Orrön Energy

Quarterly Report • May 4, 2011

Stockholm 4 maj 2011

DELÅRSRAPPORT FÖR TREMÅNADERSPERIODEN SOM AVSLUTADES DEN 31 MARS 2011

HÖJDPUNKTER

Första kvartalet 2011

• Produktion om 33 500 boepd upp med 24% från första kvartalet 2010
• Resultat efter skatt för perioden om 53,4 MUSD upp med 293% från första kvartalet 2010
• EBITDA om 238,4 MUSD upp med 101% från första kvartalet 2010
• Operativt kassaflöde om 193,6 MUSD upp med 61% från första kvartalet 2010
• Nettoskulden reducerades till under 300 MUSD ner från 410 MUSD vid slutet av 2010
• Två prospekteringsframgångar Caterpillar och Tellusfyndigheter i Norge
• Tio norska licenser erhållna i 2010 års norska licensrunda, sex som operatör
• Tilldelas licens i Barents hav i den 21a norska licensrundan som operatör
• Tilldelas Guritablock i Natuna Sea, offshore Indonesien som operatör

	1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader	1 jan 2010- 31 mar 2010 3 månader	1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader
Produktion i Mboepd, brutto	33,5	26,9	30,5
Rörelsens intäkter i MUSD	291,8	166,5	798,6
Periodens resultat i MUSD	53,4	13,6	129,5
Periodens resultat hänförligt till
moderbolagets aktieägare i MUSD	55,1	15,9	142,9
Vinst/aktie i USD1	0,18	0,06	0,46
Vinst/aktie efter full utspädning i USD1	0,18	0,06	0,46
EBITDA i MUSD	238,4	118,8	603,5
Operativt kassaflöde i MUSD	193,6	120,5	573,4

Beloppen i ovanstående tabell baseras på kvarvarande verksamhet.

1 Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare

Lundin Petroleum är ett svenskt oberoende olje- och gasprospekterings och produktionsbolag med en välbalanserad portfölj av tillgångar i världsklass i Europa, Sydostasien, Ryssland och Afrika, Bolaget är noterat vid NASDAQ OMX, Stockholm (ticker "LUPE"), Lundin Petroleum har 187 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) bevisade och sannolika reserver.

Kära aktieägare,

Jag är glad att kunna rapportera att under de första tre månaderna 2011 har Lundin Petroleum fortsatt att leverera bättre resultat än förväntat. Under det första kvartalet 2011 nådde vår genomsnittliga produktion 33 500 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), vilket översteg våra mest optimistiska förväntningar. De positiva produktionsvolymerna var främst ett resultat av våra norska Alvheim- och Volundfält och tillsammans med ett genomsnittspris på Brentolja på över 105 USD per fat har vårt bolag uppnått rekordhögt operativt kassaflöde och EBITDA. Utvinningskostnaderna för våra norska fält är lägre än 4 USD per fat vilket även det har haft en positiv inverkan på vårt resultat.

Våra prospekteringsframgångar har fortsatt med både Caterpillar- och Tellusborrningarna i det större Alvheimoch det större Lunoområdet vilka resulterat i nya oljefyndigheter.

Finansiellt resultat

Lundin Petroleum genererade ett nettoresultat för de första tre månaderna 2011 om 53,4 MUSD. Våra producerande tillgångar har under första kvartalet fortsatt att generera ett högt operativt kassaflöde om 193,6 MUSD och EBITDA om 238,4 MUSD. Vid slutet av det första kvartalet hade vår nettoskuld minskat till mindre än 300 MUSD.

Produktion

Trots starkt produktionsresultat för första kvartalet vidhåller vi vår förväntade produktion för 2011 mellan 28 och 33 000 boepd. Det finns osäkerhet kring slutförandet av Alvheimborrningarna fas 2 samt längden på det planerade sommardriftsstoppet av Alvheim, vilka båda kommer att påverka den förväntade produktionen. Den förväntade produktionen kommer att revideras och presenteras vid Q2 resultatet.

Utbyggnad

Vår framtida produktionstillväxt kommer att genereras från ett antal norska utbyggnader som sammanräknat kommer att fördubbla vår nuvarande produktion till över 60 000 boepd inom de närmaste fem åren. Investeringarna för dessa projekt kommer, som tidigare kommunicerats, att finansieras genom en kombination av internt generat kassaflöde och banklån och utan behov av finansiering via eget kapital.

Vi gör goda framsteg när det gäller dessa utbyggnadsprojekt. Utbyggnaden av Gaupefältet planeras att sättas i produktion innan slutet av 2011 och adderar 5 000 boepd, netto, till Lundin Petroleum vid platåproduktion. Utbyggnadsplanerna för Nemo och Bøyla (tidigare Marihøne) fälten är båda planerade att lämnas in för godkännanden i år och vi är nöjda med framstegen.

Beträffande utbyggnaden av Luno har vi tillsammans med Det norske oljeselskap ASA, operatören av det närliggande Draupnefältet genomfört studier för att besluta om en gemensam utbyggnad av Luno och Draupne är bättre än fristående utbyggnader av respektive fält. Vi har tillsammans enats om att fortsätta med fristående utbyggnader vilket resulterat i att vi har kontrakterat en så kallad front end engineering och design (FEED) undersökning för utbyggnaden av Luno och inlämning av utbyggnadsplanen förväntas ske under 2011.

Prospektering

Vårt prospekteringsprogram i Norge för 2011 innefattar tio prospekterings- och utvärderingsborrningar. De första två borrningarna i det större Alvheim- och det större Lunoområdet har resulterat i två nya oljefyndigheter. Troligtvis kommer besked om utbyggnaden av de båda fyndigheterna att ske snabbare, med Caterpillar som byggs ut tillsammans med Bøylafältet genom Alvheim FPSO och Tellus som inkluderas i utbyggnaden av Lunofältet.

Vi kommer inom kort att påbörja utvärderingen av förra årets fyndighet Avaldsnes med två successiva borrningar i PL501. Vidare kommer Statoil att genomföra två borrningar i PL265 vilka kommer att utvärdera den delen av Avaldsnesstrukturen vilken vi tror fortsätter västerut in i licensen för vilken Statoil är operatör och Lundin Petroleum har en licensandel. Borrprogrammet kommer att avgöra storleken på Avaldsnesstrukturen vilket vid den lägre delen av intervallet sannolikt kan jämföras med storleken av Lunofältet om 150 miljoner fat och vid den högre delen av intervallet har en potential om en miljard fat.

Vår uppfattning har stärkts av resultatet från Statoils oljefyndighet Skrugard i Barents hav vilken bekräftar vår inställning om förekomst av olja norr om gasfältet Snøhvit. Vi har en stor areal i området vilken nyligen ökade ytterligare med tilldelningen av PL609 i den 21a licensrundan i Norge. Vi kommer att påbörja vår första borrning som operatör i Barents hav i juni/juli 2011 på strukturen Skalle i PL438.

Under de senaste fem åren har vi ökat vår licensareal i sydost Asien och investerat betydande belopp i insamling av 3D seismik. Vårt prospekteringsprogram med fem borrningar under 2011 kommer att påbörjas under maj månad och vi hoppas att det kommer att leda till ytterligare prospekteringsframgångar och ett nytt kärnområde för utbyggnad och produktion.

Olje- och gasindustrin

Den politiska osäkerheten i Nordafrika och Mellanöstern har under 2011 lett till att världens uppmärksamhet fokuserats på utbudet av olja. Brentpriset på olja ligger för närvarande över 120 USD per fat och dessa priser innehåller helt klart en geopolitisk riskpremie. Trots det är jag övertygad om att denna premie är lägre än den som beräknas av de flesta förespråkare och att högt oljepris främst drivs av utbud och efterfrågan. Efterfrågan har ökat under de senaste månaderna i takt med att utvecklade ekonomier återhämtar sig från lågkonjunktur samt fortsatt tillväxt i utvecklingsländerna. Som ett resultat tror jag att oljepriset sannolikt kommer att vara fortsatt högt oberoende av geopolitisk risk. Vi måste dock vara försiktiga då ytterligare ökningar till slut kommer att minska den ekonomiska tillväxten vilket kommer att få negativa konsekvenser på efterfrågan.

De sorgliga bilderna i samband med den japanska jordbävningen och tsunamin har berört alla runt om i världen. Förödelsens inverkan och konsekvenserna på kärnkraftsindustrin kommer sannolikt att innebära ytterligare press på oljepriset då efterfrågan på petroleumprodukter ökar.

Jag ser med stor förväntan på Lundin Petroleums utveckling. Produktionen överträffar förväntningarna och kommer att öka ytterligare med vår pipeline av utbyggnadsprojekt, särskilt Luno. Vi har skapat betydande aktieägarvärde med våra norska prospekteringsframgångar och jag är övertygad om att detta kommer att fortsätta med våra pågående prospekteringsaktiviteter.

Med vänlig hälsning

C. Ashley Heppenstall Koncernchef och VD

VERKSAMHETEN

Europa

Norge

Lundin Petroleums nettoproduktion för de första tre månaderna som avslutades den 31 mars 2011 (rapporteringsperiod) var i genomsnitt 23 500 fat oljeekvivalenter per dag (boepd).

Nettoproduktionen för rapporteringsperioden från Alvheimfältet, offshore Norge, (Lundin Petroleums licensandel l.a. 15%) var 12 700 boepd. Alvheimfältet har varit i produktion sedan juni 2008 och fortsätter att överträffa förväntningarna. Det utmärkta resultatet från reservoarerna har resulterat i ökade utvinningsbara bruttoreserver under 2010 till 276 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe), vilket motsvarar en 65-procentig ökning av reserverna från tidpunkten då Alvheimfältets utbyggnadsplan var slutförd 2005. Fas 2 av Alvheims utbyggnadsborrningar påbörjades 2010 och kommer nu att fortsätta fram till 2012 med ytterligare minst fyra multilaterala borrningar. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet var i genomsnitt 4,50 USD per fat under rapporteringsperioden.

Lundin Petroleums nettoproduktion från Volundfältet (l.a. 35%) uppgick till 10 800 boepd för rapporteringsperioden och överträffade väsentligt förväntningarna. Produktionsstart från Volundfältet skedde i april 2010 och produktionen ökade under året till platåproduktion i takt med att utbyggnadsborrningarna med framgång slutförts. Under rapporteringsperioden översteg Volundfältets produktion sin fulla kapacitet på Alvheim FPSO om 8 700 boepd netto, då den utnyttjade ytterligare tillgänglig kapacitet.

I oktober 2009 meddelades en ny fyndighet på strukturen Marihøne (ändrat namn till Bøyla) i PL340 (l.a. 15%). Bøyla innehåller utvinningsbara bruttoresurser om 20 MMboe och kommer att byggas ut som en återkoppling under vattnet till Alvheim FPSO. En utbyggnadsplan för Bøylafältet kommer att lämnas in 2011 med förväntad produktionsstart i slutet av 2013/början av 2014. Under första kvartalet 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Caterpillar PL340BS som ännu en ny oljefyndighet. Caterpillar, belägen nära Bøyla, kommer nu sannolikt att byggas ut som del av Bøylas utbyggnad.

Lunofältet i PL338 (l.a. 50%) upptäcktes 2007 och har därefter utvärderats med ytterligare två borrningar. Resultatet från utvärderingsborrningarna har inkluderats i den reservoarmodell som används vid planering av utbyggnad och har resulterat i en uppgradering från 95 MMboe bevisade och sannolika (2P) bruttoreserver till 148 MMboe för Lunofältet. Reserverna har uppskattats av certifieringsbolaget Gaffney, Cline and Associates. Arbetet med konceptuella utbyggnadsstudier för Lunofältet som ett fristående utbyggnadsprojekt i jämförelse med en gemensam utbyggnad av Lunofältet och det närliggande Draupnefältet har slutförts. Beslut har tagits om att fortsätta med den fristående utbyggnaden och FEED studier pågår nu. Utbyggnadsplanen för Luno kommer att lämnas in 2011.

I april 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Tellus i PL338 som en fyndighet. Tellusfyndigheten är sannolikt en nordlig förlängning av Lunofältet. En sidledsborrning genomförs på Tellusfältet för att utvärdera fyndigheten så att utbyggnaden kan inkluderas som del av Lunoutbyggnaden. Två reservoartester genomfördes i Tellusborrningen, av vilka den första genomfördes i sprucken grundsten och var det första framgångsrika fullskaliga testet i grundsten på den norska kontinentalsockeln. Den potentiella kommersiella produktionen från sprucken grundsten är positivt för att kunna addera resurser från detta intervall i fyndigheten Luno South och omkringliggande område.

En prospekteringsborrning i PL501 (l.a. 40%) med målsättning att nå strukturen Avaldsnes genomfördes med framgång under det tredje kvartalet 2010 och resulterade i en fyndighet. Produktionstester bekräftade utmärkta reservoarkaraktäristik och borrningen hade ett flöde om 5 000 boepd vid begränsad produktionsnivå. Fyndigheten Avaldsnes uppskattas innehålla utvinningsbara bruttoresurser mellan 100 och 400 MMboe i licens PL501 och strukturen som kontrolleras av en förkastning uppskattas fortsätta in i PL265 (l.a. 10%). Utvärdering av Avaldsnesfyndigheten kommer att börja under andra kvartalet 2011 med två utvärderingsborrningar i PL501. Ytterligare två borrningar kommer att genomföras under 2011 av Statoil, som är operatör för PL265 för att testa förlängningen av Avaldsnesstrukturen in i PL265. Den delen av Avaldsnesstrukturen i PL265 kallas Aldous Major South och Aldous Major North. Fyndigheterna Avaldsnes och Apollo i PL338 som gjordes 2010 har båda öppnat upp för ytterligare potential i det större Lunoområdet och ytterligare prospekteringsborrningar i PL359 (l.a. 40%) och PL410 (l.a. 70%) kommer sannolikt att ske under 2012.

Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 och produktionsstart förväntas ske i slutet av 2011. Gaupefältet med BG Group som operatör, har uppskattade bruttoreserver om cirka 31 MMboe och förväntas producera 5 000 boepd på platånivå, netto Lundin Petroleum.

Val av koncept har gjorts för utbyggnaden av Nemofältet i PL148 (l.a. 50%). Framsteg har gjorts beträffande slutförandet av de kommersiella överenskommelserna och planen är att lämna in en utbyggnadsplan för Nemo under 2011.

I januari 2011 tilldelades Lundin Petroleum tio prospekteringslicenser i licensrundan APA 2010 av vilka sex med Lundin Petroleum som operatör. I april 2011 tilldelades Lundin Petroleum som operatör, licens PL609 i den 21a norska licensrundan. PL609 (l.a.40%) är belägen i Barents hav, öster om Statoils nya stora oljefyndighet Skrugard som uppskattas innehålla mellan 150 till 250 MMboe. Lundin Petroleum har nu licensandelar i fem prospekteringslicenser i Barents hav och kommer att börja borrningen av prospekteringsstrukturen Skalle i PL438 (l.a. 25%) under andra kvartalet 2011.

Frankrike

I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2 450 boepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 600 boepd för rapporteringsperioden. Renoveringen av Grandvillefältet i Paris Basin vilken innefattar åtta nya utbyggnadsborrningar och installation av nya produktionsanläggningar har påbörjats.

Nederländerna

Gasproduktionen för Lundin Petroleum från Nederländerna var i genomsnitt 2 100 boepd för rapporteringsperioden.

Irland

Insamlingen av 3D seismik som påbörjades 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) pågår.

SYDOSTASIEN

Indonesien

Lematang (Södra Sumatra)

Lundin Petroleums nettoproduktion från Singa gasfält (l.a. 25,9%) uppgick under rapporteringsperioden till 800 boepd. Produktionen från Singafältet påbörjades under 2010. Bruttoproduktionen från den första producerande borrningen är cirka 20 miljoner standard kubikfot per dag (MMscfd) av gas till försäljning. En andra utbyggnadsborrning har slutförts under rapporteringsperioden vilken kommer att öka produktionen framöver.

Rangkas (Java)

Ett insamlingsprogram för 2D seismik på 474 km har slutförts över Rangkasblocket (l.a. 51%).

Baronang/Cakalang (Natuna Sea)

Ett 3D seismik program på 975 km2 över licenserna Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under april 2010. Tolkningen av resultatet är slutförd och prospekteringsborrning kommer att påbörjas under 2012. Vidare kommer insamling av 1 500 km 2D seismik på Cakalang att slutföras under 2011.

South Sokang (Natuna Sea)

Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i december 2010 för South Sokangblocket (l.a. 60%). Insamling av 2 400 km 2D kommer att slutföras under 2011.

Gurita (Natuna Sea)

Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i mars 2011 för Guritablocket (l.a. 100%). Insamling av 400 km2 3D kommer att genomföras under 2011.

Malaysia

Insamling av 2 150 km2 av 3D seismik på block PM308A (l.a 35%), PM308B (l.a 75%) och SB303 (l.a 75%) slutfördes under 2009. Bearbetning och tolkning av seismisk data har identifierat ett antal potentiella borrbara strukturer för kommande borrprogram 2011/2012. Fem prospekteringsborrningar kommer att genomföras i år med början i maj 2011.

RYSSLAND

Nettoproduktionen från Ryssland för perioden var 3 200 boepd.

I Laganskyblocket (l.a. 70%) i Norra Kaspien gjordes 2008 ett betydande fynd på Morskayafältet. Fyndigheten, som på grund av att den är belägen offshore, anses som strategisk av den ryska staten under lagen för utländska strategiska investeringar. Detta innebär att ett statligt bolag måste äga 50 procent innan utvärdering och utbyggnad sker. Under 2010 samlades 103 km2 av ny 3D seismik över Laganskyblocket vilken kommer att identifiera nya prospekteringsstrukturer.

AFRIKA

Tunisien

Produktionen från Oudnafältet (l.a. 40%) var i genomsnitt 800 boepd, för rapporteringsperioden.

Kongo (Brazzaville)

Prospekteringsborrningar kommer genomföras under 2011 med en borrning i Block Marine XIV (l.a 21,55%) och ytterligare en borrning i Block Marine XI (l.a. 18,75%).

FINANSIELL ÖVERSIKT

Resultat

Resultatet för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2011 (rapporteringsperioden), från den kvarvarande verksamheten, uppgick till 53,4 MUSD (13,6 MUSD). Resultatet hänförligt till moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till 55,1 MUSD (15,9 MUSD) för den kvarvarande verksamheten, motsvarande vinst per aktie, efter full utspädning, om 0,18 USD (0,06 USD).

Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 238,4 MUSD (118,8 MUSD), motsvarande EBITDA per aktie, efter full utspädning, om 0,77 USD (0,38 USD). Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till 193,6 MUSD (120,5 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie, efter full utspädning, om 0,62 USD (0,38 USD).

Koncernförändringar

Det har inte skett några förändringar i koncernen under rapporteringsperioden.

I föregående års belopp ingår Etrion Corporations resultat till och med den 12 november 2010, vilket var datumet då aktierna som innehölls i Etrion Corporation delades ut till Lundin Petroleums aktieägare, och Salawati Basin- och Salawati Islandtillgångarna, vilka såldes den 29 december 2010. Resultatet från den brittiska verksamheten ingår i avyttrad verksamhet till och med den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten.

Produktion

Produktionen för rapporteringsperioden uppgick till 3 103,0 tusen fat oljeekvivalenter (Mboe) (2 425,2 Mboe), för den kvarvarande verksamheten, vilket motsvarar 33,5 Mboe per dag (Mboepd) (26,9 Mboepd) och omfattar nedanstående:

Produktion	1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader	1 jan 2010- 31 mar 2010 3 månader	1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader
Norge
– Kvantitet i Mboe	2 115,2	1 290,3	6 629,8
– Kvantitet i Mboepd	23,5	14,3	18,2
Frankrike
– Kvantitet i Mboe	275,3	281,4	1 160,8
– Kvantitet i Mboepd	3,1	3,1	3,2

Nederländerna
– Kvantitet i Mboe	187,8	197,0	756,7
– Kvantitet i Mboepd	2,1	2,2	2,1
Indonesien
– Kvantitet i Mboe	70,1	197,4	887,1
– Kvantitet i Mboepd	0,8	2,2	2,4
Ryssland
– Kvantitet i Mboe	293,1	356,4	1 321,2
– Kvantitet i Mboepd	3,2	4,0	3,6
Tunisien
– Kvantitet i Mboe	71,5	102,7	372,2
– Kvantitet i Mboepd	0,8	1,1	1,0
Summa från kvarvarande verksamhet
– Kvantitet i Mboe	3 013,0	2 425,2	11 127,8
– Kvantitet i Mboepd	33,5	26,9	30,5
Avyttrad verksamhet - Storbritannien
– Kvantitet i Mboe	-	812,2	812,2
– Kvantitet i Mboepd	-	9,0	2,2
Summa exklusive innehav utan bestämmande inflytande
– Kvantitet i Mboe	3 013,0	3 237,4	11 940,0
– Kvantitet i Mboepd	33,5	35,9	32,7

Ökningen i producerad volym i Norge i förhållande till jämförelseperioden är hänförligt till Volundfältet som startade sin produktion i april 2010. Volundfältet bidrog med 10,8 Mboepd (- Mboepd) för rapporteringsperioden.

Jämförelseperiodens och 2010 års producerade volymer för Indonesien innehåller bidrag från Salawati basin- och Salawati Islandtillgångarna och uppgår till 2,2 mboepd respektive 2,0 mboepd. Salawatitillgångarna såldes i december 2010.

Rörelsens intäkter

Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 289,6 MUSD (165,5 MUSD) och beskrivs i not 1. Producerade volymer var 24% högre under rapporteringsperioden och erhållet pris var 40% högre än för jämförelseperioden. Lundin Petroleums genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter (boe) uppgick till 95,86 USD (68,28 USD) och framgår av nedanstående tabell. Det genomsnittliga Dated Brentpriset för rapporteringsperioden uppgick till 105,43 USD (76,36 USD) per fat.

Försäljning för rapporteringsperioden omfattar nedanstående:

Försäljning	1 jan 2011- 31 mar 2011	1 jan 2010- 31 mar 2010	1 jan 2010- 31 dec 2010
Genomsnittspris per boe i USD	3 månader	3 månader	12 månader
Norge
– Kvantitet i Mboe	2 176,4	1 273,6	6 712,5
– Genomsnittspris per boe	104,51	73,26	77,93
Frankrike
– Kvantitet i Mboe	291,3	294,1	1 168,0
– Genomsnittspris per boe	105,43	77,37	79,35
Nederländerna
– Kvantitet i Mboe	187,8	197,0	756,7
– Genomsnittspris per boe	54,37	43,68	44,37
Indonesien
– Kvantitet i Mboe	64,2	124,7	607,7
– Genomsnittspris per boe	32,91	70,50	65,31
Ryssland
– Kvantitet i Mboe	301,1	339,5	1 290,0
– Genomsnittspris per boe	63,36	49,44	51,65

Tunisien
– Kvantitet i Mboe	-	195,6	382,6
– Genomsnittspris per boe	-	78,27	77,15
Summa från kvarvarande verksamhet
– Kvantitet i Mboe	3 020,8	2 424,5	10 917,5
– Genomsnittspris per boe	95,86	68,28	71,92
Avyttrad verksamhet - Storbritannien
– Kvantitet i Mboe	-	814,4	814,4
– Genomsnittspris per boe	-	76,82	76,82
Summa
– Kvantitet i Mboe	3 020,8	3 238,9	11 731,9
– Genomsnittspris per boe	95,86	70,43	72,26

Antalet fat som sålts under en period kan avvika från antalet producerade fat beroende på flera orsaker. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av volymförändringar i lager, förvaring och i pipeline. Andra skillnader kan uppkomma som ett resultat dels av royaltybetalningar som gjorts i sak eller av produktionsdelningskontrakt.

Olja producerades i Tunisien under rapporteringsperioden men avlastning sker endast när Ikdam FPSO är nästan full. En last från Oudna lastades av i april 2011.

Oljan som produceras i Ryssland säljs antingen på den inhemska ryska marknaden eller exporteras till den internationella marknaden. Av den ryska försäljningen såldes under rapporteringsperioden 33 procent (40 procent) på den internationella marknaden till ett genomsnittspris om 100,91 USD per fat (74,31 USD per fat) och återstående 67 procent (60 procent) av den ryska försäljningen såldes på den inhemska marknaden till ett genomsnittspris om 44,75 USD per fat (33,02 USD per fat).

Övriga rörelseintäkter uppgick till 2,2 MUSD (0,9 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderar 1,3 MUSD (- MUSD) av intäkter hänförliga till en kompensation avseende justering för kvalitetsskillnader från Viljefältets ägare till Alvheim- och Volundfältets ägare. Alla tre fälten producerar till Alvheim FPSO fartyget och oljan blandas för att producera Alvheimolja (Alvheim crude blend) vilken sedan säljs. Före produktionsstarten på Volund var denna justering inte väsentlig och ett belopp om 0,5 MUSD nettoredovisades under jämförelseperioden mot produktionskostnaderna. I övriga rörelseintäkter ingår även tariffintäkter från Frankrike och Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.

Produktionskostnader

Produktionskostnaderna uppgick för rapporteringsperioden till 39,5 MUSD (39,2 MUSD) och beskrivs i not 2. Produktionskostnader och avskrivningar per fat oljeekvivalenter som producerats i den kvarvarande olje- och gas verksamheten framgår av nedanstående uppställning.

Produktionskostnader och avskrivningar i USD per boe	1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader	1 jan 2010- 31 mar 2010 3 månader	1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader
Utvinningskostnader	7,70	8,59	8,63
Tariff- och transportkostnader	1,98	1,17	1,57
Royalty och direkta skatter	3,86	4,38	3,74
Förändringar i lager/överuttag	-0,62	1,74	-0,31
Övrigt	0,19	0,28	0,38
Totala produktionskostnader	13,11	16,16	14,01
Avskrivningar	13,48	12,58	12,85
Total kostnad per boe	26,59	28,74	26,86

Utvinningskostnaderna för det första kvartalet 2011 uppgick till 23,2 USD per fat, jämfört med 20,8 MUSD för jämförelseperioden. Ökningen är huvudsakligen hänförlig till utvinningskostnader på Volundfältet, Norge och Singafältet, Indonesien, vilka påbörjade produktion under det andra kvartalet 2010, till viss del kompenserat av besparingar till följd av försäljningen av Salawati tillgångarna, Indonesien i december 2010.

Utvinningskostnaderna per fat var 10 procent lägre än för jämförelseperioden beroende på en 24 procent högre produktion under det första kvartalet 2011 än under det första kvartalet 2010. Utvinningskostnaderna förväntas öka under återstoden av året för att nå en genomsnittlig nivå för 2011 på 8,60 USD per fat, i linje med de tidigare uppskattningarna.

Tariff- och transportkostnaderna för det första kvartalet 2011 uppgick till 1,98 USD per fat jämfört med 1,17 USD per fat för jämförelseperioden. Ökningen beror på bidraget av produktionsvolymer från Volundfältet, Norge som betalar en tariff till Alveimfältets ägare. Lundin Petroleum har en licensandel om 15 procent i Alvheimfältet och en licensandel om 35 procent i Volundfältet. Den koncerninterna delen har eliminerats redovisningsmässigt och ger därmed en tariff- och transportkostnad netto, om 20 procent för Volund.

I royalty och direkta skatter ingår rysk mineralresursskatt (Russian Mineral Resource Extraction Tax, MRET) och rysk exportskatt. Skattesatsen MRET varierar i förhållande till världsmarknadspriset på Urals Blend och den ryska rubelns växelkurs och baseras på den ryska produktionsvolymen. MRET-genomsnittet för rapporteringsperioden uppgick till 20,28 USD (13,40 USD) per fat för den ryska produktionen. Exportskattesatsen på rysk olja justeras av den ryska staten varje månad och är beroende av det pris som erhålls för Urals Blend den föregående månaden. Exportskatten baseras på volym exporterad olja från Ryssland och genomsnittet uppgick till 47,04 USD (36,38 USD) per fat för rapporteringsperioden. Royalty och direkta skatter har ökat i förhållande till jämförelseperioden, vilket är en följd av prisökningen på råolja som påverkar kostnaden för MRET och exportskatt.

Det finns såväl permanenta som temporära tidskillnader, vilka får till följd att försäljningsnivåerna inte är desamma som produktionsnivåerna under en given tidsperiod. Dessa tidskillnader resulterar i förändringar i kolvätelager och under- eller överuttag, vilka har intäktsförts till ett belopp av 1,9 MUSD (-4,2 MUSD) under rapporteringsperioden.

Avskrivningar

Avskrivningar uppgick till 40,6 MUSD (30,5 MUSD) och beskrivs i not 3. Denna ökning är hänförlig till avskrivningar avseende Volundfältets produktion i Norge. Norge bidrog till ungefär 80 procent av de totala avskrivningarna för perioden, motsvarande en kostnad av 15,19 USD per fat, vilket ökar den totala nivån i förhållande till jämförelseperioden. Avskrivningar per fat under det första kvartalet 2011 är i linje med förväntningarna för perioden.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnaderna uppgick till 10,0 MUSD (33,5 MUSD) och beskrivs i not 4. Kostnaderna är hänförliga till tidigare aktiverade utgifter avseende Norges PL304 licens som återlämnades i januari 2011 samt ytterligare kostnader hänförliga till den icke framgångsrika borrningen som utfördes under det fjärde kvartalet 2010 på PL409 Norall, Norge.

Kostnader för prospekterings- och utvärderingsprojekt aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs dessa direkt i resultaträkningen som prospekteringskostnader. Samtliga aktiverade prospekteringskostnader omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger osäkerhet om deras framtida återvinning.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 14,8 MUSD (8,7 MUSD), av vilka 6,3 MUSD (0,4 MUSD) utgör icke kassaflödespåverkande kostnader som är hänförliga från koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP).

Tilldelning under koncernens LTIP program värderas enligt Black & Scholes optionsvärderingsmetod, vilken använder aktiekursen per den 31 mars 2011. Kostnaden fördelas över intjänandeperioden i enlighet med gällande redovisningsregler. Under det första kvartalet 2011, ökade Lundin Petroleums aktiekurs med mer än 9 procent jämfört med aktiekursen vid slutet av det fjärde kvartalet 2010 och därmed har kostnaden hänförlig till LTIP påverkat det första kvartalet 2011. Värdet av LTIP tilldelningen såsom den är beräknad i enlighet med Black & Scholes metod baseras på intjänandeperioden för samtliga utestående, tilldelade LTIP inklusive tidigare års och därför motsvarar kostnaden i resultaträkningen för det första kvartalet 2011 förändringen i avsättningen till och med den 31 mars 2011.

Finansiella intäkter

Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 17,3 MUSD (6,0 MUSD) och beskrivs i not 5.

Ränteintäkter för rapporteringsperioden uppgick till 1,3 MUSD (0,6 MUSD). Ränteintäkter för det första kvartalet 2011 inkluderar ett belopp om 0,9 MUSD hänförligt till ett lån till förmån för Etrion Corporation, vilket inte längre eliminerats i konsolideringen, till följd av utdelningen av aktierna i Etrion i november 2010.

I mars 2011 konverterade Lundin Petroleum 13,0 MUSD av den konvertibla lånefordran på Africa Oil Corporation (AOC), om 23,8 MUSD till 14 miljoner aktier i AOC till ett pris om 0,90 CAD per aktie. Aktierna såldes därefter på den öppna marknaden för 2,00 CAD per aktie, vilket innebar en realiserad vinst om 15,6 MUSD.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 14,1 MUSD (6,7 MUSD) och beskrivs i not 6.

Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 1,6 MUSD (1,2 MUSD). I enlighet med koncernens redovisningsprinciper har räntekostnader till ett belopp om 0,8 MUSD aktiverats under det första kvartalet 2010, vilka uppkommit i samband med utbyggnaden av Volundfältet och till följd av produktionsstarten har räntekostnaderna nu resultatförts.

Valutakursförluster för rapporteringsperioden uppgick till 8,5 MUSD (-4,9 MUSD). Euron förstärktes gentemot såväl US dollarn som den norska kronan under det första kvartalet 2011, vilket medförde valutakursförändringar på de koncerninterna lånefordringar som innehas av ett dotterbolag vars funktionella valuta är Euro.

I januari 2008 ingick koncernen ett räntesäkringskontrakt för att låsa LIBOR räntan till 3,75 procent per år avseende 200 MUSD av koncernens lån i USD för perioden från januari 2008 till januari 2012. 1,7 MUSD (1,8 MUSD) har kostnadsförts avseende betalningar under dessa räntesäkringskontrakt för rapporteringsperioden.

En avsättning för återställningskostnader har redovisats i balansräkningen till det diskonterade värdet av uppskattad framtida kostnad. Effekten av diskonteringen återförs varje år och redovisas över resultaträkningen. 1,1 MUSD (1,0 MUSD) har redovisats i resultaträkningen under rapporteringsperioden.

Skatt

Skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 136,9 MUSD (40,6 MUSD) och beskrivs i not 7.

Den aktuella skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 58,7 MUSD (6,8 MUSD) för den kvarvarande verksamheten. En aktuell skattekostnad om 49,0 MUSD (- MUSD) har redovisats i rapporteringsperioden, vilken är relaterad till den 28 procentiga skattesatsen under Norges onshore skatteregim, där underskottsavdragen har utnyttjats. Skattekostnaden i Norge består av en 28 procentig onshore- och en 50 procentig offshoreregim. Utbyggnadskostnader ger för närvarande vissa skatteavdrag som utnyttjas i den 50 procentiga norska offshore regimen.

Den uppskjutna skattekostnaden för rapporteringsperioden uppgick till 78,2 MUSD (33,7 MUSD).

Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 procent och 78 procent. Koncernens effektiva skattesats för rapporteringsperioden uppgick till 72 procent. Denna effektiva skattesats är beräknad direkt ur resultaträkningen och motsvarar inte den effektiva skattesatsen som betalas i varje land med verksamhet. Norge är det land som huvudsakligen bidrar till den totala skattekostnaden med en effektiv skattesats om 78 procent vilken reduceras av det för skatteändamål ökade avdraget för utbyggnadsutgifter. Den effektiva skattesatsen för upplupen skattekostnad är 31 procent eftersom underskottsavdrag och utgifter för prospektering gav en skattereduktion i Norge under rapporteringsperioden.

Innehav utan bestämmande inflytande

Resultat efter skatt hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -1,7 MUSD (-2,3 MUSD) och är främst hänförligt till innehavare utan bestämmande inflytandes andel i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo konsoliderat.

Avyttrad verksamhet

Resultat från avyttrad verksamhet uppgick för rapporteringsperioden till - MUSD (10,9 MUSD). Jämförelseperiodens belopp är hänförligt till resultatet för verksamheten i Storbritannien per den 6 april 2010, vilket var datumet för avknoppningen av den brittiska verksamheten. För ytterligare information hänvisas till not 8.

BALANSRÄKNINGEN

Anläggningstillgångar

Olje- och gastillgångar uppgick till 2 145,4 MUSD (1 999,0 MUSD) och finns beskrivna i not 9.

Utbyggnads- och prospekteringskostnader för rapporteringsperioden beskrivs nedan:

Utbyggnadsutgifter	1 jan 2011- 31 mar 2011	1 jan 2010- 31 mar 2010	1 jan 2010- 31 dec 2010
Belopp i MUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Norge	29,5	42,0	106,3
Frankrike	2,8	3,2	13,2
Nederländerna	0,4	0,8	4,5
Indonesien	2,7	5,0	10,2
Ryssland	1,3	1,5	6,6
Utbyggnadsutgifter från
kvarvarande verksamhet	36,7	52,5	140,8
Avyttrad verksamhet -
Storbritannien	-	17,1	17,1
Utbyggnadsutgifter	36,7	69,6	157,9

Under rapporteringsperioden har ett belopp om 29,5 MUSD, vilket avser utbyggnadsutgifter som redovisats på Gaupefältet, Norge och fas 2 borrningen på Alvheimfältet. 42,0 MUSD har förbrukats på utbyggnadsprojekt i Norge i jämförelseperioden, främst på Volundfältets utbyggnad.

Prospekteringsutgifter	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
Belopp i MUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Norge	59,8	28,5	160,8
Frankrike	0,3	0,2	1,0
Indonesien	2,9	1,2	13,5
Ryssland	2,0	5,4	18,3
Malaysia	4,4	1,6	10,6
Kongo (Brazzaville)	1,5	0,6	2,5
Vietnam	0,1	3,9	15,3
Övriga	0,7	1,1	4,4
Prospekteringsutgifter från
kvarvarande verksamhet	71,7	42,5	226,4
Avyttrad verksamhet -
Storbritannien	-	0,2	0,2
Prospekteringsutgifter	71,7	42,7	226,6

Under rapporteringsperioden har ett belopp om 59,8 MUSD, vilket avser prospekteringsutgifter som redovisats i Norge, till största delen avseende Tellusfyndigheten på PL338 licensen, Caterpillarfyndigheten på PL340 licensen och Earb PL505 licensen. Earb borrningen pågick den 31 mars 2011, liksom Tellusborrningen vilken var en sidospårsborrning för att nå Tellusfyndigheten.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 16,1 MUSD (15,3 MUSD) och avser kontorsutrustning och fast egendom.

Finansiella tillgångar uppgick till 83,9 MUSD (114,9 MUSD) och beskrivs i not 10. Andra aktier och andelar uppgick till 49,9 MUSD (68,6 MUSD) och är främst hänförliga till andelar i ShaMaran Petroleum. Långfristiga fordringar uppgick till 10,8 MUSD (23,8 MUSD) och är hänförliga till den återstående delen av konvertibellånet till förmån för AOC om 23,8 MUSD till följd av konverteringen i mars 2011. Övriga finansiella tillgångar uppgick till 18,8 MUSD (17,8 MUSD) och är främst hänförliga till återvinningsbar moms betald på kostnader i Ryssland, vilken uppgår till 17,4 MUSD (16,5 MUSD).

Uppskjutna skattefordringar uppgick till 15,1 MUSD (15,1 MUSD) och avser huvudsakligen icke utnyttjade skattemässiga underskott i Nederländerna.

Omsättningstillgångar

Fordringar och lager uppgick till 259,1 MUSD (236,2 MUSD) och beskrivs i not 11.

Lager inkluderar kolväten samt förbrukningstillgångar för fältarbeten och uppgick till 26,2 MUSD (20,0 MUSD). Kolvätelagret har ökat till följd av att det inte har utförts några avlastningar under rapporteringsperioden på Oudnafältet, Tunisien och att lager av förbrukningstillgångar har ökat i Malaysia där borrutrustning med lång leveranstid har köpts in i förväg för 2011 års kampanj om fem borrningar.

Kundfordringar uppgick till 113,9 MUSD (94,2 MUSD). Högre oljepris har medfört högre värde på kundfordringarna per den 31 mars 2011.

De kortfristiga lånefordringarna uppgick till 81,1 MUSD (74,5 MUSD) är till största delen hänförliga till ett lån i Euro som ställts ut till Etrion, vilket uppgick till 81,0 MUSD (74,0 MUSD).

Likvida medel uppgick till 26,6 MUSD (48,7 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhets- och investeringskrav.

Långfristiga skulder

Avsättningar uppgick till 900,3 MUSD (769,7MUSD) och framgår av not 12.

Avsättning för återställningskostnader uppgick till 99,2 MUSD (93,8 MUSD) och är hänförliga till framtida återställningsåtaganden i länder där verksamhet sker.

Avsättningen för uppskjuten skatteskuld uppgick till 764,2 MUSD (650,7 MUSD) och är hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. I enlighet med International Financial Reporting Standards (IFRS) har uppskjutna skattefordringar nettoredovisats mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.

Avsättningen för Lundin Petroleums LTIP program uppgick till 30,1 MUSD (18,8 MUSD). Ökningen beror på ökningen av Lundin Petroleums aktiekurs och på att ytterligare en intjänande period inkluderats.

Övriga avsättningar uppgick till 5,3 MUSD (5,0 MUSD) och innehåller en avsättning för ersättningar att betala vid uppsägningar i Tunisien om 3,1 MUSD (2,9 MUSD).

Långfristiga räntebärande skulder uppgick till 323,8 MUSD (458,8 MUSD) och hänför sig till koncernens kreditfacilitet som består av en 850 MUSD revolving borrowing base facility.

Kortfristiga skulder

Övriga kortfristiga skulder uppgick till 217,2 MUSD (185,0 MUSD) och beskrivs i not 13.

Skatteskulder uppgick till 83,6 MUSD (39,7 MUSD). I beloppet ingår såväl uppskjuten skattekostnad för den aktuella rapporteringsperioden som skulder vilka är hänförliga till 2010 års taxerade resultat som inte har förfallit till betalning per den 31 mars 2011 men kommer att betalas under 2011, när de förfaller.

Skulder gentemot joint venture partners uppgick till 105,7 MUSD (100,9 MUSD) och är hänförliga till pågående verksamhetsrelaterade kostnader.

Den kortfristiga delen av verkligt värde av det ränteswapkontrakt som ingicks i januari 2008 ingår i kortfristiga skulder och uppgick till 5,3 MUSD (6,9 MUSD).

MODERBOLAGET

Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta olje- och gastillgångar. Resultatet för moderbolaget uppgick till -45,1 MSEK (-10,3 MSEK) för rapporteringsperioden.

I resultatet ingår administrationskostnader om 44,9 MSEK (18,4 MSEK), finansiella intäkter om 1,6 MSEK (- MSEK) för att stödja vissa finansiella åtaganden för ShaMaran Petroleum samt räntekostnader om 5,2 MSEK (- MSEK). 2010 års jämförelsetal innehåller 3 995,2 MSEK i erhållen utdelning från ett dotterbolag.

NÄRSTÅENDETRANSAKTIONER

Under rapporteringsperioden har koncernen genomfört transaktioner med närstående till marknadsmässiga villkor, vilket beskrivs nedan:

Koncernen erhöll 0,1 MUSD (0,1 MUSD) från ShaMaran Petroleum i ersättning för hyra och andra tjänster och 0,2 MUSD (- MUSD) i ersättning för stöd för vissa finansiella åtaganden.

Koncernen erhöll 0,2 MUSD (0,2 MUSD) från AOC för ränteintäkter på ett lån om 23,8 MUSD (23,8 MUSD).

Koncernen betalade 0,1 MUSD (0,1 MUSD) till närstående för erhållen flygservice.

Dessutom har koncernen ställt ut ett lån i Euro till Etrion, vilket uppgick till 81,0 MUSD (74,0 MUSD). Ränta på lånet har fakturerats och uppgick för rapporteringsperioden till 0,9 MUSD (- MUSD).

LIKVIDITET

Lundin Petroleum har en säkrad kreditfacilitet på 850 MUSD, med en sjuårig förfallodag, vilken infaller under 2014, av vilka 323,8 MUSD har utnyttjats i kontanter per den 31 mars 2011. Krediten om 850 MUSD är en revolving borrowing base som är säkrad mot vissa kassaflöden som genererats av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under faciliteten beräknas på nytt var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som tillhandahåller faciliteten och överstiger för närvarande facilitetens storlek.

Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått fyra produktionsdelningskontrakt (PSC) med Petroliam Nasional Berhad, den malaysiska statens olje- och gasbolag (Petronas) avseende licenserna PM308A, PM308B, SB307 and SB308, och SB303 i Malaysia. BNP Paribas har, för Lundin Malaysia BV:s räkning, gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden hänförliga till dessa PSC:s uppgående till 82,8 MUSD. Utöver detta har BNP Paribas gett ut bankgarantier avseende arbetsåtaganden i Indonesien uppgående till 4,9 MUSD.

HÄNDELSER EFTER BALANSDAGENS UTGÅNG

I april 2011 konverterade Lundin Petroleum den återstående delen av den konvertibla lånefordran på AOC till 11,8 miljoner aktier i AOC till en konverteringskurs om 0,90 CAD per aktie. Aktierna såldes därefter på den öppna marknaden för 2,10 CAD per aktie.

I april 2011 tecknade Lundin Petroleum sig för ett belopp om 8,9 MEUR i Etrion Corporations obligationsemission om 60,0 MEUR. Obligationerna har getts ut på den norska obligationsmarknaden till en årlig ränta på 9 procent och med en löptid om fyra år. Betalningen från emissionen ska användas till en tidig avbetalning av det bryggfinansieringslån som Lundin Petroleum gett ut, vilket uppgick till 81,0 MUSD per den 31 mars 2011.

AKTIEDATA

Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 179 106 SEK, vilket motsvarar 317 910 580 aktier med ett kvotvärde per aktie om 0,01 SEK.

ERSÄTTNINGAR

Under 2008 införde Lundin Petroleum ett långsiktigt incitamentsprogram (LTIP) bestående av ett unit bonus program med en årlig tilldelning av units som vid inlösen kommer att ge en kontantutbetalning. Beloppet hänförligt till det långsiktiga incitamentsprogrammet kommer att betalas ut över en treårsperiod. Kontantutbetalningen bestäms vid slutet av respektive intjänandeperiod genom att multiplicera antalet units med aktiekursen. 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.

Årsstämman som hölls den 13 maj 2009 godkände 2009 års LTIP och delade upp den i ett program för högsta koncernledningen (vilket innefattar Koncernchef och VD, Chief Operating Officer, Chief Financial Officer och Senior Vice President Operations) och ett program för vissa övriga anställda.

LTIP för högsta koncernledningen innehåller 5 500 928 syntetiska optioner med ett lösenpris om 52,91 SEK (omräknat från 4 000 000 syntetiska optioner och 72,76 SEK vardera till följd av utdelningen av EnQuest och Etrionaktierna). Inlösendatum för de syntetiska optionerna inträffar i maj 2014, på femårsdagen från tilldelningen. Innehavaren kommer att erhålla en kontant utbetalning motsvarande den genomsnittliga slutkursen för bolagets aktie under det femte året som följer tilldelningen, med avdrag för lösenpriset multiplicerat med antalet syntetiska optioner.

Antalet utställda units som ingår i 2008, 2009 och 2010 års LTIP program per den 31 mars 2011 var 212 793 respektive 439 961 och 708 897 (omräknat till följd av utdelningen av Enquest och Etrionaktierna 2010).

REDOVISNINGSPRINCIPER

Koncernens finansiella rapporter har upprättats i enlighet med International Accounting Standards, IAS 34 delårsrapportering och årsredovisningslagen (1995:1554). Redovisningsprinciperna som tillämpas är i överensstämmelse med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2010.

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

Svensk lagstiftning tillåter inte att moderbolagets resultat redovisas i annan valuta än SEK, varför moderbolagets finansiella rapporter redovisas endast i SEK och inte i USD.

RISKHANTERING OCH OSÄKERHETER

Den övervägande risken som koncernen står inför är såväl olje- och gasprospekteringen och produktionen i sig. Olje- och gasprospektering, utbyggnad och produktion medför höga operativa och finansiella risker, som även med en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering kan vara svåra att eliminera eller ligger utanför bolagets kontroll. Lundin Petroleums kommersiella framgång i det långa perspektivet bygger på dess förmåga att finna, förvärva och utvinna olje- och naturgasreserver. En framtida ökning av Lundin Petroleums reserver kommer inte bara att bygga på förmågan att prospektera efter och bygga ut de tillgångar som Lundin Petroleum för närvarande förvaltar, men även dess förmåga att välja ut och förvärva lämpliga producerande tillgångar eller prospekt. Dessutom finns det inga garantier för att kommersiella kvantiteter av olja och gas kommer att utvinnas eller förvärvas av Lundin Petroleum.

Operationell risk

Koncernen står inför ett antal risker och osäkerheter i verksamheten som kan ha en negativ påverkan på dess förmåga att framgångsrikt följa sina prospekterings-, utvärderings- och utbyggnadsplaner samt dess produktion av olja och gas. En mer detaljerad analys av de operationella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2010.

Lundin Petroleum är, och kommer att vara aktivt engagerad i olje- och gasverksamheter i diverse länder. Lundin Petroleums prospektering, utbyggnad och produktionsaktiviteter kan utsättas för politiska och ekonomiska osäkerheter, expropriering av tillgångar, annullering eller justering av kontraktsrätter, skatter, royalties, plikter, utländska valutarestriktioner och andra risker som förorsakas av utländska myndighetsmakters kontroll över områden som Lundin Petroleum är verksamt i, samt risker för förluster till följd av inbördeskrig, gerillaaktiviteter eller uppror. Dessutom kräver vissa aspekter av Lundin Petroleums prospekterings- och produktionsprogram godkännande eller fördelaktiga beslut tagna av myndigheter.

Finansiell risk

I egenskap av internationellt olje- och gasutbyggnads- och produktionsbolag, verksamt globalt står Lundin Petroleum inför finansiella risker såsom fluktuationer i olje- och gaspris, valutakurser, räntor, likviditetsrisk och kreditrisk. Bolaget skall eftersträva att kontrollera dessa risker genom förnuftig ledning och användandet av internationellt accepterade finansiella instrument, såsom oljepris-, valuta- samt räntesäkringsinstrument. Lundin Petroleum använder sig av finansiella instrument enbart med syftet att minimera riskerna i bolagets verksamhet. En mer detaljerad analys av de finansiella risker som Lundin Petroleum står inför ges i bolagets årsredovisning för 2010.

Derivatinstrument

Den 8 januari 2008 ingick koncernen ett räntesäkringskontrakt där LIBOR räntan låstes till 3,75 procent per år och säkrade därmed 200 MUSD av koncernens USD banklån för perioden januari 2008 till och med januari 2012. Räntesäkringskontraktet är hänförlig till den existerande kreditfaciliteten. I enlighet med IAS 39, möter kontraktet villkoren för säkringsredovisning. Förändringar i verkligt värde för dessa kontrakt redovisas direkt i övrigt totalresultat. Per den 31 mars 2011 finns en skuld om 5,3 MUSD (6,9 MUSD) i balansräkningen, vilken utgör det verkliga värdet på den utestående delen av räntesäkringskontraktet.

VALUTAKURSER

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

	31 mar 2011		31 mar 2010		31 dec 2010
	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag
1 USD motsvarar NOK	5,7233	5,5135	5,8573	5,9452	6,0345	5,8564
1 USD motsvarar Euro	1,7316	1,7039	0,7224	0,7419	0,7537	0,7484
1 USD motsvarar Rubel	29,2647	28,3557	29,8551	29,4495	30,3570	30,5493
1 USD motsvarar SEK	6,4833	6,2877	7,1934	7,2064	7,1954	6,7097

KONCERNENS RESULTATRÄKNING

		1 jan 2011- 31 mar 2011	1 jan 2010- 31 mar 2010	1 jan 2010- 31 dec 2010
Belopp i TUSD	Not	3 månader	3 månader	12 månader
Kvarvarande verksamhet
Rörelsens intäkter
Försäljning av olja och gas	1	289 572	165 549	785 162
Övriga rörelseintäkter		2 186	944	13 437
		291 758	166 493	798 599
Rörelsens kostnader
Produktionskostnader Avskrivningar	2 3	-39 461 -40 619	-39 182 -30 499	-157 065 -145 316
Prospekteringskostnader	4	-10 010	-33 503	-127 534
Bruttoresultat		201 668	63 309	368 684
Vinst vid försäljning av tillgångar		-	-	66 126
Övriga intäkter		226	204	1 044
Administrationskostnader och
avskrivningar av övriga
materiella anläggningstillgångar		-14 803	-8 674	-42 004
Rörelseresultat		187 091	54 839	393 850
Resultat från finansiella
investeringar
Finansiella intäkter Finansiella kostnader	5 6	17 253 -14 054	6 016 -6 701	20 956 -33 463
		3 199	-685	-12 507
Resultat före skatt Skatt	7	190 290 -136 855	54 154 -40 563	381 343 -251 865
Periodens resultat från
kvarvarande verksamhet		53 435	13 591	129 478
Avyttrad verksamhet
Periodens resultat från avyttrad
verksamhet	8	-	10 922	368 992
Periodens resultat		53 435	24 513	498 470
Hänförligt till moderbolagets aktieägare:
Från kvarvarande verksamhet		55 129	15 877	142 883
Från avyttrad verksamhet		-	10 922	368 992
		55 129	26 799	511 875
Hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande:
Från kvarvarande verksamhet		-1 694	-2 286	-13 405
Periodens resultat		53 435	24 513	498 470
Resultat per aktie – USD 1
Från kvarvarande verksamhet		0,18	0,06	0,46
Från avyttrad verksamhet		-	0,03	1,18
		0,18	0,09	1,64
Resultat per aktie efter full utspädning – USD 1
Från kvarvarande verksamhet		0,18	0,06	0,46
Från avyttrad verksamhet		-	0,03	1,18
		0,18	0,09	1,64

¹ Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.

RAPPORT ÖVER TOTALRESULTAT

	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
Belopp i TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Periodens resultat	53 435	24 513	498 470
Övrigt totalresultat
Valutaomräkningsdifferens	54 568	-33 670	-43 972
Kassaflödessäkring	1 936	-957	-378
Investeringar som kan säljas	-20 455	8 783	53 128
Skatt på totalresultat	-484	-1 672	-1 771
Övrigt totalresultat efter skatt	35 565	-27 516	7 007
Totalresultat	89 000	-3 003	505 477
Totalresultat hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	86 837	-1 512	510 165
Innehav utan bestämmande inflytande	2 163	-1 491	-4 688
	89 000	-3 003	505 477

KONCERNENS BALANSRÄKNING

Belopp i TUSD	Not	31 mars 2011	31 december 2010
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar	9	2 145 395	1 998 971
Övriga materiella anläggningstillgångar		16 131	15 271
Finansiella tillgångar	10	83 867	114 878
Uppskjutna skattefordringar		15 505	15 066
Summa anläggningstillgångar		2 260 898	2 144 186
Omsättningstillgångar
Fordringar och lager	11	259 096	236 247
Likvida medel		26 564	48 703
Summa omsättningstillgångar		285 660	284 950
SUMMA TILLGÅNGAR		2 546 558	2 429 136
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Eget kapital hänförligt till aktieägare		1 007 253	920 416
Innehav utan bestämmande inflytande		79 528	77 365
Totalt eget kapital		1 086 781	997 781
Långfristiga skulder
Avsättningar	12	900 271	769 687
Banklån		323 822	458 835
Övriga långfristiga skulder		18 464	17 836
Summa långfristiga skulder		1 242 557	1 246 358
Kortfristiga skulder
Övriga kortfristiga skulder	13	217 220	184 997
Summa kortfristiga skulder		217 220	184 997
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		2 546 558	2 429 136
Ställda säkerheter		658 647	459 220
Ansvarsförbindelser		-	-

KONCERNENS KASSAFLÖDESANALYS

	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
Belopp i TUSD	31 mar 2011 3 månader	31 mar 2010 3 månader	31 dec 2010 12 månader
Kassaflöde från verksamheten
Periodens resultat	53 435	24 513	498 470
Vinst vid försäljning av avyttrad verksamhet	-	-	-424 196
Justeringar för ej kassaflödespåverkande poster	194 067	128 418	575 955
Erhållen ränta	630	28	589
Betald ränta	-1 485	-1 318	-2 937
Betald skatt	-17 975	-6 470	-25 029
Förändringar i rörelsekapital	-26 885	-26 747	-65 734
Summa kassaflöde från verksamheten	201 787	118 424	557 118
Kassaflöde använt för investeringar
Investeringar i dotterbolag	-	-	-22 553
Investeringar i intressebolag	-	-	235
Försäljningar av övriga aktier och andelar Förändringar i övriga finansiella	28 585	164	446
anläggningstillgångar	-	-80	39
Övriga betalningar Avyttringar	-557 -	-115 -	-3 085 -65 808
Investering i immateriella anläggningstillgångar	-	-	-200
Investeringar i olje- och gastillgångar	-108 320	-112 479	-348 819
Investeringar i solenergitillgångar	-	-2 833	-21 210
Investeringar i kontorsinventarier samt övriga
anläggningstillgångar	-1 307	-751	-4 853
Summa kassaflöde använt för investeringar	-81 599	-116 094	-465 808
Kassaflöde använt för/från finansiering Förändringar i långfristiga fordringar Förändringar i långfristiga banklån Betalda finansieringskostnader Köp av egna aktier Betalning vid nyemission i dotterbolag	- -139 821 - - -	27 011 - -48 - -	-75 324 -49 609 -51 -10 712 15 191
Summa kassaflöde använt för/från
finansiering	-139 821	26 963	-120 505
Förändring av likvida medel	-19 633	29 293	-29 195
Likvida medel vid periodens början Likvida medel som innehas för	48 703	77 338	77 338
försäljning/utdelning	-	-25 003	-
Valutakursdifferenser i likvida medel	-2 506	3 698	560
Likvida medel vid periodens slut	26 564	85 326	48 703
Summa kassaflöde från verksamheten
Från kvarvarande verksamhet	201 787	83 064	880 394
Från/använt för avyttrad verksamhet	-	35 360	-323 276
Summa kassaflöde använt för investeringar	201 787	118 424	557 118
Använt för kvarvarande verksamhet	-81 599	-98 711	-423 422
Använt för avyttrad verksamhet	-	-17 383	-42 386
	-81 599	-116 094	-465 808
Summa kassaflöde använt för/från
finansiering Använt för/från kvarvarande verksamhet Använt för/från avyttrad verksamhet	-139 821 -	26 963 -	-120 505 -
	-139 821	26 963	-120 505

KONCERNENS FÖRÄNDRINGAR I EGET KAPITAL

		Övrigt tillskjutet			Innehav utan
	Aktie	kapital/Övriga	Balanserad	Periodens	bestämmande	Summa eget
Belopp i TUSD	kapital	reserver	vinst	resultat	inflytande	kapital
Balans per den 1 januari 2010	463	840 378	712 085	-411 268	95 555	1 237 213
Överföring av föregående års resultat	-	-	-411 268	411 268	-	-
Totalresultat	-	-28 260	-51	26 799	-1 491	-3 003
Transaktioner med ägare
Omföring av aktierelaterade
ersättningar	-	619	-619	-	-	-
Aktierelaterade ersättningar	-	-	698	-	-	698
Summa transaktioner med ägare	-	619	79	-	-	698
Balans per den 31 mars 2010	463	812 737	300 845	26 799	94 064	1 234 908
Totalresultat	-	26 301	300	485 076	-3 197	508 480
Transaktioner med ägare
Förvärvat vid konsolidering	-	-	-	-	94	94
Avyttring	-	4 660	-10 520	-	-13 596	-19 456
Utdelning	-	-419 316	-298 288	-	-	-717 604
Köp av egna aktier	-	-10 712	-	-	-	-10 712
Omföring av aktierelaterade ersättningar	-	3 760	-3 760	-	-	-
Aktierelaterade ersättningar	-	-	2 071	-	-	2 071
Summa transaktioner med ägare	-	-421 608	-310 497	-	-13 502	-745 607
Balans per den 31 december 2010	463	417 430	-9 352	511 875	77 365	997 781
Överföring av föregående års resultat	-	-	511 875	-511 875	-	-
Totalresultat	-	31 708	-	55 129	2 163	89 000
Balans per den 31 mars 2011	463	449 138	502 523	55 129	79 528	1 086 781

KONCERNENS NOTER

Not 1, Segmentinformation,	1 jan 2011- 31 mar 2011	1 jan 2010- 31 mar 2010	1 jan 2010- 31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Rörelsens intäkter
Försäljning av:
Olja
- Norge	213 046	88 211	490 390
- Frankrike	30 714	22 754	92 681
- Nederländerna	51	37	128
- Indonesien	-	8 721	34 994
- Ryssland	19 080	16 787	66 624
- Tunisien	- 262 891	15 308 151 818	29 517 714 334
Kondensat
- Nederländerna	250	144	1 088
- Indonesien	-	22	200
	250	166	1 288
Gas
- Norge	14 410	5 096	32 687
- Nederländerna	9 909	8 422	32 357
- Indonesien	2 112	47	4 496
	26 431	13 565	69 540
Försäljning från kvarvarande
verksamhet	289 572	165 549	785 162
Försäljning från avyttrad verksamhet -
Storbritannien Summa försäljning	- 289 572	62 567 228 116	62 567 847 729
Rörelseresultat
- Norge	172 929	41 144	303 892
- Frankrike	21 544	13 386	52 309
- Nederländerna	4 401	2 217	7 273
- Indonesien	-25	1 944	18 203
- Ryssland	2 847	906	4 734
- Tunisien	-132	3 986	11 500
- Kongo (Brazzaville)	-	-	-19
- Vietnam	-126	-	-31 906
- Övriga	-14 347	-8 744	27 864
Rörelseresultat från kvarvarande
verksamhet	187 091	54 839	393 850
Rörelseresultat från avyttrad verksamhet
- Storbritannien	-	20 774	20 774
Summa rörelseresultat	187 091	75 613	414 624

Not 2, Produktionskostnader,	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Utvinningskostnader	23 192	20 828	97 179
Tariff- och transportkostnader	5 966	2 838	17 438
Direkta produktionsskatter	11 623	10 616	41 624
Förändring i lager/över och under uttag	-1 881	4 214	-3 409
Övriga	561	686	4 233
Produktionskostnader
från kvarvarande verksamhet	39 461	39 182	157 065
Produktionskostnader från avyttrad
verksamhet - Storbritannien	-	32 030	32 030
Summa produktionskostnader	39 461	71 212	189 095

Not 3, Avskrivningar,	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Norge	32 134	20 287	101 643
Frankrike	2 982	3 347	14 623
Nederländerna	3 249	4 451	16 490
Indonesien	1 035	798	4 218
Ryssland	1 219	1 616	6 002
Tunisien	-	-	6
Avskrivningar av olje- och
gastillgångar	40 619	30 499	142 982
Italien	-	-	2 334
Avskrivningar av solenergitillgångar	-	-	2 334
Avskrivningar från kvarvarande
verksamhet	40 619	30 499	145 316
Avskrivningar från avyttrad verksamhet -
Storbritannien	-	11 362	11 362
Summa avskrivningar	40 619	41 861	156 678

Not 4, Prospekteringskostnader,	1 jan 2011- 31 mar 2011	1 jan 2010- 31 mar 2010	1 jan 2010- 31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Norge	9 209	33 051	94 526
Vietnam	113	-	31 906
Övriga	688	452	1 102
Prospekteringskostnader från kvarvarande verksamhet	10 010	33 503	127 534
Prospekteringskostnader från avyttrad verksamhet - Storbritannien	-	61	61
Summa Prospekteringskostnader från avyttrad verksamhet	10 010	33 564	127 595

Not 5, Finansiella intäkter,	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Ränteintäkter	1 342	648	3 409
Valutakursvinster, netto	-	4 854	13 360
Försäkringsintäkter	-	362	377
Garanti-intäkter	250	45	2 348
Vinst vid försäljning av aktier	15 633	-	-
Övriga finansiella intäkter	28	107	1 462
Finansiella intäkter från kvarvarande
verksamhet	17 253	6 016	20 956
Finansiella intäkter från avyttrad
verksamhet - Storbritannien	-	360	360
Summa finansiella intäkter	17 253	6 376	21 316

	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
Not 6, Finansiella kostnader,	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Räntekostnader	1 591	1 244	10 047
Valutakursförluster, netto	8 518	-	-
Resultat från reglering av
räntesäkringskontrakt	1 695	1 751	6 990
Värdeförändring i räntesäkringskontrakt	-	942	3 872
Nuvärdesjustering av
återställningskostnader	1 102	1 026	3 989
Avskrivning av uppskjutna
finansieringskostnader	600	397	2 360
Förlust vid försäljning av aktier	-	972	3 879
Övriga finansiella kostnader	548	369	2 326
Finansiella kostnader från
kvarvarande verksamhet	14 054	6 701	33 463
Finansiella kostnader från avyttrad
verksamhet - Storbritannien	-	1 224	1 224
Summa finansiella kostnader	14 054	7 925	34 687
Not 7, Skatt,	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Kvarvarande verksamhet
Aktuell skatt	58 665	6 820	68 152
Uppskjuten skatt	78 190	33 743	183 713
Skatt från kvarvarande verksamhet	136 855	40 563	251 865
Aktuell skatt	-	7 315	7 315
Uppskjuten skatt	-	1 673	1 673
Skatt från avyttrad verksamhet -
Storbritannien	-	8 988	8 988
Summa skatt	136 855	49 551	260 853
	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
Not 8, Avyttrad verksamhet,	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
TUSD	3 månader	3 månader	12 månader
Försäljning av olja och gas	-	62 567	62 567
Övriga rörelseintäkter	-	1 983	1 983
Rörelsens intäkter	-	64 550	64 550
Produktionskostnader	-	-32 030	-32 030
Avskrivningar av olje- och gastillgångar	-	-11 362	-11 362
Prospekteringskostnader	-	-61	-61
Administrationskostnader och
avskrivningar	-	-323	-323
Rörelseresultat	-	20 774	20 774
Finansiella intäkter	-	360	360
Finansiella kostnader	-	-1 224	-1 224
Resultat före skatt	-	19 910	19 910
Skatt	-	-8 988	-8 988
Periodens resultat från avyttrad
verksamhet	-	10 922	10 922
Vinst vid försäljning av tillgångar	-	-	358 070
Periodens resultat från avyttrad
verksamhet	-	10 922	368 992

Not 9, Olje- och gastillgångar, TUSD	31 mar 2011	31 dec 2010
Norge	1 129 840	1 018 533
Frankrike	169 354	159 168
Nederländerna	49 954	49 721
Indonesien	82 491	78 011
Ryssland	628 802	614 731
Malaysia	46 200	42 058
Kongo (Brazzaville)	33 730	32 256
Irland	4 515	4 099
Övriga	509	394
	2 145 395	1 998 971

Not 10, Finansiella tillgångar, TUSD	31 mar 2011	31 dec 2010
Andra aktier och andelar	49 903	68 613
Aktiverade finansieringskostnader	4 340	4 650
Långfristiga fordringar	10 831	23 791
Övriga finansiella tillgångar	18 793	17 824
	83 867	114 878

Not 11, Fordringar och lager, TUSD	31 mar 2011	31 dec 2010
Lager	26 179	20 039
Kundfordringar	113 871	94 190
Underuttag	10 676	13 452
Kortfristiga fordringar	81 120	74 527
Fordringar på Joint venture partners	18 820	21 389
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	4 347	6 351
Övriga tillgångar	4 083	6 299
	259 096	236 247

Not 12, Avsättningar, TUSD	31 mar 2011	31 dec 2010
Återställningskostnader	99 167	93 766
Uppskjuten skatteskuld	764 212	650 695
Långsiktiga incitamentsprogram	30 075	18 821
Pension	1 524	1 421
Övriga avsättningar	5 293	4 984
	900 271	769 687
Not 13, Övriga kortfristiga skulder, TUSD	31 mar 2011	31 dec 2010
Leverantörsskulder	8 880	16,031
Överuttag	-	1,761
Aktuell skatteskuld	83 560	39,679

	217 220	184,997
Övriga skulder	6 014	5,932
Derivatinstrument	5 288	6,866
Kortfristiga räntebärande skulder	-	450
Skuld gentemot Joint venture partners	105 707	100,931
Skuld avseende bolagsförvärv	-	5,680
Upplupna kostnader	7 771	7,667
Aktuell skatteskuld	83 560	39,679

MODERBOLAGETS RESULTATRÄKNING I SAMMANDRAG

	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
Belopp i TSEK	3 månader	3 månader	12 månader
Rörelsens intäkter
Övriga rörelseintäkter	3 822	8 178	25 822
Bruttoresultat	3 822	8 178	25 822
Administrationskostnader	-44 883	-18 425	-72 222
Rörelseresultat	-41 061	-10 247	-46 400
Resultat från finansiella poster
Finansiella intäkter	1 626	491	4 012 086
Finansiella kostnader	-5 709	-30	-36 928
	-4 083	461	3 975 158
Resultat före skatt	-45 144	-9 786	3 928 758
Skatt	-	-550	7 328
Periodens resultat	-45 144	-10 336	3 936 086

MODERBOLAGETS RAPPORT ÖVER TOTALRESULTAT I SAMMANDRAG

Belopp i TSEK	1 jan 2011- 31 mar 2011 3 månader	1 jan 2010- 31 mar 2010 3 månader	1 jan 2010- 31 dec 2010 12 månader
Periodens resultat	-45 144	-10 336	3 936 086
Övrigt totalresultat	-	-	-
Totalresultat	-45 144	-10 336	3 936 086
Totalresultat hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	-45 144	-10 336	3 936 086
	-45 144	-10 336	3 936 086

MODERBOLAGETS BALANSRÄKNING I SAMMANDRAG

	31 mars 2011	31 december 2010
Belopp i TSEK
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Finansiella tillgångar	7 871 947	7 871 947
Summa anläggningstillgångar	7 871 947	7 871 947
Omsättningstillgångar
Fordringar	4 965	7 175
Likvida medel	579	6 735
Summa omsättningstillgångar	5 544	13 910
SUMMA TILLGÅNGAR	7 877 491	7 885 857
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive
periodens resultat	7 307 232	7 352 376
Långfristiga skulder
Avsättningar	36 402	36 403
Skulder till koncernföretag	523 883	482 281
Summa långfristiga skulder	560 285	518 684
Kortfristiga skulder
Kortfristiga skulder	9 974	14 797
Summa kortfristiga skulder	9 974	14 797
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER	7 877 491	7 885 857
Ställda panter	4 141 683	3 081 228
Ansvarsförbindelser	-	-

MODERBOLAGETS KASSAFLÖDESANALYS I SAMMANDRAG

	1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
	31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
Belopp i TSEK	3 månader	3 månader	12 månader
Kassaflöde använt för/från
verksamheten
Periodens resultat	-45 144	-10 336	3 936 086
Icke likviditetspåverkande poster	422	507	-3 918 807
Förändringar i rörelsekapital	-2 909	78	-798
Summa kassaflöde använt för/från
verksamhet	-47 631	-9 751	16 481
Kassaflöde från investeringar
Förändring av övriga finansiella
anläggningstillgångar	-	-	1 590
Summa kassaflöde från investeringar	-	-	1 590
Kassaflöde använt för finansiering
Förändring av långfristiga skulder	41 602	9 891	71 870
Köp av egna aktier	-	-	-83 157
Summa kassaflöde från/använt för
finansiering	41 602	9 891	-11 287
Förändring av likvida medel	-6 029	140	6 784
Likvida medel vid periodens början	6 735	532	532
Valutakursförändring i likvida medel	-127	9	-581
Likvida medel vid periodens slut	579	681	6 735

FÖRÄNDRINGAR I MODERBOLAGETS EGNA KAPITAL

		Bundet eget kapital	Fritt eget kapital
						Summa
	Aktie	Reserv	Övriga	Balanserad	Periodens	eget
Belopp i TSEK	kapital	fond	fonder	vinst	resultat	kapital
Balans per den 1 januari 2010	3 179	861 306	5 120 750	1 887 788	-32 271	7 840 752
Överföring av föregående års
resultat	-	-	-	-32 271	32 271	-
Totalresultat	-	-	-	-	-10 336	-10 336
Omföring av aktierelaterade
ersättningar	-	-	4 462	-4 462	-	-
Aktierelaterade ersättningar	-	-	-	135	-	135
Balans per den 31 mars 2010	3 179	861 306	5 125 212	1 851 190	-10 336	7 830 551
Totalresultat	-	-	-	-	3 946 422	3 946 422
Utdelning	-	-	-2 515 168	-1 826 272	-	-4 341 440
Köp av egna aktier	-	-	-83 157	-	-	-83 157
Omföring av aktierelaterade
ersättningar	-	-	24 918	-24 918	-	-
Balans per den 31 december
2010	3 179	861 306	2 551 805	-	3 936 086	7 352 376
Överföring av föregående års
resultat	-	-	-	3 936 086	-3 936 086	-
Totalresultat	-	-	-	-	-45 144	-45 144
Balans per den 31 december
mars 2011	3 179	861 306	2 551 805	3 936 086	-45 144	7 307 232

FINANSIELLA NYCKELTAL

Finansiella nyckeltal har beräknats på kvarvarande verksamhet.

		1 jan 2011-	1 jan 2010-	1 jan 2010-
		31 mar 2011	31 mar 2010	31 dec 2010
Finansiell data		3 månader	3 månader	12 månader
Rörelseresultat	TUSD	291 758	166 493	798 599
EBITDA	TUSD	238 404	118 840	603 450
Periodens resultat	TUSD	53 435	13 591	129 478
Operativt kassaflöde	TUSD	193 632	120 491	573 380
Nyckeltal, aktie
Aktieägarnas egna kapital per aktie	USD	3,24	3,64	2,96
Operativt kassaflöde per aktie	USD	0,62	0,38	1,84
Kassaflöde från verksamheten per aktie	USD	0,65	0,38	1,79
Resultat per aktie	USD	0,18	0,06	0,46
Resultat per aktie efter full utspädning	USD	0,18	0,06	0,46
EBITDA per aktie efter full utspädning	USD	0,77	0,38	1,93
Utdelning per aktie	USD	-	-	2,30
Börskurs vid periodens utgång	USD	14,56	8,49	12,47
Antal utställda aktier vid periodens slut		317 910 580	317 910 580	317 910 580
Antal aktier i cirkulation vid periodens slut		311 027 942	313 420 280	311 027 942
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden		311 027 942	313 420 280	312 096 990
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden, efter
full utspädning		311 027 942	313 420 280	312 096 990
Nyckeltal, koncernen
Räntabilitet på eget kapital	%	5	1	12
Räntabilitet på sysselsatt kapital	%	14	3	24
Netto skuldsättningsgrad	%	22	42	36
Soliditet	%	43	42	41
Andel riskbärande kapital	%	72	66	67
Räntetäckningsgrad	%	6 151	1 352	1 860
Operativt kassaflöde/räntekostnader	%	5 893	3 061	2 742
Direktavkastning	%	-	-	18

DEFINITIONER AV NYCKELTAL

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

Operativt kassaflöde per aktie: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Kassaflöde från verksamheten per aktie: Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Resultat per aktie: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.

Resultat per aktie efter full utspädning: Koncernens vinst efter skatt hänförlig till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.

EBITDA per aktie efter full utspädning: Koncernens EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för året efter full utspädning för utestående teckningsoptioner, EBITDA som används i denna rapport definieras som rörelseresultat före avskrivning av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.

Börskurs vid periodens utgång: Börskursen i USD är baserad på börskursen i SEK omräknat till balansdagens kurs.

Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för förändringar i antalet aktier efter full utspädning för utestående teckningsoptioner.

Räntabilitet på eget kapital: Koncernens vinst efter skatt dividerat med koncernens genomsnittligt eget kapital.

Räntabilitet på sysselsatt kapital: Koncernens resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).

Netto skuldsättningsgrad: Koncernens netto räntebärande skulder i förhållande till eget kapital hänförligt till aktieägare.

Soliditet: Koncernens totalt eget kapital i förhållande till balansomslutningen.

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

Räntetäckningsgrad: Koncernens resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med räntekostnader.

Operativt kassaflöde/räntekostnader: Koncernens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med årets räntekostnad.

Direktavkastning: Utdelning i förhållande till börskurs vid räkenskapsårets utgång.

Finansiell information

Bolaget kommer att publicera följande rapporter:

• Sexmånadersrapporten (januari-juni 2011) kommer att publiceras den 3 augusti 2011.
• Niomånadersrapporten (januari-september 2011) kommer att publiceras den 2 november 2011.
• Bokslutsrapporten (januari-december 2011) kommer att publiceras den 8 februari 2012.

Årsstämman kommer att hållas den 5 maj 2011 i Stockholm.

Stockholm den 4 maj 2011

C, Ashley Heppenstall Koncernchef & VD

Den finansiella informationen hänförlig till räkenskapsåret som avslutades den 31 mars 2011 har inte varit föremål för granskning av bolagets revisorer.

För ytterligare information var vänlig kontakta:

C, Ashley Heppenstall		Maria Hamilton
Koncernchef och VD	eller	Informationschef
Tel: +41 22 595 10 00		Tel: +46 8 440 54 50
		Tel: +41 79 63 53 641

FRAMÅTRIKTADE UTTALANDEN

Vissa uttalanden samt viss informationen i detta pressmeddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig kanadensisk 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 resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utvecklingsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utvecklingsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av belopp 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 och framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "förutse", "plan", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan", "kommer att", "projekt", "förutse", "potential", "inriktning", "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 detta pressmeddelande 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 utveckling), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillgång till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet, miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Riskfaktorer" samt på andra ställen i Bolagets årsredovisning för 2010. 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 i detta pressmeddelande är uttryckligen kvalificerade av detta varnande uttalande.