Orrön Energy — Annual Report 2017

Mar 29, 2018

Hållbart värdeskapande

Lundin Petroleum är ett av Europas ledande oberoende olje- och gasbolag. Med strategiskt fokus på Norge är vår målsättning att utvinna olje- och gasresurser på ett effektivt och ansvarsfullt sätt för hållbara framtida energisystem med låga koldioxidutsläpp.

Lundin Petroleum Årsredovisning 2017

Strategisk rapport

Vår affärsmodell	2
2017 i korthet	4
2018 prognos	5
Vd har ordet	6
Ordföranden har ordet	8
Aktie och aktieägare	10
Verksamheten	12
Ansvar	20
Riskhantering	24

Bolagsstyrningsrapport

Vägledande principer	28
Styrelse	33
Bolagsledning	38
Intern kontroll avseende den fi nansiella
rapporteringen	44
Revisors yttrande	45

Finansiell rapport

46
48
59
64
94
100
101

Ytterligare information

Nyckeldata	106
Defi nitioner av nyckeltal	107
Finansiell femårsöversikt	108
Olje- och gasreserver	109
Defi nitioner och förkortningar	110
Aktiedata	111
Information till aktieägare	112

Viktiga händelser

Första kontantutdelning under 2018 sidan 5

Starka verksamhetsresultat med fokus på säkerhet sidan 12

Johan Sverdrup – ett projekt i världsklass sidan 16

Starka finansiella resultat sidan 46

Lundin Petroleum Årsredovisning 2017 1

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".

Hållbart värdeskapande

Lundin Petroleum skapar hållbart och långsiktigt värde genom hela värdekedjan för prospektering och produktion av olja och gas. Vi har kapacitet och kompetens för att ta prospekteringsframgångar hela vägen fram till produktion och vi behåller vår ställning i branschen som en av de starkaste aktörerna att kunna dra fördel av ytterligare tillväxt.

för alla våra intressenter

• · Aktieägare
• · Medarbetare
• · Värdländer
• · Lokalsamhällen
• · Samhället i stort

Fokus på organisk tillväxt i Norge

Lundin Petroleum grundades 2001 och förvärvade de första tillgångarna på den norska kontinentalsockeln två år senare. I Norge har Lundin Petroleum vuxit till att bli en av de största arealinnehavarna som operatör med en stark produktionstillväxt för kommande år.

2017 i korthet

Investeringsbudget Verksamhetskostnader

Operativt kassaflöde

I slutet av april 2017 slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna till det nya oberoende bolaget International Petroleum Corporation (IPC). Transaktionen resulterade i en utdelning i form av IPC-aktier till Lundin Petroleums aktieägare till ett värde om 410 miljoner USD.

Efter avknoppningen fokuserar Lundin Petroleum sin verksamhet till den norska kontinentalsockeln där bolaget ser stora möjligheter till fortsatt organisk tillväxt och utbyggnadsprojekt.

2018 prognos

2017 var ett riktigt rekordår för Lundin Petroleum och styrelsen föreslår därför att en första kontantutdelning ska ske efter årsstämman 2018. Denna första kontantutdelning om 4,00 SEK per aktie motsvarar ett belopp om cirka 165 miljoner USD och är baserad på antalet utestående aktier, exklusive bolagets egna aktier. Utdelningen föreslås betalas ut efter årsstämman som kommer att hållas i Stockholm den 3 maj 2018.

Lundin Petroleum förutser att kunna öka detta belopp och ge en årlig kontantutdelning om minst 350 miljoner USD med start nästa år och ser optimistiskt på att kunna öka utdelningarna ytterligare när Johan Sverdrup startar produktion i slutet av 2019.

Vårt ansvarsfulla förhållningssätt, starka produktionstillväxt och låga verksamhetskostnader kommer tillsammans att bidra till ett ökat fritt kassaflöde. Detta innebär att vi kommer att kunna finansiera utdelningar som är långsiktigt hållbara samtidigt som vi fortsätter vår organiska tillväxtstrategi och därmed skapa ytterligare värde för våra aktieägare

2017 har varit ett riktigt rekordår för Lundin Petroleum. Både vår höga produktion och våra låga verksamhetskostnader var bättre än prognos och resulterade i det högsta operativa kassafl ödet och EBITDA i bolagets historia – nära en fördubbling jämfört med 2016. Efter ett sådant framgångsrikt år har styrelsen beslutat föreslå att bolagets första kontantutdelning till aktieägarna ska ske efter årsstämman 2018.

Stark produktionstillväxt

Produktionen för 2017 överträffade prognosen, tack vare fortsatt starka resultat från såväl anläggningar som reservoarer vid våra kärntillgångar Edvard Griegfältet och Alvheimområdet. En annan positiv nyhet var ökningen av reserver som främst kan relateras till Edvard Griegfältet. Vid årets slut uppgick fältets slutliga utvinningsbara bruttoreserver enligt bästa estimat till 274 MMboe, vilket är en markant ökning om 47 procent jämfört med uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Vår uppfattning att stora fält tenderar att bli större har sannerligen visat sig stämma för denna viktiga tillgång. Vi är hoppfulla att detta, tillsammans med ytterligare potential för att öka reserverna, kommer att kunna förlänga Edvard Griegs platåproduktion till långt efter det att Johan Sverdrup tas i produktion.

Johan Sverdrupprojektet fortsätter att utvecklas väl. I början av 2018 var Fas 1 till nära 70 procent slutförd och följer

tidsplan för att starta produktion i slutet av 2019. Vid denna tidpunkt kommer Lundin Petroleums produktion att öka till över 130 Mboepd. När sedan Fas 2 startar 2022 kommer produktionen att öka ytterligare, till en fördubbling av dagens nivåer.

Positiva uppdateringar gjordes också nyligen för projektet. De uppskattade resurserna har ökat till mellan 2,1 och 3,1 miljarder boe och kostnaderna har minskat ytterligare. I dagsläget har kostnaderna för Fas 1 minskat med 30 procent sedan utbyggnadsplanen lämnades in. Under 2018 kommer ett antal spännande och viktiga installationer att göras då tre stålunderställ, två processdäck samt oljeledningar ska installeras offshore. Vi kommer även att arbeta tillsammans med operatören för att lämna in utbyggnadsplanen för Fas 2 under andra halvåret.

Organisk tillväxt förblir vår främsta strategi

Även om jag gärna hade sett fl er prospekteringsframgångar under 2017 är det viktigt att komma ihåg att vår verksamhet måste ses ur ett långsiktigt perspektiv. Jag har fortfarande mycket stark tilltro till vår organiska tillväxtstrategi.

Under året ökade vi vår prospekteringsareal i Norge med 50 procent och lade till två nya prospekteringsområden i vår licensportfölj med Mandalhöjden i Nordsjön och Frøyahöjden/ Froan Basin i Norska havet. Detta innebär att vi har en ännu mer diversifi erad prospekteringsposition. Jag förväntar mig att borrningarna under 2018, vars mål är obekräftade resurser om mer än 500 MMboe, ska kunna öppna möjligheter att fi nna nya resurser och skapa värde inom våra kärnområden. Vi har även ett aktivt utvärderingsprogram planerat för året med fyra borrningar, vars mål är fi nna nettoresurser om mer än 200 MMboe.

Skapa hållbart värde

Vårt fokus ligger på att bedriva en säker och hållbar verksamhet som presterar starka resultat och vi har ett åtagande om att utvinna olja och gas på ett ansvarsfullt och koldioxideffektivt sätt. Vi arbetar för att minska utsläppen från verksamheten och lyckades under 2017 nå en koldioxidintensitetsnivå för Edvard Griegplattformen som är en av de lägsta i världen inom vår bransch. Dessa resultat kommer att kunna förbättras ytterligare under de kommande åren då vi investerar i strömförsörjning från land för både Edvard Grieg och Johan Sverdrupfälten.

Vårt ansvarsfulla förhållningssätt, starka produktionstillväxt och låga verksamhetskostnader kommer tillsammans att bidra till ett ökat fritt kassafl öde. Detta innebär att vi kommer att kunna fi nansiera utdelningar som är långsiktigt hållbara samtidigt som vi fortsätter vår organiska tillväxtstrategi och därmed skapa ytterligare värde för våra aktieägare

Jag vill tacka er aktieägare, och styrelsen, för ert fortsatta förtroende och stöd. Till mina kollegor och bolagsledningen vill jag rikta ett stort tack för ett utmärkt arbete.

Vi har spännande tider framför oss!

Alex Schneiter Koncernchef och vd

2017 var ett år då vi levererade över förväntan

Det var ännu ett år av rekordresultat med en produktion som ökade med 45 procent, vilket genererade det starkaste operativa kassafl ödet i Lundin Petroleums historia. Det gläder mig att kunna konstatera att det var dessa exceptionella resultat, i kombination med tecken på en förbättrad oljemarknad, som övertygade styrelsen att rekommendera årsstämman att låta denna framgång komma aktieägarna tillgodo i form av bolagets första kontantutdelning någonsin.

Tiden är mogen

Vi har länge varit av uppfattningen att det skulle vara möjligt att börja göra utdelningar efter att produktion från Johan Sverdrup startar i slutet av 2019, eller tidigare om oljepriset skulle stanna på en hållbar nivå. Frågan har löpande prövats av styrelsen med målsättningen att ge tillbaka värde till aktieägarna hellre förr än senare. Med en produktion som år 2022 förväntas fördubbla nuvarande nivåer, branschens lägsta verksamhetskostnader och en stark likviditet om 1,1 miljarder USD, innebär att alla grundelement nu är på plats och att det är rätt tillfälle att börja göra

utdelningar till aktieägarna. Styrelsen kommer därför att rekommendera årsstämman 2018 att bolagets första kontantutdelning om 4,00 SEK per aktie, totalt cirka 165 miljoner USD, ska betalas ut efter årsstämman. Vi är också optimistiska om att vi under rådande marknadsförutsättningar kommer att kunna ge utdelningar om minst 350 miljoner USD från och med nästa år.

En framgångssaga som fortsätter

Den centrala drivkraften bakom Lundin Petroleums rekordhöga produktion är tillgången Edvard Grieg, som stod för majoriteten av 2017 års totala produktion, med exceptionellt starka resultat både vad gäller produktion som säkerhet och detta med en av de lägsta koldioxidintensitetsnivåerna i vår bransch. Den betydande reservökningen för fältet innebär också att förväntad platåproduktion har förlängts med fl era år. Jag är väldigt stolt över vårt norska team som lyckats med denna bedrift och över deras enastående förmåga att fortsätta frigöra värde.

Projektet Johan Sverdrup fortsätter också att överträffa alla förväntningar. Man tappar nästan andan när man inser att alla fyra stålunderställen kommer att vara på plats i Nordsjön efter sommaren och att produktion

kommer att starta i slutet av nästa år. Lika imponerande är att utbyggnadskostnaderna för hela fältet har reducerats med mer än en tredjedel sedan utbyggnadsplanen – en besparing som motsvarar nästan hela utbyggnadskostnaden för Edvard Grieg. Dessa framsteg, i kombination med det ökade resursestimatet för fältet, bekräftar att detta är ett fält i absolut världsklass och jag är helt övertygad om att vi bara sett början på framgångssagan Johan Sverdrup.

Prospektering har varit nyckeln till vår framgång och fortsätter att vara en del av vår kärnfi losofi . Det är därför mycket tillfredställande att se att vår licensposition på den norska kontinentalsockeln under året ökade med runt 50 procent och att vi fortsätter att aktivt ansöka om nya arealer i licensrundorna. 2018 kommer att bli ett mycket aktivt år vad gäller utvärderings- och prospekteringsborrningar, något jag är säker på kommer att låta bolaget fortsätta växa organiskt under många år framöver.

Lovande utsikter

Utsikterna för Lundin Petroleum ser verkligen lovande ut, samtidigt som vi också ser en återhämtning på oljemarknaden. Världsefterfrågan på olja har nu nått cirka 100 miljoner bopd och fortsätter att öka. Samtidigt börjar effekterna av de låga investeringsnivåer industrin upplevt under de senaste åren att påverka utbudssidan. Jag förväntar mig att vi börjar närma oss en utbudsnivå som är för begränsad. Även om det fi nns tecken på att industrin

börjar reagera på denna obalans så kommer det troligtvis vara för lite och komma för sent för att en ytterligare minskning av utbudet ska kunna undvikas.

De kommande årens ökade produktion kommer att generera starkt fritt kassafl öde vilket kommer att innebära att vi kan göra utdelningar till aktieägarna och samtidigt betala av våra lån och fi nansiera vår organiska tillväxt på den norska kontinentalsockeln. Tillgångar av hög kvalitet, kreativt tänkande, innovativa metoder, en teknologi i framkant och framförallt enastående medarbetare förklarar varför Lundin Petroleum är ett av de ledande oberoende olje- och gasbolagen i världen och varför vi kommer att behålla vår ställning i branschen som en av de starkaste aktörerna att kunna dra fördel av ytterligare tillväxt och skapa långsiktigt, hållbart aktieägarvärde.

Lundin Petroleums framtida framgångar ligger i händerna på alla de som utgör bolaget. Jag vill tacka er alla för ett fantastiskt arbete under 2017 och tacka er aktieägare för ert fortsatta förtroende och stöd. Jag ser fram emot att fortsätta Lundin Petroleums resa med er alla.

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Aktie och aktieägare

Lundin Petroleums aktie

2017 har varit ett konsoliderande år för Lundin Petroleums aktiekurs, som såg en dagshögsta notering om 215 SEK per aktie medan tillväxten generellt sett var relativt fl ack. Lundin Petroleumaktien har sedan börsintroduktionen i september 2001 till den 31 december 2017 uppnått en genomsnittlig årlig totalavkastning på 32 procent, inklusive utdelningar.

Börsvärde

Lundin Petroleums börsvärde var 63,9 miljarder SEK i slutet av 2017, vilket gjorde Lundin Petroleum till ett av de största oberoende olje- och gasbolagen i Europa sett till börsvärde.

Handel med Lundin Petroleums aktie

Under 2017 omsattes totalt 213 miljoner aktier vid NASDAQ Stockholm till ett värde om cirka 39 miljarder SEK och ett genomsnitt om cirka 0,85 miljoner aktier omsattes dagligen. Aktieomsättningen under 2017 uppgick till ca 63 procent av det genomsnittliga antalet emitterade aktier under 2017 och till ca 1,2 gånger antalet aktier tillgängliga för handel.

Utdelningspolicy

Lundin Petroelum har som mål att skapa god avkastning för bolagets aktieägare genom att under hela affärscykeln investera i prospektering, utbyggnad och produktionstillgångar. Bolagets ambition är att skapa aktieägarvärde både genom ökning av aktiekursen och genom att leverera stabila och hållbara kontantutdelningar med målsättningen att successivt öka utdelningarna i takt med att bolagets vinster och fria kassafl öde ökar. Den successiva ökningen kommer, bland annat, att vara beroende av produktionen från bolagets största producerande tillgångar, oljepriset och bolagets investeringsnivå, skuldsättningsgrad och låneåterbetalningar.

Styrelsen har föreslagit att bolagets första kontantutdelning om 4 SEK per aktie, totalt cirka 165 miljoner USD, ska betalas ut efter årsstämman 2018. Ambitionen är att öka utdelningen ytterligare till minst 350 miljoner USD från 2019 och att därefter ytterligare öka den årliga utdelningskapaciteten efter att Johan Sverdrup startat produktion.

Aktiekurs 2001–2017

Aktiekapital

Aktiekapitalet uppgick per den 31 december 2017 till 3 478 713 SEK fördelat på 340 386 445 aktier med ett kvotvärde om 0,01 SEK (avrundat) och en röst per aktie. Alla utestående aktier är stamaktier och ger samma rätt till del i Lundin Petroleums tillgångar och resultat.

Under 2017 återköpte bolaget 1 233 310 egna aktier till ett genomsnittligt pris om 186,14 SEK per aktie. Per den 31 december 2017 innehade bolaget totalt 1 233 310 egna aktier.

Ägarstruktur

Lundin Petroleum hade 29 491 aktieägare vid årets slut 2017. 51,2 procent av aktierna är tillgängliga för handel och inkluderar inte de aktier som innehas av familjen Lundin och Statoil.

Sammanställningen över de 10 största aktieägarna exkluderar förvaltarregistrerade aktieinnehav och inkluderar endast institutionella investerare med direkt aktieinnehav vad som rapporteras av Euroclear Sweden.

De 10 största aktieägarna per den 31 december 2017	Antal aktier	%
Nemesia S.à.r.l.1	87 187 538	25,6
Statoil ASA	68 417 676	20,1
Landor Participations Inc.2	10 488 956	3,1
Swedbank Robur fonder	6 682 051	2,0
Nordea Fonder	3 804 261	1,1
Abu Dhabi Investment Authority	2 325 288	0,7
SPP Fonder	2 152 739	0,6
Vanguard Energy Fund	2 116 332	0,6
Fjärde AP-fonden	1 976 411	0,6
SEB	1 672 972	0,5
Övriga aktieägare	153 562 221	45,1
Summa	340 386 445	100%

1 Ett investmentbolag som är helägt av en familjetrust som ägs av familjen Lundin.

2 Ett investmentbolag som är helägt av en trust, vars stiftare är Ian H. Lundin.

Källa: Euroclear Sweden

Den största förändringen av aktieägarbasen under 2017 beror på nya investerarpreferenser, med ett skifte från investerare med fokus på traditionella metoder för värdering av nettotillgångar till investerare vars fokus ligger på avkastning genom utdelningar och kassafl ödesvärdering.

Starka operativa resultat

Produktion 86 Mboepd

Ersättningsgrad för 2P reserver

144%

Reserver och resurser

~1 miljard fat

Verksamhetskostnad

4,25 USD per fat

Frekvens för incidenter med förlorad arbetstid

0,47

Oljeutsläpp

Noll

rapporterbara oljeutsläpp

• Koldioxidintensitet

5,1 CO2e kg per fat för Edvard Grieg

12 Lundin Petroleum Årsredovisning 2017

Hälsa, säkerhet och miljö

Vårt mål är att upprätthålla en säker arbetsmiljö genom en robust HSE-kultur och ett effektivt ledningssystem

Hög säkerhet i verksamheten

Våra medarbetares hälsa och säkerhet är vår högsta prioritet och vi fokuserar ständigt på att minska riskerna i all vår verksamhet. Vi förlitar oss på våra kunniga och engagerade medarbetare som har den kompetens som krävs när det gäller att bedöma potentiella risker och vidta åtgärder för att minska dem. Vi främjar en öppen och transparent kultur när det gäller säkerhet där vi kan dra lärdom av incidenter och vi utvärderar löpande den operativa verksamheten för att identifi era förbättringsområden. Vi testar och utvärderar också regelbundet vår beredskap för nödsituationer. Dessa åtgärder bidrar till att säkerställa en trygg arbetsmiljö för alla som arbetar på eller för Lundin Petroleum.

Inga incidenter med allvarliga personskador eller bristande processäkerhet som följd inträffade under 2017. Frekvensen för antal incidenter med förlorad arbetstid som följd var 0,47 per miljon arbetade timmar och total frekvens för rapporterbara incidenter var 3,30 per miljon arbetade timmar.

Minskat miljöavtryck

Lundin Petroleum stöder Parisfördragets principer om att stärka de globala initiativ som kan motverka klimatförändringar och vi är fast beslutna att ta vår del av ansvaret genom att stötta branschinitiativ för att minska koldioxidutsläpp. Genom att investera i koldioxidutsläppsreducerande teknik och förbättrad utsläppshantering har Lundin Petroleum en av branschens lägsta nivåer för koldioxidintensitet, något vi också ser som en konkurrensfördel. Utsläppen från Edvard Griegplattformen under 2017 var 5,1 kg koldioxidekvivalenter per fat, vilket är en minskning jämfört med 2016 och cirka 75 procent lägre än världsgenomsnittet. Våra låga koldioxidutsläpp kommer att minska ytterligare under de kommande åren eftersom vi investerar i strömförsörjning från land för både Edvard Grieg och Johan Sverdrupfälten.

Utöver insatser för att minska utsläpp i atmosfären fokuserar vi också på åtgärder för att minimera vår inverkan på närmiljön genom att reducera utsläpp till havs. Under 2017 inträffade inga incidenter med väsentlig miljöpåverkan inom verksamheten. Vi fokuserar även på avfallshantering och införde under 2017 krav på våra underleverantörer att minska användandet av icke-återvinningsbart förpackningsmaterial.

Frekvens incidenter med förlorad arbetstid

Justerat för IPC-avknoppningen

Källa: NOROG och IOGP för data avseende världen och Norge (genomsnitt 2016). För Edvard Grieg anges data för 2017 och för Johan Sverdrup anges estimat för full fältaktivitet.

Läs mer om Lundin Petroleums HSE-resultat i hållbarhetsrapporten för 2017 som finns tillgänglig på www.lundin-petroleum.com i

Majoriteten av Lundin Petroleums produktion under 2017 kom från nyckeltillgången Edvard Grieg där bolaget är operatör. Edvard Griegfältet ligger på Utsirahöjden i norska Nordsjön och stod för nästan 80 procent av den totala produktionen under 2017 till en verksamhetskostnad på under 4 USD per fat. Ökad anläggningskapacitet, hög effektivitet i produktionen och stark reservoarprestanda var de viktigaste faktorerna bakom detta utmärkta resultat.

Ytterligare reserver i den sydvästra delen av fältet har bekräftats genom utvärderingsborrningar. Kombinerat med resultaten från utbyggnadsborrningarna som genomfördes under 2017, den starka reservoarprestandan och det faktum att reservoaren hittills inte producerat något vatten, har resulterat i en betydande ökning av fältets reserver. Fältets slutliga utvinningsbara bruttoreserver hade vid slutet av 2017 ökat med 51 MMboe till 274 MMboe, vilket är en ökning med 47 procent jämfört med de ursprungliga uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Denna ökning av reserverna kommer att förlänga Edvard Griegs platåproduktion till slutet av 2019, och möjligen ännu längre, med ytterligare potential och möjligheter till kompletterande borrningar. Vår ambition är att fortsätta utnyttja Edvard Grieganläggningarna fullt ut under många år framöver. Under 2018 planeras utvärderingsborrningar på de närliggande oljefyndigheterna Luno II och Rolvsnes som båda är möjliga återkopplinglingar längs havsbotten till Edvard Grieganläggningarna.

Stark produktionstillväxt

Rekordhög produktion för 2017 som överträffade prognos

2017 års produktion överträffade prognosen

Lundin Petroleums produktion för 2017 uppgick till 31,4 MMboe med ett genomsnitt om 86,1 Mboepd, vilket ej inkluderar produktion från IPC-tillgångarna. Detta resultat låg 15 procent över medianvärdet i bolagets ursprungliga produktionsprognos och också över den uppdaterade prognosen för 2017.

Tester har bekräftat att Edvard Grieganläggningarna har kapacitet att producera 15 procent över anläggningarnas planerade maxnivåer. Den ökade kapaciteten samt kraftfulla anläggningar och god reservoarprestanda på såväl Edvard Griegfältet som Alvheimområdet låg till grund för de starka produktionsresultaten under 2017.

Produktionsprognos för 2018

Lundin Petroleums produktion för 2018 förväntas ligga mellan 74 och 82 Mboepd och Edvard Grieg förväntas stå för cirka 75 procent av den totala produktionen för 2018.

Ivar Aasenfältets produktion går via Edvard Grieganläggningarna och den avtalade fördelningen av anläggningarnas kapacitet mellan fälten varierar över tid. Edvard Griegs produktion överskrider markant fältets allokerade del och den minskade produktionen jämfört med 2017 beror på fördelningen av anläggningskapaciteten. I slutet av 2017 redovisades ökade reserver för Edvard Grieg, vilket kommer att förlänga fältets platåproduktion bortom produktionsstarten för Johan Sverdrup.

Fördubblad produktion med Johan Sverdrup

Det gigantiska Johan Sverdrupfältet ligger i fas för att starta produktion i slutet av 2019 och förväntas öka Lundin Petroleums nettoproduktion till över 130 Mboepd. Vid full platåproduktion kommer den att öka ytterligare till 160 Mboepd, vilket är en fördubbling av dagens nivåer, och då är inte möjliga tillskott från bolagets betydande betingade resurser eller planerade prospekteringsborrningar inräknade.

Resultat 2017 86 Mboepd

2017 Produktion

Långsiktig produktionstillväxt

Utbyggnad

Fas 1 av Johan Sverdrupprojektet ligger före tidsplan och var i början av 2018 till nära 70 procent slutfört och projektet framskrider väl för att starta produktion i slutet av 2019. Viktiga milstolpar under 2017 var installationen offshore av stålunderstället för stigrörsplattformen och montering av processdäck för borrplattformen. Under 2018 kommer de tre återstående stålunderställen, processdäcken för borrplattformen och stigrörsplattformen samt olje- och gasledningarna att installeras. De två återstående processdäcken, för processanläggnings- och boendeplattformarna, kommer att installeras under 2019. Bruttoproduktionen för Fas 1 uppskattas till 440 Mbopd.

Beslut om utbyggnadskoncept för Fas 2 har fattats och utbyggnadsplanen beräknas att lämnas in under andra halvåret 2018. Fas 2 innefattar installation av ytterligare en processanläggningsplattform i fältcentret som kommer att öka bruttoproduktionen till 660 Mbopd. Produktionsstart för Fas 2 är planerad till 2022.

Johan Sverdrupprojektet fortsätter att förbättras med ytterligare kostnadsminskningar och ett ökat resursestimat. Den senaste kostnadsuppskattningen för Fas 1 motsvarar en besparing på nästan 30 procent jämfört med utbyggnadsplanen, exklusive ytterligare besparingar genom valutakursdifferenser. Breakeven-priset för hela fältet har reducerats till mindre än 20 USD per fat. Denna positiva utveckling, i kombination med resursökningen för fältet till mellan 2,1 och 3,1 miljarder boe, visar tydligt vilket projekt i absolut världsklass som Johan Sverdrup är.

Organisk tillväxt

Lundin Petroleums strategi är att skapa organisk tillväxt i Norge, en attraktiv region med ett flertal prospekteringsområden som bedöms innehålla oupptäckta resurser på över 16 miljarder boe och med regelverk och skattelagstiftning som är gynnsamma för prospektering.

Aktivt utvärderingsprogram

Lundin Petroleum genomförde fyra utvärderingsborrningar under 2017, vilket inkluderade borrningar på Alta- och Gohtafyndigheterna i södra Barents hav och i den sydvästra delen av Edvard Griegfältet som resulterade i en betydande ökning av reserverna för fältet.

Ett aktivt utvärderingsprogram är planerat för 2018 med mål att fi nna nettoresurser om mer än 200 MMboe och att omvandla resurser till reserver. Utvärderingsborrningar inkluderar Luno II och Rolvsnes på Utsirahöjden, vilka båda potentiellt kan byggas ut genom en återkoppling längs havsbotten till Edvard Griegplattformen. En utvärderingsborrning och förlängt borrtest kommer dessutom att genomföras på Altafyndigheten i södra Barents hav.

Utökad prospekteringsposition

Lundin Petroleum har aktivt expanderat och diversifi erat sin prospekteringsposition i Norge genom en kombination av licenstilldelningar och förvärv. Sedan början av 2017 har bolaget ökat sin areal med cirka 50 procent och lagt till två nya kärnområden på Mandalhöjden i Nordsjön och Frøyahöjden/Froan Basin i Norska havet.

Sex prospekteringsborrningar genomfördes under 2017, en i Alvheimområdet och fem i södra Barents hav som resulterade i oljefyndigheten Filicudi i PL533. Därutöver genomfördes en omfattande insamling av detaljerad seismisk data, kallad TopSeis, för Alta- och Gohtafyndigheterna och närliggande prospekteringsområden.

Målet för 2018 års prospekteringsborrningar är att fi nna obekräftade nettoresurser om mer än 500 MMboe. Totalt nio prospekteringsborringar är planerade, fyra i södra Barents hav, fyra i Nordsjön och en i Norska havet. Två av dessa kommer att genomföras på strukturer i våra nya kärnområden för prospektering Mandalhöjden och Frøyahöjden/Froan Basin.

Reserver och resurser

Lundin Petroleum har cirka 1 miljard fat reserver och resurser

	sannolika
sannolika	och möjliga
reserver (2P)	reserver (3P)
714,1	898,1
-31,9	-31,9
-1,7	-2,2
+45,8	+31,5
726,3	895,5
144%	99%
	Bevisade och

Exklusive IPC-tillgångar

Reserversättning överstiger produktion

Lundin Petroleum ökade under 2017 sina reserver med en ersättningsgrad för 2P reserver om 144 procent. Ökningen beror främst på Lundin Petroleums två viktigaste tillgångar, fälten Edvard Grieg och Johan Sverdrup, båda belägna på Utsirahöjden i norska Nordsjön.

Edvard Griegs slutliga utvinningsbara bruttoreserver enligt bästa estimat uppgick vid slutet av 2017 till 274 MMboe, vilket innefattar ackumulerad produktion fram till slutet av 2017 samt 2P reserver. Detta innebär en ökning om 51 MMboe jämfört med slutet av 2016 och en 47-procentig ökning jämfört med uppskattningarna i utbyggnadsplanen. Denna betydande ökning av Edvard Griegs reserver beror på att produktionsresultaten och genomförda borrningar tyder på högre förekomst av olja i reservoarerna, varav en större andel fi nns i högkvalitativ sand med hög utvinningsgrad än i reservoarer av sämre kvalitet. Reserverna i Johan Sverdrupfältet har ökat till följd av goda borresultat och en optimerad plan för reservoaren. Ytterligare reservökningar har gjorts för fälten Alvheim och Volund.

96 procent av Lundin Petroleums 2P reserver utgörs av olja och fl ytande naturgas (Natural Gas Liquids, NGL). Samtliga reserver är föremål för oberoende revision av ERC Equipoise Ltd. (ERCE).

Betingade resurser

Lundin Petroleum hade i slutet av 2017 betingade nettoresurser om 203 MMboe. Ett omfattande program planeras för 2018 med fyra utvärderingsprojekt med målsättning att omvandla betingade resurser till reserver.

2P reserver slutet av 2017 726 MMboe

Betingade resurser slutet av 2017 203 MMboe

Lundin Petroleum redovisar alla sina reserver i fat oljeekvivalenter och per bolagets licensandel. Definitioner av reserver och resurser finns på sidan 110.

i

Ansvarsfull verksamhet

Vår modell för hållbarhet bygger på att förse samhället med energi som utvinns på ett ansvarsfullt sätt och med låg koldioxidintensitet

2017 kännetecknades av Lundin Petroleums övergång från en global verksamhet till ett renodlat strategiskt fokus på Norge. Detta innebär att vi är verksamma i en miljö med regelverk och styrning i världsklass och att vi är väl positionerade för att kunna nå vår ambition om att bli ledande inom hållbarhetsarbete i vår bransch.

Som ett led i denna övergång har vår policy för samhällsansvar utvärderats och uppdaterats för att säkerställa att den är relevant och kan hantera de mest väsentliga hållbarhetsutmaningarna i den operativa verksamheten. I detta arbete ingick en väsentlighetsanalys, utförd av tredje part, som granskade lagar och förordningar, frivilliga initiativ samt frågor av betydelse för civilsamhället och branschen i Norge. Västentlighetsanalysen visar att vårt ramverk för samhällsansvar är robust och relevant, eftersom de väsentliga frågor som identifi erats i huvudsak är desamma som under tidigare år, nämligen hälsa och säkerhet, miljö, arbetsvillkor, mänskliga rättigheter och anti-korruption. Analysen visar också att den mest framträdande frågan för Lundin Petroleum under 2017 och framöver är vårt arbete som rör klimatförändringar.

Under 2017 gjordes gemensamma ansträngningar av myndigheter, företag och civilsamhälle för att omsätta Parisfördraget till konkret handling. Lundin Petroleum bidrog till denna process genom att intensifi era arbetet med att säkerställa att vi producerar olja och gas så koldioxideffektivt som möjligt. Vi reviderade bolagets miljöpolicy till att även inkludera klimatrelaterade mål, tog fram en miljöstrategi för vår norska verksamhet med specifi ka mål och målsättningar för att minska vårt miljöavtryck och vi fortsatte att aktivt stödja den norska olje- och gasindustrins gemensamma handlingsplan för utsläppsminskningar på den norska kontinentalsockeln.

Viktiga händelser 2017

• Paris Agreement on climate change · Reviderat vår miljöpolicy till att inkludera klimatförändringar
• · Sänkt vår koldioxidintensitet
• · Samverkat med branschen för att minska koldioxidutsläpp
• · Främjat innovation genom F&U
• · Ökat Lundin Foundations
• närvaro i Skandinavien

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

Hållbarhetsrapporten ger utförlig information om på vilket sätt hållbarhetsfrågor är integrerade i Lundin Petroleums affärsmodell för att skapa långsiktigt, hållbart värde. Rapporten uppfyller också kraven på icke-fi nansiell rapportering enligt svensk lag baserad på EU-direktiv 2014/95/EU. Hållbarhetsrapporten har tagits fram som ett verktyg för våra intressenter att kunna bedöma bolagets intiativ och resultat inom hållbarhet och föra en dialog med oss om frågor de anser viktiga. Vi välkomnar denna dialog som en del i vårt arbete för att möta viktiga utmaningar inom hållbarhetsområdet.

Vi är stolta över att verka i Norge, där vi prospekterar och producerar olja och gas med hög standard för miljöskydd, samhällsansvar och bolagsstyrning. "

Christine Batruch VP Corporate Responsibility

Låg koldioxidintensitet

Genom bolagets insatser och investeringar i ny teknik lyckades Lundin Petroleum 2017 återigen sänka koldioxidintensiteten i olje- och gasproduktionen till en nivå som ligger 75 procent under världsgenomsnittet för industrin. Detta innebär att Lundin Petroleum bedriver verksamhet med en av de lägsta koldioxidintensitetsnivåerna inom branschen och att vi är väl positionerade att fortsätta leverera tillförlitlig och koldioxideffektiv energi under många år framöver.

I ett marknadsklimat med låga oljepriser är det innovativa bolag med fokus på hållbarhet som kommer att ha förmågan att kunna transformeras till de energibolag som behövs i framtiden. På Lundin Petroleum ser vi det som en konkurrensfördel att vi kan leverera energi som är producerad på ett ansvarsfullt, koldioxideffektivt och kostnadseffektivt sätt.

Lundin Foundation grundades 2005 och är en ledande, internationellt erkänd organisation inriktad på investeringar som leder till positiv samhällspåverkan. Genom Lundin Petroleums partnerskap med Lundin Foundation stödjer vi innovativa lösningar för att möta viktiga hållbarhets- och samhällsutmaningar i Europa. Projekt som stöttar integrering av fl yktingar och migranter på arbetsmarknaden genomförs i Sverige och Norge. I norra Norge genomförs även ett projekt med mentorskap och utbildning för unga entreprenörer som driver hållbara affärsidéer.

Mer information om Lundin Foundations projekt fi nns i Lundin Petroleums hållbarhetsrapport.

Fokus på etiskt ansvarstagande

Vi främjar god bolagsstyrning och kräver etiskt ansvarstagande – i den egna verksamheten såväl som i värdekedjan

Arbete mot korruption

Lundin Petroleums exponering för korruption övervakas fortlöpande genom granskningar och revisioner. Då verksamheten bedrivs i Norge bedöms risken för korruption vara låg men interna anti-korruptionsprocesser upprätthålls likväl för att säkerställa hög medvetenhet om den risk som fi nns inom branschen. Åtaganden om antikorruption ingår i Lundin Petroleums särskilda leverantörsförsäkran och lades 2017 också till som ett kriterium för utvärdering av uppdragstagare i samband med upphandlingsprocessen.

Inga fall av misstänkt eller belagd korruption förekom inom koncernen under 2017.

Mänskliga rättigheter

Att säkerställa att mänskliga rättigheter respekteras genom hela verksamheten är en integrerad del av vår affärsmodell för att skapa långsiktigt, hållbart värde. Vi är förvisso verksamma i en lågriskmiljö i Norge men är likafullt uppmärksamma på eventuella risker som kan uppstå inom vår verksamhet liksom i värdekedjan.

Lundin Petroleums due diligence-process för mänskliga rättigheter vägleds av principerna för företag och mänskliga rättigheter i FN:s Global Compact och FN:s vägledande principer för företag och mänskliga rättigheter, liksom Lundin Petroleums policy och riktlinjer för mänskliga rättigheter. Processen identifi erar, bedömer och avgör potentiella risker för mänskliga rättigheter och anger ytterligare förebyggande eller riskreducerande åtgärder. För att ytterligare betona betydelsen av respekt för mänskliga rättigheter genom hela värdekedjan lades 2017 mänskliga rättigheter till som ett kriterium för utvärdering av uppdragstagare i samband med upphandlingsprocessen.

Granskningar genomförda under 2017 påvisade inga kränkningar av mänskliga rättigheter.

Våra medarbetare

Hållbart värdeskapande startar med vår viktigaste resurs – våra medarbetare

Vår viktigaste resurs

Genom vår inkluderande och högpresterande arbetsmiljö har vi lyckats attrahera och behålla de mest talangfulla medarbetarna i branschen genom åren. Vi kommer att fortsätta bygga på denna fasta grund av medarbetare i världsklass genom att utveckla och investera i vår mest värdefulla resurs.

Organisationen förändrades under 2017 då bolagets tillgångar utanför Norge knoppades av till IPC och Lundin Petroleum blev fullt fokuserat på Norge. Vid slutet av 2017 hade Lundin Petroleum totalt 411 anställda, varav majoriteten i Norge. Lundin Petroleum anlitar också konsulter och uppdragstagare för tjänster inom prospektering, utbyggnad och andra operativa aktiviteter och sammanlagt 42 konsulter och uppdragstagare engagerades under 2017.

Mångfald

Lundin Petroleum värdesätter mångfald och strävar efter att upprätthålla en öppen och inkluderande arbetsmiljö. Under 2017 var 28 olika nationaliteter representerade bland de anställda. Total andel kvinnor var 27 procent, andel kvinnor i ledande befattningar var 27 procent och andel kvinnor i bolagets styrelse var 38 procent.

Arbetsvillkor

Vi förser våra medarbetare och uppdragstagare med en säker och utvecklande arbetsmiljö. Vi stöder principen om föreningsfrihet och främjar mångfald genom att säkerställa att alla befattningar tillsätts utifrån kompetens och erfarenhet.

Riskhantering

Lundin Petroleum avkräver ansvar på alla nivåer i bolaget för att kontinuerligt hantera risker och ta tillvara möjligheter som påverkar verksamheten

Olje- och gasindustrin är förknippad med fl era olika risker på grund av den operativa verksamhetens natur och affärsklimatets ofta föränderliga och dynamiska karaktär, vilket innebär såväl utmaningar som möjligheter.

Lundin Petroleums riskhanteringsprocess har utformats för att identifi era och hantera bolagets mest väsentliga risker. Från hälsa, säkerhet och miljöpåverkan till förmågan att uppnå kortoch långsiktiga affärsmål till fi nansiella risker hänförliga till ett volatilt oljepris och korrekt fi nansiell rapportering.

Genom en standardiserad riskhanteringsmetodik görs kvantitativa och kvalitativa riskbedömningar liksom prioriteringar av bolagets aktiviteter och resurser i syfte att effektivt möta potentiella hot och ta tillvara eventuella möjligheter. Riskbedömningen börjar med att etablera förståelse för händelsers allvarsgrad och sannolikhet, samtidigt som sammanhang och osäkerhetsfaktorer tas i beaktande. Risker graderas därefter enligt en femgradig skala i en riskmatris för att indikera vilken grad av uppmärksamhet som krävs från ledande befattningshavare. Riskmatrisen identifi erar också de möjligheter mot vilka riskerna ska ställas.

Lundin Petroleums riskhantering är en av styrelsen utstakad process i syfte att uppmuntra förutseende och proaktivt agerande samt att säkerställa att beslut fattas på väl avvägd grund. Bolagsledningen är ansvarig för att fastställa riskhanteringsprocesser och för att mäta och utvärdera de riskreducerande insatserna. Lokala befattningshavare har ansvar för att implementera systemen och följa upp deras inverkan.

Lundin Petroleums verksamhet är fokuserad på Norge, ett land med ett robust regelverk för olje- och gasverksamhet inom avgörande områden som hälsa, säkerhet, miljö, mänskliga rättigheter och anti-korruption. Risker och möjligheter bedöms löpande i ett bredare sammanhang tillsammans med nya trender och risker som identifi erats internt och externt. Nyckeltrender bedöms därefter kvartalsvis av bolagsledningen i syfte att öka den interna riskmedvetenheten. Uppföljning av risk är en viktig del av den löpande riskhanteringen. I detta ingår lokalt operativt ansvar samt ett tydligt uppdrag till riskansvariga att löpande identifi era risk.

Lundin Petroleum kategoriserar sina risker inom tre områden: strategiska, operativa och fi nansiella risker, vilka även inkluderar risker för bolagets rykte liksom den påverkan externa risker kan ha på affärsverksamheten. De specifi ka riskerna beskrivs i tabellen nedan, utan inbördes rangordning, och visar hur Lundin Petroleum arbetar för att möta och reducera riskerna inom varje område. Denna sammanfattning ger en överblick av de risker som påverkar Lundin Petroleums verksamhet, men ytterligare risker kan fi nnas eller uppstå.

Strategiska risker
Beskrivning	Påverkan	Riskminimerande åtgärder
1. Aktieägarvärde
Oförmåga för bolagets affärsstrategi att skapa aktieägarvärde. Oförmåga att förstå och frigöra det fulla värdet av bolagets tillgångar.	Minskat förtroende från investerare. Negativ inverkan på aktiekurs och marknadsposition.	Lundin Petroleum strävar efter att skapa hållbart aktieägarvärde genom att proaktivt investera i prospektering för att organiskt utöka reservbasen, exploatera den befi ntliga tillgångsbasen och förvärva nya reserver, resurser eller arealer med möjlighet till värdeökning.
2. Lagar och förordningar
Bristande efterlevnad av tillämpliga lagar och förordningar. Komplexitet avseende, och förändringar av, gällande lagar och förordningar som kan ha negativ inverkan på bolaget.	Utredningar och rättsliga tvister. Finansiell inverkan, skada för bolagets rykte, hävning eller justering av kontraktsrättigheter samt osäkerhet gällande skatter.	Bolaget strävar efter att utförligt tolka och efterleva gällande lagar och förordningar. Genom ett robust ramverk för bolagsstyrning kan potentiella risker identifi eras och åtgärdas. För mer information om förundersökningen i Sverige angående bolagets tidigare verksamhet i Sudan, se sidan 32.
3. Etiskt agerande
Avvikelse från normer och standarder för etiskt agerande och efterlevnad av lagar och förordningar.	Utredningar och rättsliga tvister. Risk för bristande efterlevnad av rutiner för etiskt agerande, bedrägeri, mutor och korruption. Förlust av allmänhetens förtroende eller juridisk grund för verksamheten, med betydande inverkan på kort- och långsiktiga tillväxtplaner.	Genom en konsekvent tillämpning av Lundin Petroleums uppförandekod, tillsammans med ledningssystemets policies och rutiner, defi nieras tydligt ansvar och förpliktelser i syfte att säkerställa att Lundin Petroleum agerar i enlighet med högsta etiska standarder. Bolagets förväntningar på etiskt ansvarstagande är särskilt formulerade i klausuler i våra avtal samt i vår leverantörsförsäkran.
4. Intressentdialog
Bristande förmåga att hantera relationen till bolagets intressenter och leva upp till ställda förväntningar. Bristfällig kommunikation med bolagets intressenter.	Skadlig inverkan på allmänhetens förtroende för verksamheten och bolagets rykte. Bristfällig kommunikation kan leda till minskat förtroende för bolaget från investerare, samarbetspartners och medarbetare.	Lundin Petroleum har kraftfulla interna och externa kommunikationskanaler och söker föra en aktiv, öppen och informativ dialog med bolagets många intressenter. För mer information om bolagets intressentdialog, se hållbarhetsrapporten för 2017.
5. Klimatförändringar
Initiativ mot klimatförändringar kan medföra striktare lagstiftning gällande utsläpp eller krav på obligatorisk utrustning i områden där Lundin Petroleum bedriver verksamhet.	Ökade investerings- och utvinningskostnader till följd av nya krav relaterade till klimatförändringar.	Lundin Petroleum bedriver verksamhet i Norge där proaktivt arbete pågår för att motverka effekterna av klimatförändringar. Bolaget ser löpande över verksamhetens koldioxidavtryck och energieffektivitet och rapporterar regelbundet utsläppen av växthusgaser.

Operativa risker
Beskrivning	Påverkan	Riskminimerande åtgärder
6. Hälsa, säkerhet och miljö (HSE)
Incidenter i den operativa verksamheten som brand, bristfällig processäkerhet, allvarliga olyckor eller incidenter vid borrning utgör betydande risker inom olje och gasindustrin.	Inverkan på hälsa, säkerhet och miljöskydd. Finansiell påverkan och inverkan på bolagets rykte.	Lundin Petroleum har en stark HSE-kultur för att minska risken för incidenter och ett kraftfullt HSE-ledningssystem för att säkerställa säkerheten för individer och miljö. För mer information om bolagets HSE-ledning, se hållbarhetsrapporten för 2017.
7. Säkerhet / IT-säkerhet
Säkerhet är viktigt för olje- och gasindustrin och risker sträcker sig från medarbetares personliga säkerhet till attacker på fysiska tillgångar, inklusive informationssystem.	Sårbarheten för cyberhot eller mjukvaruattacker ökar risken för intrång i informationssystemen, vilket potentiellt kan påverka säkerheten för såväl individers persondata som vitala system.	Säkerhetsrisker bevakas, bedöms och utvärderas regelbundet samt är föremål för revision. För bolagets verksamhet i Norge anses exponeringen för dessa risker vara relativt låg, men hög uppmärksamhet bibehålls likafullt. Bolagets nätverk övervakas för att undvika och motverka eventuella externa attacker. Ett enat och motståndskraftigt internt nätverk upprätthålls genom brandväggar och säkerhetsrutiner.
8. Koncentration av verksamheten
Bolagets nuvarande produktion är koncentrerad till ett fåtal fält.	En betydande andel av bolagets produktion kommer från Edvard Griegfältet och Alvheimområdet. Ökad sårbarhet för allvarliga tekniska problem och långvariga driftstopp.	Bolaget har mycket kompetenta operativa team och lagerhåller kritiska reservdelar. Försäkringsskydd har tecknats mot inverkan på bolagets likviditet hänförlig till produktionsförluster på Edvard Griegfältet, något som minskar eventuell inverkan av oväntade, långvariga driftstopp.
9. Reserver och resurser
Osäkerhet gällande uppskattningar av ekonomiskt utvinningsbara reserver samt bristande förmåga att omvandla uppskattningarna till resurser och reserver.	Osäkerhet gällande subsurfacedata och framtida verksamhet. Minskade intäkter.	Beräkningar av reserver och resurser följer branschstandard och genomgår en omfattande intern granskningsprocess. De granskas också genom årlig revision av en oberoende reservsrevisor.
10. Förseningar av utbyggnadsprojekt
Förseningar i genomförandet av utbyggnadsprojekt, i synnerhet det omfattande projektet Johan Sverdrup.	Den kombinerade effekten av förseningar och kostnads överskridanden påverkar bolagets likviditet.	Hittills mycket effektiv ledning och genomförande av projektet har lett till att Johan Sverdrup gjort goda framsteg och ligger före tidsplan med sänkta kostnadsuppskattningar.

Finansiella risker
Beskrivning	Påverkan	Riskminimerande åtgärder
11. Marknadsförutsättningar
Exponering för förändringar i priset på olja.	Bolagets resultat, förmåga att generera kassafl öde och likviditetsposition påverkas av priset på olja.	Lundin Petroleums policy är att ha ett fl exibelt och proaktivt förhållningssätt till oljeprissäkring utifrån en bedömning av säkringsinstruments fördelar under specifi ka omständigheter. Bolaget följer aktivt upp med uppdragstagare och deras likviditetspositioner i marknadsförhållanden med låga oljepriser.
12. Likviditet och fi nansiering
Förmåga att hålla investeringar och kostnader inom budget. Förseningar av utbyggnadsprojekten på Johan Sverdrup kan leda till förseningar av kassafl öde. Osäkerhet kring framtida kapitalbehov och deras möjliga täckande.	Reducering av bolagets upplåningskapacitet. Minskning av tillgänglig likviditet inom bolagets låneavtal.	För att säkerställa rigorös och löpande tillsyn av alla utgifter har bolaget infört en årlig process- och befogenhetspolicy för budget och budgettillägg. De betydande fi nansieringsbehoven för Johan Sverdrupprojektet har säkrats genom extern fi nansiering. Bolaget har för överskådlig framtid betydande tillgänglig likviditet genom sina lånefaciliteter, samt förmågan att ställa ut oprioriterade efterställda lån för att ytterligare öka tillgänglig likviditet.
13. Ränta och valutor
Det underliggande värdet på bolagets tillgångar är i USD, medan vissa kostnader uppstår i andra valutor och innebär därmed en valutakursrisk vad gäller fl uktuerande valutaväxelkurser.	Exponering för fl uktuerande valutaväxelkurser som kan påverka bolagets resultat och likviditet.	Bolagets ränte- och valutarisk följs upp och bedöms löpande. Säkringsinstrument används för att hantera denna risk.
14. Finansiell rapportering
Felaktigheter i den fi nansiella rapporteringen.	Myndighetsåtgärder, rättsliga påföljder, förlust av aktieägarnas förtroende.	En månatlig rapporteringsprocess håller ledningen löpande uppdaterad rörande uppföljning och kontroll av den fi nansiella rapporteringen. Systemet för intern kontroll utgör en rimlig försäkran mot felaktig rapportering och rapporteringen verifi eras av interna och externa revisioner.
15. Förvaltning av tillgångar och kostnadskontroll
Risk för värdeförstöring genom bristande kostnadskontroll och tillgångar som hålls i produktion utöver sin ekonomiska livscykel.	Kostnadsöverskridanden och inverkan på driftstid. Bristande processer i ledningssystemet och oförmåga att följa bolagets defi nierade värdeprocess.	Lundin Petroleum har nya tillgångar som löpande ses över med fokus på effektivt operatörskap, respekt för rutiner och policies, inklusive bolagets värdeprocess, liksom kontroll av den del av produktionen där samarbetspartners är operatör. Bolagets processer för intern kostnadskontroll och ledning av uppdragstagare har lett till kostnadsbesparingar under hela 2017.
16. Avveckling av tillgångar
Kostnadsuppskattningar för återställande av fält vid slutet av deras ekonomiska livscykel.	Finansiell och skattemässig inverkan, ekonomiskt och juridiskt ansvar, konsekvenser av avveckling och regenerering.	Återställande beaktas under hela tillgångens livscykel i enlighet med bolagets policy för ansvarighet vid avveckling av tillgångar. Kostnadsuppskattningar för utbyggnadsprojekt och tillgångar där bolaget är operatör ses över årligen.

Bolagsstyrning

Syftet med Lundin Petroleums ramverk för bolagsstyrning är att säkerställa att ansvar fördelas på ett tydligt sätt och att aktieägares, bolagsledningens och styrelsens intressen överensstämmer.

Genom ramverket för bolagsstyrning söker Lundin Petroleum säkerställa att verksamheten drivs på ett effektivt och ansvarsfullt sätt i syfte att främja samtliga aktieägares och övriga intressenters intressen.

Ramverket för bolagsstyrning är vidare knutet till Lundin Petroleums hållbarhetsprofi l i syfte att säkerställa att vi fortsätter att skapa hållbart värde samtidigt som vår verksamhet bedrivs i enlighet med högsta etiska och operativa standard i branschen.

Bolagsstyrningsrapport 2017

Vägledande principer	28
Valberedning	31
Bolagsstämman	32
Externa revisorer	33
Styrelsen	33
Styrelsekommittéer	38
Bolagsledning	40
Ersättningspolicy	42
Intern kontroll av fi nansiell rapportering	44
Revisors yttrande	45

Vägledande principer för bolagsstyrning

Sedan bolaget grundades 2001, har Lundin Petroleum tillämpat bolagets allmänna principer för bolagsstyrning, vilka utgör en integrerad del av Lundin Petroleums affärsmodell och syftar till att:

• · Skydda aktieägarnas rättigheter
• · Tillhandahålla en säker och god 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 påNASDAQ Stockholm lyder Lundin Petroleum under aktiebolagslagen och å rsredovisningslagen, liksom NASDAQ Stockholms regelverk fö r emittenter, som fi nns tillgä ngligt påwww.nasdaqomxnordic.com. Dä rutö ver fö ljer bolaget de principer fö r bolagsstyrning som å terfi nns i ett antal interna och externa dokument.

Svensk kod för bolagsstyrning

Bolagsstyrningskoden bygger på en tradition av självreglering och fungerar som ett komplement till de bolagsstyrningsregler som återfi nns i aktiebolagslagen, EU-reglering, årsredovisningslagen och andra föreskrifter såsom börsens regelverk för emittenter och god sed på värdepappersmarknaden. Bolagsstyrningskoden fi nns tillgänglig på www.bolagsstyrning.se

Bolagsstyrningskoden bygger på "följ eller förklara"-principen, vilket innebär att ett bolag kan välja att tillämpa en annan lösning än den bolagsstyrningskoden anvisar om bolaget i ett specifi kt fall fi nner en annan lösning mer lämplig. Bolaget måste dock förklara varför det inte följt regeln ifråga, samt beskriva och motivera bolagets alternativa lösning.

Lundin Petroleums bolagsordning

Lundin Petroleums bolagsordning innehåller sedvanliga bestämmelser för bolagets styrning och innehåller inga begränsningar av hur många röster varje aktieägare får avge

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 2017 två avvikelser från bolagsstyrningskoden, en avseende valberedningens sammansättning som framgår av tabellen på sidan 31 och en avseende styrelseledamöters närvaro på extra bolagsstämma den 22 mars 2017 som beskrivs under avsnittet Extra bolagsstämma 2017 på sidan 33. 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

Väsentliga händelser 2017

Jakob Thomasen vald till ny styrelseledamot vid årsstämman som hölls den 4 maj 2017.

Avknoppning och Lex ASEA-utdelning av IPC slutförd den 24 april 2017. Av årsstämman godkänt återköpsprogram av egna aktier påbörjades i augusti 2017 och 1 233 310 egna aktier återköptes under 2017 till ett genomsnittligt pris om 186,14 SEK per aktie.

Översyn av bolagsstyrningsstrukturen efter avknoppningen av IPC för att säkerställa att principer för god bolagsstyrning upprätthålls genom hela den nya organisationen.

vid en bolagsstämma, ej heller några särskilda bestämmelser gällande tillsättande och entledigande av styrelseledamöter eller ändring av bolagsordningen.

Bolagsordningen fi nns tillgänglig på Lundin Petroleums 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 samt principer om samhällsansvar (CR) efterlevs rapporteras löpande till styrelsen.

Uppförandekoden fi nns tillgänglig på Lundin Petroleums hemsida.

Lundin Petroleums policies, rutiner och riktlinjer samt ledningssystem

Lundin Petroleum har utarbetat särskilda policies, rutiner och riktlinjer som anger specifi ka regler och styrmekanismer. Dessa policies, riktlinjer och rutiner omfattar bland annat den operativa verksamheten, redovisning och fi nans, hälsa och säkerhet, miljö, antikorruption, mänskliga rättigheter, intressentdialog, juridik, informationssystem, försäkring och riskhantering, personal, insiderinformation samt företagskommunikation. Dessa policies, riktlinjer och rutiner granskas fortlöpande och modifi eras och justeras vid behov.

Under 2017 tog Lundin Petroleum fram en bolagsdeklaration för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet. Deklarationen anger ramverket för bolagsstyrning, liksom för styrning av den operativa verksamheten i enlighet med höga standarder för hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet. Deklarationen, som antogs tidigt 2018, anger fyra grundläggande teman: ledarskap, hantering av risker och möjligheter, fortlöpande förbättringar och implementering. Den beskriver också i detalj hur dessa teman kan omsättas i praktiken i den operativa verksamheten.

Policies för CR och HSE fi nns tillgängliga på Lundin Petroleums hemsida.

2018 års årsstämma kommer att hållas den 3 maj 2018 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 den 26 april 2018 och måste anmäla sitt deltagande till bolaget senast den 26 april 2018.

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.

Lundin Petroleums arbetsordning för styrelsen

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

Lundin Petroleums bolagsstyrningsstruktur

Som beskrivs i bolagsordningen är syftet med Lundin Petroleums verksamhet att prospektera efter, bygga ut och producera olja och gas samt att utveckla andra energiresurser. 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 hållbarhetsprofi l har Lundin Petroleum lyckats uppnå de högt uppsatta målen i hållbarhetsstrategin. För att skapa hållbart värde tillämpar Lundin Petroleum en struktur för bolagsstyrning som främjar raka beslutsvägar med enkel tillgång till beslutsfattare, samtidigt som den skapar den ansvarsfördelning som krävs för att kontrollera verksamheten, såväl operativt som fi nansiellt.

Aktiekapital och aktieägare 1

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 2017 återköpte bolaget 1 233 310 egna aktier till ett genomsnittligt pris per aktie om 186,14 SEK.

Lundin Petroleum hade i slutet av 2017 totalt 29 491 aktieägare registrerade vid Euroclear Sweden, vilket innebär en minskning med 3 235 aktieägare jämfört med slutet av 2016, vilket är en minskning med cirka 10 procent. De större ägarna i bolaget, som per den 31 december 2017 innehade mer än tio procent av aktierna och rösterna, var Nemesia S.à.r.l., ett investmentbolag helägt av en av familjen Lundin ägd trust, vilket innehade 25,6 procent av aktierna. Därutöver innehade Landor Participations Inc., ett investmentbolag helägt av en trust vars stiftare är Ian H. Lundin, 3,1 procent av aktierna. Dessutom innehade Statoil ASA 20,1 procent av aktierna per den 31 december 2017.

Ytterligare information om Lundin Petroleums aktier och aktieägare under 2017 fi nns på sidorna 10–11.

Valberedning 2

Valberedningen utses i enlighet med den valberedningsprocess som antogs av 2014 års årsstämma. Enligt denna process skall styrelsens ordförande 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 alla 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 revisor. Aktieägare kan skicka valberedningen förslag via e-post till nomcom@lundin-petroleum.com

Valberedning inför 2018 års årsstämma

Ledamöterna i valberedningen inför 2018 års årsstämma tillkännagavs och publicerades på bolagets hemsida den 10 oktober 2017, d.v.s. inom den av bolagsstyrningskoden satta tidsramen om sex månader före årsstämman. Statoil ASA och andra större aktieägare erbjöds att ingå i valberedningen men avböjde.

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

Valberedningens fullständiga rapport, inklusive dess slutgiltiga förslag till årsstämman 2018, publiceras på bolagets hemsida tillsammans med kallelsen till årsstämman.

Valberedning inför 2018 års årsstämma
Ledamot	Utsedd av	Mötesnärvaro	Aktier representerade per den 1 aug 2017	Aktier representerade per den 31 dec 2017	Oberoende av bolaget och bolagsledningen	Oberoende av bolagets större ägare
Hans Ek	SEB Investment Management AB	4/4	0,6 procent	0,6 procent	Ja	Ja
Filippa Gerstädt	Nordea Fonder	4/4	1,1 procent	1,4 procent	Ja	Ja
Ian H. Lundin	Nemesia S.à.r.l. och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum	4/4	28,7 procent	28,7 procent	Ja	Nej1
Åsa Nisell	Swedbank Robur Fonder	4/4	2,2 procent	2,0 procent	Ja	Ja
			Summa 32,7 procent (avrundat)	Summa 32,7 procent

Sammanfattning av valberedningens arbete under mandatperioden

– Behandlat rekommendationen från bolagets revisionskommitté angående val av revisor vid årsstämman 2018.

• Behandlat frågor rörande styrelsens och revisorns ersättning och förslag till årsstämman 2018.
• Övervägt att föreslå att styrelsens representant för CR/HSE-frågor beviljas ersättning, svarande mot den arbetsinsats uppdraget kräver, på likartat sätt som ersättning utgår till andra styrelseledamöter för kommittéarbete.
• Behandlat förslag angående utseende av en extern oberoende ordförande för 2018 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, ursprung, utbildning och yrkesbakgrund, samt de föreslagna styrelseledamöternas individuella och kollektiva kvalifi kationer och erfarenhet med hänsyn till bolagets rådande position och förväntade utveckling.
• Behandlat frågan om att utöka styrelsen med en ny styrelseledamot med relevant erfarenhet kopplad till bolagets renodlade fokus på Norge, och att till sådan styrelseledamot föreslå bolagets tidigare vd i Norge Torstein Sanness.
• 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, Grace Reksten Skaugen, Cecilia Vieweg och Jakob Thomasen för att diskutera styrelsens arbete och arbetssätt. De träffade också Torstein Sanness som föreslås som ny styrelseledamot.

Kompletterande förutsättningar

• –Valberedningen uppfyller de kriterier för oberoende som fastlagts i bolagsstyrningskoden och ingen från bolagsledningen är ledamot i valberedningen.
• 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 större aktieägare.

1 För mer information, se tabellen på sidorna 34–35.

Bolagsstämman

3

Bolagsstämman är Lundin Petroleums högsta beslutsfattande organ där aktieägarna kan utöva sin rösträtt och påverka bolagets verksamhet. Aktieägare kan begära att ett specifi kt ärende tas upp på dagordningen, förutsatt att sådan begäran kommer styrelsen tillhanda i behörig tid. 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.

Årsstämman 2017

Årsstämman 2017 hölls den 4 maj 2017 på Grand Hôtel i Stockholm. 669 aktieägare, som representerade 64,74 procent av aktiekapitalet, närvarade personligen eller genom ombud vid årsstämman. Närvarande var också styrelseordföranden, samtliga styrelseledamöter, vd, bolagets revisor och samtliga ledamöterna i valberedningen för 2017 års årsstämma. Ledamöter i valberedningen för 2017 års årsstämma var Åsa Nisell (Swedbank Robur Fonder), Hans Ek (SEB Investment Management AB), Ian H. Lundin (Nemesia S.à.r.l., och Landor Participations Inc., tillika icke-anställd styrelseordförande i Lundin Petroleum) och Magnus Unger (dåvarande icke-anställd styrelseledamot i Lundin Petroleum). Mötesförhandlingarna simultantolkades från svenska till engelska respektive från engelska till svenska och allt skriftligt material rörande årsstämman tillhandahölls på både svenska och engelska.

2017 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 och Alex Schneiter till styrelseledamöter samt välja Jakob Thomasen till ny styrelseledamot. Magnus Unger hade avböjt omval.
• · Omvälja Ian H. Lundin till styrelseordförande.
• · Bevilja styrelsen och vd ansvarsfrihet för förvaltningen av bolagets angelägenheter under 2016.

• · Fastställa bolagets och koncernens resultat- och balansräkningar samt att ingen utdelning utbetalas för räkenskapsåret 2016.

• · Omvälja det registrerade revisionsbolaget PricewaterhouseCoopers AB till bolagets revisor fram till årsstämman 2018, 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 (dock ej mer än 1 000 000 SEK totalt för kommittéarbete).
• · Godkänna arvode till revisor.
• · Godkänna 2017 års ersättningspolicy för bolagsledningen.
• · Godkänna LTIP 2017 för medlemmar av bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.
• · Avslå ett aktieägarförslag i förhållande till bolagets tidigare verksamhet.
• · 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 kvalifi cerad majoritet. Protokollet från årsstämman 2017, tillsammans med allt till stämman hörande skriftligt material, fi nns tillgängliga på svenska och engelska på bolagets hemsida, liksom även vd:s anförande på årsstämman.

Extra bolagsstämma 2017

En extra bolagsstämma hölls den 22 mars 2017 i Stockholm med anledning av styrelsens förslag att knoppa av bolagets malaysiska, franska och holländska tillgångar till International Petroleum Corporation (IPC) genom en Lex ASEA-utdelning. Den extra bolagsstämman beslutade, i enlighet med styrelsens förslag, att dela ut samtliga aktier i IPC till aktieägarna. Utdelningen slutfördes den 24 april 2017. Skatteverket beslutade i juni 2017, i enlighet med Lex ASEA-bestämmelserna, att 92,5 procent av anskaffningsutgiften skall allokeras till aktier i Lundin Petroleum och 7,5 procent till aktier i IPC.

Den svenska internationella åklagarkammaren inledde i juni 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 åklagarmyndigheten genom att lämna information om sin verksamhet i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarkammaren och delgavs de misstankar som ligger till grund för förundersökningen. Det här är en del av förfarandet i svenska förundersökningar och inget åtal har väckts och innebär inte heller att något åtal kommer att väckas. Som framförts vid ett fl ertal tillfällen tillbakavisar Lundin Petroleum kategoriskt alla påståenden om missgärningar och samarbetar med åklagarmyndighetens undersökning. Lundin Petroleum är fast förvissat om att bolaget var en positiv kraft i Sudan och att dess verksamhet bidrog till att förbättra levnadsförhållandena för befolkningen i Sudan.

Mer information om den tidigare verksamheten i Sudan mellan 1997–2003 fi nns tillgänglig på www.lundinhistoryinsudan.com

Genom ramverket för bolagsstyrning söker Lundin Petroleum säkerställa att verksamheten drivs på ett effektivt och ansvarsfullt sätt i syfte att främja alla aktieägares och övriga intressenters intressen "

Ian H. Lundin Styrelseordförande

Styrelseordförande och vd, som också är styrelseledamot, närvarade vid den extra bolagsstämman. Dock närvarade inga andra styrelseledamöter och en beslutsför styrelse var därmed ej närvarande i enlighet med regel 1.2 i bolagsstyrningskoden. Med beaktande av den detaljerade information som presenterats i kallelsen och därtill hörande informationspromemorian, ansågs det vara tillräckligt att styrelsen vid den extra bolagsstämman representerades av styrelseordföranden och vd.

Bolagets externa revisorer

4 Revisor – lagstadgad revision

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 koncernenheter utanför Sverige sker i enlighet med lokala regler och förordningar.

Revisorsarvodena beskrivs i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 30 på sidan 93 och not 7 på sidan 98. 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.

5 Oberoende kvalifi cerad revisor av olje- och gasreserver Lundin Petroleums oberoende kvalifi cerade revisor av olje- och gasreserver certifi erar 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 12–19.

6 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. Bolagsstyrningskoden föreskriver att en jämn könsfördelning ska eftersträvas.

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.

Valberedningen inför 2017 års årsstämma bedömde åtta styrelseledamöter som ett lämpligt antal med beaktande av typen, storleken, komplexiteten och den geografi ska omfattningen av bolagets verksamhet. 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. Utsedd bolagssekreterare är Henrika Frykman, Vice President Legal på Lundin Petroleum.

Valberedningen var av uppfattningen att den till årsstämman 2017 föreslagna och godkända 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, fi nansiella frågor för börsnoterade bolag, svenska frågor som gäller praxis och regelefterlevnad samt CR/HSE-frågor. Valberedningen utvärderade att den föreslagna styrelsens sammansättning uppfyllde bolagsstyrningskodens krav på oberoende såväl i förhållande till bolaget och bolagsledningen som i förhållande till bolagets större aktieägare.

Könsfördelning diskuterades särskilt och valberedningen noterade att styrelsen till 38 procent består av kvinnor, vilket innebär att bolaget sedan 2015 uppnår rekommendationen som utfärdats av Kollegiet för svensk bolagsstyrning att större svenska börsnoterade bolag bör sträva efter att till 2017 ha 35 procent kvinnor i sina bolagsstyrelser. Valberedningen anser inte desto mindre att det är viktigt att fortsätta sträva efter jämn könsfördelning när framtida förändringar av styrelsens sammansättning tas i beaktande.

Styrelsen	Ian H. Lundin	Alex Schneiter	Peggy Bruzelius	C. Ashley Heppenstall
Funktion	Styrelseordförande (sedan 2002)	Koncernchef och vd, ledamot	Ledamot	Ledamot
Vald	2001	2016	2013	2001
Född	1960	1962	1949	1962
Utbildning	Bachelor of Science, petroleumingenjör, från University of Tulsa.	Examen i geologi samt en masterexamen i geofysik från Genèves universitet.	Civilekonomexamen från Handelshögskolan i Stockholm.	Bachelor of Science, matematik, från University of Durham.
Erfarenhet	Ian H. Lundin var tidigare vd i International Petroleum Corp. under 1989–1998, i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002.	Alex Schneiter har arbetat med börsnoterade bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993 och var COO för Lundin Petroleum under 2001– 2015 och är bolagets vd sedan 2015.	Peggy Bruzelius har tidigare varit vd för ABB Financial Services AB och hon har också lett Skandinaviska Enskilda Banken AB:s division för kapitalförvaltning.	C. Ashley Heppenstall har arbetat med börsnoterade bolag där familjen Lundin är storägare sedan 1993. Han var CFO i Lundin Oil AB under 1998–2001 och i Lundin Petroleum under 2001–2002 och var vd för Lundin Petroleum under 2002–2015.
Övriga styrelseuppdrag	Styrelseledamot i Bukowski Auktioner AB.	–	Styrelseordförande i Lancelot Asset Management AB och ledamot i Diageo PLC, Akzo Nobel NV och Skandia Liv.	Styrelseordförande i Etrion Corporation och Africa Energy Corp. och ledamot i ShaMaran Petroleum Corp., Lundin Gold Inc., Filo Mining Corp. och International Petroleum Corp.
Aktier i Lundin Petroleum (per den 31 december 2017)	01	317 910	8 000	1 520 126
Deltagande i styrelsemöten	12/12	12/12	12/12	12/12
Deltagande i revisions kommitténs möten	–	–	6/6	6/6
Deltagande i ersättnings kommitténs möten	4/4	–	–	–
Arvode för styrelse- och kommittéarbete	SEK 1 180 000	0	SEK 670 000	SEK 617 500
Ersättning för särskilda uppdrag utanför styrelseuppdraget	SEK 1 500 000	0	0	SEK 5 203 800
Oberoende av bolaget och bolagsledningen	Ja	Nej2	Ja	Nej3
Oberoende av bolagets större aktieägare	Nej1	Ja	Ja	Nej3

1 Ian H. Lundin är stiftare av en trust som äger Landor Participations Inc., ett investmentbolag som innehar 10 488 956 aktier i bolaget, och tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l. som innehar 87 187 538 aktier i bolaget.

2 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.

3 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.

Lukas H. Lundin	Grace Reksten Skaugen	Jakob Thomasen	Cecilia Vieweg
Ledamot	Ledamot, styrelsens representant i CR/ HSE-frågor	Ledamot	Ledamot
2001	2015	2017	2013
1958	1953	1962	1955
Examen från New Mexico Institute of Mining, Technology and Engineering.	Civilekonomexamen från BI Norwegian School of Management, Bachelor of Science i fysik och en doktorsgrad i laserfysik från Imperial College of Science and Technology vid University of London.	Masterexamen i geovetenskap från Köpenhamns universitet, Danmark. Slutfört Advanced Strategic Management programmet vid IMD, Schweiz.	Juridisk kandidatexamen från Lunds universitet.
Lukas H. Lundin har haft ett fl ertal nyckelpositioner i bolag där familjen Lundin är storägare.	Grace Reksten Skaugen har varit direktör för Corporate Finance vid SEB Enskilda Securities i Oslo och har arbetat i fl era roller inom private equity och venture capital i Oslo och London. Hon var styrelseledamot i Statoil ASA mellan 2002 och 2015. Hon är för närvarande ledamot i HSBC:s European Senior Advisory Council och norsk landsrådgivare för Proventus AB.	Jakob Thomasen var tidigare vd för Maersk Oil och styrelseledamot i Maersk Group från 2009 till 2016.	Cecilia Vieweg var chefsjurist och medlem av koncernledningen på AB Electrolux åren 1999–2016. Hon arbetade tidigare som bolagsjurist på högre befattningar i bolag inom AB Volvo-koncernen och inom advokatbranschen.
Styrelseordförande i Lundin Mining Corp., Denison Mines Corp., Lucara Diamond Corp., NGEx Resources Inc., Lundin Gold Inc., Filo Mining Corp, International Petroleum Corp. och Lundin Foundation samt ledamot i Bukowski Auktioner AB.	Styrelseordförande i NAXS Nordic Access Buyout A/S, vice styrelseordförande i Orkla ASA och styrelseledamot i Investor AB och Euronav NV, grundare av och styrelseledamot i det norska Institutet för Styrelseledamöter och ledamot i rådet för International Institute of Strategic Studies i London.	Styrelseordförande i DHI Group och styrelseledamot för Köpenhamns universitet.	–
788 3314	5 000	5 900	3 500
12/12	11/12	5/55	12/12
–	–	3/35	–
–	4/4	–	4/4
SEK 512 000	SEK 617 500	SEK 317 500	SEK 670 000
0	0	0	0
Ja	Ja	Ja	Ja
Nej4	Ja	Ja	Ja

4 Lukas H. Lundin tillhör familjen Lundin som innehar, genom en familjetrust, Nemesia S.à.r.l., som innehar 87 187 538 aktier i bolaget.

5 Jakob Thomasen är styrelseledamot och ledamot av revisionskommittén sedan den 4 maj 2017.

Magnus Unger avböjde omval vid årsstämman som hölls den 4 maj 2017. Han deltog i samtliga sju styrelsemöten och två av de tre revisionskommittémöten som hölls under perioden från den 1 januari till 4 maj 2017. Mer information om Magnus Unger fi nns i bolagets årsredovisning 2016 och information om utbetald ersättning till honom fi nns under not 28 på sidorna 90–91.

Styrelsemöten och styrelsearbete under 2017

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 fi nansiella ställning.

Under 2017 hölls tolv styrelsemöten inklusive det konstituerande mötet. 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 september 2017 besökte styrelsen Samsungvarvet i Geoje i Sydkorea, där två plattformar för Johan Sverdrupfältet var under uppbyggnad, och höll i samband med styrelsemötet ett ledningssammanträde med bolagsledningen. Vid detta ledningssammanträde fi ck styrelsen en presentation av bolagets övergripande strategi och verksamhet liksom en fi nansiell översikt som underlag för diskussion om bolagets nuvarande och framtida fi nansieringsbehov och säkringsstrategi samt en uppdatering av investerarrelationer och värdering. Styrelsen fi ck också en detaljerad genomgång av koncernens prospekterings, utbyggnads- och produktionsverksamhet, med fortsatt fokus på verksamheten i Norge och det betydande utbyggnadsprojektet Johan Sverdrup. Ledande befattningshavare deltog även i fl era styrelsemöten under året för att presentera och rapportera om specifi ka frågor. En månatlig verksamhetsrapport skickades till styrelseledamöterna såväl som en kvartalsvis rapport för CR/HSE.

Utvärdering av styrelsearbetet

En formell genomgång av styrelsens arbete genomfördes i november 2017, genom en enkät till samtliga styrelseledamöter. Syftet var dels att säkerställa att styrelsen fungerar effektivt, dels att möjliggöra för styrelsen att skärpa fokus på särskilda frågor 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 kvalifi kationer kompletterar varandra och mötena är konstruktiva med bra diskussioner och positiv återkoppling från styrelseledamöter och bolagsledning. Styrelseledamöternas mångfald och breda spektrum av kvalifi kationer 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 föreslogs att ytterligare ledamöter skulle kunna övervägas. Styrelseledamöterna var av uppfattningen att deras kunskap om bolaget och olje- och gasindustrin i allmänhet

• · 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 tillfredsställande system för intern kontroll.
• · Fortlöpande utvärdera bolagets och koncernens fi nansiella och skattemässiga ställning.

ökat under året. Behovet av en policy för successionsplanering inom styrelsen övervägdes, men styrelsen noterade att det redan fi nns en naturlig process för att förnya styrelsen och att en sådan policy därför inte behövs. Platsbesök i den operativa verksamheten var uppskattade och ansågs mycket värdefulla för förståelsen av bolagets verksamhet. Arbete i styrelsekommittéerna fungerar mycket väl och kommittéerna är lämpligt sammansatta. Bland de individuella enkätsvaren kan följande återkoppling noteras: styrelsemötena drivs på ett bra sätt och är väl förberedda och frågor och kommentarer avhandlas öppet och konstruktivt. Det fi nns dock utrymme för förbättringar vad gäller disponering av den tid som avsatts för styrelsemöten. Resultat och slutsatser av genomgången av styrelsens arbete presenterades för valberedningen.

i

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

Styrelsens årliga arbetscykel

Styrelsearbete under 2017

Utöver de ämnen styrelsen behandlat som en del av sin årliga arbetscykel, har styrelsen under året behandlat följande viktiga frågor:

• I detalj diskuterat avknoppningen av bolagets tillgångar utanför Norge, samt beaktat och godkänt denna transaktion och allt därtill relaterat material för godkännande av den extra bolagsstämman.
• Godkänt nödvändig omorganisation och andra insatser för att verkställa beslutet från extra bolagsstämman att knoppa av bolagets tillgångar utanför Norge, samt särskilt beaktat förändringar av bolagsledning och organisation i syfte att säkerställa fortsatt god bolagsledning och bolagsstyrning.
• Behandlat bolagets produktionsresultat, prognoser och framtidsutsikter, inklusive bolagets starka produktion till följd av de exceptionella resultaten från Edvard Griegfältet och anläggningarnas ökade kapacitet.
• Övervägt och i detalj diskuterat den betydande utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet och tillhörande risker med projektet, kostnadsläge, tidsplan och operatörens prestation.
• Diskuterat bolagets strategi avseende licensinnehavet i södra Barents hav, inklusive den operativa miljön med hänsyn till politiska, miljömässiga och legala överväganden.
• Diskuterat bolagets licensposition i Norge och godkänt ett fl ertal licensförvärv och -återlämnanden för att optimera bolagets arealposition och säkerställa framtida möjligheter till organisk tillväxt.
• Beaktat ett fl ertal möjliga företagsförvärv i Norge, liksom möjligheter till avyttring av bolagets licens i Laganskyblocket i Ryssland.
• Fört preliminära diskussioner om framtida kontantutdelningar till aktieägarna.
• Godkänt återköp av egna aktier, i enlighet med bemyndigande av 2017 års årsstämma, 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.
• Behandlat bolagets nuvarande och framtida fi nansieringsbehov och -strategi, särskilt mot bakgrund av utbyggnaden av Johan Sverdrup, inklusive bolagets hantering av fi nansiell risk, kassafl öden, olika fi nansieringsformer, valutakursförändringar, säkringsstrategi och likviditet.
• Diskuterat den svenska internationella åklagarkammarens förundersökning om påstådd medverkan i brott mot internationell humanitär rätt i Sudan 1997–2003.
• Diskuterat det aktuella och förväntade ekonomiska läget, särskilt i förhållande till oljepris och kostnadsnivåer inom industrin och deras påverkan på bolagets verksamhet, liksom fortsatta åtgärder för kostnadskontroll inom bolaget med fokus på operativa resultat.
• Behandlat och diskuterat CR-frågor, inklusive klimatförändringar och bolagets arbete för att minimera miljöpåverkan, bolagets partnerskap med Lundin Foundation, trender och initiativ inom CR-området inklusive aktivism i Barents havsområdet, samt omval av Grace Reksten Skaugen som styrelsens representant för CR/HSE-frågor.
• Övervägt och för 2017 års årsstämmas godkännande lagt fram ett förslag om ett prestationsbaserat LTIP 2017, i enlighet med samma principer som tidigare LTIP som godkänts av 2014, 2015 och 2016 års årsstämmor, inklusive fortsatta diskussioner med intressenter, revidering av den relevanta referensgruppen, allokering av individuella tilldelningar och godkännande av det detaljerade regelverket för planen.

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 fastslagna ersättningspolicyn innefattar även ersättning till styrelseledamöter för uppdrag 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 för uppdrag utanför styrelsesuppdraget, beskrivs i detalj i tabellen på sidorna 34–35 och i noterna till de fi nansiella rapporterna, se not 28 på sidorna 90–91.

Styrelsekommittéer och styrelsens representant för CR/HSE-frågor

För att maximera styrelsens effektivitet och säkerställa en grundlig genomgång av specifi ka frågor har styrelsen inrättat en ersättningskommitté och en revisionskommitté samt utsett en styrelserepresentant för CR/HSE-frågor. Kommittéernas uppgifter och ansvar beskrivs utförligt i de riktlinjer för respektive kommitté som årligen antas som en del av styrelsens arbetsordning. Kommittémötena protokollförs och de ärenden som diskuteras rapporteras till styrelsen. Därutöver tas informella kontakter mellan mötena när verksamheten så kräver.

7

Ersättningskommitté

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 42–43.

Revisionskommitté 8

Revisionskommittén bistår styrelsen i att säkerställa att bolagets fi nansiella rapporter upprättas i enlighet med internationella redovisningsprinciper (IFRS), årsredovisningslagen och tillämpliga redovisningsprinciper för ett svenskt bolag noterat på NASDAQ Stockholm. Revisionskommittén utför inget revisionsarbete, men övervakar bolagets fi nansiella rapportering och ger rekommendationer och förslag för att

säkra rapporteringens tillförlitlighet. Kommittén överser också effektiviteten i bolagets fi nansiella interna kontroller, internrevision och riskhantering, i relation till den fi nansiella rapporteringen och bistår styrelsen i beslutsprocesser som rör dessa frågor. Kommittén följer upp revisionen av bolagets fi nansiella rapporter och rapporterar vidare om den 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.

Styrelsens representant för CR/HSE-frågor 9

Styrelsen har ett lednings- och tillsynsansvar i alla CR- och HSE-frågor inom koncernen och utser varje år en icke-anställd styrelseledamot till särskild styrelserepresentant för CR/HSEfrågor. I CR/HSE-styrelserepresentantens uppgifter ingår att föra en dialog med bolagsledningen i CR/HSE-relaterade frågor samt att regelbundet rapportera om dessa till styrelsen. För information om bolagets CR/HSE-aktiviteter, se avsnittet om Samhällsansvar på sidorna 20–23 samt hållbarhetsrapporten som fi nns tillgänglig på bolagets hemsida.

Bolagsledning 10

Ledningsstruktur

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 bolagsledning består av högt kvalifi cerade personer med global erfarenhet från olje- och gasindustrin och består, utöver vd, av följande personer:

· Investeringskommittéen, som förutom vd består av: – Chief Operating Offi cer (COO), Nick Walker, som ansvarar för Lundin Petroleums prospektering, utbyggnad och produktion samt HSE.

– Chief Financial Offi cer (CFO), Teitur Poulsen, som ansvarar för fi nansiell rapportering, intern kontroll, riskhantering, fi nansieringsfrågor samt ekonomi.

· Vice President Corporate Responsibility, Christine Batruch, som ansvarar för koncernens CR-strategi; Vice President Communications and Investor Relations, Alex Budden, som ansvarar för koncernens kommunikation och investerarrelationer; Vice President Legal, Henrika Frykman, som ansvarar för alla juridiska och skatteärenden inom koncernen samt Sean Reddy, Vice President Human Resources and Shared Services, som ansvarar för personalfrågor inom koncernen.

· Lokal ledning som ansvarar för den dagliga operativa verksamheten.

Revisionskommitté 2017
Ledamöter	Mötes närvaro	Revisionskommitténs arbete under året
Peggy Bruzelius, Ordförande C. Ashley Heppenstall Magnus Unger1 Jakob Thomasen1	6/6 6/6 2/3 3/3	– Bedömt fullständigheten och riktigheten av bokslutsrapporten 2016 och delårsrapporten per den 30 juni 2017 samt rekommenderat dem för styrelsens godkännande. – Har å styrelsens vägnar bedömt och godkänt delårsrapporterna per den 31 mars och 30 september 2017. – Utvärderat redovisningsfrågor i samband med bedömning av de fi nansiella rapporterna. – Följt upp och utvärderat resultatet av koncernens internrevision och riskhantering. – Haft tre möten, utan bolagsledningens närvaro, med den externa revisorn för att diskutera den fi nansiella rapporteringen, intern kontroll, 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 2018 års årsstämma. Kompletterande förutsättningar – Revisionskommitténs sammansättning och ledamöterna uppfyller aktiebolagens och bolagsstyrningskodens krav. – Revisionskommitténs ledamöter har betydande erfarenhet av fi nansiella, redovisnings- och revisionsfrågor. Peggy Bruzelius innehar, och har tidigare innehaft, ledande befattningar inom fi nansiella institutioner och bolag och har även varit ordförande i revisionskommittén för andra bolag. C. Ashley Heppenstall är bolagets tidigare CFO och vd och Jakob Thomasen var tidigare vd för Maersk Oil och båda har omfattande erfarenhet av fi nansiella frågor.
Ersättningsskommitté 2017
Ledamöter	Mötes närvaro	Ersättningsskommitténs arbete under året
Cecilia Vieweg, Ordförande Grace Reksten Skaugen Ian H. Lundin	4/4 4/4 4/4	–Löpande granskat bolagets prestationsledningsprocess (Executive Performance Management Process) genom fl era arbetsmöten under året. – Granskat, strukturerat om och uppdaterat bolagsledningens anställningsavtal, inklusive översyn av ersättningar, efter avknoppningen av IPC. – Diskuterat och gett rekommendationer till styrelsen i ersättningsfrågor relaterade till avknoppningen av IPC. – Granskat vd:s och övriga ledande befattningshavares prestationer i enlighet med bolagets prestationsledningsprocess. – Upprättat en rapport avseende styrelsens utvärdering av ersättningar under 2016. – Löpande följt upp och utvärderat ersättningsstrukturer, -nivåer och program samt bolagets ersättningspolicy. – Upprättat förslag till ersättningspolicy för 2017 för styrelsens och årsstämmans godkännande. – Haft samråd med bolagets intressenter, inklusive institutionella investerare, angående det föreslagna LTIP 2017. – Tagit fram ett förslag till LTIP 2017 för godkännande av styrelsen och årsstämman genom ett fl ertal arbetsmöten och förberedande diskussioner. – Granskat utbetalningar för och intjänande av LTIP 2014 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 befattningshavarare och lagt fram för styrelsens godkännande. – Granskat och godkänt vd:s förslag avseende principerna för ersättning av andra anställda. – Granskat och godkänt vd:s förslag avseende 2017 års LTIP-tilldelningar. – Utfört en jämförelsestudie avseende ersättningar och fl era 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. Kompletterande förutsättningar – Ersättningskommitténs sammansättning uppfyller bolagsstyrningskodens krav på oberoende.

1 Magnus Unger var ledamot av revisionskommittén fram till den 4 maj 2017 och Jakob Thomasen är ledamot av revisionskommittén sedan den 4 maj 2017.

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 relevanta frågor.

Bolagsledningen, under vd:s ledarskap, ansvarar för att säkerställa att verksamheten bedrivs i enlighet med koncernens uppförandekod och samtliga policies, rutiner och riktlinjer 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 också på veckobasis ut till bolagsledningen. Bolagsledningen reser ofta för att följa den fortlöpande 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 löpande frågor och i frågor som under hand aktualiseras, i synnerhet inom ramen för styrelsekommittéerna och styrelsens representant för CR/HSEfrågor. 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.

Investeringskommitté

11

Internrevision 12

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 för att utvärdera intern kontrollens struktur och effektivitet som syftar till 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.

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.

Viktiga frågor som bolagsledningen behandlat under 2017

• –Avknoppningen av Lundin Petroleums tillgångar i Malaysia, Frankrike och Nederländerna till IPC och Lundin Petroleums fortsatta organiska tillväxtstrategi för den norska verksamheten.
• –Genomgång av ramverket för bolagsstyrning efter avknoppningen av IPC i syfte att säkerställa att högsta standard för bolagsstyrning fortsatt upprätthålls.
• –Oljeprismiljön och dess effekt på bolagets fi nansiering, inklusive beaktande av olika fi nansieringskällor och bolagets förmåga att verkställa nuvarande verksamhetsplaner och framtida projekt.
• –Ledning av pågående prospekteringsaktivitet, utbyggnadsprojekt och produktionsverksamhet.
• –Förvaltning av den norska arealpositionen, inklusive såväl sökandet efter nya kärnområden som förädling av befi ntliga kärnområden genom aktiva förvärv och återlämnanden av licenser i syfte att optimera den norska licensportföljen.
• –Fortsatt fokus på åtgärder för kostnadskontroll och maximering av operativ effektivitet och operativa resultat.
• –Genomgång av bolagets policy for internprissättning relaterat till den nya bolagsstrukturen efter avknoppningen av IPC.
• –Framtagandet av en ny bolagsdeklaration för ledarskap inom hälsa, säkerhet, miljö och kvalitet som anger tydliga riktlinjer rörande
• ledarskap och defi nierar tydliga åtaganden från bolaget och säkerställer att bolaget agerar i enlighet med branschpraxis.
• –Kontinuerlig analys av klimatförändringars påverkan på verksamheten och hur bolaget ska anpassa sin affärsmodell utifrån bedömda risker och möjligheter.
• –Kontinuerlig bevakning och deltagande i relevanta intressentdialoger rörande aktiviteter i Arktis och eventuell påverkan på bolagets prospektering i södra Barents hav.
• –Framtagandet av en ny miljöpolicy för koncernen och en miljöstrategi för Norge.

Bolagsledningen

Alex Schneiter Koncernchef och vd

Christine Batruch Vice President Corporate Responsibility

Nick Walker Chief Operating Offi cer

Alex Budden Vice President Communications and Investor Relations

Teitur Poulsen Chief Financial Offi cer

Henrika Frykman Vice President Legal

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

i

Sean Reddy Vice President Human Resources and Shared Services

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.

Principerna för 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 gör 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 mål knutna till prestationer, vilka refl ekterar de centrala 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. Styrelsen har gjort två sådana beslut som är redovisade i denna årsredovisning. Styrelsen ansåg det rimligt att ersättning utgick för räkenskapsåret 2016 för de exceptionella produktionsresultaten och den fi nansiella styrningen samt för räkenskapsåret 2017 för det exceptionella arbetet med att framgångsrikt ha slutfört IPC-avknoppningen och skapat betydande aktieägarvärde.

LTIP 2017

Årsstämman 2017 beslutade att godkänna ett nytt långfristigt, prestationsbaserat incitamentsprogram LTIP 2017, som följer samma principer som de tidigare godkända LTIP 2014–2016, för medlemmar av bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner inom Lundin Petroleum, vilket ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att de uppfyller ett prestationsvillkor under en treårig prestationsperiod, som inleds den 1 juli 2017 och avslutas den 30 juni 2020. 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 2017. Det totala antalet LTIP Awards tilldelade enligt LTIP 2017 var 355 954.

Styrelsen äger rätt att efter egen bedömning reducera (inklusive 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 2017, 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 2017 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 också 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 2017 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 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 Lundin Petroleums hemsida.

ERSÄTTNINGSPOLICY FÖR BOLAGSLEDNINGEN GODKÄND AV ÅRSSTÄMMAN 2017

Policyns tillämpning

Vid den extra bolagsstämma som hölls den 22 mars 2017 beslutades att dela ut samtliga aktier i IPC till aktieägarna. 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 President-nivå. Efter att aktieutdelningen genomförts kommer bolagsledningen att bestå av sex ledande befattningshavare under 2017.

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; och d) övriga förmåner

Styrelsens förslag till 2018 års årsstämma för ersättning till bolagsledningen

För information om styrelsens förslag till 2018 års årsstämma för ersättningar till bolagsledningen, inklusive ett LTIP liknande det som godkändes av 2014–2017 års årsstämmor, se Förvaltningsberättelsen på sidorna 57–58.

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). 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.

Kostnaden för årlig rörlig lön för 2017 beräknas variera mellan ingen utbetalning vid miniminivån och 20,0 MSEK (exklusive sociala avgifter) vid maximinivån, baserat på bolagsledningens nuvarande sammansättning.

Långsiktigt incitamentsprogram

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 väsentliga villkoren i 2017 års föreslagna LTIP för bolagsledningen, som följer samma principer som det LTIP som godkändes av årsstämmorna 2014–2016, fi nns tillgänglig som en del av handlingarna inför årsstämman på www.lundin-petroleum.com

Kostnaden för 2017 års föreslagna LTIP vid tilldelning beräknas variera mellan ingen kostnad vid miniminivån och 43,8 MSEK (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 122 263 LTIP Awards tilldelade enligt 2014 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 191 454 LTIP Awards tilldelade enligt 2015 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 227 670 LTIP Awards tilldelade enligt 2016 års prestationsbaserade incitamentsprogram, 761 unit bonus awards tilldelade enligt 2014 års Unit Bonus-program, 1 864 unit bonus awards tilldelade enligt 2015 års Unit Bonus-program och 2 421 unit bonus awards tilldelade enligt 2016 års Unit Bonusprogram. Dessa tilldelningar kommer att räknas om som ett resultat av aktieutdelningen av IPC, i enlighet med programmens regelverk. Ytterligare information om dessa program fi nns i not 29 i bolagets årsredovisning för 2016.

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 intern kontrollen är organiserad inom Lundin Petroleum.

Lundin Petroleums system för intern kontroll avseende den fi nansiella rapporteringen är baserat på det integrerade ramverk (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 intern 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 rätt att genomföra revision av bokföringen. Regelbundna revisioner kontrollerar att kostnader allokeras och redovisas i enlighet med samarbetsavtalet.

Information och kommunikation

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.

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 i projektet ingående partners. En partner utses till operatör med ansvar för den operativa verksamheten, inklusive bokföringen. Samtliga partners har rätt att utföra revision av bokföringen för att säkerställa att kostnader redovisas i enlighet med samarbetsavtalet och att redovisningsregler följs.

Stockholm, 23 mars 2018

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 2017 på sidorna 28–44 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 26 mars 2018

PricewaterhouseCoopers AB

Johan Rippe Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor

Finansiella rapporter

2017 har varit ett banbrytande år för Lundin Petroleum med ett rekordhögt operativt kassaflöde som genererat fritt kassaflöde för första gången sedan 2011.

De exceptionella operativa resultaten under 2017, i kombination med en fortsatt förbättrad makromiljö, har gjort att en första kontantutdelning har blivit möjlig tidigare än väntat. Situationen har också positionerat bolaget väl för att kunna öka utdelningen framöver samtidigt som utrymme lämnas för fi nansiering av vår organiska tillväxtstrategi.

Finansiella resultat Kvarvarande verksamhet	2017	2016
Produktion i Mboepd	86,1	59,3
Intäkter i MUSD	1 997,0	950,0
EBITDA i MUSD	1 501,5	752,5
Operativt kassaflöde i MUSD	1 530,0	857,9
Årets resultat i MUSD	380,9	-399,3
Resultat per aktie i USD1	1,13	-0,79
Resultat per aktie efter full utspädning i USD1	1,13	-0,79
Nettoskuld	3 883,6	4 075,5

Beloppen i ovanstående tabell avser kvarvarande verksamhet (inklusive jämförelseperioderna för 2016) 1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.

Finansiella rapporter 2017

Förvaltningsberättelse	48
Koncernens resultaträkning	59
Koncernens rapport över totalresultat	60
Koncernens balansräkning	61
Koncernens kassafl ödesanalys	62
Förändringar i koncernens egna kapital	63
Redovisningsprinciper	64
Noter till koncernens fi nansiella rapporter	70
- Not 1 – Intäkter	70
- Not 2 – Produktionskostnader	70
- Not 3 – Segmentinformation	70
- Not 4 – Finansiella intäkter	72
- Not 5 – Finansiella kostnader	72
- Not 6 – Andel i resultat från intresseföretag	72
- Not 7 – Inkomstskatt	72
- Not 8 – Förlust vid försäljning av tillgångar	74
- Not 9 – Avyttrad verksamhet	75
- Not 10 – Olje- och gastillgångar	76
- Not 11 – Övriga materiella anläggningstillgångar	78
- Not 12 – Goodwill	78
- Not 13 – Finansiella tillgångar	78
- Not 13.1 – Övriga aktier och andelar	79
- Not 14 – Lager	79
- Not 15 – Kundfordringar och andra fordringar	79
- Not 16 – Likvida medel	79
- Not 17 – Eget kapital	80
- Not 17.1 – Aktiekapital och övrigt tillskjutet kapital	80
- Not 17.2 – Övriga reserver	80
- Not 17.3 – Resultat per aktie	81
- Not 18 – Finansiella skulder	81
- Not 19 – Avsättningar	81
- Not 20 – Leverantörsskulder och andra skulder	82
- Not 21 – Finansiella tillgångar och skulder	83

- Not 22 – Förändring av skulder –kassafl öden inom
fi nansieringsverksamheten	85
- Not 23 – Finansiella risker, känslighetsanalys och
derivatinstrument	85
- Not 24 – Ställda panter	88
- Not 25 – Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar	88
- Not 26 – Transaktioner med närstående	88
- Not 27 – Genomsnittligt antal anställda	89
- Not 28 – Ersättning till styrelse, bolagsledning och
andra anställda	90
- Not 29 – Långsiktiga incitamentsprogram	92
- Not 30 – Ersättning till koncernens revisorer	93
- Not 31 – Händelser efter balansdagens utgång	93
Moderbolagets årsredovisning	94
Moderbolagets resultaträkning	95
Moderbolagets rapport över totalresultat	95
Moderbolagets balansräkning	96
Moderbolagets kassafl ödesanalys	97
Förändringar i moderbolagets egna kapital	97
Noter till moderbolagets fi nansiella rapporter	98
- Not 1 – Finansiella intäkter	98
- Not 2 – Finansiella kostnader	98
- Not 3 – Inkomstskatt	98
- Not 4 – Övriga fordringar	98
- Not 5 – Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter	98
- Not 6 – Ställda säkerheter, ansvarsförbindelser och
eventualtillgångar	98
- Not 7 – Ersättningar till revisor	98
- Not 8 – Förslag till vinstdisposition	98
- Not 9 – Aktier i dotterbolag	99
Styrelsens försäkran	100
Revisionsberättelse	101

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. Avknoppningen av bolagets producerande tillgångar utanför Norge till International Petroleum Corporation (IPC) slutfördes i slutet av april 2017 och tillgångarna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna redovisas som avyttrad verksamhet.

Koncernen bedriver inte forskning och utveckling i någon större omfattning. Moderbolaget har inga utländska fi lialer.

Koncernförändringar

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.

Lundin Petroleum har uppdaterat den redovisningsmässiga bedömningen avseende konsolideringen av verksamheten i Ryssland och kommit fram till att Mintley Caspian Ltd., som utgör holdingbolaget för PetroResurs, Lundin Petroleums verksamhet i Ryssland, bör klassifi ceras som ett joint venture. Investeringen i Mintley Caspian Ltd. exkluderades därför ur koncernredovisningen i slutet av tredje kvartalet 2017, vilket inte har någon väsentlig påverkan på resultaträkningen

eftersom nedskrivningar av investeringen har gjorts under tidigare år och det bokförda värdet bedöms vara nära noll. Detta har resulterat i att 82,0 MUSD har omfördelats mellan eget kapital hänförligt till moderbolagets aktieägare och eget kapital hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande. Det egna kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare påverkades negativt när denna omfördelning inom eget kapital redovisades i slutet av det tredje kvartalet 2017.

Brynhildtransaktionen

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 inkluderade en ersättning om 93,7 MUSD, inklusive historiska skattemässiga saldon och särskilda avdrag för skatteändamål. Transaktionen resulterade i en redovisningsmässig nettoförlust om 14,4 MUSD efter skatt, vilket motsvarar skillnaden mellan den erhållna ersättningen och de avyttrade tillgångarnas bokförda värde.

I enlighet med den norska petroleumskattelagen är köpeskillingen beräknad efter skatt och den uppskjutna skatteskulden som återstår har överförts från Lundin Petroleum till CapeOmega, vilket innebär att Lundin Petroleum inte betalar någon skatt för ersättningen. För mer information se not 8.

Verksamheten

Samtliga uppgifter och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2017 om inte annat anges.

Koncernens organisationsschema per den 31 december 2017

Kvarvarande verksamhet Norge

Reserver och resurser

Lundin Petroleum har per den 31 december 2017 bevisade och sannolika nettoreserver om 726,3 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) samt bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver om 895,5 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 uppgick per den 31 december 2017 till 203,4 MMboe.

Produktion

Produktionen för året uppgick till 86,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) (jämfört med 59,3 Mboepd för 2016). Detta var över den uppdaterade produktionsprognosen för året om 85 Mboepd samt 15 procent över medianvärdet i det ursprungliga prognosintervallet om 70 till 80 Mboepd. Det goda utfallet beror på kraftfulla anläggningar och hög reservoarprestanda från både Edvard Griegfältet och Alvheimområdet. Produktionsprognosen för 2018 är mellan 74 och 82 Mboepd.

De totala verksamhetskostnaderna för året, inklusive nettoredovisade tariffi ntäkter, var 4,25 USD per fat, vilket var 20 procent lägre än den ursprungliga prognosen om 5,30 USD per fat. Detta goda utfall beror på en kombination av minskade kostnader och ökade produktionsvolymer.

Produktionen omfattade följande:

Produktion i Mboepd	2017	2016
Norge
Olja	77,6	53,2
Gas	8,5	6,1
Summa production	86,1	59,3
Kvantitet i Mboe	31 427,7	21 701,4

Produktion i Mboepd	l.a.1	2017	2016
Edvard Grieg	65%2	66,7	42,0
Ivar Aasen	1,385%	0,7	–
Alvheim	15%	12,4	10,0
Volund	35%	3,9	2,7
Bøyla	15%	1,1	1,7
Brynhild	51%3	1,2	2,6
Gaupe	40%	0,2	0,3
Kvantitet i Mboepd		86,1	59,3

1 Lundin Petroleums licensandel (l.a.)

2 l.a. 50% fram till den 30 juni 2016

3 l.a. 90% fram till den 30 november 2017 Edvard Griegfältets nettoproduktion för året om 66,7 Mboepd var högre än prognos till följd av ökad anläggningskapacitet, god produktionseffektivitet och hög reservoarprestanda. Ivar Aasenfältets produktion, som går via Edvard Grieganläggningarna, startade i december 2016 och tillsammans har fälten producerat med hög tillförlitlighet. Edvard Griegs produktionseffektivitet för helåret låg på 94 procent. Tester har bekräftat att Edvard Grieganläggningarna har kapacitet att producera på en nivå om 145 tusen fat olja per dag (Mbopd) (från Edvard Grieg och Ivar Aasen tillsammans), vilket är 15 procent över anläggningarnas planerade maxnivåer. Nuvarande produktion utnyttjar till fullo denna högre kapacitet samtidigt som den avtalade fördelningen mellan fälten Edvard Grieg och Ivar Aasen respekteras. Den avtalade fördelningen varierar över tid och den slutliga fördelningen bestäms vid slutet av det tredje kvartalet 2018. Den avtalade fördelningen ingår i produktionsprognosen för 2018.

Den totala utvinningskostnaden för Edvard Griegfältet för året var 4,61 USD per fat och verksamhetskostnaden för året, inklusive nettoredovisade tariffi ntäkter, var 3,71 USD per fat.

I april 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Edvard Grieg Southwest 16/1-27 genomförts med framgång och påträffat olja i en 15 meter bruttokolonn med betydligt bättre sandkvalitet och tjocklek än förväntat. Resultaten från borrningen bekräftar ytterligare reserver i den här delen av fältet. I kombination med resultaten från de andra borrningarna som genomförts under året och den goda reservoarprestandan, som hittills inte producerat något vatten, har detta resulterat i att fältets slutliga utvinningsbara bruttoreserver enligt bästa estimat ökat med 51 MMboe till 274 MMboe per den 31 december 2017, vilket är en ökning om 47 procent jämfört med den ursprungliga uppskattningen i utbyggnadsplanen.

Inom ramen för utbyggnadsplanen och med samma antal planerade borrningar har borrprogrammet för Edvard Grieg optimerats med en produktionsborrning och en vatteninjiceringsborrning med inriktning på den sydvästra delen av fältet. Under året genomfördes tre produktionsborrningar och två vatteninjiceringsborrningar på Edvard Griegfältet med resultat som var i linje med eller över förväntan. Ytterligare två produktionsborrningar genomfördes med framgång under det första kvartalet 2018. Av totalt 14 utbyggnadsborrningar har hittills 13 slutförts och borraktiviteter planeras fortsätta in i det andra kvartalet 2018. Produktionskapaciteten för de nio produktionsborrningar som hittills genomförts är över förväntan och överstiger betydligt den tillgängliga anläggningskapaciteten.

Ivar Aasenfältets nettoproduktion för året om 0,7 Mboepd var i linje med prognos. Vatteninjicering startade under det andra kvartalet 2017 och borrprogrammet som ingick i utbyggnadsplanen slutfördes under det tredje kvartalet 2017. Alvheimområdets produktion för året, där fälten Alvheim, Volund och Bøyla ingår, var högre än prognos till följd av att reservoarprestandan och produktionseffektiviteten från Alvheim FPSO:n om 97 procent fortsätter att överträffa förväntningarna. Den totala utvinningskostnaden för Alvheimområdet var 3,70 USD per fat för året.

Alvheimfältets nettoproduktion för året om 12,4 Mboepd var högre än prognos. Reservoaren fortsätter att leverera starka resultat och produktionen från såväl den senaste kompletterande A5-borrningen som Viper- och Kobraborrningarna, vilka började producera under 2016, fortsätter att vara högre än förväntat. Två kompletterande borrningar slutfördes under året i Boaområdet med resultat i linje med förväntan och båda borrningarna började producera under första kvartalet 2018.

Volundfältets nettoproduktion för året om 3,9 Mboepd var högre än prognos. Två nya kompletterande borrningar slutfördes under året och började producera under tredje kvartalet 2017, båda med produktionsnivåer som överträffar förväntningarna.

Bøylafältets nettoproduktion för året om 1,1 Mboepd var i linje med prognos.

Brynhildfältets nettoproduktion för året om 1,2 Mboepd var lägre än prognos. Fältet har varit under driftstopp sedan juli 2017 på grund av en fl ödesbegränsning i oljeledningen till FPSO:n Haewene Brim. Begränsningen orsakades av en olje- och vattenemulsion som utvecklats i oljeledningen på grund av ett fel i undervattensystemet för injektion av kemiska emulsionshämmare. Arbete för att åtgärda begränsningen har slutförts med framgång och planen är att återuppta produktionen under det andra kvartalet 2018. Vatteninjektionssystemet togs åter i bruk i februari 2017. En överenskommelse har träffats med Shell om ett reviderat serviceavtal för drift och processhantering, vilket kommer att minska fältets framtida utvinningskostnader.

I juni 2017 meddelade Lundin Petroleum att avtal ingåtts om försäljning av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet till CapeOmega. Lundin Norway kommer att fortsätta som operatör för Brynhildfältet och har efter transaktionens slutförande i slutet av november 2017 en licensandel om 51 procent. Transaktionen gäller från och med den 1 januari 2017.

Trots att inga återstående reserver har redovisats för Gaupefältet producerar fältet alltjämt periodvis då de ekonomiska förutsättningarna är gynnsamma. Gaupefältets nettoproduktion för året om 0,2 Mboepd var i linje med prognos.

Utbyggnad

Johan Sverdrup

Fas 1 av Johan Sverdrupprojektet fortskrider enligt plan och var i februari 2018 till närmare 70 procent slutförd. Uppförande av samtliga delar för Fas 1 pågår med över 50 miljoner nedlagda arbetstimmar så långt. Projektet utvecklas väl och kostnaderna för Fas 1 fortsätter att minska.

Tillverkning och montering av stålunderstället för stigrörsplattformen slutfördes vid Kværner Verdalvarvet i Norge och installerades offshore i slutet av juli 2017. Detta är den första riktigt stora offshoreinstallationen på Johan Sverdrupfältet och den slutfördes enligt tidsplan. De tre återstående stålunderställen och de fyra processdäcken planeras installeras under 2018 och 2019.

Tillverkning och montering av de tre återstående stålunderställen pågår vid Kværner Verdalvarvet i Norge och vid Dragadosvarvet i Spanien. Aibel och Kværner i Norge arbetar för närvarande på totalentreprenadskontrakt (EPC) med tillverkning och montering av borr- och boendeplattformarna. Kontrakt för upphandling och ingenjörsarbeten för stigrörsoch processplattformarna har tilldelats Aker Solutions och uppförande av dessa pågår vid Samsung Heavy Industries i Korea.

De tre stora moduler som utgör borrplattformens processdäck skeppades enligt plan på pråm i september 2017 och befi nner sig nu i Haugesund i Norge för färdigställande och sammankoppling. Installation av fyra borrningsramar för vatteninjicering med tillhörande rörledningar har slutförts. Dessutom pågår byggnadsarbete med strömförsörjningssystemet från land i Haugsneset samt för landanslutningen av oljeexportledningen i Mongstad.

Förborrning av utbyggnadsborrningarna påbörjades i mars 2016 och åtta produktionsborrningar slutfördes under 2016 med resultat i linje med förväntan. Tre pilotborrningar i syfte att underlätta placeringen av utbyggnadsborrningarna har genomförts med resultat som var bättre eller i linje med förväntningarna. Förborrning av nio vatteninjiceringsborrningar slutfördes under 2017 med resultat i linje med förväntningarna. Förborrningarna slutfördes väl före utsatt tid.

När utbyggnadsplanen för Fas 1 lämnades in 2015 uppskattades bruttoinvesteringen för Fas 1 till 123 miljarder NOK (nominellt värde). Tack vare förbättrat och effektivare genomförande av projektet har den senaste kostnadsuppskattningen, som meddelades av Statoil i februari 2018, reducerats till 88 miljarder NOK (nominellt värde). Detta motsvarar en kostnadsbesparing på närmare 30 procent jämfört med utbyggnadsplanens ursprungliga uppskattning, exklusive

Utbyggnad

Licens	Fält	l.a.	Operatör	PDO godkännande	Uppskattade bruttoreserver	Förväntad produktionsstart	Förväntad brutto produktion på platånivå
	Johan Sverdrup Johan Sverdrup	22,6%	Statoil	augusti 2015	2,1–3,1 Bn boe	slutet av 2019	660 Mbopd

ytterligare valutakursvinster som uppkommer vid en omräkning till USD. Produktion förväntas starta i slutet av 2019 och bruttokapaciteten för Fas 1 uppskattas till 440 Mbopd.

Partnerskapet för Johan Sverdrup har fattat beslut om konceptval (DG2) för projektets Fas 2. Detta kommer att innefatta installation av ytterligare en processanläggningsplattform sammanlänkad med Fas 1 fältcentret, samt fl er undervattensanläggningar för att möjliggöra inkoppling av 28 ytterligare borrningar för att kunna nå fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen. Dessa ytterligare anläggningar kommer bidra till att öka fältets bruttoplatåproduktion till 660 Mbopd. Kostnaderna för Fas 2 uppskattas till lägre än 45 miljarder NOK (nominellt värde) och representerar en minskning om cirka 50 procent jämfört med den ursprungliga uppskattningen i utbyggnadsplanen för Fas 1. Detta till följd av en kombination av ändrade marknadsförhållanden och optimerat koncept för Fas 2 anläggningarna. Kontrakt för en så kallad FEED-studie (Front-End Engineering Design), i syfte att bestämma tekniska krav och göra kostnadsuppskattningar för Fas 2 har tilldelats Aker Solutions för processanläggningsplattformen, Kværner för stålunderstället och Siemens för utvidgning av anläggningarna för strömförsörjning från land. Dessutom pågår upphandling av utrustning med långa leveranstider för Fas 2. Utbyggnadsplanen för Fas 2 beräknas lämnas in under andra halvåret 2018 och produktion förväntas starta 2022.

I februari 2018 uppdaterade Statoil även resursuppskattningen för Johan Sverdrupfältet och bruttoresurserna har ökat till mellan 2,1 och 3,1 miljarder boe varav 95 procent är olja.

Breakeven-priset för hela fältet uppskattas till mindre än 20 USD per fat.

Utvärdering

I februari 2017 meddelades att Tonjerborrningen, som testat en möjlig nordlig förlängning av Johan Sverdrupfältet, påträffat en oljekolonn om 16 meter i Draupnereservoar av sämre kvalitet än Johan Sverdrupreservoaren. Detta resultat påverkar inte utbyggnaden av Johan Sverdrup eller fältets resurser. Partnerskapet kommer att analysera resultaten från borrningen för att utvärdera framtida utbyggnadsmöjligheter.

I april 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Edvard Grieg Southwest slutförts. Resultaten från denna borrning redovisas i avsnittet om Produktion ovan.

I maj 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Gohta-3, belägen i PL492 cirka 4 km norr om den ursprungliga fyndighetsborrningen, påträffat karbonater i en 300 meter djup bruttosekvens från permperiod med sämre reservoarkvalitet. Resultatet från denna borrning har lett till en minskning av resursestimatet för Gohtafyndigheten. Gohta betraktas som en möjlig utbyggnad tillsammans med den större närliggande Altafyndigheten.

I juli 2017 meddelade Lundin Petroleum att utvärderingsborrningen Alta-4, belägen cirka 2 km söder om den ursprungliga fyndighetsborrningen, påträffat kolväte i en 48 meter bruttokolonn, varav 4 meter gas och 44 meter olja i en sekvens med sedimentär bergart från perm- och triasperiod med skiftande reservoaregenskaper. Tryckdata visar samma fl ödeskontakter och tryckpunkter som observerats i tidigare borrningar på Altafyndigheten, vilket bekräftar en god kommunikation genom hela den stora Altastrukturen. Ett produktionstest i oljezonen, som genomfördes vid lågt tryck och begränsades av riggens provanläggningar, producerade med ett stabilt fl öde om 6 050 bopd. Produktionstestet bekräftade mycket goda reservoaregenskaper och god lateral förlängning av reservoarerna från perm- och triasperiod. I augusti 2017 slutfördes en sidospårsborrning cirka 900 meter norr om Alta-4, vilken bekräftade reservoarens sekvens och fl ödeskontakter. Ett förlängt borrtest av Alta kommer att genomföras under 2018 i syfte att minska osäkerheten kring val av utvinningsmetod för denna komplexa reservoar och ge underlag för utbyggnadsstudier.

Lundin Petroleum har ett hyreskontrakt med Ocean Rig avseende den halvt nedsänkbara riggen Leiv Eiriksson. Avtalet har fl exibel löptid och riggen har under 2017 använts för alla borrningar i Barents hav där Lundin Petroleum är operatör och kommer under 2018 även att användas för det utökade borrtestet av Alta.

Lundin Petroleum har ett hyreskontrakt med COSL Offshore Management gällande den halvt nedsänkbara riggen COSL Innovator med fl exibel löptid och ett fl ertal möjliga borroptioner för ett borrprogram i Utsirahöjden under 2018. Riggen kommer att användas för utvärderingsborrningar av Luno II i PL359 och Rolvsnes i PL338C. Både Luno II och Rolvsnes kan potentiellt byggas ut genom en återkoppling längs havsbotten till Edvard Grieganläggningarna. Borrningar av Luno II påbörjades i februari 2018.

Licens	Operatör	l.a.	Borrning	Startdatum	Status
PL265	Statoil	22,6%	16/2-22S (Johan Sverdrup – Tonjer)	januari 2017	slutförd i februari 2017
PL338	Lundin Norway	65%	16/1-27 (Edvard Grieg Southwest)	mars 2017	slutförd i april 2017
PL492	Lundin Norway	40%	7120/1-5 (Gohta-3)	mars 2017	slutförd i maj 2017
PL609	Lundin Norway	40%	7220/11-4 (Alta-4)	juni 2017	slutförd i juli 2017, sidospårs borrning slutförd i augusti 2017

Borrprogram för utvärdering 2017

Prospektering

I februari 2017 meddelade Lundin Petroleum en fyndighet på Filicudistrukturen i PL533 i södra Barents hav. Borrningen genomfördes cirka 40 km sydväst om Johan Castbergfyndigheten i PL532 och påträffade kolväte i en 129 meter bruttokolonn, varav 63 meter olja och 66 meter gas, i sandstensreservoar från jura- och triasperiod av hög kvalitet. En sidospårsborrning genomfördes som bekräftade reservoaren och kolvätekolonnen. Efter noggrann genomgång av insamlade data uppskattas fyndigheten innehålla betingade bruttoresurser om 23 MMboe, med ytterligare potential i den östra delen av fyndigheten som kommer att kräva fl er utvärderingsborrningar.

I juni 2017 genomfördes en torr borrning på Volund Weststrukturen i PL150B, belägen väster om Volundfältet i Nordsjön. Borrningen påträffade reservoarsand av god kvalitet men med låg förekomst av kolväten.

I augusti 2017 genomfördes en prospekteringsborrning av Korpfjellstrukturen i PL859 i sydöstra Barents hav som bekräftade en mindre, ej kommersiellt gångbar gasfyndighet. Borrningen påträffade en gaskolonn om 34 meter i sandstensreservoar av god kvalitet i det grunda partiet från juraperiod med uppskattade bruttoresurser om mellan 40 och 75 MMboe. Ytterligare borrningar planeras under 2018 i PL859 i syfte att testa den större prospekteringspotentialen i blocket.

I september 2017 genomfördes en torr borrning på Børselvstrukturen i PL609, belägen på en geologisk förlängning norr om oljefyndigheterna Alta och Neiden i södra Barents hav. Borrningen påträffade en 380 meter tjock sekvens av karbonater från perm- och karbonperiod av medelgod till sämre kvalitet med förekomst av olja, men reservoaren var vattenfylld.

I november 2017 genomfördes en borrning på Hufsastrukturen i PL533 i södra Barents hav längs samma geologiska förlängning som Filicudistrukturen i samma block. Borrningen påträffade reservoarsand från jura- och triasperiod. I huvudborrningen gjordes en gasfyndighet som bedömdes ej kommersiell, medan sidospårsborrningen var torr.

I januari 2018 genomfördes en borrning på Hurristrukturen i PL533 i södra Barents hav längs samma geologiska förlängning som Filicudistrukturen i samma block. Borrningen påträffade reservoarsand från juraperiod av god kvalitet, men den var torr.

I februari 2018 genomfördes en borrning på Froskstrukturen i PL340, belägen nordväst om Bøylafältet i Nordsjön, som resulterade i en oljefyndighet med uppskattade bruttoresurser om mellan 30 och 60 MMboe. Detta är betydligt mer än uppskattningarna före borrningen och är positivt för den framtida prospekteringspotentialen i området.

Omfattande datainsamling av högspecifi k 3D-seismik för fyndigheterna Alta, Gohta och Filicudi samt sammanhängande prospekteringspotential slufördes även i september 2017 och analysen av denna data kommer att göras tillgänglig under 2018.

Licenstilldelningar, transaktioner och återlämnanden av licenser

I januari 2017 tillkännagav det norska olje- och energidepartementet tilldelade licenser i 2016 års norska licensrunda för tilldelning av licenser i fördefi nierade områden. Lundin Petroleum tilldelades fyra licenser, varav två som operatör i PL902 (l.a. 50%) och PL886 (l.a. 40%) samt två utan operatörskap i PL896 och PL869 (båda med l.a. 20%).

I november 2017 ansökte Lundin Petroleum om licenser i den 24:e norska licensrundan och tilldelningen förväntas tillkännages i mitten av 2018.

Ett byte av licensandelar slutfördes under året när Lundin Petroleum bytte sin 10-procentiga licensandel i PL778 mot Engies 20-procentiga licensandelar i både PL715 och PL722. Lundin Petroleum förvärvade även Shells 20-procentiga licensandel i PL715 och North E&P:s 40-procentiga licensandel i PL805. Därutöver farmade Lundin Petroleum in 10-procentiga licensandelar i både PL539 och PL860 på Mandalhöjden i norska Nordsjön från Fortis Petroleum, varefter ett antal ytterligare licensandelar förvärvades från Fortis Petroleum, inklusive ytterligare 10 procent i vardera PL539 och PL860 samt 30 procent i både PL820S och PL825. Lundin Petroleum har avtalat med Statoil om ett byte av licensandelar, genom vilket bolaget kommer att förvärva Statoils 20-procentiga licensandel i PL860. Förvärvet är villkorat av godkännande från norska staten

Licens	Borrning	Start datum	Mål	l.a.	Operatör	Resultat
Södra Barents hav
PL533	7219/12-1	november 2016	Filicudi	35%	Lundin Norway	olje- och gasfyndighet
PL859	7435/12-1	augusti 2017	Korpfjell	15%	Statoil	mindre gasfyndighet, ej kommersiellt gångbar
PL609	7220/6-3	augusti 2017	Børselv	40%	Lundin Norway	torr
PL533	7219/12-2	oktober 2017	Hufsa	35%	Lundin Norway	gasfyndighet, ej kommersiellt gångbar
PL533	7219/12-3	december 2017	Hurri	35%	Lundin Norway	torr
Alvheimområdet
PL150B	24/9-11S	juni 2017	Volund West	35%	Aker BP	torr
PL340	24/9-12S	januari 2018	Frosk	15%	Aker BP	oljefyndighet

Borrprogram för prospektering 2017

och kommer att öka Lundin Petroleums licensandel i PL860 till 40 procent. Lundin Petroleum farmade ut sin 20-procentiga licensandel i PL685 till Wellesley Petroleum, liksom en 15-procentig licensandel och operatörskapet för både PL758 och PL800 till Capricorn.

Lundin Petroleum återlämnade under året licenserna PL410, PL579, PL625, PL653, PL674BS, PL678, PL694, PL734, PL736S, PL765, PL766, PL778 och PL789. Bolaget har även meddelat sin avsikt att återlämna PL700, PL700B, PL715 och PL805, vilket kommer att ske under 2018.

I januari 2018 meddelade det norska olje- och energidepartementet tilldelade licenser i 2017 års norska licensrunda för tilldelning av licenser i fördefi nierade områden. Lundin Petroleum tilldelades totalt 14 licenser, varav sex som operatör i PL934 (l.a. 40%), PL886B (l.a. 40%), PL950 (l.a. 50%), PL952 (l.a. 60%), PL954 (l.a. 40%) och PL533B (l.a. 35%). Åtta licenser utan operatörskap tilldelades även i PL904 (l.a. 20%), PL167C (l.a. 20%), PL914S (l.a. 1,385%), PL916 (l.a. 20%), PL917 (l.a. 20%), PL919 (l.a. 15%), PL935 (l.a. 20%) och PL936 (l.a. 30%).

Ryssland

I slutet av 2016 avförde Lundin Petroleum oljefyndigheten Morskaya från bolagets betingade resurser och skrev ner det bokförda värdet på tillgången till noll. Bolagsledningen överväger alternativ för Morskayatillgången. Lundin Petroleum har tillsammans med den ryska licensmyndigheten, Rosnedra, kommit överens om en utvärderingsplan i syfte att bevara licensens status samtidigt som alternativ för tillgången övervägs. Utvärderingsplanen kräver ingen betydande verksamhet på fl era år.

Avyttrad verksamhet Producerande tillgångar utanför Norge

Avyttrad verksamhet har redovisats fram till den 24 april 2017 då avknoppningen till IPC slutfördes.

Reserver och resurser

De producerande tillgångarna utanför Norge som knoppats av till IPC hade per den 31 december 2016 bevisade och sannolika reserver om 29,4 MMboe, certifi erade av oberoende tredje part.

Produktion

Produktionen från tillgångarna utanför Norge som knoppats av till IPC uppgick till 3,8 Mboepd och omfattade följande:

Produktion i Mboepd	2017	2016
Olja
Frankrike	0,8	2,6
Malaysia	2,5	8,6
Summa produktion olja	3,3	11,2
Gas
Nederländerna	0,5	1,6
Indonesien	–	0,5
Summa produktion gas	0,5	2,1
Summa produktion	3,8	13,3
Kvantitet i Mboe	1 370,4	4 858,2

Försäljningen av bolagets tillgångar i Indonesien till PT Medco Energi International TBK trädde i kraft i april 2016, varför ingen produktion fi nns att rapportera.

Hälsa, säkerhet och miljö

Sex lågriskincidenter inträffade i Norge som krävde sjukvård och en lågriskincident med förlorad arbetstid som följd. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd för kvarvarande verksamhet om 0,47 per miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporterbara incidenter om 3,30 per miljon arbetade timmar.

Inga incidenter med väsentlig miljöpåverkan inträffade under året.

Finansiell översikt Resultat

Rörelseresultatet för räkenskapsåret 2017 som avslutades den 31 december 2017 uppgick till 812,4 MUSD (-244,7 MUSD) för den kvarvarande verksamheten. Det var en följd av ökad produktion och högre oljepriser jämfört med föregående år som också påverkades negativt av en nedskrivning om 506,1 MUSD avseende verksamheten i Ryssland.

Resultatet för året uppgick till 380,9 MUSD (-399,3 MUSD) för den kvarvarande verksamheten och var till största delen ett resultat av utmärkt produktion och en valutakursvinst, till följd av en försvagning av US dollarn gentemot den norska kronan och Euron. Resultatet har till viss del påverkats negativt av kostnadsförda prospekteringsutgifter och en nedskrivning.

Periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick till 384,7 MUSD (-256,7 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, och 431,2 MUSD (-356,7 MUSD) inklusive avyttrad verksamhet, motsvarande ett resultat per aktie om 1,13 USD (-0,79 USD) för kvarvarande verksamhet och 1,27 USD (-1,09 USD) inklusive avyttrad verksamhet.

Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 1 501,5 MUSD (752,5 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande EBITDA per aktie om 4,41 USD (2,31 USD). Operativt kassafl öde uppgick till 1 530,0 MUSD (857,9 MUSD) från den kvarvarande verksamheten, motsvarande operativt kassafl öde per aktie om 4,50 USD (2,63 USD).

Intäkter och övriga intäkter

Intäkter och övriga intäkter för året uppgick till 1 997,0 MUSD (950,0 MUSD) och utgjordes av försäljning av olja och gas, förändring i under- och överuttagsposition och övriga intäkter som framgår av not 1.

Försäljning av olja och gas för året uppgick till 1 958,3 MUSD (975,9 MUSD). Genomsnittspriset som erhållits för Lundin Petroleums egen produktion uppgick till 51,63 USD (42,31 USD) per fat oljeekvivalenter och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga priset för Nordsjöolja (Brent) för året uppgick till 54,25 USD (43,73 USD) per fat.

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

Försäljning från egen produktion Genomsnittspris per boe i USD	2017	2016
Försäljning olja
Norge
– Kvantitet i Mboe	28 106,9	20 654,5
– Genomsnittspris per boe	53,37	43,60
Försäljning gas och NGL
Norge
– Kvantitet i Mboe	3 943,1	2 352,1
– Genomsnittspris per boe	39,23	30,94
Summa försäljning från kvarvarande verksamhet
– Kvantitet i Mboe	32 050,0	23 006,6
– Genomsnittspris per boe	51,63	42,31

Tabellen ovan exkluderar försäljning av olja från tredje part.

Försäljning av olja från tredje part för året uppgick till 303,5 MUSD (2,1 MUSD) och var hänförligt till inköp av olja utanför den egna koncernen som sålts av Lundin Petroleum Marketing SA på den externa marknaden.

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 uppgick till en intäkt om 13,8 MUSD (kostnad om 29,1 MUSD) under året, beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen.

Övriga intäkter uppgick till 24,9 MUSD (3,2 MUSD) för året och inkluderade en justering för kvalitetsskillnader för olja från Alvheim och tariffi ntäkter om 21,7 MUSD (0,3 MUSD), hänförliga till tariffi ntäkter som betalats från Ivar Aasen till Edvard Grieg.

Produktionskostnader

Produktionskostnader, inklusive förändringar i lager, uppgick för året till 164,2 MUSD (168,4 MUSD) och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per fat oljeekvivalenter framgår av nedanstående tabell:

Produktionskostnader för kvarvarande

verksamhet	2017	2016
Utvinningskostnader
– i MUSD	117,3	113,1
– i USD per boe	3,73	5,21
Tariff- och transportkostnader
– i MUSD	37,9	33,9
– i USD per boe	1,21	1,56
Verksamhetskostnader
– i MUSD	155,2	147,0
– i USD per boe 1	4,94	6,77
Förändringar i lager
– i MUSD	-0,4	-0,7
– i USD per boe	-0,02	-0,04
Övrigt
– i MUSD	9,4	22,1
– i USD per boe	0,30	1,02
Produktionskostnader för kvarvarande verksamhet
– i MUSD	164,2	168,4
– i USD per boe	5,22	7,75

Not: USD per boe beräknas som kostnaden dividerat med den totala producerade volymen för året. 1

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

De totala utvinningskostnaderna för året uppgick till 117,3 MUSD (113,1 MUSD). Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 105,9 MUSD (103,8 MUSD).

Utvinningskostnaderna uppgick till 3,73 USD (5,21 USD) per fat, inklusive verksamhetsrelaterade projekt. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 3,37 USD (4,78 USD) per fat.

Tariff- och transportkostnader för året uppgick till 37,9 MUSD (33,9 MUSD) eller 1,21 USD (1,56 USD) per fat. Minskningen är huvudsakligen hänförlig till de ökade volymerna i transportsystemet Oseberg som Edvard Griegs oljeledning är sammankopplad med.

Övriga kostnader uppgick till 9,4 MUSD (22,1 MUSD) och var hänförliga till tecknandet av en driftstoppsförsäkring samt kostnadsdelningsavtalet för Brynhildfältet, i enlighet med vilket utvinningskostnaderna varierar med oljepriset fram till slutet av maj 2017. Avtalet värderas till verkligt värde till terminskursen på olja.

Avskrivningar och återställningskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 567,3 MUSD (386,2 MUSD), motsvarande en genomsnittlig kostnad om 18,05 USD (17,80 USD) per fat och beskrivs i not 10. De högre avskrivningarna under året i förhållande till föregående år beror på att högre produktionsnivåer har uppnåtts från Edvard Griegfältet och därmed har högre avskrivningar redovisats.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnaderna uppgick till 73,1 MUSD (101,9 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.

Under året kostnadsfördes prospekteringsutgifter om 72,0 MUSD, främst hänförliga till utvärderingsborrningen på Gohta i PL492 som slutfördes utan framgång, prospekteringsborrningen på Korpfjell i PL859 som resulterade i en mindre, ej kommersiellt gångbar gasfyndighet, torra borrningar på strukturerna Volund West i PL150B, Børselv i PL609, Hurri och Hufsa i PL533 samt ett antal prospekteringslicenser i Norge som för närvarande återlämnas.

Nedskrivningar av olje- och gastillgångar

Nedskrivningar av olje- och gastillgångar uppgick till 30,6 MUSD (506,1 MUSD) och var hänförliga till Brynhildfältet i PL148, se not 10. Nedskrivningarna i jämförelseperioden var hänförlig till verksamheten i Ryssland.

Förlust vid försäljning av tillgångar

Förlust vid försäljning av tillgångar uppgick till 14,4 MUSD (– MUSD) efter skatt och var hänförlig till försäljningen av en 39-procentig licensandel i Brynhildfältet och beskrivs i not 8.

Övriga rörelsekostnader

Övriga rörelsekostnader uppgick till 303,3 MUSD (2,1 MUSD) för året och var hänförliga till inköp av råolja utanför koncernen av Lundin Petroleum Marketing SA.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar för året uppgick till 31,7 MUSD (30,0 MUSD) och innehöll en kostnad om 4,3 MUSD (4,6 MUSD), hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP) och beskrivs i not 29. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 2,5 MUSD (3,1 MUSD) för året.

Finansiella intäkter

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

Valutakursvinsten för året uppgick till 255,3 MUSD (– MUSD). Valutakursförändringar uppkommer på betalningstransaktioner i utländsk valuta och på omvärdering av rörelsekapital och lånebalanser till den på balansdagen gällande valutakursen,

när dessa monetära tillgångar och skulder innehas i andra valutor än den funktionella valutan i koncernföretagen. Lundin Petroleum har säkrat vissa verksamhetsutgifter som uppkommer i utländsk valuta mot US dollarn. Den realiserade valutakursförlusten på förfallna valutakurssäkringar uppgick till 1,8 MUSD (29,1 MUSD) för året.

Under året försvagades US dollarn mot Euron, vilket resulterade i en valutakursvinst hänförlig till det externa lånet i US dollar som har lånats av ett dotterbolag med Euro som funktionell valuta. Dessutom försvagades den norska kronan mot Euron, vilket resulterade i en valutakursförlust på en koncernintern lånebalans i norska kronor.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader för året uppgick till 186,6 MUSD (221,5 MUSD) och beskrivs i not 5.

Räntekostnader för året uppgick till 115,0 MUSD (137,3 MUSD) och representerade den delen av ränteutgifterna som redovisades över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende fi nansiering av utbyggnadsprojekt aktiverades under året till ett belopp om 63,5 MUSD (23,4 MUSD). De totala räntekostnaderna har ökat i förhållande till föregående år främst på grund av högre räntor. Räntesäkringsavtalen resulterade i en förlust om 17,4 MUSD (19,5 MUSD).

Avskrivningar av aktiverade fi nansieringsavgifter uppgick till 17,5 MUSD (38,9 MUSD) för året. De var hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av kreditfaciliteterna och skrivs av över faciliteternas nyttjandetid. Minskningen jämfört med föregående år beror på att de nuvarande kreditfaciliteterna ingicks under det andra kvartalet 2016 och att den icke avskrivna delen av de aktiverade fi nansieringsavgifterna som uppkom i samband med upprättandet av de tidigare kreditfaciliteterna och den kortfristiga revolverande kreditfaciliteten om 22,3 MUSD då kostnadsfördes.

Engagemangsavgifterna för faciliteterna uppgick till 11,1 MUSD (9,3 MUSD) och ökningen i förhållande till föregående år beror på att det lånebelopp som fi nns tillgängligt att utnyttja under koncernens reservbaserade kreditfacilitet har ökat.

Lundin Petroleum innehar 121,5 miljoner aktier i ShaMaran Petroleum Corp. (ShaMaran) och detta innehav redovisades till verkligt värde vid datumet för förvärvet och i enlighet med redovisningsregler har förändringar i det verkliga värdet redovisats i övrigt totalresultat. Under året meddelade ShaMaran att produktion startat från Atrushfältet. Någon ökning av ShaMaranaktien följde inte av produktionsstarten och en nedskrivning motsvarande den ackumulerade värdenedgången om 11,2 MUSD redovisades i övrigt totalresultat, vilken har omklassifi cerats och redovisats över resultaträkningen.

Andel i resultat från intresseföretag

Andel i resultat från intresseföretag uppgick till 0,4 MUSD (– MUSD) och var hänförlig till andelen i resultatet i Mintley Caspian Ltd. till följd av att bolaget sedan slutet av det tredje kvartalet 2017 inte längre konsolideras, se not 6.

Skatt

Den totala skattekostnaden uppgick till 501,2 MUSD (64,2 MUSD intäkt) för året, se not 7.

Den aktuella skatteintäkten uppgick till 0,5 MUSD (78,4 MUSD intäkt) och inkluderade en skatteintäkt om 1,5 MUSD (78,9 MUSD intäkt), hänförlig till skatteåterbetalningen som erhålls för prospekterings- och utvärderingsutgifter i Norge.

Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 501,7 MUSD (14,2 MUSD) och var främst hänförlig till Norge. En 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 eller avdragsgilla fullt ut, såsom den redovisade valutakursvinsten, 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

Resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande uppgick till -3,8 MUSD (-142,6 MUSD) och var hänförligt till andelen som ägs av innehavare utan bestämmande infl ytande i Mintley Caspian Ltd., som utgör holdingbolaget för Lundin Petroleums verksamhet i Ryssland, som var till fullo konsoliderat fram till slutet av det tredje kvartalet 2017. Lundin Petroleum har uppdaterat den redovisningsmässiga bedömningen avseende konsolideringen av denna investering och kommit fram till att den bör klassifi ceras som ett joint venture. Dotterbolaget exkluderades ur koncernredovisningen i slutet av det tredje kvartalet 2017.

Avyttrad verksamhet

Resultatet hänförligt till avyttrad verksamhet uppgick till 46,5 MUSD (-100,0 MUSD), se not 9.

Balansräkningen

Anläggningstillgångar

Olje- och gastillgångar uppgick till 4 937,1 MUSD (4 376,4 MUSD) och beskrivs i not 10.

Utbyggnads-, prospekterings- och utvärderingsutgifter för året beskrivs nedan:

Utbyggnadsutgifter Belopp i MUSD	2017	2016
Norge	950,0	877,1
Utbyggnadsutgifter från kvarvarande verksamhet	950,0	877,1

Under året har ett belopp om 950,0 MUSD (877,1 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg samt Alvheimområdet. Dessutom aktiverades räntekostnader till ett belopp om 63,5 MUSD.

Prospekterings- och utvärderingsutgifter
Belopp i MUSD	2017	2016
Norge	227,1	142,1
Ryssland	1,1	1,4
Prospekterings- och utvärderings utgifter från kvarvarande verksamhet	228,2	143,5

Prospekterings- och utvärderingsutgifter har redovisats till ett belopp om 227,1 MUSD (142,1 MUSD) i Norge, främst hänförliga till prospekteringsborrningarna på Filicudi, Hufsa och Hurri i PL533, Korpfjell i PL859, Børselv i PL609 och utvärderingsborrningarna Edvard Grieg Southwest i PL338, Gohta-3 i PL492 och Alta-4 i PL609.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 13,2 MUSD (166,1 MUSD) och minskningen jämfört med föregående år är hänförlig till IPC-avknoppningen, se not 11.

Goodwill hänförlig till redovisningen av Edvard Griegtransaktionen 2016 uppgick till 128,1 MUSD (128,1 MUSD), se not 12.

Finansiella tillgångar uppgick till 6,7 MUSD (9,4 MUSD) och beskrivs i not 13. Övriga aktier och andelar uppgick till 6,3 MUSD (8,9 MUSD) och var hänförliga till aktier i ShaMaran, vilka har redovisats till marknadsvärde.

Derivatinstrument uppgick till 26,5 MUSD (17,0 MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när de utestående ränteoch valutasäkringskontrakten som förfaller efter tolv månader har värderats till verkligt värde, se not 21.

Omsättningstillgångar

Lager uppgick till 33,7 MUSD (54,9 MUSD) och beskrivs i not 14. Minskningen jämfört med föregående år är hänförlig till IPCavknoppningen.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 304,4 MUSD (288,9 MUSD) och beskrivs i not 15. Kundfordringar uppgick till 202,7 MUSD (193,4 MUSD) och inkluderade fakturerade leveranser. Inga kundfordringar har förfallit till betalning. Underuttag uppgick till 29,4 MUSD (28,9 MUSD) och var hänförliga till underuttagspositioner vid de producerande fälten, främst från Alvheimområdet. Fordringar på joint operations, uppgick till 15,6 MUSD (31,2 MUSD) och var hänförliga till diverse mellanhavanden med joint ventures. Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 29,3 MUSD (29,4 MUSD) och var främst hänförliga till förutbetalda verksamhets- och försäkringskostnader. Kostnadsdelningen för Brynhild uppgick till – MUSD (3,0 MUSD) och var hänförlig till värderingen till verkligt värde av kontraktet, i enlighet med vilket andelen av utvinningskostnaden varierar med oljepriset. Kontraktet upphörde under året. En fordran avseende rörelsekapital för IPC om 23,5 MUSD (– MUSD) var hänförlig till restvärdet för mellanhavanden till följd av avknoppningen och fordran förfaller under 2018. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 3,9 MUSD (3,0 MUSD) och omfattade momsfordringar och andra diverse fordringar.

Derivatinstrument uppgick till 7,7 MUSD (0,8 MUSD) och var hänförliga till vinsten som uppkommer när de utestående ränteoch valutasäkringskontrakten som förfaller inom tolv månader har värderats till verkligt värde och beskrivs i not 21.

Kortfristiga skattefordringar uppgick till – MUSD (77,5 MUSD) och var hänförliga till den norska skatteåterbetalningen för 2016 som erhölls under det fjärde kvartalet 2017.

Likvida medel uppgick till 71,4 MUSD (69,5 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhetens löpande behov.

Långfristiga skulder

Finansiella skulder uppgick till 3 880,0 MUSD (4 048,3 MUSD) och beskrivs i not 18. Banklån uppgick till 3 955,0 MUSD (4 145,0 MUSD) och var hänförligt till det utestående lånet under koncernens reservbaserade kreditfacilitet. Aktiverade fi nansieringsavgifter, som avsåg upprättandekostnader för koncernens kreditfacilitet uppgick till 75,0 MUSD (96,7 MUSD) och skrivs av över facilitetens förväntade utnyttjandetid.

Avsättningar uppgick till 420,6 MUSD (420,0 MUSD) och beskrivs i not 19. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 414,6 MUSD (407,1 MUSD) och avsåg framtida återställningsåtaganden. Avsättningen hänförlig till Norge uppgick till 414,6 MUSD (316,1 MUSD). Den ökade avsättningen är främst hänförlig till Edvard Grieg och Alvheimområdet samt till utbyggnaden av Johan Sverdrup, delvis kompenserat av försäljningen av en 39-procentig licensandel i Brynhild. Köparens återställningskostnader avseende den 39-procentiga licensandelen i Brynhild begränsas till 305 MNOK.

Uppskjutna skatteskulder uppgick till 1 302,2 MUSD (669,3 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 3,1 MUSD (29,8 MUSD) och var hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader och beskrivs i not 21.

Övriga långfristiga skulder uppgick till – MUSD (33,8 MUSD) och avsåg den till fullo gjorda konsolideringen av Mintley Caspian Ltd., i vilket ett bolag utan bestämmande infl ytande har bidragit till fi nansieringen. Dotterbolaget exkluderades ur koncernredovisningen i slutet av det tredje kvartalet, se avsnittet om Koncernförändringar på sidan 48.

Kortfristiga skulder

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 259,0 MUSD (308,4 MUSD) och beskrivs i not 20. Överuttag uppgick till 12,8 MUSD (29,9 MUSD) och var hänförlig till en överuttagsposition vid de producerande fälten, främst från Brynhild och fl ytande naturgas från Edvard Grieg. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 188,9 MUSD (238,8 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 19,5 MUSD (16,9 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 7,7 MUSD (9,5 MUSD).

Derivatinstrument uppgick till 6,4 MUSD (37,6 MUSD) och var främst hänförliga till värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader, se not 21.

Kortfristiga avsättningar uppgick till 7,7 MUSD (6,9 MUSD) och avsåg den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums unit bonus program.

Årsstämman

Årsstämman kommer att hållas i Stockholm den 3 maj 2018.

Styrelsens förslag på ersättning till bolagsledningen

Styrelsen har för avsikt att föreslå att årsstämman 2018 godkänner en ersättningspolicy för 2018 som följer i alla väsentliga avseenden samma principer som tillämpades 2017 och som består av liknande komponenter för ersättning till bolagsledningen som 2017 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 samma principer som LTIP 2014, LTIP 2015, LTIP 2016 och LTIP 2017 som godkändes av årsstämman 2014, 2015, 2016 och 2017. LTIP 2018 ger deltagarna möjligheten att erhålla aktier i Lundin Petroleum under förutsättning att ett prestationsvillkor uppfylls över en treårig prestationsperiod som inleds den 1 juli 2018 och avslutas den 1 juli 2021. 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 kan tilldelas varje deltagare är begränsat till ett värde motsvarande tre gånger hens årliga bruttogrundlön för 2018. Det totala antalet prestationsaktier som kan tilldelas enligt LTIP 2018 är 460 000, vilket motsvarar cirka 0,1 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 2018 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 2018 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 att begära bemyndigande från årsstämman, såsom under tidigare år, att frångå ersättningspolicyn om det i ett enskilt fall fi nns skäl för det.

För en detaljerad beskrivning av ersättningspolicyn som tillämpades 2017, se bolagsstyrningsrapporten på sidorna 42–43. Ersättning till styrelsen och bolagsledningen beskrivs i noterna 28 och 29.

Aktieinformation

För information om antalet utestående aktier och återköp av egna aktier se bolagsstyrningsrapporten på sidan 30.

För årsstämmans beslut om bemyndigande att besluta om nyemission av aktier se bolagsstyrningsrapporten på sidan 32.

Utdelning

Styrelsen föreslår att årsstämman 2018 beslutar om en första kontantutdelning om 4,00 SEK per aktie för 2017 för utbetalning efter årsstämman 2018. Detta motsvarar ett totalt belopp om 1 354,1 MSEK, eller cirka 165 miljoner USD, baserat på antalet utestående aktier, exklusive bolagets egna aktier.

Lundin Petroleums utdelningspolicy beskrivs i avsnittet om aktie och aktieägare på sidan 10.

Förslag till vinstdisposition

Till årsstämmans förfogande stående vinstmedel uppgår till 54 071,8 MSEK, inklusive årets resultat om 46 648,6 MSEK.

Styrelsen föreslår att årsstämman disponerar de stående vinstmedlen enligt följande:

MSEK

Balanserade vinstmedel
Överförs i ny räkning	52 717,7
Utdelning till aktieägarna om 4,00 SEK per aktie1	1 354,1

1 Utdelningen baseras på antalet utestående aktier på avstämningsdagen och det totala utdelningsbeloppet kan komma att ändras fram till avstämningsdagen som en följd av återköp av egna aktier.

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 eget 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 samtliga nuvarande styrelseledamöter för omval till årsstämman 2018. Valberedningen föreslår dessutom att styrelsens sammansättning utökas till nio styrelseledamöter och att Torstein Sanness, tidigare vd för Lundin Norway AS, väljs in som ny styrelseledamot.

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 94–99.

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 24–27.

Bolagsstyrningsrapport

Lundin Petroleum har gett ut en bolagsstyrningsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Bolagsstyrningsrapporten återfi nns på sidorna 28–44.

Hållbarhetsrapport

Lundin Petroleum har gett ut en hållbarhetsrapport, vilken är avskild från de fi nansiella rapporterna. Hållbarhetsrapporten för 2017 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	2017	2016
Intäkter och övriga intäkter	1	1 997,0	950,0
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	2	-164,2	-168,4
Avskrivningar och återställningskostnader	10	-567,3	-386,2
Prospekteringskostnader	10	-73,1	-101,9
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	10	-30,6	-506,1
Förlust vid försäljning av tillgångar	8	-14,4	–
Övriga rörelsekostnader	3	-303,3	-2,1
Bruttoresultat		844,1	-214,7
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga
materiella anläggningstillgångar		-31,7	-30,0
Rörelseresultat		812,4	-244,7
Finansiella poster
Finansiella intäkter	4	256,7	2,7
Finansiella kostnader	5	-186,6	-221,5
		70,1	-218,8
Andel i resultat från intresseföretag	6	-0,4	–
Resultat före skatt		882,1	-463,5
Inkomstskatt	7	-501,2	64,2
Årets resultat från kvarvarande verksamhet		380,9	-399,3
Avyttrad verksamhet
Årets resultat – IPC	9	46,5	-100,0
Årets resultat		427,4	-499,3
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare		431,2	-356,7
Innehav utan bestämmande infl ytande		-3,8	-142,6
		427,4	-499,3
Resultat per aktie – USD1	17.3
Från kvarvarande verksamhet		1,13	-0,79
Från avyttrad verksamhet		0,14	-0,30
Resultat per aktie efter full utspädning – USD1 Från kvarvarande verksamhet	17.3	1,13	-0,79
Från avyttrad verksamhet		0,14	-0,30

1 Baserat på resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.

Koncernens rapport över totalresultat

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MUSD	2017	2016
Årets resultat	427,4	-499,3
Poster som kan omklassifi ceras till resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens	-96,2	13,8
Kassafl ödessäkring	76,4	64,3
Finansiell tillgång som kan säljas	4,9	5,3
Övrigt totalresultat	-14,9	83,4
Totalresultat	412,5	-415,9
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	416,3	-278,2
Innehav utan bestämmande infl ytande	-3,8	-137,7
	412,5	-415,9

Koncernens balansräkning

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MUSD	Not	2017	2016
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar	10	4 937,1	4 376,4
Övriga materiella anläggningstillgångar	11	13,2	166,1
Goodwill	12	128,1	128,1
Finansiella tillgångar	13	6,7	9,4
Uppskjutna skattefordringar	7	–	13,5
Derivatinstrument	21	26,5	17,0
Summa anläggningstillgångar		5 111,6	4 710,5
Omsättningstillgångar
Lager	14	33,7	54,9
Kundfordringar och andra fordringar	15	304,4	288,9
Derivatinstrument	21	7,7	0,8
Kortfristiga skattefordringar	7	–	77,5
Likvida medel	16	71,4	69,5
Summa omsättningstillgångar		417,2	491,6
SUMMA TILLGÅNGAR		5 528,8	5 202,1
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Aktiekapital	17.1	0,5	0,5
Övrigt tillskjutet kapital	17.1	527,9	979,1
Övriga reserver	17.2	-445,7	-430,8
Balanserad vinst		-864,7	-430,7
Årets resultat		431,2	-356,7
Eget kaptal hänförligt till aktieägare		-350,8	-238,6
Innehav utan bestämmande infl ytande		–	-113,6
Summa eget kapital		-350,8	-352,2
Skulder
Långfristiga skulder
Finansiella skulder	18	3 880,0	4 048,3
Avsättningar	19	420,6	420,0
Uppskjutna skatteskulder	7	1 302,2	669,3
Derivatinstrument	21	3,1	29,8
Övriga långfristiga skulder		–	33,8
Summa långfristiga skulder		5 605,9	5 201,2
Kortfristiga skulder
Leverantörsskulder och andra skulder	20	259,0	308,4
Derivatinstrument	21	6,4	37,6
Kortfristiga skatteskulder	7	0,6	0,2
Avsättningar	19	7,7	6,9
Summa kortfristiga skulder		273,7	353,1
Summa skulder		5 879,6	5 554,3
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		5 528,8	5 202,1

Koncernens kassaflödesanalys

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MUSD	Not	2017	2016
Kassafl öde från verksamheten
Årets resultat		380,9	-399,3
Justeringar för:
Prospekteringskostnader		73,1	101,9
Avskrivningar och nedskrivningar		570,9	391,7
Nedskrivning av olje- och gastillgångar		30,6	506,1
Aktuell skatt		-0,5	-78,4
Uppskjuten skatt		501,7	14,2
Nedskrivningar av övriga aktier		11,2	–
Långsiktiga incitamentsprogram		12,7	15,6
Valutakursdifferenser		-258,0	-24,9
Räntekostnader		115,0	137,3
Aktiverade fi nansieringsavgifter		17,5	38,9
Övriga		26,4	12,6
Erhållen ränta		1,0	2,3
Betald ränta		-177,3	-153,7
Erhållen/betald skatt		82,2	273,5
Förändringar i rörelsekapital:
Förändringar i lager		-3,8	-15,3
Förändringar i underuttagsposition		-2,0	-2,1
Förändringar i fordringar		126,9	163,0
Förändringar i överuttagsposition		-17,1	29,9
Förändringar i skulder		-192,1	-344,6
Summa kassafl öde från verksamheten		1 299,3	668,7
Kassafl öde från investeringar
Investering i olje- och gastillgångar		-1 178,2	-1 020,6
Investering i övriga anläggningstillgångar Investering i övriga aktier och andelar 1		-1,6	-1,1
Betalda återställningskostnader		-1,3 -0,4	25,8 -1,0
Avyttring av anläggningstillgångar 2		93,7	–
Övriga		-7,8	–
Summa kassafl öde från investeringar		-1 095,6	-996,9
Kassafl öde från fi nansiering
Förändring av långfristiga skulder	22	-188,7	288,7
Betalda fi nansieringsavgifter		–	-104,0
Kassafl öde från/till avyttrad verksamhet		31,7	92,5
Köp av egna aktier		-28,0	–
Nyemission aktier/Försäljning av egna aktier 3		–	64,1
Summa kassafl öde från fi nansiering		-185,0	341,3
Förändring av likvida medel		18,7	13,1
Likvida medel vid årets början		56,1	42,4
Valutakursdifferenser i likvida medel		-3,2	0,6
Likvida medel från verksamhet som exkluderats ur koncernredovisningen		-0,2	–
Likvida medel från avyttrad verksamhet		–	13,4
Likvida medel vid årets slut		71,4	69,5

1 Jämförelsebeloppet om 25,8 MUSD avser ersättning erhållen från Statoil ASA vid slutförandet av Edvard Griegtransaktionen.

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

3 Kontant ersättning erhållen från Statoil ASA för ytterligare nyemitterade aktier och försäljning av egna aktier.

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 2016	0,5	445,0	-509,3	-434,4	-498,2	24,1	-474,1
Totalresultat
Årets resultat	–	–	–	-356,7	-356,7	-142,6	-499,3
Valutaomräkningsdifferens	–	–	8,9	–	8,9	4,9	13,8
Kassafl ödessäkring	–	–	64,3	–	64,3	–	64,3
Investeringar som kan säljas	–	–	5,3	–	5,3	–	5,3
Summa totalresultat	–	–	78,5	-356,7	-278,2	-137,7	-415,9
Transaktioner med ägare
Emittering av aktier	0,0	534,1	–	–	534,1	–	534,1
Värde av tjänster från anställda	–	–	–	3,7	3,7	–	3,7
Summa transaktioner med ägare	0,0	534,1	–	3,7	537,8	–	537,8
31 december 2016	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
Utdelningar	–	-410,0	–	–	-410,0	–	-410,0
Köp av egna aktier	–	-28,0	–	–	-28,0	–	-28,0
IPC-avknoppning	–	–	–	–	–	0,3	0,3
Aktierelaterade ersättningar	–	-13,2	–	–	-13,2	–	-13,2
Värde av tjänster från anställda	–	–	–	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

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

2 Övriga reserver beskrivs i not 17.2.

Redovisningsprinciper

Grunder för rapporternas upprättande

Lundin 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 94.

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 vad beträffar omvärderingen av fi nansiella tillgångar som kan säljas och fi nansiella tillgångar och skulder (inklusive derivatinstrument) värderade till verkligt värde via övrigt totalresultat.

Redovisningsstandarder, tillägg och tolkningar

Lundin Petroleum har sedan den 1 januari 2016 tillämpat följande nya redovisningsstandarder: årliga förbättringscykeln för IFRS standarder 2012–2014.

Antagandet av dessa tillägg har inte haft någon väsentlig påverkan på koncernens fi nansiella rapporter.

Följande redovisningsstandarder och tolkningar, vilka inte är obligatoriska för räkenskapsåret 2017, har inte antagits av koncernen men en bedömning har gjorts av vilken påverkan dessa standarder har på koncernens fi nansiella rapportering från och med den 1 januari 2018.

IFRS 9, Finansiella instrument, standarden behandlar klassifi cering, värdering och redovisning av fi nansiella tillgångar och skulder och introducerar nya regler för säkringsredovisning samt en ny modell för nedskrivning av fi nansiella tillgångar. Den nya modellen som träder i kraft den 1 januari 2018 innebär att även förväntade kreditförluster ska redovisas och inte enbart inträffade förluster, vilket IAS 39 föreskriver. Koncernen bedömer att denna standard inte har någon betydande påverkan på koncernens fi nansiella rapportering och kommer att tillämpa dessa nya regler retroaktivt från och med den 1 januari 2018, vilket innebär att jämförelsetalen inte kommer att räknas om.

IFRS 15, Intäkter från avtal med kunder, standarden behandlar intäktsredovisning och etablerar principer för rapportering av relevant information till användare av fi nansiella rapporter. Den träder i kraft den 1 januari 2018 och kan tillämpas med antingen full eller begränsad retroaktivitet. Koncernen har bedömt att denna standard inte kommer att påverka tidpunkten för när koncernen redovisar intäkter men kommer däremot att påverka koncernens resultaträkning då vissa transaktioner kommer att redovisas som övriga intäkter istället för intäkter, vilket främst påverkar redovisningen av förändringar i under- och överuttag som framgår av not 1. Koncernen har för avsikt att tillämpa

denna standard med full retroaktivitet, vilket innebär att jämförelsetalen kommer att räknas om.

IFRS 16, Leasing, denna standard kommer att ersätta IAS 17 Leasing och kräver att tillgångar och skulder som uppkommer genom leasingavtal, med några undantag, ska redovisas i balansräkningen. Träder i kraft från 1 januari 2019. Koncernen har ännu inte bedömt vilken påverkan denna standard kan komma att få 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 alla 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 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, allmänt åtföljt av 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. Tillämpade redovisningsprinciper i intresseföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.

Övriga aktier och andelar

Investeringar där aktieinnehavet är mindre än 20 procent av rösterna behandlas som fi nansiella tillgångar som innehas för försäljning. Om en värdenedgång för en aktie är betydande eller utdragen bokas den ackumulerade förlusten bort från det egna kapitalet och en nedskrivning redovisas i resultaträkningen. Utdelningar hänförliga till dessa tillgångar redovisas i resultaträkningen under fi nansnetto.

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 omklassifceras 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 2017		31 december 2016
	Genomsnitt Balansdag		Genomsnitt Balansdag
1 USD motsvarar NOK	8,2712	8,2050	8,4014	8,6200
1 USD motsvarar Euro	0,8855	0,8338	0,9037	0,9487
1 USD motsvarar SEK	8,5481	8,2080	8,5610	9,0622

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 historisk kostnad 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.

Kostnader som är direkt hänförliga till en prospekteringsborrning aktiveras. Om det fastställs att en kommersiell fyndighet inte föreligger, redovisas kostnaderna 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 försäljningskostnad 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 redovisat värde för tillgångens aktiverade utgifter inom varje fält med avdrag 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 dessa kostnader inte understöds av framtida kassafl öden från den specifi katillgången. Reservering görs för varje nedskrivning, där redovisat värde, enligt ovan, överstiger återvinningsvärdet, vilket är det högre av nyttjandevärde och verkligt värde med avdrag för försäljningskostnad, vilket bestäms av framtida diskonterade kassafl öden med användande av de priser och kostnader som används av koncernledningen 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. Redovisat värde för eventuella reservdelar skrivs ned till noll. Andra ytterligare 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 upplupna 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 redovisade nedskrivningar inte längre existerar eller har minskat genomförs en bedömning av återvinningsvärdet. När en tidigare redovisad nedskrivning återförs ökar tillgångens redovisade värde till det uppskattade återvinningsvärdet men ökningen i redovisat värde får inte överstiga det ursprungliga redovisade värdet, efter avskrivningen för tillgången om inte någon nedskrivning av tillgången hade gjorts under tidigare år.

Finansiella tillgångar och skulder

Tillgångar och skulder redovisas först till verkligt värde plus transaktionskostnader och därefter till upplupet anskaffningsvärde om inte annat anges. Finansiella tillgångar tas bort från balansräkningen när rätten att erhålla kassafl öden från instrumentet har löpt ut eller överförts och koncernen har överfört i stort sett alla risker och förmåner som är förknippade med äganderätten.

Lundin Petroleum redovisar följande fi nansiella tillgångar och skulder:

• · Lån och fordringar och övriga fi nansiella tillgångar redovisas till upplupet anskaffningsvärde med användande av effektivräntemetoden minskat med eventuell reservering för värdeminskning. Omräkningsdifferenser redovisas i resultaträkningen, med undantag för omräkningsdifferenser på långfristiga koncerninterna lån som används vid fi nansiering av prospekteringsaktiviteter, och för vilka inga fasta återbetalningsvillkor fi nns, förs direkt till övrigt totalresultat.
• · Övriga aktier och andelar (fi nansiella tillgångar som kan säljas) värderas till verkligt värde och en förändring i verkligt värde redovisas direkt i reserv för fi nansiell tillgång som kan säljas inom övrigt totalresultat tills det att avyttring sker. Om övriga aktier och andelar inte har något noterat marknadspris på en aktiv marknad och det verkliga värdet inte kan mätas tillförlitligt så redovisas de till anskaffningsvärde minskat med eventuell nedskrivning. En vinst eller förlust på fi nansiella tillgångar som kan säljas skall redovisas i övrigt totalresultat, förutom vad gäller nedskrivningar och omräkningsdifferenser fram till det att den fi nansiella tillgången har tagits bort från balansräkningen.
• · Derivatinstrument värderas inledningsvis till verkligt värde vid kontraktsdagen och omvärderas därefter löpande till verkligt värde. Metoden att avräkna en vinst eller förlust beror på om derivatet är defi nierat som ett säkringsinstrument eller inte. Koncernen dokumenterar också sin bedömning, både när säkringen ingås och fortlöpande, av huruvida de derivatinstrument som används i säkringstransaktioner är effektiva när det gäller att motverka förändringar i verkligt värde eller kassafl öden som är hänförliga till de säkrade posterna. När derivat inte kvalifi cerar för säkringsredovisning, redovisas förändringar i verkligt värde direkt i resultaträkningen.

Koncernen innehar bara kassafl ödessäkringar som kvalifi cerar för säkerhetsredovisning. Den effektiva delen av förändringen av verkligt värde på derivat som kvalifi cerar som kassafl ödessäkring redovisas i övrigt totalresultat. Vinsten eller förlusten hänförligtill den ineffektiva delen redovisas direkt i resultaträkningen. Ackumulerade belopp i övrigt totalresultat överförs till resultaträkningen under samma period som när den säkrade posten redovisas i resultaträkningen. 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 tills 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 tillämpliga 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 rapporteringsdagens 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 avseende övriga aktier och andelar redovisas i reserven för investeringar som kan säljas. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen 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 nettovärde efter transaktionskostnader. Upplåning redovisas därefter till upplupet anskaffningsvärde med användande av effektivräntemetoden och räntekostnad beräknad på effektiv avkastning.

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 upptas i resultaträkningen efter avdrag för royaltyandel uttagen i sak. Försäljning av olja och gas redovisas först när produkterna levererats och kunden accepterat eller när tjänsterna utförts. Tillfälliga intäkter från produktion av olja eller gas reducerar de aktiverade kostnaderna 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, vilka avser tekniska tjänster och tjänster för projektledning till joint operations, redovisas som övriga intäkter. Den lokala skattelagstiftningen bestämmer om royalty skall betalas kontant eller i sak. Royalty som betalas kontant resultatförs i den räkenskapsperiod när skulden uppkommer. Royalty som tas ut i sak dras av från produktionen under den period som avses.

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 ha effekt på redovisade värden för tillgångar och skulder och koncernens resultat. De viktigaste uppskattningarna och antagandena i relation till detta 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 109 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	2017	2016
Olja från egen produktion	1 500,2	901,0
Olja från tredje part	303,5	2,1
Kondensat	43,0	14,3
Gas	111,6	58,5
Försäljning av olja och gas från kvarvarande verksamhet	1 958,3	975,9
Förändring i under- och överuttagsposition	13,8	-29,1
Övriga intäkter	24,9	3,2
Intäkter och övriga intäkter från kvarvarande verksamhet	1 997,0	950,0

För ytterligare information om intäkter, se förvaltningsberättelsen på sidorna 53–54.

Not 2 Produktionskostnader

MUSD	2017	2016
Utvinningskostnader	117,3	113,1
Tariff- och transportkostnader	37,9	33,9
Förändring i lager	-0,4	-0,7
Övriga	9,4	22,1
Produktionskostnader från kvarvarande verksamhet	164,2	168,4

För ytterligare information om produktionskostnader, se förvaltningsberättelsen på sidan 54.

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 utför tradingverksamhet i Norge. 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 25 procent av de totala intäkterna har kontrakterats med en kund. I tabellen nedan ingår moderbolaget i övriga.

MUSD	2017	2016
Norge
Olja från egen produktion	1 500,2	901,0
Kondensat	43,0	14,3
Gas	111,6	58,5
Försäljning av olja och gas	1 654,8	973,8
Förändring i under- och överuttagsposition	13,8	-29,1
Övriga intäkter	24,4	1,5
Intäkter och övriga intäkter	1 693,0	946,2
Produktionskostnader	-164,2	-168,4
Avskrivningar och återställningskostnader	-567,3	-386,2
Prospekteringskostnader	-72,0	-101,9
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	-30,6	–
Förlust vid försäljning av tillgångar	-14,4	–
Bruttoresultat	844,5	289,7

MUSD	2017	2016
Övriga
Försäljning av olja från tredje part	303,5	2,1
Försäljning av olja och gas	303,5	2,1
Övriga intäkter	0,5	1,7
Intäkter och övriga intäkter	304,0	3,8
Prospekteringskostnader	-1,1	–
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar 1	–	-506,1
Övriga rörelsekostnader	-303,3	-2,1
Bruttoresultat	-0,4	-504,4

1 Nedskrivningen avser olje- och gastillgångar i Ryssland.

MUSD	2017	2016
Summa från kvarvarande verksamhet
Olja från egen produktion	1 500,2	901,0
Olja från tredje part	303,5	2,1
Kondensat	43,0	14,3
Gas	111,6	58,5
Försäljning av olja och gas	1 958,3	975,9
Förändring i under- och överuttagsposition	13,8	-29,1
Övriga intäkter	24,9	3,2
Intäkter och övriga intäkter	1 997,0	950,0
Produktionskostnader	-164,2	-168,4
Avskrivningar och återställningskostnader	-567,3	-386,2
Prospekteringskostnader	-73,1	-101,9
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	-30,6	-506,1
Förlust vid försäljning av tillgångar	-14,4	–
Övriga rörelsekostnader	-303,3	-2,1
Bruttoresultat	844,1	-214,7

		Tillgångar		Eget kapital och skulder
MUSD	2017	2016	2017	2016
Norge	5 427,7	4 608,4	4 998,4	4 291,8
Ryssland	0,3	0,7	1,6	372,2
Sverige	1,5	2,6	23,7	7,5
Frankrike	–	220,8	–	121,7
Nederländerna	–	75,0	–	45,1
Malaysia	–	343,6	–	466,0
Indonesien	–	6,8	–	195,2
Koncernen	3 237,4	4 225,0	3 979,9	4 335,3
Övriga	170,0	162,1	184,1	162,4
Eliminering av koncerninterna mellanhavanden	-3 308,1	-4 442,9	-3 308,1	-4 442,9
Tillgångar/skulder per land	5 528,8	5 202,1	5 879,6	5 554,3
Eget kapital hänförligt till aktieägare	N/A	N/A	-350,8	-238,6
Innehav utan bestämmande infl ytande	N/A	N/A	–	-113,6
Summa koncernens egna kapital	N/A	N/A	-350,8	-352,2
Summa konsoliderat	5 528,8	5 202,1	5 528,8	5 202,1

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 53–55.

Not 4 Finansiella intäkter

MUSD	2017	2016
Valutakursvinst	255,3	–
Ränteintäkter	1,0	2,3
Garantiintäkter	0,4	0,4
Finansiella intäkter från kvarvarande verksamhet	256,7	2,7

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 55.

Not 5 Finansiella kostnader

MUSD	2017	2016
Räntekostnader	115,0	137,3
Valutakursförlust	–	4,2
Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt	17,4	19,5
Nuvärdesjustering av återställningskostnader	13,7	11,6
Avskrivning av uppskjutna fi nansieringsavgifter	17,5	38,9
Engagemangsavgifter för kreditfacilitet	11,1	9,3
Nedskrivningar av övriga aktier	11,2	–
Övriga	0,7	0,7
Finansiella kostnader från kvarvarande verksamhet	186,6	221,5

Under 2017 aktiverades ränta till ett belopp om 63,5 MUSD (23,4 MUSD) för utbyggnadsprojekt.

Not 6 Andel i resultat från intresseföretag

MUSD	2017	2016
Koncernens andel i resultat	0,4	–
Summa andel i resultat från intresseföretag	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 och därför redovisades inte någon andel i resultat från intresseföretag för 2016.

Not 7 Inkomstskatt

Skattekostnad MUSD	2017	2016
Aktuell skatt
Norge	-1,5	-78,9
Ryssland	0,1	0,1
Övriga	0,9	0,4
Aktuell skatt från kvarvarande verksamhet	-0,5	-78,4
Uppskjuten skatt
Norge	501,7	98,5
Ryssland	–	-83,5
Övriga	–	-0,8
Uppskjuten skatt från kvarvarande verksamhet	501,7	14,2
Summa skatt från kvarvarande verksamhet	501,2	-64,2

För ytterligare information om inkomstskatter, se förvaltningsberättelsen på sidan 56.

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

MUSD	2017	2016
Resultat före skatt	882,1	-463,5
Skatt enligt gällande bolagsskattenivå i Sverige 22% (22%)	-194,1	102,0
Effekt av utländska skattesatser	-398,7	-60,8
Effekt av ej avdragsgilla kostnader	-76,3	-120,3
Effekt av för skatteändamål särskilt avdrag för utgifter	108,4	150,9
Effekt av ej skattepliktiga intäkter	69,4	-5,9
Effekt av utnyttjande av ej bokförda underskottsavdrag	1,1	8,6
Effekt av uppkomna ej bokförda underskottsavdrag	-12,4	-7,1
Justeringar av föregående års taxeringar	1,4	-3,2
Skatteintäkter från kvarvarande verksamhet	-501,2	64,2

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 fi nansiella kostnader i Norge. 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 valutakursvinster.

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

	Aktuell			Uppskjuten
Bolagsskatteskuld – aktuell och uppskjuten MUSD	2017	2016	2017	2016
Norge	–	–	1 302,2	621,3
Frankrike	–	–	–	50,0
Nederländerna	–	–	–	-2,0
Schweiz	0,3	–	–	–
Ryssland	0,3	0,2	–	–
Summa	0,6	0,2	1 302,2	669,3

Det fi nns även en skattefordran om 77,5 MUSD främst hänförlig till Norge som redovisats i kortfristiga skattefordringar per den 31 december 2016.

För ytterligare information om skatteskulder, se förvaltningsberättelsen på sidan 57.

Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder1
MUSD	2017	2016
Uppskjutna skattefordringar
Icke-utnyttjade underskottsavdrag	526,7	708,6
Övriga avdragsgilla temporära skillnader	18,4	9,6
	545,1	718,2
Uppskjutna skatteskulder
Avskrivningar utöver plan	1 846,4	1 371,1
Brynhild kostnadsdelning	–	1,6
Uppskjuten skatt på övervärden	0,9	1,1
Övriga skattepliktiga temporära skillnader	–	0,2
	1 847,3	1 374,0

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 135,3 MUSD (320,7 MUSD) och ej utnyttjat särskilt avdrag för skatteändamål om 391,4 MUSD (374,3 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 29 MUSD som kan utnyttjas i upp till nio år. En uppskjuten skattefordran om 7 MUSD som är hänförlig till underskottsavdragen har ej redovisats per den 31 december 2017 på grund av osäkerheten i när och i vilken omfattning de kan utnyttjas. Från och med datumet för IPC-avknoppningen kan de tidigare nederländska underskottsavdragen inte längre utnyttjas av koncernen.

Koncernen har också svenska skattemässiga underskottsavdrag om cirka 73 MUSD (47 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.

MUSD
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.

MUSD	2017	2016
Intäkter och övriga intäkter	69,1	209,9
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	-17,4	-59,1
Avskrivningar och återställningskostnader	-19,1	-85,2
Avskrivningar av övriga tillgångar	-10,4	-31,1
Prospekteringskostnader	0,1	-14,2
Nedskrivningar av olje- och gastillgångar	–	-126,0
Bruttoresultat	22,3	-105,7
Försäljning av tillgångar	–	-3,5
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga
materiella anläggningstillgångar	-2,3	-1,9
Rörelseresultat	20,0	-111,1
Finansiella poster
Finansiella intäkter	–	23,9
Finansiella kostnader	-24,1 -24,1	-7,9 16,0
Resultat före skatt	-4,1	-95,1
Inkomstskatt	11,2	-4,9
	-5,3	-100,0
Vinst vid utdelning av tillgångar	51,8	–
Resultat från avyttrad verksamhet	46,5	-100,0

Not 10 Olje- och gastillgångar

MUSD	31 december 2017	31 december 2016
Kostnadsställen med produktion	2 169,7	2 641,8
Kostnadsställen utan produktion	2 767,4	1 734,6
	4 937,1	4 376,4

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	250,3	0,9	0,6	1,3	253,1
IPC-avknoppning	–	-328,6	-124,1	-425,1	-877,8
Förändringar i uppskattningar	66,9	–	–	–	66,9
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

2016 kostnadsställen med produktion

MUSD	Norge	Frankrike	Nederländerna	Indonesien	Malaysia	Summa
Anskaffningsvärde
1 januari	3 567,1	312,7	126,0	64,4	412,1	4 482,3
Investeringar	664,4	2,8	2,5	0,1	15,2	685,0
Förändringar i uppskattningar	10,9	0,8	-4,0	–	-4,1	3,6
Avyttringar	–	–	–	-64,5	–	-64,5
Omklassifi ceringar	43,8	–	-1,3	–	0,5	43,0
Valutaomräkningsdifferens	65,4	-10,0	-4,0	–	0,1	51,5
31 december	4 351,6	306,3	119,2	–	423,8	5 200,9
Avskrivningar
1 januari	-1 600,1	-132,6	-101,2	-46,8	-232,3	-2 113,0
Årets avskrivningar	-388,7	-14,4	-9,7	–	-61,1	-473,9
Avyttring	–	–	–	46,8	–	46,8
Valutaomräkningsdifferens	-27,4	4,8	3,6	–	–	-19,0
31 december	-2 016,2	-142,2	-107,3	–	-293,4	-2 559,1
Redovisat värde	2 335,4	164,1	11,9	–	130,4	2 641,8

Avskrivningar för kvarvarande verksamhet uppgick till 568,4 MUSD (388,7 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för avskrivningar och återställningskostnader. Avskrivningar för avyttrad verksamhet uppgick till 19,1 MUSD (85,2 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden årets resultat från avyttrad verksamhet.

2017 kostnadsställen utan produktion

MUSD	Norge	Frankrike	Nederländerna	Ryssland	Malaysia	Summa
1 januari	1 720,6	6,9	7,1	–	–	1 734,6
Investeringar	990,3	0,1	0,1	1,1	-0,1	991,5
Kostnadsförda prospekteringskostnader	-72,0	–	–	-1,1	0,1	-73,0
IPC-avknoppning	–	-7,2	-7,5	–	–	-14,7
Förändringar i uppskattningar	35,6	–	–	–	–	35,6
Valutaomräkningsdifferens	92,9	0,2	0,3	–	–	93,4
31 december	2 767,4	–	–	–	–	2 767,4

2016 kostnadsställen utan produktion

MUSD	Norge	Frankrike	Nederländerna	Indonesien	Ryssland	Malaysia	Övriga	Summa
1 januari	1 020,6	6,9	6,6	–	490,2	121,8	–	1 646,1
Investeringar	834,3	0,3	0,7	0,3	1,5	14,1	-0,6	850,6
Kostnadsförda prospekteringskostnader	-101,9	-0,1	-1,3	-0,3	–	-13,1	0,6	-116,1
Nedskrivningar	–	–	–	–	-506,1	-122,3	–	-628,4
Förändringar i uppskattningar	6,3	–	–	–	–	–	–	6,3
Omklassifi ceringar	-43,8	–	1,3	–	–	-0,5	–	-43,0
Valutaomräkningsdifferens	5,1	-0,2	-0,2	–	14,4	–	–	19,1
31 december	1 720,6	6,9	7,1	–	–	–	–	1 734,6

Prospekteringskostnader för kvarvarande verksamhet uppgick till 73,1 MUSD (101,9 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för prospekteringskostnader. Prospekteringskostnader för avyttrad verksamhet uppgick till -0,1 MUSD (14,2 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för resultatet från avyttrad verksamhet.

Nedskrivningar

Lundin Petroleum utförde sitt nedskrivningstest per tillgång den 31 december 2017 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 om 8% (8%) har använts för beräkningen av framtida kassafl öden efter skatt.

Icke-kassafl ödespåverkande nedskrivningar som kostnadsförts för kvarvarande verksamhet uppgick till 30,6 MUSD (506,1 MUSD) och avsåg Brynhildfältet i PL148. Nedskrivningen för jämförelseperioden avsåg oljefyndigheten Morskaya i Kaspiska havet i Ryssland. Ickekassafl ödespåverkande nedskrivningar som kostnadsförts för avyttrad verksamhet uppgick till – MUSD (126,0 MUSD) och redovisas i resultatet för avyttrad verksamhet i resultaträkningen.

Aktiverade räntekostnader

Under 2017 har aktiverade räntekostnader om 63,5 MUSD (23,4 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 (ökade från 3,00% per år i februari 2016).

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 2017 förväntas uppgå till 52,8 MUSD (88,6 MUSD av vilka 85,5 MUSD var hänförliga till kvarvarande verksamhet), för vilka externa parter som är joint operations partners kommer att bidra med cirka 31,1 MUSD (61,4 MUSD av vilka 59,8 MUSD var hänförliga till kvarvarande verksamhet).

Not 11 Övriga materiella anläggningstillgångar
------------------------------------------------	--	--	--	--

	2017					2016
MUSD	FPSO	Fastigheter	Övriga	Summa	FPSO	Fastigheter	Övriga	Summa
Anskaffningsvärde
1 januari	204,8	11,2	36,5	252,5	207,2	11,2	46,5	264,9
Investeringar	–	–	1,6	1,6	-1,7	–	1,3	-0,4
Avyttringar	–	–	–	–	–	–	-11,5	-11,5
IPC-avknoppning	-205,5	–	-8,6	-214,1	–	–	–	–
Förändring i konsolidering	–	-0,6	-0,4	-1,0	–	–	–	–
Valutaomräkningsdifferens	0,7	–	1,3	2,0	-0,7	–	0,2	-0,5
31 december	–	10,6	30,4	41,0	204,8	11,2	36,5	252,5
Avskrivningar
1 januari	-54,8	-1,8	-29,8	-86,4	-23,7	-1,7	-35,2	-60,6
Avyttringar	–	–	–	–	–	–	9,4	9,4
Årets avskrivningar	-10,4	–	-2,8	-13,2	-31,1	-0,1	-4,2	-35,4
IPC-avknoppning	65,2	–	6,8	72,0	–	–	–	–
Förändring i konsolidering	–	0,6	0,3	0,9	–	–	–	–
Omklassifi cering	–	–	–	–	–	–	0,2	0,2
Valutaomräkningsdifferens	–	–	-1,1	-1,1	–	–	–	–
31 december	–	-1,2	-26,6	-27,8	-54,8	-1,8	-29,8	-86,4
Redovisat värde	–	9,4	3,8	13,2	150,0	9,4	6,7	166,1

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 2,5 MUSD (3,1 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar. Avskrivningar för avyttrad verksamhet uppgick till 0,3 MUSD (1,2 MUSD) och ingår i resultaträkningen på raden för resultatet från avyttrad verksamhet.

FPSO:n som befi nner sig på Bertamfältet i Malaysia skrivs av över avtalets kontraktuella löptid och avskrivningen ingår i resultaträkningen på raden för resultatet från avyttrad verksamhet.

Not 12 Goodwill

MUSD	2017	2016
1 januari	128,1	–
Investeringar	–	128,1
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 det nedskrivningstest som gjordes av koncernen per den 31 december 2017 och kommer att ingå i det årliga nedskrivningstestet av olje- och gastillgångar.

Not 13 Finansiella tillgångar

MUSD	31 december 2017	31 december 2016
Övriga aktier och andelar	6,3	8,9
Övriga	0,4	0,5
	6,7	9,4

Not 13.1 Övriga aktier och andelar

			31 december 2016
			Redovisat värde	Redovisat värde
	Antal aktier	Andel %	MUSD	MUSD
ShaMaran Petroleum Corp.	121 584 842	5,6 %	6,3	8,9
			6,3	8,9

Under 2017 gjordes en nedskrivning om 11,2 MUSD av det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran, se avsnittet om fi nansiella kostnader i förvaltningsberättelsen på sidan 55.

Det verkliga värdet av aktierna i ShaMaran är beräknat utifrån börskursen på aktien på Torontobörsen på balansdagen och beskrivs nedan.

ShaMaran Petroleum Corp. MUSD	2017	2016
1 januari	8,9	4,1
Investeringar	1,4	–
Förändring i verkligt värde	-6,2	5,2
Valutaomräkningsdifferens	2,2	-0,4
31 december	6,3	8,9

Not 14 Lager

MUSD	31 december 2017	31 december 2016
Kolvätelager	4,1	17,1
Borrutrustning och förbrukningsmaterial	29,6	37,8
	33,7	54,9

Not 15 Kundfordringar och andra fordringar

MUSD	31 december 2017	31 december 2016
Kundfordringar	202,7	193,4
Underuttag	29,4	28,9
Fordringar på joint operations	15,6	31,2
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	29,3	29,4
Brynhild kostnadsdelning	–	3,0
Rörelsekapital IPC	23,5	–
Övriga	3,9	3,0
	304,4	288,9

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.

Brynhild kostnadsdelning är hänförlig till den kortfristiga delen av värderingen till verkligt värde av kostnadsdelningsavtalet, i enlighet med vilket kostnadsandelen varierar med oljepriset. Avtalet upphörde under 2017.

En fordran avseende rörelsekapital för IPC var hänförlig till restvärdet för mellanhavanden till följd av avknoppningen och förfaller under 2018.

Not 16 Likvida medel

Likvida medel innehåller endast kontanta medel i kontantkassan och på bankkonton. Inga kortfristiga placeringar innehades per den 31 december 2017.

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 2015	311 070 330	3,2	0,5	445,0
Nyemission	29 316 115	0,3	0,0	499,8
Överföring egna aktier	–	–	–	34,3
Förändringar	29 316 115	0,3	0,0	534,1
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

I antalet aktier per den 31 december 2017 ingår 1 233 310 aktier som Lundin Petroleum innehade i eget namn.

Under 2016 emitterade Lundin Petroleum 27 580 806 nya aktier till Statoil ASA som del av Edvard Griegtransaktionen då en ytterligare andel om 15 procent förvärvades i Edvard Griegfältet. Bolaget emitterade också ytterligare 1 735 309 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil ASA.

Not 17.2 Övriga reserver

MUSD	Reserv för fi nansiell tillgång som kan säljas	Säkringsreserv	Valutaomräknings reserv	Summa
1 januari 2016	-10,2	-141,0	-358,1	-509,3
Totalresultat	5,3	64,3	8,9	78,5
31 december 2016	-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

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.

	2017	2016
Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare, USD
För kvarvarande verksamhet	384 692 005	-256 696 668
För avyttrad verksamhet	46 460 065	-100 043 259
	431 152 070	-356 739 927
Vägt genomsnittligt antal aktier för året	340 237 772	325 808 486
Resultat per aktie, USD
För kvarvarande verksamhet	1,13	-0,79
För avyttrad verksamhet	0,14	-0,30
	1,27	-1,09
Vägt genomsnittligt antal aktier för året efter utspädning	341 380 316	326 738 233
Resultat per aktie i USD
För kvarvarande verksamhet	1,13	-0,79
För avyttrad verksamhet	0,14	-0,30
Resultat per aktie efter full utspädning i USD	1,27	-1,09

Not 18 Finansiella skulder

MUSD	31 december 2017	31 december 2016
Banklån	3 955,0	4 145,0
Aktiverade fi nansieringskostnader	-75,0	-96,7
	3 880,0	4 048,3

Aktiverade fi nansieringsavgifter uppgick till 75,0 MUSD (96,7 MUSD) och var hänförliga till upprättandet av den externa kreditfaciliteten. De aktiverade fi nansieringsavgifterna skrivs av över kreditfacilitetens livslängd.

För ytterligare information se not 21.

Not 19 Avsättningar

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

MUSD	Återställnings kostnader	LTIP	Betalning infarmning	Pensions kostnader	Övriga	Summa
1 januari 2016	368,2	7,0	4,6	1,2	3,7	384,7
Tillkommande	24,2	10,4	–	0,1	0,7	35,4
Förändring i uppskattningar	7,4	–	0,5	–	–	7,9
Betalningar	-10,7	-7,3	–	-0,1	-0,2	-18,3
Nuvärdesjustering	15,2	–	–	–	–	15,2
Omklassifi cering	–	–	–	–	-0,6	-0,6
Valutaomräkningsdifferens	2,8	–	-0,1	–	-0,1	2,6
31 december 2016	407,1	10,1	5,0	1,2	3,5	426,9
Långfristiga	407,1	3,2	5,0	1,2	3,5	420,0
Kortfristiga	–	6,9	–	–	–	6,9
Summa	407,1	10,1	5,0	1,2	3,5	426,9

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 2017 är främst hänförliga till utbygnadsprojekt i Norge. Av den sammanlagda summan beräknas cirka 70 procent att regleras efter mer än 15 år, vilket baserats på uppskattningarna som använts i beräkningen av återställningskostnaderna per den 31 december 2017.

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 2017	31 december 2016
Leverantörsskulder	30,1	13,3
Överuttag	12,8	29,9
Upplupna kostnader och skulder till joint operations	188,9	238,8
Övriga upplupna kostnader	19,5	16,9
Övriga	7,7	9,5
	259,0	308,4

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 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

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

31 december 2016 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	8,9	–	–	8,9	–	–
Övriga fi nansiella anläggningstillgångar	0,5	–	0,5	–	–	–
Derivatinstrument	17,8	–	–	–	–	17,8
Fordringar på joint operations	31,2	31,2	–	–	–	–
Övriga kortfristiga fordringar 1	305,8	276,9	–	–	28,9	–
Likvida medel	69,5	69,5	–	–	–	–
	433,7	377,6	0,5	8,9	28,9	17,8

31 december 2016 MUSD	Summa	Övriga skulder till upplupet anskaffningsvärde	Finansiella skulder till upplupet anskaffningsvärde	Verkligt värde redovisat i resultaträkningen	Derivat för säkringsändamål
Finansiella skulder	4 048,3	–	4 048,3	–	–
Övriga långfristiga skulder	33,8	33,8	–	–	–
Derivatinstrument	67,4	–	–	–	67,4
Skulder till joint operations	238,8	238,8	–	–	–
Övriga kortfristiga skulder	52,9	23,0	–	29,9	–
	4 441,2	295,6	4 048,3	29,9	67,4

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 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	–
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	3,1	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	6,4	–
Överuttag	12,8	–	–
	12,8	9,5	–

31 december 2016 MUSD Nivå 1 Nivå 2 Nivå 3 Tillgångar Övriga aktier och andelar 8,9 – Derivatinstrument – långfristiga – 17,0 Derivatinstrument – kortfristiga – 0,8 – Underuttag 28,9 – – 37,8 17,8 – Skulder

	29,9	67,4	–
Överuttag	29,9	–	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	37,6	–
Derivatinstrument – långfristiga	–	29,8

Utestående derivatinstrument kan specifi ceras enligt följande:

Verkligt värde på utestående derivatinstrument i balansräkningen	31 december 2017 31 december 2016
MUSD	Tillgångar	Skulder	Tillgångar	Skulder
Räntesäkringsinstrument	28,3	6,7	17,8	31,6
Valutasäkringsinstrument	5,9	2,8	–	35,8
Summa	34,2	9,5	17,8	67,4
Långfristiga	26,5	3,1	17,0	29,8
Kortfristiga	7,7	6,4	0,8	37,6
Summa	34,2	9,5	17,8	67,4

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 2017 uppgick till en nettofordran om 21,6 MUSD (-13,8 MUSD).

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 2017 uppgick till en nettofordran om 3,1 MUSD (-35,8 MUSD).

För information om risker i den fi nansiella rapporteringen, se avsnitten Intern kontroll avseende den fi nansiella rapporteringen i Bolagsstyrningsrapporten på sidan 44 och Riskhantering på sidorna 24–27.

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 2017	Kassafl öde	Amortering 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 44 och Riskhantering på sidorna 24–27.

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 förslaget om en första kontantutdelning till årsstämman 2018 har inga väsentliga ändringar gjorts avseende mål, policies och processer under 2017.

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 2017	31 december 2016
Banklån	3 955,0	4 145,0
Likvida medel	-71,4	-69,5
Nettoskuld	3 883,6	4 075,5

Minskningen av nettoskulden i förhållande till 2016 är främst hänförlig till det fria kassafl öde som genererades under 2017.

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 3,15% per år som ökat från 3,00% i februari 2016. 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 2017 uppgick till 178,5 MUSD, vilka inkluderade aktiverade räntekostnader om 63,5 MUSD, vilka var hänförliga till lån avseende koncernens utbyggnadsaktiviteter. En ränteförändring om 100 procentenheter skulle fått till följd en förändring om 13,4 MUSD i den totala räntekostnaden för året när koncernens räntesäkringar för 2017 inkluderas i beräkningen.

Koncernen har ingått räntesäkringskontrakt enligt följande.

Ränta per år	Likvidperiod
1,87%	jan 2018 – dec 2018
1,42%	jan 2019 – dec 2019
2,01%	jan 2020 – dec 2020
2,17%	jan 2021 – dec 2021
2,37%	jan 2022 – dec 2022
	Binda den rörliga LIBOR-räntan

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 operativa krav på NOK, vilket sammanfattas i nedanstående tabell:

Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell valutakurs	Likvidperiod
3 493,0 MNOK	424,2 MUSD	8,23 NOK:1 USD	jan 2018 – dec 2018
1 672,4 MNOK	200,4 MUSD	8,35 NOK:1 USD	jan 2019 – dec 2019
1 000,0 MNOK	130,0 MUSD	7,69 NOK:1 USD	jan 2020 – dec 2020
750,0 MNOK	98,3 MUSD	7,63 NOK:1 USD	jan 2021 – dec 2021
500,0 MNOK	65,6 MUSD	7,62 NOK:1 USD	jan 2022 – dec 2022

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 2017 har en kortfristig fordran uppgående till 1,3 MUSD (-36,8 MUSD) och en långfristig fordran uppgående till 23,4 MUSD (-12,8 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 2017 vid en omräkning av koncernens dotterbolags resultaträkningar från funktionell valuta till rapporteringsvalutan US dollar.

Rörelseresultat i de fi nansiella rapporterna, MUSD		812,4	812,4
Förändring valutakurser	Genomsnittlig kurs 2017	10% försvagning av USD	10% förstärkning av USD
EUR/USD	0,8855	0,8050	0,9741
SEK/USD	8,5481	7,7710	9,4029
NOK/USD	8,2712	7,5193	9,0983
RUR/USD	58,3353	53,0321	64,1688
CHF/USD	0,9848	0,8953	1,0833
Summa påverkan på rörelseresultatet, MUSD		-69,2	69,2

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 55. En förstärkning om 10 procent av dollarkursen mot övriga valutor i koncernen skulle resultera i en valutakursvinst som är 318,5 MUSD lägre.

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 2017:

Årets resultat från kvarvarande verksamhet i de fi nansiella rapporterna, MUSD	380,9	380,9
Möjlig förändring	-10%	10%
Summa påverkan på årets resultat från kvarvarande verksamhet, MUSD	-38,5	38,5

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 2017 ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt. Det fi nns inga utestående oljeprissäkringskontrakt per den 31 december 2017.

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 2017 uppgick koncernens kundfordringar till 202,7 MUSD (193,4 MUSD). Det fi nns inga nyligen inträffade betalningsförsummelser. Övriga långfristiga och kortfristiga fordringar anses återvinningsbara och ingen avsättning för osäkra fordringar har redovisats per den 31 december 2017. 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 ersatte Lundin Petroleum sin existerande kreditfacilitet om 4,0 miljarder USD, vars avtalade belopp skulle ha minskats från och med juni 2016 och förfallit 2019, med en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om upp till 5,0 miljarder USD, med ett initialt avtalat belopp om 4,3 miljarder USD. Det avtalade beloppet har sedan ökats till 5,0 miljarder USD. Faciliteten är en reservbaserad kreditfacilitet som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten räknas om var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassafl ödet som genererats av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten.

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, uppdelad 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 2017	31 december 2016
Långfristiga
Återbetalning inom 1–2 år:
–Derivatinstrument	–	29,8
Återbetalning inom 2–5 år:
–Banklån	3 955,0	1 132,9
–Derivatinstrument	3,1	–
Återbetalning efter 5 år:
–Banklån	–	3 012,1
–Övriga långfristiga skulder	–	33,8
	3 958,1	4 208,6
Kortfristiga
Återbetalning inom 6 månader:
–Leverantörsskulder	30,1	13,3
–Överuttag	12,8	29,9
–Skatteskulder	0,6	0,2
–Skulder till joint operations	188,9	238,8
–Övriga kortfristiga skulder	7,7	9,5
–Derivatinstrument	3,2	19,5
Återbetalning efter 6 månader:
–Derivatinstrument	3,2	18,1
	246,5	329,3

Not 24 Ställda panter

I februari 2016 ingick Lundin Petroleum en sjuårig säkrad reservbaserad kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD. Faciliteten är en reservbaserad kreditfacilitet som är säkrad mot vissa kassafl öden som genereras av koncernen. Beloppet som är avtalat under faciliteten omräknas var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassafl ödet som genererats av vissa producerande fält och fält under utbyggnad till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa koncernbolags aktier och vissa av de pantsatta bolagens bankkonton. De ställda säkerheterna per den 31 december 2017 uppgår till 6 715,3 MUSD (743,8 MUSD) och representerar det bokförda värdet för de aktier i koncernbolag som har pantsatts, vilket beskrivs i avsnittet om moderbolaget på sidan 98.

Not 25 Ansvarsförbindelser och eventualtillgångar

Ansvarsförbindelser

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 redovisat några kostnader för detta per den 31 december 2017 eftersom dessa processer inte har bedömts leda till något framtida betalningsansvar för bolaget.

Not 26 Transaktioner med närstående

Lundin Lundin Petroleum identifi erar följande närstående enheter: 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	2017	2016
Försäljning av olja och relaterade produkter	176,2	155,0
Försäljning av tjänster	3,4	0,3
Inköp av tjänster	-1,9	-0,4

Sedan den 30 juni 2016, då Statoil ASA ökade sitt aktieinnehav i Lundin Petroleum till 20,1 procent, har koncernen sålt olja och sammanhängande produkter till Statoilkoncernen till marknadsmässiga villkor. Under 2017 uppgick denna försäljning till 176,2 MUSD (155,0 MUSD).

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. Ökningen av transaktioner med närstående jämfört med 2016 är hänförlig till försäljning och inköp av tjänster till/från IPC efter avknoppningen.

Vid datumet för IPC-avknoppningen innehade koncernen en fordran avseende rörelsekapital från IPC som uppgick till 27,4 MUSD. Denna fordran har minskat till 23,5 MUSD och redovisas som kortfristig tillgång då den förfaller under 2018.

Not 27 Genomsnittligt antal anställda

		2017		2016
Genomsnittligt antal anställda per land	Summa anställda	varav män	Summa anställda	varav män
Moderbolaget i Sverige	2	1	2	1
Utländska dotterbolag
Norge	354	266	344	258
Schweiz	34	21	45	26
Ryssland	16	10	16	10
Nederländerna	1	1	1	1
Summa	405	298	406	295
Summa kvarvarande verksamhet	407	299	408	296
Avyttrad verksamhet 1
Malaysia	57	36	105	66
Frankrike	47	36	48	40
Nederländerna	5	3	5	3
Summa avyttrad verksamhet 1	109	75	158	109

1 Genomsnittligt antal anställda fram till datumet för IPC-avknoppningen.

	2017		2016
Styrelseledamöter och bolagsledning	Summa vid slutet av året	varav män	Summa vid slutet av året	varav män
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter 1	7	4	7	4
Utländska dotterbolag
Bolagsledning	7	5	7	6
Summa koncernen	14	9	14	10

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

Not 28 Ersättning till styrelse, bolagsledning och övriga anställda

	2017		2016
Löner, andra ersättningar och sociala kostnader TUSD	Löner och andra ersättningar	Sociala kostnader	Löner och andra ersättningar	Sociala kostnader
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter	569	106	582	116
Anställda	314	178	308	157
Utländska dotterbolag kvarvarande verksamhet
Bolagsledning	10 625	1 325	6 696	1 069
Övriga anställda	84 730	20 910	75 432	18 812
Summa kvarvarande verksamhet	96 238	22 519	83 018	20 154
varav pensionskostnader		8 822		7 655
Avyttrad verksamhet
Övriga anställda	3 612	804	17 960	3 025
Varav pensionskostnader		314		1 157

Not: Ingen utbetalning gjordes för det prestationsbaserade incitamentsprogrammet under 2016.

Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning 1 TUSD	Fast styrelse arvode/fast lön	Andra förmåner 1	Kortfristig rörlig lön 2	Prestations baserat incitaments program	Arvode för kommitté arbete	Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbete	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

Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.

2 I syfte att förbättra redovisningen av ersättningar inkluderar tabellen från och med i år kortfristig rörlig lön för räkenskapsåret som redovisas. Tidigare refl ekterade denna tabell tidpunkten för beslutet. Kolumnen för kortfristig rörlig lön visar bonus som tilldelats för prestationer under 2017, inklusive skönsmässig bonus till vd och några andra personer inom bolagsledningen, se även sidan 41.

3 Omfattar nio personer, vilket är en ökning jämfört med tidigare år till följd av IPC-avknoppningen 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 under 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.

Löner och andra ersättningar till styrelseledamöter och bolagsledning 1 TUSD	Fast styrelse arvode/fast lön	Andra förmåner 1	Kortfristig rörlig lön 2	Unit bonus program	Arvode för kommitté arbete	Arvode för särskilda uppdrag utanför styrelsearbete 3	Pension	Summa 2016
Moderbolaget i Sverige
Styrelseledamöter
Ian H. Lundin	123	–	–	–	12	175	–	310
Peggy Bruzelius	58	–	–	–	17	–	–	75
C. Ashley Heppenstall	58	–	–	–	6	608	–	672
Lukas H. Lundin	58	–	–	–	–	–	–	58
William A. Rand	29	–	–	–	12	–	–	41
Grace Reksten Skaugen	58	–	–	–	6	–	–	64
Magnus Unger	58	–	–	–	12	18	–	88
Cecilia Vieweg	58	–	–	–	17	–	–	75
Summa styrelseledamöter	500	–	–	–	82	801	–	1 383
Utländska dotterbolag
Bolagsledning
Alex Schneiter	771	39	900	–	–	–	162	1 872
Övriga 3	2 598	144	1 998	246	–	–	438	5 424
Summa bolagsledning	3 369	183	2 898	246	–	–	600	7 296

¹ Andra förmåner inkluderar skolavgifter och sjukförsäkring för bolagsledningen.

2 I syfte att förbättra redovisningen av ersättningar inkluderar tabellen från och med i år kortfristig rörlig lön för räkenskapsåret som redovisas. Tidigare refl ekterade denna tabell tidpunkten för beslutet. Kolumnen för kortfristig rörlig lön visar bonus som tilldelats för prestationer under 2016, inklusive skönsmässig bonus till vd och några andra personer inom bolagsledningen, se även sidan 41. Till följd av detta har beloppen i tabellen räknats om jämfört med årsredovisningen för 2016.

3 Omfattar sex personer (Chief Financial Officer, Chief Operating Officer, Vice President Corporate Responsibility, Vice President Legal, Vice President Corporate Planning and Investor Relations och Vice President Corporate Finance).

Not: Ingen utbetalning gjordes för det prestationsbaserade incitamentsprogrammet under 2016.

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 lön 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 41–43 i Bolagsstyrningsrapporten för ytterligare information avseende koncernens principer för ersättning och ersättningspolicy för bolagsledningen för 2017.

Not 29 Långsiktiga incitamentsprogram

Bolaget har följande långsiktiga incitamentsprogram (LTIP).

Unit bonus program

Under 2008 införde Lundin Petroleum 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. Inlösenpriset vid inlösendatumet den 31 maj 2017 var 169,79 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 2017 och vilket år de kommer att lösas in.

			Program
Unit bonus program	2014	2015	2016	2017	Summa
Utestående vid periodens början	117 433	277 928	360 099	–	755 460
Omräkning av tilldelningar efter IPC-avknoppning / utdelning	7 405	17 002	21 339	–	45 746
Tilldelade under perioden	–	–	–	288 216	288 216
Förverkade under perioden	-466	-10 188	-28 163	–	-38 817
Förfallna under perioden	-124 372	-148 840	-129 232	–	-402 444
Utestående vid periodens slut	–	135 902	224 043	288 216	648 161
Inlösen datum
31 maj 2018	–	135 902	113 320	96 072	345 294
31 maj 2019	–	–	110 723	96 072	206 795
31 maj 2020	–	–	–	96 072	96 072
Utestående vid periodens slut	–	135 902	224 043	288 216	648 161

Kostnaderna för programmen framgår av nedanstående tabell.

Unit bonus program MUSD	2017	2016
2013	–	2,0
2014	1,5	2,0
2015	1,9	3,6
2016	2,4	2,5
2017	1,7	–
	7,5	10,1

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 2017 uppgick till 9,7 MUSD (10,1 MUSD). Avsättningen är beräknad baserat på Lundin Petroleums aktiekurs på balansdagen. Aktiekursen per balansdagen den 31 december 2017 var 187,80 SEK.

Prestationsbaserat incitamentsprogram

2015, 2016 och 2017 års bolagsstämmor godkände ett långsiktigt prestationsbaserat incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.

Programmet för 2017 gäller från och med den 1 juli 2017 och kostnaden för 2017 har redovisats från och med andra halvåret 2017. Tilldelningen för 2017 redovisas över en period 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 redovisas över en period om 3 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 utdelningen efter IPC-avknoppningen, 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 den 24 april 2017.

Programmet för 2015 gäller från och med den 1 juli 2015 och redovisas över en period om 3 år från och med den 1 juli 2015, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. 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 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 den 24 april 2017.

Nedanstående tabell visar antalet tilldelade rättigheter under LTIP-programmen, det utestående beloppet per den 31 december 2017 och vilket år de kommer att lösas in.

			Program
Prestationsbaserat incitamentsprogram	2014	2015	2016	2017	Summa
Utestående vid periodens början	602 554	684 372	512 595	–	1 799 521
Omräkning av tilldelningar efter IPC-avknoppning / utdelning	38 077	38 310	24 615	–	101 002
Tilldelade under perioden	–	–	–	355 954	355 954
Förverkade under perioden	–	-76 179	-130 308	–	-206 487
Förfallna under perioden	-640 631	–	–	–	-640 631
Utestående vid periodens slut	–	646 503	406 902	355 954	1 409 359
Inlösen datum
30 juni 2018	–	646 503	–	–	646 503
31 juni 2019	–	–	406 902	–	406 902
31 juni 2020	–	–	–	355 954	355 954
Utestående vid periodens slut	–	646 503	406 902	355 954	1 409 359

Kostnaderna för de långsiktiga prestationsbaserade incitamentsprogrammen framgår av nedanstående tabell.

Prestationsbaserat MUSD	2017	2016
2014	0,8	1,5
2015	1,5	1,9
2016	1,4	0,9
2017	0,7	–
	4,4	4,3

LTIP tilldelningar resultatförs i de fi nansiella rapporterna proportionellt över intjänandeperioden. Den totala effekten på eget kapital av de långsiktiga prestationsbaserade incitamentsprogrammen uppgick till 7,3 MUSD (7,7 MUSD) per den 31 december 2017, baserat på verkligt värde vid datumet för tilldelningen.

Not 30 Ersättning till koncernens revisorer

TUSD	2017	2016
PwC
Revisionsarvode	501	830
varav till PricewaterhouseCoopers AB	242	200
Revisionsrelaterat	44	84
varav till PricewaterhouseCoopers AB	20	–
Skatterådgivning	23	24
varav till PricewaterhouseCoopers AB	–	–
Övriga tjänster	18	36
varav till PricewaterhouseCoopers AB	7	6
Summa PwC	586	974
varav till PricewaterhouseCoopers AB	269	206
Ersättningar till andra revisorer än PwC	79	41
Summa, exklusive arvode för IPC-avknoppningen	665	1 015
varav till PricewaterhouseCoopers AB	269	206
PwC arvode för IPC-avknoppning varav till PricewaterhouseCoopers AB	471 –	– –
Summa revisionsarvode	1 136	1 015
varav till PricewaterhouseCoopers AB	269	206

I revisionsarvode ingår granskning av delårsrapporten för 2017. Revisionsrelaterat arbete innehåller särskilda uppdrag såsom licensrevisioner och revisioner av produktionsdelningskontrakt.

Not 31 Händelser efter balansdagens utgång

Inga händelser har inträffat efter balansdagens utgång.

Moderbolagets årsredovisning

Moderbolaget

Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till 46 648,6 MSEK (-103,3 MSEK) för året.

I resultatet ingick fi nansiella intäkter om 46 542,9 MSEK, hänförliga till en intern omorganisation som gjordes före IPCavknoppningen. Resultatet exklusive denna fi nansiella intäkt uppgår till 105,7 MSEK (-103,3 MSEK).

I resultatet ingick administrationskostnader om 146,7 MSEK (106,6 MSEK) och fi nansiella intäkter om 243,1 MSEK (-0,5 MSEK), exklusive fi nansiella intäkter hänförliga till den interna omorganisationen. De fi nansiella intäkterna inkluderar en utdelning om 238,6 MSEK (– MSEK) från ett dotterbolag.

De fi nansiella intäkterna hänförliga till den interna omorganisationen innefattar erhållna utdelningar från ett dotterbolag och försäljning av dotterbolag, kompenserat av kostnader för IPC-avknoppningen. Som en del av den interna omorganisationen, som slutfördes den 7 april 2017, sålde Lundin Petroleum AB samtliga aktier i två dotterbolag och förvärvade samtliga aktier i ett nybildat bolag som innehar samtliga aktier i Lundin Norway AS. Till följd av dessa transaktioner ökade det bokförda värdet på aktier i dotterbolag till 55 118,9 MSEK.

Ställda säkerheter till ett belopp om 55 118,9 MSEK (6 740,3 MSEK) var hänförliga till det bokförda värdet av de aktier som pantsattes i samband med kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum Holding BV, se även not 24 i noterna till koncernens fi nansiella rapporter.

Den svenska internationella åklagarkammaren inledde i juni 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 åklagarmyndigheten genom att lämna information om sin verksamhet i Block 5A i Sudan under denna tidsperiod. Ian H. Lundin och Alex Schneiter har förhörts av åklagarkammaren och har delgivits de misstankar som ligger till grund för förundersökningen. Det här är en del av förfarandet i en svensk förundersökning och inget åtal har väckts och det innebär inte heller att något åtal kommer att väckas. Som framförts vid ett fl ertal tillfällen tillbakavisar Lundin Petroleum kategoriskt alla påståenden om missgärningar och samarbetar med åklagarmyndighetens undersökning. Lundin Petroleum är fast förvissat om att bolaget var en positiv kraft i Sudan och att dess verksamhet bidrog till att förbättra levnadsförhållandena för befolkningen i Sudan.

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 64–69.

Moderbolagets resultaträkning

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	Not	2017	2016
Intäkter		9,4	3,8
Administrationskostnader		-146,7	-106,6
Rörelseresultat		-137,3	-102,8
Finansiella poster
Finansiella intäkter	1	46 786,4	3,5
Finansiella kostnader	2	-0,5	-4,0
		46 785,9	-0,5
Resultat före skatt		46 648,6	-103,3
Inkomstskatt	3	–	–
Årets resultat		46 648,6	-103,3

Moderbolagets rapport över totalresultat

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	2017	2016
Årets resultat	46 648,6	-103,3
Övrigt totalresultat	–	–
Totalresultat	46 648,6	-103,3
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	46 648,6	-103,3
	46 648,6	-103,3

Moderbolagets balansräkning

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	Not	2017	2016
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Aktier i dotterbolag	9	55 118,9	12 256,6
Summa anläggningstillgångar		55 118,9	12 256,6
Omsättningstillgångar
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter		1,5	5,4
Övriga fordringar	4	6,0	15,3
Likvida medel		4,8	3,2
Summa omsättningstillgångar		12,3	23,9
SUMMA TILLGÅNGAR		55 131,2	12 280,5
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		6 599,2	6 828,8
Balanserad vinst		824,0	4 622,6
Årets resultat		46 648,6	-103,3
Summa fritt eget kapital		54 071,8	11 348,1
Summa eget kapital		54 936,6	12 212,9
Långfristiga skulder
Avsättningar		0,6	0,6
Skulder till koncernbolag		–	49,4
Summa långfristiga skulder		0,6	50,0
Kortfristiga skulder
Leverantörsskulder		3,0	1,9
Skulder till koncernbolag		181,9	–
Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter	5	8,7	14,4
Övriga skulder		0,4	1,3
Summa kortfristiga skulder		194,0	17,6
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		55 131,2	12 280,5

Moderbolagets kassaflödesanalys

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

Belopp i MSEK	2017	2016
Kassafl öde från verksamheten
Årets resultat	46 648,6	-103,3
Justering för
Valutakursförluster	-1,6	-2,2
Intern omorganisation	-46 606,6	–
Övriga	–	26,8
Förändringar i rörelsekapital:
Förändringar i kortfristiga fordringar	13,2	-3,2
Förändringar i kortfristiga skulder	176,0	10,6
Summa kassafl öde från verksamheten	229,6	-71,3
Kassafl öde från fi nansiering
Förändringar i långfristiga skulder	–	-467,5
Köp av egna aktier	-229,6	–
Nyemission/avyttring egna aktier	–	544,1
Summa kassafl öde från fi nansiering	-229,6	76,6
Förändringar i likvida medel	–	5,3
Likvida medel vid årets början	3,2	0,4
Valutakursdifferenser i likvida medel	1,6	-2,5
Likvida medel vid årets slut	4,8	3,2

Förändringar i moderbolagets egna kapital

för räkenskapsåret som avslutades den 31 december

	Bundet eget kapital		Fritt eget kapital
Belopp i MSEK	Aktie kapital	Reserv fond	Övriga reserver	Balanserad vinst	Summa	Summa eget kapital
1 januari 2016	3,2	861,3	2 295,3	4 622,6	6 917,9	7 782,4
Totalresultat	–	–	–	-103,3	-103,3	-103,3
Transaktioner med ägare
Nyemittering/avyttring av egna aktier	0,31	–	4 533,51	–	4 533,5	4 533,8
31 december 2016	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
Utdelningar	–	–	–	-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

1 Under 2016 emitterade Lundin Petroleum 27 580 806 nya aktier till Statoil ASA som del av Edvard Griegtransaktionen. Bolaget emitterade också ytterligare 1 735 309 nya aktier och överförde 2 miljoner egna aktier till Statoil ASA för en kontant ersättning om 544,1 MSEK, baserat på en aktiekurs om 145,66 SEK per aktie. Dessa tre aktierelaterade transaktioner ökade bolagets aktiekapital/övrigt tillskjutet kapital med 4 533,8 MSEK.

Noter till finansiella rapporter

Moderbolaget

Not 1 Finansiella intäkter

MSEK	2017	2016
Resultat hänförligt till intern omorganisation	46 542,9	–
Utdelning	238,6	–
Garantiintäkter	3,3	3,5
Valutakursvinst	1,6	–
	46 786,4	3,5

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

Not 2 Finansiella kostnader

MSEK	2017	2016
Räntekostnader koncernen	0,5	1,8
Valutakursförlust	–	2,2
	0,5	4,0

Not 3 Inkomstskatt

MSEK	2017	2016
Resultat före skatt	46 648,6	-103,3
Skatt enligt gällande bolagsskatt i Sverige 22% (22%)	-10 262,7	22,7
Skatteeffekt av erhållen utdelning	12 076,9	–
Skatteeffekt av ej avdragsgilla kostnader	-1 775,7	-1,9
Ökning av ej bokförda skattemässiga underskott	-38,5	-20,8
	–	–

Not 4 Övriga fordringar

MSEK	31 december 2017	31 december 2016
Fordringar på koncernbolag	0,7	11,7
Mervärdesskattefordran	1,2	0,7
Övriga	4,1	2,9
	6,0	15,3

Not 5 Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter

MSEK	31 December 2017	31 December 2016
Sociala avgifter	1,5	1,6
Styrelsearvoden	1,3	0,5
Revisionsarvoden	0,6	0,8
Externa tjänster	5,0	11,5
	8,7	14,4

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 23.

Not 7 Ersättningar till revisor

MSEK	2017	2016
PwC
Revisionsarvode	2,1	1,6
Revisionsrelaterat	0,1	–
	2,2	1,6

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

Not 8 Förslag till vinstdisposition

Till sitt förfogande har årsstämman 2018 balanserade vinstmedel om 54 071,8 MSEK, inklusive årets resultat om 46 648,6 MSEK.

Styrelsen föreslår att årsstämman disponerar de balanserade vinstmedlen enligt följande.

MSEK

Utdelning om 4,00 SEK per aktie 1	1 354,1
Överföres i ny räkning	52 717,7
Balanserad vinst	54 071,8

1 Utdelningen är baserad på antalet utestående aktier fram till datumet för utbetalningen och det totala beloppet kan komma att ändras till denna tidpunkt till följd av återköp av egna aktier.

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 2017
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

Styrelsens försäkran

Styrelsen och koncernchef och vd i Lundin Petroleum AB har den 23 mars 2018 godkänt årsredovisningen för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2017 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, 23 mars 2018

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 Grace Reksten Skaugen Styrelseledamot

Jakob Thomasen Styrelseledamot

Cecilia Vieweg Styrelseledamot

Vår revisionsberättelse har avgivits den 26 mars 2018.

PricewaterhouseCoopers AB

Johan Rippe Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor

Johan Malmqvist Auktoriserad revisor

Revisionsberättelse

Till 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 2017. Bolagets årsredovisning och koncernredovisning ingår på sidorna 46–100 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 2017 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 2017 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- och gasbolag med prospekterings-, utbyggnads- och produktionsverksamhet som under räkenskapsåret 2017 har varit lokaliserad i Norge, Malaysia, Frankrike, Nederländerna och Ryssland. Per den 24 april 2017 genomfördes en sakutdelning i form av aktier i det nybildade bolaget International Petroleum Corporation där verksamheterna i Malaysia, Frankrike och Nederländerna hade placerats. Därefter var verksamheten primärt lokaliserad i Norge under resten av räkenskapsåret. 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 2017 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 2017 samt efter årsbokslutsrevisionen av räkenskapsåret 2017.

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.

Återvinning av det bokförda värdet av olje- och gastillgångar

Det bokförda värdet av olje- och gastillgångar uppgående till 4 937,1 MUSD (4 376,4 MUSD) per 31 december 2017, utgör majoriteten av 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.

Företagsledningens analys innehåller ett fl ertal faktorer som inkluderar men ej är begränsade till koncernens intention att fortsätta med framtida arbetsprogram, sannolikheten för framgångar i framtida borrningar, storleken på bevisade och sannolika reserver, kort- och långsiktiga oljepriser, framtida kostnader 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 utgör basen för bedömning av framtida planerad produktion som appliceras i nedskrivningstester av olje- och gastillgångar.

Som ett resultat av nedskrivningstesterna för producerande fält redovisades nedskrivningar under det andra och tredje kvartalet om totalt 30,6 MUSD relaterat till Brynhild fältet i PL148. Bedömningen per 31 december 2017 var att inga yttterligare indikationer på nedskrivningsbehov förelåg och ingen nedskrivning eller vändning av nedskrivning redovisades.

Som en del i processen för nedskrivnignstester av producerande fält testades även den goodwill om 128,1 MUSD 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 2017.

För icke-producerande fält skrev bolaget av 73,1 MUSD under året som prospekteringskostnader.

Se sidorna 55–56 i förvaltningsberättelsen, sidorna 65 och 69 i redovisningsprinciperna samt not 10 i årsredovisningen för mer information.

Särskilt betydelsefullt område Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området

För producerande fält har vi erhållit koncernens nedskrivningstest som försvarar nedskrivningarna i andra och tredje kvartalen samt bedömningen om indikationer på nedskrivningsbehov per 31 december 2017.

Som en del av vårt arbete med intern kontroll har vi utvärderat företagsledningens kontroller samt den process som följts för fastställande av indikationer på nedskrivning. Vår testning av interna kontroller försvarade företagsledningens slutsats att indikationer på nedskrivningsbehov förelåg under det andra och tredje kvartalen men att inga yttterligare indikationer förelåg per den 31 december 2017 som skulle kräva ytterligare nedskrivningstester av bolagets olje- och gastillgångar eller goodwill.

Som ett resultat av denna bedömning testade vi Brynhild fältet i PL148 där indikationer på nedskrivningsbehov förelåg under året och där det kvarvarande bokförda värdet skrivits ned. Avseende den nedskrivningsmodell som använts av företagsledningen har vi utvärderat och testat de interna kontrollerna för inmatning av data till nedskrivningstestet samt övervakning och godkännade av beräkningarna av nedskrivningarna.

Antagandena som ligger till grund för företagsledningens beräkning av återvinningsvärdet av olje och gastillgångar är i grunden subjektiva. Våra revisionsinsatser har därför bestått i att bedöma rimligheten i företagsledningens väsentliga bedömningar. Mer specifi kt har vårt arbete inkluderat men ej varit begränsat till följande insatser:

• · utvärdering av fastställande av kassagenererande enheter; · testning av modellen som använts av företagsledningen för att
• bedöma indikationer på nedskrivningsbehov och utförandet av nedskrivningsteter;
• · jämförelse av antagande avseende kortsiktiga olje- och gaspriser mot externa terminspriser;
• · jämförelse av antagande avseende långsiktiga olje- och gaspriser mot prognoser publicerade av mäklare, konsulter och övriga branschaktörer;
• · jämförelse av produktionsprofi ler och bevisade och sannolika reserver mot reservrapporten som är framtagen av ERC Equipoise Ltd;
• · verifi ering att beräknade framtida rörelsekostnader och investeringar överensstämmer med budgets;
• · utvärdering av använd infl ation och diskonteringsränta;
• · testning av den matematiska riktigheten av modellen för beräkning av återvinningsvärdet inklusive bedömning av en konsekvent applicering av policies.

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

• · utvärdering av att koncernens process för att inhämta reservrapporter var robust och gjordes i rätt tid;
• · bedömning av kompetens och objektivitet hos ERC Equipoise Ltd som expert, i syfte att säkerställa att de har rätt kvalifi kationer för att göra volymberäkningar;
• · validering att uppdaterade reservberäkningar var korrekt inkluderade i koncernens bedömning av nedskrivning samt i redovisning av avskrivningar;
• · testning av företagsledningens kontroller för utvärdering av riktigheten i data som inkluderats i reservrapporten från ERC för avskrivningsändamål.

För icke-producerande olje- och gastillgångar erhöll vi en lista med aktiverade prospekteringsutgifter per fält per 31 December 2017. Vi testade den matematiska riktigheten av denna lista och stämde av listan mot redovisningen. Därefter utvärderade och utmanade vi den fortsatta aktiveringen av prospekteringsutgifterna genom att gå igenom 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, rapportering av färdigställande från joint ventures, framtida planer och/ eller borrningsåtaganden.

Redovisning och värdering av aktuella skatter och uppskjutna skatter

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 2017 uppgick den aktuella och uppskjutna skattekostnaden till 501,2 MUSD (64,2 MUSD intäkt) varav 501,7 MUSD (14,2 MUSD) relaterade till uppskjuten skatt.

Koncernen redovisade en uppskjuten skatteskuld netto på 1 302,2 MUSD per 31 december 2017 (669,3 MUSD) 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 med uppskjutna skattefordringar som primärt relaterar till återställningskostnader samt förluster och värdejusteringar som förväntas kunna utnyttjas i framtiden.

Som en del av försäljningstransaktionen för Brynhild överfördes skattebasen för licensen till köparen. Som ett resultat kostnadsfördes den relaterade uppskjutna skattefordringen på 143,9 MUSD. Denna redovisades tillsammans med köpeskillingen för försäljningen och resulterade i en realisationsförlust på 14,4 MUSD.

Se sidorna 56–57 i förvaltningsberättelsen, sidorna 68–69 i redovisningsprinciperna samt not 7 och 8 i årsredovisningen för mer information.

Beräkning av avsättning för återställningskostnader

Koncernen har redovisat avsättningar för återställningskostnader per 31 december 2017 om 414,6 MUSD (407,1 MUSD).

Beräkningen av avsättning för återställningskostnader innefattar väsentliga bedömningar på grund av den inneboende komplexiteten i att bedöma framtida kostnader. 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 löpande. Denna genomgång inkluderar eventuella förändringar i lokala regler, företagsledningens förväntade tillvägagångssätt för återställandet, kostnadsuppskattningar, diskonteringsräntor och effekten av förändringar i valutakurser.

Se sidan 57 i förvaltningsberättelsen, sidaorna 67–69 i redovisningsprinciperna samt not 19 i årsredovisningen för mer information.

Särskilt betydelsefullt område Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området

Vi erhöll den årliga skatteberäkningen för det norska bolaget som tagits fram av företagsledningen.

Skatteberäkningen är föremål för bolagets interna kontroller. Vi testade företagsledningens kontroll för genomgång av den detaljerade skatteberäkningen och avstämningen av den effektiva skatten, avstämningen av skattebeskeded 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 2017 och per 31 december 2016 som användes i beräkningen mot underliggande dokumentation. Vi undersökte appliceringen av skatteregelverket och bedömde klassifi ceringen av skattekostnader inklusive redovisningen av realisationsförlusten från försäljningen av Brynhild.

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.

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.

De bokförda avsättningarna är föremål för bolagets interna kontroller. Vi har testat företagsledningens kontroller för framtagande och genomgång av kostnadsuppskattningar, som används i beräkningarna av avsättningarna och genomgång och godkännande godkännande av de slutliga avsättningarna för återställningskostnader.

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 för 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, hyresekostnader för riggar, diskonteringsräntor och år för återställandet.

För tillgångar där koncernen ej är operatör har vi 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.

Särskilt betydelsefullt område	Hur vår revision beaktade det särskilt betydelsefulla området
Avknoppning av International Petroleum Corporation	Vi har undersökt företagsledningens dokumentation som beskriver transaktionerna och inhämtat alla relevanta dokument, godkännanden
Den 24 april 2017 slutförde Lundin Petroleum avknoppningen av	och kontrakt såsom de presenterats av företagsledningen.
sina tillgångar i Malaysia, Frankrike och Nederländerna genom en	Vårt arbete avseende påverkan på koncernen har inkluderat men ej varit
utdelning av aktierna International Petroleum Corporation (IPC) till	begränsat till följande:
Lundin Petroleums aktieägare.	· inhämtat företagsledningens beräkning av det verkliga värdet av
	utdelningen som redovisades i rapporten för tremånadersperioden som
Utdelningen godkändes av en extra bolagsstämma i första kvartalet	avslutades 31 mars 2017;
2017 och resulterade i en utdelningsskuld samt en minskning av	· inhämtat och utvärderat nyckelantaganden som används av
det egna kapitalet med 410,0 MUSD, vilket redovisades i rapporten	företagsledningen i beräkningen av verkligt värde av utdelningen,
för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2017. Vid	bestående av framtida oljepriser, bevisade och sannolika
verkställandet av utdelningen den 24 april 2017 redovisades en	reserver och betingade resurser och prospekteringsresurser, samt
realisationsvinst om 51,9 MUSD i koncernens resultaträkning.	diskonteringsräntan;
Vinsten redovisades i enlightet med IFRIC 17 och motsvaras av	· inhämtat företagsledningens beräkning av realisationsresultatet som
skillnaden mellan bokfört värde av tillgångarna som delas ut	redovisades vid utdelningen och jämfört med beloppen med relevanta
(nettotillgångarna i IPC) och bokfört värde av utdelningsskulden.	underliggande dokument;
	· testat den matematiska riktigheten i beräkningarna.
Innan verkställandet av utdelningen, genomfördes en
omstrukturering av koncernen vilken resulterade i en	Vårt arbete avseende den interna omorganisationens påverkan på
utdelningsintäkt på 46 543 MSEK i moderbolagets resultaträkning	moderbolagets resultaträkning och balansräkning inkluderade men var ej
och en ökning av värdet av aktier i dotterbolag till 55 119 MSEK i	begränsat till:
moderbolagets balansräkning.	· inhämtat alla relveranta kontrakt för omstruktureringen;
	· jämfört de individuella transaktionerna and deras påverkan med
Se sidorna 48 och 53 i förvaltningsberättelsen och not 9 i	kontrakt och andra relevanta underlag;
årsredovisningen för mer information.	· testat den matematiska riktigheten i beräkningarna

Annan information än årsredovisningen och koncernredovisningen

Detta dokument innehåller även annan information än årsredovisningen och koncernredovisningen och återfi nns på sidorna 1–27 och 106–111. 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 International Financial Reporting Standards (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 2017 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

med aktiebolagslagen.

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

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 4 maj 2017 och har varit bolagets revisor sedan bolagets noterades på Stockholmsbörsen den 6 september 2001.

Stockholm, 26 mars 2018

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). Defi nitioner av nyckeltal beskrivs nedan:

Finansiell data från kvarvarande verksamhet MUSD	2017	2016	2015	2014	2013
Intäkter	1 997,0	950,0	380,3	627,2	952,4
EBITDA 1	1 501,5	752,5	246,3	570,9	833,8
Årets resultat	380,9	-399,3	-679,7	-414,8	60,2
Operativt kassafl öde 1	1 530,0	857,9	558,1	1 046,9	863,8
Nyckeltal per aktie från kvarvarande verksamhet USD
Aktieägarnas egna kapital per aktie	-1,03	-0,70	-1,61	1,40	3,90
Operativt kassafl öde per aktie	4,50	2,63	1,81	3,39	2,79
Kassafl öde från verksamheten per aktie	3,82	2,05	0,77	1,43	2,23
Resultat per aktie	1,13	-0,79	-2,18	-1,33	0,21
Resultat per aktie efter full utspädning	1,13	-0,79	-2,18	-1,33	0,21
EBITDA per aktie	4,41	2,31	0,80	1,85	2,69
EBITDA per aktie efter full utspädning	4,40	2,30	0,79	1,84	2,69
Utdelning per aktie	1,21	–	–	–	–
Antal utställda aktier vid årets slut	340 386 445	340 386 445	311 070 330	311 070 330	317 910 580
Antal aktier i cirkulation vid årets slut	339 153 135	340 386 445	309 070 330	309 070 330	309 570 330
Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut	340 237 772	325 808 486	309 070 330	309 170 986	310 017 074
Vägt genomsnittligt antal aktier vid årets slut efter full utspädning	341 380 316	326 738 233	310 019 890	309 475 038	–
Börskurs SEK
Börskurs	187,80	198,10	122,60	112,40	125,40
Nyckeltal (%) från kvarvarande verksamhet
Räntabilitet på eget kapital 2	–	–	–	-48	5
Räntabilitet på sysselsatt kapital	22	-9	-19	-8	15
Netto skuldsättningsgrad 2	–	–	–	605	99
Soliditet	-6	-17	-10	9	29
Andel riskbärande kapital	17	-3	1	28	53
Räntetäckningsgrad	6	-2	-8	-10	45
Operativt kassafl öde/räntekostnader	12	5	7	45	128
Direktavkastning	5	n/a	n/a	n/a	n/a

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

2 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom eget kapital är negativt per den 31 december 2017, 31 december 2016 samt 31 december 2015.

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.

Verksamhetskostnader:

Inkluderar utvinningskostnader, tariff- och transportkostnader, royalty och direkta produktionsskatter.

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.

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.

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	2017	2016	2015	2014	2013
Intäkter från egen produktion	1 693,5	947,9	380,3	627,2	952,4
Intäkter från tredje part	303,5	2,1	–	–	–
Produktionskostnader	-164,2	-168,4	-104,6	-11,3	-85,1
Avskrivningar och återställningskostnader	-567,3	-386,2	-159,1	-88,5	-130,2
Prospekteringskostnader	-73,1	-101,9	-146,5	-272,2	-285,4
Nedskrivning av olje- och gastillgångar	-30,6	-506,1	-526,0	-400,7	-81,7
Förlust vid försäljning av tillgångar	-14,4	–	–	–	–
Övriga rörelsekostnader	-303,3	-2,1	–	–	–
Bruttoresultat	844,1	-214,7	-555,9	-145,5	370,0
Administrationskostnader och avskrivningar	-31,7	-30,0	-32,8	-48,4	-36,8
Rörelseresultat	812,4	-244,7	-588,7	-193,9	333,2
Finansiella poster	70,1	-218,8	-670,9	-480,0	-73,2
Resultat från andel i intresseföretag	-0,4	–	–	–	–
Resultat före skatt	882,1	-463,5	-1 259,6	-673,9	260,0
Inkomstskatt	-501,2	64,2	579,9	259,1	-199,8
Årets resultat från kvarvarande verksamhet	380,9	-399,3	-679,7	-414,8	60,2
Årets resultat från avyttrad verksamhet	46,5	-100,0	-186,6	-17,1	12,7
Årets resultat	427,4	-499,3	-866,3	-431,9	72,9
Årets resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare:	431,2	-356,7	-861,7	-427,2	77,6
Årets resultat hänförligt till innehav utan bestämmande infl ytande:	-3,8	-142,6	-4,6	-4,7	-4,7
Årets resultat	427,4	-499,3	-866,3	-431,9	72,9

Balansräkning i sammandrag MUSD	2017	2016	2015	2014	2013
Materiella anläggningstillgångar	4 950,3	4 542,5	4 219,7	4 382,9	3 905,8
Övriga anläggningstillgångar	161,3	168,0	24,1	49,9	93,6
Omsättningstillgångar	417,2	491,6	541,5	659,2	362,0
Summa tillgångar	5 528,8	5 202,1	4 785,3	5 092,0	4 361,4
Eget kapital hänförligt till aktieägare	-350,8	-238,6	-498,2	431,5	1 207,0
Innehav utan bestämmande infl ytande	–	-113,6	24,1	34,2	59,8
Summa eget kapital	-350,8	-352,2	-474,1	465,7	1 266,8
Långfristiga avsättningar	1 725,9	1 119,1	970,5	1 295,2	1 345,1
Långfristiga skulder	3 880,0	4 082,1	3 867,0	2 683,1	1 264,1
Kortfristiga skulder	273,7	353,1	421,5	648,0	485,4
Summa eget kapital och skulder	5 528,8	5 202,1	4 785,3	5 092,0	4 361,4

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 2017	684,4	178,1
Förändringar under året
Försäljningar	-1,7	–
Förändringar	40,1	20,2
Utvidgningar och fyndigheter	2,1	1,1
Produktion	-29,2	-15,8
31 december 2017	695,7 1	183,6

1 2P oljereserverna som redovisades vid årets slut 2017 inkluderar 19,3 MMbbl av NGL.

2 Bolaget använder en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.

Bevisade, sannolika och möjliga reserver (3P) Kvarvarande verksamhet	Norge oljereserver MMbbl	Norge gasreserver Bn scf 2
1 januari 2017	858,0	240,8
Förändringar under året
Försäljningar	-2,2	–
Förändringar	27,1	9,2
Utvidgningar och fyndigheter	2,6	1,4
Produktion	-29,2	-15,8
31 december 2017	856,3 1	235,6

1 3P oljereserverna som redovisades vid årets slut 2017 inkluderar 23,8 MMbbl av NGL.

2 Bolaget använder en faktor på 6 000 för att räkna om en scf till en boe.

Definitioner och förkortningar

Definition reserver

Lundin Petroleum beräknar 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 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 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 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
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
RUR	Ryska rubler
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

Aktiedata

Aktiedata

Sedan bildandet av Lundin Petroleum i maj 2001 och fram till den 31 december 2017 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 2018	Rapport för de första tre månaderna (januari – mars 2018)
· 31 juli 2018	Rapport för de första sex månaderna (januari – juni 2018)
· 7 november 2018	Rapport för de första nio månaderna (januari – september 2018)

· 31 januari 2019 Bokslutsrapport 2018

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 torsdagen den 3 maj 2018 kl. 13.00 i Vinterträdgården, Grand Hôtel, Södra Blasieholmshamnen 8 i Stockholm.

Deltagande

För att få rätt att deltaga vid årsstämman måste aktieägare:

· vara införd i den av Euroclear Sweden AB förda aktieboken torsdagen den 26 april 2018 och;

· anmäla sitt deltagande till Lundin Petroleum senast torsdagen den 26 april 2018.

Anmälan om deltagande

· per post till adress: Computershare AB, "Lundin Petroleum AB's årsstämma", Box 610, 182 16 Danderyd

• · per telefon: +46 8 518 01 554
• · via e-mail: info@computershare.se
• · via hemsidan www.lundin-petroleum.com

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. Sådan registrering måste vara verkställd torsdagen den 26 april 2018.

Denna information är sådan information som Lundin Petroleum AB är skyldig att offentliggöra enligt lagen om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades för offentliggörande den 29 mars 2018 kl. 08.00 CEST.

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 2018.

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.

Omslagsbild av fotograf Øyvind Sætre.

Huvudkontor Lundin Petroleum AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sverige T +46-8-440 54 50 F +46-8-440 54 59 E info@lundin.ch

W lundin-petroleum.com