Vår vision blir verklighet

Årsredovisning 2018

Lundin Petroleum är ett av Europas ledande oberoende olje- och gasbolag med strategiskt fokus på verksamhet i Norge. Vi skapar hållbart och långsiktigt värde genom hela värdekedjan för prospektering och produktion av olja och gas.

Produktionstillväxt

Utbyggnaden av Johan Sverdrup i kombination med ett fl ertal potentiella nya projekt innebär att Lundin Petroleum har en kraftig produktionstillväxt för de kommande åren.

Låg koldioxidintensitet

Lundin Petroleum bedriver verksamhet med en av branschens lägsta nivåer av koldioxidintensitet.

Starkt kassaflöde

Rekordstarkt fritt kassafl öde resulterade i en föreslagen utdelning för 2018 om 1,48 USD per aktie, motsvarande 500 MUSD.

Höjdpunkter 2018 Årsredovisning 2018

Vår affärsmodell	2
Resultat 2018	4
Ord från ledningen	6
Verksamheten	8
Ansvar	16
Riskhantering	18

22
27
33

38
39

Finansiella resultat	40
Förvaltningsberättelse	42
Koncernens fi nansiella rapporter	53
Redovisningsprinciper	58
Moderbolagets fi nansiella rapporter	89
Styrelsens försäkran	95
Revisionsberättelse	96

Nyckeldata	101
Avstämning av relevanta nyckeltal	102
Defi nitioner av nyckeltal	103
Finansiell femårsöversikt	104
Olje- och gasreserver	105
Defi nitioner och förkortningar	106
Aktiedata	107
Information till aktieägare	108

Läs mer om vårt arbete och resultat vad gäller miljöskydd, bolagsstyrning och socialt ansvarstagande i hållbarhetsrapporten som fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com

Denna rapport utgör årsredovisningen för Lundin Petroleum AB (publ), med organisationsnummer 556610-8055.

Lundin Petroleum AB ("Lundin Petroleum" eller "bolaget") är ett svenskt publikt aktiebolag noterat på Nasdaq Stockholm med ticker "LUPE".

Vår vision blir verklighet

Vår vision är att utveckla ett lönsamt prospekteringsoch produktionsbolag med fokus på organisk tillväxt, genom att bedriva vår verksamhet på ett säkert och miljömässigt ansvarsfullt sätt som är till långsiktigt gagn för våra aktieägare och samhället i stort.

Innovativ och ansvarsfull operatör i Norge

Lundin Petroleum har vuxit till att bli en av de största arealinnehavarna i Norge som operatör och vi har en bevisad förmåga att prospektera, genomföra utbyggnadsprojekt samt producera olje- och gasresurser på ett effektivt och ansvarsfullt sätt.

med fokus på organisk tillväxt

Genom att aktivt söka nya prospekteringsarealer i våra kärnområden säkrar vi tillgång till nya reservoarer och geologiska modeller. Vår geologiska expertis, i kombination med senaste tekniken, säkerställer att vår organiska tillväxtstrategi är såväl hållbar som framgångsrik.

för långsiktigt hållbart värde

Vår aktiva organiska tillväxtstrategi har resulterat i en stark långsiktig produktionstillväxt samt en rad framtida tillväxtmöjligheter. Detta ger oss möjlighet att leverera ett ökat fritt kassaflöde och ger utrymme för regelbundna och ökande utdelningar.

och låg koldioxidintensitet

Olje- och gasindustrin måste vara delaktig i arbetet med att finna lösningar för att ta fram globala energisystem som är hållbara för kommande generationer. Tack vare ny teknik för minskade koldioxidutsläpp och förbättrad utsläppshantering, bedriver Lundin Petroleum verksamhet med en av branschens lägsta nivåer av koldioxidintensitet – omkring en fjärdedel av branschgenomsnittet i världen.

Vår koldioxidintensitet kommer att minska ytterligare under de kommande åren när lösningen för strömförsörjning från land är på plats för fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup.

Under 2018 startade strömförsöjningen från land för Johan Sverdrup, vilket beräknas minska koldioxidutsläppen från fältet med 460 000 ton per år, motsvarande utsläppen från 230 000 bilar, och gör Johan Sverdrup till ett av världens mest koldioxideffektiva oljefält.

Resultat 2018

4 Lundin Petroleum Årsredovisning 2018

till den lägsta verksamhetskostnaden i branschen resulterade i rekordhögt operativt kassaflöde och fritt kassaflöde för 2018

2018 visade sig vara ett enastående år inom verksamhetens alla områden med utmärkta resultat från våra producerande tillgångar, ett starkt finansiellt resultat och framgångar med våra borrningar. Samtidigt bibehöll vi en av branschens lägsta nivåer av koldioxidintensitet per producerat fat, omkring en fjärdedel av branschgenomsnittet i världen.

Högre råvarupriser, en mycket hög produktionseffektivitet och en verksamhetskostnad under prognos bidrog till ett rekordhögt fritt kassafl öde för 2018. För femte året i rad ersatte vi även med bred marginal producerade volymer med nya reserver. Det glädjer mig därför att styrelsen, mot bakgrund av dessa resultat och bolagets starka fi nansiella utsikter för det kommande årtiondet, föreslår en årlig kontantutdelning om 500 miljoner USD. Vår målsättning är att kunna öka utdelningen ytterligare i takt med att bolaget växer.

Maximerar värdet från våra producerande tillgångar Produktionen för 2018 låg i den övre delen av prognosintervallet för året, tack vare utmärkta resultat från Edvard Grieg och Alvheimområdet. Edvard Griegs platåproduktion har förlängts ytterligare till mitten av 2020 och med de möjligheter till kompletterande borrningar och återkopplingar som vi identifi erat i området, kommer vi att kunna fortsätta utnyttja anläggningarna till full kapacitet under många år framöver.

Johan Sverdrup närmar sig produktionsstart Det stora Johan Sverdrupfältet har nu mindre än ett år kvar till produktionsstart och 2018 var ett avgörande år för projektets genomförande. Samtliga fyra stålunderställ, liksom processdäcken för borrplattformen och stigrörsplattformen, har installerats framgångsrikt på fältet.

Våra goda finansiella framtidsutsikter och vår branschledande ställning när det gäller kostnadseffektiv tillväxt innebär att vi kan ge stora och hållbara utdelningar samtidigt som vi fullföljer vår framgångsrika organiska tillväxtstrategi.

Alex Schneiter Koncernchef och vd

Installation av de återstående processdäcken planeras under våren 2019. Med de goda framsteg som görs för projektet kan jag konstatera att vi ligger bra till i tidsplanen för att starta produktionen i november 2019.

När första fasen når platåproduktion 2020, kommer Lundin Petroleums produktion att överstiga 150 Mboepd, för att sedan öka till mer än 170 Mboepd år 2023 när platåproduktion för hela fältet nås. Allteftersom vår organiska tillväxtstrategi fortsätter att leverera framgångsrika resultat, ser vi även potential för att kunna öka produktionen till över 200 Mboepd.

Produktionstillväxt bortom Johan Sverdrup

Vi hade betydande borrframgångar under 2018. Nya fyndigheter gjordes nära våra kärnområden på Utsirahöjden och i Alvheimområdet och vi tog våra utvärderingsprojekt närmare utbyggnad. Detta innebär att vi nu har sju potentiella nya projekt. För att komplettera vår organiska tillväxtstrategi gjorde vi strategiska förvärv som ökade vårt licensinnehav i viktiga tillgångar. Vi ökade vårt licensinnehav i Luno II för att skapa kommersiella och operativa synergier med partnerskapet för Edvard Grieg. Vi ökade även innehavet i licenser som omfattar oljefyndigheten Rolvsnes och Goddostrukturen för att stärka vår position i ett område som har en sammanlagd resurspotential på över 250 MMboe.

2019 kommer att blir ett av de viktigaste åren i Lundin Petroleums historia. Det startade med en rekordhög tilldelning i 2018 års APA-licensrunda som ökade vårt licensinnehav i Norge med omkring 70 procent jämfört med slutet av 2017. Johan Sverdrup ligger bra till för planerad produktionsstart och vi kommer att genomföra vårt hittills största prospekteringsprogram med målsättning att nå över 750 MMboe ytterligare nettoresurser.

Jag vill tacka alla mina kollegor för ett enastående 2018 och våra aktieägare samt styrelsen för ert fortsatta stöd. Jag ser fram emot ännu en framgångsrik period av tillväxt och starka resultat för vårt bolag.

Alex Schneiter Koncernchef och vd

Lundin Petroleum är en ledande operatör i Norge och ligger i absolut framkant när det gäller att leverera en ansvarsfull, kostnadseffektiv och hållbar tillväxt.

2018 var ett enastående år ur såväl ett operativt som ett fi nansiellt perspektiv. Baserat på dessa framgångar och bolagets framtida tillväxtprofi l föreslår styrelsen en årlig kontantutdelning om 500 miljoner USD, en nivå som är hållbar till oljepriser på under 50 USD per fat.

Energieffektivitet – avgörande för en framtid med låga koldioxidutsläpp

Med dessa framgångar tar vi vårt ansvar gentemot samhälle och miljö på stort allvar. Samtidigt som det sker en övergång till ett energisystem med lägre koldioxidutsläpp, kommer olja och gas att förbli en viktig del av energimixen i generationer framöver. Det kommer att fi nnas en fortsatt efterfrågan på olja och gas då det är en kostnadseffektiv energikälla som är nödvändig för fortsatt ekonomisk tillväxt, minskad fattigdom och ökad levnadsstandard i världen. Kostnadseffektiv energi behöver dock framställas med väsentligt mindre avtryck på miljön. Vi måste därför bli smartare i hur vi producerar, lagrar, transporterar och konsumerar energi. Förnyelsebar energi kommer defi nitivt att vara avgörande för att reducera koldioxidutsläppen, men energieffektivitet kan komma att spela en ännu viktigare roll.

En av branschens lägsta intensitetsnivåer för koldioxidutsläpp

Lundin Petroleum producerar olja och gas på ett så effektivt sätt som möjligt och med minimal inverkan på miljön. Vi är mycket stolta över vår branschledande position inom detta område, med en koldioxidintensitet per producerat

fat olja som är bland de lägsta i branschen. När Johan Sverdupfältet tas i produktion kommer vår koldioxidintensitet att minska ytterligare, eftersom den ström som krävs för att driva plattformarna kommer att produceras från vattenkraftsanläggningar på land. Denna lösning kommer att göra Johan Sverdrup till ett av världens mest koldioxideffektiva fält.

Fortsatt tillväxt

Utsirahöjden i Nordsjön är ett av våra viktigaste kärnområden och kommer säkerställa hållbar tillväxt för bolaget i årtionden framöver men det betyder inte att vi slår av på takten. Vi siktar fortsatt framåt och har ett prospekterings- och utvärderingsprogram planerat för 2019 som är det hittills mest ambitiösa borrprogrammet i bolagets historia. Vi är aktiva inom alla områden på den norska kontinentalsockeln, från söder till norr, och arbetar aktivt med våra leverantörer för att ständigt ligga i teknikens absoluta framkant.

Styrelsen följer löpande de utmaningar som branschen ställs inför och jag kan med glädje konstatera att vi under 2018 bildade en särskild styrelsekommitté med ansvar för alla frågor som rör hälsa, säkerhet och miljö, i syfte att säkerställa vårt fortsatta fokus på dessa viktiga områden. Ansvarsfullt agerande genom hela verksamheten är nyckeln till dagens och morgondagens framgångar.

Jag vill å styrelsens vägnar rikta ett stort tack till alla er som möjliggjort dessa framgångar som kommer bolagets alla aktieägare och intressenter till gagn.

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Utmärkta operativa resultat

Produktionseffektivitet för Edvard Grieg 98%

Reserversättningsgrad för 2P reserver

Första fasen av Johan Sverdrup ~85% slutförd

Organisk tillväxt

4 framgångsrika utvärderingsprojekt

2 nya fyndigheter

2018 var ännu ett år med starka operativa resultat och vi nådde samtliga av våra nyckelmål. Med Johan Sverdrup i fas för att starta produktion i november 2019 och sju potentiella nya projekt pekar tillväxtkurvan för produktion fortsatt brant uppåt.

Nick Walker Chief Operating Officer

Stark produktion tack vare utmärkta resultat från både reservoarer och anläggningar

Produktionen för 2018 översteg prognos

Den genomsnittliga produktionen per dag under 2018 uppgick till 81,1 Mboepd, vilket var i den övre delen av prognosintervallet för året. Fortsatt utmärkta resultat från såväl anläggningar som reservoarer vid Edvard Griegfältet och i Alvheimområdet låg bakom denna starka produktion.

Fokus på produktionstillväxt bortom Johan Sverdrup

Lundin Petroleums produktionstillväxt för de kommande åren är bland de starkaste i branschen. När båda faserna av Johan Sverdrupprojektet slutförts förväntas bolagets produktion mer än fördubblas jämfört med 2018 års nivåer.

Framtidsutsikterna för ytterligare produktionstillväxt bortom Johan Sverdrup ser också lovande ut, till följd av de prospekteringsoch utvärderingsframgångar som gjorts under 2018. Dessa har resulterat i att sju nya potentiella projekt har identifi erats. I kombination med en tillgångsbas av högsta kvalitet och ett aktivt prospekteringsprogram, ser Lundin Petroleums produktionstillväxt

Betydande förlängning av Edvard Griegs platåproduktion

Edvard Griegfältet är Lundin Petroleums viktigaste tillgång som operatör och fortsätter att överträffa förväntningarna både vad gäller reservoarens prestanda och anläggningarnas kapacitet. Fältet uppnådde under 2018 en mycket hög produktionseffektivitet om 98 procent.

Utbyggnadsplanens borrprogram slutfördes under 2018 och resultaten från samtliga utbyggnadsborrningar var i linje med eller över förväntan. Infl ödet av producerat vatten har skett avsevärt långsammare än förväntat, vilket gör att fältets platåproduktion

har förlängts ytterligare till mitten av 2020. En rad möjligheter för att även därefter kunna fortsätta utnyttja anläggningarna till full kapacitet har identifi erats i området. Ett kompletterande borrprogram planeras starta 2020 och de närliggande oljefyndigheterna Luno II och Rolvsnes planeras byggas ut samtidigt som återkopplingar till Edvard Griegplattformen. Beslut om dessa projekt förväntas tas under 2019.

Den 4D-seismik som samlats in över Edvard Griegfältet indikerar att vatteninjiceringsborrningens vattengräns ligger längre bort från de huvudsakliga produktionsborrningarna än vad som antagits i de nuvarande reservoarmodellerna. Denna information utvärderas fortfarande och har inte inkluderats i reservuppdateringen som gjordes vid årets slut 2018.

Resursbas om >1 miljard boe

Sammanfatnning av reserver	Bevisade och sannolika reserver (2P)	Bevisade, sannolika och möjliga reserver (3P)
Slutet av 2017	726,3	895,5
Produktion under 2018	-30,1	-30,1
Uppdateringar	+49,2	+35,4
Reserver vid slutet av 2018	745,4	900,9
Reserversättningsgrad	163%	118%

Reserversättning som överstiger produktion

Reserversättningsgraden för 2P reserverna var 163 procent för 2018 och översteg för femte året i rad vad som producerats under året. 96 procent av 2P reserverna utgörs av olja och fl ytande naturgas (Natural Gas Liquids, NGL). Samtliga reservuppskattningar är föremål för oberoende revision av ERC Equipoise Ltd. (ERCE).

Reservökningen under 2018 berodde främst på Johan Sverdrupfältet. Tack vare de positiva resultaten från utbyggnadsborrningarna i kombination med att projektet för förbättrad utvinningsteknik (alternering av vatten- och gasinjicering) inkluderades i utbyggnadsplanen för den andra fasen, vilket medförde att betingade resurser kunde uppgraderas till reserver.

Ersättningsgraden för 2P reserverna förväntas överstiga produktionen även under 2019 i och med att beslut tas för de kompletterande borrningarna på Edvard Grieg och det förlängda borrtestet på Rolvsnes samt att utbyggnadsplanen för Luno II godkänns.

Ökning av de betingade resurserna till följd av framgångsrik prospektering och utvärdering

Vid slutet av 2018 uppgick de betingade resurserna till 225 MMboe, vilket var en ökning med 40 MMboe jämfört med slutet av 2017, efter den justering som gjorts för uppgradering till reserver.

Ökningen berodde främst på de nya fyndigheterna Frosk i Alvheimområdet och Lille Prinsen i Utsirahöjdsområdet, positiva utvärderingsresultat från Luno II, Rolvsnes och Gekko samt förvärvet av ytterligare en 15-procentig licensandel i Luno II.

2P reserver slutet av 2018

Betingade resurser slutet av 2018

225 MMboe

Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver i fat oljeekvivalenter per bolagets licensandel. Definitioner av reserver och resurser finns på sidan 106.

Johan Sverdrup är ett av de viktigaste industriella projekten i Norge under de närmaste 50 åren

Ett viktigt år av installationer för Johan Sverdrupprojektet

2018 har varit ett viktigt år vad gäller installationer för Johan Sverdrupprojektet. Det var sannolikt det mest intensiva installationsprogrammet någonsin för ett projekt på den norska kontinentalsockeln med installation av tre stålunderställ, två processdäck, en brygga, över 400 km oljeledningar och 200 km strömkablar från land. De återstående två processdäcken för processanläggnings- och boendeplattformarna kommer att installeras under våren 2019. Projektet gör goda framsteg och ligger därmed bra till i tidsplanen för att starta produktion i november 2019.

Den andra fasen kommer att innefatta installation av ytterligare en processanläggningsplattform till fältcentret som förväntas öka den sammanlagda produktionskapaciteten till 660 Mbopd. Den andra fasen beräknas starta produktion under fjärde kvartalet 2022.

Johan Sverdrup är en fantastisk framgångssaga för oss. Fyndigheten som vi gjorde 2010 är redo för produktionsstart senare under 2019 och kommer att skapa värde för samhället i generationer framöver.

Kristin Færøvik Managing Director, Lundin Norway

Bruttoresurser 2,2–3,2 miljarder boe

Kostnadsminskningar ~50% sedan utbyggnadsplan inklusive valutakursvinster

Första fasen produktionsstart november 2019

Produktionskapacitet 440 Mbopd

Andra fasen produktionsstart Q4 2022

Produktionskapacitet 660 Mbopd

Flera nya möjligheter för organisk tillväxt

Vår organiska tillväxtstrategi fortsätter att skapa fler utbyggnadsmöjligheter inom våra sju kärnområden.

Sju potentiella nya projekt

Under 2018 låg fokus på att arbeta mot en kommersialisering av de betingade resurserna. Aktiva prospekterings- och utvärderingsprogram resulterade i att nya fyndigheter gjordes och att utvärderingsprojekt togs närmare utbyggnad. Med det kompletterande borrprogrammet för Edvard Grieg, som förväntas godkännas under 2019, är nu sju potentiella nya projekt identifi erade.

Produktionstester och utvärderingsborrningar under 2018 minskade väsentligt osäkerheten vad gäller den kommersiella potentialen för de unika fyndigheterna Alta och Rolvsnes. De långsiktiga produktionsegenskaperna för Rolvsnesreservoaren behöver analyseras ytterligare och nästa steg är att utföra ett förlängt borrtest via en sammankoppling av den tidigare utvärderingsborrningen till Edvard Griegplattformen. Beslut avseende testet förväntas tas under det första kvartalet 2019. Det planeras implementeras parallellt med utbyggnaden av Luno II och kan börja producera i mitten av 2021.

Gekko

Rolvsnes

Under första kvartalet 2019 kommer även en utbyggnadsplan att lämnas in för Luno II, vars produktion beräknas starta 2021 via en återkoppling till Edvard Griegplattformen. Utvärderingsborrningen på Gekko slutfördes med framgång i oktober 2018 och alternativ för en kommersiell utbyggnad av fältet utvärderas.

Ytterligare utvärdering av fyndigheterna Frosk och Lille Prinsen planeras under 2019, inklusive ett långsiktigt produktionstest på Frosk genom Bøylas anläggningar till Alvheim. En utbyggnad av Lille Prinsen förväntas bli kommersiellt gångbar och en utvärderingsborrning är planerad för 2019.

Norra Nordsjön

Alvheimområdet Frosk

Utsirahöjdsområdet

Edvard Grieg Lille Prinsen Luno II

Mandalhöjden

Norge

Oslo

Mer information om Lundin Petroleums operativa verksamhet finns i förvaltningsberättelsen på sidorna 43–46.

Sydöstra Barents hav

Loppahöjden

Alta/Gohta

Harstad

Organisk tillväxtstrategi som ger resultat

Lundin Petroleum förnyade och diversifi erade sitt prospekteringsinnehav under 2018 genom licensrundor och strategiska förvärv, vilket resulterade i ett nytt kärnområde i norra delen av Nordsjön. Efter den rekordhöga tilldelningen i 2018 års APA licensrunda har Lundin Petroleum 82 licenser i Norge, vilket är en ökning med cirka 70 procent sedan slutet av 2017.

Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2019 omfattar totalt 17 borrningar, varav 15 är inriktade på prospekteringsmål i samtliga sju kärnområden med målsättning att nå över 750 MMboe obekräftade nettoresurser. Detta är Lundin Petroleums mest omfattande och diversifi erade prospekteringsprogram hittills.

Alta/Gohta – banbrytande produktion från reservoarer av karstvittrad bergart

I september 2018 slutfördes utvärderingsborrning samt ett förlängt produktionstest på Altafyndigheten i södra Barents hav. Resultaten var över förväntan, med stabila fl ödesnivåer, utmärkt reservoarproduktivitet och kontakt med betydande oljevolymer. Dessa positiva resultat har bidragit till en betydligt bättre förståelse för den komplexa reservoaren, vars utbyggnad skulle vara den första på den norska kontinentalsockeln.

Studier för kommersialisering av Alta pågår i syfte att defi niera förutsättningarna för ytterligare utvärderingsborrningar och att ta fram utbyggnadsalternativ. Det nuvarande konceptet för Alta är en utbyggnad längs havsbotten som ansluts till ett produktions- och lagringsfartyg. Den närliggande Gohtafyndigheten ses som en möjlig utbyggnad tillsammans med Alta.

Den stora mängden ny information från de positiva testresultaten bearbetas fortfarande, tillsammans med ny och avancerad 3D-seismik (TopSeis) som samlats in för hela Alta- och Gohtaområdet. Detta innebär att uppskattningarna av de betingade resurserna för Alta- och Gohtafyndigheterna förblir oförändrade jämfört med slutet av 2017, och kommer att uppdateras under 2019 när all ytterligare data analyserats och områdets framtida utvärderingsplan defi nierats.

Ansvarsfull verksamhet

Vår hållbarhetsmodell bygger på att bedriva olje- och gasverksamhet på ett effektivt och ansvarsfullt sätt.

Ansvar i verksamheten och kommersiell framgång går hand i hand. Lundin Petroleums affärsmodell är att bedriva verksamhet på ett effektivt och ansvarsfullt sätt som är till långsiktigt gagn för aktieägare och samhället i stort.

I linje med detta åtagande gjordes under 2018 en grundlig genomgång och uppdatering av bolagets uppförandekod i syfte att säkerställa att de grundläggande principerna för vårt ansvarsfulla agerande fullt ut motsvarar förhållandena i den operativa verksamheten. Uppförandekoden ger vägledning till alla medarbetare, uppdragstagare och partners om hur verksamheten ska bedrivas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt. För att lyfta fram och betona vikten av dessa vägledande principer, och allas personliga ansvar att följa dem, hölls en ceremoni för undertecknandet av den uppdaterade uppförandekoden i närvaro av styrelsens CR/HSE-kommitté, bolagsledningen och medarbetare. Nya policies antogs också avseende mångfald, säkerhet (avseende EU:s dataskyddsförordning, GDPR) och transparent skatteredovisning för att säkerställa att nuvarande praxis refl ekteras inom dessa viktiga områden. Bolagets e-learningkurs uppdaterades också för att säkerställa att alla medarbetare är införstådda med styrdokumenten och de nya formella kraven.

Arbetet med att förbättra energieffektiviten och minska koldioxidutsläppen förblir en viktig prioritet för Lundin Petroleum och vi kan ännu en gång rapportera en koldioxidintensitet per producerat fat olja som är bland den lägsta i vår

bransch. Vi har också ökat vårt engagemang för klimatfrågor i dialog med intressenter, genom stöd till forskning och utveckling, utbyte av best practice inom branschen samt genom att aktivt delta i det globala offentliga samtalet.

Vi stödjer aktivt FN:s globala mål för hållbar utveckling (Sustainable Development Goals, SDG) och anslöt oss till en kampanj som initierats av FN i samarbete med Reuters och The Business Debate. Denna kampanj ämnar visa hur globala företag och organisationer arbetar för att åstadkomma ekonomisk utveckling på ett miljömässigt hållbart sätt. Klimatförändringar kräver kraftfulla åtgärder och samarbeten mellan olika samhällsaktörer och genom detta initiativ fi ck vi möjligheten att visa hur vårt bolag arbetar för att bidra till FN:s hållbarhetsmål. Vi gör detta genom att förse samhället med kostnadseffektiv energi och genom att bedriva vår verksamhet på ett så effektivt, ansvarsfullt och koldioxidsnålt sätt som möjligt.

Hållbarhetsrapportering

Läs mer om Lundin Petroleums ledning och resultat vad gäller miljöskydd, socialt ansvarstagande och bolagsstyrning i hållbarhetsrapporten för 2018 som fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.

Hållbarhetsrapporten beskriver utförligt hur hållbarhetsfrågor integrerats i Lundin Petroleums affärsmodell för att skapa långsiktigt och hållbart värde för alla bolagets intressenter. Rapporten överensstämmer med de nya GRI-standarderna (Global Reporting Initiative, GRI) och uppfyller kraven på icke-fi nansiell rapportering enligt svensk lag baserad på EU-direktiv 2014/95/EU. Hållbarhetsrapporten utgör också vår lägesrapport (Communication on Progress, COP) till FN:s Global Compact.

Rapporten har tagits fram som ett verktyg för våra intressenter att kunna bedöma bolagets hållbarhetsarbete och resultat och vi ser intressentdialogen som ett sätt att förbättra hur vi möter viktiga hållbarhetsutmaningar inom vår bransch.

Vår affärsmodell att skapa långsiktigt och hållbart värde bygger på en säker och ansvarsfull verksamhet med låg koldioxidintensitet.

Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility

Hälsa, säkerhet och miljö

Våra medarbetare är vår främsta tillgång och att minimera hälso- och säkerhetsrisker i alla delar av verksamheten är vår högsta prioritet. Vi främjar en öppen kultur där vi kan dra lärdom av incidenter och förbättra vårt sätt att hantera frågor som gäller hälsa och säkerhet. Våra kunniga och skickliga medarbetare bedömer aktivt potentiella risker och bidrar till att ta fram och implementera strategier för att minska dem. Vi testar också regelbundet vår beredskap för nödsituationer i syfte att säkerställa att vi är väl förberedda i händelse av en incident. Tillsammans bidrar dessa åtgärder till att säkerställa en trygg arbetsmiljö och skydd av miljön var vi än verkar.

Vår robusta hälso- och säkerhetskultur återspeglas i resultaten för 2018, då inga incidenter med allvarliga personskador eller bristande processäkerhet som följd inträffade. Frekvensen för antal incidenter med förlorad arbetstid som följd var 0,5 per miljon arbetade timmar och total frekvens för rapporterbara incidenter var 1,0 per miljon arbetade timmar. Inga allvarliga incidenter med väsentlig inverkan på miljön inträffade.

Låg koldioxidintensitet

Lundin Petroleum har en av branschens lägsta nivåer av koldioxidintensitet. Arbetet med att ytterligare minska koldioxidutsläppen fortsatte under 2018 och vi uppnådde våra uppsatta mål. Utsläppen från Edvard Griegplattformen under 2018 var 4,9 kg koldioxidekvivalenter per fat.

Vi stöder Parisfördragets åtaganden att möta de globala klimatförändringarna och deltar aktivt i branschinitiativ som syftar till att minska koldioxidutsläpp, som exempelvis den norska olje- och gasindustrins handlingsplan för 2030 och 2050.

Huvudsakliga riskområden

Lundin Petroleums huvudsakliga riskområden delas in i operativa, finansiella och strategiska risker, vilka även inkluderar externa risker som potentiellt kan ha en inverkan på bolagets verksamhet eller rykte.

Operativa risker

Finansiella risker

Strategiska risker

Riskhantering

Lundin Petroleum använder en standardiserad riskhanteringsmetodik med kvantitativa och kvalitativa riskbedömningar för att prioritera bolagets kontrollaktiviteter i syfte att effektivt möta såväl potentiella hot som möjligheter.

Operativa risker

Denna sammanfattning ger en överblick av de huvudsakliga riskområdena, men ytterligare risker kan finnas eller uppstå.

Mer information om hur Lundin Petroleum arbetar för att hantera risker som rör hållbarhet och etiskt företagande finns i hållbarhetsrapporten.

Finansiella risker

Risk

Missbedömningar i kostnadsuppskattningar för återställande av fält vid slutet av den ekonomiska livscykeln kan leda till fi nansiell och skattemässig inverkan, juridiskt ansvar samt andra konsekvenser kopplade till avveckling.

Åtgärd

Bolaget har en policy för avveckling av tillgångar som säkerställer att kostnadsuppskattningar för återställande av fält beaktas årligen, inklusive utbyggnadsfasen.

Finansiell rapportering Marknadsförhållanden

Risk

Försenad eller inkorrekt fi nansiell rapportering som ej uppfyller de externa rapporteringskraven. Risk för myndighetsåtgärder, stämningar från aktieägare och minskat förtroende från investerare.

Åtgärd Robusta interna kontroller och rapporteringsprocesser minskar denna risk. Den fi nansiella rapporteringen är föremål för interna kontroller och månatlig rapportering till ledningen, samt verifi eras genom interna och externa revisioner.

Ränta och valutor

Risk

Bolaget fi nansierar sin verksamhet till viss del med lån, vilket innebär att bolagets resultat och fria kassafl öde riskerar att påverkas av en ränteökning. Valutakursvariationer medför en valutarisk eftersom det underliggande värdet på bolagets tillgångar är i USD medan vissa kostnader uppstår i andra valutor.

Åtgärd

Exponeringen mot ränte- och valutarisker följs upp och bedöms löpande och hanteras genom säkringsinstrument, vilka är föremål för robusta interna kontroller.

Avveckling av tillgångar Likviditet och fi nansiering

Risk

Investeringar och kostnader som överskrider budget eller produktionsnivåer som understiger prognos kan leda till att bolaget inte kan säkra sina fi nansiella åtaganden genom kassafl öde, lån eller eget kapital.

Åtgärd

Risk

Oförmåga att motsvara förväntningarna från bolagets intressenter och att skapa aktieägarvärde, antingen på grund av bolagets affärsstrategi eller marknadsförhållandena. Oförmåga att upprätthålla den organiska tillväxtstrategin.

Åtgärd

Lundin Petroleum skapar hållbart aktieägarvärde genom att investera i en aktiv organisk tillväxtstrategi i Norge, med en exceptionell resurspotential och skickliga medarbetare samt en attraktiv skattelagstiftning som gynnar tillgångarnas fulla livscykel.

Vägledande principer	22
Bolagsstämman	25
Externa revisorer	25
Valberedningen	26
Styrelsen	27
Styrelsens kommittéer	30
Bolagsledningen	33
Ersättningspolicyn	36
Intern kontroll av fi nansiell rapportering	38
Revisors yttrande	39

Denna bolagsstyrningsrapport har utarbetats i enlighet med aktiebolagslagen (SFS 2005:551), årsredovisningslagen (SFS 1995:1554) och svensk kod för bolagsstyrning (bolagsstyrningskoden) och har granskats av bolagets externa revisor.

Lundin Petroleum rapporterar under 2018 en avvikelse från bolagsstyrningskoden avseende valberedningens sammansättning, vilket framgår på sidan 26. Inga överträdelser av tillämpliga börsregler inträffade under året, ej heller några avvikelser från god sed på värdepappersmarknaden.

Lundin Petroleum AB (publ) (organisationsnummer 556610-8055) har sitt huvudkontor på Hovslagargatan 5, 111 48 Stockholm, Sverige och styrelsens säte är Stockholm, Sverige. Bolagets hemsida är www.lundin-petroleum.com.

2019 års årsstämma kommer att hållas den 29 mars 2019 kl. 13.00 i Vinterträdgården på Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8, i Stockholm. Aktieägare som önskar delta måste vara införda i den av Euroclear Sweden förda aktieboken lördagen den 23 mars 2019 (vänligen notera att då avstämningsdagen infaller på en lördag måste aktieägare vara införda i aktieboken senast fredagen den 22 mars 2019) och måste anmäla sitt deltagande till bolaget senast den 25 mars 2019.

Ytterligare information om registrering för årsstämman, liksom om röstning genom ombud, återfi nns i kallelsen till årsstämman som fi nns tillgänglig på Lundin Petroleums hemsida.

Bolagsstyrning

Syftet med Lundin Petroleums ramverk för bolagsstyrning är att säkerställa att verksamheten bedrivs på ett effektivt och ansvarsfullt sätt, med tydliga ansvarsfördelningar, samt att aktieägarnas, bolagsledningens och styrelsens intressen förblir helt i linje med varandra

Vägledande principer för bolagsstyrning

Sedan bolaget grundades 2001 har Lundin Petroleum tillämpat allmänna principer för bolagsstyrning, vilka utgör en integrerad del av bolagets affärsmodell. Syftet med Lundin Petroleums verksamhet är att prospektera efter, bygga ut och producera olja och gas. Bolaget har som mål att skapa värde för sina aktieägare genom prospektering och organisk tillväxt, samtidigt som verksamheten bedrivs på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter. Genom att knyta ramverket för bolagsstyrning till bolagets hållbarhetsprofil har Lundin Petroleum lyckats uppnå de högt uppsatta målen i hållbarhetsstrategin. För att uppnå hållbart värdeskapande tillämpar Lundin Petroleum en struktur för bolagsstyrning som främjar raka beslutsvägar med enkel tillgång till relevanta beslutsfattare, samtidigt som den skapar den ansvarsfördelning som krävs för att kontrollera verksamheten, såväl operativt som fi nansiellt. Lundin Petroleums principer för bolagsstyrning syftar till att:

· Skydda aktieägarnas rättigheter
· Tillhandahålla en säker och stimulerande arbetsmiljö för samtliga medarbetare
· Säkerställa att tillämpliga lagar och bästa branschpraxis följs
· Säkerställa att verksamheten bedrivs på ett kompetent och hållbart sätt
· Värna om välbefi nnandet i de lokala samhällen där bolaget bedriver verksamhet

Som ett svenskt publikt aktiebolag noterat på Nasdaq Stockholm lyder Lundin Petroleum under Nasdaq Stockholms regelverk för emittenter, som finns tillgängligt på

www.nasdaqomxnordic.com. Därutöver följer bolaget de principer för bolagsstyrning som återfinns i ett antal interna och externa dokument. Att Lundin Petroleum följer dessa principer för bolagsstyrning skapar förtroende för bolaget, vilket leder till ökat aktieägarvärde. Genom att säkerställa att verksamheten bedrivs på ett ansvarsfullt sätt banar bolagsstyrningsstrukturen väg för ökad effektivitet.

Vårt ramverk för bolagsstyrning tryggar en säker, ansvarsfull och effektiv verksamhet och är av avgörande betydelse för såväl tidigare som kommande framgångar

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Lundin Petroleum – bolagsstyrningsstruktur

Huvudsakliga externa regler och förordningar för bolagsstyrning hos Lundin Petroleum

· Aktiebolagslagen
· Årsredovisningslagen
· Nasdaq Stockholms regelverk för emittenter
· Svensk kod för bolagsstyrning

Huvudsakliga interna regler och förordningar för bolagsstyrning hos Lundin Petroleum

· Bolagsordningen
· Uppförandekoden
· Policies, rutiner och riktlinjer
· Bolagsdeklaration för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet
· Styrelsens arbetsordning, instruktioner till bolagets vd och för den finansiella rapporteringen till styrelsen samt riktlinjer för styrelsekommittéernas och investerings kommitténs arbete
· Kod för internrevision
· Valberedningsprocess

Viktiga händelser 2018

Torstein Sanness valdes till ny styrelseledamot vid årsstämman som hölls den 3 maj 2018.

En ny CR/HSE-kommitté bildades, med uppdrag att ta över och bygga vidare på det arbete som tidigare utförts av styrelsens representant i CR/HSE-frågor.

Årsstämman beslutade om en första kontantutdelning om 4,00 SEK per aktie.

En uppdaterad uppförandekod antogs, med syftet att refl ektera den operativa verksamheten bättre.

Regler och förordningar för bolagsstyrning Svensk kod för bolagsstyrning

Bolagsstyrningskoden bygger på en tradition av självreglering och "följ eller förklara"-principen. Den utgör ett komplement till de bolagsstyrningsregler som återfinns i aktiebolagslagen, årsredovisningslagen, EU-reglering och andra föreskrifter såsom börsens regelverk för emittenter och god sed på värdepappersmarknaden. Bolagsstyrningskoden finns tillgänglig på www.bolagsstyrning.se.

Lundin Petroleums bolagsordning

Lundin Petroleums bolagsordning innehåller sedvanliga bestämmelser för bolagets styrning och innehåller inga begränsningar av hur många röster varje aktieägare får avge vid en bolagsstämma, ej heller några särskilda bestämmelser gällande tillsättande och entledigande av styrelseledamöter eller ändring av bolagsordningen. Bolagsordningen finns tillgänglig på bolagets hemsida.

Lundin Petroleums uppförandekod

Lundin Petroleums uppförandekod innehåller ett antal principer utformade av styrelsen som syftar till att ge övergripande vägledning till anställda, uppdragstagare och partners rörande hur bolaget ska bedriva sin verksamhet på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt till gagn för alla intressenter, inklusive aktieägare, anställda, samarbetspartners, myndigheter i värd- och hemländer samt lokalbefolkningar. För att uppfylla sina affärsmässiga och etiska krav tillämpar bolaget samma normer i alla delar av verksamheten och strävar efter att ständigt förbättra sitt sätt att arbeta och att agera i enlighet med god oljefältssed och höga normer för ansvarsfullt företagande. Uppförandekoden är en integrerad del av bolagets avtalsförfaranden och eventuella överträdelser mot uppförandekoden blir föremål för utredning och åtgärdas på lämpligt sätt. Hur bolagets uppförandekod och principer om samhällsansvar (CR) efterlevs rapporteras löpande till styrelsen. Under 2018 antogs en uppdaterad uppförandekod, med syftet att bättre svara mot bolagets operativa verksamhet. Uppförandekoden finns tillgänglig på bolagets hemsida.

Lundin Petroleums policies, rutiner, riktlinjer och bolagsdeklaration för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet

Lundin Petroleum har utarbetat policies, rutiner och riktlinjer med specifika regler och styrmekanismer som underlättar efterlevnad och därigenom uppnår ökad effektivitet och förbättrade resultat. Dessa styrverktyg innefattar den operativa verksamheten, redovisning och finans, hälsa och säkerhet, miljö, antikorruption, mänskliga rättigheter, intressentdialog, juridik, informationssystem, försäkring och riskhantering, personalfrågor, insiderinformation samt företagskommunikation. Under 2018 antogs ett antal nya policies, bland annat en mångfaldspolicy, en säkerhetspolicy, en marknadsriskpolicy och en skattepolicy. Alla policies, rutiner och riktlinjer granskas fortlöpande, och modifieras och justeras vid behov. De har även integrerats i bolagets lokala ledningssystem.

Under 2018 antog Lundin Petroleum en bolagsdeklaration för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet som etablerar ett ramverk för såväl bolagsstyrning som styrning av den

operativa verksamheten i enlighet med högsta standarder inom områdena hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet. Deklarationen anger fyra grundläggande teman: ledarskap, hantering av risker och möjligheter, fortlöpande förbättringar, samt implementering. Den är tillämpbar genom hela organisationen och beskriver i detalj hur dessa teman ska omsättas i praktiken i den operativa verksamheten.

Policies som rör CR och HSE finns tillgängliga på bolagets hemsida.

Lundin Petroleums arbetsordning för styrelsen

Styrelsens arbetsordning anger de grundläggande reglerna för arbetsfördelning mellan styrelse, kommittéer, styrelseordförande och vd. Arbetsordningen innehåller även instruktioner till bolagets vd, instruktioner för den finansiella rapporteringen till styrelsen samt riktlinjer för styrelsekommittéernas och investeringskommitténs arbete. Arbetsordningen granskas och antas årligen av styrelsen.

Aktiekapital och aktieägare

Lundin Petroleums aktier är noterade på Nasdaq Stockholm. Det totala antalet aktier är 340 386 445 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK per aktie (avrundat), vilket representerar ett registrerat aktiekapital om 3 478 713 SEK. Alla aktier har lika rösträtt och ger lika rätt till andel i bolagets tillgångar och resultat. Styrelsen har av tidigare årsstämmor bemyndigats att godkänna återköp och försäljning av egna aktier som ett verktyg för att optimera bolagets kapitalstruktur och för att säkra bolagets åtaganden enligt dess incitamentsprogram. Under 2018 återköpte bolaget 640 000 egna aktier till ett genomsnittligt pris per aktie om 186,77 SEK. Per den 31 December 2018 innehade bolaget totalt 1 873 310 egna aktier.

Lundin Petroleum hade i slutet av 2018 totalt 28 801 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden, vilket innebär en minskning med 690 aktieägare jämfört med slutet av 2017, vilket är en minskning med cirka två procent. Antalet aktier tillgängliga för handel uppgick till 51,8 procent, och exkluderar aktier som innehas av ett bolag kopplat till familjen Lundin samt av Equinor.

De 10 största aktieägarna den 31 december 2018	Antal aktier	Procent (avrundat)
Nemesia1	95 478 606	28,1
Equinor	68 417 676	20,1
Vanguard	6 959 519	2,0
JP Morgan Asset Management	5 741 518	1,7
BlackRock	5 733 873	1,7
USS Investment Management	4 950 000	1,5
Norges Bank	4 102 761	1,2
State Street Global Advisors	4 058 739	1,2
Credit Suisse	4 047 202	1,2
Nordea Fonder	3 500 205	1,0
Övriga aktieägare	137 396 346	40,4
Totalt	340 386 445	100

Ett investmentbolag som är helägt av en Lundinfamiljetrust. Källa: Q4 Inc.

Bolagsstämman

Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Årsstämman ska hållas årligen före utgången av juni månad i Stockholm, där styrelsen har sitt säte. Kallelsen till årsstämman ska utfärdas tidigast sex och senast fyra veckor före årsstämman och ska kungöras i Postoch Inrikes Tidningar och på bolagets hemsida. Handlingarna inför årsstämman publiceras på svenska och engelska på bolagets hemsida senast tre veckor före årsstämman och mötesförhandlingarna simultantolkas från svenska till engelska respektive från engelska till svenska.

Årsstämman 2018

Årsstämman 2018 hölls den 3 maj 2018 på Grand Hôtel i Stockholm. 801 aktieägare, som representerade 68,91 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud. Närvarande var också styrelseordföranden och samtliga styrelseledamöter inklusive vd, liksom bolagets revisor och en majoritet av ledamöterna i valberedningen för 2018 års årsstämma. Ledamöter i valberedningen för 2018 års årsstämma var Hans Ek (SEB Investment Management AB), Filippa Gerstädt (Nordea Fonder), Åsa Nisell (Swedbank Robur Fonder) och Ian H. Lundin (Nemesia S.à.r.l., och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum).

2018 års årsstämma beslutade att:

· Välja advokat Klaes Edhall till årsstämmans ordförande.
· Omvälja Peggy Bruzelius, C. Ashley Heppenstall, Ian H. Lundin, Lukas H. Lundin, Grace Reksten Skaugen, Cecilia Vieweg, Alex Schneiter och Jakob Thomasen till styrelseledamöter samt välja Torstein Sanness till ny styrelseledamot.
· Omvälja Ian H. Lundin till styrelseordförande.
· Bevilja styrelsen och vd ansvarsfrihet för förvaltningen av bolagets angelägenheter under 2017.
· Fastställa bolagets och koncernens resultat- och balansräkningar för räkenskapsåret 2017 samt genomföra en aktieutdelning om 4 SEK per aktie med avstämningsdag den 7 maj 2018.
· Omvälja det registrerade revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB till bolagets revisor fram till årsstämman 2019, med auktoriserade revisorn Johan Rippe utsedd till huvudansvarig revisor.
· Godkänna arvode till styrelsen om 1 100 000 SEK till styrelseordförande och 525 000 SEK till övriga styrelseledamöter, undantaget vd, samt 165 000 SEK för varje kommittéordförande och 110 000 SEK för övriga kommittéledamöter, samt 165 000 SEK för styrelsens representant i CR/HSE-frågor (dock

ej mer än 1 155 000 SEK totalt för kommittéarbete, inklusive arvoden för kommittéordföranden och styrelsens representant för CR/HSE-frågor).

· Godkänna arvode till revisor.
· Godkänna 2018 års ersättningspolicy för bolagsledningen.
· Godkänna LTIP 2018 för medlemmar av bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.
· Bemyndiga styrelsen att besluta om nyemission av aktier och/ eller konvertibla skuldebrev motsvarande sammanlagt högst 34 miljoner nya aktier, med eller utan tillämpning av aktieägarnas företrädesrätt.
· Bemyndiga styrelsen att besluta om återköp och försäljning av bolagets egna aktier på Nasdaq Stockholm, där det högsta antalet aktier som får innehas av bolaget inte vid något tillfälle får överstiga tio procent av samtliga utestående aktier i bolaget.

Ett elektroniskt röstsystem med röstdosor användes vid omröstning för de två sista punkterna, vilka krävde en kvalificerad majoritet. Protokollet från årsstämman 2018, tillsammans med allt till stämman hörande skriftligt material, finns tillgängliga på svenska och engelska på bolagets hemsida, liksom även vd:s anförande på årsstämman.

Bolagets externa revisorer

Revisor – lagstadgad

Lundin Petroleums externa revisor reviderar varje år bolagets och koncernens räkenskaper, styrelsens och vd:s förvaltning av bolagets angelägenheter och rapporterar angående bolagsstyrningsrapporten. Revisorn granskar även bolagets hållbarhetsrapport för att bekräfta att den innehåller den information som krävs. Revisorn granskar också bolagets delårsrapport per den 30 juni samt avger ett utlåtande om bolagets efterlevnad av den av årsstämman fastslagna ersättningspolicyn. Styrelsen sammanträder med revisorn minst en gång om året utan att någon från bolagsledningen är närvarande. Revisorn deltar även regelbundet i revisionskommitténs möten, i synnerhet i samband med bolagets delårsoch bokslutsrapporter. Revision av koncernbolag utanför Sverige sker i enlighet med lokala regler och förordningar.

Utdelningspolicy

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

Valberedning inför 2019 års årsstämma
Ledamot	Utsedd av	Mötesnärvaro	Aktier representerade den 1 aug 2018	Aktier representerade den 31 dec 2018	Oberoende av bolaget och bolagsledningen	Oberoende av bolagets större ägare
Hans Ek	SEB Investment Management AB	3/3	0,6 procent	0,5 procent	Ja	Ja
Filippa Gerstädt	Nordea Fonder	3/3	1,0 procent	1,0 procent	Ja	Ja
Åsa Nisell	Swedbank Robur Fonder	2/21	1,3 procent	0,5 procent	Ja	Ja
Ian H. Lundin	Nemesia S.à.r.l tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum	3/3	27,7 procent	28,1 procent	Ja	Nej2
			Summa 30,6 procent	Summa 30,0 procent (avrundat)

1 Åsa Nisell var en ledamot av valberedningen men lämnade sitt uppdrag den 9 Januari 2019 som ett resultat av att Swedbank Robur Fonder inte längre var en av bolagets större aktieägare.

2 För mer information, se tabellen på sidorna 28–29.

Bolagets externa revisor är det registrerade revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB, som valdes till bolagets lagstadgade revisor första gången 2001. Revisorsarvodena beskrivs i noterna till de finansiella rapporterna, se not 30 på sidan 88 och not 7 på sidan 93. Revisorsarvoden inbegriper även betalning för uppdrag utöver det ordinarie revisionsuppdraget. Sådana uppdrag sker dock i minsta möjliga utsträckning i syfte att säkerställa revisorns oberoende gentemot bolaget och kräver godkännande av bolagets revisionskommitté.

Oberoende kvalificerad revisor av olje- och gasreserver

Lundin Petroleums oberoende kvalificerade revisor av olje- och gasreserver certifierar varje år bolagets olje- och gasreserver och vissa betingade resurser, dvs. bolagets kärntillgångar, även om dessa tillgångar inte redovisas i bolagets balansräkning. Nuvarande revisor är ERC Equipoise Ltd. För ytterligare information om bolagets reserver och resurser, se avsnittet om verksamheten på sidorna 8–15.

Valberedningen

Valberedningen utses i enlighet med den valberedningsprocess som antogs av 2014 års årsstämma. Enligt denna process skall bolaget bjuda in fyra av bolagets större aktieägare baserat på aktieinnehav per den 1 augusti varje år, för att bilda en valberedning. Ledamöterna av valberedningen är dock, oavsett hur de utsetts, skyldiga att tillvarata samtliga aktieägares intressen.

I valberedningens uppgifter ingår att ge rekommendationer till årsstämman avseende val av årsstämmans ordförande, styrelseordförande och övriga styrelseledamöter, ersättning till styrelseordföranden och övriga styrelseledamöter, inklusive ersättning för kommittéarbete, samt val av och ersättning till lagstadgad revisor. Aktieägare kan skicka valberedningen förslag via e-post till [email protected].

Valberedning inför 2019 års årsstämma

Ledamöterna i valberedningen inför 2019 års årsstämma tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 3 september 2018. Equinor erbjöds att ingå i valberedningen men avböjde.

Ian H. Lundin valdes enhälligt till valberedningens ordförande. Det faktum att han är ordförande i valberedningen och samtidigt ordförande i Lundin Petroleums styrelse utgör en avvikelse från regel 2.4 i bolagsstyrningskoden; dock ansågs detta berättigat eftersom Ian H. Lundin representerar bolagets största aktieägare.

Valberedningen har hittills hållit tre möten under sin mandatperiod. Styrelsens och valberedningens ordförande, Ian H. Lundin, kommenterade vid dessa möten bolagets affärsverksamhet och framtidsutsikter, liksom olje- och gasindustrin i allmänhet, i syfte att göra valberedningens ledamöter förtrogna med bolaget och förbereda dem för sina uppgifter och sitt ansvar.

Sammanfattning av valberedningens arbete under mandatperioden:

· Behandlat rekommendationen från bolagets revisionskommitté angående val av revisor vid årsstämman 2019.
· Behandlat frågor rörande styrelsens och revisorns ersättning och förslag till årsstämman 2019.
· Behandlat förslag angående utseende av en extern oberoende ordförande för 2019 års årsstämma.
· Behandlat eventuella förändringar av valberedningsprocessen och fastslagit att inga förändringar skulle föreslås.
· Behandlat styrelsens storlek och sammansättning mot bakgrund av rekommendationerna i bolagsstyrningskoden avseende mångfald, inklusive könsfördelning, ålder, utbildning och yrkesbakgrund, samt de föreslagna styrelseledamöternas individuella och kollektiva kvalifikationer, erfarenhet och kapacitet med hänsyn till bolagets rådande position och förväntade utveckling.
· Tagit ställning till resultaten från den årliga utvärderingen av styrelsen och dess arbete.
· Ledamöter av valberedningen, oberoende av bolagets större aktieägare, sammanträdde med sittande styrelseledamöter Peggy Bruzelius, Jakob Thomasen och Torstein Sanness för att diskutera styrelsens arbete och arbetssätt.

Valberedningens fullständiga rapport, inklusive dess slutgiltiga förslag till årsstämman 2019, fi nns tillgänglig på bolagets hemsida.

Styrelsen

Lundin Petroleums styrelse ansvarar för organisationen av bolaget och ledningen av bolagets verksamhet. Styrelsens uppgift är att förvalta bolagets angelägenheter till gagn för bolaget och alla aktieägare med målsättningen att skapa långsiktigt aktieägarvärde. För att åstadkomma detta bör styrelsen alltid ha en lämplig och mångsidig sammansättning med tanke på verksamhetens nuvarande och förväntade utveckling, och bestå av styrelseledamöter med skiftande bakgrund som såväl individuellt som kollektivt besitter nödvändig expertis och erfarenhet.

Styrelsens sammansättning

Enligt bolagsordningen ska Lundin Petroleums styrelse bestå av minst tre och högst tio ledamöter med maximalt tre suppleanter och antalet ledamöter beslutas varje år av årsstämman. Styrelseledamöterna väljs för en mandatperiod om ett år.Inga suppleanter har valts och ingen av styrelsens ledamöter är utsedd av någon arbetstagarorganisation. Därutöver har styrelsen till sitt stöd en bolagssekreterare som inte är styrelseledamot, bolagets Vice President Legal Henrika Frykman.

Valberedningen inför 2018 års årsstämma bedömde nio styrelseledamöter som ett lämpligt antal med beaktande av typen, storleken, komplexiteten och den geografiska omfattningen av bolagets verksamhet. Valberedningen var av uppfattningen att den till årsstämman 2018 föreslagna och valda styrelsen är en bred, mångsidigt sammansatt grupp av kunniga och välmeriterade personer som är motiverade och beredda att ta sig an de uppgifter som krävs av styrelsen i det utmanande internationella affärsklimat som råder idag. Styrelseledamöterna har omfattande kunskap och erfarenhet från olje- och gasindustrin internationellt och i synnerhet gällande Lundin Petroleums kärnverksamhetsområde Norge, liksom finansiella frågor för börsnoterade bolag, svenska frågor som gäller praxis och regelefterlevnad samt CR/HSE-frågor. Valberedningen bedömde att den föreslagna styrelsens sammansättning uppfyllde kraven på oberoende såväl i förhållande till bolaget och bolagsledningen som i förhållande till bolagets större aktieägare.

Könsfördelning diskuterades särskilt och valberedningen noterade att den föreslagna styrelsen till 33 procent bestod av kvinnor. Lundin Petroleum strävar efter att främja mångfald på alla nivåer i bolaget och valberedningen tillämpar bolagsstyrningskodens krav på mångfald. Kollegiet för svensk bolagsstyrning rekommenderar att större svenska börsnoterade bolag bör sträva efter att till 2018 ha 35 procent kvinnor i sina bolagsstyrelser, något Lundin Petroleum uppnått från 2015 till 2018. Att den föreslagna styrelsen hade en andel kvinnor som låg något lägre än rekommendationen, ansåg valberedningen motiverat av styrelseledamöternas personliga erfarenheter och i synnerhet den nya föreslagna styrelseledamoten Torstein Sanness betydande erfarenhet från Norge. Valberedningen stödjer den ambition Kollegiet för svensk bolagsstyrning uttalat om könsfördelning och anser att det är viktigt att fortsätta sträva efter jämn könsfördelning när framtida förändringar av styrelsens sammansättning tas i beaktande.

Styrelsemöten och styrelsearbete under 2018

Styrelseordföranden, Ian H. Lundin, ansvarar för att styrelsens arbete är välorganiserat och genomförs på ett effektivt sätt. Han upprätthåller även de rapporteringsanvisningar för bolagsledningen som utarbetats av vd och godkänts av styrelsen, men deltar inte i beslutsfattandet angående bolagets löpande verksamhet. Styrelseordföranden har regelbundna kontakter med vd för att säkerställa att styrelsen alltid är tillräckligt informerad om bolagets verksamhet och finansiella ställning.

För att löpande fördjupa styrelsens kunskaper om bolaget och dess verksamhet hålls minst ett styrelsemöte per år på någon av bolagets operativa enheter, och kombineras med besök i verksamheten, hos samarbetspartners och andra affärsintressenter. I oktober 2018 besökte styrelsen Edvard Grieg-plattformen i Norska havet, där Lundin Petroleum är operatör, och Kvaernervarvet i Stord, där boendeplattformar för Johan Sverdrupfältet konstruerades, och höll i samband med styrelsemötet ett ledningssammanträde med bolagsledningen. Bolagsledningen deltog även i flera styrelsemöten under året för att presentera och rapportera om specifika frågor. En månatlig verksamhetsrapport skickades till styrelseledamöterna, liksom en kvartalsvis CR/HSErapport.

I styrelsens främsta uppgifter ingår att:
· Fastställa bolagets övergripande mål och strategi.
· Besluta om anskaffning av kapital.
· Tillsätta, utvärdera och vid behov entlediga vd.
· Säkerställa att det fi nns effektiva system för uppföljning och kontroll av bolagets verksamhet och de risker för bolaget som dess verksamhet är förknippad med.
· Säkerställa att det fi nns en tillfredsställande kontroll av bolagets efterlevnad av lagar och andra regler som gäller för bolagets verksamhet samt efterlevnad av bolagets interna riktlinjer.
· Fastställa erforderliga riktlinjer för bolagets uppträdande i samhället i syfte att säkerställa dess förmåga att skapa långsiktigt värde.
· Säkerställa att bolagets externa kommunikation präglas av öppenhet samt är korrekt, relevant och tillförlitlig.
· Säkerställa att bolagets organisation har tillfredsställande system för redovisning, förvaltning av medel och att bolaget i allmänhet innehåller tilfredsställande system för intern kontroll.
· Fortlöpande utvärdera bolagets och koncernens fi nansiella och skattemässiga ställning.

Styrelsen:	Ian H. Lundin	Alex Schneiter	Peggy Bruzelius	C. Ashley Heppenstall
Funktion	Styrelseordförande (sedan 2002), ledamot i ersättningskommittén	Koncernchef och vd, ledamot	Ledamot, ordförande för revisionskommittén	Ledamot, ledamot i revisionskommittén
Vald	2001	2016	2013	2001
Född	1960	1962	1949	1962
Utbildning	B.S.c i Petroleum Engineering från University of Tulsa.	M.Sc. geofysik och examen i geologi från Genèves universitet.	Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm.	B.Sc. i matematik från University of Durham.
Erfarenhet	Vd för International Petroleum Corp. 1989– 1998. Vd för Lundin Oil AB 1998–2001. Vd för Lundin Petroleum 2001–2002.	Sedan 1993 innehaft fl ertalet positioner inom bolag associerade med familjen Lundin. COO för Lundin Petroleum 2001–2015. Vd för Lundin Petroleum sedan 2015.	Tidigare varit vd för ABB Financial Services AB 1991–1997 samt lett Skandinaviska Enskilda Banken AB:s division för kapitalförvaltning 1997 – 1998.	Sedan 1993 innehaft fl ertalet positioner inom bolag associerade med familjen Lundin. CFO för Lundin Oil AB 1998–2001. CFO för Lundin Petroleum 2001–2002. Vd för Lundin Petroleum 2002–2015.
Övriga styrelseuppdrag	Styrelseledamot i Etrion Corporation och Bukowski Auktioner AB.	–	Styrelseordförande i Lancelot Asset Management AB och ledamot i Akzo Nobel NV och Skandia Liv.	Styrelseordförande i Africa Energy Corp. och ledamot i Lundin Gold Inc., Filo Mining Corp. och International Petroleum Corp.
Aktier per den 31 december 2018	02	208 000	8 000	04
Deltagande i möten:
Styrelsen	9/9	9/9	9/9	9/9
Revisionskommittén	–	–	6/6	6/6
Ersättningskommittén	5/5	–	–	–
CR/HSE-kommittén	–	–	–	–
Ersättning1
Styrelse- och kommittéarbete	1 210 000 SEK	0	690 000 SEK	635 000 SEK
Särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget	1 000 000 SEK	0	0	5 328 000 SEK

1 Se även not 28 på sidorna 84–85.

Oberoende av bolaget och

Oberoende av bolagets

2 Ian H. Lundin är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom Ian H. Lundin tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l. som innehar 95 478 606 aktier i bolaget.

bolagsledningen Ja Nej3 Ja Nej4

större aktieägare Nej2 Ja Ja Nej4

3 Alex Schneiter är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han är koncernchef och vd för Lundin Petroleum.

Lukas H. Lundin Grace Reksten Skaugen Torstein Sanness Jakob Thomasen	Cecilia Vieweg
Ledamot Ledamot, ordförande för Ledamot, ledamot i CR/HSE Ledamot, ledamot i CR/HSE-kommittén, ledamot kommittén revisionskommittén och i i ersättningskommittén CR/HSE-kommittén	Ledamot, ordförande för ersättningskommittén
2001 2015 2018 2017	2013
1958 1953 1947 1962	1955
Examen från New M.Ba. från BI Norwegian M.Sc. i geologi, geofysik och Examen från Köpenhamns gruvteknik från Norwegian universitet, Danmark, Mexico Institute of School of Management, Institute of Technology in M.Sc. i geovetenskap och Mining, Technology and B.Sc. Honours i fysik och Trondheim. slutfört Advanced Strategic Engineering. doktorsgrad i laserfysik Management programme vid från Imperial College of IMD, Schweiz. Science and Technology vid University of London.	L.L.M från Lunds Universitet.
Innehaft fl ertalet Tidigare direktör för Vd för Lundin Norway AS Tidigare vd för Maersk Oil nyckelpositioner i bolag Corporate Finance vid SEB 2004–2015. och ledamot i Maersk Group där familjen Lundin är Enskilda Securities i Oslo. Vd för Det Norske Executive Board 2009–2016. storägare. Styrelseledamot/vice Oljeselskap AS 2000–2004. styrelseordförande i Statoil Innehaft fl ertalet ASA 2002 –2015. positioner i Saga Petroleum Ledamot i HSBC European 1972–2000. Senior Advisory Council.	Chefsjurist och medlem av koncernledningen på AB Electrolux åren 1999–2016. Innehaft högre befattningar inom AB Volvo-koncernen 1990–1998. Verksam inom advokatbranschen.
Styrelseordförande i Lundin Vice styrelseordförande i Styrelseordförande i Styrelseordförande i Mining Corp., Lucara Orkla ASA och styrelse Magnora ASA och styrelse DHI Group, ESVAGT och Diamond Corp., NGEx ledamot i Investor AB och ledamot i International Falck Safety Services Resources Inc., Lundin Euronav NV, grundare av Petroleum Corp., Panoro och styrelseledamot i Gold Inc., Filo Mining Corp, och styrelseledamot i det Energy ASA och TGS Nopec Köpenhamns universitet. International Petroleum norska Institutet för Styrelse ASA. Corp. och Lundin ledamöter och ledamot Foundation samt ledamot i i rådet för International Bukowski Auktioner AB. Institute of Strategic Studies i London.	–
788 3315 5 000 93 310 8 820	3 500
9/9 9/9 6/66 9/9 – – – 6/6 – 5/5 – – – 2/2 2/2 2/2	9/9 – 5/5 –
525 000 SEK 717 500 SEK 317 500 SEK 690 000 SEK	690 000 SEK
0 0 0 0	0
Ja Ja Nej6 Ja	Ja
Nej5 Ja Ja Ja	Ja

4 C. Ashley Heppenstall äger 1 542 618 aktier i bolaget genom investmentbolaget Rojafi . C. Ashley Heppenstall är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han var koncernchef och vd för Lundin Petroleum fram till 2015, och inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom han har styrelseuppdrag i fl era bolag där bolag som är associerade med familjen Lundin är större aktieägare. 5 Lukas H. Lundin är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolagets större aktieägare eftersom Lukas H. Lundin tillhör

familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l. som innehar 95 478 606 aktier i bolaget.

6 Torstein Sanness är styrelseledamot sedan 3 maj 2018. Torstein Sanness är enligt valberedningens och bolagets mening inte att anse som oberoende av bolaget och bolagsledningen eftersom han var vd för dotterbolaget Lundin Norway AS fram till 2015.

Styrelsens kommittéer

För att maximera styrelsens effektivitet och säkerställa en grundlig genomgång av specifika frågor har styrelsen inrättat en ersättningskommitté, en revisionskommitté och en ny CR/HSEkommitté. Med tanke på CR/HSE-frågornas stora betydelse för bolaget bedömde styrelsen att det var lämpligt att också inrätta en formell styrelsekommitté med uppgift att ta över och bygga vidare på det arbete som tidigare utförts av styrelsens särskilda representant i CR/HSE-frågor. Kommittéernas uppgifter och ansvar beskrivs utförligt i de riktlinjer för respektive kommitté som årligen antas som en del av styrelsens arbetsordning. Under 2018 antogs även riktlinjer för den nya CR/HSE-kommittén. Kommittémötena protokollförs och de ärenden som diskuteras rapporteras till styrelsen. Därutöver tas informella kontakter mellan mötena när verksamheten så kräver.

Ersättningskommittén

Ersättningskommittén bistår styrelsen i ärenden som rör bolagsledningens ersättning och håller sig informerad om ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för bolagsledningen, samt förbereder styrelsens och årsstämmans beslut i dessa ärenden. Vad gäller ersättning till bolagsledningen är det kommitténs målsättning att erbjuda marknadsmässiga och konkurrenskraftiga ersättningspaket som tar hänsyn till såväl befattningens omfattning och ansvar som till individens färdigheter, erfarenheter och tidigare prestationer. I kommitténs uppgifter ingår även att följa upp och utvärdera bolagets program för rörlig ersättning, tillämpningen av ersättningspolicyn samt aktuella ersättningsstrukturer och nivåer i bolaget. Ersättningskommittén kan också söka råd från externa ersättningskonsulter. För mer information om dessa frågor, se avsnittet om ersättning i denna rapport på sidorna 35–37.

Ersättningskommitténs arbete under 2018:

· Löpande granskat bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process) under ett antal arbetsmöten under året.
· Diskuterat och gett rekommendationer till styrelsen i ersättningsfrågor.
· Granskat vd:s och övriga ledande befattningshavares prestationer i enlighet med bolagets prestationsledningsprocess.
· Upprättat en rapport avseende styrelsens utvärdering av ersättningar under 2017.
· Löpande följt upp och utvärderat ersättningsstrukturer, -nivåer och -program samt bolagets ersättningspolicy.
· Upprättat förslag till ersättningspolicy för 2018 för styrelsens och årsstämmans godkännande.
· Haft samråd med bolagets intressenter, inklusive institutionella investerare, angående det föreslagna LTIP 2018.
· Tagit fram ett förslag till LTIP 2018 för godkännande av styrelsen och årsstämman genom ett flertal arbetsmöten och förberedande diskussioner.
· Granskat utbetalningar för och intjänande av LTIP 2015 samt lämnat rekommendation till styrelsen om godkännande.
· Upprättat förslag till ersättningar och andra anställningsvillkor för vd, för styrelsens godkännande.
· Granskat vd:s förslag avseende ersättningar och andra anställningsvillkor för övriga ledande befattningshavare och lagt fram för styrelsens godkännande.
· Granskat och godkänt vd:s förslag avseende principerna för ersättning till andra anställda.
· Granskat och godkänt vd:s förslag avseende 2018 års LTIPtilldelningar.
· Utfört en jämförelsestudie avseende ersättningar med flera kontakter och löpande uppföljning under året.
· Frekventa kontakter, pågående dialog och beslut via e-post utanför formella möten för översyn och godkännande av ersättningar och avgångsvederlag som presenterats av bolagsledningen.

Revisionskommittén

Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolagets finansiella rapporter upprättas i enlighet med internationella redovisningsprinciper (IFRS), årsredovisningslagen och tillämpliga redovisningsprinciper för svenska bolag noterade på Nasdaq Stockholm. Revisionskommittén övervakar bolagets finansiella rapportering och ger rekommendationer och förslag för att säkra rapporteringens tillförlitlighet. Kommittén har också tillsyn över effektiviteten i bolagets finansiella interna kontroller, internrevision och riskhantering relaterat till den finansiella rapporteringen samt bistår styrelsen i beslutsprocesser som rör dessa frågor. Kommittén följer upp revisionen av bolagets finansiella rapporter och rapporterar vidare till styrelsen. Enligt kommittédirektiven har kommittén också befogenhet att fatta beslut i vissa ärenden, bland annat att å styrelsens vägnar granska och godkänna bolagets delårsrapporter per den 31 mars och 30 september. Som en del av den årliga revisionsprocessen har revisionskommittén även regelbunden kontakt med koncernens externa revisor och granskar revisorns ersättning samt opartiskhet och självständighet. Revisionskommittén bistår också valberedningen med att ta fram förslag till val av revisor på årsstämman.

Revisionskommitténs ledamöter har betydande erfarenhet av finansiella, redovisnings- och revisionsfrågor. Peggy Bruzelius innehar och har innehaft ledande befattningar inom finansiella institutioner och bolag och har även varit ordförande i revisionskommittén för andra bolag. C. Ashley Heppenstall är bolagets tidigare CFO och vd, Jakob Thomasen var tidigare vd för Maersk Oil, och båda har omfattande erfarenhet av finansiella frågor.

Revisionskommitténs arbete under 2018:

· Bedömt fullständigheten och riktigheten av bokslutsrapporten 2017 och delårsrapporten per den 30 juni 2018 samt rekommenderat dem för styrelsens godkännande.
· Har å styrelsens vägnar bedömt och godkänt delårsrapporterna per den 31 mars och 30 september 2018.
· Utvärderat redovisningsfrågor i samband med bedömning av de finansiella rapporterna.
· Följt upp och utvärderat resultatet av koncernens internrevision och riskhantering.
· Haft tre möten med den externa revisorn för att diskutera den finansiella rapporteringen, internkontroll, riskhantering, m.m.
· Utvärderat revisorns revisionsarbete och dennes opartiskhet och självständighet.
· Granskat och godkänt revisorns arvode.
· Bistått valberedningen i dess arbete med att föreslå revisor för val vid 2019 års årsstämma.

Styrelsens årliga arbetscykel

· Godkännande av budget och arbetsprogram
· Beaktande av styrelsens utvärdering av det egna arbetet, att överlämnas till valberedningen
· Revisionskommitténs rapport avseende delårsrapporten per den 30 september
· Utvärdering av vd:s insatser och resultat
· Utvärdering av bolagsledningens arbete och behandling av ersättningskommitténs förslag till ersättningar
· Godkännande av bokslutsrapporten
· Behandling av rekommendation till årsstämman att besluta om utdelning
· Godkännande av ersättningsförslag avseende rörlig ersättning
· Godkännande av årsredovisningen
· Granskning av revisionsberättelsen
· Godkännande av ersättningspolicyn för framläggande på årsstämman
· Godkännande av ersättningsrapporten
· Bestämmande av programmet för årsstämman och godkännande av material till årsstämman
· Ledningssammanträde med bolagsledningen Q3 Q2
· Ingående diskussion om strategiska frågor
· Utförlig analys av bolagets verksamhet
· Godkännande av delårsrapporten per den 30 juni, granskad av revisorn
· Revisionskommitténs rapport avseende delårsrapporten per den 31 mars
· Årlig CR/HSE-ledningsrapport och resultatutvärdering. · Möte med revisor utan ledningens närvaro för att
diskutera revisionsprocessen, riskhantering och internkontroll
· Granskning av styrelsens arbetsordning
· Konstituerande möte efter årsstämman för att bekräfta styrelse- och kommittéarvoden samt firmateckning, liksom för att utse bolagssekreterare och anta styrelsens arbetsordning

Styrelsearbete under 2018

Nio styrelsemöten hölls under 2018 och styrelsen har, utöver de ämnen styrelsen behandlat som en del av sin årliga arbetscykel, under året även behandlat följande viktiga frågor:

· I detalj diskuterat bolagets resultat för 2017 och beslutat att föreslå att årsstämman beslutar om en första kontantutdelning till aktieägarna om 4,00 SEK per aktie.
· Granskat och godkänt en uppdaterad uppförandekod, i syfte att spegla Lundin Petroleums nya företagsidentitet efter avknoppningen av bolagets tillgångar utanför Norge.
· Beslutat att bilda en ny CR/HSE-kommitté samt utarbetat och godkänt riktlinjer för kommittén.
· I detalj diskuterat bolagets finansieringsbehov, inklusive bolagets hantering av finansiell risk, kassaflöden, olika finansieringsformer, valutakursförändringar, säkringsstrategi och likviditetsposition, samt granskat och godkänt ett ändringsavtal med väsentligt förbättrade villkor för bolagets reservbaserade kreditfacilitet om 5 miljarder USD.
· Diskuterat bolagets riskhantering.
· Diskuterat frågor gällande investerarrelationer.
· Granskat och godkänt bolagets nya mångfaldspolicy.
· Godkänt avyttring av bolagets innehav i ShaMaran Corporation.
· Behandlat bolagets produktionsresultat, prognoser och framtidsutsikter.
· Övervägt och i detalj diskuterat det långt framskridna utbyggnadsprojektet Johan Sverdrup inklusive återstående projektrisker, tidsplan, operatörens resultat samt kostnadsreduceringar och -förväntningar.
· Diskuterat bolagets utökade licensposition och godkänt ett flertal licensförvärv och -återlämnanden för att optimera bolagets arealposition och säkerställa framtida möjligheter till organisk tillväxt.
· Beaktat ett flertal möjliga förvärv i Norge, liksom alternativ för Morskayatillgången i Ryssland.
· Godkänt att permanent avsluta produktionen från Brynhildfältet.
· Godkänt återköp av egna aktier, i enlighet med bemyndigande av årsstämman, i syfte att optimera bolagets kapitalstruktur och säkerställa att bolaget kan möta sina åtaganden enligt dess incitamentsprogram.
· Utvärderat bolagets innehav av olje- och gasreserver och -resurser.
· Diskuterat den svenska Åklagarmyndighetens pågående förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997–2003 och en möjlig företagsbot om 3 miljoner SEK och förverkande av ekonomiska fördelar från påstått brott om 3,3 miljarder SEK som åklagaren avser att yrka i en eventuell rättegång, såväl som förundersökningen avseende påstådd anstiftan till övergrepp i rättssak.
· Behandlat och diskuterat CR-frågor, inklusive verksamheten i Barents hav, klimatförändringar och bolagets arbete för att minimera dess miljöpåverkan, bolagets partnerskap med Lundin Foundation, samt trender och initiativ inom CR-området.
· Behandlat och diskuterat bolagets insatser och resultat på HSE-området, inklusive HSE-revisioner och den nya bolagsdeklarationen för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet (HSEQ Leadership Charter).
· Övervägt och för 2018 års årsstämmas godkännande lagt fram ett förslag om ett prestationsbaserat LTIP 2018, i enlighet med samma principer som tidigare LTIP som godkänts av 2014–2017 års årsstämmor, inklusive fortsatta diskussioner med intressenter, revidering av den relevanta referensgruppen, godkännande av deltagare, allokering av individuella tilldelningar och godkännande av det detaljerade regelverket för planen.

CR/HSE-kommittén

CR/HSE-kommittén bistår styrelsen med att övervaka bolagets insatser och resultat inom samhällsansvar och hälsa, säkerhet och miljö, liksom att bevaka väsentliga risker bolaget kan ställas inför på dessa områden. CR/HSE-kommittén är tillsatt att granska och följa upp bolagets agerande och resultat på CR/HSE-området, samt att informera styrelsen och rekommendera de åtgärder eller förbättringar man bedömer nödvändiga inom CR/HSE-området. I CR/HSE-kommitténs uppgifter ingår också att följa och utvärdera bolagets CR/ HSE-policies och regelefterlevnad, liksom att ta i beaktande CR-relaterade frågor, risker, strategier och förhållningssätt avseende klimatförändringar. CR/HSE-kommittén utvärderar bolagsledningens förslag till mål och målsättningar inom HSE; granskar och följer upp strategi och planering liksom genomförande och resultat av bolagets revisioner inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet; samt utvärderar och lämnar rekommendationer till styrelsen gällande bolagets hållbarhetsrapport. För information om bolagets CR/HSEaktiviteter, se avsnittet om samhällsansvar på sidorna 16–17 och hållbarhetsrapporten som finns tillgänglig på bolagets hemsida.

CR/HSE-kommitténs arbete under 2018:

· Granskat och godkänt riktlinjer för CR/HSE-kommittén.
· Granskat bolagets policies och agerande inom CR-området.
· Utvärderat efterlevnaden av bolagets uppförandekod.
· Granskat viktiga frågor och risker inom CR av betydelse för allmänheten, liksom bolagets strategi för att bemöta dem.
· Granskat bolagets strategi och insatser för att möta och hantera frågor rörande klimatförändringar.
· Granskat bolagets standarder, policies och agerande vad gäller antagandet av bolagsdeklarationen för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet, hälso- och säkerhetspolicy, samt miljöpolicy.
· Utvärderat bolagets resultat inom HSE och följt upp risker med potentiell och/eller betydande risk för bolagets goda namn med särskilt fokus på behov av korrigerande åtgärder.
· Granskat och följt upp strategi, planering, genomförande och resultat av bolagets revisioner inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet.
· Granskat cyberrisker och bolagets program för att aktivt höja kännedomen hos anställda och ledning i dessa frågor.
· Granskat bolagets plan inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet för 2019.
· Diskuterat formell utvärdering av Lundin Petroleum utifrån miljö-, social- och bolagsstyrningsperspektiv, en s.k. ESG assessment (Environment, Social and Governance).

Ersättning till styrelsen

Ersättning till styrelseordförande och övriga styrelseledamöter utgår i enlighet med årsstämmans beslut. Styrelseledamöterna, med undantag av vd, är inte anställda i bolaget, erhåller inte lön från bolaget och är inte berättigade att delta i bolagets incitamentsprogram. Den av årsstämman godkända ersättningspolicyn omfattar också ersättning till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.

Styrelsen har antagit en policy gällande aktieinnehav för styrelseledamöter, enligt vilken varje styrelseledamot förväntas inneha minst 5 000 aktier i bolaget, direkt eller indirekt. Denna nivå ska uppnås inom tre år från utnämnandet, och under denna period förväntas styrelseledamöter allokera minst 50 procent av sin årliga ersättning från styrelsearbetet till förvärv av aktier i bolaget.

Ersättningen till styrelsen, inklusive ersättning för arbete som utförts utanför styrelseuppdraget, beskrivs i detalj i tabellen på sidorna 28-29 och i noterna till de fi nansiella rapporterna, se Not 28 på sidorna 84-85.

Utvärdering av styrelsearbetet

En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes i september 2018, genom en enkät till samtliga styrelseledamöter. Syftet var dels att säkerställa att styrelsen fungerar effektivt, dels att möjliggöra för styrelsen att göra förbättringar inom de områden som kan komma att tas upp.

Den övergripande återkopplingen från styrelseledamöterna var positiv och visade att styrelsen fungerar väl. De individuella styrelseledamöternas olika bakgrund, kunskap och kvalifikationer kompletterar varandra och mötena är konstruktiva med bra diskussioner och återkoppling från styrelseledamöter och bolagsledning. Styrelseledamöternas mångfald och breda spektrum av kvalifikationer och erfarenheter ses som en tillgång och styrelsen anses kompetent att ta sig an de faktiska och potentiella frågor bolaget står inför.

Styrelsens storlek ansågs vara lämplig, men i individuella enkätsvar noterades att det fi nns utrymme för fl er ledamöter, men att för många ledamöter skulle kunna göra styrelsen mindre effektiv. Styrelseledamöterna var av uppfattningen att deras kunskap om bolaget och olje- och gasindustrin i allmänhet ökat under året, samt att ledamöterna är väl förberedda för styrelsens möten. Behovet av en policy för successionsplanering inom styrelsen övervägdes, men styrelsen noterade att det redan finns en naturlig process för förnyelse av styrelsen allteftersom bolaget anpassar sig till nya förutsättningar. Platsbesök i den operativa verksamheten var uppskattade och ansågs mycket värdefulla för förståelsen av bolagets verksamhet. Arbete i styrelsekommittéerna ansågs fungera väl, med uppskattade ordföranden och väl sammansatta kommittéer. Bland de individuella enkätsvaren noterades att bolagsledningens rapporter var av hög kvalitet och att styrelsemötena var väl förberedda. Resultat och slutsatser av genomgången av styrelsens arbete presenterades för valberedningen.

Ytterligare information om styrelseledamöterna finns på www. lundin-petroleum.com

Bolagsledning

Koncernchef och vd

Vice President Corporate Affairs Alex Budden

Chief Operating Offi cer

Vice President Legal Henrika Frykman

Chief Financial Offi cer

Sean Reddy

Vice President Human Resources and Shared Services

Vice President Corporate Responsibility

Vice President Investor Relations

Viktiga frågor för bolagsledningen 2018

· Behandlat bolagets fi nansieringsbehov, inklusive olika fi nansieringsformer, samt förhandlat ändringsavtal med väsentligt förbättrade villkor för bolagets reservsbaserade kreditfacilitet om 5 miljarder USD.
· Behandlat en hållbar utdelningspolicy mot bakgrund av utvecklingen för bolagets verksamhet.
· Svarat för förvaltning av den norska arealpositionen, inklusive såväl sökande efter nya kärnområden som förädling av befi ntliga kärnområden genom aktiva förvärv och återlämnanden av licenser i syfte att optimera den norska licensportföljen, inklusive förvärv av licensandelar i ett antal fyndigheter.
· Svarat för ledningen av pågående prospekteringsaktiviteter, utbyggnadsprojekt, utvärderingsaktiviteter och produktionsverksamhet.
· Fortsatt fokuserat på åtgärder för kostnadskontroll och maximering av operativ effektivitet och operativa resultat.
· Behandlat organisationsförändringar och -förbättringar, samt övervägt nya affärer och möjligheter.
· Tagit fram och infört en ny skattepolicy samt löpande granskat bolagets policy för internprissättning och efterlevnad av regelverket för BEPS (Base erosion and profi t shifting).
· Löpande analyserat klimatförändringars påverkan på verksamheten och hur bolaget ska anpassa sin affärsmodell utifrån bedömda risker och möjligheter.
· Arbetat med försvaret av bolaget i förhållande till den svenska Åklagarmyndighetens pågående förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997–2003, inklusive en eventuell företagsbot om 3 miljoner SEK och förverkande av ekonomiska fördelar från påstått brott om 3,3 miljarder SEK, som kan komma att aktualiseras beroende av utfallet i en eventuell rättegång.

Bolagsledning

Ledningsstruktur

Lundin Petroleums ledande befattningshavare på koncernoch lokal nivå består av högt kvalifi cerade individer med omfattande erfarenhet från den internationella olje- och gasindustrin. Bolagets vd, Alex Schneiter, är ansvarig för den löpande verksamheten i Lundin Petroleum och utses av och rapporterar till styrelsen. Vd tillsätter i sin tur övriga ledande befattningshavare, vilka bistår honom i utförandet av hans uppdrag, liksom i implementeringen av styrelsens beslut och instruktioner, med målet att säkerställa att bolaget når sina strategiska mål samt fortsätter leverera ansvarsfull tillväxt och långsiktigt aktieägarvärde.

Lundin Petroleums investeringskommittée består, utöver vd, av bolagets Chief Operating Officer (COO), Nick Walker, som ansvarar för Lundin Petroleums prospektering,

utbyggnad och produktion samt HSE; och Chief Financial Officer (CFO), Teitur Poulsen, som ansvarar för finansiell rapportering, internkontroll, riskhantering, finansieringsfrågor samt ekonomi. Investeringskommittén bistår styrelsen i förvaltningen av bolagets investeringsportfölj. Kommitténs uppgift är att fastställa att bolaget har en tydligt uttalad investeringspolicy för att utveckla, granska och till styrelsen rekommendera investeringsstrategier och riktlinjer i linje med bolagets övergripande policy, samt att granska och godkänna investeringstransaktioner och att följa upp att investeringsstrategier och riktlinjer efterlevs. Till investeringskommitténs ansvar och uppgifter hör även att behandla årliga budgetar och godkänna tillägg till dessa, liksom investeringsförslag, åtaganden, återlämnande av licenser, avyttring av tillgångar samt andra investeringsrelaterade uppgifter på uppdrag av styrelsen.

Bolagsledningen består, utöver investeringskommitténs ledamöter, av:

· Vice President Corporate Responsibility, Christine Batruch, som ansvarar för koncernens CR-strategi; Vice President Corporate Affairs, Alex Budden, som ansvarar för koncernens corporate affairs samt strategiska kommunikation; Vice President Legal, Henrika Frykman, som ansvarar för alla juridiska och skatteärenden inom koncernen; Vice President Human Resources and Shared Services, Sean Reddy, som ansvarar för personalfrågor inom koncernen; samt Vice President Investor Relations, Edward Westropp, som ansvarar för koncernens investerarrelationer samt dess fi nansiella kommunikation.
· Lokal ledning, som ansvarar för den dagliga operativa verksamheten.

Bolagsledningens uppgifter och förpliktelser

Vd:s arbetsuppgifter och ansvarsfördelningen mellan styrelsen och vd regleras i arbetsordningen och i styrelsens instruktioner till vd. Förutom den övergripande ledningen av bolaget omfattar vd:s uppgifter även att säkerställa att styrelsen erhåller all relevant information om bolagets verksamhet, inklusive vinstutveckling, fi nansiell ställning och likviditet, samt information om väsentliga händelser såsom betydande tvister, avtal och utveckling av viktiga affärsrelationer. Vd är också ansvarig för att upprätta erforderliga beslutsunderlag för styrelsens beslut och för att säkerställa att bolaget följer tillämplig lagstiftning, gällande aktiemarknadsregler, och andra regelverk, såsom bolagsstyrningskoden. Vd för också regelbunden dialog med bolagets intressenter, inklusive aktieägare, fi nansiella marknader, affärspartners och myndigheter. För att kunna fullgöra dessa uppgifter för vd nära diskussioner med styrelseordföranden rörande bolagets verksamhet, fi nansiella ställning, kommande styrelsemöten, implementering av beslut och andra frågor.

Bolagsledningen, under vd:s ledarskap, ansvarar för att säkerställa att verksamheten bedrivs i enlighet med koncernens uppförandekod och samtliga policies, rutiner och riktlinjer liksom bolagsdeklarationen för hälsa, säkerhet, miljö och

kvalitet på ett professionellt, effektivt och ansvarsfullt sätt. Regelbundna ledningsmöten hålls för att diskutera alla kommersiella, tekniska, CR/HSE, fi nansiella, juridiska och andra frågor inom koncernen för att säkerställa att kort- och långsiktiga affärsmål nås. En detaljerad rapport som sammanfattar veckans viktigaste händelser och frågor inom verksamheten skickas på veckobasis ut till bolagsledningen. Bolagsledningen reser ofta för att följa den löpande verksamheten, söka nya affärsmöjligheter och träffa bolagets intressenter, inklusive affärspartners, leverantörer, uppdragstagare, myndighetsrepresentanter och fi nansiella institutioner. Bolagsledningen har också kontinuerlig kontakt med styrelsen, i synnerhet styrelsekommittéerna, i löpande frågor och i frågor som under hand aktualiseras. Bolagsledningen träffar också styrelsen minst en gång per år vid det ledningssammanträde som hålls i samband med ett styrelsemöte på någon av bolagets operativa enheter.

Internrevision

Koncernens internrevision svarar för oberoende och objektiv översyn av bolagets processer för intern kontroll, bolagsstyrning och riskhantering. Detta arbete innefattar regelbundna revisioner i enlighet med den årliga riskbaserade interna revisionsplanen som godkänts av revisionskommittén. Revisionsplanen, som baseras på Internrevisionens oberoende riskanalys, har tagits fram i syfte att hantera de mest väsentliga risker som identifi erats i bolagets verksamhet och processer. Revisionerna görs med en metodik som utvärderar internkontrollens struktur och effektivitet i syfte att säkerställa att risker hanteras på ett adekvat sätt med effektivt löpande processer. Alla möjligheter till förbättringar och effektiviseringar av intern kontroll, bolagsstyrning och riskhanteringsprocesser som identifi erats under internrevisionen rapporteras till bolagsledningen för vidtagande av åtgärder.

Sudan

Åklagarmyndigheten inledde 2010 en förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997– 2003. Bolaget har samarbetat proaktivt och på ett omfattande sätt med förundersökningen genom att lämna information om verksamheten i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod och är fast förvissat om att bolaget bidrog till utveckling i Sudan. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarmyndigheten och delgivits de misstankar som ligger till grund för förundersökningen. Åklagarmyndigheten delgav under 2018 bolaget ett yrkande om en företagsbot om 3 miljoner SEK och förverkande av ekonomiska fördelar från påstått brott om 3 282 miljoner SEK, baserat på vinsten om 720 miljoner SEK från försäljningen av Block 5A-tillgången under 2003. Eventuellt förverkande av ekonomiska fördelar eller företagsbot kan endast påföras i samband med att en dom i en eventuell rättegång meddelas.

Under 2018 inledde åklagarmyndigheten en förundersökning om påstått övergrepp i rättssak som grundar sig på anklagelser om vittnestrakasserier. Varken bolaget eller dess företrädare har någon kännedom om dessa påstådda händelser, trots att bolaget vid upprepade tillfällen efterfrågat ytterligare information, och tillbakavisar all kännedom om eller inblandning i något felaktigt agerande. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarmyndigheten och delgivits de misstankar som ligger till grund för förundersökningen.

Åtal har inte väckts i dessa förundersökningar och detta innebär inte heller att något åtal kommer att väckas mot bolaget eller dess företrädare. Lundin Petroleum är fortsatt fullt övertygat om att det helt saknas grund för alla anklagelser om felaktigt agerande av någon företrädare för bolaget. Mer information om den tidigare verksamheten i Sudan mellan 1997– 2003 fi nns tillgänglig på www.lundinhistoryinsudan.com

Ersättningar

Koncernens ersättningsprinciper

Lundin Petroleums målsättning är att erbjuda alla anställda konkurrenskraftiga och marknadsmässiga ersättningspaket. Dessa ersättningspaket är utformade för att säkerställa att bolaget kan rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade medarbetare och belöna prestationer som höjer aktieägarvärdet.

Ersättning inom koncernen består av fyra delar: (i) grundlön, (ii) årlig rörlig lön, (iii) långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) och (iv) övriga förmåner. Som en del av den årliga utvärderingen har bolaget antagit en särskild prestationsledningsprocess (Performance Management Process) för att säkerställa att prestationer på individ- och teamnivå ligger i linje med verksamhetens strategiska och operativa mål. Individuella resultatmål fastställs formellt och centrala delar av den rörliga ersättningen är tydligt kopplade till individens förmåga att uppnå dessa mål.

För att säkerställa att koncernens ersättningspaket förblir konkurrenskraftiga och marknadsmässiga genomför ersättningskommittén årliga jämförelsestudier. För varje studie väljs en jämförelsegrupp som består av internationella olje- och gasbolag av liknande storlek och operativ räckvidd, gentemot vilken koncernens ersättningspraxis bedöms. Nivån av grundlön, årlig rörlig lön och långsiktiga incitamentsprogram bestäms kring mediannivån. Dock kan avvikelser medges i fall av mycket framstående prestationer. Med tanke på att bolaget ständigt konkurrerar med denna jämförelsegrupp för att behålla och rekrytera de bästa förmågorna på marknaden, både på operationell och ledningsnivå, anses det viktigt att koncernens ersättningspaket i första hand bestäms utifrån ersättningspraxis inom denna jämförelsegrupp.

Ersättningspolicy för ledande befattningshavare

Ersättning till bolagsledningen följer samma principer som för alla anställda, dock måste dessa principer godkännas av årsstämman. Ersättningskommittén upprättar därför årligen för styrelsens och därefter årsstämmans godkännande en ersättningspolicy för ledande befattningshavare. Utifrån den godkända ersättningspolicyn lägger ersättningskommittén sedan fram förslag till styrelsen beträffande ersättning och övriga anställningsvillkor för vd. Vd tar fram förslag på ersättning och övriga anställningsvillkor för övriga ledande befattningshavare som presenteras för ersättningskommittén och godkänns av styrelsen.

Den årliga rörliga lönen för bolagsledningen bedöms utifrån årligt fastställda prestationsmål, vilka speglar de främsta drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärdet. Resultatmål skall uppnås avseende produktion, ersättning av reserver och resurser, hälsa och säkerhet, miljö, samhällsansvar samt fi nansiella och strategiska mål. Resultaten graderas olika för varje ledande befattningshavare och refl ekterar respektive befattningshavares påverkan på resultatutfallet. Strukturen och de specifi ka målen granskas årligen av ersättningskommittén för att säkerställa att de överensstämmer med bolagets strategi och riskvilja och godkänns av styrelsen.

Inom ramen för ersättningspolicyn kan styrelsen besluta om årlig rörlig lön som överstiger tolv månaders grundlön vid förhållanden eller resultat som styrelsen anser vara exceptionella. Detta utrymme är viktigt för att kunna justera för den osäkerhet och cykliska natur som präglar olje- och gasbranschen.

LTIP 2018

Årsstämman 2018 beslutade att godkänna ett nytt långfristigt, prestationsbaserat incitamentsprogram LTIP 2018, som följer samma principer som de tidigare godkända LTIP 2014–2017, för medlemmar av bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum, vilket ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att ett prestationsvillkor uppfylls under en treårig prestationsperiod, som inleds den 1 juli 2018 och avslutas den 30 juni 2021. Prestationsvillkoret baseras på aktiekursens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return) avseende Lundin Petroleumaktien jämfört med Total Shareholder Return för en grupp referensbolag.

Vid prestationsperiodens början tilldelades deltagarna en rättighet (LTIP Award) som, förutsatt att bland annat prestationsvillkoret är uppfyllt, berättigar deltagaren att efter prestationsperiodens slut erhålla aktier i Lundin Petroleum. Antalet prestationsaktier som en deltagare kan tilldelas begränsas till ett värde av tre gånger hens årliga bruttogrundlön för 2018. Det totala antalet LTIP Awards tilldelade enligt LTIP 2018 var 278 917.

Styrelsen äger rätt att efter egen bedömning reducera (inklusive att reducera till noll) tilldelning av prestationsaktier i de fall den skulle anse att den underliggande prestationen inte speglar utfallet av prestationsvillkoret, till exempel med hänsyn till det operativa kassafl ödet, reserver, och prestationer inom HSE. Deltagarna äger inte rätt att överlåta, pantsätta eller avyttra LTIP Awards eller andra rättigheter eller skyldigheter enligt LTIP 2018, eller utöva några aktieägarrättigheter avseende LTIP Awards under prestationsperioden.

LTIP Awards berättigar deltagare att förvärva redan existerande aktier i Lundin Petroleum. Tilldelade aktier enligt LTIP 2018 är föremål för vissa överlåtelseinskränkningar i syfte att säkerställa att deltagarna bygger upp ett meningsfullt aktieinnehav i Lundin Petroleum. Förväntad nivå på aktieägande är antingen 50 procent eller 100 procent (200 procent för vd) av deltagarens årliga bruttogrundlön, beroende på deltagarens ställning inom koncernen.

Uppföljning och utvärdering av resultat

Styrelsen är ansvarig för att kontinuerligt följa upp och utvärdera vd:s arbete och ska minst en gång per år göra en formell genomgång av de resultat vd uppnått under året. Under 2018 gjorde ersättningskommittén för styrelsens räkning en genomgång av bolagsledningens och vd:s arbete och resultat. Slutsatserna presenterades för styrelsen tillsammans med förslag till ersättning till vd och bolagsledning. Varken vd eller övriga ledande befattningshavare var närvarande under dessa diskussioner.

I ersättningskommitténs uppgifter ingår också att följa upp och utvärdera den generella tillämpningen av den ersättningspolicy som årsstämman godkänt. I samband med detta upprättar ersättningskommittén för styrelsens godkännande en årlig rapport om tillämpningen av ersättningspolicyn och utvärderingen av ersättningar till bolagsledningen. Som en del av denna utvärderingsprocess verifi erar bolagets externa revisor också varje år att ersättningspolicyn har tillämpats korrekt. Båda rapporterna är tillgängliga på bolagets hemsida.

Styrelsens förslag till 2019 års årsstämma för ersättning till bolagsledningen

För information om styrelsens förslag till 2019 års årsstämma för ersättningar till bolagsledningen, inklusive ett nytt LTIP, se Förvaltningsberättelsen på sidorna 50–51.

ERSÄTTNINGSPOLICY FÖR BOLAGSLEDNINGEN GODKÄND AV ÅRSSTÄMMAN 2018

Policyns tillämpning

I denna ersättningspolicy avser "bolagsledningen" bolagets koncernchef och verkställande direktör (President och Chief Executive Offi cer), Chief Operating Offi cer, Chief Financial Offi cer samt anställda på Vice Presidentnivå. Bolagsledningen förväntas bestå av sju ledande befattningshavare under 2018.

Denna policy inbegriper även ersättningar till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.

Policyns mål

Lundin Petroleums målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalifi cerade ledande befattningshavare med förmåga att uppnå koncernens mål samt att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna prestationer som höjer aktieägarvärdet. Koncernen tillämpar således denna ersättningspolicy för att säkerställa att det fi nns en tydlig koppling till affärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande best practice, i syfte att tillförsäkra att bolagsledningen erhåller skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.

Ersättningskommittén

Styrelsen i Lundin Petroleum har inrättat ersättningskommittén för att bland annat administrera denna ersättningspolicy. Ersättningskommittén skall erhålla information om samt förbereda styrelsens och årsstämmans beslut i frågor avseende ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för bolagsledningen. Kommittén sammanträder regelbundet och i dess uppgifter ingår att följa och utvärdera program för rörliga ersättningar till bolagsledningen och tillämpningen av denna ersättningspolicy, samt gällande ersättningsstrukturer och ersättningsnivåer i bolaget.

Ersättningskommittén kan rådfråga externa ersättningskonsulter, dock skall ersättningskommittén försäkra sig om att det inte föreligger någon intressekonfl ikt i förhållande till andra uppdrag som sådana konsulter kan ha för bolaget eller bolagsledningen.

Ersättningskomponenter

Ersättningar till bolagsledningen innehåller fyra huvudkomponenter: a) grundlön; b) årlig rörlig lön; c) långsiktigt incitamentsprogram (long-term incentive plan); och

d) övriga förmåner.

Grundlön

Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, skall vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen och ansvaret som är förenat med befattningen, liksom den ledande befattningshavarens skicklighet, erfarenhet och prestationer. Grundlönen liksom övriga komponenter i den ledande befattningshavarens ersättning skall ses över årligen för att säkerställa att sådan ersättning förblir konkurrenskraftig och marknadsmässig. Som en del av denna utvärdering företar ersättningskommittén årliga "benchmarking" jämförelser av bolagets ersättningspolicy och förfaranden.

Årlig rörlig lön

Bolaget anser att årlig rörlig lön är en viktig del av den ledande befattningshavarens ersättningspaket där anknutna resultatmål refl ekterar de centrala drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärdet. Genom bolagets prestationsledningsprocess (Performance Management Process) fastslår bolaget förutbestämda och mätbara kriterier för varje ledande befattningshavare i syfte att främja bolagets långsiktiga värdeskapande för aktieägarna.

Den rörliga lönen skall under normala affärsförhållanden vara kopplad till ett förutbestämt kriterium, vilket är att lönen skall ligga inom intervallet en till tolv månadslöner (om sådan utgår). Kostnaden för årlig rörlig lön för 2018 beräknas variera mellan ingen utbetalning vid miniminivån och 22,1 miljoner kronor (exklusive sociala avgifter) vid maximinivån, baserat på bolagsledningens nuvarande sammansättning. Ersättningskommittén kan dock rekommendera till styrelsen för godkännande en årlig rörlig lön som ligger utanför detta intervall under förhållanden, eller i förhållande till prestationer, som ersättningskommittén betraktar som exceptionella.

Långsiktigt incitamentsprogram (Long-term Incentive Plan) Bolaget anser att det är lämpligt att strukturera sina långsiktiga incitamentsprogram (long-term incentive plans (LTIP)) på

ett sätt som förenar incitament för bolagsledningen med aktieägarintressen. Ersättning som är kopplad till aktiekursen leder till större personligt engagemang för bolaget. Därför anser styrelsen att bolagets LTIP för bolagsledningen skall vara kopplad till bolagets aktiekurs.

Information avseende de huvudsakliga villkoren i 2018 års föreslagna LTIP för bolagsledningen, som följer samma principer som det LTIP som godkändes av årsstämmorna 2014 till 2017, fi nns tillgänglig som en del av handlingarna inför årsstämman på www.lundin-petroleum.com

Kostnaden för 2018 års föreslagna LTIP vid tilldelning beräknas variera mellan ingen kostnad vid miniminivån och 48,7 miljoner kronor (exklusive sociala avgifter) vid maximinivån, baserat på bolagsledningens nuvarande sammansättning.

Övriga förmåner

Övriga förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för de ledande befattningshavarna att fullgöra sina arbetsuppgifter. Övriga förmåner inkluderar lagstadgade pensionsförmåner som innehåller en defi nierad avsättningsplan med premier baserade på hela grundlönen. Relationen mellan pensionsavsättningarna och grundlönen är beroende av den ledande befattningshavarens ålder.

Avgångsvederlag

En ömsesidig uppsägningstid av mellan en och tolv månader gäller mellan bolaget och ledande befattningshavare och är betingad av den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver fi nns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning, uppgående till högst två års grundlön, för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget. Styrelsen är vidare bemyndigad att i enskilda fall godkänna avgångsvederlag utöver uppsägningstiden och avgångsvederlag till följd av en väsentlig ägarförändring, om anställningen sägs upp av bolaget utan saklig grund, eller under andra omständigheter enligt styrelsens bedömning. Sådana avgångsvederlag kan leda till utbetalning om högst ett års grundlön; inga andra förmåner skall ingå. Det sammanlagda avgångsvederlaget (dvs. för uppsägningstid och avgångsvederlag) skall vara begränsat till högst två års grundlön.

Ersättningar till styrelseledamöter

Utöver av årsstämman beslutat arvode för styrelseuppdrag ska ersättningar i enlighet med rådande marknadsförhållanden kunna utgå till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.

Bemyndigande för styrelsen

Styrelsen är bemyndigad att i enlighet med 8 kap. 53 § aktiebolagslagen frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl för det.

Utestående ersättningar

Tidigare beslutade ersättningar till bolagsledningen som inte har förfallit till betalning innefattar tilldelningar enligt bolagets tidigare LTIP program och omfattar 203 553 LTIP Awards under 2015 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 242 057 LTIP Awards under 2016 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 258 619 LTIP Awards under 2017 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 1 700 units tilldelade enligt 2015 års unit bonus program, 4 662 units tilldelade enligt 2016 års unit bonus program och 4 119 units tilldelade enligt 2017 års unit bonus program. Ytterligare information om dessa program fi nns i not 29 i bolagets årsredovisning 2017.

Intern kontroll avseende den finansiella rapporteringen

Kontrollmiljön är grunden för Lundin Petroleums system för intern kontroll avseende den finansiella rapporteringen

Inledning

Styrelsen har i enlighet med aktiebolagslagen och bolagsstyrningskoden ett övergripande ansvar för att etablera och överse ett effektivt system för intern kontroll. Syftet med denna rapport är att ge aktieägare och andra intressenter insikt i hur internkontrollen är organiserad inom Lundin Petroleum.

Lundin Petroleums system för intern kontroll avseende den fi nansiella rapporteringen är baserat på det integrerade ramverket (Integrated Framework, 2013) som tagits fram av Committee of Sponsoring Organization of the Treadway Commission (COSO). I ramverket ingår fem komponenter: kontrollmiljö, riskbedömning, kontrollaktiviteter, information och kommunikation, samt uppföljning.

Kontrollmiljö

Kontrollmiljön är grunden för Lundin Petroleums system för intern kontroll avseende den fi nansiella rapporteringen och den kännetecknas av att huvuddelen av koncernens verksamhet sker i Norge där bolaget varit verksamt under många år och använder väl etablerade processer. Kontrollmiljön defi nieras av bolagets policies, rutiner, riktlinjer och koder, liksom av dess struktur för fördelning av ansvar och befogenheter. Den etablerade affärskulturen inom koncernen är också av grundläggande betydelse för att kunna säkerställa högsta nivå på etik, moral och integritet.

Riskbedömning 2

Risker avseende den fi nansiella rapporteringen följs upp och utvärderas av styrelsens revisionskommitté. Koncernens riskbedömningsprocess används för att bevaka och följa upp att risker hanteras. I processen identifi eras och utvärderas risker samt görs bedömningar av den potentiella inverkan dessa risker kan ha på den fi nansiella rapporteringen. Utvärdering görs regelbundet såväl lokalt som på koncernnivå för att bedöma förändringar inom koncernen som kan komma att påverka den interna kontrollen.

Kontrollaktiviteter 3

I kontrollaktiviteter ingår allt från övergripande genomgångar av fi nansiella resultat i ledningsmöten till detaljerad kontoavstämning, daglig kontroll och godkännande av utbetalningar. Den månatliga genomgång och analys av den fi nansiella rapporteringen som görs på dotterbolags- och koncernnivå är viktiga kontrollaktiviteter i syfte att säkerställa att den fi nansiella rapporteringen inte innehåller några väsentliga fel samt även för att förhindra bedrägerier. Det är dessutom vanligt inom olje- och gasindustrin att projekt samorganiseras i s.k. joint ventures, där samtliga ingående partners har revisionsrättigheter. Regelbundna revisioner kontrollerar att kostnader allokeras och redovisas i enlighet med samarbetsavtalet.

Information och kommunikation 4

Lundin Petroleum har processer på plats som syftar till att säkerställa att klargörande och korrekt information gällande den fi nansiella rapporteringen kommuniceras såväl internt inom organisationen som externt till allmänheten. All information om bolagets policies, rutiner och riktlinjer fi nns tillgänglig på koncernens intranät. Uppdateringar och förändringar av rapporterings- och redovisningspolicies meddelas via e-mail samt vid regelbundna fi nansmöten. Bolagets policy för kommunikation och investerarrelationer säkerställer därutöver att allmänheten ges tillgång till korrekt, läglig och relevant information.

Uppföljning 5

Uppföljning av kontrollaktiviteter sker på olika nivåer i organisationen och inbegriper både formella och informella rutiner för såväl ledande befattningshavares, som process- och kontrollansvarigas handlande. Koncernens internrevision upprätthåller etablerade testplaner och utför därutöver oberoende tester av utvalda kontrollfunktioner för att identifi era eventuella svagheter och förbättringsmöjligheter. Testresultaten presenteras för de externa revisorerna som i sin tur bedömer i vilken utsträckning de kan använda dessa tester i revisionen av koncernens fi nansiella rapporter.

Koncernens Internal Audit Manager har en direkt rapporteringslinje till revisionskommittén och lämnar regelbundet in rapporter om de iakttagelser som gjorts i samband med internrevisionen, samt uppdaterar status för genomförande av de åtgärder bolagsledningen fattat beslut om. Revisionskommittén assisterar styrelsen i dess uppgift att identifi era och åtgärda eventuella svagheter som påvisats i interna och externa revisioner.

Revision av joint ventures

Det är vanligt inom olje- och gasindustrin att licenstilldelning sker till en grupp av bolag som samordnar projektet i ett joint venture. En prospekteringslicens är ingen garanti för att olja eller gas kommer att upptäckas och i ett joint venture delas denna risk mellan ingående partners. En partner utses till operatör med ansvar för den operativa verksamheten, inklusive bokföringen. Samtliga partners har revisionsrättigheter för att säkerställa att kostnader redovisas i enlighet med samarbetsavtalet och att redovisningsregler följs. Stockholm den 1 mars 2019

Styrelsen i Lundin Petroleum AB (publ)

Revisors yttrande om bolagsstyrningsrapporten

Till bolagstämman i Lundin Petroleum AB, org.nr 556610-8055

Uppdrag och ansvarsfördelning

Det är styrelsen som har ansvaret för bolagsstyrningsrapporten för år 2018 på sidorna 22–38 och för att den är upprättad i enlighet med årsredovisningslagen.

Granskningens inriktning och omfattning

Vår granskning har skett enligt FARs uttalande RevU 16 Revisorns granskning av bolagsstyrningsrapporten. Detta innebär att vår granskning av bolagsstyrningsrapporten har en annan inriktning och en väsentligt mindre omfattning jämfört med den inriktning och omfattning som en revision enligt International Standards on Auditing och god revisionssed i Sverige har. Vi anser att denna granskning ger oss tillräcklig grund för våra uttalanden.

Uttalande

En bolagsstyrningsrapport har upprättats. Upplysningar i enlighet med 6 kap. 6 § andra stycket punkterna 2–6 årsredovisningslagen samt 7 kap. 31 § andra stycket samma lag är förenliga med årsredovisningen och koncernredovisningen samt är i överensstämmelse med årsredovisningslagen.

Stockholm den 4 mars 2019

PricewaterhouseCoopers AB

Johan Rippe Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor

De goda framtidsutsikterna vi ser när det gäller fritt kassaflöde för det kommande årtiondet innebär att vi har kunnat införa en ny utdelningspolicy som är både attraktiv och hållbar. "

Teitur Poulsen Chief Financial Officer

Finansiella rapporter

2018 har för Lundin Petroleum varit ett avgörande år då våra högklassiga tillgångar genererat rekordstarkt operativt kassaflöde och EBITDA samt 663 MUSD i fritt kassaflöde.

Dessa fi nansiella resultat har möjliggjort betydande återbetalningar av lån och en nettoskuld vid årets slut som är mindre än 1,8 gånger EBITDA. Bolagets fi nansiella styrka har ökat avsevärt under de senaste två åren. Såväl vår starka fi nansiella ställning som våra goda framtidsutsikter vad gäller ytterligare generering av fritt kassafl öde har skapat förutsättningar för en väsentlig ökning av utdelningen för 2018 till 500 MUSD och bolaget är väl positionerat för att successivt höja utdelningen även vid låga oljepriser.

Finansiella resultat	2018	2017
Produktion i Mboepd	81,1	86,1
Intäkter och övriga intäkter i MUSD	2 617,4	1 997,0
Operativt kassaflöde i MUSD	1 847,8	1 530,0
EBITDA i MUSD	1 916,2	1 501,5
Fritt kassaflöde i MUSD	663,0	203,7
Årets resultat i MUSD	222,1	380,9
Resultat per aktie i USD1	0,66	1,13
Nettoskuld	3 398,2	3 883,6

Beloppen i ovanstående tabell för 2017 avser kvarvarande verksamhet.

1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.

Finansiella rapporter 2018

Förvaltningsberättelse	42
Koncernens resultaträkning	53
Koncernens rapport över totalresultat	54
Koncernens balansräkning	55
Koncernens kassafl ödesanalys	56
Förändringar i koncernens egna kapital	57
Redovisningsprinciper	58
Noter till koncernens fi nansiella rapporter	64
- Not 1 – Intäkter	64
- Not 2 – Produktionskostnader	64
- Not 3 – Segmentinformation	64
- Not 4 – Finansiella intäkter	66
- Not 5 – Finansiella kostnader	66
- Not 6 – Andel i resultat från intresseföretag	66
- Not 7 – Inkomstskatt	66
- Not 8 – Förlust vid försäljning av tillgångar	68
- Not 9 – Avyttrad verksamhet	68
- Not 10 – Olje- och gastillgångar	69
- Not 11 – Övriga materiella anläggningstillgångar	71
- Not 12 – Goodwill	71
- Not 13 – Finansiella tillgångar	71
- Not 13.1 – Övriga aktier och andelar	72
- Not 14 – Lager	72
- Not 15 – Kundfordringar och andra fordringar	72
- Not 16 – Likvida medel	72
- Not 17 – Eget kapital	73
- Not 17.1 – Aktiekapital och övrigt tillskjutet kapital	73
- Not 17.2 – Övriga reserver	73
- Not 17.3 – Resultat per aktie	74
- Not 18 – Finansiella skulder	74
- Not 19 – Avsättningar	75
- Not 20 – Leverantörsskulder och andra skulder	76
- Not 21 – Finansiella tillgångar och skulder	76

- Not 22 – Förändring av skulder –kassafl öden inom
fi nansieringsverksamheten	78
- Not 23 – Finansiella risker, känslighetsanalys och
derivatinstrument	78
- Not 24 – Ställda säkerheter	82
- Not 25 – Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar	82
- Not 26 – Transaktioner med närstående	82
- Not 27 – Genomsnittligt antal anställda	83
- Not 28 – Ersättning till styrelse, bolagsledning och
andra anställda	84
- Not 29 – Långsiktiga incitamentsprogram	86
- Not 30 – Ersättning till koncernens revisorer	88
- Not 31 – Händelser efter balansdagens utgång	88
Moderbolagets årsredovisning	89
Moderbolagets resultaträkning	90
Moderbolagets rapport över totalresultat	90
Moderbolagets balansräkning	91
Moderbolagets kassafl ödesanalys	92
Förändringar i moderbolagets egna kapital	92
Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter	93
- Not 1 – Finansiella intäkter	93
- Not 2 – Finansiella kostnader	93
- Not 3 – Inkomstskatt	93
- Not 4 – Övriga fordringar	93
- Not 5 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter	93
- Not 6 – Ställda säkerheter, ansvarsförbindelser och
eventualtillgångar	93
- Not 7 – Ersättningar till revisor	93
- Not 8 – Förslag till vinstdisposition	93
- Not 9 – Aktier i dotterbolag	94
Styrelsens försäkran	95
Revisionsberättelse	96

Förvaltningsberättelse

Lundin Petroleum AB (publ) Org.nr 556610-8055

Lundin Petroleum AB har sitt huvudkontor på Hovslagargatan 5, Stockholm och styrelsens säte är Stockholm.

Lundin Petroleum är ett oberoende bolag för prospektering och produktion av olja och gas med fokus på Norge.

Koncernen investerade 12,5 MUSD i forskning och utveckling under 2018. Denna investering syftar främst till att maximera värdet på de nuvarande tillgångarna, förbättra för verksamhet i nya områden och ge underlag till framtida affärsmöjligheter, vilket möjliggörs genom en ökad geologisk förståelse som främjar både prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. En väsentlig del av investeringen i forskning och utveckling har fokuserat på skydd av miljön i södra Barents hav.

Moderbolaget har inga utländska fi lialer.

Koncernförändringar

Licensen för Morskayatillgången återlämnades under året.

Avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna (IPC-tillgångarna) till IPC slutfördes den 24 april 2017 och IPC-aktierna delades ut proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare. Resultaten för IPC-tillgångarna är inkluderade i Lundin Petroleums fi nansiella rapporter fram till att avknoppningen slutfördes och redovisas som avyttrad verksamhet. För mer information se not 9.

Verksamheten

Samtliga belopp och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser, om inte annat anges, räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2018.

Koncernens organisationsschema per den 31 december 2018

Norge

Reserver och resurser

Lundin Petroleum har per den 31 december 2018 bevisade och sannolika nettoreserver om 745,4 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) samt bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver om 900,9 MMboe, vilka certifi erats av oberoende tredje part. Lundin Petroleum har också olje- och gasresurser som klassifi cerats som betingade resurser och som ännu inte har klassifi cerats som reserver. Lundin Petroleums betingade nettoresurser enligt bästa estimat uppgick per den 31 december 2018 till 225 MMboe. Reserversättningsgraden för bevisade och sannolika reserver uppgick till 163 procent för 2018.

Produktion

Produktionen för året uppgick till 81,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) (jämfört med 86,1 Mboepd för 2017), vilket var i den övre delen av det uppdaterade prognosintervallet för helåret om 78 till 82 Mboepd och 4 procent högre än medianvärdet i det ursprungliga prognosintervallet om 74 till 82 Mboepd. Det goda utfallet beror på starka resultat från såväl anläggningar som reservoarer både på Edvard Griegfältet och i Alvheimområdet. Produktionsprognosen för 2019 är mellan 75 och 95 Mboepd.

Verksamhetskostnaderna för året, inklusive nettoredovisade tariffi ntäkter, var 3,66 USD per fat, vilket var lägre än den reviderade prognosen för helåret om under 3,80 USD per fat och 12 procent lägre än den ursprungliga prognosen om 4,15 USD per fat. Det goda utfallet är ett resultat av en kombination av lägre kostnader, ökade produktionsvolymer samt att produktionen från Brynhildfältet upphört under året. Prognosen för verksamhetskostnaderna för 2019, inklusive nettoredovisade tariffi ntäkter, är 4,25 USD per fat.

Produktion i Mboepd		2018	2017
Norge
Olja		71,9	77,6
Gas		9,2	8,5
Summa produktion		81,1	86,1

Produktion i Mboepd	l.a.1	2018	2017
Edvard Grieg	65%	63,6	66,7
Ivar Aasen	1,385%	0,9	0,7
Alvheim	15%	9,3	12,4
Volund	35%	6,5	3,9
Bøyla	15%	0,7	1,1
Brynhild	51%2	0,0	1,2
Gaupe	40%	0,1	0,2
Kvantitet i Mboepd		81,1	86,1

1 Lundin Petroleums licensandel (l.a.)

2 l.a. 90% fram till den 30 november 2017. Produktionen från Edvard Griegfältet överträffade prognosen tack vare en fortsatt stark produktionseffektivitet på 98 procent. Utbyggnadsplanens borrprogram slutfördes i mitten på året med resultat från samtliga utbyggnadsborrningar i linje med eller över förväntan samt till en kostnad som understeg budget. Resultaten från reservoaren fortsätter att överträffa förväntningarna och infl ödet av producerat vatten sker betydligt långsammare än förväntat, vilket gör att fältets platåproduktion förlängs med ytterligare cirka sex månader till mitten av 2020. Den 4D-seismik som samlats in över fältet indikerar att vatteninjiceringsborrningens vattengräns ligger längre bort från de huvudsakliga produktionsborrningarna än vad som antagits i de nuvarande reservoarmodellerna. Denna information utvärderas fortfarande och har inte inkluderats i reservuppdateringen vid årets slut 2018. Ett kompletterande borrprogram på Edvard Griegfältet planeras för 2020 och beslut avseende projektet förväntas under 2019. Verksamhetskostnaden för Edvard Griegfältet, inklusive nettoredovisade tariffi ntäkter, var 3,95 USD per fat.

Produktionen från Ivar Aasenfältet var något under prognos. Under andra kvartalet 2018 genomfördes med framgång två nya vatteninjiceringsborrningar i syfte att öka tryckstödet för den östra delen av fältet.

Produktionen från Alvheimområdet, där fälten Alvheim, Volund och Bøyla ingår, var något över prognos tack vare starka resultat från reservoarerna och en fortsatt hög produktionseffektivitet för Alvheim FPSO:n på 97 procent. Resultaten från en kompletterande borrning i Alvheimfältet på Kameleonområdet var i linje med förväntningarna och borrningen började producera före tidtabell redan under det fjärde kvartalet 2018. Detta i kombination med de två kompletterande borrningarna i Boaområdet, vilka började producera i början av året, kompenserar för den naturliga produktionsminskningen i området. Verksamhetskostnaden för Alvheimområdet var 4,96 USD per fat.

Beslut har tagits om att permanent upphöra med produktion från Brynhildfältet. Arbete pågår med att ta fram en avvecklingsplan som kommer att lämnas in till myndigheterna för godkännande. Fältets bokförda värde skrevs vid slutet av 2017 ned till noll.

Inga återstående reserver har redovisats för Gaupefältet men fältet har periodvis producerat när de ekonomiska förutsättningarna varit gynnsamma. Eftersom det inte längre är ekonomiskt fördelaktigt att producera från Gaupefältet beslutades det i oktober 2018 att produktion från fältet kommer att upphöra.

Utbyggnad

Johan Sverdrup

Den första fasen av Johan Sverdrupprojektet fortskrider enligt tidsplan och har slutförts till cirka 85 procent. Dessa goda framsteg innebär att produktion förväntas starta i november 2019.

2018 var ett viktigt år vad gäller installationer för projektets första fas och arbetsprogrammet slutfördes enligt plan. Samtliga fyra stålunderställ har nu installerats offshore, liksom processdäcken för borrplattformen och stigrörsplattformen. Strömkabeln från land har installerats och strömförsörjningen till offshoreanläggningarna togs i drift under oktober 2018. Installation av olje- och gasexportledningarna har slutförts. Två boendeanläggningar fi nns på plats offshore och som mest har cirka 800 personer arbetat med att koppla samman offshoreanläggningarna, ett arbete som fortskrider enligt tidtabell.

Av de två processdäck som återstår att installeras, lämnade processdäcket för processanläggningsplattformen Samsung Heavy Industries varv i Sydkorea i december 2018 och anlände till Kværner Stordvarvet i Norge i februari 2019. Tillverkning av processdäcket för boendeplattformen har avslutats och installation av båda processdäcken är planerad till våren 2019.

Förborrningsarbetet har slutförts tidigare än planerat, med totalt åtta produktionsborrningar och tolv vatteninjiceringsborrningar. Arbetet med att ansluta de åtta förborrade produktionsborrningarna till borrplattformen påbörjades i december 2018.

Bruttoinvesteringen för projektets första fas är enligt den senaste uppskattningen nominellt 86 miljarder NOK, att jämföras med den ursprungliga uppskattningen i utbyggnadsplanen 2015 om nominellt 123 miljarder NOK, vilket innebär en besparing på över 30 procent exklusive ytterligare valutakursvinster som en omräkning till USD skulle innebära. Den sammanlagda produktionskapaciteten för första fasen uppskattas till 440 Mbopd.

Utbyggnadsplanen för projektets andra fas lämnades in till det norska olje- och energidepartementet i augusti 2018 och produktion från denna fas beräknas starta under det fjärde kvartalet 2022. Den andra fasen innebär installation av ytterligare en processanläggningsplattform som sammanlänkas med fältcentret samt ytterligare anläggningar längs havsbotten för att kunna ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen. Under den andra fasen kommer också en förbättrad utvinningsteknik med alternering av vattenoch gasinjicering (water alternating gas injection, WAG) att implementeras för hela fältet. För utbyggnaden av den andra fasen planeras 28 nya borrningar. Dessa ytterligare anläggningar kommer att öka den sammanlagda produktionskapaciteten till 660 Mbopd. Till följd av implementeringen av WAG har de uppskattade bruttoresurserna ökats ytterligare till mellan 2,2 och 3,2 miljarder boe.

Bruttoinvesteringen för den andra fasen uppskattas till nominellt 41 miljarder NOK, vilket motsvarar en besparing på över 50 procent jämfört med den ursprungliga uppskattningen i utbyggnadsplanen för första fasen, tack vare en kombination av goda marknadsförhållanden och optimering av den andra fasens anläggningar. Kontrakt har tilldelats för såväl processdäck som stålunderställ och detaljerat projekteringsarbete fortlöper enligt plan. Breakeven för hela fältet förväntas uppnås vid ett oljepris på under 20 USD per fat.

Utvärdering

Samtliga fyra borrningar i 2018 års utvärderings- och testprogram har varit framgångsrika. Tillsammans med två nya prospekteringsfyndigheter som gjordes under 2018 innebär det att Lundin Petroleum har sex potentiella projekt på väg framåt genom utvärderingsfasen. Dessa positiva resultat bidrog till att öka de betingade resurserna vid årets slut 2018.

Utvärderingsborrningen på Luno II i PL359 på Utsirahöjden slutfördes med framgång i mars 2018 och påvisade en oljekolonn om totalt 22 meter i sandsten från triasperiod av mycket god reservoarkvalitet, vilket var betydligt bättre än förväntat. Till följd av det positiva resultatet har bruttoresurserna för Luno II ökats till mellan 40 och 100 MMboe. Utbyggnadskonceptet för Luno II innebär en återkoppling längs havsbotten till den närliggande Edvard Grieganläggningen. Godkännande och inlämning av en utbyggnadsplan för den första fasen av utbyggnaden av Luno II förväntas under första kvartalet 2019. Lundin Petroleum har förvärvat Equinors 15-procentiga andel i Luno II, i syfte att skapa kommersiella och operativa synergier mellan partnerskapen för Edvard Grieg och Luno II, vilket har ökat bolagets andel i Luno II till 65 procent.

Utvärderingsborrning och produktionstestning på oljefyndigheten Rolvsnes i PL338C på Utsirahöjden i Nordsjön slutfördes i augusti 2018. Den horisontella borrningen bekräftade god produktionskapacitet i uppsprucken och vittrad berggrundsreservoar och uppnådde en begränsad produktion på 7 000 bopd. Dessa positiva resultat har lett till väsentligt ökade bruttoresurser för Rolvsnes på mellan 14 till 78 MMboe från tidigare intervall om 3 till 16 MMboe. De långsiktiga produktionsegenskaperna för denna reservoar behöver analyseras ytterligare och nästa steg är att utföra ett förlängt borrtest via en sammankoppling av utvärderingsborrningen till Edvard Griegplattformen. Beslut avseende det förlängda borrtestet förväntas tas i början av 2019 och implementeras parallellt med utbyggnaden av Luno II. Det positiva borresultatet på Rolvsnes minskar prospekteringsrisken i angränsande PL815 där en prospekteringsborrning ska genomföras på Goddostrukturen under 2019. Prospekteringsområdet där Rolvsnes- och Goddostrukturerna ligger uppskattas innehålla potentiella bruttoresurser om mer än 250 MMboe.

Utbyggnad

Fält	l.a.	Operatör	PDO godkännande	Uppskattade bruttoreserver	Förväntad produktionsstart	Förväntad maximal bruttoproduktion
Johan Sverdrup	22,6%	Equinor	augusti 2015	2.2–3.2 Bn boe	november 2019	660 Mbopd

Borrprogram för utvärdering 2018

Licens	Operatör	l.a.	Borrning	Startdatum	Status
PL359	Lundin Norway	65%	Luno II	februari 2018	slutförd mars 2018
PL338C	Lundin Norway	50%	Rolvsnes	april 2018	slutförd augusti 2018
PL609	Lundin Norway	40%	Alta	april 2018	slutförd september 2018
PL203	Aker BP	15%	Gekko	september 2018	slutförd oktober 2018

Det förlängda produktionstestet på Altafyndigheten i södra Barents hav slutfördes med framgång i september 2018. Produktion pågick under cirka två månader, med en volym om maximalt 18 000 bopd som begränsades av produktionsanläggningarnas kapacitet. Totalt under testet producerades cirka 660 000 fat olja som transporterades till en tanker. Resultaten var bättre än väntat och bekräftade utmärkt reservoarproduktivitet och kontakt med betydande oljevolymer. Den stora mängden ny information från de positiva testresultaten bearbetas fortfarande, tillsammans med ny, avancerad 3D-seismik (TopSeis) som samlats in för hela Alta- och Gohtaområdet. Detta innebär att uppskattningarna av de betingade resurserna för Alta- och Gohtafyndigheterna förblir oförändrade jämfört med slutet av 2017, och kommer att uppdateras under 2019 när all ytterligare data analyserats och områdets framtida utvärderingspotential kan defi nieras.

Utvärderingsborrningen Gekko sydost om Alvheimfältet slutfördes med framgång i oktober 2018. Målet med den tvågrenade borrningen var att testa potentialen för bättre reservoarkvalitet bortanför Gekkofyndigheten och fastställa tjockleken på oljekolonnen. Båda förgreningarna påträffade Heimdalsand av god kvalitet med en oljesekvens på cirka 6 meter under gasen. Till följd av de positiva resultaten uppskattas Gekkofyndigheten innehålla bruttoresurser om mellan 28 och 52 MMboe. Alternativ för kommersiell utbyggnad av Gekko utvärderas.

Prospektering

2018 års prospekteringsprogram påverkades av ändringar i riggscheman och omprioriteringar, vilket innebar att fl era borrningar fl yttades fram till 2019. Fem prospekteringsborrningar slutfördes under 2018 och resulterade i två fyndigheter med kommersiell potential, Frosk och Lille Prinsen. Kostnaderna för prospektering och utvärdering under 2018 uppgick till MUSD 311.

I februari 2018 gjordes oljefyndigheten Frosk nordväst om Bøylafältet i Nordsjön och uppskattas innehålla bruttoresurser om mellan 30 och 60 MMboe. Detta är betydligt mer än vad som uppskattades i samband med förborrningen och inverkar positivt på bedömningen av ytterligare prospekteringspotential i området. Två uppföljande borrningar på Froskelår Mainoch Rumpetrollstrukturerna i närliggande PL869 kommer att genomföras under första halvåret 2019. Borrningen på Froskelår Main genomfördes i februari 2019 och resulterade i en olje- och gasfyndighet med ett sammanlagt resursestimat om mellan 45 till 153 MMboe. En del av fyndigheten kan sträcka sig över gränsen till Storbritannien i Nordsjön. Borrning fortsätter på Froskelår Main med två sidospårsborrningar. Ett produktionstest på Froskfyndigheten, som kopplas till undervattensanläggningarna på Bøylafältet, kommer också att genomföras under första halvåret 2019.

I maj 2018 gjordes en mindre gasfyndighet i Svanefjellstrukturen i PL659 i södra Barents hav som bedömdes ej kommersiellt utvinningsbar.

I juni 2018 gjordes oljefyndigheten Lille Prinsen i Nordsjön, belägen nordost om Ivar Aasen-fältet. Fyndigheten uppskattas innehålla bruttoresurser om mellan 15 och 35 MMboe och har betydande ytterligare utvärderingspotential som kan överstiga 100 MMboe. En utbyggnad av Lille Prinsen förväntas vara kommersiellt gångbar och utvärderingsborrning planeras för 2019.

I december 2018 slutfördes prospekteringsborrning på Silfaristrukturen i PL830 i Froan Basinområdet i Norska havet. Borrningen påträffade sandsten från juraperiod av god kvalitet

Licens	Operatör	l.a.	Borrning	Startdatum	Resultat
PL340	Aker BP	15%	Frosk	januari 2018	Oljefyndighet
PL167	Equinor	20%	Lille Prinsen	april 2018	Oljefyndighet
PL659	Aker BP	20%	Svanefjell	maj 2018	Mindre gasfyndighet
PL830	Lundin Norway	40%	Silfari	oktober 2018	Torr
PL860	MOL	40%	Driva/Oppdal	november 2018	Torr
PL857	Equinor	20%	Gjøkåsen Shallow	december 2018	Torr
PL767	Lundin Norway	50%	Pointer/Setter	januari 2019	Torr
PL869	AkerBP	20%	Froskelår Main	januari 2019	Olje- och gasfyndighet
PL857	Equinor	20%	Gjøkåsen Deep	januari 2019	Pågår

Borrprogram för prospektering 2018

men ingen förekomst av kolväten. I borrningens sekundära mål från permperiod påträffades inga reservoarintervaller eller kolväten. Resultaten från Silfariborrningen påverkar inte potentialen i den närliggande Frøyahöjden, där borrning hittills inte har genomförts.

I januari 2019 slutfördes prospekteringsborrningen på strukturerna Driva/Oppdal i PL860 i Mandalhöjdsområdet i Nordsjön. Borrningen var torr. Reservoarer från paleocenperiod och Rotliegendesserien påträffades men utan förekomst av kolväten. Den andra borrningen i Mandalhöjdsområdet, på strukturerna Vinstra/Otta i närliggande PL539, kommer att genomföras under 2019.

Strukturen Gjøkåsen i PL857 i sydöstra Barents hav är en stor struktur med fl era horisontella lager som ligger långt från borrningar i liknande geologi. Den innehåller både djupt och grunt liggande reservoarer som inte kan nås med endast en borrning utan kräver två borrningar för att till fullo testa potentialen i strukturen. Borrning genomfördes på Gjøkåsen Shallow i februari 2019 och borrningen var torr. Detta resultat påverkar inte prospekteringspotentialen i Gjøkåsen Deep där borrning pågår.

I februari 2019 slutfördes borrning på strukturen Pointer/Setter i PL767 i södra Barents hav. Borrningen genomfördes med riggen Leiv Eiriksson, som är under ett fl exibelt kontrakt innehållande tillräckligt antal optioner för att kunna täcka bolagets borrprogram som operatör under 2019.

Licenstilldelningar och transaktioner

Lundin Petroleum fortsätter att öka sin prospekteringsareal genom licensrundor. I januari 2018 tilldelades Lundin Petroleum 14 licenser i 2017 års norska licensrunda för tilldelning i fördefi nierade områden (APA), varav sex som operatör. I juni 2018 tilldelades bolaget tre licenser i den 24:e norska licensrundan för tilldelning i nya områden, varav en som operatör. I januari 2019 tilldelades bolaget 15 licenser i 2018 års APA licensrunda, varav nio som operatör. Lundin Petroleum innehar för närvarande 82 prospekteringslicenser i Norge, jämfört med 49 licenser i början av januari 2018, vilket motsvarar en ökning med cirka 70 procent.

I januari 2018 förvärvade Lundin Petroleum 10-procentiga licensandelar i PL539 och PL860 samt 30-procentiga licensandelar i PL820S och PL825 från Fortis Petroleum. En 20-procentig licensandel i PL860 förvärvades även från Equinor. Dessa förvärv har ökat Lundin Petroleums licensandelar i PL860 till 40 procent och i PL539 till 20 procent.

I maj 2018 genomförde Lundin Petroleum ett byte av licensandelar med DNO för att få initial arealtillgång i Tampen/ Horda Plattformsområdet i norska Nordsjön. Lundin Petroleum erhöll 10-procentiga licensandelar i PL926 respektive PL929 samt 15-procentiga licensandelar i PL921 respektive PL924 i utbyte mot att DNO fi ck 10-procentiga licensandelar i vardera PL825, PL767, PL902 och PL950.

I juni 2018 genomförde Lundin Petroleum ett licensbyte med Edison i södra Barents hav där Lundin Petroleum erhöll en 10-procentig licensandel i PL850 i utbyte mot att Edison fi ck en 10-procentig licensandel i PL952. I oktober 2018 förvärvade Lundin Petroleum en ytterligare 20-procentig licensandel i PL850 från Lime Petroleum, vilket ökat bolagets licensandel i PL850 till 30 procent.

I oktober 2018 förvärvade Lundin Petroleum Equinors 15-procentiga licensandel i PL359 där oljefyndigheten Luno II ligger. Transaktionen innebar såväl en kontantersättning till Equinor som en överföring av Lundin Petroleums återstående 20-procentiga licensandel i PL825 till Equinor.

I januari 2019 ingick Lundin Petroleum ett avtal om att förvärva Lime Petroleums 30-procentiga licensandelar i PL338C och PL338E samt 20-procentiga licensandel i PL815, där oljefyndigheten Rolvsnes och Goddostrukturen ligger. Transaktionen kommer att öka Lundin Petroleums licensandelar i PL338C och PL338E till 80 procent samt i PL815 till 60 procent. Transaktionen innebär en kontantersättning till Lime Petroleum och är villkorad av godkännande från den norska staten.

Ryssland

Lundin Petroleum har tidigare avfört oljefyndigheten Morskaya från bolagets betingade resurser och skrivit ner tillgångens bokförda värde till noll, då det bedömdes osannolikt att fyndigheten skulle kunna byggas ut inom överskådlig tid. Efter en genomgång av potentiella alternativ har partnerskapet slagit fast att det ej är möjligt att skapa värde från tillgången och Morskayalicensen har därför återlämnats.

Hälsa, säkerhet och miljö

Under året inträffade en incident med förlorad arbetstid som följd och en incident som krävde sjukvård. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd om 0,5 per en miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporteringsbara incidenter om 1,0 per en miljon arbetade timmar. Inga allvarliga incidenter med väsentlig inverkan på säkerhet eller miljö inträffade.

Finansiell översikt Resultat

Rörelseresultatet för den kvarvarande verksamheten uppgick till 1 402,4 MUSD (812,4 MUSD) för räkenskapsåret. Ökningen jämfört med föregående år beror främst på högre oljepriser i kombination med lägre produktionskostnader och lägre avskrivningar som till viss del kompenserats av lägre produktionsvolymer.

Årets resultat för den kvarvarande verksamheten uppgick till 222,1 MUSD (380,9 MUSD) och inkluderar en valutakursförlust om 164,9 MUSD (vinst om 255,3 MUSD). Exklusive valutakursförändringar uppgick resultatet till 387,0 MUSD (125,6 MUSD). Ökningen jämfört med föregående år beror främst på högre oljepriser i kombination med lägre produktionskostnader och lägre avskrivningar, vilka

kompenserats något av lägre produktionsvolymer och en redovisningsmässig vinst om 98,1 MUSD efter skatt som uppkom till följd av omförhandlingen av lånevillkor för den reservbaserade kreditfaciliteten och skrivs av över facilitetens återstående nyttjandetid.

Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick till 221,1 MUSD (384,7 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande ett resultat per aktie om 0,66 USD (1,13 USD).

Årets resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 1 916,2 MUSD (1 501,5 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande EBITDA per aktie om 5,65 USD (4,41 USD). Operativt kassafl öde för den kvarvarande verksamheten uppgick till 1 847,8 MUSD (1 530,0 MUSD), motsvarande operativt kassafl öde per aktie om 5,46 USD (4,50 USD).

Intäkter och övriga intäkter

Intäkter och övriga intäkter för året uppgick till 2 617,4 MUSD (1 997,0 MUSD) och utgjordes av försäljning av olja och gas, förändring i under- och överuttagsposition samt övriga intäkter som framgår av not 1.

Försäljning av olja och gas för året uppgick till 2 607,9 MUSD (1 958,3 MUSD). Det genomsnittspris Lundin Petroleum erhållit för den egna produktionen uppgick till 67,89 USD (51,63 USD) per fat oljeekvivalenter och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga priset för Nordsjöolja (Brent) för året uppgick till 71,31 USD (54,25 USD) per fat.

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

Försäljning från egen produktion
Genomsnittspris per boe i USD	2018	2017
Försäljning olja
Norge
– Kvantitet i Mboe	26 834,7	28 106,9
– Genomsnittspris per boe	69,97	53,37
Försäljning gas och NGL
Norge
– Kvantitet i Mboe	3 682,0	3 943,1
– Genomsnittspris per boe	52,74	39,23
Summa försäljning
– Kvantitet i Mboe	30 516,7	32 050,0
– Genomsnittspris per boe	67,89	51,63

Tabellen ovan exkluderar olja från tredje part.

Försäljning av olja från tredje part uppgick till 536,1 MUSD (303,5 MUSD) för året och avsåg främst Grane Blend olja som köpts utanför koncernen och sålts på den externa marknaden av Lundin Petroleum Marketing SA.

Försäljning av olja och gas redovisas när risken har övergått på köparen. Sålda volymer kan avvika från producerade volymer under en period 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 för året uppgick till en kostnad om 23,3 MUSD (intäkt om 13,8 MUSD), beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen.

Övriga intäkter för året uppgick till 32,8 MUSD (24,9 MUSD) och inkluderade en justering för kvalitetsskillnader för olja från Alvheim och tariffi ntäkter om 29,4 MUSD (21,7 MUSD), hänförliga till tariff som betalats från Ivar Aasen till Edvard Grieg.

Produktionskostnader

Produktionskostnader för året, inklusive förändringar i lager, uppgick till 145,4 MUSD (164,2 MUSD) och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per fat oljeekvivalenter framgår av nedanstående tabell:

Produktionskostnader	2018	2017
Utvinningskostnader
– i MUSD	102,5	117,3
– i USD per boe	3,46	3,73
Tariff- och transportkostnader
– i MUSD	35,2	37,9
– i USD per boe	1,19	1,21
Verksamhetskostnader
– i MUSD	137,7	155,2
– i USD per boe1	4,65	4,94

Förändringar i lager
– i MUSD	0,6	-0,4
– i USD per boe	0,02	-0,02
Övrigt
– i MUSD	7,1	9,4
– i USD per boe	0,24	0,30
Produktionskostnader
– i MUSD	145,4	164,2
– i USD per boe	4,91	5,22

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

1 Beloppen i ovanstående tabell exkluderar tariffi ntäkter. Verksamhetskostnaderna om 4,65 USD (4,94 USD) per fat för året minskar till 3,66 USD (4,25 USD) per fat när de nettoredovisas.

De totala utvinningskostnaderna för året uppgick till 102,5 MUSD (117,3 MUSD). Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 93,0 MUSD (105,9 MUSD). Minskningen i förhållande till föregående år är ett resultat av att produktionen från Brynhildfältet har upphört under året.

Utvinningskostnaderna per fat för året uppgick till 3,46 USD (3,73 USD) inklusive verksamhetsrelaterade projekt och till 3,14 USD (3,37 USD) per fat exklusive verksamhetsrelaterade projekt.

Tariff- och transportkostnader för året uppgick till 35,2 MUSD (37,9 MUSD) eller 1,19 USD (1,21 USD) per fat.

Övriga kostnader för året uppgick till 7,1 MUSD (9,4 MUSD) och avsåg tecknandet av en driftstoppsförsäkring. Övriga kostnader som redovisades under föregående år avsåg ett kostnadsdelningsavtal för Brynhildfältet, i enlighet med vilket verksamhetskostnaderna varierade med oljepriset fram till slutet av maj 2017. Avtalet värderades till verkligt värde till terminskursen på olja.

Avskrivningar och återställningskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader för året uppgick till 458,0 MUSD (567,3 MUSD), vilket motsvarar en genomsnittlig kostnad om 15,46 USD (18,05 USD) per fat som beskrivs i not 10. De lägre avskrivningarna för året jämfört med 2017 beror på en lägre avskrivningsgrad per fat från Edvard Griegfältet till följd av reservökningen som gjordes vid årets slut 2017 samt lägre produktionsvolymer.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 53,2 MUSD (73,1 MUSD) för året och beskrivs i not 10. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger stor osäkerhet om deras framtida återvinning.

Nedskrivningar av olje- och gastillgångar

Nedskrivningar som redovisats i resultaträkningen uppgick till – MUSD (30,6 MUSD) för året och beskrivs i not 10. Nedskrivningen under föregående år avsåg försäljningen av en 39-procentig andel i Brynhildfältet i PL148.

Förlust vid försäljning av tillgångar

Förlust vid försäljning av tillgångar som redovisats i resultaträkningen uppgick till – MUSD (14,4 MUSD) för året och avsåg resultat efter skatt gällande avyttringen av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet och beskrivs i not 8.

Inköp av olja från tredje part

Inköp av olja från tredje part uppgick till 533,8 MUSD (303,3 MUSD) för året och avsåg främst Lundin Petroleum Marketing SA:s inköp av Grane Blend olja från bolag utanför koncernen.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar för året uppgick till 24,6 MUSD (31,7 MUSD) och innehöll en kostnad om 3,9 MUSD (4,3 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även not 29. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 2,6 MUSD (2,5 MUSD) för året.

Finansiella intäkter

Finansiella intäkter för året uppgick till 192,2 MUSD (256,7 MUSD) och beskrivs i not 4.

Under året omförhandlades lånevillkoren för den reservbaserade kreditfaciliteten, vilket resulterade i att räntemarginalen över LIBOR minskade från 3,15 procent till 2,25 procent. Dessa nya villkor trädde i kraft den 1 juni 2018. Den ändrade räntemarginalen har resulterat i en redovisningsmässig vinst om 183,7 MUSD (– MUSD) i enlighet med IFRS 9. När en fi nansiell skuld som redovisas till upplupet anskaffningsvärde modifi eras utan att detta resulterar i att skulden återförs, redovisas en vinst eller förlust i resultaträkningen i enlighet med IFRS 9. Vinsten eller förlusten beräknas som skillnaden mellan det kassafl öde det ursprungliga avtalet innebar och det modifi erade kassafl ödet som nuvärdesberäknas till den ursprungliga effektiva räntan.

Övriga fi nansiella intäkter uppgick till 3,3 MUSD (0,4 MUSD) och inkluderade förändringen av ShaMaranaktiernas verkliga värde, i enlighet med IFRS 9. ShaMaranaktierna såldes under året till rådande marknadsvärde.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader för året uppgick till 345,4 MUSD (186,6 MUSD) och beskrivs i not 5.

Valutakursförluster uppgick till 164,9 MUSD (vinst om 255,3 MUSD). 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 Petroleum har säkrat vissa fi nansieringskostnader som uppkommer i utländsk valuta mot US-dollarn och den realiserade valutakursvinsten på förfallna valutakurssäkringar uppgick till 5,2 MUSD (förlust om 1,8 MUSD).

US-dollarn förstärktes gentemot Euron under året, vilket resulterade i en valutakursförlust på det externa lån i US-dollar som tagits av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta. Dessutom försvagades den norska kronan mot Euron under året, vilket resulterade i en valutakursförlust på en koncernintern lånebalans i norska kronor.

Räntekostnader uppgick till 88,7 MUSD (115,0 MUSD) och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende fi nansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades under året till ett belopp om 87,6 MUSD (63,5 MUSD). De totala räntekostnaderna är något lägre jämfört med föregående år, främst till följd av att högre räntor har kompenserats av att ett lägre lånebelopp utnyttjats på den reservbaserade kreditfaciliteten. Räntesäkringsavtalen resulterade i en vinst om 3,5 MUSD (förlust om 17,4 MUSD) och redovisas som fi nansiella intäkter.

Avskrivningar av uppskjutna fi nansieringsavgifter uppgick till 17,8 MUSD (17,5 MUSD) och avsåg kostnaden för upprättandet av kreditfaciliteten. Dessa avgifter har kostnadsförts över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Engagemangsavgifter för kreditfaciliteter uppgick till 13,0 MUSD (11,1 MUSD) och ökningen jämfört med föregående år beror på att ett lägre lånebelopp utnyttjats. Ökningen har delvis kompenserats av att en lägre marginal för engagemangsavgifterna omförhandlats för den reservbaserade kreditfaciliteten, vars nya villkor trädde i kraft den 1 juni 2018.

Avgifterna för omförhandlingen av faciliteten uppgick till 17,3 MUSD (– MUSD) och avsåg de avgifter som erlagts för att uppnå de förmånligare lånevillkor som resulterat i att räntemarginalen över LIBOR minskat från 3,15 procent till 2,25 procent. De nya lånevillkoren trädde i kraft den 1 juni 2018. Den redovisningsmässiga nettovinsten uppgick till 166,4 MUSD när dessa avgifter nettoredovisades mot vinsten som omförhandlingen av faciliteten resulterade i. Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 68,3 MUSD, vilket resulterade i en redovisningsmässig nettovinst om 98,1 MUSD efter skatt som skrivs av över facilitetens återstående nyttjandetid.

De förmånligare lånevillkoren som omförhandlats för bolagets reservbaserade kreditfacilitet resulterade i en redovisningsmässig vinst som efter nuvärdesjustering uppgick till 26,1 MUSD (– MUSD) för året och skrivs av över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Andel i resultat från intresseföretag

Andel i resultat från intresseföretag uppgick till -1,3 MUSD (-0,4 MUSD) och avsåg andelen i resultatet i Mintley Caspian Ltd. och beskrivs i not 6.

Skatt

Den totala skattekostnaden uppgick till 1 025,8 MUSD (501,2 MUSD) och beskrivs i not 7.

Den aktuella skattekostnaden uppgick till 90,4 MUSD (-0,5 MUSD), varav 89,0 MUSD (-1,5 MUSD) avsåg bolagsskatt i Norge. Den aktuella skattekostnaden i Norge avsåg endast bolagsskatt och inte den särskilda petroleumskatten eftersom bolaget fortfarande kan dra fördel av skattemässiga underskott inom detta skatteslag. Den skatt som betalats under året uppgick till 14,8 MUSD, vilket har resulterat i en ökning av den aktuella skatteskulden jämfört med föregående år.

Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 935,4 MUSD (501,7 MUSD) och är hänförlig till Norge. Uppskjuten skatt uppkommer huvudsakligen när det fi nns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar.

Koncernen är verksam i ett fl ertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 12,5 och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för året påverkas av resultatposter som inte är skattepliktiga fullt ut, såsom den redovisade valutakursvinsten/förlusten, fi nansiella poster för den norska verksamheten och det särskilda avdraget för skatteändamål som gäller för utbyggnadsutgifter i enlighet med de skatteregler som gäller för verksamhet offshore i Norge.

Innehav utan bestämmande infl ytande

Resultatet hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande uppgick till – MUSD (-3,8 MUSD). Resultatet för föregående år avsåg innehavet utan bestämmande infl ytande i Mintley Caspian Ltd., holdingbolaget för Lundin Petroleums investering i Ryssland, som var till fullo konsoliderat fram till slutet av det tredje kvartalet 2017. Investeringen i Mintley Caspian Ltd. exkluderades ur koncernredovisningen i slutet av det tredje kvartalet 2017 och resultatet redovisas därefter som andel i resultat från intresseföretag.

Balansräkningen

Anläggningstillgångar

Olje- och gastillgångar uppgick till 5 341,1 MUSD (4 937,1 MUSD) och beskrivs i not 10.

Utgifter för utbyggnad, prospektering och utvärdering beskrivs nedan:

Utbyggnadsutgifter

Belopp i MUSD	2018	2017
Norge	701,9	950,0
Utbyggnadsutgifter	701,9	950,0

Under året har ett belopp om 701,9 MUSD (950,0 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg. Dessutom aktiverades räntekostnader till ett belopp om 87,6 MUSD (63,5 MUSD).

Prospekterings- och utvärderingsutgifter

Belopp i MUSD	2018	2017
Norge	310,6	227,1
Ryssland	–	1,1
Prospekterings- och utvärderingsutgifter	310,6	228,2

Utgifter för prospektering och utvärdering i Norge uppgick till 310,6 MUSD (227,1 MUSD) och avsåg främst utvärderingsborrningarna på Luno II i PL359, Rolvsnes i PL338C och Alta i PL609, prospekteringsborrningarna på Frosk i PL340, Svanefjell i PL659, Lille Prinsen i PL167, Silfari i PL830 och Driva/Oppdal i PL860, samt andra fasen av Johan Sverdrupprojektet. Intäkterna för oljan som producerades från det förlängda produktionstestet på Altafyndigheten i PL609 under det tredje kvartalet 2018 har nettoredovisats mot aktiverade utvärderingsutgifter.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 13,6 MUSD (13,2 MUSD) och beskrivs i not 11.

Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen som gjordes under 2016 uppgick till 128,1 MUSD (128,1 MUSD) och beskrivs i not 12.

Finansiella tillgångar uppgick till 0,4 MUSD (6,7 MUSD) och beskrivs i not 13. Jämförelseperioden inkluderade aktier i ShaMaran, vilka avyttrades till närstående part under året, se även not 26.

Derivatinstrument uppgick till 2,7 MUSD (26,5 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader och beskrivs i not 21.

Omsättningstillgångar

Lager uppgick till 36,5 MUSD (33,7 MUSD) och inkluderade lager av såväl borrutrustning som av olja och beskrivs i not 14.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 219,3 MUSD (304,4 MUSD) och beskrivs i not 15. Samtliga kundfordringar är kortfristiga och uppgick till 153,7 MUSD (202,7 MUSD) och inkluderade fakturerade leveranser. Underuttag uppgick till 4,6 MUSD (29,4 MUSD) och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten. Fordringar på joint operations uppgick till 17,0 MUSD (15,6 MUSD). Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 26,9 MUSD (29,3 MUSD) och avsåg främst förutbetalda verksamhets- och försäkringskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 17,1 MUSD (27,4 MUSD) och inkluderade en kortfristig fordran om 14,0 MUSD på IPC avseende rörelsekapital till följd av avknoppningen samt andra diverse fordringar.

Derivatinstrument uppgick till 34,0 MUSD (7,7 MUSD) och var hänförliga till den vinst som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader och beskrivs i not 21.

Likvida medel uppgick till 66,8 MUSD (71,4 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhetens löpande behov.

Långfristiga skulder

Finansiella skulder uppgick till 3 262,0 MUSD (3 880,0 MUSD) och beskrivs i not 18. Banklån uppgick till 3 465,0 MUSD (3 955,0 MUSD) och avsåg det utestående lånet inom koncernens reservbaserade kreditfacilitet. Aktiverade fi nansieringsavgifter avseende uppläggningskostnader för koncernens kreditfacilitet uppgick till 54,1 MUSD (75,0 MUSD) och skrivs av över facilitetens förväntade nyttjandetid. Den redovisningsmässiga vinsten som redovisats per balansdagen för omförhandlingen av lånevillkoren uppgick till 148,9 MUSD (– MUSD) och skrivs av över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Avsättningar uppgick till 489,1 MUSD (420,6 MUSD) och beskrivs i not 19. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 483,9 MUSD (414,6 MUSD) och avsåg den långfristiga delen av framtida återställningsåtaganden. Den ökade avsättningen avsåg främst Edvard Grieg och utbyggnaden av Johan Sverdrup. Den kortfristiga delen av framtida återställningsåtaganden redovisas som kortfristiga skulder.

Uppskjutna skatteskulder uppgick till 2 103,0 MUSD (1 302,2 MUSD) och beskrivs i not 7. 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 64,9 MUSD (3,1 MUSD) och var hänförlig till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader och beskrivs i not 21.

Kortfristiga skulder

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 204,6 MUSD (259,0 MUSD) och beskrivs i not 20. Överuttag uppgick till 5,4 MUSD (12,8 MUSD) och avsåg en överuttagsposition gällande Edvard Griegfältet. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 147,4 MUSD (188,9 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 17,6 MUSD (19,5 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 7,6 MUSD (7,7 MUSD).

Derivatinstrument uppgick till 20,0 MUSD (6,4 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader och beskrivs i not 21.

Kortfristiga skatteskulder uppgick till 70,4 MUSD (0,6 MUSD) och avsåg huvudsakligen bolagsskatt i Norge och beskrivs i not 7.

Kortfristiga avsättningar uppgick till 12,5 MUSD (7,7 MUSD) och beskrivs i not 19. Den kortfristiga delen av avsättningen för framtida återställningsåtaganden uppgick till 6,6 MUSD (– MUSD) och den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums unit bonus program uppgick till 5,9 MUSD (7,7 MUSD).

Årsstämman

Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 29 mars 2019.

Styrelsens förslag på ersättning till bolagsledningen

Styrelsen har för avsikt att föreslå att årsstämman 2019 godkänner en ersättningspolicy för 2019 som följer i alla väsentliga avseenden samma principer som tillämpades 2018 och som består av liknande komponenter för ersättning till bolagsledningen som 2018 års ersättningspolicy, dvs. grundlön, årlig rörlig lön, långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) och andra förmåner.

Styrelsen kommer att föreslå att årsstämman också beslutar att inrätta ett prestationsbaserat, långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum som följer liknande principer som de tidigare LTIP som godkänts av årsstämmorna 2014–2018. LTIP 2019 ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att ett prestationsvillkor uppfylls över en treårig prestationsperiod som inleds den 1 juli 2019 och avslutas den 30 juni 2022. Prestationsvillkoret är baserat på aktiekursens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return) avseende Lundin Petroleumaktien jämfört med Total Shareholder Return för en grupp referensbolag. Vid inledningen av prestationsperioden kommer deltagarna att vederlagsfritt tilldelas en rättighet som, förutsatt att prestationsvillkoret är uppfyllt, berättigar deltagaren att efter prestationsperiodens slut vederlagsfritt erhålla aktier i Lundin Petroleum.

Antalet prestationsaktier som tilldelas varje deltagare är begränsat till ett värde motsvarande tre gånger hens årliga bruttogrundlön för 2019. Det totala antalet prestationsaktier som kan tilldelas enligt LTIP 2019 är 500 000, vilket motsvarar cirka 0,15 procent av det totala antalet utestående aktier i Lundin Petroleum. Styrelsen äger rätt att efter egen bedömning reducera (inklusive reducera till noll) tilldelning av prestationsaktier om styrelsen skulle fi nna att den underliggande prestationen inte refl ekteras i utfallet av prestationsvillkoret, till exempel vad gäller operativt kassafl öde, reserver, samt hälsa och säkerhet.

Deltagarna kommer inte att äga rätt att överlåta, pantsätta eller avyttra LTIP 2019 rättigheter, eller utöva några rättigheter eller skyldigheter som tillkommer aktieägare avseende LTIP rättigheter under prestationsperioden. LTIP rättigheter berättigar deltagare att förvärva redan existerande aktier. Styrelsen kommer att överväga åtgärder för att säkra den fi nansiella exponering LTIP 2019 kan förväntas ha på bolaget. Ett alternativ skulle kunna vara att ingå ett aktieswap-avtal med tredje part på marknadsmässiga villkor, varvid den tredje parten i eget namn ska vara berättigad att förvärva och överlåta aktier i Lundin Petroleum till deltagarna.

En detaljerad beskrivning av förslaget fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.

Ersättning i enlighet med rådande marknadsförhållanden ska också kunna utgå till styrelseledamöter för arbete som utförs utanför styrelseuppdraget.

Därutöver kommer styrelsen liksom tidigare år att begära bemyndigande från årsstämman att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns särskilda skäl.

För en detaljerad beskrivning av ersättningspolicyn som tillämpades 2018, se bolagsstyrningsrapporten på sidorna 36–37. Ersättning till styrelsen och bolagsledningen beskrivs i noterna 28 och 29.

Aktieinformation

För information om antalet utestående aktier och återköp av egna aktier se not 17.1.

För årsstämmans beslut om bemyndigande att besluta om nyemission av aktier se bolagsstyrningsrapporten på sidan 25.

Utdelning

I enlighet med den uppdaterade utdelningspolicyn föreslås 2019 års årsstämma besluta om en utdelning för 2018 om 1,48 USD per aktie, motsvarande 500 miljoner USD (avrundat), att utbetalas i kvartalsvisa delbetalningar om 0,37 USD per aktie, motsvarande 125 miljoner USD (avrundat). Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,37 USD per aktie att omvandlas till ett belopp i SEK, samt 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 slutgiltiga motsvarande beloppet i USD som aktieägarna erhåller kan därför avvika något beroende på valutakursen USD/SEK på utbetalningsdagen. Beloppet i SEK per aktie som utbetalas varje kvartal kommer att meddelas i ett pressmeddelande fyra arbetsdagar innan respektive avstämningsdag.

Den första delbetalningen förväntas ske runt den 5 april 2019, med förväntad avstämningsdag den 2 april 2019 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 1 april 2019. Den andra delbetalningen förväntas ske runt den 8 juli 2019, med förväntad avstämningsdag den 3 juli 2019 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 2 juli 2019. Den tredje delbetalningen förväntas ske runt den 7 oktober 2019, med förväntad avstämningsdag den 2 oktober 2019 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 1 oktober 2019. Den fjärde delbetalningen förväntas ske runt den 9 januari 2020, med förväntad avstämningsdag den 3 januari 2020 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 2 januari 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 2018 års utdelning har satts till 7,665 miljarder SEK (d.v.s. 1,916 miljarder SEK per kvartal). Om den totala utdelningen skulle överstiga maxbeloppet om 7,665 miljarder SEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att den totala utdelningen motsvarar maxbeloppet om 7,665 miljarder SEK.

För detaljerad information om den uppdaterade utdelningspolicyn, se sidan 25.

Förslag till vinstdisposition

Årsstämman 2019 har balanserade vinstmedel till sitt förfogande uppgående till 54 256,0 MSEK, inklusive årets resultat om 1 657,8 MSEK.

Baserat på ovan beskrivna förhållanden föreslår styrelsen att årsstämman disponerar de stående vinstmedlen enligt följande:

MSEK

Styrelsen föreslår utdelning till aktieägarna om
1,48 USD per aktie1	4 666,0
Överförs i ny räkning	49 590,0
Balanserade vinstmedel	54 256,0

1 Beloppet baseras på Riksbankens valutakurs för USD till SEK den 25 februari 2019. Beloppet baseras på antalet aktier i cirkulation den 25 februari 2019 och det totala utdelningsbeloppet kan variera mellan avstämningsdagarna som ett resultat av återköp av egna aktier eller emission av nya aktier. Utdelningen denomineras i USD och fl uktueringar i valutakursen för USD till SEK mellan den 25 februari 2019 och datumet för årsstämmans godkännande av utdelningsförslaget kommer att påverka det totala utdelningsbeloppet i SEK. Om utdelningsförslaget godkänns av årsstämman kommer utdelningen på stämmodatum att redovisas som en skuld i USD, och det motsvarande beloppet i SEK att fl uktuera till dess att den fjärde utbetalningen omvandlats från USD till SEK.

Baserat på en omfattande utvärdering av bolagets och koncernens fi nansiella ställning i sin helhet samt med beaktande av det föreslagna återköpsbemyndigandet anser styrelsen att den föreslagna utdelningen är försvarlig med hänsyn till de krav som verksamhetens art, omfattning och risker ställer på storleken av bolagets och koncernens egna kapital samt bolagets och koncernverksamhetens konsolideringsbehov, likviditet och ställning i övrigt. Styrelsen har tagit i beaktande att det egna kapitalet på koncernnivå är negativt. Detta egna kapital baseras dock på historiska bokföringsmässiga bestämningar av bokfört värde, avskrivningar och resultat från valutakursförändringar och beaktar inte marknadsvärdet på koncernens tillgångar. Styrelsens yttrande enligt 18 kap 4 § aktiebolagslagen är i sin helhet tillgängligt på www.lundin-petroleum.com.

Förändringar i styrelsen

Valberedningen föreslår omval av samtliga nuvarande styrelseledamöter till årsstämman 2019.

Finansiella rapporter

Resultatet för koncernens verksamhet samt dess fi nansiella ställning vid räkenskapsårets utgång framgår av efterföljande resultaträkning, rapport över totalresultat, balansräkning, kassafl ödesanalys, förändring i eget kapital samt tillhörande noter, vilka presenteras i US dollar.

Moderbolagets resultat- och balansräkning, kassafl ödesanalys, rapport över förändringar i eget kapital samt tillhörande noter är presenterade i svenska kronor på sidorna 89–94.

Händelser efter balansdagens utgång

Händelser efter balansdagens utgång beskrivs i not 31.

Riskhantering

En detaljerad beskrivning av bolagets riskhantering återfi nns i den strategiska rapporten på sidorna 18–21.

Bolagsstyrningsrapport

Lundin Petroleum har gett ut en bolagsstyrningsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Bolagsstyrningsrapporten återfi nns i denna årsredovisning på sidorna 22–38.

Hållbarhetsrapport

Lundin Petroleum har gett ut en hållbarhetsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Hållbarhetsrapporten fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.

Rapport om betalningar till myndigheter

Lundin Petroleum har gett ut en Rapport om betalningar till myndigheter, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Rapporten om betalningar till myndigheter fi nns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com.

Koncernens resultaträkning

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MUSD	Not	2018	2017
Intäkter och övriga intäkter
Intäkter		2 607,9	1 958,3
Övriga intäkter		9,5	38,7
	1	2 617,4	1 997,0
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	2	-145,4	-164,2
Avskrivningar och återställningskostnader	10	-458,0	-567,3
Prospekteringskostnader	10	-53,2	-73,1
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	10	–	-30,6
Förlust vid försäljning av tillgångar	8	–	-14,4
Övriga rörelsekostnader	3	-533,8	-303,3
Bruttoresultat		1 427,0	844,1
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga
materiella anläggningstillgångar		-24,6	-31,7
Rörelseresultat		1 402,4	812,4
Finansiella poster
Finansiella intäkter	4	192,2	256,7
Finansiella kostnader	5	-345,4	-186,6
		-153,2	70,1

Andel i resultat från intresseföretag	6	-1,3	-0,4
Resultat före skatt		1 247,9	882,1

Inkomstskatt	7	-1 025,8	-501,2

Årets resultat från kvarvarande verksamhet		222,1	380,9

Avyttrad verksamhet
Årets resultat – IPC	9	–	46,5

Årets resultat		222,1	427,4
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare		222,1	431,2
Innehav utan bestämmande infl ytande		–	-3,8
		222,1	427,4
Resultat per aktie – USD1	17.3
Från kvarvarande verksamhet		0,66	1,13
Från avyttrad verksamhet		–	0,14
Resultat per aktie efter full utspädning – USD1	17.3
Från kvarvarande verksamhet		0,65	1,13
Från avyttrad verksamhet		–	0,14

1 Baserat på resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.

Koncernens rapport över totalresultat

Belopp i MUSD	2018	2017
Årets resultat	222,1	427,4

Poster som kan omklassifi ceras till resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens	1,5	-96,2
Kassafl ödessäkring	-74,1	76,4
Finansiell tillgång som kan säljas	–	4,9
Övrigt totalresultat	-72,6	-14,9

Totalresultat	149,5	412,5

Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	149,5	416,3
Innehav utan bestämmande infl ytande	–	-3,8
	149,5	412,5

Koncernens balansräkning

Belopp i MUSD	Not	2018	2017
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar	10	5 341,1	4 937,1
Övriga materiella anläggningstillgångar	11	13,6	13,2
Goodwill	12	128,1	128,1
Finansiella tillgångar	13	0,4	6,7
Derivatinstrument	21	2,7	26,5
Summa anläggningstillgångar		5 485,9	5 111,6

Omsättningstillgångar
Lager	14	36,5	33,7
Kundfordringar och andra fordringar	15	219 3	304,4
Derivatinstrument	21	34,0	7,7
Likvida medel	16	66,8	71,4
Summa omsättningstillgångar		356,6	417,2

SUMMA TILLGÅNGAR		5 842,5	5 528,8

EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Aktiekapital	17.1	0,5	0,5
Övrigt tillskjutet kapital	17.1	339,7	527,9
Övriga reserver	17.2	-518,3	-445,7
Balanserad vinst		-428,0	-864,7
Årets resultat		222,1	431,2
Summa eget kapital		-384,0	-350,8

Skulder
Långfristiga skulder
Finansiella skulder	18	3 262,0	3 880,0
Avsättningar	19	489,1	420,6
Uppskjutna skatteskulder	7	2 103,0	1 302,2
Derivatinstrument	21	64,9	3,1
Summa långfristiga skulder		5 919,0	5 605,9

Kortfristiga skulder
Leverantörsskulder och andra skulder	20	204,6	259,0
Derivatinstrument	21	20,0	6,4
Kortfristiga skatteskulder	7	70,4	0,6
Avsättningar	19	12,5	7,7
Summa kortfristiga skulder		307,5	273,7

Summa skulder		6 226,5	5 879,6

SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		5 842,5	5 528,8

Koncernens kassaflödesanalys

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MUSD	Not	2018	2017
Kassafl öde från verksamheten
Årets resultat		222,1	380,9

Justeringar för:
Prospekteringskostnader		53,2	73,1
Avskrivningar och nedskrivningar		460,6	570,9
Nedskrivning av olje- och gastillgångar		–	30,6
Aktuell skatt		90,4	-0,5
Uppskjuten skatt		935,4	501,7
Nedskrivningar av övriga aktier		–	11,2
Långsiktiga incitamentsprogram		14,6	12,7
Valutakursvinst/förlust		162,5	-258,0
Räntekostnader		88,7	115,0
Vinst från omförhandling av lånevillkor		-183,7	–
Avgifter för omförhandling av lån		17,3	–
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor		26,1	–
Aktiverade fi nansieringsavgifter		17,8	17,5
Övriga		12,8	26,4
Erhållen ränta		1,1	1,0
Betald ränta		-176,0	-177,3
Erhållen/betald skatt		-15,8	82,2
Förändringar i rörelsekapital:
Förändringar i lager		-2,8	-3,8
Förändringar i underuttagsposition		24,8	-2,0
Förändringar i fordringar		57,4	126,9
Förändringar i överuttagsposition		-7,4	-17,1
Förändringar i skulder		-80,8	-192,1
Summa kassafl öde från verksamheten		1 718,3	1 299,3
Kassafl öde från investeringar
Investering i olje- och gastillgångar		-1 060,1	-1 178,2
Investering i övriga anläggningstillgångar		-3,2	-1,6
Investering i övriga aktier och andelar 1		9,3	-1,3
Betalda återställningskostnader		-1,3	-0,4
Avyttring av anläggningstillgångar 2		–	93,7
Övriga		–	-7,8
Summa kassafl öde från investeringar		-1 055,3	-1 095,6
Kassafl öde från fi nansiering
Förändring av långfristiga skulder	22	-490,0	-188,7
Betalda fi nansieringsavgifter		-17,3	–
Kassafl öde från/till avyttrad verksamhet		–	31,7
Betald utdelning		-153,1	–
Köp av egna aktier		-14,3	-28,0
Summa kassafl öde från fi nansiering		-674,7	-185,0

Förändring av likvida medel		-11,7	18,7
Likvida medel vid årets början		71,4	56,1
Valutakursdifferenser i likvida medel		7,1	-3,2
Likvida medel från verksamhet som exkluderats ur koncernredovisningen		–	-0,2
Likvida medel vid årets slut		66,8	71,4

1 Kontant ersättning erhållen för försäljningen av aktier i ShaMaran.

2 Kontant ersättning erhållen för försäljningen av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet, inklusive betalning av rörelsekapital.

Effekterna av valutakursdifferenser som uppstår vid omräkning av utländska koncernbolag har inte inkluderats eftersom dessa effekter inte påverkar kassafl ödet. Likvida medel består av kontanta medel och kortfristiga placeringar med en förfallotid inom tre månader.

Förändringar i koncernens egna kapital

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Hänförligt till moderbolagets aktieägare
Belopp i MUSD	Aktie kapital1	Övrigt tillskjutet kapital	Övriga reserver2	Balanserad vinst	Summa	Innehav utan bestämmande infl ytande	Summa eget kapital
1 januari 2017	0,5	979,1	-430,8	-787,4	-238,6	-113,6	-352,2

Totalresultat
Årets resultat	–	–	–	431,2	431,2	-3,8	427,4
Valutaomräkningsdifferens	–	–	-96,2	–	-96,2	–	-96,2
Kassafl ödessäkring	–	–	76,4	–	76,4	–	76,4
Investeringar som kan säljas	–	–	4,9	–	4,9	–	4,9
Summa totalresultat	–	–	-14,9	431,2	416,3	-3,8	412,5
Transaktioner med ägare
Förändring i konsolidering	–	–	–	-82,0	-82,0	117,1	35,1
Utdelning av IPC-tillgångar	–	-410,0	–	–	-410,0	–	-410,0
Köp av egna aktier	–	-28,0	–	–	-28,0	–	-28,0
IPC-avknoppning	–	–	–	–	–	0,3	0,3
Aktierelaterade ersättningar 3	–	-13,2	–	–	-13,2	–	-13,2
Värde av tjänster från anställda 4	–	–	–	4,7	4,7	–	4,7
Summa transaktioner med ägare	–	-451,2	–	-77,3	-528,5	117,4	-411,1
31 december 2017	0,5	527,9	-445,7	-433,5	-350,8	–	-350,8

Totalresultat
Årets resultat	–	–	–	222,1	222,1	–	222,1
Valutaomräkningsdifferens	–	–	1,5	–	1,5	–	1,5
Kassafl ödessäkring	–	–	-74,1	–	-74,1	–	-74,1
Summa totalresultat	–	–	-72,6	222,1	149,5	–	149,5
Transaktioner med ägare
Kontantutdelning	–	-153,1	–	–	-153,1	–	-153,1
Köp av egna aktier	–	-14,3	–	–	-14,3	–	-14,3
Aktierelaterade ersättningar 3	–	-20,8	–	–	-20,8	–	-20,8
Värde av tjänster från anställda 4	–	–	–	5,5	5,5	–	5,5
Summa transaktioner med ägare	–	-188,2	–	5,5	-182,7	–	-182,7
31 december 2018	0,5	339,7	-518,3	-205,9	-384,0	–	-384,0

1 Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital beskrivs i not 17.1.

2 Övriga reserver beskrivs i not 17.2.

3 Motsvarar kostnaden för att säkra de långsiktiga incitamentsprogram för vilka reglering görs i aktier, vilket beskrivs i not 29.

4 Motsvarar det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen för det långsiktiga incitamentsprogrammet, för vilket reglering görs i aktier, som redovisas över programmets intjänandeperiod, vilket beskrivs i not 29.

Redovisningsprinciper

Grunder för rapporternas upprättande

Lundin Petroleums årsredovisning har upprättats i enlighet med gällande IFRS (International Financial Reporting Standards) standarder och tolkningar från IFRIC (International Financial Reporting Interpretation Committee) som antagits av EU kommissionen samt årsredovisningslagen (1995:1554). Vidare har RFR 1 Kompletterande redovisningsregler för koncerner tillämpats, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering. Moderbolaget tillämpar samma redovisningsprinciper som koncernen med undantag för vad som anges i moderbolagets redovisningsprinciper på sidan 89.

Att upprätta fi nansiella rapporter i överensstämmelse med IFRS kräver användning av vissa kritiska redovisningsmässiga uppskattningar och kräver även att ledningen gör vissa bedömningar vid tillämpningen av koncernens redovisningsprinciper. De områden som innefattar en hög grad av bedömning, som är komplexa eller sådana områden där antaganden och uppskattningar är av väsentlig betydelse för koncernredovisningen anges under rubriken Kritiska redovisningsuppskattningar och antaganden. Lundin Petroleums koncernredovisning har upprättats i enlighet med anskaffningsvärdemetoden förutom för poster som ska redovisas till verkligt värde, vilket beskrivs i koncernens redovisningsprinciper. Koncerninterna transaktioner och balansposter har eliminerats.

Redovisningsstandarder, tillägg och tolkningar

Lundin Petroleum har sedan den 1 januari 2018 tillämpat följande nya redovisningsstandarder:

IFRS 9, Finansiella instrument, standarden behandlar klassifi cering, mätning och redovisning av fi nansiella tillgångar och skulder och introducerar nya regler för säkringsredovisning samt en ny modell för nedskrivning av fi nansiella tillgångar. Baserat på denna standard redovisas investeringen i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) till aktiernas verkliga värde, vilket medför att förändringar i aktiernas verkliga värde redovisas direkt i koncernens resultaträkning. Aktierna i ShaMaran avyttrades under året. Koncernen tillämpar de nya reglerna retroaktivt från den 1 januari 2018 och jämförelsetalen har inte räknats om.

I enlighet med IFRS 9 har en redovisningsmässig vinst om 166,4 MUSD redovisats under året. Vinsten är hänförlig till omförhandlingen av den reservbaserade kreditfaciliteten till förmånligare villkor, vilka trädde i kraft den 1 juni 2018.

IFRS 15, Intäkter från avtal med kunder, standarden behandlar intäktsredovisning och etablerar principer för rapportering av relevant information till användare av fi nansiella rapporter. Baserat på denna standard redovisas vissa transaktioner som övriga intäkter istället för intäkter. Koncernen tillämpar de nya reglerna med full retroaktivitet, vilket innebär att jämförelsetalen har räknats om.

Följande redovisningsstandarder och tolkningar, vilka inte är obligatoriska för räkenskapsåret 2018, har inte antagits av koncernen men en bedömning har gjorts av hur dessa standarder kommer att påverka koncernens fi nansiella rapportering från och med den 1 januari 2019.

IFRS 16, Leasing, kommer att ersätta IAS 17 och kräver att alla avtal som uppfyller defi nitionen för leasing med några undantag ska redovisas i balansräkningen som rätten att använda en

tillgång och leasingskuld. Leasingavgifter redovisas dels som räntekostnader, dels som amorteringar av leasingskulder. IFRS 16 trädde i kraft den 1 januari 2019 och koncernen har gjort följande val vad gäller övergångsregler: (a) tillämpning med modifi erad retroaktivitet, (b) rätten att använda en tillgång kommer att beräknas med ett belopp som motsvarar leasingskulden och (c) leasingavtal med mindre än 12 månaders återstående löptid vid årets slut 2018 kommer ej att redovisas som leasingavtal. Koncernen har valt att tillämpa följande principer: kortsiktiga leasingavtal (kortare än 12 månader) och leasingavtal avseende tillgångar till mindre värde kommer inte att redovisas i balansräkningen utan kommer att kostnadsföras löpande.

Lundin Petroleum har bedömt vilken påverkan IFRS 16 har på koncernens fi nansiella rapporter och har endast identifi erat ett relevant avtal som uppfyller kriterier för leasing. Det bedöms inte ha någon väsentlig påverkan på koncernens fi nansiella rapporter.

Konsolideringsprinciper Dotterbolag

Dotterbolag är alla företag, över vilka koncernen har bestämmande infl ytande. Koncernen kontrollerar ett företag när den exponeras för eller har rätt till rörlig avkastning från sitt innehav i företaget och har möjlighet att påverka avkastningen genom sitt infl ytande i företaget. Förekomsten och effekten av potentiella rösträtter som för närvarande är möjliga att utnyttja eller konvertera beaktas vid bedömningen av koncernens bestämmande infl ytande. Dotterföretag inkluderas i koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande infl ytandet överförs till koncernen. De exkluderas ur koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande infl ytandet upphör.

Förvärvsmetoden används för redovisning av koncernens rörelseförvärv. Köpeskillingen för förvärvet av ett dotterbolag utgörs av det verkliga värdet på de överlåtna tillgångarna, skulder till de tidigare ägarna av den förvärvade rörelsen och de aktier som emitterats av koncernen. I köpeskillingen ingår även de tillgångar eller skulder som är en följd av en överenskommelse om villkorad köpeskilling värderade till verkligt värde. Identifi erbara förvärvade tillgångar och övertagna skulder och eventualförpliktelser i ett rörelseförvärv värderas inledningsvis till verkligt värde på förvärvsdagen.

Ägare utan bestämmande infl ytandes andel i dotterbolaget representerar den del av dotterbolaget som inte ägs av koncernen. Dotterbolagets egna kapital hänförligt till aktieägare utan bestämmande infl ytande visas som en separat post i koncernens egna kapital. Koncernen avgör för varje förvärv, om innehav utan bestämmande infl ytande i det förvärvade företaget redovisas till verkligt värde eller till innehavets proportionella andel av det förvärvade företagets identifi erbara nettotillgångar.

Koncerninterna transaktioner, balansposter, intäkter och kostnader för transaktioner mellan koncernföretag elimineras. Vinster och förluster som är ett resultat av koncerninterna transaktioner elimineras också. Redovisningsprinciperna för dotterföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.

Joint arrangements

Olje- och gasverksamhet bedrivs av koncernen i joint operations som saknar registrerad bolagsform, via licenser, vilka innehas gemensamt med andra bolag. Dessa joint operations är en typ av joint arrangements, genom vilka parterna har gemensam kontroll. Koncernen redovisar produktion, investeringar, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i de gemensamt ägda tillgångarna i förhållande till den ägda licensandelen.

Se www.lundin-petroleum.com/sv/verksamheter/ för ytterligare information om joint arrangements.

Intresseföretag

En investering i ett intresseföretag är en investering i ett bolag där koncernen har ett betydande men inte bestämmande infl ytande, i allmänhet ett aktieinnehav om minst 20 procent men högst 50 procent av rösterna. Sådana innehav redovisas enligt kapitalandelsmetoden och har initialt redovisats till anskaffningsvärde i koncernredovisningen. Skillnaden mellan anskaffningsvärdet på andelarna i ett intresseföretag och det verkliga nettovärdet av intresseföretagets tillgångar, skulder och ansvarsförbindelser redovisade vid förvärvstidpunkten behandlas som goodwill. Goodwill ingår i innehavets redovisade värde och ingår som en del av innehavet vid bedömning av nedskrivningsbehov. Koncernens andel av det resultat som uppkommit i intresseföretaget efter förvärvet redovisas i resultaträkningen och koncernens andel av förändringar i övrigt totalresultat i intresseföretaget efter förvärvet redovisas direkt i övrigt totalresultat i koncernen. När koncernens ackumulerade andel i ett intresseföretags förluster uppgår till eller överstiger dess innehav i intresseföretaget redovisar koncernen inte ytterligare förluster om inte den har påtagit sig förpliktelser eller har gjort betalningar för intresseföretagets räkning.

Orealiserade vinster på transaktioner mellan koncernen och dess intresseföretag elimineras i förhållande till koncernens innehav i intresseföretaget. Även orealiserade förluster elimineras, om inte transaktionen utgör ett bevis på att ett nedskrivningsbehov föreligger för den överlåtna tillgången.

Utländsk valuta

Poster som ingår i de fi nansiella rapporterna för de olika bolagen i koncernen är värderade i den valuta som används i den ekonomiska miljö där respektive bolag huvudsakligen är verksamt (funktionell valuta). Koncernens fi nansiella rapporter presenteras i US dollar som koncernen valt som rapporteringsvaluta.

Transaktioner och balansposter

Monetära tillgångar och skulder i utländsk valuta omräknas till balansdagens kurs och valutakursdifferenser redovisas i resultaträkningen. Transaktioner i utländsk valuta omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdifferenser redovisas som fi nansiella intäkter/kostnader i resultaträkningen förutom uppskjutna valutakursdifferenser avseende säkringsredovisning som uppfyller villkoren för en sådan, vilka redovisas i övrigt totalresultat.

Rapporteringsvaluta

Utländska koncernföretags balans- och resultaträkningar omräknas enligt dagskursmetoden. Samtliga tillgångar och skulder i dotterbolagen omräknas till balansdagens kurs medan resultaträkningarna omräknas till genomsnittskursen för året förutom där det ansetts mer relevant att använda transaktionsdagens kurs. Omräkningsdifferenser som uppstår redovisas direkt i valutaomräkningsreserven i övrigt totalresultat. Vid avyttring av en utlandsverksamhet omklassifi ceras sådana

omräkningsdifferenser från eget kapital till resultaträkningen och ingår i resultat från avyttringar. Omräkningsdifferenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för fi nansiering av prospekteringsverksamhet, redovisas direkt i övrigt totalresultat.

Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:

	31 december 2018		31 december 2017
	Genomsnitt Balansdag		Genomsnitt	Balansdag
1 USD motsvarar NOK	8,1329	8,6885	8,2712	8,2050
1 USD motsvarar Euro	0,8464	0,8734	0,8855	0,8338
1 USD motsvarar SEK	8,6921	8,9562	8,5481	8,2080

Klassificering av tillgångar och skulder

Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består av belopp som förväntas återvinnas eller betalas mer än tolv månader efter balansdagen. Kortfristiga tillgångar och kortfristiga skulder består enbart av belopp som förväntas återvinnas eller betalas inom tolv månader efter balansdagen.

Olje- och gastillgångar

Olje- och gastillgångar redovisas till anskaffningsvärde minus avskrivning. Alla kostnader för anskaffande av koncessioner, licenser eller andelar i produktionsdelningskontrakt samt för undersökning, borrning och utbyggnad av dessa aktiverats på separata kostnadsställen, ett för varje fält.

Utgifter som är direkt hänförliga till en prospekteringsborrning aktiveras. Om det fastställs att någon kommersiell fyndighet inte föreligger, redovisas kostnaden i resultaträkningen. Ingen avskrivning görs under prospekterings- och utbyggnadsfasen. Fältet kommer att föras över från ett icke-producerande kostnadsställe till ett producerande kostnadsställe inom olje- och gastillgångar när produktion påbörjas, och redovisas som en producerande tillgång. Kostnader för rutinmässiga underhållsarbeten och reparationer för producerande tillgångar redovisas som produktionskostnader när de uppkommer.

Aktiverade utgifter vid rapporteringsdatumet, tillsammans med förväntade framtida investeringar för utbyggnaden av bevisade och sannolika reserver fastställda enligt den prisnivå som förelåg på balansdagen, skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver av olja och gas i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Avskrivning per fält redovisas som rörelsekostnad när produktion påbörjas.

Bevisade reserver är de mängder petroleum som, genom analys av geologisk och teknisk data, med skälig tillförlitlighet kan uppskattas vara kommersiellt utvinningsbara från och med ett givet datum, från kända reservoarer under rådande ekonomiska villkor, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Om deterministiska metoder tillämpas anses termen tillförlitlighet uttrycka en hög grad av tilltro att dessa kvantiteter kan utvinnas. Om metoder som bygger på sannolikhetsteori tillämpas bör det vara minst 90 procent

sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är lika med eller överstiger uppskattningarna.

Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mindre sannolika att kunna utvinnas än bevisade reserver men mer sannolika att kunna utvinnas än möjliga reserver. Det är lika sannolikt att de faktiska återstående utvinningsbara volymerna kommer att överstiga eller understiga summan av de uppskattade bevisade och sannolika reserverna. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 50 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än summan av uppskattade bevisade och sannolika reserver.

Erhållna ersättningar vid försäljning eller utfarmning av olje- och gaskoncessioner i prospekteringsstadiet reducerar de aktiverade utgifterna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade utgifterna redovisas i resultaträkningen. I det fall försäljning sker i prospekteringsstadiet redovisas en eventuell förlust i resultaträkningen.

Prövning av eventuellt nedskrivningsbehov utförs årligen eller när det fi nns händelser eller omständigheter som tyder på att det redovisade värdet för tillgångens aktiverade utgifter inom varje fält med avdrag för avsättning för återställningskostnader, royalty och uppskjutna produktions- eller intäktsrelaterade skatter är högre än förväntat framtida kassafl öde från olje- och gasreserver hänförliga till koncernens andelar i fälten. Aktiverade utgifter kan inte ligga kvar i balansräkningen om de inte understöds av framtida kassafl öden från den specifi ka tillgången. En nedskrivning redovisas när det bokförda värdet överstiger återvinningsvärdet, vilket är det högre av nyttjandevärde och verkligt värde med avdrag för försäljningskostnad. Det bestäms av framtida diskonterade kassafl öden med användande av de priser och kostnader som används av ledningen för interna prognoser. Om beslut tas att inte fortsätta med ett fälts specifi ka prospekteringsprogram redovisas kostnaden vid tidpunkten för beslutet.

Övriga materiella anläggningstillgångar

Övriga materiella anläggningstillgångar upptas till anskaffningsvärde med avdrag för ackumulerad avskrivning. Avskrivningen är baserad på anskaffningskostnaden och görs linjärt enligt plan över den beräknade nyttjandeperioden om 20 år för fastighet, och tre till fem år för kontorsinventarier och övriga tillgångar.

Tillkommande utgifter läggs till tillgångens redovisade värde eller redovisas som en separat tillgång, beroende på vilket som är lämpligt, endast då det är sannolikt att de framtida ekonomiska förmåner som är förknippade med tillgången kommer att komma koncernen tillgodo och tillgångens anskaffningsvärde kan mätas på ett tillförlitligt sätt. Det bokförda värdet för tillgångar som ersatts skrivs ned till noll. Andra utgifter bedöms vara reparations- och underhållskostnader, vilka kostnadsförs under den period de uppkommer.

Redovisat värde skrivs direkt ned till sitt återvinningsvärde om redovisat värde är högre. Återvinningsvärdet är det högre av en tillgångs verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader och dess nyttjandevärde.

Goodwill

Goodwill beräknas initialt till skillnaden mellan summan av värdet som har överförts och det verkliga värdet av innehavare utan bestämmande infl ytandes andel jämfört med värdet av de förvärvade nettotillgångarna (tillgångar minus skulder). Om summan av värdet som överförts är lägre än det verkliga värdet av de förvärvade nettotillgångarna redovisas skillnaden i resultaträkningen.

Den uppskjutna skattekostnaden som beräknats på skillnaden mellan det verkliga värdet på en tillgång som övertas i ett rörelseförvärv och dess skattemässiga värde redovisas också som goodwill.

Nedskrivning av tillgångar inklusive goodwill

Koncernen bedömer per varje balansdag om det fi nns indikationer att nedskrivningsbehov föreligger bland tillgångarna. När en indikation om nedskrivningsbehov fi nns eller när ett nedskrivningstest för en tillgång krävs, genomför koncernen en formell bedömning av återvinningsvärdet. När det redovisade värdet av en tillgång överstiger återvinningsvärdet skrivs tillgången ned till återvinningsvärdet.

Återvinningsvärdet är det högre av tillgångens verkliga värde minskat med försäljningskostnader och nyttjandevärde. Nyttjandevärdet beräknas genom att diskontera uppskattade framtida kassafl öden till deras nuvärde med användande av en diskonteringsränta som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med tillgången. När återvinningsvärdet är lägre än det bokförda värdet redovisas en kostnad för nedskrivning i resultaträkningen. Om det föreligger indikationer på att behovet av tidigare redovisade nedskrivningar inte längre föreligger eller har minskat görs en uppskattning av återvinningsvärdet. När en tidigare redovisad nedskrivning återförs, ökar tillgångens redovisade värde till det uppskattade återvinningsvärdet. Det bokförda värdet får, efter ökningen, inte överstiga det ursprungliga bokförda värdet, inklusive avskrivningar, som hade redovisats för tillgången om någon nedskrivning av tillgången inte hade gjorts under tidigare år.

Finansiella tillgångar och skulder

Tillgångar och skulder redovisas initialt till verkligt värde plus transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde om inget annat anges. Finansiella tillgångar tas bort från balansräkningen när rätten att erhålla kassafl öden från investeringarna har upphört eller överförts och koncernen i allt väsentligt har överfört de risker och fördelar som är förknippat med ägandet.

Lundin Petroleum redovisar följande fi nansiella tillgångar och skulder:

Finansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde Finansiella tillgångar som innehas för att erhålla kontraktuella kassafl öden där dessa kassafl öden endast utgörs av ränta och amorteringar redovisas till upplupet anskaffningsvärde. Koncernens lån och fordringar består endast av bundna och på förhand bestämda kassafl öden och är i sin helhet hänförliga till ränta och amorteringar samt försäljning av olja och gas enligt kontrakt. Koncernens avsikt är att behålla dessa fordringar tills de är betalda. Lån och fordringar redovisas initialt till verkligt värde,

med avdrag för eventuella transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde.

Finansiella tillgångar till verkligt värde över resultaträkningen

Finansiella tillgångar som redovisas över resultaträkningen är de tillgångar som inte skall redovisas som fi nansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde eller till verkligt värde i övrigt totalresultat.

Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde

Finansiella skulder redovisas till upplupet anskaffningsvärde om de inte skall redovisas till verkligt värde över resultaträkningen eller om koncernen har valt att utnyttja möjligheten att redovisa dem till verkligt värde över resultaträkningen. Lån och leverantörsskulder redovisas initialt till verkligt värde, med avdrag för eventuella transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde i enlighet med effektivränteräntemetoden.

Finansiella skulder till verkligt värde över resultaträkningen

Finansiella skulder redovisas till verkligt värde över resultaträkningen och inkluderar inbäddade derivat som inte kan redovisas till upplupet anskaffningsvärde.

Nedskrivning av fi nansiella tillgångar

Nedskrivningar av fi nansiella tillgångar är baserade på förväntade kreditförluster. För kundfordringar och andra fordringar tillämpar koncernen de förenklingsregler som innebär att en reserv kan redovisas direkt för hela fordringens löptid. Koncernen beaktar industrins historiska kreditvärdighet i stort och kreditvärdigheten för större kunder för att uppskatta reservens storlek. Ytterligare upplysningar avseende koncernens fi nansiella tillgångar fi nns i Not 21.

Derivatinstrument som används för säkring

Derivatinstrument används för att hantera koncernens fi nansiella exponering för marknadsrisker hänförliga till fl uktuationer i valutor och räntor. Policies och rutiner har implementerats för att säkerställa att nödvändig dokumentation fi nns på plats och relevanta godkännanden för användning av derivatinstrument fi nns. Derivatinstrument redovisas initialt till verkligt värde på kontraktsdatumet och omvärderas därefter kontinuerligt till verkligt värde. Koncernen utvärderar både vid kontraktstillfället och fortlöpande huruvida det fi nansiella instrumentet är effektivt när det gäller att säkra förändringar i det verkliga värdet eller kassafl ödet.

Koncernen innehar bara kassafl ödessäkringar som kvalifi cerar för säkringsredovisning. Den effektiva delen av förändringen i verkligt värde för de derivatinstrument som kvalifi cerar som kassafl ödessäkringar redovisas i övrigt totalresultat. I det fall en vinst eller förlust som är hänförlig till den ineffektiva delen uppkommer redovisas den omedelbart i resultaträkningen. De belopp som ackumulerats i övrigt totalresultat överförs till resultaträkningen i samma period som den säkrade posten påverkar resultatet. När ett säkringsinstrument inte längre uppfyller kraven för säkringsredovisning, löper ut eller säljs, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust som redovisats i övrigt totalresultat i eget kapital till dess det inte längre bedöms sannolikt att den prognostiserade transaktionen kommer att inträffa, då den redovisas i resultaträkningen.

Lager

Lager av förbrukningsmaterial upptas till det lägsta av anskaffningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Anskaffningsvärdet beräknas på basis av vägd genomsnittlig kostnad. Nettoförsäljningsvärdet är det uppskattade försäljningspriset i den löpande verksamheten, med avdrag för rörliga försäljningskostnader. Lager av kolväten upptas till det lägsta av anskaffningsvärde och nettoförsäljningsvärde. Undereller överuttag av kolväten värderas till marknadspris per balansdagen. Ett underuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga fordringar och värderas till avistapriset eller gällande kontraktspris och ett överuttag av produktion från ett fält ingår i kortfristiga skulder och värderas till balansdagens avistapris eller gällande kontraktspris.

Likvida medel

I likvida medel ingår banktillgodohavanden, kontanter, och likvida räntebärande värdepapper med initial förfallodag inom tre månader.

Eget kapital

Aktiekapitalet består av moderbolagets registrerade aktiekapital. Kostnader hänförliga till emission av nya aktier redovisas i eget kapital som ett avdrag från emissionslikviden. Överskottet hänförligt till en aktieemission redovisas under posten övrigt tillskjutet kapital.

Då något koncernföretag köper moderföretagets aktier (återköp av egna aktier) reducerar köpeskillingen, inklusive eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader (netto efter skatt), det egna kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare, tills aktierna annulleras eller avyttras. Om dessa aktier senare avyttras, redovisas erhållna nettobelopp efter eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader och skatteeffekter i eget kapital hänförligt till moderbolagets aktieägare.

Förändring i verkligt värde av säkringsinstrument som kvalifi cerar för säkerhetsredovisning redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrumentet redovisas den säkrade transaktionen i resultaträkningen. Valutaomräkningsreserven innefattar orealiserade omräkningsdifferenser hänförliga till omräkningen av de funktionella valutorna till rapporteringsvalutan.

Balanserad vinst innehåller de ackumulerade resultaten hänförliga till moderbolagets aktieägare.

Avsättningar

En avsättning redovisas när bolaget har ett formellt eller informellt åtagande, till följd av en tidigare händelse, och det är mer sannolikt än inte att ett utfl öde av resurser kommer att krävas för att reglera åtagandet och en tillförlitlig uppskattning kan göras av beloppet.

Avsättningar värderas till nuvärdet av det belopp som förväntas krävas för att reglera förpliktelsen genom att använda en diskonteringsränta som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med avsättningen. Den ökning av avsättningen som beror på att tid förfl yter redovisas som fi nansiell kostnad.

För fält där koncernen är skyldig att bidra till återställningskostnader görs en avsättning som motsvarar det framtida beräknade åtagandet. En tillgång, som del av olje- och gastillgången, motsvarande nuvärdet av den förväntade återställningskostnaden redovisas. Tillgången skrivs av över fältets livstid baserat på fältets produktion, enligt produktionsenhetsmetoden. Redovisningstransaktionen som utgör bokningen av tillgången tar hänsyn till nuvärdet av den framtida skyldigheten. Nuvärdesfaktorn av den förväntade återställningsskyldigheten löses gradvis upp över fältets livstid och belastar de fi nansiella kostnaderna. Förändringar i återställningskostnader och reserver tillämpas framåtriktat och i enlighet med den initiala principen för redovisning.

Upplåning

Upplåning redovisas initialt till verkligt värde, netto efter transaktionskostnader. Upplåning redovisas därefter till upplupet anskaffningsvärde med användande av effektivräntemetoden och där räntekostnaden beräknas med den effektiva räntesatsen.

Effektivräntemetoden är en metod som används för att beräkna den upplupna kostnaden på en fi nansiell skuld och för att allokera räntekostnaden över den relevanta perioden. Den effektiva räntan är den ränta som exakt diskonterar förväntade framtida betalningar baserat på den fi nansiella skuldens förväntade livslängd, eller en kortare period när det är lämpligt.

Intäkter

Nettointäkter från försäljning av olja och gas redovisas i resultaträkningen efter avdrag för royaltyandel uttagen i sak. Försäljning av olja och gas redovisas först när produkterna levererats och kunden accepterat leveransen. Tillfälliga intäkter från produktion av olja eller gas reducerar utgifterna som aktiverats för olje- och gastillgången i fråga tills storleken på bevisade och sannolika reserver bestämts och kommersiell produktion påbörjats.

De överenskommelser som reglerar uttag och försäljning av olja mellan köpare och säljare, under vilka olja och gas produceras i vissa av koncernens verksamheter som ägs gemensamt med partners är sådana att varje delägare inte kan ta upp eller sälja sin exakta, berättigade andel av den totala produktionen varje period. Den obalans som det får till följd mellan den totala andelen av produktionen som bolaget är berättigad till och den verkliga produktionen efter permanenta skillnader med avdrag/ tillägg för lager utgör underuttag eller överuttag. Underuttag och överuttag värderas till verkligt värde och ingår i fordringar respektive skulder. Förändringar under en redovisningsperiod redovisas som förändring i under- och överuttagsposition som del av övriga intäkter.

Serviceintäkter från tekniska tjänster och projektledning till joint operations redovisas som övriga intäkter när de uppkommer.

Lånekostnader

Lånekostnader hänförliga till förvärv, konstruktion eller produktion av kvalifi cerade tillgångar läggs till anskaffningskostnaden för dessa tillgångar. Kvalifi cerade tillgångar, för vilka lånekostnader kan inräknas i anskaffningsvärdet är tillgångar som tar betydande tid i anspråk för att färdigställas för avsedd användning eller försäljning. Om intäkter uppkommer från en tillfällig investering av ett specifi kt lån, vars avsikt är att användas för en kvalifi cerad tillgång, för vilken lånekostnader kan inräknas

i anskaffningsvärdet, ska intäkterna dras av från den del av lånekostnaden som aktiveras.

Detta gäller ränta på lån som används för att fi nansiera fält under utbyggnad och som aktiveras inom olje- och gastillgångar till dess produktion påbörjas. Alla övriga lånekostnader redovisas i resultaträkningen i den period de uppkommer. Ränta på lån för fi nansiering av förvärv av producerande olje- och gastillgångar resultatförs i den period de uppkommer.

Ersättningar till anställda

Kortfristiga ersättningar till anställda

Kortfristiga ersättningar till anställda som löner, sociala kostnader och semesterlön resultatförs när de uppkommer.

Pensionsförpliktelser

Pensioner utgör de vanligaste långfristiga ersättningarna till anställda. Pensionsprogrammen fi nansieras genom betalningar till försäkringsbolag. Koncernens pensionsförpliktelser består främst av avgiftsbestämda planer. En avgiftsbestämd plan är en pensionsplan där koncernen betalar fasta avgifter. Koncernen har inga ytterligare betalningsåtaganden efter det att premierna har betalats. Premierna redovisas som kostnad när de förfaller till betalning.

Koncernen har en förmånsbestämd plan. Den skuld som redovisas i balansräkningen värderas till nuvärdet av diskonterat framtida kassafl öde beräknat av en oberoende aktuarie. Aktuariella vinster och förluster redovisas i övrigt totalresultat. Koncernen har inga avsedda förvaltningstillgångar.

Aktierelaterade ersättningar

Aktierelaterade ersättningar, där regleringen görs med kontanter redovisas i resultaträkningen som kostnader över programmets löptid och som en skuld för långsiktiga incitamentsprogram. Skulden är värderad till verkligt värde och omvärderas vid varje balansdag enligt Black & Scholes värderingsmetod och vid dagen då reglering sker. En förändring i verkligt värde redovisas över resultaträkningen den aktuella perioden. Aktierelaterade ersättningar där regleringen görs i aktier redovisas i resultaträkningen som kostnader över programmets löptid och som eget kapital i balansräkningen. Optionen värderas till verkligt värde vid dagen för tilldelningen enligt en optionsvärderingsmetod och redovisas i resultaträkningen över löptiden utan någon omvärdering av optionen.

Inkomstskatter

De huvudsakliga skattekomponenterna är aktuell och uppskjuten skatt. Skatt redovisas i resultaträkningen, förutom när den relaterar till belopp som redovisats i övrigt totalresultat eller direkt i eget kapital då den hänförs till dem.

Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas för det aktuella året och innefattar även justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder.

Uppskjuten inkomstskatt är en icke-kassafl ödespåverkande kostnad som redovisas i sin helhet, enligt balansräkningsmetoden, på alla temporära skillnader som uppkommer mellan det skattemässiga värdet på tillgångar och skulder och dess redovisade värden. Temporära skillnader kan uppkomma till exempel när utgifter för investeringar är aktiverade redovisningsmässigt men skatteavdraget görs tidigare eller när återställningskostnader har redovisats i de fi nansiella

rapporterna men det skattemässiga avdraget inte infaller förrän då kostnaderna har inträffat. Om den uppskjutna inkomstskatten uppstår till följd av en transaktion som utgör den initiala redovisningen av en tillgång eller skuld som inte är företagsförvärv och som, vid transaktionstillfället, varken påverkar redovisat eller skattemässigt resultat, redovisas den emellertid inte. Uppskjuten skatt beräknas på temporära skillnader som uppkommer på andelar i dotterföretag och intresseföretag, förutom där tidpunkten för återföring av den temporära skillnaden kan styras av koncernen och det är sannolikt att den temporära skillnaden inte kommer att återföras inom överskådlig framtid. Uppskjuten inkomstskatt beräknas med tillämpning av skattesatser (och lagar) som har antagits eller aviserats per balansdagen och som förväntas gälla när den berörda uppskjutna skattefordran realiseras eller den uppskjutna skatteskulden regleras. Uppskjutna skattefordringar redovisas i den omfattning det är troligt att framtida skattemässiga överskott kommer att fi nnas tillgängliga, mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas.

Uppskjutna skattefordringar kvittas mot uppskjutna skatteskulder i balansräkningen när de uppkommit i samma land.

Segmentrapportering

Rörelsesegment rapporteras på ett sätt som överensstämmer med den interna rapportering som lämnas till den högste verkställande beslutsfattaren, det vill säga bolagsledningen, och görs per land på grund av det unika i varje lands verksamhet, kommersiella villkor och skattemässiga miljöer. Information för segment beskrivs enbart om tillämpligt. Segmentrapportering presenteras i not 3, not 7 och not 10.

Kritiska redovisningsuppskattningar och antaganden

Lundin Petroleums ledning måste göra uppskattningar och antaganden vid upprättandet av koncernens fi nansiella rapporter. Osäkerheter i uppskattningar och antaganden skulle kunna påverka det redovisade värdet för tillgångar och skulder och koncernens resultat. De viktigaste uppskattningarna och antagandena är:

Uppskattningar av olje- och gasreserver

Uppskattningar av olje- och gasreserver används i beräkningar vid bedömning om eventuellt nedskrivningsbehov och vid redovisning av avskrivning av olje- och gastillgångar samt återställningskostnader. Erkända standardmetoder för värdering används för att uppskatta bevisade och sannolika reserver. Dessa metoder tar hänsyn till den framtida utbyggnadsnivån som är nödvändig för att producera reserverna. En oberoende revisor av olje- och gasreserver granskar dessa uppskattningar, se sidan 105 Olje- och gasreserver. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver, vilka resulterar i förändrade framtida produktionsprofi ler, kommer att påverka diskonterat kassafl öde som används vid bedömning av nedskrivningsbehov, förväntade datumet för återställning av borrplats och avskrivningar i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver kan till exempel uppkomma som ett resultat från ytterligare borrning, iakttagelser av långsiktig reservoarprestanda eller förändringar i makroekonomiska faktorer såsom oljepris och infl ation.

Information avseende bokfört värde för olje- och gastillgångar och kostnadsförda belopp, inklusive kostnader för avskrivning, prospektering och nedskrivning beskrivs i not 10.

Nedskrivning av olje- och gastillgångar

Viktiga uppskattningar i modellerna för nedskrivning har att göra med priser och kostnader, vilka baseras på framåtriktade kurvor samt på ledningens långsiktiga antaganden. Lundin Petroleum har utfört sitt årliga nedskrivningstest i samband med den årliga revisionen av reserverna. Användandet av uppskattningar är nödvändig för beräkningen av nedskrivningen. För att bedöma en eventuell nedskrivning gör ledningen uppskattningar av framtida olje- och gaspriser och förväntade framtida produktionsvolymer för att bedöma det framtida kassafl ödet som underlag till beräkning av återvinningsvärdet. Uppskattningarna som gjorts av ledningen och antagandena som har baserats på dessa, ändras när ny information blir tillgänglig. Förändringar i ekonomiska förhållanden kan också påverka räntan som använts för att diskontera framtida kassafl ödesuppskattningar och diskonteringsräntan som används granskas löpande under året. Goodwill som är hänförlig till anskaffning av olje- och gastillgångar ingår i nedskrivningstestet av olje- och gas tillgångar, som utförs minst en gång om året.

Information avseende bokfört värde för olje- och gastillgångar och nedskrivning av olje- och gastillgångar beskrivs i not 3 och not 10.

Avsättning för återställningskostnader

De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställningskostnader är uppskattningar baserade på aktuella legala och informella krav och aktuell teknik och prisnivåer för borttagning av anläggningar och återställning av borrningar. Det framtida verkliga kassafl ödet kan avvika från de avsatta återställningskostnaderna på grund av ändringar i dessa parametrar. Det redovisade värdet av avsättningen för återställningskostnader ses över regelbundet för att återspegla effekterna till följd av förändringar i lagstiftning, krav, teknik och prisnivåer.

Effekterna av förändrade uppskattningar leder inte till justeringar av tidigare år och hänförs till återstående beräknade kommersiella reserver för varje fält. Även om koncernen använder bästa tillgängliga uppskattningar och bedömningsgrunder kan det faktiska utfallet komma att avvika från uppskattningarna.

Information avseende redovisat värde för avsättning för återställningskostnader beskrivs i not 19.

Inkomstskatt

En skatteskuld redovisas när en framtida betalning bedöms vara trolig med beaktande av en specifi k skatteregel och kan uppskattas med rimlig säkerhet. En bedömning är nödvändig för att uppskatta den inverkan nya händelser kan få på skuldens storlek.

Uppskjutna skattefordringar redovisas i den omfattning det är troligt att framtida skattemässiga överskott kommer att fi nnas tillgängliga, mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas. En bedömning som baseras på tidpunkten och storleken av framtida skattemässiga vinster är nödvändig för att kunna uppskatta den inverkan nya händelser kan få på tillgångens storlek.

Händelser efter balansdagens utgång

Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de fi nansiella rapporterna godkändes för utfärdande och som har väsentlig effekt på de fi nansiella rapporterna. Händelser efter balansdagens utgång beskrivs i not 31.

Noter till finansiella rapporter

Koncernen

Not 1 Intäkter och övriga intäkter

MUSD	2018	2017
Intäkter
Olja från egen produktion	1 877,6	1 500,2
Olja från tredje part	536,1	303,5
Kondensat	41,8	43,0
Gas	152,4	111,6
Försäljning av olja och gas	2 607,9	1 958,3
Övriga intäkter
Förändring i under- och överuttagsposition	-23,3	13,8
Övriga	32,8	24,9
Övriga intäkter	9,5	38,7
Intäkter och övriga intäkter	2 617,4	1 997,0

För ytterligare information om intäkter, se förvaltningsberättelsen på sidan 47.

Not 2 Produktionskostnader

MUSD	2018	2017
Utvinningskostnader	102,5	117,3
Tariff- och transportkostnader	35,2	37,9
Förändring i lager	0,6	-0,4
Övriga produktionskostnader	7,1	9,4
Produktionskostnader	145,4	164,2

För ytterligare information om produktionskostnader, se förvaltningsberättelsen på sidorna 47–48.

Not 3 Segmentinformation

Koncernen är verksam inom fl era geografi ska områden. Efter avknoppningen till IPC under 2017 är koncernens verksamhet fokuserad på Norge. Segment rapporteras per land, vilket är i överensstämmelse med den interna rapporteringen till bolagsledningen.

Nedanstående sammanställning visar segmentinformation för kvarvarande verksamhet avseende intäkter och övriga intäkter, produktionskostnader, avskrivningar och återställningskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivning av olje- och gastillgångar, förlust vid försäljning av tillgångar, övriga rörelsekostnader, bruttoresultat och viss information om tillgångar och skulder avseende koncernens affärssegment. Därutöver presenteras segmentinformation i not 7 och not 10.

Intäkterna är hänförliga till diverse externa kunder. Några koncerninterna försäljningar eller inköp har inte skett under året eller under föregående år, förutom till Lundin Petroleum Marketing SA som marknadsför den norska produktionen. Dessa koncerninterna transaktioner redovisas under segmentet Norge och därför fi nns det inga avstämningsposter för vad som redovisats i resultaträkningen. Inom varje segment uppgår intäkter från transaktioner med en extern kund till tio procent eller mer av intäkterna för det segmentet. Cirka 34 procent av de totala intäkterna har kontrakterats med en kund. I tabellen nedan ingår moderbolaget i Övriga intäkter.

MUSD	2018	2017
Norge
Olja från egen produktion	1 877,6	1 500,2
Kondensat	41,8	43,0
Gas	152,4	111,6
Intäkter	2 071,8	1 654,8
Förändring i under- och överuttagsposition	-23,3	13,8
Övriga intäkter	32,8	24,4
Intäkter och övriga intäkter	2 081,3	1 693,0
Produktionskostnader	-145,4	-164,2
Avskrivningar och återställningskostnader	-458,0	-567,3
Prospekteringskostnader	-53,2	-72,0
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	-30,6
Förlust vid försäljning av tillgångar	–	-14,4
Bruttoresultat	1 424,7	844,5

MUSD	2018	2017
Övriga
Olja från tredje part	536,1	303,5
Intäkter	536,1	303,5
Övriga intäkter	–	0,5
Intäkter och övriga intäkter	536,1	304,0
Prospekteringskostnader	–	-1,1
Övriga rörelsekostnader	-533,8	-303,3
Bruttoresultat	2,3	-0,4

MUSD	2018	2017
Summa från kvarvarande verksamhet
Olja från egen produktion	1 877,6	1 500,2
Olja från tredje part	536,1	303,5
Kondensat	41,8	43,0
Gas	152,4	111,6
Intäkter	2 607,9	1 958,3
Förändring i under- och överuttagsposition	-23,3	13,8
Övriga intäkter	32,8	24,9
Intäkter och övriga intäkter	2 617,4	1 997,0
Produktionskostnader	-145,4	-164,2
Avskrivningar och återställningskostnader	-458,0	-567,3
Prospekteringskostnader	-53,2	-73,1
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	-30,6
Förlust vid försäljning av tillgångar	–	-14,4
Övriga rörelsekostnader	-533,8	-303,3
Bruttoresultat	1 427,0	844,1

	Tillgångar			Eget kapital och skulder
MUSD	2018	2017	2018	2017
Norge	5 762,7	5 427,7	5 206,2	4 998,4
Sverige	3,9	1,5	3,7	23,7
Övriga	104,8	170,3	104,2	185,7
Koncernen	2 596,8	3 237,4	3 538,1	3 979,9
Eliminering av koncerninterna mellanhavanden	-2 625,7	-3 308,1	-2 625,7	-3 308,1
Tillgångar/skulder per land	5 842,5	5 528,8	6 226,5	5 879,6

Eget kapital hänförligt till aktieägare	N/A	N/A	-384,0	-350,8
Summa koncernens egna kapital	N/A	N/A	-384,0	-350,8

Summa konsoliderat	5 842,5	5 528,8	5 842,5	5 528,8

För ytterligare information om olje- och gastillgångar per land se not 10.

För ytterligare information om intäkter och övriga intäkter, produktionskostnader, avskrivningar och återställningskostnader, prospekteringskostnader, nedskrivningar av olje- och gastillgångar, förlust vid försäljning av tillgångar och övriga rörelsekostnader se förvaltningsberättelsen på sidorna 47–48.

Not 4 Finansiella intäkter

MUSD	2018	2017
Valutakursvinst	–	255,3
Vinst från omförhandling av lånevillkor	183,7	–
Ränteintäkter	1,7	1,0
Vinst från reglering av räntesäkringsavtal	3,5	–
Förändring i verkligt värde av övriga aktier	3,3	–
Garantiintäkter	–	0,4
Summa fi nansiella intäkter	192,2	256,7

För ytterligare information om valutakursrörelser, se förvaltningsberättelsen på sidan 48.

Not 5 Finansiella kostnader

MUSD	2018	2017
Valutakursförlust	164,9	–
Räntekostnader	88,7	115,0
Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt	–	17,4
Nuvärdesjustering av återställningskostnader	16,4	13,7
Avskrivning av uppskjutna fi nansieringsavgifter	17,8	17,5
Engagemangsavgifter för kreditfacilitet	13,0	11,1
Avgifter för omförhandling av lån	17,3	–
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	26,1	–
Nedskrivningar av övriga aktier	–	11,2
Övriga	1,2	0,7
Summa fi nansiella kostnader	345,4	186,6

Valutakursrörelser är främst ett resultat av US dollarkursens (USD) utveckling mot en pool av valutor där bland annat EUR och NOK ingår. Lundin Petroleum har lån utgivna i USD till dotterbolag vars funktionella valuta är en annan än USD. För ytterligare information om valutakursrörelser, se förvaltningsberättelsen på sidan 48.

För ytterligare information om fi nansiella kostnader, se förvaltningsberättelsen på sidorna 48–49.

Not 6 Andel i resultat från intresseföretag

MUSD	2018	2017
Koncernens andel i resultat	1,3	0,4
Summa andel i resultat från intresseföretag	1,3	0,4

Andel i resultat från intresseföretag avsåg den 70-procentiga andelen utan bestämmande infl ytande i Mintley Caspian Ltd. som ägs av Lundin Petroleum. Resultaten från Mintley Caspian Ltd. har till fullo konsoliderats i koncernredovisningen fram till 30 september 2017.

Not 7 Inkomstskatt

Skattekostnad MUSD	2018	2017
Aktuell skatt
Norge	89,0	-1,5
Ryssland	–	0,1
Schweiz	1,4	0,9
Aktuell skatt	90,4	-0,5

Uppskjuten skatt
Norge	935,4	501,7
Uppskjuten skatt	935,4	501,7

Summa skatt	1 025,8	501,2

För ytterligare information om inkomstskatter, se förvaltningsberättelsen på sidan 49.

Skatten på koncernens resultat skiljer sig från det teoretiska belopp som skulle uppkomma om svensk skattesats hade tillämpats enligt följande:

MUSD	2018	2017
Resultat före skatt	1 247,9	882,1
Skatt enligt gällande bolagsskattenivå i Sverige 22% (22%)	-274,5	-194,1

Effekt av utländska skattesatser	-815,2	-398,7
Effekt av ej avdragsgilla kostnader	-63,6	-76,3
Effekt av för skatteändamål särskilt avdrag för utgifter	103,1	108,4
Effekt av ej skattepliktiga intäkter	31,2	69,4
Effekt av utnyttjande av ej bokförda underskottsavdrag	–	1,1
Effekt av uppkomna ej bokförda underskottsavdrag	-5,7	-12,4
Justeringar av föregående års taxeringar	-1,1	1,4
Skatteintäkter	-1 025,8	-501,2

Skattesatsen i Norge om 78 procent är den huvudsakliga orsaken till effekten av utländska skattesatser i tabellen ovan. Effekten av icke avdragsgilla kostnader är främst hänförlig till ej avdragsgilla valutakursförluster. Det för skatteändamål särskilda avdraget för utgifter är hänförligt till utbyggnadsutgifter för olje- och gastillgångar i Norge. Effekten av ej skattepliktiga intäkter är främst hänförlig till vinsten som redovisats till följd av en omförhandling av lånevillkor.

Det fi nns inga skatteintäkter/kostnader hänförliga till delposter i övrigt totalresultat.

	Aktuell		Uppskjuten
Bolagsskatteskuld – aktuell och uppskjuten MUSD	2018	2017	2018	2017
Norge	69,5	–	2 103,0	1 302,2
Schweiz	0,9	0,3	–	–
Ryssland	–	0,3	–	–
Summa	70,4	0,6	2 103,0	1 302,2

För ytterligare information om skatteskulder, se förvaltningsberättelsen på sidan 50.

Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder1

MUSD	2018	2017
Uppskjutna skattefordringar
Icke-utnyttjade särskilda avdrag för skatteändamål
och underskottsavdrag	184,9	526,7
Övriga avdragsgilla temporära skillnader	14,4	18,4
	199,3	545,1
Uppskjutna skatteskulder
Överavskrivningar	2 301,6	1 846,4
Uppskjuten skatt på övervärden	0,7	0,9
	2 302,3	1 847,3

1 Specifi kationen av uppskjutna skattefordringar och skatteskulder kan inte stämmas av mot beloppen i balansräkningen eftersom de har nettoredovisats i balansräkningen när de har uppkommit i samma land.

De uppskjutna skattefordringarna är främst hänförliga till Norge och avser underskottsavdrag till ett belopp om 184,9 MUSD (391,4 MUSD) och ej utnyttjat särskilt avdrag för skatteändamål om – MUSD (135,3 MUSD). Uppskjutna skattefordringar hänförliga till underskottsavdrag redovisas enbart när det fi nns en rimlig säkerhet avseende när och i vilken omfattning underskottsavdragen kommer att kunna utnyttjas.

De uppskjutna skatteskulderna är hänförliga främst till avskrivningar utöver plan, som utgör skillnaden mellan det bokförda och det skattemässiga värdet på olje- och gastillgångar i Norge. De uppskjutna skatteskulderna kommer att lösas upp över tillgångarnas livstid när det bokförda värdet skrivs av i redovisningen.

Outnyttjade skattemässiga underskott

Koncernen har nederländska underskottsavdrag om cirka 34 MUSD (29 MUSD) som kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran hänförlig till underskottsavdragen har ej redovisats på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas.

Koncernen har också svenska skattemässiga underskottsavdrag om cirka 83 MUSD (73 MUSD). Någon uppskjuten skattefordran har inte bokförts på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning underskottsavdragen kan utnyttjas.

Not 8 Förlust vid försäljning av tillgångar

Den 30 november 2017 slutfördes försäljningen av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet till CapeOmega. Transaktionen gäller från och med den 1 januari 2017 och omfattade en ersättning om 93,7 MUSD, inklusive historiska skattemässiga saldon och särskilda avdrag för skatteändamål. Transaktionen resulterade i en redovisningsmässig förlust om 14,4 MUSD efter skatt, vilket motsvarar skillnaden mellan den erhållna ersättningen och de avyttrade tillgångarnas bokförda värde. Den redovisningsmässiga förlusten redovisas som förlust vid försäljning av tillgångar och framgår av tabellen nedan. Inga förluster från försäljning av tillgångar redovisades för 2018.

MUSD	2017
Tillgångar
Olje- och gastillgångar	–
Uppskjuten skatt	143,9
Summa avyttrade tillgångar	143,9

Skulder
Avsättning för återställningskostnader	32,0
Rörelsekapital	3,8
Summa avyttrade skulder	35,8

Avyttrade nettotillgångar	108,1

Erhållen ersättning	93,7
Redovisningsmässig förlust efter skatt	14,4

Not 9 Avyttrad verksamhet

Den 24 april 2017 slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna (IPC-tillgångarna) till ett nybildat bolag, International Petroleum Corporation (IPC) och delade ut aktierna i IPC proportionellt till Lundin Petroleums aktieägare. Resultaten för IPC-tillgångarna är inkluderade i Lundin Petroleums fi nansiella rapporter fram till datumet för avknoppningen och redovisas som avyttrad verksamhet. Inga resultat från avyttrad verksamhet redovisades för 2018.

MUSD	2017
Intäkter och övriga intäkter	69,1
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	-17,4
Avskrivningar och återställningskostnader	-19,1
Avskrivningar av övriga tillgångar	-10,4
Prospekteringskostnader	0,1
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–
Bruttoresultat	22,3

Försäljning av tillgångar	–
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella
anläggningstillgångar	-2,3
Rörelseresultat	20,0

Finansiella poster
Finansiella intäkter	–
Finansiella kostnader	-24,1
	-24,1

Resultat före skatt	-4,1

Inkomstskatt	11,2
	-5,3

Vinst vid utdelning av tillgångar	51,8
Resultat från avyttrad verksamhet	46,5

Not 10 Olje- och gastillgångar

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Kostnadsställen med produktion	1 759,3	2 169,7
Kostnadsställen utan produktion	3 581,8	2 767,4
	5 341,1	4 937,1

2018 kostnadsställen med produktion

MUSD	Norge
Anskaffningsvärde
1 januari	4 892,0
Investeringar	161,5
Förändringar i uppskattningar	-15,4
Valutaomräkningsdifferens	-286,8
31 december	4 751,3
Avskrivningar
1 januari	-2 722,3
Årets avskrivningar	-451,7
Valutaomräkningsdifferens	182,0
31 december	-2 992,0

Redovisat värde	1 759,3

2017 kostnadsställen med produktion

MUSD	Norge	Frankrike	Nederländerna	Malaysia	Summa
Anskaffningsvärde
1 januari	4 351,6	306,3	119,2	423,8	5 200,9
Investeringar	290,6	0,9	0,6	1,3	293,4
IPC-avknoppning	–	-328,6	-124,1	-425,1	-877,8
Förändringar i uppskattningar	26,6	–	–	–	26,6
Valutaomräkningsdifferens	223,2	21,4	4,3	–	248,9
31 december	4 892,0	–	–	–	4,892,0
Avskrivningar
1 januari	-2 016,2	-142,2	-107,3	-293,4	-2 559,1
Årets avskrivningar	-568,4	-4,6	-1,9	-12,6	-587,5
IPC-avknoppning	–	162,2	113,1	306,0	581,3
Nedskrivningar	-30,6	–	–	–	-30,6
Valutaomräkningsdifferens	-107,1	-15,4	-3,9	–	-126,4
31 december	-2 722,3	–	–	–	-2 722,3
Redovisat värde	2 169,7	–	–	–	2 169,7

Avskrivningar för kvarvarande verksamhet uppgick till 451,7 MUSD (568,4 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för avskrivningar och återställningskostnader. Avskrivningar för avyttrad verksamhet uppgick till – MUSD (19,1 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden årets resultat från avyttrad verksamhet.

2018 kostnadsställen utan produktion
MUSD	Norge
1 januari	2 767,4
Investeringar	1 087,4
Kostnadsförda prospekteringsutgifter	-53,2
Förändringar i uppskattningar	-6,7
Valutaomräkningsdifferens	-213,1
31 december	3 581,8

2017 kostnadsställen utan produktion

MUSD	Norge	Frankrike	Nederländerna	Ryssland	Malaysia	Summa
1 januari	1 720,6	6,9	7,1	–	–	1 734,6
Investeringar	1 028,3	0,1	0,1	1,1	-0,1	1 029,5
Kostnadsförda prospekteringsutgifter	-72,0	–	–	-1,1	0,1	-73,0
IPC-avknoppning	–	-7,2	-7,5	–	–	-14,7
Förändringar i uppskattningar	-2,4	–	–	–	–	-2,4
Valutaomräkningsdifferens	92,9	0,2	0,3	–	–	93,4
31 december	2 767,4	–	–	–	–	2 767,4

Prospekteringskostnader för kvarvarande verksamhet uppgick till 53,2 MUSD (73,1 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för prospekteringskostnader. Prospekteringskostnader för avyttrad verksamhet uppgick till – MUSD (-0,1 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för resultatet från avyttrad verksamhet.

Nedskrivningar

Lundin Petroleum utförde sitt nedskrivningstest per tillgång den 31 december 2018 i samband med den årliga revisionen av olje- och gasreserver. Uppskattningarna av framtida oljepris var baserade på en kombination av terminskurvan på olja vid årets slut samt de oljepriser ERCE använde vid certifi eringen av reserverna vid årets slut. En framtida infl ationsfaktor om 2% (2%) per år, samt en diskonteringsränta efter skatt om 8% (8%) har använts för beräkningen av framtida kassafl öden.

Icke-kassafl ödespåverkande nedskrivningar som kostnadsförts för kvarvarande verksamhet uppgick till – MUSD (30,6 MUSD) och avsåg Brynhildfältet i PL148.

Aktiverade räntekostnader

Under 2018 har aktiverade räntekostnader om 87,6 MUSD (63,5 MUSD) lagts till olje- och gastillgångarna och är hänförliga till utbyggnadsprojekt i Norge. Räntesatsen för aktiverade räntekostnader är baserad på den externa kreditfacilitetens ränta, LIBOR plus ett påslag om 3,15% per år fram till maj 2018, därefter ett påslag om 2,25% per år från juni 2018.

Åtagande avseende utbyggnadskostnader

Koncernen är enligt avtal förbunden att genomföra vissa utbyggnadsprojekt, med ett återstående fi nansiellt åtagande om cirka 1,9 miljarder USD per den 31 december 2018, främst hänförligt till Johan Sverdrupprojektet. Luno II-projektet och det förlängda borrtestet på Rolvsnes är ej inräknat.

Åtagande avseende prospekterings- och utvärderingskostnader

Koncernen deltar i joint operations med externa parter i prospekterings- och utvärderingsaktiviteter. Koncernen är bunden enligt avtal att fullfölja vissa prospekterings- och utvärderingsprogram inom ramen för olika koncessionsavtal. Åtaganden per den 31 december 2018 förväntas uppgå till 118,1 MUSD (52,8 MUSD) för vilka externa parter som är joint operations partners kommer att bidra med cirka 82,2 MUSD (31,1 MUSD).

Not 11 Övriga materiella anläggningstillgångar

	2018			2017
MUSD	Fastigheter	Övriga	Summa	FPSO	Fastigheter	Övriga	Summa
Anskaffningsvärde
1 januari	10,6	30,4	41,0	204,8	11,2	36,5	252,5
Investeringar	–	3,2	3,2	–	–	1,6	1,6
IPC-avknoppning	–	–	–	-205,5	–	-8,6	-214,1
Förändring i konsolidering	–	–	–	–	-0,6	-0,4	-1,0
Valutaomräkningsdifferens	–	-1,6	-1,6	0,7	–	1,3	2,0
31 december	10,6	32,0	42,6	–	10,6	30,4	41,0
Avskrivningar
1 januari	-1,2	-26,6	-27,8	-54,8	-1,8	-29,8	-86,4
Årets avskrivningar	–	-2,6	-2,6	-10,4	–	-2,8	-13,2
IPC-avknoppning	–	–	–	65,2	–	6,8	72,0
Förändring i konsolidering	–	–	–	–	0,6	0,3	0,9
Valutaomräkningsdifferens	–	1,4	1,4	–	–	-1,1	-1,1
31 december	-1,2	-27,8	-29,0	–	-1,2	-26,6	-27,8
Redovisat värde	9,4	4,2	13,6	–	9,4	3,8	13,2

Årets avskrivningar baseras på anskaffningsvärdet och en uppskattad nyttjandeperiod om tre till fem år för kontorsinventarier och övriga tillgångar. Fastigheter skrivs av över en uppskattad nyttjandeperiod om 20 år och tar restvärdet i beaktan. Avskrivningar för kvarvarande verksamhet uppgick till 2,6 MUSD (2,5 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar. Avskrivningar för avyttrad verksamhet uppgick till – MUSD (0,3 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för resultat från avyttrad verksamhet.

Not 12 Goodwill

MUSD	2018	2017
1 januari	128,1	128,1
Förändring	–	–
31 december	128,1	128,1

Koncernens goodwill uppkom i samband med förvärvet av en ytterligare andel om 15 procent i Edvard Griegfältet under 2016. Goodwill ingick i koncernens nedskrivningstest per den 31 december 2018 och kommer att ingå i det årliga nedskrivningstestet av olje- och gastillgångar.

Not 13 Finansiella tillgångar

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Övriga aktier och andelar	–	6,3
Övriga	0,4	0,4
	0,4	6,7

Not 13.1 Övriga aktier och andelar

		31 december 2017
	Antal aktier	Andel %	Redovisat värde MUSD	Redovisat värde MUSD
ShaMaran Petroleum Corp.	–	–	–	6,3
			–	6,3

Bolagets aktier i ShaMaran avyttrades under året till rådande börskurs för ett sammanlagt belopp om 9,3 MUSD.

Det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran har beräknats från börskursen på aktien på Torontobörsen på balansdagen och beskrivs nedan.

ShaMaran Petroleum Corp.
MUSD	2018	2017
1 januari	6,3	8,9
Investeringar	–	1,4
Förändring i verkligt värde	3,3	-6,2
Avyttringar	-9,3	–
Valutaomräkningsdifferens	-0,3	2,2
31 december	–	6,3

Not 14 Lager

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Kolvätelager	3,3	4,1
Borrutrustning och förbrukningsmaterial	33,2	29,6
	36,5	33,7

Not 15 Kundfordringar och andra fordringar

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Kundfordringar	153,7	202,7
Underuttag	4,6	29,4
Fordringar på joint operations	17,0	15,6
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	26,9	29,3
Rörelsekapital IPC	14,0	23,5
Övriga	3,1	3,9
	219,3	304,4

Kundfordringar är hänförliga främst till försäljningar av kolväten till ett begränsat antal oberoende kunder, från vilka det inte fi nns några nyligen inträffade betalningsförsummelser. De utestående kundfordringarna är inte förfallna och avsättningen till osäkra fordringar är noll.

Fordran avseende rörelsekapital för IPC var hänförlig till restvärdet för mellanhavanden till följd av avknoppningen och förfaller i mitten av 2019.

Not 16 Likvida medel

Likvida medel innehåller endast kontanta medel i kontantkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2018.

Not 17 Eget kapital

Not 17.1 Aktiekapital och övrigt tillskjutet kapital

		Aktiekapital	Övrigt tillskjutet kapital
MUSD	Antal aktier	Nominellt värde MSEK	Nominellt värde MUSD	MUSD
31 december 2016	340 386 445	3,5	0,5	979,1
Utdelningar	–	–	–	-410,0
Köp av egna aktier	–	–	–	-28,0
Aktierelaterade ersättningar	–	–	–	-13,2
Förändringar	–	–	–	-451,2
31 december 2017	340 386 445	3,5	0,5	527,9
Utdelningar	–	–	–	-153,1
Köp av egna aktier	–	–	–	-14,3
Aktierelaterade ersättningar	–	–	–	-20,8
Förändringar	–	–	–	-188,2
31 december 2018	340 386 445	3,5	0,5	339,7

I antalet aktier per den 31 december 2018 ingår 1 873 310 aktier (1 233 310 aktier) som Lundin Petroleum innehade i eget namn. Under 2017 återköpte Lundin Petroleum 1 233 310 egna aktier till ett genomsnittligt pris om 186,14 SEK, i enlighet med bemyndigande av 2017 års årsstämma. Under 2018 återköpte Lundin Petroleum 640 000 egna aktier till ett genomsnittligt pris om 186,77 SEK, i enlighet med bemyndigande av 2018 års årsstämma. Per den 31 december 2018 innehade bolaget totalt 1 873 310 egna aktier.

Lundin Petroleums årsstämma, som hölls i Stockholm den 3 maj 2018, godkände en första kontantutdelning om 4,00 SEK per aktie för 2017, vilken betalades ut den 11 maj 2018. Baserat på antalet utestående aktier, exklusive bolagets egna aktier, uppgick utdelningen till totalt 1 354,1 MSEK, vilket motsvarade 153,1 MUSD baserat på den valutakurs som rådde på dagen för årsstämmans godkännande.

Not 17.2 Övriga reserver

	Reserv för fi nansiell tillgång		Valutaomräknings
MUSD	som kan säljas	Säkringsreserv	reserv	Summa
1 januari 2017	-4,9	-76,7	-349,2	-430,8
Totalresultat	4,9	76,4	-96,2	-14,9
31 december 2017	–	-0,3	-445,4	-445,7
Totalresultat	–	-74,1	1,5	-72,6
31 december 2018	–	-74,4	-443,9	-518,3

Not 17.3 Resultat per aktie

Resultat per aktie beräknas genom att årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare divideras med vägt genomsnittligt antal aktier för året.

	2018	2017
Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare, USD
För kvarvarande verksamhet	222 148 241	384 692 005
För avyttrad verksamhet	–	46 460 065
	222 148 241	431 152 070
Vägt genomsnittligt antal aktier för året	338 592 250	340 237 772
Resultat per aktie, USD
För kvarvarande verksamhet	0,66	1,13
För avyttrad verksamhet	–	0,14
	0,66	1,27

Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter utspädning	339 513 634	341 380 316
Resultat per aktie i USD
För kvarvarande verksamhet	0,65	1,13
För avyttrad verksamhet	–	0,14
Resultat per aktie efter full utspädning i USD	0,65	1,27

Not 18 Finansiella skulder

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Banklån	3 465,0	3 955,0
Aktiverade fi nansieringskostnader	-54,1	-75,0
Aktiverad vinst från omförhandling av lånevillkor	-148,9	–
	3 262,0	3 880,0

Aktiverade fi nansieringsavgifter uppgick till 54,1 MUSD (75,0 MUSD) och var hänförliga till kostnader för upprättandet av den externa kreditfaciliteten. De aktiverade fi nansieringsavgifterna skrivs av över kreditfacilitetens löptid.

Aktiverade modifi eringsvinster från omförhandlade lån uppgick till 148,9 MUSD (– MUSD) och var hänförliga till de förbättrade villkoren för kreditfaciliteten. Tillgången som redovisats till följd av omförhandlingen av lånevillkor skrivs av över kreditfacilitetens löptid.

För ytterligare information se not 21.

Not 19 Avsättningar

	Återställnings		Pensions
MUSD	kostnader	LTIP	kostnader	Övriga	Summa
1 januari 2018	414,6	9,7	1,2	2,8	428,3
Tillkommande	101,3	10,3	0,1	0,3	112,0
Förändring i uppskattningar	-15,9	–	–	–	-15,9
Betalningar	-1,3	-10,8	-0,1	-1,5	-13,7
Nuvärdesjustering	16,4	–	–	–	16,4
Valutaomräkningsdifferens	-24,6	-0,9	–	–	-25,5
31 december 2018	490,5	8,3	1,2	1,6	501,6

Långfristiga	483,9	2,4	1,2	1,6	489,1
Kortfristiga	6,6	5,9	–	–	12,5
Summa	490,5	8,3	1,2	1,6	501,6

MUSD	Återställnings kostnader	LTIP	Betalning infarmning	Pensions kostnader	Övriga	Summa
1 januari 2017	407,1	10,1	5,0	1,2	3,5	426,9
Tillkommande	78,3	7,7	–	0,1	0,9	87,0
Förändring i uppskattningar	24,2	–	–	–	–	24,2
Avyttringar	-32,0	–	–	–	–	-32,0
Betalningar	-3,8	-8,1	–	-0,1	-0,3	-12,3
Nuvärdesjustering	13,7	–	–	–	–	13,7
IPC-avknoppning	-91,1	–	-5,2	–	-1,4	-97,7
Valutaomräkningsdifferens	18,2	–	0,2	–	0,1	18,5
31 december 2017	414,6	9,7	–	1,2	2,8	428,3

Långfristiga	414,6	2,8	–	1,2	2,0	420,6
Kortfristiga	–	6,9	–	–	0,8	7,7
Summa	414,6	9,7	–	1,2	2,8	428,3

Avsättning för återställningskostnader

Vid beräkning av nuvärdet av avsättningen för återställningskostnader användes en diskonteringsfaktor, före skatt, om 3,5 procent (3,5 procent), vilken är baserad på den förväntade långfristiga riskfria räntan. Tillkommande återställningskostnader för 2018 är främst hänförliga till utbyggnadsprojekt i Norge. Cirka 85 procent av avsättningen beräknas komma att regleras efter mer än 15 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2018.

Avsättning för LTIP

För mer information avseende koncernens LTIP, se not 29.

Pensionsavsättning

I maj 2002 rekommenderade ersättningskommittén styrelsen, som antog beslutet, att pension skulle utgå till Adolf H. Lundin vid hans avgång som styrelseordförande och hans tillträdande som hedersordförande. Vidare bestämdes att vid Adolf H. Lundins bortgång, skall månatliga utbetalningar utgå till hans fru, Eva Lundin, under hennes livstid.

Pensionsutbetalningar motsvarande en årlig ersättning om 138 TCHF (138 TCHF) betalas till Eva Lundin. Bolaget kan, om det så väljer, betala ut denna pensionsutfästelse genom en engångsbetalning om 1 800 TCHF (1 800 TCHF).

Not 20 Leverantörsskulder och övriga skulder

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Leverantörsskulder	26,6	30,1
Överuttag	5,4	12,8
Upplupna kostnader och skulder till joint operations	147,4	188,9
Övriga upplupna kostnader	17,6	19,5
Övriga	7,6	7,7
	204,6	259,0

Not 21 Finansiella tillgångar och skulder

Finansiella tillgångar och skulder per kategori

Redovisningsprinciperna för fi nansiella tillgångar och skulder har tillämpats enligt följande:

31 december 2018 MUSD	Summa	Lånefordringar och övriga fordringar till upplupet anskaffningsvärde	Finansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde	Verkligt värde redovisat i resultat räkningen	Derivat för säkringsändamål
Övriga fi nansiella
anläggningstillgångar	0,4	–	0,4	–	–
Derivatinstrument	36,7	–	–	–	36,7
Fordringar på joint operations	17,0	17,0	–	–	–
Övriga kortfristiga fordringar 1	175,4	170,8	–	4,6	–
Likvida medel	66,8	66,8	–	–	–
	296,3	254,6	0,4	4,6	36,7

31 december 2018 MUSD	Summa	Övriga skulder till upplupet anskaffningsvärde	Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde	Verkligt värde redovisat i resultat räkningen	Derivat för säkringsändamål
Finansiella skulder	3 262,0	–	3 262,0	–	–
Derivatinstrument	84,9	–	–	–	84,9
Skulder till joint operations	147,4	147,4	–	–	–
Övriga kortfristiga skulder	110,0	104,6	–	12,8	–
	3 604,3	252,0	3 262,0	12,8	84,9

31 december 2017 MUSD	Summa	Lånefordringar och övriga fordringar till upplupet anskaffningsvärde	Finansiella tillgångar till upplupet anskaffningsvärde	Tillgångar till verkligt värde inom övrigt totalresultat	Verkligt värde redovisat i resultat räkningen	Derivat för säkrings ändamål
Övriga aktier och andelar	6,3	–	–	6,3	–	–
Övriga fi nansiella
anläggningstillgångar	0,4	–	0,4	–	–	–
Derivatinstrument	34,2	–	–	–	–	34,2
Fordringar på joint operations	15,6	15,6	–	–	–	–
Övriga kortfristiga fordringar 1	259,5	230,1	–	–	29,4	–
Likvida medel	71,4	71,4	–	–	–	–
	387,4	317,1	0,4	6,3	29,4	34,2

Skulder

31 december 2017 MUSD	Summa	Övriga skulder till upplupet anskaffningsvärde	Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde	Verkligt värde redovisat i resultaträkningen	Derivat för säkringsändamål
Finansiella skulder	3 880,0	–	3 880,0	–	–
Derivatinstrument	9,5	–	–	–	9,5
Skulder till joint operations	188,9	188,9	–	–	–
Övriga kortfristiga skulder	51,2	38,4	–	12,8	–
	4 129,6	227,3	3 880,0	12,8	9,5

1 Förskottsbetalningar är inte inkluderade i övriga kortfristiga fordringar, eftersom förskottsbetalningar inte bedöms vara fi nansiella instrument.

Det verkliga värdet av lånefordringar och övriga fordringar uppskattas vara ungefär detsamma som det bokförda värdet.

För fi nansiella tillgångar och skulder 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 tillgångar och skulder värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:

31 december 2018
MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Derivatinstrument – långfristiga	–	2,7	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	34,0	–
Underuttag	4,6	–	–
	4,6	36,7	–
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	64,9	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	20,0	–
Överuttag	5,4	–	–
	5,4	84,9	–


31 december 2017
MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Övriga aktier och andelar	6,3	–	–
Derivatinstrument – långfristiga	–	26,5	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	7,7	–
Underuttag	29,4	–	–
	35,7	34,2	–

Derivatinstrument – långfristiga – 3,1 – Derivatinstrument – kortfristiga – 6,4 – Överuttag 12,8 – –

12,8 9,5 –

Utestående derivatinstrument kan specifi ceras enligt följande:

Verkligt värde på utestående derivatinstrument i balansräkningen	31 december 2018		31 december 2017
MUSD	Tillgångar	Skulder	Tillgångar	Skulder
Räntesäkringsinstrument	36,7	8,1	28,3	6,7
Valutasäkringsinstrument	–	76,8	5,9	2,8
Summa	36,7	84,9	34,2	9,5

Långfristiga	2,7	64,9	26,5	3,1
Kortfristiga	34,0	20,0	7,7	6,4
Summa	36,7	84,9	34,2	9,5

Det verkliga värdet av räntesäkringen beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan över den utestående delen av räntesäkringsinstrumentet. Den effektiva delen av räntesäkringen per den 31 december 2018 uppgick till en fordran om 28,6 MUSD (21,6 MUSD), netto.

Det verkliga värdet av valutasäkringen beräknas genom att använda kurvan för terminskursen över den utestående delen av de utestående valutasäkringkontrakten. Den effektiva delen av valutasäkringen per den 31 december 2018 uppgick till en skuld om 76,8 MUSD (fordran om 3,1 MUSD), netto.

Not 22 Förändring av skulder – kassaflöden inom finansieringsverksamheten

Förändring av skulder som redovisas som kassafl öde inom fi nansieringsverksamheten beskrivs i tabellen nedan.

				Icke-kassafl ödespåverkande förändringar
	1 januari 2018	Kassafl öde	Vinst från omförhandling av lånevillkor	Avskrivning av uppskjutna fi nansierings avgifter	Nuvärdesjustering av vinst från omförhandling av lånevillkor	Valutakurs förändring	31 december 2018
Finansiella skulder	3 880,0	-490,0	-183,7	17,8	26,1	11,8	3 262,0

					Icke-kassafl ödespåverkande förändringar
	1 januari 2017	Kassafl öde	Avskrivning av uppskjutna fi nansierings avgifter	IPC avknoppning	Förändring i konsolidering	Valutakurs förändring	31 december 2017
Finansiella skulder	4 048,3	-190,0	17,5	8,6	–	-4,4	3 880,0
Övriga långfristiga skulder	33,8	1,3	–	–	-35,1	–	–
	4 082,1	-188,7	17,5	8,6	-35,1	–	3 880,0

Not 23 Finansiella risker, känslighetsanalys och derivatinstrument

I egenskap av internationellt bolag som prospekterar efter och producerar olja och gas, exponeras Lundin Petroleum för fi nansiella risker såsom förändringar i valutakurser, ränterisk, kreditrisk, likviditetsrisk såväl som risker relaterade till förändringar i oljepriset. Koncernen strävar efter att kontrollera dessa risker genom sunt ledarskap och genom att använda internationellt accepterade fi nansiella instrument, såsom oljepris-, ränte- och valutakurssäkringar. Lundin Petroleum använder fi nansiella instrument enbart i syfte att minimera risker i koncernens verksamhet.

För ytterligare information om risker i den fi nansiella rapporteringen, se avsnitten Intern kontroll avseende den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidan 38 och Riskhantering på sidorna 18–21.

Hantering av kapital

Koncernens mål avseende hantering av kapital är att trygga koncernens förmåga att fortsätta sin verksamhet som en "going concern" så att den kan uppfylla sina arbetsåtaganden för att skapa aktieägarvärde. Koncernen kan efter behov upprätta nya kreditfaciliteter, återbetala skulder, eller utföra andra sådana omstruktureringsaktiveter när det är lämpligt. Bolagsledningen följer upp och förvaltar koncernens nettoskuld regelbundet för att bedöma behovet av förändring i kapitalstrukturen för att möta målen och bibehålla fl exibilitet. Lundin Petroleum är inte föremål för några externa krav vad gäller hantering av kapital.

Utöver den uppdaterade utdelningspolicyn har inga väsentliga ändringar gjorts avseende mål, policies och processer under 2018.

Lundin Petroleum följer upp kapitalet på basis av nettoskulden och fi nansiella arrangemang. Nettoskulden beräknas som banklån i enlighet med balansräkningen minskat med likvida medel.

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Banklån	3 465,0	3 955,0
Likvida medel	-66,8	-71,4
Nettoskuld	3 398,2	3 883,6

Minskningen av nettoskulden i förhållande till 2017 är främst hänförlig till det fria kassafl öde som genererades under 2018.

Ränterisk

Ränterisk är den risk osäkerheten avseende framtida räntenivåer har på bolagets resultat.

Lundin Petroleum är utsatt för ränterisk via kreditfaciliteten, se även likviditetsrisk nedan. Räntesatsen för aktiverade lånekostnader är beräknad på den externa kreditfacilitetens ränta, LIBOR, plus ett påslag om 2,25% per år (vilket från juni 2018 minskat från 3,15 %). Lundin Petroleum kommer kontinuerligt att bedöma fördelarna med en räntesäkring av lån. Om säkringskontraktet innebär en minskning av ränterisken till ett för koncernen acceptabelt pris, kan Lundin Petroleum överväga att säkra räntan.

De totala räntekostnaderna för 2018 uppgick till 176,3 MUSD, vilka inkluderade aktiverade räntekostnader om 87,6 MUSD, vilka var hänförliga till lån avseende koncernens utbyggnadsaktiviteter. En ränteförändring om 100 procentenheter skulle fått till följd en förändring om 7,8 MUSD i den totala räntekostnaden för året när koncernens räntesäkringar för 2018 inkluderas i beräkningen.

Koncernen har ingått räntesäkringskontrakt enligt följande.

Lån MUSD	Binda den rörliga LIBOR-räntan Ränta per år	Likvidperiod
3 000	1,42%	jan 2019 – dec 2019
2 000	2,15%	jan 2020 – dec 2020
2 000	2,67%	jan 2021 – dec 2021
2 000	2,74%	jan 2022 – dec 2022

Valutakursrisk

Lundin Petroleum är ett svenskt bolag som är verksamt globalt och är därför under betydande inverkan från valutakursförändringar, både för transaktioner såväl som omräkning från funktionell valuta till koncernens rapporteringsvaluta US dollar. De funktionella valutorna för Lundin Petroleums dotterbolag är i huvudsak norska kronor (NOK) och Euro (EUR) såväl som US dollar (USD), vilket gör Lundin Petroleum känsligt för variationer i dessa valutor gentemot US dollarn.

Betalningsexponering

Lundin Petroleums policy beträffande valutakurssäkringar, vid valutaexponering, är att överväga att bestämma valutakursen för kända kostnader i icke-US dollar valutor gentemot US dollar i förväg, så att framtida kostnadsnivåer i US dollar kan förutsägas med rimlig säkerhet. Vid beslut om kurssäkring tar koncernen hänsyn till nuvarande valutakurser och marknadsförväntningar i jämförelse med historiska trender och volatilitet.

Koncernen har ingått valutasäkringskontrakt som lägger fast valutakursen mellan USD och NOK för att möta delar av bolagets framtida kapitalbehov i NOK för utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet, liksom för att möta delar av bolagets framtida skatteåtaganden i NOK, vilket sammanfattas i nedanstående tabell:

Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell valutakurs	Likvidperiod
3 822,4 MNOK	464,0 MUSD	8,24 NOK:1 USD	jan 2019 – dec 2019
2 405,0 MNOK	306,0 MUSD	7,86 NOK:1 USD	jan 2020 – dec 2020
2 130,0 MNOK	272,7 MUSD	7,81 NOK:1 USD	jan 2021 – dec 2021
1 200,0 MNOK	158,2 MUSD	7,59 NOK:1 USD	jan 2022 – dec 2022
410,0 MNOK	51,0 MUSD	8,04 NOK:1 USD	jan 2023 – dec 2023

Enligt IAS 39, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga värdet redovisas i övrigt totalresultat. Per den 31 december 2018 har en kortfristig fordran uppgående till 14,0 MUSD (1,3 MUSD) och en långfristig fordran uppgående till -62,2 MUSD (23,4 MUSD) redovisats, vilket representerar det verkliga värdet av de utestående valutakurs- och räntesäkringskontrakten.

Valutakursexponering

Tabellen som följer sammanfattar den inverkan en förändring i dessa valutor gentemot US dollarn skulle ha på rörelseresultatet för året som avslutades den 31 december 2018 vid en omräkning av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.

Rörelseresultat i de fi nansiella rapporterna, MUSD		1 402,4	1 402,4
Förändring valutakurser	Genomsnittlig kurs 2018	10% försvagning av USD	10% förstärkning av USD
EUR/USD	0,8464	0,7695	0,9310
SEK/USD	8,6921	7,9019	9,5613
NOK/USD	8,1329	7,3935	8,9462
Summa påverkan på rörelseresultatet, MUSD		-49,0	44,5

Valutakursrisken på koncernens resultat och egna kapital från omräkningsexponering är inte säkrad.

Resultat från valutakursförändringar som redovisas i resultaträkningen beror främst på omvärdering av lån och rörelsekapital, vilket beskrivs i förvaltningsberättelsen på sidan 48. En förstärkning om 10 procent av US dollarkursen mot övriga valutor i koncernen skulle resultera i en valutakursförlust om ytterligare 314,9 MUSD.

Valutakursförändringarna är främst hänförliga till banklån i USD och en följd av en förändring i dollarkursen mot övriga valutor i koncernen.

Priset på olja och gas

Priset på olja och gas påverkas av de normala ekonomiska drivkrafterna för tillgång och efterfrågan samt av fi nansiella investerare och osäkerhet på marknaden. Beslut i verksamheten, naturkatastrofer, makroekonomiska förhållanden, politisk instabilitet och konfl ikter eller större oljeexporterande länders handlingar utgör faktorer som påverkar dessa. Prisförändringar kan påverka Lundin Petroleums fi nansiella ställning.

Tabellen nedan sammanfattar den inverkan en förändring i oljepriset skulle ha haft på det egna kapitalet och resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2018:

Årets resultat i de fi nansiella rapporterna, MUSD	222,1	222,1
Möjlig förändring	-10%	10%
Summa påverkan på årets resultat, MUSD	-45,6	45,6

Effekten av en förändring i oljepriset på årets resultat minskas på grund av den 78-procentiga skattesatsen i Norge.

Lundin Petroleums policy är att anta en fl exibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifi ka omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer Lundin Petroleum att bedöma fördelarna av att terminssäkra de månatliga försäljningskontrakten i syfte att generera kassafl öde. Beslut fattas att ingå en oljeprissäkring när bolaget bedömer att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassafl öde.

Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2018 ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utestående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2018.

Kreditrisk

Lundin Petroleums policy är att begränsa kreditrisken genom att begränsa val av motpart till de stora bankerna och oljebolagen. Då en kreditrisk anses föreligga vid försäljning av olja och gas, är policyn att efterfråga oåterkalleliga remburser för det totala värdet av försäljningen. Policyn för joint operating partners är att förlita sig på villkoren i de underliggande samarbetsavtalen för att ta över licensandelar, eller joint operating partners andelar av produktionen, vid utebliven betalning för cash calls eller andra belopp som förfallit till betalning.

Per den 31 december 2018 uppgick koncernens kundfordringar till 153,7 MUSD (202,7 MUSD). Det fi nns inga nyligen inträffade betalningsförsummelser och någon risk för kundförluster bedöms inte föreligga. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara och ingen avsättning för osäkra fordringar har redovisats per den 31 december 2018. Likvida medel hålls med banker som har en historiskt hög kreditvärdighet.

Likviditetsrisk

Likviditetsrisken defi nieras som en risk att koncernen inte skulle kunna avsluta eller möta dess skyldigheter i tid eller till ett rimligt pris. Koncernens ekonomiavdelning är ansvarig för likviditeten, fi nansiering och hantering av avslut. Dessutom överses likviditets- och fi nansieringsrisker och relaterade processer och policies av bolagsledningen.

I februari 2016 ingick Lundin Petroleum en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD, vars lånevillkor omförhandlades och modifi erades under det andra kvartalet 2018 vilket resulterade i att räntemarginalen över LIBOR minskade från 3,15 procent till nuvarande 2,25 procent. Faciliteten är en reservbaserad kreditfacilitet som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten omräknas en gång per år och är baserat på det beräknade kassafl ödet som genereras av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och med 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 licensområden med produktion samt genom några av de pantsatta bolagens bankkonton.

Den ändrade räntemarginalen har resulterat i en redovisningsmässig vinst om 183,7 MUSD i enlighet med IFRS 9. När en fi nansiell skuld som redovisas till upplupet anskaffningsvärde modifi eras utan att detta resulterar i att skulden återförs, redovisas en vinst eller förlust i resultaträkningen i enlighet med IFRS 9. Vinsten eller förlusten beräknas som skillnaden mellan det kassafl öde det ursprungliga avtalet innebar och det modifi erade kassafl ödet som nuvärdesberäknas till den ursprungliga effektiva räntan. Den redovisningsmässiga nettovinst som uppstår vid kvittning mot kostnader för modifi ering av lånevillkor om 17,3 MUSD uppgick till 166,4 MUSD. Därtill relaterade uppskjutna skatter uppgick till 68,3 MUSD, vilket resulterade i en redovisningsmässig vinst efter skatt om 98,1 MUSD.

Avtalet för faciliteten stipulerar att ett "event of default" äger rum när koncernen inte följer vissa väsentliga avtalsvillkor eller när vissa händelser sker enligt specifi kation i avtalet, något som är sedvanligt för fi nansiella avtal av denna storlek och typ. Två av dessa avtalsvillkor testar förmågan att återbetala lånet genom att mäta förhållandet mellan nettoskulden och EBITDA samt mellan EBITDA och fi nansiella kostnader. Om en sådan händelse sker kan, med hänsyn tagen till tillämplig tidsfrist för åtgärdande, externa långivare vidta specifi ka åtgärder för att göra gällande deras säkerhet, vilka inkluderar en snabbare återbetalning av utestående belopp under kreditfaciliteten.

Tabellen nedan visar en analys av koncernens fi nansiella skulder, uppdelade på löptid baserad på den återstående perioden från balansdagen fram till det kontraktuella avräkningsdatumet. Låneåterbetalningar görs baserat på en nuvärdesberäkning av tillgångarnas framtida kassafl öden. Inga återbetalningar av lånet förutses för närvarande under denna beräkning.

MUSD	31 december 2018	31 december 2017
Långfristiga
Återbetalning inom 1–2 år:
–Derivatinstrument	19,3	–
Återbetalning inom 2–5 år:
–Banklån	3 465,0	3 955,0
–Derivatinstrument	45,6	3,1
	3 529,9	3 958,1
Kortfristiga
Återbetalning inom 6 månader:
–Leverantörsskulder	26,6	30,1
–Överuttag	5,4	12,8
–Skatteskulder	14,8	0,6
–Skulder till joint operations	147,4	188,9
–Övriga kortfristiga skulder	7,6	7,7
–Derivatinstrument	9,0	3,2
Återbetalning efter 6 månader:
–Skatteskulder	55,6	–
–Derivatinstrument	11,0	3,2
	277,4	246,5

Not 24 Ställda säkerheter

I februari 2016 ingick Lundin Petroleum en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD, vars lånevillkor framgångsrikt omförhandlades under 2018, vilket beskrivs i not 23. Faciliteten är en reservbaserad kreditfacilitet som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten omräknas en gång per år och är baserat på det beräknade kassafl ödet som genereras av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och med 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. De ställda säkerheterna per den 31 december 2018 uppgår till 6 154,3 MUSD (6 715,3 MUSD) och representerar det bokförda värdet för de aktier i dotterbolag som har pantsatts, vilket beskrivs i avsnittet om moderbolaget på sidan 93.

Not 25 Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar

Åklagarmyndigheten i Sverige har delgivit Lundin Petroleum 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 nionde år och Lundin Petroleum 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.

Som del av IPC-avknoppningen som slutfördes den 24 april 2017 har bolaget ställt garantier till IPC avseende vissa rättsliga processer hänförliga till perioden före avknoppningen. Bolaget har inte gjort någon avsättning för detta per den 31 december 2018 eftersom dessa processer inte har bedömts leda till något framtida betalningsansvar för bolaget.

Not 26 Transaktioner med närstående

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

Under året ingick koncernen transaktioner med närstående på kommersiell grund och betydande transaktioner beskrivs nedan:

MUSD	2018	2017
Försäljning av olja och relaterade produkter	879,5	176,2
Inköp av olja och relaterade produkter	296,2	–
Försäljning av tjänster	4,2	3,4
Inköp av tjänster	1,8	1,9
Ränteintäkter	0,5	–

Equinor (tidigare Statoil) är en närstående part eftersom Equinors aktieinnehav i Lundin Petroleum uppgår till 20,1 procent. Koncernen har under 2018 sålt olja och därtill relaterade produkter till Equinor till marknadsmässiga villkor till ett belopp om 879,5 MUSD (176,2 MUSD). Koncernen har under 2018 köpt olja och därtill relaterade produkter från Equinor till marknadsmässiga villkor till ett belopp om 296,2 MUSD (– MUSD).

Koncernen har från Equinor förvärvat en 15-procentig licensandel i PL359 där oljefyndigheten Luno II ligger. Transaktionen innebar såväl en kontantersättning till Equinor som en överföring av Lundin Petroleums 20-procentiga licensandel i PL825 till Equinor. Transaktionen slutfördes i december 2018.

Transaktionerna som ingåtts med närstående avser andra enheter som ledande personer med nyckelställning har gemensam kontroll eller väsentligt infl ytande över. Ledande personer med nyckelställning inkluderar styrelseledamöter och bolagsledning. Ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning redovisas i not 28.

Vid datumet för IPC-avknoppningen innehade koncernen en fordran på IPC avseende rörelsekapital som uppgick till 27,4 MUSD. Denna fordran har därefter minskat till 14,0 MUSD (23,5 MUSD) och redovisas som en kortfristig tillgång eftersom den förfaller till betalning i mitten av 2019.

Koncernen har avyttrat samtliga aktier i ShaMaran till Zebra Holdings and Investment (Guernsey) Ltd. till ett värde om 9,3 MUSD, vilket motsvarade börsvärdet.

Not 27 Genomsnittligt antal anställda

	2018		2017
Genomsnittligt antal anställda per land	Summa anställda	varav män	Summa anställda	varav män
Moderbolaget i Sverige	2	1	2	1
Utländska dotterbolag
Norge	370	273	354	266
Schweiz	35	20	34	21
Nederländerna	1	1	1	1
Ryssland 1	–	–	16	10
Summa utländska dotterbolag	406	294	405	298

Summa	408	295	407	299

1 Den ryska verksamheten har till fullo konsoliderats i koncernredovisningen fram till 30 september 2017, varefter den klassifi cerades som intresseföretag, varför inga anställda redovisats för 2018.

	2018		2017
Styrelseledamöter och bolagsledning	Summa vid slutet av året	varav män	Summa vid slutet av året	varav män
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter 1	8	5	7	4

Utländska dotterbolag
Bolagsledning	8	6	7	5

Summa koncernen	16	11	14	9

1 Alex Schneiter, vd och styrelseledamot, är endast inräknad i bolagsledningen.

Not 28 Ersättning till styrelse, bolagsledning och övriga anställda

	2018		2017
Löner, andra ersättningar och sociala kostnader TUSD	Löner och andra ersättningar	Sociala kostnader	Löner och andra ersättningar	Sociala kostnader
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter	628	122	569	106
Anställda	386	222	314	178

Utländska dotterbolag
Bolagsledning	11 802	1 584	10 625	1 325
Övriga anställda	94 773	22 240	84 730	20 910

Summa	107 589	24 168	96 238	22 519
varav pensionskostnader		8 758		8 822

Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning 1 TUSD	Fast styrelse arvode/ grundlön	Andra förmåner1	Kortfristig rörlig ersättning 2	Prestations baserat incitaments program	Arvode för kommitté arbete	Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbetet	Pension	Summa 2018
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter
Ian H. Lundin	127	–	–	–	13	115	–	255
Peggy Bruzelius	60	–	–	–	19	–	–	79
C. Ashley Heppenstall	60	–	–	4 646	13	613	–	5 332
Lukas H. Lundin	60	–	–	–	–	–	–	60
Grace Reksten Skaugen	60	–	–	–	22	–	–	82
Jakob Thomasen	60	–	–	–	19	–	–	79
Cecilia Vieweg	60	–	–	–	19	–	–	79
Torstein Sanness	30	–	–	–	6	–	–	36
Summa styrelseledamöter	517	–	–	4 646	111	728	–	6 002
Utländska dotterbolag Bolagsledning
Alex Schneiter	855	42	855	2 926	–	–	175	4 853
Övriga 3	2 410	396	1 905	2 413	–	–	441	7 565
Summa bolagsledning	3 265	438	2 760	5 339	–	–	616	12 418

1 Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.

² Kolumnen visar bonus som tilldelats för prestationer under 2018, baserat på ersättningspolicyn för bolagsledningen, se sidan 35. 3

Omfattar Chief Financial Offi cer, Chief Operating Offi cer, Vice President Corporate Responsibility, Vice President Legal, Vice President Corporate Affairs, Vice President Investor Relations och Vice President Human Resources and Shared Services.

Not: Det prestationsbaserade incitamentsprogrammet som tilldelades under 2015, då C. Ashley Heppenstall var vd för bolaget, utbetalades under 2018. Beloppet i tabellen ovan avser denna tilldelning och inte hans arbete som styrelseledamot. Inga ytterligare rättigheter avseende C. Ashley Heppenstall är utestående.

Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning 1 TUSD	Fast styrelse arvode/fast lön	Andra förmåner1	Kortfristig rörlig lön 2	Prestations baserat incitaments program	Arvode för kommitté arbete	Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbetet	Pension	Summa 2017
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter
Ian H. Lundin	126	–	–	–	12	175	–	313
Peggy Bruzelius	60	–	–	–	18	–	–	78
C. Ashley Heppenstall	60	–	–	3 516	12	609	–	4 197
Lukas H. Lundin	60	–	–	–	–	–	–	60
Grace Reksten Skaugen	60	–	–	–	12	–	–	72
Jakob Thomasen	31	–	–	–	6	–	–	37
Magnus Unger	29	–	–	–	6	18	–	53
Cecilia Vieweg	60	–	–	–	17	–	–	77
Summa styrelseledamöter	486	–	–	3 516	83	802	–	4 887
Utländska dotterbolag Bolagsledning
Alex Schneiter	772	19	965	2 183	–	–	176	4 115
Övriga 3	2 048	269	1 601	2 768	–	–	404	7 090
Summa bolagsledning	2 820	288	2 566	4 951	–	–	580	11 205

¹ Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.

2 Kolumnen visar bonus som tilldelats för prestationer under 2017, inklusive bonus till vd och några andra personer inom bolagsledningen.

Omfattar nio personer, då en del av dåvarande bolagsledning gick till IPC. Omfattar Chief Financial Offi cer (både före och efter IPC-avknoppningen), Chief Operating Offi cer, Vice President Corporate Responsibility, Vice President Legal (både före och efter IPC-avknoppningen), Vice President Communications and Investor Relations, Vice President Corporate Finance och Vice President Human Resources and Shared Services.

Not: Det prestationsbaserade incitamentsprogrammet som tilldelades 2014, då C. Ashley Heppenstall var vd för bolaget, utbetalades under 2017. Beloppet i tabellen ovan avser denna tilldelning och inte hans arbete som styrelseledamot.

Styrelseledamöter

Inga avtal för avgångsvederlag fi nns för någon av de icke-anställda styrelseledamöterna och dessa ledamöter är ej behöriga att delta i något av koncernens incitamentsprogram.

Bolagsledning

Den avgiftsbestämda pensionsplanen för bolagsledningen uppgår till mellan 15 och 18 procent av den pensionsgrundande inkomsten. Bolaget bidrar till 60 procent av pensionen och den anställde till resterande 40 procent. Den pensionsgrundande inkomsten defi nieras som årlig grundlön och kortfristig rörlig ersättning och har ett tak på ungefär 846 TCHF (846 TCHF). Den normala pensionsåldern för vd är 65 år.

En ömsesidig uppsägningstid om mellan tre och tolv månader gäller mellan bolaget och bolagsledningen och beror på den anställdes anställningstid i bolaget. Därutöver fi nns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning om upp till två års grundlöner för det fall anställningen upphör på grund av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control). Styrelsen har i särskilda fall dessutom rätt att godkänna avgångsvederlag utöver uppsägningstid och överenskomna avgångsvederlag vid en väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control) om anställningen sägs upp av bolaget utan anledning eller i andra fall, vilket kan beslutas av styrelsen. Sådana avgångsvederlag kan innebära upp till ett års grundlön och inga andra förmåner skall ingå. Avgångsvederlag skall sammanlagt (d.v.s. uppsägningstid och avgångsvederlag) uppgå till maximalt två års grundlön.

Se sidorna 35–37 i Bolagsstyrningsrapporten för ytterligare information avseende koncernens principer för ersättning och ersättningspolicy för bolagsledningen för 2018.

Not 29 Långsiktiga incitamentsprogram

Bolaget har följande långsiktiga incitamentsprogram (LTIP).

Unit bonus program

Under 2008 införde Lundin Petroleum ett LTIP bestående av ett unit bonus-program med en årlig tilldelning av enheter som vid inlösen ger en kontantutbetalning. LTIP betalas ut under en treårsperiod, varmed den initiala tilldelningen kommer att intjänas i tre delar: en tredjedel efter ett år, en tredjedel efter två år och den slutliga tredjedelen efter tre år. Den kontanta utbetalningen är beroende av att innehavaren är anställd vid datumet för utbetalningen. Aktiekursen som bestämmer storleken av kontantbetalningen vid slutet av respektive intjänandeperiod kommer att baseras på den genomsnittliga slutkursen på Lundin Petroleumaktien under de fem handelsdagarna före och efter inlösendatumet, justerat för eventuella utdelningar i perioden mellan tilldelningsdatum och inlösendatum. Inlösenpriset vid inlösendatumet den 31 maj 2018 var 279,67 SEK.

LTIP-program som följer samma principer som 2008 års LTIP har därefter införts varje år.

Nedanstående tabell visar antalet tilldelade enheter under LTIP-programmen, det utestående beloppet per den 31 december 2018 och vilket år de kommer att lösas in.

			Program
Unit bonus program	2015	2016	2017	2018	Summa
Utestående vid periodens början	135 902	224 043	288 216	–	648 161
Tilldelade under perioden	–	–	–	226 389	226 389
Förverkade under perioden	-2 980	-5 544	-6 120	–	-14 644
Förfallna under perioden	-132 922	-110 705	-94 032	–	-337 659
Utestående vid periodens slut	–	107 794	188 064	226 389	522 247
Inlösen datum
31 maj 2019	–	107 794	94 032	75 463	277 289
31 maj 2020	–	–	94 032	75 463	169 495
31 maj 2021	–	–	–	75 463	75 463
Utestående vid periodens slut	–	107 794	188 064	226 389	522 247

Kostnaden för programmen framgår av nedanstående tabell.

Unit bonus program

MUSD	2018	2017
2014	–	1,5
2015	3,4	1,9
2016	2,1	2,4
2017	2,9	1,7
2018	1,9	–
	10,3	7,5

LTIP-tilldelningar resultatförs i de fi nansiella rapporterna proportionellt över intjänandeperioden. Det sammanlagda bokförda värdet för avsättningen av unit bonus-programmet, inklusive sociala avgifter per den 31 december 2018 uppgick till 8,3 MUSD (9,7 MUSD). Avsättningen är beräknad baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen. Aktiekursen per balansdagen den 31 december 2018 var 221,40 SEK.

Prestationsbaserat incitamentsprogram

Årsstämmorna 2014 till och med 2018 godkände ett långsiktigt prestationsbaserat incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.

Programmet för 2018 gäller från och med den 1 juli 2018 och kostnaden för 2018 har redovisats från och med andra halvåret 2018. Tilldelningen för 2018 har en intjänandeperiod om tre år från och med den 1 juli 2018, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje tilldelningsrätt har värderats till 167,10 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2017 gäller från och med den 1 juli 2017 och har en intjänandeperiod om tre år från och med den 1 juli 2017, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje rättighet har värderats till 100,10 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2016 gäller från och med den 1 juli 2016 och har en intjänandeperiod om tre år från och med den 1 juli 2016, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av att IPCverksamheten delades ut till aktieägarna, i enlighet med reglerna för programmet. Varje rättighet har värderats till 89,30 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Rättigheter för medarbetare som nu är anställda av IPC har räknats om proportionellt fram till datumet för avknoppningen den 24 april 2017.

Programmet för 2015 gällde från och med den 1 juli 2015 med tredje och sista inlösen och utbetalning den 30 juni 2018. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av att IPC-verksamheten delades ut till aktieägarna, i enlighet med reglerna för programmet. Varje rättighet har värderats till 91,40 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Rättigheter för medarbetare som nu är anställda av IPC har räknats om proportionellt fram till datumet för avknoppningen den 24 april 2017. Den sista utbetalningen för LTIP 2015 gjordes 2018, i enlighet med programmets prestationsvillkor. Lundin Petroleumaktiens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return, TSR) rankades med god marginal i den högsta fjärdedelen av bolagen i referensgruppen, som nummer 3 av 16 referensbolag. För de referensbolag som köpts upp under perioden beräknades TSR utifrån det förvärvande bolaget efter uppköpet.

Programmet för 2014 gällde från och med den 1 juli 2014 med tredje och sista inlösen och utbetalning den 30 juni 2017. Antalet utestående rättigheter ökade jämfört med det ursprungliga antalet till följd av utdelningen efter IPC-avknoppningen, i enlighet med reglerna för programmet. Varje rättighet har värderats till 81,40 SEK, vilket motsvarar verkligt värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Rättigheter för medarbetare som nu är anställda av IPC har räknats om proportionellt fram till datumet för avknoppningen den 24 april 2017. Den sista utbetalningen för LTIP 2014 gjordes 2017, i enlighet med programmets prestationsvillkor. Lundin Petroleumaktiens tillväxt och lämnad utdelning (Total Shareholder Return, TSR) rankades med god marginal i den högsta fjärdedelen av bolagen i referensgruppen, som nummer 3 av 16 referensbolag. För de referensbolag som köpts upp under perioden beräknades TSR utifrån det förvärvande bolaget efter uppköpet.

Nedanstående tabell visar antalet tilldelade rättigheter under LTIP-programmen, det utestående beloppet per den 31 december 2018 och vilket år de kommer att lösas in.

			Program
Prestationsbaserat incitamentsprogram	2015	2016	2017	2018	Summa
Utestående vid periodens början	646 503	406 902	355 954	–	1 409 359
Tilldelade under perioden	–	–	–	278 917	278 917
Förverkade under perioden1	2 791	2 441	–	–	5 232
Förfallna under perioden	-649 294	–	–	–	-649 294
Utestående vid periodens slut	–	409 343	355 954	278 917	1 044 214
Inlösendatum
30 juni 2019	–	409 343	–	–	409 343
30 juni 2020	–	–	355 954	–	355 954
30 juni 2021	–	–	–	278 917	278 917
Utestående vid periodens slut	–	409 343	355 954	278 917	1 044 214

1 Ökningen av antalet utestående rättigheter som redovisas som förverkade är hänförlig till en justering av redovisat antal under denna post som gjordes 2017.

Kostnaderna för de prestationsbaserade incitamentsprogrammen framgår av nedanstående tabell.

Prestationsbaserat MUSD	2018	2017
2014	–	0,8
2015	0,6	1,5
2016	1,3	1,4
2017	1,4	0,7
2018	0,7	–
	4,0	4,4

LTIP-tilldelningar resultatförs i de fi nansiella rapporterna proportionellt över intjänandeperioden. Den totala effekten på eget kapital av de långsiktiga prestationsbaserade incitamentsprogrammen uppgick till 6,0 MUSD (7,3 MUSD) per den 31 december 2018, baserat på verkligt värde vid datumet för tilldelningen.

Not 30 Ersättning till koncernens revisorer

TUSD	2018	2017
PwC
Revisionsarvode	448	501
varav till PricewaterhouseCoopers AB	201	242
Revisionsrelaterat	33	44
varav till PricewaterhouseCoopers AB	23	20
Skatterådgivning	45	23
varav till PricewaterhouseCoopers AB	–	–
Övriga tjänster	69	18
varav till PricewaterhouseCoopers AB	55	7
Summa PwC	595	586
varav till PricewaterhouseCoopers AB	279	269
Ersättningar till andra revisorer än PwC	65	79
Summa, exklusive arvode för IPC-avknoppningen	660	665
varav till PricewaterhouseCoopers AB	279	269
PwC arvode för IPC-avknoppning	–	471
varav till PricewaterhouseCoopers AB	–	–
Summa revisionsarvode	660	1 136
varav till PricewaterhouseCoopers AB	279	269

I revisionsarvodet ingår granskning av delårsrapporten för 2018. Revisionsrelaterat arbete innehåller särskilda uppdrag såsom licensrevisioner och revisioner av produktionsdelningskontrakt.

Not 31 Händelser efter balansdagens utgång

I januari 2019 ingick Lundin Petroleum ett avtal om att förvärva Lime Petroleums 30-procentiga licensandelar i PL338C och PL338E samt 20-procentiga licensandel i PL815, där oljefyndigheten Rolvsnes och Goddostrukturen ligger. Transaktionen kommer att öka Lundin Petroleums licensandelar i PL338C och PL338E till 80 procent, samt i PL815 till 60 procent. Transaktionen innebär en kontantersättning till Lime Petroleum om 43 MUSD samt en villkorad ersättning om ytterligare 2 MUSD som potentiellt förfaller till betalning 12 månader efter transaktionens slutdatum. Transaktionen är föremål för sedvanligt godkännande från norska staten.

I februari 2019 slutfördes borrning på strukturerna Gjøkåsen Shallow i PL857, Pointer/Setter i PL767 och Froskelår Main i PL869. För ytterligare information om dessa borrningar se Förvaltningsberättelsen på sidorna 45–46.

Moderbolagets årsredovisning

Moderbolaget

Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Årets resultat för moderbolaget uppgick till 1 657,8 MSEK (46 648,6 MSEK) och inkluderade fi nansiella intäkter om 1 812,4 MSEK (238,6 MSEK) till följd av utdelningar som erhållits från ett dotterbolag. Föregående år redovisades fi nansiella intäkter om 46 542,9 MSEK avseende den interna omorganisationen som gjordes i samband med IPC-avknoppningen under 2017. Exklusive dessa fi nansiella intäkter uppgick resultatet för moderbolaget till -154,6 MSEK (-132,9 MSEK).

I resultatet ingick administrationskostnader om 180,9 MSEK (146,7 MSEK) och utöver den fi nansiella intäkt som nämns ovan uppgick de fi nansiella intäkterna till 5,3 MSEK (4,4 MSEK).

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 kreditfacilitet som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum Holding BV, se även not 24 i koncernens fi nansiella rapporter.

Åklagarmyndigheten i Sverige har delgivit Lundin Petroleum 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 nionde år och Lundin Petroleum 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.

Redovisningsprinciper

Moderbolagets fi nansiella rapporter är upprättade i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige med tillämpning av RFR 2, utgiven av Rådet för fi nansiell rapportering, och årsredovisningslagen (SFS 1995:1554). RFR 2 kräver att moderbolaget använder liknande redovisningsprinciper som koncernen, dvs. IFRS i den omfattning RFR 2 tillåter. Moderbolagets redovisningsprinciper avviker inte i någon väsentlig omfattning från koncernens redovisningsprinciper, se sidorna 58–63.

Moderbolagets resultaträkning

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	Not	2018	2017
Intäkter		21,0	9,4

Administrationskostnader		-180,9	-146,7
Rörelseresultat		-159,9	-137,3

Finansiella poster
Finansiella intäkter	1	1 818,1	46 786,4
Finansiella kostnader	2	-0.4	-0,5
		1 817,7	46 785,9

Resultat före skatt		1 657,8	46 648,6

Inkomstskatt	3	–	–
Årets resultat		1 657,8	46 648,6

Moderbolagets rapport över totalresultat

Belopp i MSEK	2018	2017
Årets resultat	1 657,8	46 648,6

Övrigt totalresultat	–	–
Totalresultat	1 657,8	46 648,6
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	1 657,8	46 648,6
	1 657,8	46 648,6

Moderbolagets balansräkning

Belopp i MSEK	Not	2018	2017
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Aktier i dotterbolag		55 118,9	55 118,9
Övriga materiella anläggningstillgångar	9	0,4	–
Summa anläggningstillgångar		55 119,3	55 118,9

Omsättningstillgångar
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter		1,8	1,5
Övriga fordringar	4	3,6	6,0
Likvida medel		29,5	4,8
Summa omsättningstillgångar		34,9	12,3

SUMMA TILLGÅNGAR		55 154,2	55 131,2

EGET KAPITAL OCH SKULDER
Bundet eget kapital
Aktiekapital		3,5	3,5
Reservfond		861,3	861,3
Summa bundet eget kapital		864,8	864,8

Fritt eget kapital
Övriga reserver		6 479,7	6 599,2
Balanserad vinst		46 118,5	824,0
Årets resultat		1 657,8	46 648,6
Summa fritt eget kapital		54 256,0	54 071,8

Summa eget kapital		55 120,8	54 936,6

Långfristiga skulder
Avsättningar		0,7	0,6
Summa långfristiga skulder		0 7	0,6

Kortfristiga skulder
Leverantörsskulder		5,8	3,0
Skulder till koncernbolag		21,5	181,9
Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter	5	3,4	8,7
Övriga skulder		2,0	0,4
Summa kortfristiga skulder		32,7	194,0

SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		55 154,2	55 131,2

Moderbolagets kassaflödesanalys

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	2018	2017
Kassafl öde från verksamheten
Årets resultat	1 657,8	46 648,6

Justering för
Valutakursförluster	-5,7	-1,6
Intern omorganisation	–	-46 606,6
Övriga	0,9	–
Förändringar i rörelsekapital:
Förändringar i kortfristiga fordringar	2,1	13,2
Förändringar i kortfristiga skulder	-162,0	176,0
Summa kassafl öde från verksamheten	1 493,1	229,6

Kassafl öde från investeringar
Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar	-0,4	–
Summa kassafl öde från investeringar	-0,4	–
Kassafl öde från fi nansiering
Utbetalning av utdelningar	-1 354,1	–
Köp av egna aktier	-119,5	-229,6
Summa kassafl öde från fi nansiering	-1 473,6	-229,6

Förändringar i likvida medel	19,1	–
Likvida medel vid årets början	4,8	3,2
Valutakursdifferenser i likvida medel	5,6	1,6

Likvida medel vid årets slut	29,5	4,8

Förändringar i moderbolagets egna kapital

	Bundet eget kapital			Fritt eget kapital
Belopp i MSEK	Aktie kapital	Reserv fond	Övriga reserver	Balanserad vinst	Summa	Summa eget kapital
1 januari 2017	3,5	861,3	6 828,8	4 519,3	11 348,1	12 212,9
Totalresultat	–	–	–	46 648,6	46 648,6	46 648,6
Transaktioner med ägare
Köp av egna aktier	–	–	-299,6	–	-299,6	-299,6
Utdelning av IPC-tillgångar	–	–	–	-3 695,3	-3 695,3	-3 695,3
Summa transaktioner med ägare	–	–	-299,6	-3 695,3	-3 924,9	-3 924,9
31 december 2017	3,5	861,3	6 599,2	47 472,6	54 071,8	54 936,6
Totalresultat	–	–	–	1 657,8	1 657,8	1 657,8
Transaktioner med ägare
Köp av egna aktier	–	–	-119,5	–	-119,5	-119,5
Kontantutdelning	–	–	–	-1 354,1	-1 354,1	-1 354,1
Summa transaktioner med ägare	–	–	-119,5	-1 354,1	-1 473,6	-1 473,6
31 december 2018	3,5	861,3	6 479,7	47 776,3	54,256,0	55,120,8

Noter till finansiella rapporter

Moderbolaget

Not 1 Finansiella intäkter

MSEK	2018	2017
Resultat hänförligt till intern omorganisation	–	46 542,9
Utdelning	1 812,4	238,6
Garantiintäkter	–	3,3
Valutakursvinst	5,7	1,6
	1 818,1	46 786,4

Resultatet för den interna omorganisationen under 2017 är hänförligt till erhållna utdelningar från ett dotterbolag (54 656,2 MSEK), försäljning av dotterbolag (-8 049,1 MSEK) och kostnader för IPC-avknoppningen (64,2 MSEK).

Not 2 Finansiella kostnader

MSEK	2018	2017
Räntekostnader koncernen	–	0,5
Övriga	0,4	–
	0,4	0,5

Not 3 Inkomstskatt

MSEK	2018	2017
Resultat före skatt	1 657,8	46 648,6
Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige 22% (22%)	-364,7	-10 262,7
Skatteeffekt av erhållen utdelning	398,7	12 076,9
Skatteeffekt av ej avdragsgilla kostnader	-3,6	-1 775,7
Ökning av ej bokförda skattemässiga
underskott	-30,4	-38,5
	–	–

Not 4 Övriga fordringar

MSEK	31 december 2018	31 december 2017
Fordringar på koncernbolag	0,2	0,7
Mervärdesskattefordran	1,2	1,2
Övriga	2,2	4,1
	3,6	6,0

Not 5 Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter

MSEK	31 december 2018	31 december 2017
Sociala avgifter	1,1	1,5
Styrelsearvoden	0,6	1,3
Revisionsarvoden	1,1	0,6
Externa tjänster	0,6	5,3
	3,4	8,7

Not 6 Ställda säkerheter, ansvarsförbindelser och eventualtillgångar

Ställda säkerheter är hänförliga till det redovisade värdet av de aktier som pantsattes i samband med den nya kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum Holding BV. Se koncernens fi nansiella rapporter not 24.

Not 7 Ersättningar till revisor

MSEK	2018	2017
PwC
Revisionsarvode	1,8	2,1
Revisionsrelaterat	0,1	0,1
Övriga arvoden	0,5	–
	2,4	2,2

Det har inte utgått något arvode till andra revisorer än PricewaterhouseCoopers AB.

Not 8 Förslag till vinstdisposition

Årsstämman 2019 har balanserade vinstmedel till sitt förfogande uppgående till 54 256,0 MSEK, inklusive årets resultat om 1 657,8 MSEK.

I enlighet med den uppdaterade utdelningspolicyn föreslår styrelsen 2019 års årsstämma att besluta om en utdelning för 2018 om 1,48 USD per aktie, motsvarande 500 MUSD (avrundat), att utbetalas i kvartalsvisa delbetalningar om 0,37 USD per aktie, motsvarande 125 MUSD (avrundat). Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,37 USD per aktie att omvandlas till ett belopp i SEK, samt 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 slutgiltiga motsvarande beloppet i USD som aktieägarna erhåller kan därför avvika något beroende på valutakursen USD/SEK på utbetalningsdagen. Beloppet i SEK per aktie som utbetalas varje kvartal kommer att meddelas i ett pressmeddelande fyra arbetsdagar innan respektive avstämningsdag.

I enlighet med svensk aktiebolagsrätt ska ett maximalt utdelningsbelopp i SEK beslutas i förväg för att säkerställa att den årliga utdelningen inte överstiger bolagets disponibla vinstmedel. Maxbeloppet för 2018 års utdelning har satts till 7 665 MSEK (d.v.s. 1 916 MSEK per kvartal). Om den totala utdelningen skulle överstiga maxbeloppet om 7 665 MSEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att den totala utdelningen motsvarar maxbeloppet om 7 665 MSEK.

Baserat på ovan beskrivna förhållanden föreslår styrelsen att årsstämman disponerar de balanserade vinstmedlen enligt följande:

MSEK
Styrelsen föreslår utdelning till aktieägarna om 1,48 USD per aktie 1	4 666,0
Överförs i ny räkning	49 590,0
Balanserad vinst	54 256,0

1 Beloppet baseras på Riksbankens valutakurs för USD till SEK den 25 februari 2019. Beloppet baseras på antalet aktier i cirkulation den 25 februari 2019 och det totala utdelningsbeloppet kan variera mellan avstämningsdagarna som ett resultat av återköp av egna aktier eller emission av nya aktier. Utdelningen denomineras i USD och fl uktueringar i valutakursen för USD till SEK mellan den 25 februari 2019 och datumet för årsstämmans godkännande av utdelningsförslaget kommer att påverka det totala utdelningsbeloppet i SEK. Om utdelningsförslaget godkänns av årsstämman kommer utdelningen på stämmodatum att redovisas som en skuld i USD och motsvarande belopp i SEK kommer att fl ukturera till dess att den fjärde utbetalningen omvandlats från USD till SEK.

Not 9 Aktier i dotterbolag

MSEK	Organisations nummer	Säte	Antal utställda aktier	Ägd andel i %	Nominellt värde per aktie	Bokfört värde per den 31 dec 2018
Direkt ägda
Lundin Petroleum Holding BV	68246226	Haag, Nederländerna	100	100	1,00 EUR	55 118,9
Indirekt ägda
Lundin Norway AS	986 209 409	Lysaker, Norge	4 930 000	100	100,00 NOK
Lundin Petroleum Marketing SA		660.6.133.015-6 Collonge-Bellerive, Schweiz	1 000	100	100,00 CHF
Lundin Petroleum SA		660.0.330.999-0 Collonge-Bellerive, Schweiz	1 000	100	100,00 CHF
Lundin Petroleum Services BV	68359985	Haag, Nederländerna	100	100	1,00 EUR
Lundin Russia BV	27290574	Haag, Nederländerna	18 000	100	1,00 EUR
- Lundin Russia Ltd.	656565-4	Vancouver, Kanada	55 855 414	100	1,00 CAD
- Culmore Holding Ltd	162316	Nicosia, Cypern	1 002	100	1,00 CYP
- Lundin Lagansky BV	27292984	Haag, Nederländerna	18 000	100	1,00 EUR

FINANSIELLA RAPPORTER

Styrelsens försäkran

Styrelsen och koncernchef och vd i Lundin Petroleum AB har den 1 mars 2019 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2018 för utfärdande.

Styrelsens försäkran

Styrelsen och koncernchef och vd försäkrar att moderbolagets årsredovisning har upprättats i enlighet med god redovisningssed i Sverige och att koncernredovisningen har upprättats i enlighet med internationella redovisningsstandarder IFRS sådana de antagits av EU och ger en rättvisande bild av bolagets och koncernens fi nansiella ställning och resultat och ger en rättvisande översikt över utvecklingen av koncernens och moderbolagets verksamhet, samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som företaget och de bolag som ingår i koncernen står inför.

Stockholm den 1 mars 2019

Lundin Petroleum AB (publ) Org. Nr. 556610-8055

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Alex Schneiter Koncernchef och vd Peggy Bruzelius Styrelseledamot

C. Ashley Heppenstall Styrelseledamot

Lukas H. Lundin Styrelseledamot Torstein Sanness Styrelseledamot

Grace Reksten Skaugen Styrelseledamot

Jakob Thomasen Styrelseledamot

Cecilia Vieweg Styrelseledamot

Vår revisionsberättelse har avgivits den 4 mars 2019.

PricewaterhouseCoopers AB

Johan Rippe Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor

Johan Malmqvist Auktoriserad revisor

Revisionsberättelse

Tlll bolagsstämman i Lundin Petroleum AB (publ), org.nr 556610-8055

Rapport om årsredovisningen och koncernredovisningen

Uttalanden

Vi har utfört en revision av årsredovisningen och koncernredovisningen för Lundin Petroleum AB (publ) för år 2018. Bolagets årsredovisning och koncernredovisning ingår på sidorna 40–95 i detta dokument.

Enligt vår uppfattning har årsredovisningen upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av moderbolagets fi nansiella ställning per den 31 december 2018 och av dess fi nansiella resultat och kassafl öde för året enligt årsredovisningslagen. Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av koncernens fi nansiella ställning per den 31 december 2018 och av dess fi nansiella resultat och kassafl öde för året enligt International Financial Reporting Standards (IFRS), såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen. Förvaltningsberättelsen är förenlig med årsredovisningens och koncernredovisningens övriga delar.

Vi tillstyrker därför att bolagsstämman fastställer resultaträkningen och balansräkningen för moderbolaget och koncernen.

Våra uttalanden i denna rapport om årsredovisningen och koncernredovisningen är förenliga med innehållet i den kompletterande rapport som har överlämnats till moderbolagets och koncernens revisionsutskott i enlighet med revisorsförordningens (537/2014) artikel 11.

Grund för uttalanden

Vi har utfört revisionen enligt International Standards on Auditing (ISA) och god revisionssed i Sverige. Vårt ansvar enligt dessa standarder beskrivs närmare i avsnittet Revisorns ansvar. Vi är oberoende i förhållande till moderbolaget och koncernen enligt god revisorssed i Sverige och har i övrigt fullgjort vårt yrkesetiska ansvar enligt dessa krav. Detta innefattar att, baserat på vår bästa kunskap och övertygelse, inga förbjudna tjänster som avses i revisorsförordningens (537/2014) artikel 5.1 har tillhandahållits det granskade bolaget eller, i förekommande fall, dess moderföretag eller dess kontrollerade företag inom EU.

Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.

Vår revisionsansats

Revisionens inriktning och omfattning

Lundin Petroleum är ett olje- gasbolag med prospekterings-, utbyggnads- och produktionsverksamhet som primärt varit lokaliserad i Norge under räkenskapsåret 2018. Vi utformade vår revision genom att fastställa väsentlighetsnivå och bedöma risken för väsentliga felaktigheter i de fi nansiella rapporterna. Vi beaktade särskilt de områden där verkställande direktören och styrelsen gjort subjektiva bedömningar, till exempel viktiga redovisningsmässiga uppskattningar som har gjorts med utgångspunkt från antaganden och prognoser om framtida händelser, vilka till sin natur är osäkra. Liksom vid alla revisioner har vi också beaktat risken för att styrelsen och verkställande direktören åsidosätter den interna kontrollen, och bland annat övervägt om det fi nns belägg för systematiska avvikelser som givit upphov till risk för väsentliga felaktigheter till följd av oegentligheter.

Vi anpassade vår revision för att utföra en ändamålsenlig granskning i syfte att kunna uttala oss om de fi nansiella rapporterna som helhet, med hänsyn tagen till koncernens struktur, redovisningsprocesser och kontroller samt den bransch i vilken koncernen verkar.

En del i vår revisionsplanering var att avgöra graden av revisionsinsater som skulle genomföras på koncernens huvudkontor samt på lokala kontor. I enlighet med koncernens organisation utförs vissa processer för redovisning och fi nansiell rapportering utanför bolagets huvudkontor vilket har inneburit att vi utfört våra revisionsinsatser både på koncernens huvudkontor samt på dessa lokala kontor.

För att avgöra graden av revisionsinsatser som är nödvändiga i respektive bolag för koncernrevisionsändamål har vi bedömt den geografi ska lokaliseringen, storleken på respektive bolag samt risken i respektive bolags redovisning i förhållande till koncernens räkenskaper som helhet.

Denna bedömning inkluderade också typen och omfattningen av revisionsinsatser i respektive bolag där en kombination av full revision och specifi ka revisionsinsatser har utförts baserat på storlek och risk i respektive bolag. Till följd av denna analys samt från dialog med koncernens revisionsutskott har vi genom våra komponentrevisorer genomfört full revision i Norge samt av moderbolaget och specifi ka revisionsinsatser i Nederländerna. För bolag av obetydlig storlek i koncernen har vi utfört analytisk granskning. Vid bolagets huvudkontor har vi genomfört revisionen av moderbolaget, konsolideringen, årsredovisningen samt väsentliga uppskattningar och antaganden i koncernen. Givet storleken av den norska verksamheten har våra insatser som koncernrevisorer också inkluderat ett fl ertal möten med företagsledningen i Norge samt fysiska besök vid det norska kontoret.

Vi har inhämtat rapportering från komponentrevisorer vid två tillfällen under 2018 och vi har rapporterat resultaten från våra granskningsinsatser till företagsledningen och till revisionsutskottet efter vår översiktliga granskning av rapporten för sexmånadersperioden som avslutades 30 juni 2018 samt efter årsbokslutsrevisionen av räkenskapsåret 2018.

Väsentlighet

Revisionens omfattning och inriktning påverkades av vår bedömning av väsentlighet. En revision utformas för att uppnå en rimlig grad av säkerhet om huruvida de fi nansiella rapporterna innehåller några väsentliga felaktigheter. Felaktigheter kan uppstå till följd av oegentligheter eller fel. De betraktas som väsentliga om enskilt eller tillsammans rimligen kan förväntas påverka de ekonomiska beslut som användarna fattar med grund i de fi nansiella rapporterna.

Baserat på professionellt omdöme fastställde vi vissa kvantitativa väsentlighetstal, däribland för den fi nansiella rapportering som helhet. Med hjälp av dessa och kvalitativa överväganden fastställde vi revisionens inriktning och omfattning och våra granskningsåtgärders karaktär, tidpunkt och omfattning, samt att bedöma effekten av enskilda och sammantagna felaktigheter på de fi nansiella rapporterna som helhet.

Särskilt betydelsefulla områden

Särskilt betydelsefulla områden för revisionen är de områden som enligt vår professionella bedömning var de mest betydelsefulla för revisionen av årsredovisningen och koncernredovisningen för den aktuella perioden. Dessa områden behandlades inom ramen för revisionen av, och i vårt ställningstagande till, årsredovisningen och koncernredovisningen som helhet, men vi gör inga separata uttalanden om dessa områden.

tillgångarna i koncernens balansräkning.
Under året har företagsledningen en process för att identifi era potentiella indikationer på att nedskrivningsbehov föreligger och när indikationer har identifi erats genomförs nedskrivningstester.
Det bokförda värdet försvaras av det högsta av nyttjandevärdet, som är baserat på framtida diskonterade kassafl ödesprognoser, och verkligt värde med avdrag för kostnader för försäljning (återvinningsvärdet). Bedömningen görs för varje kassagenererande enhet separat, både för producerande och icke-producerande fält. Varje fält, eller fält med gemensam infrastruktur, i utbyggnads- eller produktionsfasen, utgör normalt sett en separat kassagenererande enhet.
För tillgångar i prospekterings- och utvärderingsfasen görs bedömningen normalt utifrån fältets kostnadsställe och per prospekteringsborrning.

Bedömningen om det fi nns indikation på nedskrivningsbehov samt utförandet av ett nedskrivningstest, kräver att företagsledningen gör väsentliga antaganden som beskrivs i redovisningsprinciperna och i not 10 till årsredovisningen, där risken fi nns för att värderingen av olje- och gastillgångar samt eventuell nedskrivning eller vändning av nedskrivning kan vara felaktig.

Återvinning av det bokförda värdet av olje- och gastillgångar och

Det bokförda värdet av olje- och gastillgångar uppgående tilll MUSD 5 341 (MUSD 4 937) per 31 december 2018, utgör majoriteten av

goodwill

Företagsledningens analys innehåller ett fl ertal faktorer som inkluderar men inte är begränsade till bestämning av kassagenererande enheter, koncernens intention att fortsätta med framtida arbetsprogram, sannolikheten för framgångar i framtida borrningar, storleken på bevisade och sannolika reserver, kort- och långsiktiga oljepriser, framtida investeringar och rörelsekostnader samt diskonteringsränta och infl ation.

Beräkningen av olje- och gasreserver är ett väsentligt bedömningsområde på grund av den tekniska osäkerheten i bedömningen av beräknade kvantiteter. Beräkningen av bevisade och sannolika reserver har en direkt påverkan på avskrivningar och är avgörande vid nedskrivningstester av olje- och gastillgångar men är också en indikator på koncernens framtida potential.

Som ett resultat av bedömningen av indikatorer på nedskrivning konkluderade företagsledningen att inga indikationer på nedskrivning förelåg för producerande fält och ingen nedskrivning eller vändning av nedskrivning redovisades.

Som en del i processen för nedskrivningstester av producerande fält testades även den goodwill om MUSD 128 som härrör från Edvard Grieg transaktionen under 2016, vilket är i enlighet med kraven att årligen testa goodwill. Företagsledningen konkluderade att det bokförda värdet kunde försvaras per 31 december 2018.

För icke-producerande fält skrev bolaget av MUSD 53 under året som prospekteringskostnader.

Se sidorna 48–50 i förvaltningsberättelsen, sidorna 59–60 samt sidan 63 i redovisningsprinciperna samt not 10 i årsredovisningen för mer information.

Särskilt betydelsefullt område Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området

För producerande fält samt för goodwill relaterad till den kassagenererande enheten Edvard Grieg har vi erhållit företagsledningens analys av indikationer på nedskrivning och nedskrivningstest per 31 december 2018. Det förelåg väsentlig marginal i nedskrivningstestet av goodwill, primärt som ett resultat av uppgraderade reserver och ökade prisantaganden. Inga indikationer på nedskrivning noterades för producerande fält och därav begränsades våra revisionsinsatser till företagsledningens analys av indikationer på nedskrivning för producerande fält samt förändringar i antaganden avseende nedskrivningstestet av goodwill.

Som en del av vårt arbete med intern kontroll har vi utvärderat och utmanat företagsledningens analys och kontroller samt den process som följts för fastställande av indikationer på nedskrivning.

Vår testning av interna kontroller försvarade företagsledningens slutsats att inga indikationer på nedskrivning förelåg som skulle kräva ytterligare nedskrivningstester av bolagets producerande olje- och gastillgångar per den 31 december 2018. Avseende den nedskrivningsmodell som använts av företagsledningen för nedskrivningstestet av goodwill, har vi utvärderat och testat de interna kontrollerna för inmatning av data till nedskrivningstestet samt övervakning och godkännande av beräkningen i modellen.

Antagandena som ligger till grund för företagsledningens analys av indikationer på nedskrivning är i grunden subjektiva. Våra revisionsinsatser har därför bestått i att utvärdera och utmana rimligheten i företagsledningens väsentliga bedömningar. Mer specifi kt har vårt arbete inkluderat men ej varit begränsat till följande insatser:

· jämförelse av antagande avseende kortsiktiga olje och gaspriser mot externa terminspriser;
· jämförelse av antagande avseende långsiktiga olje- och gaspriser mot prognoser publicerade av oberoende analytiker och mäklare vilket gav ett spann av relevanta datapunkter från tredje part;
· jämförelse av produktionsprofi ler och bevisade och sannolika reserver mot reservrapporten som är framtagen av ERC Equipoise Ltd för 2018;
· jämförelse av beräknade framtida rörelsekostnader och investeringar mot tidigare perioders profi ler;
· utvärdering av använd infl ation och diskonteringsränta;

Vi erhöll beräkningen av bevisade och sannolika reserver, vilka certifi erats av koncernens reservrevisor, ERC Equipoise Ltd. Vårt arbete har inkluderat men inte varit begränsat till följande insatser:

· utvärdering av att koncernens process för att inhämta reservrapporter var tillräckligt robust;
· bedömning av kompetens och objektivitet hos ERC Equipoise Ltd som expert, i syfte att säkerställa att de har rätt kvalifi kationer för att göra volymbedömningar;
· testning av företagsledningens kontroller för utvärdering av riktigheten i data som inkluderats i reservrapporten från ERC Equipoise Ltd.

För icke-producerande olje- och gastillgångar erhöll vi en lista med kapitaliserade prospekteringsutgifter per kostnadsställe (fält) per 31 december 2018. Vi testade företagsledningens interna kontroller för bedömningen av den fortsatta kapitaliseringen av icke-producerande olje- och gastillgångar. Vidare testade vi den matematiska riktigheten av denna lista och stämde av listan mot redovisningen. Därefter utvärderade och utmanade vi den fortsatta kapitaliseringen av prospekteringsutgifterna genom att utvärdera och diskutera den underliggande informationen per fält som var framtagen av företagsledningen.

På urvalsbasis bekräftade vi att den erhållna informationen med prospekteringsutgifter och borrade hål överensstämde med licensbudgets, resurs- och värderingsestimat, publikt tillgänglig information, rapportering av färdigställande i joint ventures, framtida planer och/eller borrningsåtaganden.

Särskilt betydelsefullt område	Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området
Redovisning och värdering av aktuella skatter och uppskjutna skatter	Vi erhöll den årliga skatteberäkningen för det norska bolaget som tagits fram av företagsledningen.
Beräkning av skatter enligt den norska petroleumskattelagen är komplext och efterlevnaden av skattereglerna inkluderar bedömningar vid beräkning av aktuella och uppskjutna skatter. För årsbokslutet 31 december 2018 uppgick den aktuella och uppskjutna skattekostnaden till MUSD 1 026 (MUSD 501) varav MUSD 935 (MUSD 502) relaterade till uppskjuten skatt. Koncernen redovisade en uppskjuten skatteskuld netto på MUSD 2 103 (MUSD 1 302) per 31 december 2018 som primärt relaterade till Lundin Norway AS. Detta nettobelopp relaterar till uppskjutna skatteskulder som primärt uppstår med anledning av att det skattemässiga värdet för olje- och gastillgångar är lägre än det bokförda värdet vilket resulterar i en temporär skillnad. Dessa nettoredovisas mot uppskjutna skattefordringar som primärt relaterar till återställningskostnader samt skattemässiga förluster och värdejusteringar som förväntas kunna utnyttjas i framtiden. Se sidorna 49–50 i förvaltningsberättelsen, sidorna 62–63 i redovisningsprinciperna samt not 7 i årsredovisningen för mer information.	Skatteberäkningen är föremål för bolagets interna kontroller. Vi testade företagsledningens interna kontroller för den detaljerade skatteberäkningen, avstämningen av skattebesked mot föregående års skattedeklaration samt genomgång av osäkra skattepositioner. Som en del av våra detaljerade revisionsinsatser, testade vi den matematiska riktigheten i skatteberäkningen och de formler som använts. Vi stämde av skattepositionerna per 31 december 2018 och per 31 december 2017 som användes i beräkningen mot underliggande dokumentation. Dessutom testade vi avstämningen av den effektiva skattesatsen mot underliggande dokumentation. Osäkra skattepositioner undersöktes utifrån efterlevnad av skatteregelverket samt utifrån genomgång av korrespondens med myndigheterna, dokumentation erhållen från bolaget till stöd åt positionen och juridiska uttalanden från deras rådgivare.
Beräkning av avsättning för återställningskostnader Koncernen har redovisat avsättningar för återställningskostnader per 31 december 2018 om MUSD 490 MUSD (MUSD 415). Beräkningen av avsättning för återställningskostnader innefattar väsentliga bedömningar av företagsledningen bland annat med anledning av den inneboende komplexiteten i att bedöma framtida återställandekostnader. Återställande av infrastruktur offshore är en relativt omogen aktivitet och därför fi nns det begränsad prejudicerande historik vilken man kan jämföra med i bedömningen av framtida kostnader. Dessa faktorer ökar komplexiteten i bestämmandet av en korrekt avsättning i redovisningen vilken är väsentlig för koncernens balansräkning. Företagsledningen går igenom avsättningar för återställningskostnader årligen men redovisar avsättningar för nya fält och borrhål löpande när installationer görs offshore. Denna genomgång inkluderar eventuella förändringar i lokala regler, företagsledningens förväntade tillvägagångssätt för återställandet, kostnadsuppskattningar, årtal för återställandet, infl ation och diskonteringsräntor samt effekten av förändringar i valutakurser. Se sidan 50 i förvaltningsberättelsen, sidorna 61 och 63 i redovisnings principerna samt not 19 i årsredovisningen för mer information.	Vi har kritiskt bedömt företagsledningens årliga genomgång av redovisade avsättningar för återställningskostnader. Avsättningarna innefattar estimat för tillgångar där koncernen både är operatör och ej är operatör. För tillgångar där koncernen är operatör har vi erhållit en förståelse för de tvingande eller förväntade förpliktelserna avseende återställandet för varje tillgång utifrån kontrakt och relevanta lokala regler, i syfte att validera riktigheten i kostnadsuppskattningen. Vi erhöll företagsledningens beräkning av avsättningar för återställningskostnader för varje fält. Vi testade den matematiska riktigheten i beräkningarna och stämde av avsättningen mot redovisningen. Som en del av vår testning utvärderade vi kompetensen och objektiviteten av de interna experter som utför kostnadsberäkningarna och utmanade nyckelantaganden såsom, hyreskostnader för riggar, diskonteringsräntor och år för återställandet. Dessutom har vi för tillgångar där koncernen inte är operatör bedömt kompetensen hos operatören som utför beräkningen, utmanat diskonteringsräntan, år för återställandet samt övriga antaganden i beräkningen och verifi erat att redovisningen återspeglar de externa beräkningarna på ett korrekt sätt.

Annan information än årsredovisningen och koncernredovisningen

Detta dokument innehåller även annan information än årsredovisningen och koncernredovisningen och återfi nns på sidorna 1–21 och 101–107. Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för denna andra information.

Vårt uttalande avseende årsredovisningen och koncernredovisningen omfattar inte denna information och vi gör inget uttalande med bestyrkande avseende denna andra information.

I samband med vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen är det vårt ansvar att läsa den information som identifi eras ovan och överväga om informationen i väsentlig utsträckning är oförenlig med årsredovisningen och koncernredovisningen. Vid denna genomgång beaktar vi även den kunskap vi i övrigt inhämtat under revisionen samt bedömer om informationen i övrigt verkar innehålla väsentliga felaktigheter.

Om vi, baserat på det arbete som har utförts avseende denna information, drar slutsatsen att den andra informationen innehåller en väsentlig felaktighet, är vi skyldiga att rapportera detta. Vi har inget att rapportera i det avseendet.

Styrelsens och verkställande direktörens ansvar

Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att årsredovisningen och koncernredovisningen upprättas och att de ger en rättvisande bild enligt årsredovisningslagen och, vad gäller koncernredovisningen, enligt IFRS, så som de antagits av EU, och årsredovisningslagen. Styrelsen och verkställande direktören ansvarar även för den interna kontroll som de bedömer är nödvändig för att upprätta en årsredovisning och koncernredovisning som inte innehåller några väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel.

Vid upprättandet av årsredovisningen och koncernredovisningen ansvarar styrelsen och verkställande direktören för bedömningen av bolagets och koncernens förmåga att fortsätta verksamheten. De upplyser, när så är tillämpligt, om förhållanden som kan påverka förmågan att fortsätta verksamheten och att använda antagandet om fortsatt drift. Antagandet om fortsatt drift tillämpas dock inte om styrelsen och verkställande direktören avser att likvidera bolaget, upphöra med verksamheten eller inte har något realistiskt alternativ till att göra något av detta.

Styrelsens revisionsutskott ska, utan att det påverkar styrelsens ansvar och uppgifter i övrigt, bland annat övervaka bolagets fi nansiella rapportering.

Revisorns ansvar

Våra mål är att uppnå en rimlig grad av säkerhet om huruvida årsredovisningen och koncernredovisningen som helhet inte innehåller några väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel, och att lämna en revisionsberättelse som innehåller våra uttalanden. Rimlig säkerhet är en hög grad av säkerhet, men är ingen garanti för att en revision som

utförs enligt ISA och god revisionssed i Sverige alltid kommer att upptäcka en väsentlig felaktighet om en sådan fi nns. Felaktigheter kan uppstå på grund av oegentligheter eller fel och anses vara väsentliga om de enskilt eller tillsammans rimligen kan förväntas påverka de ekonomiska beslut som användare fattar med grund i årsredovisningen och koncernredovisningen.

En ytterligare beskrivning av vårt ansvar för revisionen av årsredovisningen och koncernredovisningen fi nns på Revisorsinspektionens webbplats: www.revisorsinspektionen.se/ revisornsansvar. Denna beskrivning är en del av revisionsberättelsen.

Rapport om andra krav enligt lagar och andra författningar

Uttalanden

Utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen har vi även utfört en revision av styrelsens och verkställande direktörens förvaltning för Lundin Petroleum AB (publ) för år 2018 samt av förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust.

Vi tillstyrker att bolagsstämman disponerar vinsten enligt förslaget i förvaltningsberättelsen och beviljar styrelsens ledamöter och verkställande direktören ansvarsfrihet för räkenskapsåret.

Grund för uttalanden

Vi har utfört revisionen enligt god revisionssed i Sverige. Vårt ansvar enligt denna beskrivs närmare i avsnittet Revisorns ansvar. Vi är oberoende i förhållande till moderbolaget och koncernen enligt god revisorssed i Sverige och har i övrigt fullgjort vårt yrkesetiska ansvar enligt dessa krav.

Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.

Styrelsens och verkställande direktörens ansvar

Det är styrelsen som har ansvaret för förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust. Vid förslag till utdelning innefattar detta bland annat en bedömning av om utdelningen är försvarlig med hänsyn till de krav som bolagets och koncernens verksamhetsart, omfattning och risker ställer på storleken av moderbolagets och koncernens egna kapital, konsolideringsbehov, likviditet och ställning i övrigt.

Styrelsen ansvarar för bolagets organisation och förvaltningen av bolagets angelägenheter. Detta innefattar bland annat att fortlöpande bedöma bolagets och koncernens ekonomiska situation, och att tillse att bolagets organisation är utformad så att bokföringen, medelsförvaltningen och bolagets ekonomiska angelägenheter i övrigt kontrolleras på ett betryggande sätt. Den verkställande direktören ska sköta den löpande förvaltningen enligt styrelsens riktlinjer och anvisningar och bland annat vidta de åtgärder som är nödvändiga för att bolagets bokföring ska fullgöras i överensstämmelse med lag och för att medelsförvaltningen ska skötas på ett betryggande sätt.

Revisorns ansvar

Vårt mål beträffande revisionen av förvaltningen, och därmed vårt uttalande om ansvarsfrihet, är att inhämta revisionsbevis för att med en rimlig grad av säkerhet kunna bedöma om någon styrelseledamot eller verkställande direktören i något väsentligt avseende:

· företagit någon åtgärd eller gjort sig skyldig till någon försummelse som kan föranleda ersättningsskyldighet mot bolaget
· på något annat sätt handlat i strid med aktiebolagslagen, årsredovisningslagen eller bolagsordningen.

Vårt mål beträffande revisionen av förslaget till dispositioner av bolagets vinst eller förlust, och därmed vårt uttalande om detta, är att med rimlig grad av säkerhet bedöma om förslaget är förenligt med aktiebolagslagen.

Rimlig säkerhet är en hög grad av säkerhet, men ingen garanti för att en revision som utförs enligt god revisionssed i Sverige alltid kommer att upptäcka åtgärder eller försummelser som kan föranleda ersättningsskyldighet mot bolaget, eller att ett förslag till dispositioner av bolagets vinst eller förlust inte är förenligt med aktiebolagslagen.

En ytterligare beskrivning av vårt ansvar för revisionen av förvaltningen fi nns på Revisorsinspektionens webbplats: www.revisorsinspektionen.se/revisornsansvar. Denna beskrivning är en del av revisionsberättelsen.

PricewaterhouseCoopers AB, Torsgatan 21, 113 97 Stockholm, utsågs till bolagets revisor av bolagsstämman den 3 maj 2018 och har varit bolagets revisor sedan bolagets noterades på Stockholmsbörsen den 6 september 2001.

Stockholm, 4 mars 2019

PricewaterhouseCoopers AB

Johan Rippe Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor Johan Malmqvist Auktoriserad revisor

Finansiella nyckeltal

Lundin Petroleum tillämpar alternativa nyckeltal i de fi nansiella rapporterna i enlighet med ESMA:s riktlinjer (European Securities and Markets Authority). Lundin Petroleum 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 fi nansiella utvecklingen av Lundin Petroleums verksamhet och dessutom tydliggöra jämförelsen mellan perioder. En avstämning av relevanta, alternativa nyckeltal ges på följande sida. Defi nitioner av nyckeltal beskrivs nedan:

Finansiell data från kvarvarande verksamhet MUSD	2018	2017	2016	2015	2014
Intäkter	2 617,4	1 997,0	950,0	380,3	627,2
EBITDA 1	1 916,2	1 501,5	752,5	246,3	570,9
Årets resultat	222,1	380,9	-399,3	-679,7	-414,8
Operativt kassafl öde 1	1 847,8	1 530,0	857,9	558,1	1 046,9
Fritt kassafl öde	663,0	203,7	-328,2	-1 035,2	-1 205,5

Nyckeltal per aktie från kvarvarande verksamhet USD
Aktieägarnas egna kapital per aktie	-1,13	-1,03	-0,70	-1,61	1,40
Operativt kassafl öde per aktie	5,46	4,50	2,63	1,81	3,39
Kassafl öde från verksamheten per aktie	5,07	3,82	2,05	0,77	1,43
Resultat per aktie	0,66	1,13	-0,79	-2,18	-1,33
Resultat per aktie efter full utspädning	0,66	1,13	-0,79	-2,18	-1,33
EBITDA per aktie	5,65	4,41	2,31	0,80	1,85
EBITDA per aktie efter full utspädning	5,64	4,40	2,30	0,79	1,84
Utdelning per aktie	0,45	1,21	–	–	–
Antal utställda aktier vid årets slut	340 386 445	340 386 445	340 386 445	311 070 330	311 070 330
Antal aktier i cirkulation vid årets slut	338 513 135	339 153 135	340 386 445	309 070 330	309 070 330
Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut	338 592 250	340 237 772	325 808 486	309 070 330	309 170 986
Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut efter full utspädning	339 513 634	341 380 316	326 738 233	310 019 890	309 475 038

Börskurs
Börskurs SEK	221,40	187,80	198,10	122,60	112,40
Börskurs USD 2	24,72	22,88	21,86	14,52	14,53


Nyckeltal (%) från kvarvarande verksamhet
Räntabilitet på eget kapital 3	–	–	–	–	-48
Räntabilitet på sysselsatt kapital	47	22	-9	-19	-8
Nettoskuldsättningsgrad 3	–	–	–	–	605
Nettoskuld/EBITDA4	1,8	2,6	5,4	15,4	4,6
Soliditet	-7	-6	-17	-10	9
Andel riskbärande kapital	29	17	-3	1	28
Räntetäckningsgrad	17	6	-2	-8	-10
Operativt kassafl öde/räntekostnader	21	12	5	7	45
Direktavkastning	2	5	n/a	n/a	n/a

1 Exkluderar den redovisningsmässiga förlusten för 2017 om 14,4 MUSD efter skatt avseende försäljningen av en 39-procentig licensandel i

Brynhildfältet.

2 Börskursen vid årets slut i USD är baserad på börskursen i SEK och växelkursen mellan SEK och USD vid årets slut. 3 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom eget kapital är negativt per den 31 december 2018, 31 december 2017, 31 december 2016 och

31 december 2015.

4 Nettoskuld/EBITDA är baserad på EBITDA för de fyra senaste kvartalen.

YTTERLIGARE INFORMATION

Avstämning av alternativa nyckeltal

EBITDA MUSD	2018	2017	2016	2015	2014
Rörelseresultat	1 402,4	812,4	-244,7	-588,7	-193,9
Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar	458,0	568,4	386,2	159,1	88,5
Plus: prospekteringskostnader	53,2	73,1	101,9	146,5	272,2
Plus: nedskrivning av olje- och gastillgångar	–	30,6	506,1	526,0	400,7
Plus: förlust vid försäljning av tillgångar	–	14,4	–	–	–
Plus: avskrivningar av andra tillgångar	2,6	2,6	3,0	3,4	3,4
EBITDA	1 916,2	1 501,5	752,5	246,3	570,9
Operativt kassafl öde MUSD
Intäkter och övriga intäkter	2 617,4	1 997,0	950,0	380,3	627,2
Minus: produktionskostnader	-145,4	-164,2	-168,4	-104,6	-11,3
Minus: inköp av olja från tredje part	-533,8	-303,3	-2,1	–	–
Minus: aktuella skatter	-90,4	0,5	78,4	282,4	431,0
Operativt kassafl öde	1 847,8	1 530,0	857,9	558,1	1 046,9
Fritt kassafl öde MUSD
Kassafl öde från verksamheten	1 718,3	1 299,3	668,7	238,0	442,1
Minus: kassafl öde från investeringar	-1 055,3	-1 095,6	-996,9	-1 273,2	-1 647,6
Fritt kassafl öde	663,0	203,7	-328,2	-1 035,2	-1 205,5
Nettoskuld MUSD
Banklån	3 465,0	3 955,0	4 145,0	3 858,0	2 690,0
Minus: likvida medel	-66,8	-71,4	-69,5	-71 9	-80 5
Nettoskuld	3 398,2	3 883,6	4 075,5	3 786,1	2 609,5

Definitioner av nyckeltal

EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation):

Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.

Operativt kassafl öde:

Intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter.

Fritt kassafl öde:

Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys minus kassafl öde från investeringar enligt koncernens kassafl ödesanalys.

Aktieägarnas egna kapital per aktie:

Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid årets slut.

Operativt kassafl öde per aktie:

Operativt kassafl öde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.

Kassafl öde från verksamheten per aktie:

Kassafl öde från verksamheten enligt koncernens kassafl ödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.

Resultat per aktie:

Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.

Resultat per aktie efter full utspädning:

Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.

EBITDA per aktie:

EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året.

EBITDA per aktie efter full utspädning:

EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.

Vägt genomsnittligt antal aktier för året:

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

Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning:

Antal aktier vid årets början med förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av året de är utestående 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 fi nansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).

Nettoskuldsättningsgrad:

Banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.

Nettoskuld/EBITDA:

Banklån minus likvida medel dividerat med EBITDA.

Soliditet:

Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.

Andel riskbärande kapital:

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

Räntetäckningsgrad:

Resultat efter fi nansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på fi nansiella lån dividerat med räntekostnader.

Operativt kassafl öde/räntekostnader:

Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.

Direktavkastning:

Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid årets utgång.

Finansiell femårsöversikt

Resultaträkning i sammandrag 1

MUSD	2018	2017	2016	2015	2014
Intäkter från egen produktion	2 071,8	1 654,8	973,8	347,6	591,1
Intäkter från tredje part	536,1	303,5	2,1	–	–
Övriga intäkter	9,5	38,7	-25,9	32,7	36,1
Produktionskostnader	-145,4	-164,2	-168,4	-104,6	-11,3
Avskrivningar och återställningskostnader	-458,0	-567,3	-386,2	-159,1	-88,5
Prospekteringskostnader	-53,2	-73,1	-101,9	-146,5	-272,2
Nedskrivning av olje- och gastillgångar	–	-30,6	-506,1	-526,0	-400,7
Förlust vid försäljning av tillgångar	–	-14,4	–	–	–
Övriga rörelsekostnader	-533,8	-303,3	-2,1	–	–
Bruttoresultat	1 427,0	844,1	-214,7	-555,9	-145,5
Administrationskostnader och avskrivningar	-24,6	-31,7	-30,0	-32,8	-48,4
Rörelseresultat	1 402,4	812,4	-244,7	-588,7	-193,9
Finansiella poster	-153,2	70,1	-218,8	-670,9	-480,0
Resultat från andel i intresseföretag	-1,3	-0,4	–	–	–
Resultat före skatt	1 247,9	882,1	-463,5	-1 259,6	-673,9
Inkomstskatt	-1 025,8	-501,2	64,2	579,9	259,1
Årets resultat från kvarvarande verksamhet	222,1	380,9	-399,3	-679,7	-414,8
Årets resultat från avyttrad verksamhet	–	46,5	-100,0	-186,6	-17,1
Årets resultat	222,1	427,4	-499,3	-866,3	-431,9
Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare:	222,1	431,2	-356,7	-861,7	-427,2
Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande:	–	-3,8	-142,6	-4,6	-4,7
Årets resultat	222,1	427,4	-499,3	-866,3	-431,9

Balansräkning i sammandrag MUSD	2018	2017	2016	2015	2014
Materiella anläggningstillgångar	5 354,7	4 950,3	4 542,5	4 219,7	4 382,9
Övriga anläggningstillgångar	131,2	161,3	168,0	24,1	49,9
Omsättningstillgångar	356,6	417,2	491,6	541,5	659,2
Summa tillgångar	5 842,5	5 528,8	5 202,1	4 785,3	5 092,0

Eget kapital hänförligt till aktieägare	-384,0	-350,8	-238,6	-498,2	431,5
Innehav utan bestämmande infl ytande	–	–	-113,6	24,1	34,2
Summa eget kapital	-384,0	-350,8	-352,2	-474,1	465,7

Långfristiga avsättningar	2 657,0	1 725,9	1 119,1	970,5	1 295,2
Långfristiga skulder	3 262,0	3 880,0	4 082,1	3 867,0	2 683,1
Kortfristiga skulder	307,5	273,7	353,1	421,5	648,0
Summa eget kapital och skulder	5 842,5	5 528,8	5 202,1	4 785,3	5 092,0

1 Tabellen ovan visar enbart kvarvarande verksamhet (exkluderar den avyttrade IPC-verksamheten som knoppades av under 2017 samt de ryska onshoretillgångarna som avyttrades under 2014). Resultat från avyttrad verksamhet redovisas separat i resultaträkningen.

Olje- och gasreserver

Bevisade och sannolika reserver (2P) Kvarvarande verksamhet	Norge oljereserver MMbbl	Norge gasreserver Bn scf 2
1 januari 2018	695,7	183,6
Förändringar under året
Förändringar	29,7	21,9
Utvidgningar och fyndigheter 3	17,8	-12,2
Produktion	-27,4	-15,8
31 december 2018	715,8 1	177,5

1 2P oljereserverna som redovisades vid årets slut 2018 inkluderar 17.9 MMbbl av NGL's.

2 Bolaget använder en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.

3 Utvidgningar och nya projekt inkluderar nya fält samt nya projekt för ökad utvinning av olja på existerande fält. Under 2018 innebar projektet för alternering av vatten- och gasinjicering på Johan Sverdrupfältet att betingade resurser har kunnat uppgraderas till reserver, vilket resulterade i en ökning av utvinningsbar olja men minskning av utvinningsbar gas.

Bevisade, sannolika och möjliga reserver (3P) Kvarvarande verksamhet	Norge oljereserver MMbbl	Norge gasreserver Bn scf 2
1 januari 2018	856,3	235,6
Förändringar under året
Förändringar	10,5	22,3
Utvidgningar och fyndigheter 3	23,5	-14,3
Produktion	-27,4	-15,8
31 december 2018	862,9 1	227,8

1 3P oljereserverna som redovisades vid årets slut 2018 inkluderar 22.0 MMbbl av NGL's.

2 Bolaget använder en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.

Definitioner och förkortningar

Definition reserver

Lundin Petroleum uppskattar reserver och resurser enligt 2007 års Petroleum Resource Management Systems (PRMS) riktlinjer från Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Lundin Petroleums reserver är reviderade av ERC Equipoise Ltd. (ERCE), ett oberoende revisionsföretag för olje- och gasreserver. Reserver defi nieras som den mängd petroleum som förväntas vara kommersiellt utvinningsbar från kända ansamlingar genom utbyggnadsprojekt, från ett visst givet datum och framåt under defi nierade förutsättningar. Uppskattningar av reserver är förknippade med osäkerhet och för att specifi cera osäkerhetsgraden delas reserverna in i kategorierna bevisade, sannolika och möjliga. Om inget annat anges, rapporterar Lundin Petroleum sina reserver som bevisade och sannolika, även förkortat 2P, eller som bevisade, sannolika och möjliga reserver, förkortat 3P.

3P reserver
2P reserver
Bevisade reserver	Sannolika reserver	Möjliga reserver
Bevisade reserver är sådana kvantiteter av petroleum som kan uppskattas, genom analys av geologiska data och ingenjörsdata, vara med skälig tillförlitlighet kommersiellt utvinningsbara från ett givet datum och framåt, från kända reservoarer samt under rådande ekonomiskt läge, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Skulle deterministiska metoder tillämpas skulle termen skälig tillförlitlighet anses uttrycka en hög grad av tillit att dessa kvantiteter kan utvinnas. Skulle sannolikhetslära tillämpas skulle det vara minst 90 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än de uppskattningar som gjorts.	Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologiska data samt ingenjörsdata anses mindre sannolika att kunna utvinnas än bevisade reserver men mer sannolika att kunna utvinnas än möjliga reserver. Det är lika sannolikt att de faktiska återstående utvinningsbara volymerna kommer att överstiga eller understiga summan av de uppskattade 2P reserverna. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 50 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är minst lika med eller större än summan av uppskattade 2P reserverna.	Möjliga reserver är de ytterligare reserver som genom analys av geologiska data och ingenjörsdata antas vara mindre sannolika att kunna utvinnas än de sannolika reserverna. Sannolikheten är låg för att de totala slutliga utvinningsbara kvantiteterna från ett projekt kommer att överstiga summan av 3P reserverna och utgör därför den högsta möjliga uppskattningen. I detta sammanhang, då sannolikhetslära tillämpas, ska det vara minst 10 procents sannolikhet att kvantiteterna som utvinns är lika med eller större än summan av 3P reserverna.

Definition resurser

Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar, men där tänkta projekt ännu inte anses tillräckligt utvecklade för att vara kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller fl era betingelser. Bästa estimat av den kvantitet som kommer att kunna utvinnas från ansamlingar under projekt anges som 2C och är den mest realistiska bedömningen av de utvinningsbara kvantiteterna om endast ett resultat rapporteras. Skulle sannolikhetslära tillämpas skulle det vara minst 50 procents sannolikhet (P50) att kvantiteterna som utvinns är lika med eller större än bästa estimat. Om inget annat anges, rapporterar Lundin Petroleum sina betingade resurser som 2C.

)

Betingade resurser Prospekteringsresurser

Prospekteringsresurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från oupptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det fi nns både en osäkerhet avseende både upptäckten och utbyggnaden av prospekteringsresurser.

Oljerelaterade förkortningar

bbl	Fat (1 fat = 159 liter)
bcf	Miljarder kubik fot (1 kubikfot = 0,028 m3
Bn	Miljarder
boe	Fat oljeekvivalenter
boepd	Fat oljeekvivalenter per dag
bopd	Fat olja per dag
Bn boe	Miljarder fat oljeekvivalenter
Mbbl	Tusen fat
Mboe	Tusen fat oljeekvivalenter
Mboepd	Tusen fat oljeekvivalenter per dag
Mbopd	Tusen fat olja per dag
MMboe	Miljoner fat oljeekvivalenter
MMbbl	Miljoner fat
MMbopd	Miljoner fat olja per dag
Mcf	Tusen kubikfot
MMscf	Miljoner standard kubikfot
Bn scf	Miljarder standard kubikfot

Valutaförkortningar

CHF	Schweiziska francs
CAD	Kanadensiska dollar
EUR	Euro
GBP	Brittiska pund
NOK	Norska kronor
SEK	Svenska kronor
USD	US dollar
TCHF	Tusen CHF
TSEK	Tusen SEK
TUSD	Tusen USD
MSEK	Miljoner SEK
MUSD	Miljoner USD

För ytterligare definitioner av olje- och gastermer i och mått, se www.lundin-petroleum.com

106 Lundin Petroleum Årsredovisning 2018

Aktiedata

Sedan bildandet av Lundin Petroleum i maj 2001 och fram till den 31 december 2018 har moderbolagets aktiekapital utvecklats enligt nedan.

Aktiedata	År	Kvotvärde SEK	Förändring av antalet aktier	Summa antal aktier	Summa aktiekapital SEK
Bolagets bildande	2001	100,00	1 000	1 000	100 000
Split 10 000:1	2001	0,01	9 999 000	10 000 000	100 000
Nyemission	2001	0,01	202 407 568	212 407 568	2 124 076
Optionsrätter	2002	0,01	35 609 748	248 017 316	2 480 173
Teckningsoptioner	2002–2008	0,01	14 037 850	262 055 166	2 620 552
Förvärvet av Valkyries Petroleum Corp.	2006	0,01	55 855 414	317 910 580	3 179 106
Indragning av aktier/Fondemission	2014	0,01	-6 840 250	311 070 330	3 179 106
Nyemission	2016	0,01	29 316 115	340 386 445	3 478 713
Summa			340 386 445	340 386 445	3 478 713

Information till aktieägare

Lundin Petroleum kommer att publicera följande delårsrapporter:

· 2 maj 2019	Rapport för de första tre månaderna (januari – mars 2019)
· 31 juli 2019	Rapport för de första sex månaderna (januari – juni 2019)
· 31 oktober 2019	Rapport för de första nio månaderna (januari – september 2019)
· 31 januari 2020	Bokslutsrapport 2019

Rapporterna fi nns tillgängliga på www.lundin-petroleum.com direkt efter offentliggörandet och utges på svenska och engelska.

Årsstämma

Årsstämman hålls senast sex månader från räkenskapsårets utgång. Samtliga aktieägare som är registrerade i aktieboken och som anmält deltagande i tid har rätt att delta på stämman och rösta för deras totala aktieinnehav. Aktieägare kan också närvara genom ombud och aktieägaren skall i så fall utfärda en skriftlig och daterad fullmakt. Fullmaktsformulär fi nns tillgängligt på www.lundin-petroleum.com.

Årsstämma i Lundin Petroleum hålls fredagen den 29 mars 2019 kl. 13.00 i Vinterträdgården, Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8 i Stockholm.

Deltagande på årsstämman

För att få rätt att deltaga vid årsstämman måste aktieägare:

· vara införd i den av Euroclear Sweden AB förda aktieboken lördagen den 23 mars 2019 (vänligen notera att då avstämningsdagen infaller på en lördag måste aktieägare vara införda i aktieboken senast fredagen den 22 mars 2019) och;
· anmäla sitt deltagande till Lundin Petroleum senast måndagen den 25 mars 2019 via hemsidan www.lundin-petroleum.com (endast för privatpersoner) eller per post till adress: Computershare AB, "Lundin Petroleum AB's årsstämma", Box 610, 182 16 Danderyd, per telefon +46 8 518 01 554 eller via e-mail: [email protected].

Vid anmälan skall uppges namn, personnummer/organisationsnummer samt registrerat aktieinnehav, adress och telefonnummer dagtid.

Aktieägare som låtit förvaltarregistrera sina aktier måste genom förvaltarens försorg tillfälligt låta inregistrera aktierna i eget namn för att få rätt att delta på årsstämman och utöva sin rösträtt. Då avstämningsdagen infaller på lördagen 23 mars 2019 måste sådan registrering måste vara verkställd senast fredagen den 22 mars 2019.

Denna information är sådan information som Lundin Petroleum AB är skyldig att offentliggöra enligt lagen om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades för offentliggörande den 6 mars 2019 kl. 08.00 CET.

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 bolagets 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 bolaget 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 fi nansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Risker och riskhantering" samt på andra ställen i bolagets 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.

Tryckt av Exakta Print Malmö i samarbete med Landsten Reklam, Sverige 2019.

Exakta Print är certifierat enligt FSC® och ISO 14001 och har ett åtagande om miljöarbete av högsta kvalitet som genomsyrar hela verksamheten. Pappret som använts för att trycka denna rapport innehåller material som kommer från ett ansvarsfullt skogsbruk. Pappret är certifierat enligt FSC® och Exakta Print arbetar enligt den internationella standarden ISO 14001.

Huvudkontor Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sverige T +46-8-440 54 50 F +46-8-440 54 59 W lundin-petroleum.com

AI Terminal

Orrön Energy

2942_10-k_2019-03-06_192fed30-53ad-46cc-a41c-f27368e2652c.pdf

Vår vision blir verklighet

Produktionstillväxt

Låg koldioxidintensitet

Starkt kassaflöde

Höjdpunkter 2018 Årsredovisning 2018

Vår vision blir verklighet

Innovativ och ansvarsfull operatör i Norge

med fokus på organisk tillväxt

för långsiktigt hållbart värde

och låg koldioxidintensitet

Resultat 2018

Produktionstillväxt bortom Johan Sverdrup

Energieffektivitet – avgörande för en framtid med låga koldioxidutsläpp

En av branschens lägsta intensitetsnivåer för koldioxidutsläpp

Fortsatt tillväxt

Utmärkta operativa resultat

Stark produktion tack vare utmärkta resultat från både reservoarer och anläggningar

Produktionen för 2018 översteg prognos

Fokus på produktionstillväxt bortom Johan Sverdrup

Betydande förlängning av Edvard Griegs platåproduktion

Resursbas om >1 miljard boe

Reserversättning som överstiger produktion

Ökning av de betingade resurserna till följd av framgångsrik prospektering och utvärdering

Betingade resurser slutet av 2018

Johan Sverdrup är ett av de viktigaste industriella projekten i Norge under de närmaste 50 åren

Ett viktigt år av installationer för Johan Sverdrupprojektet

Flera nya möjligheter för organisk tillväxt

Vår organiska tillväxtstrategi fortsätter att skapa fler utbyggnadsmöjligheter inom våra sju kärnområden.

Sju potentiella nya projekt

Organisk tillväxtstrategi som ger resultat

Alta/Gohta – banbrytande produktion från reservoarer av karstvittrad bergart

Ansvarsfull verksamhet

Hållbarhetsrapportering

Hälsa, säkerhet och miljö

Låg koldioxidintensitet

Huvudsakliga riskområden

Riskhantering

Operativa risker

Koncentration av verksamheten Reserver och resurser

Risk

Åtgärd

Förseningar av utbyggnadsprojekt Säkerhet / Cybersäkerhet

Risk

Åtgärd

Hälsa, säkerhet och miljö (HSE)

Risk

Åtgärd

Risk

Åtgärd

Risk

Åtgärd

Finansiella risker

Risk

Åtgärd

Finansiell rapportering Marknadsförhållanden

Risk

Ränta och valutor

Risk

Åtgärd

Avveckling av tillgångar Likviditet och fi nansiering

Risk

Åtgärd

Risk

Åtgärd

Strategiska risker

Risk

Åtgärd

Etiskt agerande Aktieägarvärde

Risk

Åtgärd

Lagar och förordningar

Risk

Åtgärd

Klimatförändringar Rättsprocess i Sverige

Risk

Åtgärd

Risk