsutgifter	85,8	21,3	236,3	53,0	298,4

Utgifter för prospektering och utvärdering i Norge uppgick till 85,8 MUSD (236,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst de prospekterings- och utvärderingsborrningar som sammanfattas på sidan 6.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 42,0 MUSD (49,4 MUSD) och beskrivs i not 8.

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

Investeringar i joint ventures uppgick till 84,3 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till Lundin Energys 50-procentiga andel i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt i Finland samt Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge, se även sidan 6.

Bolagets nettoinvesteringar i förnybar energi, genom joint ventures, för rapporteringsperioden framgår av nedanstående tabell:

Investeringar i förnybar energi i MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
MLK Vindkraftspark – Finland	35,2	5,4	–	–	–
Leikanger Vattenkraft – Norge	44,9	–	–	–	–
Investeringar i förnybar energi	80,1	5,4	–	–	–

Finansiella tillgångar uppgick till 13,4 MUSD (14,3 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 tilläggsköpeskilling värderades till verkligt värde av bolaget till 12,6 MUSD (12,4 MUSD).

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 15,5 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till förutbetalda kostnader av långfristig natur och beskrivs i not 10.

Omsättningstillgångar

Lagertillgångar uppgick till 42,1 MUSD (40,7 MUSD) och inkluderade lager av såväl borrutrustning som av olja.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 289,0 MUSD (349,5 MUSD) och beskrivs i not 10. Kundfordringar uppgick till 231,8 MUSD (305,1 MUSD) och är ej förfallna. Minskningen beror på ett lägre oljepris och lägre försäljningsvolymer under september 2020. Underuttag uppgick till 11,0 MUSD (2,0 MUSD) och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst hänförliga till olja från fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg. Fordringar på joint operations uppgick till 12,9 MUSD (11,4 MUSD). Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 27,0 MUSD (23,9 MUSD) och avsåg främst förutbetalda verksamhets- och försäkringskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 6,3 MUSD (7,1 MUSD).

Likvida medel uppgick till 129,2 MUSD (85,3 MUSD). Likvida medel innehas främst för att möta verksamhetens löpande behov.

Långfristiga skulder

Finansiella skulder uppgick till 3 180,7 MUSD (3 888,4 MUSD) och beskrivs i not 11. Banklån uppgick till 3 250,0 MUSD (4 000,0 MUSD) och avsåg den långfristiga delen av utestående banklån, där den kortfristiga delen redovisas under kortfristiga skulder. Aktiverade finansieringsavgifter avseende uppläggningskostnader för kreditfaciliteterna uppgick till 24,5 MUSD (37,1 MUSD) och skrivs av över faciliteternas förväntade nyttjandetid. En redovisningsmässig vinst om 69,8 MUSD (105,6 MUSD) hänförlig till omförhandlingen av lånevillkoren för den reservbaserade kreditfaciliteten under 2018 har aktiverats i redovisningen och skrivs av över facilitetens förväntade nyttjandetid. Leasingåtaganden uppgick till 25,0 MUSD (31,1 MUSD) och var hänförliga till den långfristiga delen av leasingåtagandena i enlighet med IFRS 16. Den kortfristiga delen av leasingåtagandena redovisas som kortfristiga skulder.

Avsättningar uppgick till 500,3 MUSD (528,1 MUSD) och beskrivs i not 12. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 496,5 MUSD (522,2 MUSD) och avsåg den långfristiga delen av framtida återställningsåtaganden. Den kortfristiga delen av framtida återställningsåtaganden redovisades som kortfristiga skulder och uppgick till 16,6 MUSD (49,2 MUSD). Minskningen av återställningskostnader beror främst på en svagare norsk krona och återställningsarbete på Brynhildfältet som påbörjades under rapporteringsperioden.

Uppskjutna skatteskulder uppgick till 2 571,5 MUSD (2 412,7 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 200,4 MUSD (110,8 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 skulder

Kortfristiga finansiella skulder uppgick till 591,0 MUSD (97,5 MUSD) och beskrivs i not 11. De var hänförliga till den kortfristiga delen av bolagets utestående banklån och leasingåtaganden. Kortfristiga finansiella skulder inkluderade ett belopp om 586,0 MUSD (92,0 MUSD) som avsåg den kortfristiga delen av utestående banklån.

Utdelningar uppgick till 142,9 MUSD (106,0 MUSD) och var hänförliga till den kvartalsvisa kontantutdelning som godkändes av årsstämman den 31 mars 2020 i Stockholm.

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 240,7 MUSD (177,4 MUSD) och beskrivs i not 13. Överuttag uppgick till 6,7 MUSD (0,9 MUSD) och avsåg främst överuttagsposition för olja från Alvheimområdet. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 119,4 MUSD (133,6 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 28,3 MUSD (16,6 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 3,1 MUSD (8,5 MUSD).

Derivatinstrument uppgick till 123,2 MUSD (33,2 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 479,0 MUSD (343,3 MUSD) och var främst hänförliga till Norge. De kortfristiga skatteskulderna har ökat från 385,8 MUSD vid slutet av det andra kvartalet 2020, till 479,0 MUSD på balansdagen, vilket främst beror på att skatteinbetalningar om 37,4 MUSD har gjorts under det tredje kvartalet 2020 och att den aktuella skattekostnaden för det tredje kvartalet uppgick till 121,7 MUSD.

Kortfristiga avsättningar uppgick till 19,6 MUSD (55,9 MUSD) och beskrivs i not 12. Den kortfristiga delen av avsättningen för framtida återställningsåtaganden uppgick till 16,6 MUSD (49,2 MUSD) och var främst hänförlig till Brynhildfältet. Den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Energys unit bonusprogram uppgick till 3,0 MUSD (6,7 MUSD).

Moderbolaget

Moderbolagets affärsverksamhet är att investera i och förvalta olje- och gastillgångar samt projekt för förnybar energi. Moderbolagets resultat för rapporteringsperioden uppgick till 2 700,3 MSEK (18 965,6 MSEK) och inkluderade finansiella intäkter om 2 867,8 MSEK (19 148,4 MSEK) till följd av utdelningar som erhållits från ett dotterbolag. Exklusive dessa erhållna utdelningar uppgick resultatet för moderbolaget till -167,5 MSEK (-182,8 MSEK).

I periodens resultat ingick administrationskostnader om 175,7 MSEK (170,5 MSEK) och finansiella kostnader om 4,1 MSEK (21,8 MSEK), vilket exkluderar de erhållna utdelningar som nämns ovan.

Ställda säkerheter till ett belopp om 55 118,9 MSEK (55 118,9 MSEK) var hänförliga till det bokförda värdet av de aktier som pantsattes i samband med den reservbaserade kreditfacilitet som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Energy Holding BV, se även avsnittet om Likviditet nedan.

Med anledning av oljeprisfallet under det första halvåret 2020, genomförde moderbolaget en nedskrivningsprövning av de aktier som innehas i Lundin Energy Holding B.V. i slutet av det andra kvartalet 2020. Någon nedskrivning redovisades inte i moderbolaget till följd av nedskrivningsprövningen men eftersom ett lägre oljepris använts vid värderingen minskade övervärdet på aktierna jämfört med senaste nedskrivningsprövning.

Transaktioner med närstående

Koncernen har inte genomfört någon väsentlig transaktion med närstående under rapporteringsperioden.

Likviditet

I februari 2016 ingick Lundin Energy en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD, vars lånevillkor omförhandlades under det andra kvartalet 2018 och resulterade i att räntemarginalen över LIBOR minskade från 3,15 procent till 2,5 procent (2,25 procent). Faciliteten är säkrad mot vissa kassaflöden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten omräknas en gång per år och är baserat på det beräknade kassaflödet som genereras av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa aktier i dotterbolag och bolagets andelar i vissa produktionslicenser samt genom några av de pantsatta bolagens bankkonton. Facilitetens storlek kommer att reduceras från nuvarande 4,75 miljarder USD till 4,0 miljarder USD per den 1 januari 2021 och till 3,25 miljarder USD per den 1 juli 2021. Det är Lundin Energys avsikt att återfinansiera kreditfaciliteten inom den kommande niomånadersperioden. Finansieringen förväntas att ske till gynnsamma villkor tack vare bolagets finansiella styrka och dess tillgångar som produceras till en låg kostnad. Bolaget erhöll sitt första kreditbetyg BBB- med stabila utsikter i kreditvärdering, från S&P Global Rating den 29 juli 2020.

I januari 2020 ingick Lundin Energy en revolverande kreditfacilitet om 260 MUSD för att finansiera projekten för förnybar energi, med en nuvarande räntemarginal över LIBOR om 1,25 procent. Faciliteten reducerades till 160 MUSD i mars 2020, efter avyttringen av 50 procent av Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt till Sval.

I april 2020 ingick Lundin Energy en osäkrad kreditfacilitet om 340 MUSD, som en försiktighetsåtgärd på grund av instabiliteten på oljemarknaden. Kreditfaciliteten, som ännu inte utnyttjats, har en nuvarande räntemarginal över LIBOR om 2,6 procent.

Eventualförpliktelser

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 elfte 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.

Händelser efter balansdagens utgång

I oktober 2020 ingick Lundin Energy ett avtal med Idemitsu Petroleum Norge AS om att förvärva en 10-procentig licensandel i den stora oljefyndigheten Wisting i licens PL537 och PL537B. Bruttoresurser på Wisting uppskattas till 500 MMBo och området förväntas bli ett av produktionsnaven i Barents hav framöver. Equinor, som är operatör för Wisting under utbyggnadsfasen, har som målsättning att lämna in en utbyggnadsplan innan slutet av 2022, för att dra nytta av de tillfälliga ändringarna i skattelagen som den norska regeringen fastställde i juni 2020. Transaktionen ökar även Lundin Energys licensandelar i PL609, PL609B, PL609C, PL609D och PL851 med ytterligare 15 procent. Detta medför att bolaget ökar sin licensandel i Altafyndigheten från 40 procent till 55 procent, och i prospekteringsborrningen Polmak från 40 procent till 47,5 procent, för vilka bolaget är operatör. Transaktionen, som sker med verkan från januari 2020, tillför betingade resurser som uppskattas till cirka 70 MMboe, netto för en köpeskilling om 125 MUSD. Transaktionen är villkorad av sedvanliga norska myndighetsgodkännanden och förväntas att slutföras under det fjärde kvartalet 2020.

I oktober 2020 förlängde Lundin Energy vissa valutasäkringskontrakt till 2021, från ursprunglig likvidperiod under 2020, för att säkra 296 MNOK till en genomsnittlig kontraktuell valutakurs om 8,72 NOK:1 USD.

Aktiedata

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

Under 2017 återköpte Lundin Energy 1 233 310 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,14 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017. Under 2018 gjorde Lundin Energy återköp av ytterligare 640 000 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,77 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017. Under 2020 använde Lundin Energy 300 167 egna aktier för att reglera utbetalningen av 2017 års prestationsbaserade incitamentsprogram, vilket innebar att bolagets innehav av egna aktier uppgick till 1 573 143 på balansdagen.

Lundin Energy årsstämma som hölls den 31 mars 2020 i Stockholm beslutade att godkänna en kontantutdelning för 2019 om 1,00 USD per aktie, att utbetalas genom kvartalsvisa delbetalningar om 0,25 USD per aktie. Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,25 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 det totala och godkända utdelningsbeloppet till 2 867,8 MSEK, motsvarande 284,1 MUSD baserat på valutakursen vid datumet för årsstämman.

Den första delbetalningen skedde den 7 april 2020, den andra delbetalningen skedde den 8 juli 2020 och den tredje delbetalningen skedde den 7 oktober 2020. Den fjärde delbetalningen förväntas ske omkring den 8 januari 2021, med förväntad avstämningsdag den 4 januari 2021 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 30 december 2020.

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 2019 års utdelning har satts till 5,188 miljarder SEK (d.v.s. 1,297 miljarder SEK per kvartal). Om den totala utdelningen skulle överstiga maxbeloppet om 5,188 miljarder SEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att den totala utdelningen motsvarar maxbeloppet om 5,188 miljarder SEK.

Ersättningar

Lundin Energys ersättningsprinciper och information om de långsiktiga incitamentsprogrammen redovisas i bolagets årsredovisning 2019 samt i information som utgått till aktieägarna inför årsstämman 2020. Detta material finns tillgängligt på www.lundin-energy.com.

Unit Bonus Program

Antalet utställda units som ingår i 2018, 2019 och 2020 års unit bonus program var 70 123, 123 951 och 267 600 per den 30 september 2020.

Prestationsbaserat incitamentsprogram

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 totala antalet utestående rättigheter per den 30 september 2020 uppgick till 393 113 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2020, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. 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 september 2020 uppgick till 310 330 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2019, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 169,0 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 september 2020 uppgick till 268 385 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.

Redovisningsprinciper

Denna delårsrapport har upprättats i enlighet med International Accounting Standards (IAS) 34, International Financial Reporting Standards (IFRS) och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554).

Lundin Energy har omklassificerat valutaomräkningsreserver inom eget kapital i enlighet med IAS8 i samband med att den ryska verksamheten från och med 2017 inte längre konsoliderades. Redovisat eget kapital påverkas inte av denna omklassificering.

Redovisningsprinciperna som tillämpats överensstämmer i alla avseenden med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2019.

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

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

Risker och riskhantering

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

En detaljerad analys av Lundin Energys strategiska, finansiella, operativa och externa risker samt bolagets åtgärder för att hantera dessa risker beskrivs i Lundin Energys årsredovisning 2019.

Åtgärder med anledning av coronaviruset och det låga oljepriset

De ekonomiska effekterna av coronaviruset och oljeprisfallet fortsätter att ge ett utmanande marknadsläge. Bolaget har främst fokuserat på att reducera risken för smittspridning inom den operativa verksamheten och att säkerställa medarbetares och underleverantörers hälsa, och samtidigt minimera risken för eventuell påverkan på affärsverksamheten. Detaljerade beredskapsplaner har upprättats för att hantera risken och en viktig åtgärd är att testa alla som besöker produktions- och borrplatser, där bolaget är operatör, innan de reser offshore. Bemanningen är i stort sett tillbaka på en normal nivå på bolagets kontor, i enlighet med myndigheternas riktlinjer, och aktiviteter offshore fortlöper med en normal bemanningsnivå. Detta innebär att vissa aktiviteter som tidigare senarelagts för att hantera smittorisken, nu har tidigarelagts i syfte att optimera bolagets långsiktiga resultat. Coronaviruset har hittills inte medfört någon störning i produktionen.

Derivatinstrument

För att möta den valutakursexponering som Lundin Energy står inför avseende bolagsskatt, petroleumskatt, och framtida åtaganden för utbyggnadsprojekt har bolaget ingått avtal om finansiella derivatinstrument. Per den 30 september 2020 har Lundin Energy utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:

Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell Valutakurs	Likvidperiod
4 627,3 MNOK	515,1 MUSD	8,98 NOK:1 USD	okt 2020 – dec 2020
3 640,0 MNOK	437,7 MUSD	8,32 NOK:1 USD	jan 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 september 2020 utestående räntesäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan.

Lån Belopp i MUSD	Binda den rörliga LIBOR-räntan Genomsnittlig ränta per år	Likvidperiod
3 300	1,96%	okt 2020 – dec 2020
3 100	2,28%	jan 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 – dec 2026

I enlighet med IFRS 9 har valuta- och räntesäkringskontrakten effektivitetstestats. De flesta har behandlats som effektiva, och förändringar i det verkliga värdet redovisas i övrigt totalresultat. Förändringar i det verkliga värdet för de säkringskontrakt som inte bedöms vara effektiva, redovisas i resultaträkningen.

Valutakurser

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

	30 sep 2020			30 sep 2019		31 dec 2019
	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag
1 USD motsvarar NOK	9,5450	9,4814	8,6957	9,0874	8,8003	8,7803
1 USD motsvarar Euro	0,8896	0,8541	0,8899	0,9184	0,8932	0,8902
1 USD motsvarar SEK	9,4088	9,0291	9,4060	9,8226	9,4581	9,2993

	Tredje kvartalet 2020 Genomsnitt	Tredje kvartalet 2019 Genomsnitt
1 USD motsvarar NOK	9,1275	8,8634
1 USD motsvarar Euro	0,8551	0,8996
1 USD motsvarar SEK	8,8637	9,5946

Koncernens resultaträkning

		1 jan 2020- 30 sep 2020	1 jul 2020- 30 sep 2020	1 jan 2019- 30 sep 2019	1 jul 2019- 30 sep 2019	1 jan 2019- 31 dec 2019
Belopp i MUSD	Not	9 månader	3 månader	9 månader	3 månader	12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1
Intäkter		1 759,8	679,2	1 418,3	450,5	2 158,6
Vinst från försäljning av tillgångar		–	–	756,7	756,7	756,7
Övriga intäkter		24,9	7,8	24,0	7,8	33,4
		1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	2	-139,2	-35,9	-118,6	-41,6	-164,8
Avskrivningar och återställningskostnader		-446,8	-150,9	-301,6	-105,0	-443,8
Prospekteringskostnader		-47,3	-0,6	-84,7	-13,8	-125,6
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar		–	–	–	–	-128,3
Inköp av olja från tredje part		-193,3	-130,0	-84,3	–	-84,3
Bruttoresultat	3	958,1	369,6	1 609,8	1 054,6	2 001,9

Administrationskostnader och
avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar		-25,5	-7,3	-21,6	-7,1	-31,2

Rörelseresultat		932,6	362,3	1 588,2	1 047,5	1 970,7
Finansiella poster
Finansiella intäkter	4	1,0	0,2	23,8	-27,7	27,5
Finansiella kostnader	5	-258,2	84,9	-366,6	-288,2	-322,5
		-257,2	85,1	-342,8	-315,9	-295,0

Andel i resultat från joint ventures och		0,0	0,0	-1,3	-0,3	-1,8
intresseföretag

Resultat före skatt		675,4	447,4	1 244,1	731,3	1 673,9

Inkomstskatt	6	-594,9	-235,1	-574,5	-211,4	-849,0
Periodens resultat		80,5	212,3	669,6	519,9	824,9

Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare		80,5	212,3	669,6	519,9	824,9
Innehav utan bestämmande inflytande		–	–	–	–	–
		80,5	212,3	669,6	519,9	824,9

Resultat per aktie – USD		0,28	0,74	2,05	1,72	2,61
Resultat per aktie efter full utspädning – USD
		0,28	0,74	2,05	1,71	2,61
Justerat resultat per aktie – USD				0,53	0,15	0,80
Justerat resultat per aktie efter full utspädning – USD		0,68	0,27
		0,68	0,27	0,53	0,15	0,80

Koncernens rapport över totalresultat

	1 jan 2020- 30 sep 2020	1 jul 2020- 30 sep 2020	1 jan 2019- 30 sep 2019	1 jul 2019- 30 sep 2019	1 jan 2019- 31 dec 2019
Belopp i MUSD	9 månader	3 månader	9 månader	3 månader	12 månader
Periodens resultat	80,5	212,3	669,6	519,9	824,9
Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens	-146,4	-105,9	74,1	61,5	29,0
Kassaflödessäkring	-178,5	78,4	-172,1	-102,5	-82,5
Övrigt totalresultat efter skatt	-324,9	-27,5	-98,0	-41,0	-53,5

Totalresultat	-244,4	184,8	571,6	478,9	771,4
Totalresultat hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	-244,4	184,8	571,6	478,9	771,4
Innehav utan bestämmande inflytande	–	–	–	–	–
	-244,4	184,8	571,6	478,9	771,4

Koncernens balansräkning

Belopp i MUSD	Not	30 september 2020	31 december 2019
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar	7	5 180,1	5 473,2
Övriga materiella anläggningstillgångar	8	42,0	49,4
Goodwill		128,1	128,1
Investeringar i joint ventures		84,3	–
Finansiella tillgångar	9	13,4	14,3
Kundfordringar och andra fordringar	10	15,5	–
Derivatinstrument	14	–	2,7
Summa anläggningstillgångar		5 463,4	5 667,7
Omsättningstillgångar
Lager		42,1	40,7
Kundfordringar och andra fordringar	10	289,0	349,5
Derivatinstrument	14	–	11,3
Likvida medel		129,2	85,3
Summa omsättningstillgångar		460,3	486,8
SUMMA TILLGÅNGAR		5 923,7	6 154,5
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Eget kapital hänförligt till aktieägare		-2 125,6	-1 598,8
Skulder
Långfristiga skulder
Finansiella skulder	11	3 180,7	3 888,4
Avsättningar	12	500,3	528,1
Uppskjutna skatteskulder		2 571,5	2 412,7
Derivatinstrument	14	200,4	110,8
Summa långfristiga skulder		6 452,9	6 940,0
Kortfristiga skulder
Finansiella skulder	11	591,0	97,5
Utdelningar		142,9	106,0
Leverantörsskulder och andra skulder	13	240,7	177,4
Derivatinstrument	14	123,2	33,2
Kortfristiga skatteskulder		479,0	343,3
Avsättningar	12	19,6	55,9
Summa kortfristiga skulder		1 596,4	813,3
Summa skulder		8 049,3	7 753,3
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		5 923,7	6 154,5

Koncernens kassaflödesanalys

Belopp i MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten
Periodens resultat	80,5	212,3	669,6	519,9	824,9

Justeringar för:
Vinst från försäljning av tillgångar	–	–	-756,7	-756,7	-756,7
Prospekteringskostnader	47,3	0,6	84,7	13,8	125,6
Avskrivningar och nedskrivningar	452,0	152,8	306,6	106,6	450,5
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	–	–	–	128,3
Aktuell skatt	251,2	121,7	80,5	36,7	405,8
Uppskjuten skatt	343,7	113,4	494,0	174,7	443,2
Långsiktiga incitamentsprogram	5,4	1,8	10,1	3,4	14,7
Valutakursvinst/förlust	30,3	-154,6	191,3	234,9	70,8
Räntekostnader	77,9	19,8	54,7	22,8	93,4
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	29,1	10,1	31,4	10,3	41,5
Avskrivning av uppskjutna finansieringsavgifter	12,3	4,4	15,8	7,4	19,7
Övriga	12,8	4,6	13,4	4,2	17,8
Erhållen ränta	0,6	0,1	1,3	0,5	1,8
Betald ränta	-93,3	-25,6	-118,2	-35,0	-177,4
Erhållen/betald skatt	-90,9	-37,8	-35,4	-19,6	-132,7
Förändringar i rörelsekapital	92,4	-70,4	-57,8	-93,1	-193,0
Summa kassaflöde från verksamheten	1 251,3	353,2	985,3	230,8	1 378,2

Kassaflöde från investeringar
Investering i olje- och gastillgångar	-579,2	-160,8	-821,9	-237,6	-1 057,8
Investeringar i projekt för förnybar energi1	-80,8	-3,8	–	–	-1,2
Investering i övriga anläggningstillgångar	-1,6	-0,3	-1,4	-0,5	-2,5
Investering i övriga aktier och andelar	–	–	-0,3	-0,3	-0,3
Avyttring av anläggningstillgångar2	–	–	959,0	959,0	959,0
Betalda återställningskostnader	-44,0	-24,1	-2,8	-0,9	-3,7
Summa kassaflöde från investeringar	-705,6	-189,0	132,6	719,7	-106,5

Kassaflöde från finansiering
Förändring av långfristiga banklån3	-256,0	-35,0	685,0	690,0	627,0
Amortering av leasingskuldens kapitalbelopp	-2,4	-0,9	-2,6	-0,8	-3,4
Betalda finansieringsavgifter	-2,5	–	-3,3	-3,3	-3,3
Betalda utdelningar	-247,1	-71,0	-250,5	-125,3	-355,6
Inlösen av aktier	–	–	-1 517,2	-1 517,2	-1 517,2
Summa kassaflöde från finansiering	-508,0	-106,9	-1 088,6	-956,6	-1 252,5
Förändring av likvida medel	37,7	57,3	29,3	-6,1	19,2
Likvida medel vid periodens början	85,3	74,9	66,8	100,7	66,8
Valutakursdifferenser i likvida medel	6,2	-3,0	-1,0	0,5	-0,7
Likvida medel vid periodens slut	129,2	129,2	95,1	95,1	85,3

1 Inkluderar kostnader hänförliga till förvärv av projekt för förnybar energi.

2 Erhållen kontantersättning för avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup, inklusive ränta och avräkning för kostnader från och med datum för

ikraftträdande till och med datum för slutförande, samt rörelsekapital med avdrag för tillkommande kostnader.

3 Inkluderar nyttjande av kreditfaciliteten för projekt för förnybar energi till ett belopp om 86,0 MUSD under rapporteringsperioden.

Förändringar i koncernens egna kapital

		Övrigt tillskjutet	Balanserad
Belopp i MUSD	Aktiekapital	kapital/Övriga reserver	vinst	Utdelningar	Summa eget kapital
1 januari 2019	0,5	-178,6	-205,7	–	-383,8
Omklassificering av valutaomräkningsreserver	–	76,1	-76,1	–	–
Omräknat eget kapital per den 1 januari 2019	0,5	-102,5	-281,8	–	-383,8
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	669,6	–	669,6
Övrigt totalresultat	–	-98,0	–	–	-98,0
Summa totalresultat	–	-98,0	669,6	–	571,6
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-501,0	-501,0
Inlösen av aktier	-0,1	–	-1 476,9	–	-1 477,0
Fondemission	0,1	–	-0,1	–	–
Aktierelaterade ersättningar	–	-13,7	–	–	-13,7
Värde av tjänster från anställda	–	–	4,0	–	4,0
Summa transaktioner med ägare	–	-13,7	-1 473,0	-501,0	-1 987,7
30 september 2019	0,5	-214,2	-1 085,2	-501,0	-1 799,9
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	155,3	–	155,3
Övrigt totalresultat	–	44,5	–	–	44,5
Summa totalresultat	–	44,5	155,3	–	199,8
Transaktioner med ägare
Värde av tjänster från anställda	–	–	1,3	–	1,3
Summa transaktioner med ägare	–	–	1,3	–	1,3
31 december 2019	0,5	-169,7	-928,6	-501,0	-1 598,8
Överföring av utdelningar från föregående år	–	–	-501,0	501,0	–
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	80,5	–	80,5
Övrigt totalresultat	–	-324,9	–	–	-324,9
Summa totalresultat	–	-324,9	80,5	–	-244,4

Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-284,1	-284,1
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	7,3	–	–	7,3
Aktierelaterade ersättningar	–	-9,6	–	–	-9,6
Värde av tjänster från anställda	–	–	4,0	–	4,0
Summa transaktioner med ägare	–	-2,3	4,0	-284,1	-282,4
30 september 2020	0,5	-496,9	-1 345,1	-284,1	-2 125,6

Not 1 – Intäkter och övriga intäkter MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Intäkter
Olja från egen produktion	1 478,0	516,3	1 243,0	431,7	1 939,8
Olja från tredje part	196,6	132,8	84,3	–	84,3
Kondensat	40,2	15,2	23,6	0,2	41,4
Gas	45,0	14,9	67,4	18,6	93,1
Försäljning av olja och gas	1 759,8	679,2	1 418,3	450,5	2 158,6

Vinst från försäljning av tillgångar	–	–	756,7	756,7	756,7
Övriga intäkter	24,9	7,8	24,0	7,8	33,4
Intäkter och övriga intäkter	1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7

Not 2 – Produktionskostnader MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Utvinningskostnader	101,9	32,4	81,9	25,5	118,1
Tariff- och transportkostnader	36,4	13,5	30,7	10,9	46,3
Förändring i under- och överuttagsposition	-3,9	-12,0	2,6	4,2	-0,9
Förändring i lager	0,4	0,5	0,3	–	-2,8
Övriga	4,4	1,5	3,1	1,0	4,1
Produktionskostnader	139,2	35,9	118,6	41,6	164,8

Not 3 – Segmentinformation MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Norge
Olja från egen produktion	1 478,0	516,3	1 243,0	431,7	1 939,8
Kondensat	40,2	15,2	23,6	0,2	41,4
Gas	45,0	14,9	67,4	18,6	93,1
Intäkter	1 563,2	546,4	1 334,0	450,5	2 074,3
Vinst från försäljning av tillgångar	–	–	756,7	756,7	756,7
Övriga intäkter	24,0	7,7	24,0	7,8	33,4
Intäkter och övriga intäkter	1 587,2	554,1	2 114,7	1 215,0	2 864,4
Produktionskostnader	-139,2	-35,9	-118,6	-41,6	-164,8
Avskrivningar och återställningskostnader	-446,8	-150,9	-301,6	-105,0	-443,8
Prospekteringskostnader	-47,3	-0,6	-84,7	-13,8	-125,6
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	–	–	–	-128,3
Bruttoresultat	953,9	366,7	1 609,8	1 054,6	2 001,9
Övriga
Olja från tredje part	196,6	132,8	84,3	–	84,3
Intäkter	196,6	132,8	84,3	–	84,3
Övriga intäkter	0,9	0,1	–	–	–
Intäkter och övriga intäkter	197,5	132,9	84,3	–	84,3
Inköp av olja från tredje part	-193,3	-130,0	-84,3	–	-84,3
Bruttoresultat	4,2	2,9	0,0	–	0,0

Not 3 – Segmentinformation forts. MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Summa
Olja från egen produktion	1 478,0	516,3	1 243,0	431,7	1 939,8
Olja från tredje part	196,6	132,8	84,3	–	84,3
Kondensat	40,2	15,2	23,6	0,2	41,4
Gas	45,0	14,9	67,4	18,6	93,1
Intäkter	1 759,8	679,2	1 418,3	450,5	2 158,6
Vinst från försäljning av tillgångar	–	–	756,7	756,7	756,7
Övriga	24,9	7,8	24,0	7,8	33,4
Intäkter och övriga intäkter	1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7
Produktionskostnader	-139,2	-35,9	-118,6	-41,6	-164,8
Avskrivningar och återställningskostnader	-446,8	-150,9	-301,6	-105,0	-443,8
Prospekteringskostnader	-47,3	-0,6	-84,7	-13,8	-125,6
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	–	–	–	-128,3
Inköp av olja från tredje part	-193,3	-130,0	-84,3	–	-84,3
Bruttoresultat	958,1	369,6	1 609,8	1 054,6	2 001,9

Inom varje segment uppgår intäkter från transaktioner med en extern kund till tio procent eller mer av intäkterna för det segmentet.

Not 4 – Finansiella intäkter MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Valutakursvinst	–	–	–	-34,7	–
Ränteintäkter	1,0	0,2	1,3	0,5	1,8
Vinst från reglering av räntesäkringskontrakt	–	–	22,5	6,5	25,7
Finansiella intäkter	1,0	0,2	23,8	-27,7	27,5

Not 5 – Finansiella kostnader	1 jan 2020- 30 sep 2020	1 jul 2020- 30 sep 2020	1 jan 2019- 30 sep 2019	1 jul 2019- 30 sep 2019	1 jan 2019- 31 dec 2019
MUSD	9 månader	3 månader	9 månader	3 månader	12 månader
Valutakursförlust	85,2	-142,6	237,7	237,7	131,7
Räntekostnader	77,9	19,8	54,7	22,8	93,4
Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt	29,3	14,9	–	–	–
Nuvärdesjustering av återställningskostnader	14,1	4,9	13,4	4,4	17,9
Avskrivning av uppskjutna finansieringsavgifter	12,3	4,4	15,8	7,4	19,7
Engagemangsavgifter för lånefacilitet	8,7	3,0	8,9	1,9	10,9
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	29,1	10,1	31,4	10,3	41,5
Övriga	1,6	0,6	4,7	3,7	7,4
Finansiella kostnader	258,2	-84,9	366,6	288,2	322,5

Not 6 – Inkomstskatter MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Aktuell skatt	251,2	121,7	80,5	36,7	405,8
Uppskjuten skatt	343,7	113,4	494,0	174,7	443,2
Inkomstskatter	594,9	235,1	574,5	211,4	849,0

Not 7 – Olje- och gastillgångar MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Norge
Producerande tillgångar	3 491,9	4 065,3
Tillgångar under utbyggnad	995,0	652,2
Aktiverade prospekterings- och utvärderingsutgifter	693,2	755,7
	5 180,1	5 473,2

Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Tillgångar med nyttjanderätt	29,0	35,9
Övriga	13,0	13,5
	42,0	49,4

Not 9 – Finansiella tillgångar
MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Tilläggsköpeskilling	12,6	12,4
Intresseföretag	0,3	0,3
Övriga	0,5	1,6
	13,4	14,3

Not 10 – Kundfordringar och andra fordringar
MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Långfristiga
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	15,5	–
	15,5	–
Kortfristiga
Kundfordringar	231,8	305,1
Underuttag	11,0	2,0
Fordringar på joint operations	12,9	11,4
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	27,0	23,9
Övriga	6,3	7,1
	289,0	349,5

	304,5	349,5

Not 11 – Finansiella skulder
MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Långfristiga
Banklån	3 250,0	4 000,0
Aktiverade finansieringsavgifter	-24,5	-37,1
Aktiverad vinst från omförhandling av lånevillkor	-69,8	-105,6
Leasingåtaganden	25,0	31,1
	3 180,7	3 888,4
Kortfristiga
Banklån	586,0	92,0
Leasingåtaganden	5,0	5,5
	591,0	97,5

	3 771,7	3 985,9

Not 12 – Avsättningar
MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Långfristiga
Återställningskostnader	496,5	522,2
Långsiktiga incitamentsprogram	1,2	2,7
Övriga	2,6	3,2
	500,3	528,1
Kortfristiga
Återställningskostnader	16,6	49,2
Långsiktiga incitamentsprogram	3,0	6,7
	19,6	55,9

	519,9	584,0

Not 13 – Leverantörsskulder och andra skulder MUSD	30 sep 2020	31 dec 2019
Leverantörsskulder	83,2	17,8
Överuttag	6,7	0,9
Upplupna kostnader och skulder till Joint operations	119,4	133,6
Övriga upplupna kostnader	28,3	16,6
Övriga	3,1	8,5
	240,7	177,4

Not 14 – Finansiella instrument

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

– Nivå 1: baserad på noterade priser på aktiva marknader;

– Nivå 2: baserad på andra ingångsdata än noterade priser som i nivå 1, som är antingen direkt eller indirekt observerbara;

– Nivå 3: baserad på ingångsdata som inte baserar sig på observerbar marknadsdata

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

30 september 2020
MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Tilläggsköpeskilling	–	–	12,6
Derivatinstrument – långfristiga	–	–	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	–	–
	–	–	12,6
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	200,4	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	123,2	–
	–	323,6	–

31 december 2019
MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Tilläggsköpeskilling	–	–	12,4
Derivatinstrument – långfristiga	–	2,7	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	11,3	–
	–	14,0	12,4
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	110,8	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	33,2	–
	–	144,0	–

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 villkorad av framtida klassificeringar av reserver som förfaller till betalning 2026. Denna tilläggsköpeskilling värderades till verkligt värde av bolaget under 2019, ingen förändring av värdering har skett under 2020.

Not 15 – Övriga upplysningar

Övriga upplysningar som kompletterar de finansiella rapporterna återfinns i den finansiella översikten på sidorna 8–15.

Moderbolagets resultaträkning

Belopp i MSEK	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Intäkter	12,3	0,7	9,5	1,0	18,9

Administrationskostnader	-175,7	-56,4	-170,5	-83,9	-248,1
Rörelseresultat	-163,4	-55,7	-161,0	-82,9	-229,2

Finansiella poster
Finansiella intäkter	2 867,8	–	19 159,8	14 520,8	19 148,5
Finansiella kostnader	-4,1	-2,8	-33,2	-33,1	-33,8
	2 863,7	-2,8	19 126,6	14 487,7	19 114,7

Resultat före skatt	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5

Inkomstskatt	–	–	–	–	–

Periodens resultat	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5

Moderbolagets rapport över totalresultat

Belopp i MSEK	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Periodens resultat	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5
Övrigt totalresultat	–	–	–	–	–
Totalresultat Hänförligt till:	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5
Moderbolagets aktieägare	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5
	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5

Moderbolagets balansräkning

Belopp i MSEK	30 september 2020	31 december 2019
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Aktier i dotterbolag	55 118,9	55 118,9
Övriga materiella anläggningstillgångar	0,5	0,4
Summa anläggningstillgångar	55 119,4	55 119,3

Omsättningstillgångar
Fordringar	1 316,1	1 107,4
Likvida medel	32,1	31,7
Summa omsättningstillgångar	1 348,2	1 139,1

SUMMA TILLGÅNGAR	56 467,6	56 258,4

EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat	55 138,4	55 242,8

Långfristiga skulder
Avsättningar	0,6	1,0
Summa långfristiga skulder	0,6	1,0

Kortfristiga skulder
Utdelningar	1 290,2	985,7
Övriga skulder	38,4	28,9
Summa kortfristiga skulder	1 328,6	1 014,6

Summa skulder	1 329,2	1 015,6

SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER	56 467,6	56 258,4

Moderbolagets kassaflödesanalys

	1 jan 2020- 30 sep 2020	1 jul 2020- 30 sep 2020	1 jan 2019-	1 jul 2019-	1 jan 2019- 31 dec 2019
Belopp i MSEK	9 månader	3 månader	30 sep 2019 9 månader	30 sep 2019 3 månader	12 månader
Kassaflöde från verksamheten
Periodens resultat	2 700,3	-58,5	18 965,6	14 404,8	18 885,5
Justering för ej kassaflödespåverkande poster	-1 429,6	719,8	-2 329,4	1 149,4	-1 157,9
Förändringar i rörelsekapital	1 022,8	-61,5	201,3	121,9	133,0
Summa kassaflöde från verksamheten	2 293,5	599,8	16 837,5	15 676,1	17 860,6

Kassaflöde från investeringar
Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar	-0,2	–	-0,1	-0,1	-0,1
Summa kassaflöde från investeringar	-0,2	–	-0,1	-0,1	-0,1

Kassaflöde från finansiering
Betald utdelning	-2 354,8	-661,9	-2 322,2	-1 161,1	-3 347,6
Överlåtelse av egna aktier till anställda	63,1	63,1	–	–	–
Inlösen av aktier	–	–	-14 510,3	-14 510,3	-14 510,3
Summa kassaflöde från finansiering	-2 291,7	-598,8	-16 832,5	-16 832,5	-17 857,9

Förändringar i likvida medel	1,6	1,0	4,9	4,6	2,6
Likvida medel vid periodens början	31,7	32,3	29,5	30,6	29,5
Valutakursdifferenser i likvida medel	-1,2	-1,2	2,5	1,7	-0,4
Likvida medel vid periodens slut	32,1	32,1	36,9	36,9	31,7

Förändringar i moderbolagets egna kapital

Bundet eget kapital
Aktie	Reserv	Övriga reserver	Balanserad vinst	Utdelningar	Summa	Summa eget kapital
3,5	861,3	6 479,7	47 776,3	–	54 256,0	55 120,8

–	–	–	18 965,6	–	18 965,6	18 965,6

–	–	–	–	-4 638,7	-4 638,7	-4 638,7
-0,6	–	–	-14 124,2	–	-14 124,2	-14 124,8
0,6	–	–	-0,6	–	-0,6	–
–	–	–	-14 124,8	-4 638,7	-18 763,5	-18 763,5

3,5	861,3	6 479,7	52 617,1	-4 638,7	54 458,1	55 322,9
–	–	–	-80,1	–	-80,1	-80,1
3,5	861,3	6 479,7	52 537,0	-4 638,7	54 378,0	55 242,8
–	–	–	-4 638,7	4 638,7	–	–
–	–	–	2 700,3	–	2 700,3	2 700,3

–	–	–	–	-2 867,8	-2 867,8	-2 867,8
–	–	63,1	–	–	63,1	63,1
–	–	63,1	–	-2 867,8	-2 804,7	-2 804,7
3,5	861,3	6 542,8	50 598,6	-2 867,8	54 273,6	55 138,4
	kapital	fond			Fritt eget kapital

Finansiella nyckeltal

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

Finansiell data MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7
Operativt kassaflöde1	1 201,0	399,4	1 158,9	380,0	1 537,1
Kassaflöde från den löpande verksamheten	1 251,3	353,2	985,3	230,8	1 378,2
EBITDA1	1 431,8	515,6	1 222,9	411,3	1 918,4
Fritt kassaflöde	545,7	164,2	1 117,9	950,5	1 271,7
Periodens resultat	80,5	212,3	669,6	519,9	824,9
Justerat resultat	193,1	75,8	173,8	45,4	252,7
Nettoskuld	3 706,8	3 706,8	4 054,9	4 054,9	4 006,7
Nyckeltal, per aktie USD
Aktieägarnas egna kapital per aktie	-7,48	-7,48	-6,34	-6,34	-5,63
Operativt kassaflöde per aktie1	4,23	1,40	3,55	1,25	4,87
Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie	4,40	1,24	3,16	0,91	4,36
EBITDA per aktie1	5,04	1,81	3,75	1,36	6,07
Fritt kassaflöde per aktie	1,92	0,58	3,42	2,91	4,03
Resultat per aktie	0,28	0,74	2,05	1,72	2,61
Resultat per aktie efter full utspädning	0,28	0,74	2,05	1,71	2,61
Justerat resultat per aktie	0,68	0,27	0,53	0,15	0,80
Justerat resultat per aktie efter full utspädning	0,68	0,27	0,53	0,15	0,80
Utdelning per aktie2	0,87	0,25	0,74	0,74	1,11
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	284 051 304
Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning	284 119 225 284 758 504	284 253 590 284 736 009	326 543 502 327 263 582	302 994 550 303 534 682	315 833 140 316 551 300
Börskurs
Börskurs vid periodens slut i SEK	178,50	178,50	295,30	295,30	318,30
Börskurs vid periodens slut i USD3	19,77	19,77	30,06	30,06	34,23
Nyckeltal
Räntabilitet på eget kapital (%)4	–	–	–	–	–
Räntabilitet på sysselsatt kapital (%)	18	7	28	19	35
Nettoskuldsättningsgrad (%)4	–	–	–	–	–
Nettoskuld/EBITDA1	1,7	1,7	2,4	2,4	2,1
Soliditet (%)	-36	-36	-31	-31	-26
Andel riskbärande kapital (%)	8	8	10	10	13
Räntetäckningsgrad	8	10	28	45	20
Operativt kassaflöde/räntekostnader1	11	12	21	17	16
Direktavkastning	4	1	2	1	3

1 Exkluderar 2019 års redovisade vinst efter skatt om 756,7 MUSD som hänförde sig till avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup-projektet.

2 Utdelning per aktie motsvarar faktiskt utbetald utdelning per aktie.

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

4 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom det egna kapitalet är negativt per den 30 september 2019, den 31 december 2019 och den 30 september 2020.

Avstämning av alternativa nyckeltal

EBITDA MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Rörelseresultat	932,6	362,3	1 588,2	1 047,5	1 970,7
Minus: vinst från försäljning av tillgångar	–	–	-756,7	-756,7	-756,7
Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar	446,8	150,9	301,6	105,0	443,8
Plus: prospekteringskostnader	47,3	0,6	84,7	13,8	125,6
Plus: nedskrivningar av olje- och gastillgångar Plus: avskrivningar av övriga materiella	–	–	–	–	128,3
anläggningstillgångar	5,1	1,8	5,1	1,7	6,7
EBITDA	1 431,8	515,6	1 222,9	411,3	1 918,4

Operativt kassaflöde MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1 784,7	687,0	2 199,0	1 215,0	2 948,7
Minus: vinst från försäljning av tillgångar	–	–	-756,7	-756,7	-756,7
Minus: produktionskostnader	-139,2	-35,9	-118,6	-41,6	-164,8
Minus: inköp av olja från tredje part	-193,3	-130,0	-84,3	–	-84,3
Minus: aktuella skatter	-251,2	-121,7	-80,5	-36,7	-405,8
Operativt kassaflöde	1 201,0	399,4	1 158,9	380,0	1 537,1

Fritt kassaflöde MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten	1 251,3	353,2	985,3	230,8	1 378,2
Minus: kassaflöde från investeringar	-705,6	-189,0	132,6	719,7	-106,5
Fritt kassaflöde	545,7	164,2	1 117,9	950,5	1 271,7

Justerat resultat MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Resultat	80,5	212,3	669,6	519,9	824,9
Justerat för vinst eller -förlust från avyttrade tillgångar	–	–	-756,7	-756,7	-756,7
Justerat för nedskrivningar av olje- och gastillgångar Justerat för avskrivning av vinst från omförhandling av	–	–	–	–	128,3
lånevillkor	29,1	10,1	31,4	10,3	41,5
Justerat för valutakursvinst eller -förlust	85,2	-142,6	237,7	272,4	131,7
Justerat för skattemässiga effekter av ovanstående poster	-1,7	-4,0	-8,2	-0,5	-117,0
Justerat resultat	193,1	75,8	173,8	45,4	252,7

Nettoskuld MUSD	1 jan 2020- 30 sep 2020 9 månader	1 jul 2020- 30 sep 2020 3 månader	1 jan 2019- 30 sep 2019 9 månader	1 jul 2019- 30 sep 2019 3 månader	1 jan 2019- 31 dec 2019 12 månader
Banklån	3 836,0	3 836,0	4 150,0	4 150,0	4 092,0
Minus: likvida medel	-129,2	-129,2	-95,1	-95,1	-85,3
Nettoskuld	3 706,8	3 706,8	4 054,9	4 054,9	4 006,7

Definitioner av nyckeltal

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

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

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

EBITDA: (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation): Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av övriga materiella anläggnings-tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.

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

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

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

Justerat resultat: Resultatet justerat med följande poster:

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

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

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

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

Nettoskuld: Banklån minus likvida medel.

Nettoskuld/EBITDA: Banklån minus likvida medel dividerat med EBITDA för de fyra senaste kvartalen.

Nettoskuldsättningsgrad: 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.

Finansiell information

Bolaget kommer att publicera följande rapporter:

Bokslutsrapporten (januari december 2020) kommer att publiceras den 28 januari 2021.
Rapporten för tremånadersperioden (januari mars 2021) kommer att publiceras den 29 april 2021.
Rapporten för sexmånadersperioden (januari juni 2021) kommer att publiceras den 28 juli 2021.

Årsstämman kommer att hållas den 30 mars 2021 i Stockholm, Sverige.

För ytterligare information var vänlig kontakta:

Edward Westropp Robert Eriksson VP Investor Relations Tel: +41 22 595 10 14 [email protected] [email protected]

Head of Media Communications Tel: +46 701 11 26 15

Definitioner och förkortningar

En utförlig förteckning av definitioner finns på www.lundin-energy.com under rubriken "Definitioner".

EBITDA	Vinst före räntor, skatt, av- och nedskrivningar
CHF	Schweiziska franc
EUR	Euro
NOK	Norska kronor
SEK	Svenska kronor
USD	US dollar
TSEK	Tusen SEK
TUSD	Tusen USD
MSEK	Miljoner SEK
MUSD	Miljoner USD

Oljerelaterade förkortningar
bo	Fat olja
boe	Fat oljeekvivalenter
boepd	Fat oljeekvivalenter per dag
bopd	Fat olja per dag
Mbbl	Tusen fat
Mboe	Tusen fat oljeekvivalenter
Mboepd	Tusen fat oljeekvivalenter per dag
Mbopd	Tusen fat olja per dag
Mcf	Tusen kubikfot
MMboe	Miljoner fat oljeekvivalenter
MMbo	Miljoner fat olja

Framåtriktade uttalanden

Vissa uttalanden samt viss informationen 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, Sverige T +46-8-440 54 50 W lundin-energy.com

AI Terminal

Orrön Energy

2942_10-q_2020-10-30_69bd4f7d-121d-44a1-ad51-d7d989d63fca.pdf

Q Delårsrapport för NIOMÅNADERSPERIODEN som avslutades den 30 september 2020 3

Sammanfattning

Finansiella resultat

Kommentar från Alex Schneiter, koncernchef och vd för Lundin Energy:

Sammanfattning

VERKSAMHETEN

Åtgärder med anledning av coronaviruset och det låga oljepriset

Uppdaterad prognos

Produktion

Utbyggnad

Johan Sverdrups andra fas

Återkopplingsprojekten i det större Edvard Griegområdet

Utvärdering

Borrprogram för utvärdering 2020

Prospektering

Borrprogram för prospektering 2020

Strategi för minskade koldioxidutsläpp och projekt för förnybar energi

Återställning

Licenstilldelningar och transaktioner

Hälsa, säkerhet och miljö

FINANSIELL ÖVERSIKT

Resultat

Skatteändringar i Norge

Koncernförändringar

Intäkter och övriga intäkter

Produktionskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader

Prospekteringskostnader

Inköp av olja från tredje part

Administrationskostnader och avskrivningar

Finansiella intäkter

Finansiella kostnader

Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag

Skatt

Balansräkningen

Anläggningstillgångar

Omsättningstillgångar

Långfristiga skulder

Kortfristiga skulder

Moderbolaget

Transaktioner med närstående

Likviditet

Eventualförpliktelser

Händelser efter balansdagens utgång

Aktiedata

Ersättningar

Unit Bonus Program

Prestationsbaserat incitamentsprogram

Redovisningsprinciper

Risker och riskhantering

Åtgärder med anledning av coronaviruset och det låga oljepriset

Derivatinstrument

Valutakurser

Koncernens resultaträkning

Koncernens rapport över totalresultat

Koncernens balansräkning

Koncernens kassaflödesanalys

Förändringar i koncernens egna kapital

Not 14 – Finansiella instrument

Not 15 – Övriga upplysningar

Moderbolagets resultaträkning

Moderbolagets rapport över totalresultat

Moderbolagets balansräkning

Moderbolagets kassaflödesanalys

Förändringar i moderbolagets egna kapital

Finansiella nyckeltal

Avstämning av alternativa nyckeltal

Definitioner av nyckeltal

Finansiell information

Bolaget kommer att publicera följande rapporter:

Definitioner och förkortningar

Framåtriktade uttalanden

More from Orrön Energy

Talk to a Data Expert