Delårsrapport för TREMÅNADERSPERIODEN som avslutades den 31 mars 2021

Lundin Energy AB (publ) organisationsnummer 556610-8055

Sammanfattning

Rekordhöga intäkter om 1,1 miljarder USD för kvartalet, till ett realiserat oljepris om 61 USD per fat
Starkt fritt kassaflöde om 526 MUSD, verksamhetskostnader under prognos om 2,85 USD per boe och nettoskuld minskad till under 3,5 miljarder USD
Utdelning om 1,80 USD per aktie, motsvarande 512 MUSD för räkenskapsåret 2020, godkänd av 2021 års årsstämma
Starka produktionsresultat om 183 Mboepd över prognosens medianvärde för kvartalet
Produktionsökning från Johan Sverdrups första fas beräknas till 535 Mbopd från maj 2021, vilket är tidigare än beräknat
Våra huvudprojekt fortlöper enligt plan för att uppnå över 200 Mboepd 2023 och vi arbetar vidare med flera nya projekt för att upprätthålla produktionen
Strategin för minskade koldioxidutsläpp för att uppnå koldioxidneutralitet i den operativa verksamheten från 2025 fortlöper enligt plan
Vi har genomfört den första försäljningen i världen av råolja som certifierats som koldioxidneutral ur ett produktionsperspektiv

Finansiella resultat

	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Produktion i Mboepd	182,9	152,4	164,5
Intäkter och övriga intäkter i MUSD	1 111,9	695,2	2 564,4
Kassaflöde från den löpande verksamheten i MUSD	750,2	638,3	1 528,0
Per aktie i USD	2,64	2,25	5,38
EBITDAX i MUSD	1 018,4	581,1	2 140,2
Per aktie i USD	3,58	2,05	7,53
Fritt kassaflöde i MUSD	526,2	406,7	448,2
Per aktie i USD	1,85	1,43	1,58
Periodens resultat i MUSD	68,9	-310,6	384,2
Per aktie i USD	0,24	-1,09	1,35
Justerat resultat i MUSD	149,8	66,0	280,0
Per aktie i USD	0,53	0,23	0,99
Nettoskuld i MUSD	3 464,0	3 694,2	3 911,5

Kommentar från Nick Walker, koncernchef och vd för Lundin Energy:

"Det gläder mig att vi har levererat starka resultat inom hela verksamheten under det första kvartalet 2021. Det har i kombination med återhämtningen av oljepriset lett till rekordhöga finansiella resultat. Trots att vi fortfarande står inför de utmaningar som COVID-19 medför, har våra huvudsakliga aktiviteter fortlöpt enligt plan.

Våra producerande tillgångar i världsklass fortsätter att överträffa förväntningarna, med utmärkt produktionseffektivitet och goda resultat inom hälsa, säkerhet och miljö. Detta innebär att vår produktion för kvartalet överstiger produktionsprognosens medianvärde, samtidigt som vi bibehåller våra industriledande låga verksamhetskostnader.

Johan Sverdrup fortsätter att överträffa förväntningarna och den första fasens produktionskapacitet är på väg att öka till 535 Mbopd, brutto. En utvärdering kommer att genomföras för att bedöma hur detta påverkar produktionskapaciteten för hela fältet, men jag förväntar mig att det kommer att leda till en höjning av nuvarande prognos som ligger på 720 Mbopd. Projektets andra fas fortlöper väl med installationsarbeten offshore som kommer att påbörjas under det andra kvartalet, och en bibehållen produktionsstart under det fjärde kvartalet 2022.

Projekten som kommer att bidra till förlängd platåproduktion vid det större Edvard Griegområdet fortlöper enligt plan. Det kompletterande borrprogrammet pågår och produktionsstart för projekten Solveig och Rolvsnes planeras till det tredje kvartalet. Jag tror även att det finns ytterligare potential sett till de nya möjligheterna vi arbetar med i området.

Med våra pågående projekt är vi i fas för att kunna öka produktionen till över 200 Mboepd 2023. Jag är förvissad om att vi kommer att kunna upprätthålla denna produktionsnivå, då vi har flera nya projekt som vi arbetar vidare med och ett spännande prospekteringsprogram med målsättning att nå betydande resurser.

Finansiellt sett var detta ett rekordkvartal, med intäkter om 1,1 miljarder USD som resulterade i ett betydande fritt kassaflöde om 526 MUSD. Detta är ett tydligt kvitto på verksamhetens kvalitet och motståndskraft och gör att vi kan finansiera tillväxt, ge utdelningar och minska vår nettoskuld som nu understiger 3,5 miljarder USD.

Vi fortsätter att göra goda framsteg med att minska koldioxidutsläppen i vår verksamhet, och har allt på plats för att uppnå koldioxidneutralitet från 2025. Vårt senaste åtagande i Karskruv vindkraftspark i Sverige, innebär att över 95 procent av vår oljeproduktion år 2023 kommer att drivas med förnybar energi från våra egna projekt. Vi meddelade nyligen försäljningen av världens första råolja som certifierats som koldioxidneutral, vilket stärker vår position som industriledande när det gäller låga koldioxidutsläpp. Jag tror detta är den första försäljningen av många i sitt slag, vilket kommer att utgöra en viktig faktor för att differentiera Lundin Energy värdemässigt i förhållande till andra bolag i branschen.

Vi har haft en stark start på året och gör goda framsteg när det gäller de viktigaste prioriteringarna för verksamheten. När jag nu blickar framåt är jag övertygad om att vi kan fortsätta att leverera motståndskraftig och hållbar tillväxt in i framtiden."

Lundin Energy är ett erfaret nordiskt olje- och gasbolag som prospekterar efter, bygger ut och utvinner resurser på ett ekonomiskt, effektivt och ansvarsfullt sätt. Vi fokuserar på att skapa värde för våra aktieägare och intressenter genom tre strategiska pelare: Motståndskraft, Hållbarhet och Tillväxt. Med tillgångar av hög kvalitet, som produceras till låg kostnad, är vi motståndskraftiga mot förändringar i oljepriset. Vår organiska tillväxtstrategi, i kombination med vårt hållbarhetsarbete och åtagande att minska koldioxidutsläpp, befäster vår ledande roll i en framtid med lägre koldioxidutsläpp. (Nasdaq Stockholm: LUNE). För mer information, besök www.lundin-energy.com eller ladda ner vår app via www.myirapp.com/lundin

VERKSAMHETEN

Samtliga belopp och uppdateringar som redovisas i denna verksamhetsrapport avser, om inte annat anges, den tremånadersperiod som avslutades den 31 mars 2021 (rapporteringsperioden).

Den pågående COVID-19 krisen

Lundin Energy har fortsatt att arbeta förebyggande för att säkerställa medarbetares och underleverantörers hälsa, och samtidigt minimera risken för påverkan på verksamheten. COVID-19 har hittills inte medfört någon störning i produktionen och trots att vissa projektaktiviteter påverkats så har dessa hanterats framgångsrikt för att undvika en negativ påverkan på produktionsprognosen.

Produktion

Produktionen uppgick till 182,9 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd), vilket var två procent över produktionsprognosens medianvärde för kvartalet. Bolagets producerande tillgångar fortsätter att visa upp starka resultat från såväl anläggningar som reservoarer. Produktionsprognosen för helåret på mellan 170 och 190 Mboepd kvarstår.

Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 2,85 USD per boe, vilket var fem procent lägre än prognosen för kvartalet. Helårsprognosen för verksamhetskostnaderna på 3 USD per boe år är oförändrad.

	1 jan 2021-	1 jan 2020-	1 jan 2020-
Produktion	31 mar 2021	31 mar 2020	31 dec 2020
i Mboepd	3 månader	3 månader	12 månader
Olja	170,0	140,7	152,7
Gas	12,9	11,7	11,8
Summa produktion	182,9	152,4	164,5

Produktion i Mboepd	l.a.1	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Johan Sverdrup	20%	102,8	73,5	87,6
Edvard Grieg	65%	67,9	63,4	63,6
Ivar Aasen	1,385%	0,8	0,9	0,8
Alvheimområdet	15% - 35%	11,4	14,6	12,5
		182,9	152,4	164,5

1 Lundin Energys licensandel (l.a.)

Produktion från Johan Sverdrups första fas var i linje med prognos, med en produktionseffektivitet om 98 procent. Den första fasens processkapacitet planeras att öka från 500 tusen fat olja per dag (Mbopd), brutto till 535 Mbopd i början av maj 2021, när uppgradering av systemet för vatteninjicering har genomförts, vilket krävs för att understödja den högre produktionsnivån. Detta motsvarar en ökning om 95 Mbopd, brutto sedan produktionsstarten i slutet av 2019. Reservoaren fortsätter att uppvisa goda resultat, med hög produktionseffektivitet och en utmärkt kommunikation inom fältet. En produktionsbrunn slutfördes under rapporteringsperioden och resultaten var i linje med förväntan, och fältet producerar för närvarande från 13 brunnar. Johan Sverdrup drivs med landström och är ett av världens mest koldioxideffektiva fält, med koldioxidutsläpp för perioden om under 0,1 kg CO2 per fat. Verksamhetskostnaderna uppgick till 1,66 USD per boe.

Produktionen från Edvard Griegfältet översteg prognos med fyra procent, tack vare en produktionseffektivitet om 99 procent, och ökad anläggningskapacitet på grund av den fortsatta nedtrappningen av produktionen på Ivar Aasenfältet. Det planerade kompletterande borrprogrammet om tre brunnar på Edvard Grieg påbörjades i januari 2021, med jack-up riggen Rowan Viking, och fortlöper enligt plan. Två av de kompletterande brunnarna kommer att utrustas med den innovativa lösningen Fishbones, vilket kommer att förbättra effektiviteten i reservoaren som består av bergart av typen konglomerat. Den första av brunnarna har slutförts med framgång och förväntas att börja producera under det andra kvartalet 2021. Projektet med installation av landström på Edvard Grieg fortlöper enligt plan och förväntas att tas i bruk under den senare delen av 2022. Strömkabeln har installerats på Edvard Grieg och lagts på havsbotten vid Johan Sverdrup, och inväntar den andra fasens processanläggningsplattform under 2022. Avveckling av det befintliga gasturbinbaserade systemet på plattformen samt installationen av system för att tillhandahålla processvärme pågår, och förväntas att vara färdigställt, som planerat, under den senare delen av 2022. Verksamhetskostnaderna, inklusive nettoredovisade tariffintäkter, uppgick till 3,76 USD per boe.

Produktionen från Ivar Aasenfältet var fem procent under prognos. Inflödet av producerat vatten har fortsatt att öka, vilket har resulterat i att produktionsminskning accelererat. Två kompletterande brunnar har börjat producera under rapporteringsperioden och resultaten från de båda understeg förväntan.

Produktionen från Alvheimområdet var i linje med förväntan, med en produktionseffektivitet om 99 procent. En kompletterande brunn som påbörjades i slutet av 2020, började producera i mars 2021, med resultat som var i linje med förväntan. Två kompletterande brunnar planeras att borras i Alvheimområdet under den andra halvan av 2021. Verksamhetskostnaderna uppgick till 7,17 USD per boe.

Utbyggnad

Helårsprognosen för utbyggnadsutgifter kvarstår på 850 MUSD för 2021.

Projekt	I.a.	Operatör	Uppskattade bruttoreserver	Produktionsstart	Förväntad maximal bruttoproduktion
Johan Sverdrup Fas 2	20%	Equinor	2,2 – 3,2 Bn boe1	Q4 2022	720 Mbopd1
Solveig Fas 1	65%	Lundin Energy	57 MMboe	Q3 2021	30 Mboepd
Rolvsnes EWT 2	80%	Lundin Energy	–	Q3 2021	3 Mboepd

1 Hela Johan Sverdrupfältet

2 Förlängda borrtest

Johan Sverdrups andra fas

Den andra fasen av Johan Sverdrups utbyggnadsprojekt innefattar installation av en andra processanläggningsplattform som kommer att sammanlänkas med den första fasens fältcenter, undervattensanläggningar för att ansluta fältets satellitområden Avaldsnes, Kvitsøy och Geitungen, och implementering av en förbättrad utvinningsteknik genom alternering av vatten- och gasinjicering för hela fältet. Ytterligare 28 brunnar kommer att borras. Johan Sverdrupfältets bruttoreserver uppskattas till mellan 2,2 och 3,2 miljarder boe, och projektets partners har som målsättning att uppnå en utvinningsgrad om över 70 procent. Tack vare en etablerad högre processkapacitet för den första fasen kommer platåproduktionsnivån för hela fältet att höjas till 720 Mbopd, brutto när den andra fasen tas i produktion. Studier för att identifiera möjligheter för att öka produktionsnivån ytterligare genomförs för närvarande, och dessa förväntas vara slutförda under det andra kvartalet 2021. Break-even priset på olja för hela Johan Sverdrupfältet, inklusive tidigare investeringar, uppnås vid ett oljepris om under 20 USD per boe.

Investeringen för den andra fasen uppskattas till nominellt 41 miljarder NOK, brutto, vilket är oförändrat jämfört med uppskattningen i planen för utbyggnad och drift 2019. Stålunderstället för den andra processanläggningsplattformen är färdigställt och kommer att installeras offshore under det andra kvartalet 2021. Den andra fasens processanläggningsplattform består av tre moduler, där frakt av den största modulen påbörjades i april 2021 från konstruktionsanläggningen i Thailand. Den kommer att sammanfogas med de övriga två modulerna när den når Norge under det andra kvartalet 2021. Arbetet med att installera processdäcken för den andra processanläggningsplattformen på stålunderstället planeras till våren 2022. Den nya modulen på den befintliga stigrörsplattformen kommer att installeras under det tredje kvartalet 2021. Installationen av undervattensanläggningarna och rörledningarna kommer att färdigställas under 2021. Projektaktiviteter som påverkats av COVID 19, har hanterats effektivt och produktionsstarten bibehålls till det fjärde kvartalet 2022. Projektet är nu till över 55 procent genomfört.

Återkopplingsprojekten i det större Edvard Griegområdet

Solveigs första fas är den första utbyggnaden på havsbotten som byggs ut som en återkoppling till Edvard Grieg och det kommer att bidra till att upprätthålla Edvard Griegplattformens platåproduktion fram till slutet av 2023. Den första fasen uppskattas innehålla bevisade och sannolika (2P) reserver om 57 MMboe, brutto och kommer att byggas ut med tre oljeproduktionsbrunnar samt två vatteninjiceringsbrunnar med en maximal produktionsnivå om 30 Mboepd, brutto. Planen för utbyggnad och drift för Solveigs första fas godkändes i juni 2019. Kostnaden för utbyggnaden ligger inom utbyggnadsplanens uppskattning om 810 MUSD, brutto med ett break-even vid ett oljepris om under 20 USD per boe. Installation av undervattensanläggningar och rörledningar är till över 95 procent genomförd och utbyggnadsborrning planeras att påbörjas under det andra kvartalet 2021. Projektets produktionsstart beräknas till det tredje kvartalet 2021, och projektet är i dagsläget till över 55 procent genomfört.

Projektet för Rolvsnes förlängda borrtest, som godkändes av myndigheterna i juli 2019, kommer att utföras genom en 3 km lång återkoppling, längs havsbotten, från den befintliga horisontella Rolvsnesbrunnen till Edvard Griegplattformen. Borrtestet kommer att bidra med viktig data om reservoaren som kommer att ligga till grund för beslutet avseende den potentiella utbyggnaden av hela Rolvsnesfältet. Projektet genomförs tillsammans med Solveigprojektet för att kunna skapa synergieffekter inom upphandling och implementering. I april 2021, påbörjades aktiviteter för slutförande på den befintliga brunnen på Rolvsnes, med den halvt nedsänkbara borriggen West Bollsta. Projektets produktionsstart beräknas till det tredje kvartalet 2021, och är i dagsläget till cirka 80 procent genomfört.

Prospektering och utvärdering

Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021 innefattar borrning av sju brunnar, av vilka en har genomförts, vilket resulterat i en mindre oljefyndighet på Segment D. Målsättningen med borrning av de återstående sex brunnarna är att nå prospekteringsresurser om cirka 300 MMboe, brutto. Prospekterings- och utvärderingsprognosen för 2021 förblir oförändrad om 260 MUSD.

Prospekterings- och utvärderingsprogrammet för 2021

Licens	Operatör	I.a.	Borrning	Startdatum	Resultat
PL359	Lundin Energy	65%	Segment D	Februari 2021	Oljefyndighet
PL722	Equinor	20%	Shenzhou	April 2021	Pågående
PL820S	MOL	41%	Iving	Andra kvartalet 2021
PL1671	Lundin Energy	40%	Lille Prinsen	Tredje kvartalet 2021
PL981	Lundin Energy	60%	Merckx	Fjärde kvartalet 2021
PL976	Lundin Energy	50%	Dovregubben	Fjärde kvartalet 2021
PL10412	AkerBP	15%	Lyderhorn	Fjärde kvartalet 2021

1 Lundin Energys licensandel i PL167 kommer att öka från 20% till 40% och Lundin Energy kommer att ta över som operatör efter slutförande av transaktionen med Equinor som avtalades i december 2020

2 Lundin Energys licensandel i PL1041 kommer att minska från 30% till 15% efter slutförande av transaktionen med AkerBP, som avtalades i februari 2021

I mars 2021 genomfördes en borrning som resulterade i en oljefyndighet på strukturen Segment D, belägen norr om Solveigfältet på Utsirahöjden i den norska Nordsjön i PL359. En oljekolonn om tio meter påträffades i sandsten från Triasperiod. Fyndigheten uppskattas innehålla utvinningsbara bruttoresurser om mellan 3 och 9 MMboe. Möjligheten för en utbyggnad kommer att utvärderas parallellt med en potentiell framtida utbyggnad på Solveig.

Den norska regeringen införde tillfälliga skattemässiga stimulansåtgärder under 2020 för utbyggnadsplaner som lämnas in för godkännande innan slutet av 2022, med målsättningen att öka aktiviteten på den norska kontinentalsockeln. Dessa stimulansåtgärder förbättrar projektavkastningen betydligt och bolaget har påskyndat projektaktiviteterna för nio potentiella projekt som skulle kunna dra nytta av denna möjlighet. Bolagets sammanlagda nettoresurser för dessa potentiella projekt uppgår till cirka 200 MMboe. Produktionsresultaten från Solveigs första fas och Rolvsnes förlängda borrtest kommer att minska osäkerheten i bedömningen av Solveigs andra fas, som innefattar fyndigheten Segment D och Rolvsnes hela fältutbyggnad. Utvärderingsborrning kommer att påbörjas på Iving och Lille Prinsen under det andra och tredje kvartalet. Utbyggnadsstudier för projekt inom Alvheimområdet pågår, där beslut om utbyggnad av Frosk och Kobra East/ Gekko planeras till mitten av 2021. I februari 2021 genomförde bolaget ett licensbyte med AkerBP, som innefattade förvärv av en sexprocentig licensandel i fyndigheterna Trell och Trine. Fyndigheterna är potentiella återkopplingar till Alvheim, där studier för konceptval pågår för ett eventuellt beslut om utbyggnad innan tidsfristen går ut 2022. Utbyggnadsstudier på Wisting, belägen i Barents hav, framskrider väl och konceptval planeras för den senare delen av 2021. Förstudier för utbyggnad på Alta pågår.

Minskade koldioxidutsläpp

Minskning av koldioxidutsläpp är en viktig strategisk pelare för Lundin Energy och en viktig faktor för att differentiera vårt bolag mot andra aktörer i branschen. I januari 2021 påskyndades strategin för minskade koldioxidutsläpp med fem år för att uppnå koldioxidneutralitet från den operativa verksamheten 2025. Strategin består av fyra pelare: minskning av koldioxidutsläpp i den operativa verksamheten, elektrifiering av nyckeltillgångar med landström, investering i projekt för förnybar energi för att ersätta nettoförbrukningen av el och slutligen för att kompensera för återstående koldioxidutsläpp utnyttjas naturliga projekt för att avlägsna koldioxid från atmosfären (naturebased carbon capture). Ett viktigt steg för att uppnå koldioxidneutralitet kommer att vara elektrifieringen av Edvard Griegplattformen, som kommer att genomföras parallellt med utbyggnaden av Johan Sverdrups andra fas och tas i drift under den senare delen av 2022. Koldioxidintensiteten uppgick till 2,8 kg CO2 per boe för kvartalet, vilket är väl inom bolagets målsättning för koldioxidintensitet under 2021 om under 4 kg CO2 per boe. När elektrifieringen av Edvard Grieg är genomförd, förväntas bolagets genomsnittliga koldioxidintensitet att understiga 2 kg CO2 per boe, vilket är ungefär en tiondel av industrigenomsnittet.

I april 2021 slutförde bolaget en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig licensandel i den landbaserade vindkraftsparken Karskruv i södra Sverige. Vindparken kommer att tas i drift under den senare delen av 2023 och uppskattas att producera cirka 290 GWh per år från 20 landbaserade vindkraftverk. Investeringen i Karskruv, inklusive förvärvskostnad, uppgår till 130 MEUR och merparten kommer att investeras under 2022 och 2023 och projektet kommer att generera positivt kassaflöde från 2024. Konstruktion och driftsättning av den andra fasen av vattenkraftsprojektet Leikanger i Norge slutfördes i mars 2021, och det är nu i drift med full kapacitet. Konstruktionsarbeten på Metsälamminkangas (MLK) vindkraftspark i Finland fortlöper väl. Turbiner och vindkraftstorn förväntas att uppföras under den andra halvan av 2021, och projektet förväntas vara i full drift under 2022. Det innebär att bolaget nu har åtagit sig att investera i sammanlagt tre projekt för förnybar energi. Tillsammans kommer projekten att generera omkring 600 GWh, netto per år från slutet av 2023, vilket kommer att täcka bolagets producerande offshore-tillgångars sammanlagda förväntade elbehov. Detta innebär att mer än 95 procent av bolagets oljeproduktion kommer att drivas med ström som genererats av egna projekt för förnybar energi.

I januari 2021 ingick Lundin Energy ett partnerskap med Land Life Company B.V. som innebär att bolaget investerar 35 MUSD i återplanteringsprojekt av hög kvalitet, för plantering av cirka åtta miljoner träd mellan åren 2021 och 2025, vilket kommer att ta upp cirka 2,6 miljoner ton CO2 . Över tid kommer detta att vara tillräckligt för att på naturlig väg fånga in bolagets resterande koldioxidutsläpp och leda till att den operativa verksamheten blir koldioxidneutral. Under rapporteringsperioden påbörjades den första trädplanteringen i norra Spanien.

Investeringsbudgeten 2021 för projekt för förnybar energi höjs från 70 MUSD till 100 MUSD och inkluderar investeringen i vindkraftsparken i Karskruv.

Försäljning av råolja som certifierats som koldioxidneutral

I april 2021 meddelade Lundin Energy att en försäljning av råolja från Edvard Grieg som certifierats som koldioxidneutral har gjorts till Saras S.p.A. Detta är den första försäljningen av råolja som gjorts i världen där kriterier som har att göra med koldioxidutsläpp har tagits i beaktande vid försäljningen. Det är ett viktigt steg i utvecklingen av den internationella råoljemarknaden. Lundin Energys fält Edvard Grieg var det första oljefältet i världen att bli oberoende certifierat av Intertek Group plc (Intertek), och erhålla deras CarbonClearTM certifikat. Fältet har vid 3,8 kg CO2 per boe certifierats som Low Carbon, vilket inkluderar koldioxidutsläpp för prospektering, utbyggnad och produktion. För att kunna leverera en fullständigt koldioxidneutral olja har bolaget kompenserat för resterande koldioxidutsläpp genom ett högkvalitativt projekt med naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären (nature-based carbon capture), som är certifierat av Verified Carbon Standard (VCS) och oberoende certifierat av Intertek.

Återställning

Prognos för återställningsutgifter för 2021 förblir oförändrad om 20 MUSD. Produktionen vid Brynhildfältet avslutades under 2018, och återställningsplanen godkändes av myndigheterna i Storbritannien och Norge under 2020. Återställning av Brynhilds fyra brunnar slutfördes 2020, och anläggningarna längs havsbotten planeras att avlägsnas under det andra kvartalet 2021. Produktionen vid Gaupefältet avslutades under 2018 och arbete med att ta fram en återställningsplan för fältet pågår, med återställningsaktiviteter som förväntas att påbörjas under 2023. När återställningsarbetet har slutförts på fälten Brynhild och Gaupe har bolaget inga ytterligare planerade återställningsutgifter förrän runt år 2035.

Licenstilldelningar och transaktioner

I januari 2021 tilldelades bolaget 19 licenser i 2020 års norska licensrunda, varav sju som operatör.

I februari 2021 ingick Lundin Energy ett avtal med AkerBP om att förvärva en sex-procentig licensandel i licenserna PL036E, PL036F, PL102H, PL102F, PL102D och PL102G som innefattar fyndigheterna Trell och Trine. Transaktionen inkluderade en avyttring av en femprocentig licensandel i PL869 och en 15-procentig licensandel i PL1041. Transaktionen är föremål för sedvanliga myndighetsgodkännanden.

I februari 2021 ansökte Lundin Energy om licenser i den 25:e licensrundan, där tilldelning förväntas att ske i mitten av 2021.

Bolaget innehar för närvarande 89 licenser i Norge.

Hälsa, säkerhet och miljö

Under rapporteringsperioden inträffade ingen incident med förlorad arbetstid som följd och en incident som krävde sjukvård. Detta resulterade i en frekvens för incidenter med förlorad arbetstid som följd om 0,0 per en miljon arbetade timmar och en total frekvens för rapporteringsbara incidenter uppgående till 1,6 per en miljon arbetade timmar. Ingen incident med väsentlig inverkan på miljö inträffade under rapporteringsperioden.

FINANSIELL ÖVERSIKT

Resultat

Intäkter och övriga intäkter om 1 111,9 MUSD (695.2 MUSD) redovisades för rapporteringsperioden, vilket var rekordhögt för bolaget. Rörelseresultatet uppgick till 764,9 MUSD (404,2 MUSD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. Försäljningsvolymer ökade med 33 procent jämfört med motsvarande period föregående år till följd av förbättrade produktionsresultat, lagerförändringar och överuttag under rapporteringsperioden. Rörelseresultatet påverkades negativt av högre prospekteringskostnader jämfört med motsvarande period föregående år.

Resultatet för rapporteringsperioden uppgick till 68,9 MUSD (-310,6 MUSD), motsvarande resultat per aktie om 0,24 USD (-1,09 USD). Resultatet påverkades av en till större delen ej kassaflödespåverkande valutakursförlust under rapporteringsperioden om 80,7 MUSD (358,6 MUSD). Justerat resultat uppgick till 149,8 MUSD (66,0 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande justerat resultat per aktie om 0,53 USD (0,23 USD). I nyckeltalet justerat resultat exkluderas effekterna av redovisningsmässiga vinster/förluster från försäljning av tillgångar, vinst från omförhandling av lånevillkor, valutakursvinster/förluster, nedskrivningar samt skattekostnader hänförliga till dessa poster, vilket bättre speglar resultatet från bolagets operativa verksamhet för rapporteringsperioden. Justerat resultat för rapporteringsperioden var rekordhögt för bolaget.

Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar och prospekteringskostnader (EBITDAX) uppgick till 1 018,4 MUSD (581,1 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket var ett rekord för bolaget för ett kvartal och motsvarade EBITDAX per aktie om 3,58 USD (2,05 USD). Ökningen per aktie jämfört med motsvarande period föregående år är främst hänförlig till högre försäljningsvolymer och högre oljepriser. Kassaflöde från den löpande verksamheten uppgick till 750,2 MUSD (638,3 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie om 2,64 USD (2,25 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror även den på högre försäljningsvolymer och högre oljepriser, men påverkades negativt av förändringar i rörelsekapital och högre skattebetalningar under rapporteringsperioden. Kassaflöde från den löpande verksamheten under rapporteringsperioden var också rekordhögt för bolaget för ett kvartal. Fritt kassaflöde uppgick till 526,2 MUSD (406,7 MUSD) för rapporteringsperioden, motsvarande fritt kassaflöde per aktie om 1,85 USD (1,43 USD). Ökningen jämfört med motsvarande period föregående år beror främst på ett högre kassaflöde från den löpande verksamheten.

Koncernförändringar

Inga koncernförändringar har skett under rapporteringsperioden.

Intäkter och övriga intäkter

Intäkter och övriga intäkter uppgick till 1 111,9 MUSD (695,2 MUSD) för rapporteringsperioden och utgjordes av försäljning av olja och gas och övriga intäkter, som beskrivs i not 1.

Försäljning av olja och gas uppgick till 1 106,9 MUSD (685,5 MUSD) för rapporteringsperioden. Det genomsnittspris Lundin Energy erhållit per fat oljeekvivalenter (boe) från den egna produktionen uppgick till 59,94 USD (45,18 USD) och framgår av följande tabell. Det genomsnittliga priset för Brent-olja uppgick till 61,12 USD (50,10 USD) per fat för rapporteringsperioden.

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

	1 jan 2021-	1 jan 2020-	1 jan 2020-
Försäljning från egen produktion	31 mar 2021	31 mar 2020	31 dec 2020
Genomsnittspris per boe i USD	3 månader	3 månader	12 månader
Försäljning olja
- Kvantitet i Mboe	17 069,1	12 212,2	54 263,6
- Genomsnittspris per bbl	61,10	47,96	39,96
Försäljning gas och NGL
- Kvantitet i Mboe	1 397,9	1 722,1	6 013,2
- Genomsnittspris per boe	45,75	25,50	23,80
Summa försäljning
- Kvantitet i Mboe	18 467,0	13 934,3	60 276,8
- Genomsnittspris per boe	59,94	45,18	38,35

Tabellen ovan exkluderar oljeintäkter från tredje part.

Ingen försäljning av olja från tredje part genomfördes under rapporteringsperioden, jämfört med 55,9 MUSD under motsvarande period föregående år vilket avsåg olja som köpts utanför koncernen och sålts på den externa marknaden av Lundin Energy Marketing SA. Intäkter från försäljning av olja och gas redovisas när kunden erhållit kontroll över de sålda produkterna.

Övriga intäkter uppgick till 5,0 MUSD (9,7 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst tariffintäkter om 6,1 MUSD (6,6 MUSD), hänförliga till tariffer som betalats av Ivar Aasen till Edvard Grieg. Övriga intäkter för rapporteringsperioden innefattade även en förlust från derivatinstrument kopplade till oljepriset om 2,7 MUSD (vinst om 0,8 MUSD).

Produktionskostnader

Produktionskostnader, inklusive förändringar i under- och överuttagspositioner och förändringar i lager uppgick till 80,9 MUSD (51,4 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 2. Den totala produktionskostnaden per boe framgår av nedanstående tabell:

	1 jan 2021-	1 jan 2020-	1 jan 2020-
Produktionskostnader	31 mar 2021 3 månader	31 mar 2020 3 månader	31 dec 2020 12 månader
Utvinningskostnader
- i MUSD	37,3	38,9	134,5
- i USD per boe	2,27	2,81	2,24
Tariff- och transportkostnader
- i MUSD	15,7	12,4	50,7
- i USD per boe	0,95	0,89	0,84
Verksamhetskostnader
- i MUSD	53,0	51,3	185,2
- i USD per boe1	3,22	3,70	3,08
Förändring i under- och överuttagsposition
- i MUSD	14,4	-1,3	-2,7
- i USD per boe	0,88	-0,10	-0,05
Förändringar i lager
- i MUSD	11,8	-0,1	-11,2
- i USD per boe	0,72	-0,00	-0,19
Övrigt
- i MUSD	1,7	1,5	5,9
- i USD per boe	0,10	0,11	0,10
Produktionskostnader
- i MUSD	80,9	51,4	177,2
- i USD per boe	4,92	3,71	2,94

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

1 Beloppen i ovanstående tabell exkluderar nettoredovisning av tariffintäkter. Lundin Energys verksamhetskostnader för rapporteringsperioden om 3,22 USD (3,70 USD) per boe minskar till 2,85 USD (3,22 USD) per boe när tariffintäkterna nettoredovisas.

Utvinningskostnaderna uppgick till 37,3 MUSD (38,9 MUSD) för rapporteringsperioden. Exklusive verksamhetsrelaterade projekt uppgick utvinningskostnaderna till 35,8 MUSD (36,9 MUSD).

Utvinningskostnaderna per boe uppgick till 2,27 USD (2,81 USD) för rapporteringsperioden inklusive verksamhetsrelaterade projekt, och till 2,18 USD (2,67 USD) exklusive verksamhetsrelaterade projekt. Minskningen per boe jämfört med föregående år beror främst på högre produktionsvolymer, vilket delvis kompenseras av en starkare norsk krona.

Tariff- och transportkostnader uppgick till 15,7 MUSD (12,4 MUSD) för rapporteringsperioden motsvarande 0,95 USD (0,89 USD) per boe. Ökningen per boe jämfört med motsvarande period föregående år beror på en starkare norsk krona.

Sålda volymer kan under en period avvika från producerade volymer beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av under- och överuttag, volymförändringar i lager, förvaring och pipeline. Förändringen i under- och överuttagsposition värderas till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 14,4 MUSD (-1,3 MUSD) för rapporteringsperioden, och är beroende på tidpunkten för uttagen i förhållande till produktionen. Lagerförändringar värderas också till produktionskostnad inklusive avskrivningar och uppgick till 11,8 MUSD (-0,1 MUSD) för rapporteringsperioden och påverkades av en lastning som genomfördes i slutet av räkenskapsåret och som såldes i början av 2021. Sålda och producerade volymer framgår av nedanstående tabell:

Förändring i under- och överuttagsposition i Mboepd	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Produktionsvolymer	182,9	152,4	164,5
Lagerförändringar	7,0	–	-1,7
Produktionsvolymer inklusive lagerförändringar	189,9	152,4	162,8
Försäljningsvolymer från egen produktion	205,2	153,1	164,7
Förändring i under- och överuttagsposition	15,3	-0,7	-1,9

Övriga kostnader uppgick till 1,7 MUSD (1,5 MUSD) för rapporteringsperioden och är hänförliga till driftstoppsförsäkringen.

Avskrivningar och återställningskostnader

Avskrivningar och återställningskostnader uppgick till 171,0 MUSD (147,3 MUSD) för rapporteringsperioden, vilket motsvarade en genomsnittlig kostnad om 10,38 USD (10,62 USD) per boe. De lägre avskrivningarna per boe jämfört med motsvarande period föregående år beror på att en reservökning i Norge bidragit till en lägre avskrivningsnivå per fat i norska kronor. Avskrivningarna per boe beräknas i norska kronor och eftersom den norska kronan har förstärkts gentemot US-dollarn jämfört med motsvarande period föregående år, motsvarar minskningen i avskrivningsnivå per boe i USD enbart två procent.

Prospekteringskostnader

Prospekteringskostnader som redovisats i resultaträkningen uppgick till 80,7 MUSD (27,9 MUSD) för rapporteringsperioden. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekterings- och utvärderingsborrningar inte är framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter omprövas regelbundet och kostnadsförs när fakta och övriga omständigheter talar för att en prospektering- och utvärderingstillgångs bokförda värde överstiger dess återvinningsvärde.

Inköp av olja från tredje part

Ingen försäljning av olja från tredje part genomfördes under rapporeringsperioden. Under motsvarande period föregående år gjordes inköp av olja utanför koncernen till ett belopp av 55,2 MUSD.

Administrationskostnader och avskrivningar

Administrationskostnader och avskrivningar uppgick till 14,4 MUSD (9,2 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade en kostnad om 1,5 MUSD (0,6 MUSD) hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om ersättningar på sidan 11. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 1,8 MUSD (1,7 MUSD) för rapporteringsperioden.

Finansiella intäkter

Finansiella intäkter uppgick till 0,5 MUSD (0,6 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 4.

Finansiella kostnader

Finansiella kostnader uppgick till 119,2 MUSD (416,7 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 5.

Valutakursförluster uppgick till 80,7 MUSD (358,6 MUSD) för rapporteringsperioden. Valutakursförändringar uppstår vid betalningstransaktioner i utländsk valuta samt vid omvärdering av rörelsekapital och lånebalanser till den på balansdagen gällande valutakursen, när dessa monetära tillgångar och skulder innehas i andra valutor än koncernbolagens funktionella valutor. Lundin Energy påverkas av fluktuationer i valutakurser mellan US-dollarn och andra valutor. För att möta denna valutakursexponering avseende investeringar, bolagsskatt och särskild petroleumskatt har bolaget ingått avtal om finansiella derivatinstrument. Den realiserade valutakursvinsten på förfallna valutasäkringsinstrument uppgick till 8,7 MUSD (förlust om 20,9 MUSD) för rapporteringsperioden.

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

Räntekostnader uppgick till 12,5 MUSD (34,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den del av ränteutgifterna som redovisats över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i Norge aktiverades till ett belopp om 5,2 MUSD (5,3 MUSD) under rapporteringsperioden. De sammanlagda ränteutgifterna var lägre än motsvarande period föregående år, till följd av en lägre LIBOR-ränta, en lägre räntemarginal över LIBOR efter refinansieringen i december 2020 och en lägre skuldnivå jämfört med motsvarande period föregående år.

Reglering av räntesäkringskontrakt resulterade i en förlust om 16,6 MUSD (2,3 MUSD) för rapporteringsperioden, som ett resultat av den lägre LIBOR-räntan.

Avskrivningar av aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 2,3 MUSD (3,9 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst avgifter för upprättandet av den reservbaserade kreditfaciliteten som kostnadsförts över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Engagemangsavgifter för lånefaciliteter uppgick till 1,8 MUSD (2,5 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg avgifter för ej utnyttjade lånebelopp från kreditfaciliteten.

Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor uppgick till 9,7 MUSD för jämförelseperioden och avsåg kostnadsföringen av den redovisningsmässiga vinsten som uppkom under 2018 till följd av de förmånligare lånevillkoren som omförhandlades för bolagets reservbaserade kreditfacilitet över facilitetens förväntade nyttjandetid.

Andel i resultat från joint ventures

Andel i resultat från joint ventures uppgick till -0,1 MUSD (– MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg den 50-procentiga andelen, utan operatörskap, i Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge.

Skatt

Den sammanlagda skattekostnaden uppgick till 577,2 MUSD (298,7 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs i not 6.

Aktuella skattekostnader uppgick till 507,0 MUSD (260,5 MUSD) för rapporteringsperioden och var främst hänförliga till Norge och avsåg både bolagsskatt och särskild petroleumskatt. Den skatt som betalades i Norge under rapporteringsperioden uppgick till 121,0 MUSD, vilket i kombination med den aktuella skattekostnaden och valutakursförändringar har resulterat i en ökning av den kortfristiga skatteskulden jämfört med slutet av 2020, från 444,4 MUSD till 830,3 MUSD.

Den 19 juni 2020 infördes tillfälliga ändringar i den norska petroleumskattelagen. De tillfälliga ändringarna innebär att investeringar som görs under 2020 och 2021 är avdragsgilla fullt ut mot den särskilda petroleumskatten under det år som investeringen görs istället för efter en linjär avskrivningsplan över sex år i enlighet med vanliga skatteregler. Utöver avdraget för själva investeringen medger den särskilda petroleumskattelagen ytterligare avdragsmöjligheter i form av ett särskilt avdrag för skatteändamål (uplift). För åren 2020 och 2021 har det särskilda avdraget, som är avdragsgillt i sin helhet det år det redovisas, höjts till 24 procent av investeringen, jämfört med tidigare bestämmelser om ett årligt avdrag om 5,2 procent över en fyraårsperiod, d.v.s. sammanlagt 20,8 procent. De tillfälliga ändringarna i petroleumskattelagstiftningen är även tillämpliga på planer för utbyggnad och drift som lämnas in innan slutet av 2022. Dessa ändringar i skattelagen minskar den aktuella skattekostnaden för 2020 och 2021, och ökar den uppskjutna skattekostnaden.

Uppskjutna skattekostnader uppgick till 70,2 MUSD (38,2 MUSD) för rapporteringsperioden och var hänförliga till Norge. Uppskjuten skatt uppkommer huvudsakligen när det finns en skillnad mellan skattemässiga och bokföringsmässiga avskrivningar. Den uppskjutna skattekostnaden ökade under rapporteringsperioden till följd av de tillfälliga ändringarna i den norska petroleumskattelagen som beskrivs ovan.

Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 13,7 och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för rapporteringsperioden påverkades av resultatposter som inte är avdragsgilla fullt ut, såsom den redovisade valutakursförlusten, finansiella poster för den norska verksamheten och det särskilda avdraget för skatteändamål (uplift) som gäller för utbyggnadsutgifter i enlighet med de skatteregler som gäller för verksamhet offshore i Norge. Den effektiva skattesatsen för rapporteringsperioden påverkades främst av valutakursförlusten som redovisades och den effektiva skattesatsen för det justerade resultatet uppgick till 79 procent för rapporteringsperioden.

Balansräkningen

Anläggningstillgångar

Olje- och gastillgångar uppgick till 5 922,9 MUSD (5 902,4 MUSD) och beskrivs i not 7. Olje- och gastillgångar innefattar nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 32,1 MUSD (– MUSD) och avser en borrigg som redovisats under IFRS 16 under rapporteringsperioden.

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

Utbyggnadsutgifter i MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Norge	156,7	152,5	639,8
Utbyggnadsutgifter	156,7	152,5	639,8

Under rapporteringsperioden har ett belopp om 156,7 MUSD (152,5 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst hänförliga till fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg. Dessutom aktiverades ränteutgifter till ett belopp om 5,2 MUSD (5,3 MUSD).

Prospekterings- och utvärderingsutgifter i MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Norge	64,7	43,3	152,9
Prospekterings- och utvärderingsutgifter	64,7	43,3	152,9

Utgifter för prospektering och utvärdering i Norge uppgick till 64,7 MUSD (43,3 MUSD) för rapporteringsperioden och avsåg främst de prospekterings- och utvärderingsborrningar som sammanfattas på sidan 4.

Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 43,3 MUSD (45,2 MUSD) och beskrivs i not 8. Övriga materiella anläggningstillgångar innefattar nyttjanderätt i enlighet med IFRS 16, och uppgick till 30,2 MUSD (31,8 MUSD).

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

Investeringar i joint ventures uppgick till 113,1 MUSD (110,6 MUSD) och var hänförliga till Lundin Energys 50-procentiga andel i Metsälamminkangas (MLK) vindkraftsprojekt i Finland samt Leikanger vattenkraftsprojekt i Norge.

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

Investeringar i förnybar energi i MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
MLK Vindkraftspark – Finland	5,5	27,3	46,3
Leikanger Vattenkraft – Norge	0,6	–	49,8
Naturliga metoder för att avlägsna koldioxid från atmosfären	0,5	–	–
Investeringar i förnybar energi	6,6	27,3	96,1

Finansiella tillgångar uppgick till 13,6 MUSD (13,5 MUSD) och beskrivs i not 9. Avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup under 2019 inkluderade en tilläggsköpeskilling villkorad av framtida klassificeringar av reserver som förfaller till betalning 2026. Denna villkorade tilläggsköpeskilling har värderats till verkligt värde av bolaget till 12,8 MUSD (12,7 MUSD).

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 17,3 MUSD (17,3 MUSD) och var hänförliga till förutbetalda kostnader av långfristig natur.

Derivatinstrument uppgick till 11,9 MUSD (3,8 MUSD) och var hänförliga till den vinst som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående räntesäkrings- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.

Omsättningstillgångar

Lagertillgångar uppgick till 48,9 MUSD (59,1 MUSD) och inkluderade lager av såväl borrutrustning som av olja. Lager av kolväte vid slutet av 2020 inkluderade en lastning som gjordes i slutet av 2020 och såldes i början av 2021.

Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 441,5 MUSD (278,6 MUSD) och beskrivs i not 10. Kundfordringar uppgick till 254,6 MUSD (215,5 MUSD) och är ej förfallna. Underuttag uppgick till 2,5 MUSD (5,7 MUSD) och avsåg underuttagspositioner vid de producerande fälten, hänförlig till olja från Alvheimområdet. Fordringar på joint operations uppgick till 21,9 MUSD (21,8 MUSD). Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter uppgick till 156,0 MUSD (26,5 MUSD), och inkluderade 125,1 MUSD (– MUSD) hänförliga till lastningar som genomfördes under rapporterinsperioden men som inte fakturerats vid bokslutsdagen och förutbetalda verksamhets- och försäkningskostnader. Övriga omsättningstillgångar uppgick till 6,5 MUSD (9,1 MUSD).

Derivatinstrument uppgick till 2,0 MUSD (12,1 MUSD) och var hänförliga till den vinst som uppkom vid värderingen till verkligt värde av utestående valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.

Likvida medel uppgick till 160,0 MUSD (82,5 MUSD). Likvida medel innehas främst för att möta verksamhetens löpande behov.

Långfristiga skulder

Finansiella skulder uppgick till 3 619,0 MUSD (3 983,9 MUSD) och beskrivs i not 11. Banklån uppgick till 3 624,0 MUSD (3 994,0 MUSD) och avsåg utestående lån inom kreditfaciliteten. Aktiverade finansieringsavgifter avseende uppläggningskostnader för kreditfaciliteterna uppgick till 34,4 MUSD (37,1 MUSD) och kostnadsförs över faciliteternas förväntade nyttjandetid. Leasingåtaganden uppgick till 29,4 MUSD (27,0 MUSD) och var hänförliga till den långfristiga delen av leasingåtagandena i enlighet med IFRS 16. Den kortfristiga delen av leasingåtagandena redovisades som kortfristiga skulder och uppgick till 34,4 MUSD (5,7 MUSD). Ökningen av leasingåtaganden beror främst på att en borrigg redovisats under IFRS 16 under rapporteringsperioden.

Avsättningar uppgick till 583,3 MUSD (565,6 MUSD) och beskrivs i not 12. Avsättningen för återställningskostnader uppgick till 574,4 MUSD (560,5 MUSD) och avsåg den långfristiga delen av framtida återställningsåtaganden. Den kortfristiga delen av framtida återställningsåtaganden redovisades som kortfristiga skulder och uppgick till 15,5 MUSD (16,0 MUSD).

Uppskjutna skatteskulder uppgick till 2 966,6 MUSD (2 893,9 MUSD). Avsättningen var främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på olje- och gastillgångar. Uppskjutna skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.

Derivatinstrument uppgick till 72,6 MUSD (144,7 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.

Kortfristiga skulder

Kortfristiga finansiella skulder uppgick till 34,4 MUSD (6,1 MUSD) och beskrivs i not 11. De avsåg den kortfristiga delen av bolagets utestående leasingåtaganden.

Utdelningar uppgick till 510,5 MUSD (72,3 MUSD) och var hänförliga till den kvartalsvisa kontantutdelning som godkändes av årsstämman den 30 mars 2021 i Stockholm.

Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 228,6 MUSD (202,5 MUSD) och beskrivs i not 13. Överuttag uppgick till 12,8 MUSD (1,6 MUSD) och avsåg främst överuttagsposition för både olja och kondensat från fälten Johan Sverdrup och Edvard Grieg. Upplupna kostnader och skulder till joint operations uppgick till 178,6 MUSD (151,3 MUSD) och avsåg aktiviteter i Norge. Övriga upplupna kostnader uppgick till 23,6 MUSD (31,7 MUSD) och övriga kortfristiga skulder uppgick till 6,0 MUSD (9,2 MUSD).

Derivatinstrument uppgick till 87,5 MUSD (87,6 MUSD) och var hänförliga till den förlust som uppkommer vid värderingen till verkligt värde av utestående ränte- och valutasäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.

Kortfristiga skatteskulder uppgick till 830,3 MUSD (444,4 MUSD) och var främst hänförliga till Norge. De kortfristiga skatteskulderna har ökat under rapporteringsperioden vilket främst beror på att en aktuell skattekostnad om 507,0 MUSD redovisats och att skatteinbetalningar om 121,0 MUSD har genomförts under rapporteringsperioden.

Kortfristiga avsättningar uppgick till 22,7 MUSD (21,3 MUSD) och beskrivs i not 12. Den kortfristiga delen av avsättningen för framtida återställningsåtaganden uppgick till 15,5 MUSD (16,0 MUSD) och var främst hänförlig till Brynhildfältet. Den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Energys unit bonusprogram uppgick till 7,2 MUSD (5,3 MUSD).

Förändringar i rörelsekapital

Förändringar i rörelsekapital, som ingår i koncernens kassaflödesanalys, uppgick till -134,5 MUSD (141,2 MUSD) för rapporteringsperioden. Ökningen av rörelsekapitalet avsåg främst högre kundfordringar vid slutet av kvartalet, till följd av stigande oljepriser och att lastningar till övervägande del har schemalagts till den senare delen av kvartalet, vilket delvis kompenserats av en ökning av kortfristiga skulder.

Moderbolaget

Moderbolagets affärsverksamhet är att investera i och förvalta olje- och gastillgångar samt projekt för förnybar energi. Moderbolagets resultat för rapporteringsperioden uppgick till 4 402,1 MSEK (2 815,6 MSEK) och inkluderade finansiella intäkter om 4 467,2 MSEK (2 867,8 MSEK) till följd av utdelningar som erhållits från ett dotterbolag. Exklusive erhållna utdelningar uppgick resultatet för moderbolaget till -65,1 MSEK (-52,2 MSEK).

I resultatet för rapporteringsperioden ingick administrationskostnader om 75,9 MSEK (64,0 MSEK) och finansiella intäkter om 0,9 MSEK (1,7 MSEK), exklusive erhållna utdelningar som nämns ovan.

Transaktioner med närstående

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

Likviditet

I december 2020 ingick Lundin Energy en femårig kreditfacilitet om 5,0 miljarder USD. Faciliteten är en kombination av en femårig revolverande kreditfacilitet om 1,5 miljarder USD, och lån om 3,5 miljarder USD med löptid om två, tre, fyra och fem år. Faciliteten har en vägd genomsnittlig räntemarginal över LIBOR om 1,6 procent, vilket är 0,9 procentenheter lägre jämfört med tidigare facilitet. Faciliteten innefattar även en option för ytterligare åtaganden från långivare (accordion option) om upp till 1 miljard USD. I linje med bolagets industriledande miljöprofil, har ESG KPI:er avseende koldioxidintensitet och producerad förnybar el inkluderats i beräkningen av räntemarginalen. Detta ger ytterligare finansiella incitament för att fullfölja bolagets strategi för minskade koldioxidutsläpp för att uppnå koldioxidneutralitet 2025. När de ESG KPI:er som ingår i beräkningen av räntemarginalen tagits i beaktan erhöll bolaget en lägre räntemarginal över LIBOR. Facilitetens struktur är kompatibel med ett utgivande av osäkrade obligationer på kapitalmarknaden till pari passu-villkor, vilket skulle kunna nyttjas vid lämplig tidpunkt för att diversifiera bolagets kapitalstruktur.

Bolaget erhöll sitt första kreditbetyg BBB- med stabila utsikter i kreditvärdering, från S&P Global Rating den 29 juli 2020.

Eventualförpliktelser

Åklagarmyndigheten har delgivit Lundin Energy ett yrkande om en företagsbot samt förverkande av ekonomiska fördelar avseende tidigare verksamhet i Sudan från 1997 till 2003. Enligt informationen i delgivningen kan åklagaren yrka på en företagsbot om 3 MSEK och förverkande av ekonomiska fördelar från påstått brott om 3 282 MSEK, baserat på vinsten från försäljningen av Block 5A-tillgången under 2003 om 720 MSEK. Eventuellt förverkande av ekonomiska fördelar eller företagsbot kan endast påföras i samband med att en dom i en eventuell rättegång meddelas. Förundersökningen är inne på sitt elfte år och Lundin Energy är fortsatt övertygat om att det helt saknas grund för alla anklagelser om felaktigt agerande av någon företrädare för bolaget och bolaget kommer kraftfullt att bestrida en eventuell företagsbot eller förverkande av ekonomiska fördelar. Bolaget betraktar detta som en eventualförpliktelse och därför har ingen avsättning gjorts i redovisningen.

Händelser efter balansdagens utgång

I april 2021 slutförde bolaget en transaktion med OX2 AB (OX2) om att förvärva en 100-procentig andel i det landbaserade vindkraftsprojektet Karskruv, i södra Sverige. Vindkraftsparken kommer att tas i drift under den senare delen av 2023 och den årliga produktionen förväntas att uppgå till 290 GWh, från 23 landbaserade vindkraftsverk. Investeringen i Karskruv, inklusive förvärvskostnad, kommer att uppgå till 130 MEUR där merparten kommer att investeras under åren 2022 och 2023. Projektet kommer att generera positivt kassaflöde från 2024.

Aktiedata

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

Under 2017 återköpte Lundin Energy 1 233 310 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,14 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017. Under 2018 gjorde Lundin Energy återköp av ytterligare 640 000 egna aktier till en genomsnittlig aktiekurs om 186,77 SEK, i enlighet med bemyndigandet från årsstämman 2017.

Under 2020 använde Lundin Energy 300 167 egna aktier för att reglera utbetalningen av 2017 års prestationsbaserade incitamentsprogram, vilket innebar att bolagets innehav av egna aktier uppgick till 1 573 143 vid slutet av rapporteringsperioden.

Lundin Energy årsstämma som hölls den 30 mars 2021 i Stockholm beslutade att godkänna en kontantutdelning för 2020 om 1,80 USD per aktie, att utbetalas genom kvartalsvisa delbetalningar om 0,45 USD per aktie. Före varje utbetalningstillfälle kommer den kvartalsvisa utdelningen om 0,45 USD per aktie att omvandlas till ett belopp i SEK, och utbetalas i SEK, baserat på Riksbankens valutakurs för USD till SEK fyra arbetsdagar före varje avstämningsdag (avrundat till närmaste hela 0,01 SEK per aktie). Det motsvarande beloppet i USD för utdelning som aktieägarna erhåller kan därför skilja något beroende på valutakursen USD/SEK på utbetalningsdagen. Baserat på antalet utestående aktier, exklusive bolagets egna aktier, uppgick utdelningsbeloppet till 4 467,2 MSEK, motsvarande 511,8 MUSD baserat på valutakursen vid datumet för beslutet vid årsstämman.

Den första delbetalningen skedde den 8 april 2021. Den andra delbetalningen förväntas ske omkring den 7 juli 2021, med förväntad avstämningsdag den 2 juli 2021 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 1 juli 2021. Den tredje delbetalningen förväntas ske omkring den 7 oktober 2021, med förväntad avstämningsdag den 4 oktober 2021 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 1 oktober 2021. Den fjärde delbetalningen förväntas ske omkring den 11 januari 2022, med förväntad avstämningsdag den 5 januari 2022 och förväntad första handelsdag utan rätt till utdelning den 4 januari 2022.

I enlighet med svensk aktiebolagsrätt ska ett maximalt utdelningsbelopp i SEK beslutas i förväg för att säkerställa att den årliga utdelningen inte överstiger bolagets disponibla vinstmedel. Maxbeloppet för 2020 års utdelning har satts till 7,636 miljarder SEK (d.v.s. 1,909 miljarder SEK per kvartal). Om den totala utdelningen skulle överstiga maxbeloppet om 7,636 miljarder SEK, kommer utdelningen automatiskt att justeras ned så att den totala utdelningen motsvarar maxbeloppet om 7,636 miljarder SEK.

Ersättningar

Lundin Energys ersättningsprinciper och information om de långsiktiga incitamentsprogrammen redovisas i bolagets årsredovisning 2020, ersättningsrapporten samt i information som utgått till aktieägarna inför årsstämman 2021. Detta material finns tillgängligt på www. lundin energy.com.

Unit Bonusprogram

Antalet utställda units som ingår i 2018, 2019 och 2020 års unit bonusprogram var 68 766, 121 183 och 262 792 per den 31 mars 2021.

Prestationsbaserat incitamentsprogram

Årsstämman 2020 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner. Programmet gäller från och med den 1 juli 2020 och kostnaden redovisas från och med det andra halvåret 2020. Det totala antalet utestående rättigheter per den 31 mars 2021 uppgick till 411 897 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2020, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter har ökat jämfört med det ursprungliga antalet för att kompensera för utbetald utdelning sedan datumet för tilldelning. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 147,10 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2019 gäller från och med den 1 juli 2019 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 31 mars 2021 uppgick till 332 728 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2019, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Antalet utestående rättigheter har ökat jämfört med det ursprungliga antalet för att kompensera för utbetald utdelning sedan datumet för tilldelning. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 169,00 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.

Programmet för 2018 gäller från och med den 1 juli 2018 och det sammanlagda antalet utestående rättigheter per den 31 mars 2021 uppgick till 260 055 och redovisas över en period om tre år från och med den 1 juli 2018, under förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje ursprunglig rättighet har värderats till 167,10 SEK, vilket motsvarade det verkliga värdet vid datumet för tilldelningen, beräknat enligt en optionsprissättningsmodell. Utdelning för tilldelade aktier utbetalas kontant vid inlösen.

Redovisningsprinciper

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

Redovisningsprinciperna som tillämpats överensstämmer i alla avseenden med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2020.

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

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

Risker och riskhantering

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

En detaljerad analys av Lundin Energys strategiska, operativa, finansiella och externa risker samt bolagets åtgärder för att hantera dessa risker beskrivs i Lundin Energys årsredovisning 2020.

Åtgärder med anledning av COVID-19

Derivatinstrument

För att möta den valutakursexponering som Lundin Energy står inför avseende bolagsskatt, petroleumskatt och åtaganden för utbyggnadsprojekt har bolaget ingått avtal om finansiella derivatinstrument. Per den 31 mars 2021 har Lundin Energy utestående valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan:

Köp	Sälj	Genomsnittlig kontraktuell Valutakurs	Likvidperiod
2 443,7 MNOK	298,7 MUSD	8,18 NOK: 1 USD	apr 2021 – dec 2021
1 430,0 MNOK	183,4 MUSD	7,80 NOK: 1 USD	jan 2022 – dec 2022
530,0 MNOK	64,2 MUSD	8,26 NOK: 1 USD	jan 2023 – dec 2023
300,0 MNOK	33,0 MUSD	9,09 NOK: 1 USD	jan 2024 – dec 2024

Lundin Energy har per den 31 mars 2021 utestående räntesäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan.

Lån Belopp i MUSD	Binda den rörliga LIBOR-räntan Genomsnittlig ränta per år	Likvidperiod
3 100	2,28%	apr 2021 – dec 2021
3 200	2,20%	jan 2022 – dec 2022
2 700	1,38%	jan 2023 – dec 2023
2 200	1,47%	jan 2024 – dec 2024
1 400	0,71%	jan 2025 – dec 2025
1 100	0,81%	jan 2026 – jun 2026

I enlighet med IFRS 9 har valuta- och räntesäkringskontrakten effektivitetstestats och behandlas därmed som effektiva, och förändringar i det verkliga värdet redovisas i övrigt totalresultat.

Valutakurser

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

	31 mar 2021		31 mar 2020		31 dec 2020
	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag	Genomsnitt	Balansdag
1 USD motsvarar NOK	8,5140	8,5249	9,4887	10,5057	9,4146	8,5326
1 USD motsvarar Euro	0,8295	0,8529	0,9072	0,9127	0,8762	0,8149
1 USD motsvarar SEK	8,3933	8,7320	9,6765	10,0961	9,2092	8,1772

Koncernens resultaträkning

	Not	1 jan 2021- 31 mar 2021	1 jan 2020- 31 mar 2020	1 jan 2020- 31 dec 2020
Belopp i MUSD		3 månader	3 månader	12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1
Intäkter		1 106,9	685,5	2 533,2
Övriga intäkter		5,0	9,7	31,2
		1 111,9	695,2	2 564,4
Rörelsekostnader
Produktionskostnader	2	-80,9	-51,4	-177,2
Avskrivningar och återställningskostnader		-171,0	-147,3	-607,7
Prospekteringskostnader		-80,7	-27,9	-104,9
Inköp av olja från tredje part		–	-55,2	-217,8
Bruttoresultat	3	779,3	413,4	1 456,8
Administrationskostnader och avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar		-14,4	-9,2	-36,1
Rörelseresultat		764,9	404,2	1 420,7
Finansiella poster
Finansiella intäkter	4	0,5	0,6	172,3
Finansiella kostnader	5	-119,2	-416,7	-318,6
		-118,7	-416,1	-146,3
Andel i resultat från joint ventures och intresseföretag		-0,1	–	-0,1
Resultat före skatt		646,1	-11,9	1 274,3
Inkomstskatt	6	-577,2	-298,7	-890,1
Periodens resultat		68,9	-310,6	384,2
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare		68,9	-310,6	384,2
Innehav utan bestämmande inflytande		–	–	–
		68,9	-310,6	384,2
Resultat per aktie – USD		0,24	-1,09	1,35
Resultat per aktie efter full utspädning – USD		0,24	-1,09	1,35
Justerat resultat per aktie – USD		0,53	0,23	0,99
Justerat resultat per aktie efter full utspädning – USD		0,53	0,23	0,98

Koncernens rapport över totalresultat

Belopp i MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Periodens resultat	68,9	-310,6	384,2

Poster som kan omklassificeras till resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens	100,0	1,1	-210,1
Kassaflödessäkring	57,7	-384,4	-63,4
Övrigt totalresultat efter skatt	157,7	-383,3	-273,5

Totalresultat	226,6	-693,9	110,7
Totalresultat hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	226,6	-693,9	110,7
Innehav utan bestämmande inflytande	–	–	–
	226,6	-693,9	110,7

Koncernens balansräkning

Belopp i MUSD	Not	31 mars 2021	31 december 2020
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar	7	5 922,9	5 902,4
Övriga materiella anläggningstillgångar	8	43,3	45,2
Goodwill		128,1	128,1
Investeringar i joint ventures		113,1	110,6
Finansiella tillgångar	9	13,6	13,5
Kundfordringar och andra fordringar	10	17,3	17,3
Derivatinstrument	14	11,9	3,8
Summa anläggningstillgångar		6 250,2	6 220,9
Omsättningstillgångar
Lager		48,9	59,1
Kundfordringar och andra fordringar	10	441,5	278,6
Derivatinstrument	14	2,0	12,1
Likvida medel		160,0	82,5
Summa omsättningstillgångar		652,4	432,3
SUMMA TILLGÅNGAR		6 902,6	6 653,2
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Eget kapital hänförligt till aktieägare		-2 052,9	-1 769,1
Skulder
Långfristiga skulder
Finansiella skulder	11	3 619,0	3 983,9
Avsättningar	12	583,3	565,6
Uppskjutna skatteskulder		2 966,6	2 893,9
Derivatinstrument	14	72,6	144,7
Summa långfristiga skulder		7 241,5	7 588,1
Kortfristiga skulder
Finansiella skulder	11	34,4	6,1
Utdelningar		510,5	72,3
Leverantörsskulder och andra skulder	13	228,6	202,5
Derivatinstrument	14	87,5	87,6
Kortfristiga skatteskulder		830,3	444,4
Avsättningar	12	22,7	21,3
Summa kortfristiga skulder		1 714,0	834,2
Summa skulder		8 955,5	8 422,3
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER		6 902,6	6 653,2

Koncernens kassaflödesanalys

	1 jan 2021- 31 mar 2021	1 jan 2020- 31 mar 2020	1 jan 2020- 31 dec 2020
Belopp i MUSD Kassaflöde från den löpande verksamheten	3 månader	3 månader	12 månader
Periodens resultat	68,9	-310,6	384,2

Justeringar för:
Prospekteringskostnader	80,7	27,9	104,9
Avskrivningar och nedskrivningar	172,8	149,0	614,6
Aktuell skatt	507,0	260,5	511,8
Uppskjuten skatt	70,2	38,2	378,3
Långsiktiga incitamentsprogram	4,8	-0,1	9,5
Valutakursvinst/förlust	84,8	337,7	-230,3
Räntekostnader	12,5	34,3	104,3
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	9,7	99,7
Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter	2,3	3,9	37,6
Övriga	18,6	3,8	6,3

Erhållen ränta	0,4	0,3	0,8
Betald ränta	-17,3	-39,5	-126,6
Erhållen/betald skatt	-121,0	-18,0	-428,5
Förändringar i rörelsekapital	-134,5	141,2	61,4
Summa kassaflöde från den löpande verksamheten	750,2	638,3	1 528,0
Kassaflöde från investeringar
Investering i olje- och gastillgångar	-218,4	-195,8	-919,7
Investeringar i projekt för förnybar energi1	-5,2	-32,3	-99,8
Investering i övriga anläggningstillgångar	-0,3	-1,2	-2,4
Betalda återställningsutgifter	-0,1	-2,3	-57,9
Summa kassaflöde från investeringar	-224,0	-231,6	-1 079,8
Kassaflöde från finansiering
Nyttjande/återbetalning av kreditfacilitet	-370,0	–	3 994,0
Nyttjande/återbetalning av reservbaserad kreditfacilitet	–	-308,0	-4 092,0
Amortering av leasingskuldens kapitalbelopp	-4,0	-0,8	-3,2
Betalda finansieringsavgifter	-2,6	-0,6	-36,8
Betalda utdelningar	-71,1	-105,1	-318,2
Summa kassaflöde från finansiering	-447,7	-414,5	-456,2

Förändring av likvida medel	78,5	-7,8	-8,0
Likvida medel vid periodens början	82,5	85,3	85,3
Valutakursdifferenser i likvida medel	-1,0	12,3	5,2
Likvida medel vid periodens slut	160,0	89,8	82,5

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

Förändringar i koncernens egna kapital

	Övrigt tillskjutet
Belopp i MUSD	Aktiekapital	kapital/Övriga reserver	Balanserad vinst	Utdelningar	Summa eget kapital
1 januari 2020	0,5	-169,7	-1 429,6	–	-1 598,8

Totalresultat
Periodens resultat	–	–	-310,6	–	-310,6
Övrigt totalresultat	–	-383,3	–	–	-383,3
Summa totalresultat	–	-383,3	-310,6	–	-693,9
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-284,1	-284,1
Värde av tjänster från anställda	–	–	1,3	–	1,3
Summa transaktioner med ägare	–	–	1,3	-284,1	-282,8
31 mars 2020	0,5	-553,0	-1 738,9	-284,1	-2 575,5
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	694,8	–	694,8
Övrigt totalresultat	–	109,8	–	–	109,8
Summa totalresultat	–	109,8	694,8	–	804,6
Transaktioner med ägare
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	7,3	–	–	7,3
Aktierelaterade ersättningar	–	-9,6	–	–	-9,6
Värde av tjänster från anställda	–	–	4,1	–	4,1
Summa transaktioner med ägare	–	-2,3	4,1	–	1,8
31 december 2020	0,5	-445,5	-1 040,0	-284,1	-1 769,1

Överföring av utdelningar från föregående år	–	–	-284,1	284,1	–
Totalresultat
Periodens resultat	–	–	68,9	–	68,9
Övrigt totalresultat	–	157,7	–	–	157,7
Summa totalresultat	–	157,7	68,9	–	226,6
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	-511,8	-511,8
Värde av tjänster från anställda	–	–	1,4	–	1,4
Summa transaktioner med ägare	–	–	1,4	-511,8	-510,4
31 mars 2021	0,5	-287,8	-1 253,8	-511,8	-2 052,9

Not 1 – Intäkter och övriga intäkter MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Intäkter
Olja från egen produktion	1 043,0	585,7	2 168,5
Olja från tredje part	–	55,9	221,5
Kondensat	18,9	23,0	63,8
Gas	45,0	20,9	79,4
Försäljning av olja och gas	1 106,9	685,5	2 533,2

Övriga intäkter	5,0	9,7	31,2
Intäkter och övriga intäkter	1 111,9	695,2	2 564,4

Not 2 – Produktionskostnader MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Utvinningskostnader	37,3	38,9	134,5
Tariff- och transportkostnader	15,7	12,4	50,7
Förändring i under- och överuttagsposition	14,4	-1,3	-2,7
Förändring i lager	11,8	-0,1	-11,2
Övriga	1,7	1,5	5,9
Produktionskostnader	80,9	51,4	177,2

Not 3 – Segmentinformation MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Norge
Olja från egen produktion	1 043,0	585,7	2 168,5
Kondensat	18,9	23,0	63,8
Gas	45,0	20,9	79,4
Intäkter	1 106,9	629,6	2 311,7
Övriga intäkter	5,0	8,9	30,3
Intäkter och övriga intäkter	1 111,9	638,5	2 342,0
Produktionskostnader	-80,9	-51,4	-177,2
Avskrivningar och återställningskostnader	-171,0	-147,3	-607,7
Prospekteringskostnader	-80,7	-27,9	-104,9
Bruttoresultat	779,3	411,9	1 452,2
Övriga
Olja från tredje part	–	55,9	221,5
Intäkter	–	55,9	221,5
Övriga intäkter	–	0,8	0,9
Intäkter och övriga intäkter	–	56,7	222,4
Inköp av olja från tredje part	–	-55,2	-217,8
Bruttoresultat	–	1,5	4,6

Not 3 – Segmentinformation forts. MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Summa
Olja från egen produktion	1 043,0	585,7	2 168,5
Olja från tredje part	–	55,9	221,5
Kondensat	18,9	23,0	63,8
Gas	45,0	20,9	79,4
Intäkter	1 106,9	685,5	2 533,2
Övriga	5,0	9,7	31,2
Intäkter och övriga intäkter	1 111,9	695,2	2 564,4
Produktionskostnader	-80,9	-51,4	-177,2
Avskrivningar och återställningskostnader	-171,0	-147,3	-607,7
Prospekteringskostnader	-80,7	-27,9	-104,9
Inköp av olja från tredje part	–	-55,2	-217,8
Bruttoresultat	779,3	413,4	1 456,8

Not 4 – Finansiella intäkter MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Valutakursvinst	–	–	171,0
Ränteintäkter	0,5	0,6	1,3
Finansiella intäkter	0,5	0,6	172,3

Not 5 – Finansiella kostnader MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Valutakursförluster	80,7	358,6	–
Räntekostnader	12,5	34,3	104,4
Förlust från reglering av räntesäkringskontrakt	16,6	2,3	44,5
Nuvärdesjustering av återställningskostnader	5,0	4,7	19,2
Avskrivning av aktiverade finansieringsavgifter	2,3	3,9	37,6
Engagemangsavgifter för kreditfacilitet	1,8	2,5	11,5
Avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	9,7	99,7
Övriga	0,3	0,7	1,7
Finansiella kostnader	119,2	416,7	318,6

Not 6 – Inkomstskatt MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Aktuell skatt	507,0	260,5	511,8
Uppskjuten skatt	70,2	38,2	378,3
Inkomstskatt	577,2	298,7	890,1

Not 7 – Olje- och gastillgångar MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Tillgångar med nyttjanderätt	32,1	–
Tillgångar med produktion	3 661,2	3 776,9
Tillgångar under utbyggnad	1 350,4	1 216,1
Aktiverade prospekterings- och utvärderingsutgifter	879,2	909,4
	5 922,9	5 902,4

Not 8 – Övriga materiella anläggningstillgångar MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Tillgångar med nyttjanderätt	30,2	31,8
Övriga	13,1	13,4
	43,3	45,2

Not 9 – Finansiella tillgångar MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Tilläggsköpeskilling	12,8	12,7
Intresseföretag	0,3	0,3
Övriga	0,5	0,5
	13,6	13,5

Not 10 – Kundfordringar och andra fordringar MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Långfristiga
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	17,3	17,3
	17,3	17,3
Kortfristiga
Kundfordringar	254,6	215,5
Underuttag	2,5	5,7
Fordringar på joint operations	21,9	21,8
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter	156,0	26,5
Övriga	6,5	9,1
	441,5	278,6

	458,8	295,9

Not 11 – Finansiella skulder MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Långfristiga
Banklån	3 624,0	3 994,0
Aktiverade finansieringsavgifter	-34,4	-37,1
Leasingåtaganden	29,4	27,0
	3 619,0	3 983,9
Kortfristiga
Leasingåtaganden	34,4	5,7
Övriga	–	0,4
	34,4	6,1

	3 653,4	3 990,0

Not 12 – Avsättningar MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Långfristiga
Återställningskostnader	574,4	560,5
Långsiktiga incitamentsprogram	3,6	2,3
Övriga	5,3	2,8
	583,3	565,6
Kortfristiga
Återställningskostnader	15,5	16,0
Långsiktiga incitamentsprogram	7,2	5,3
	22,7	21,3

	606,0	586,9

Not 13 – Leverantörsskulder och andra skulder MUSD	31 mars 2021	31 december 2020
Leverantörsskulder	7,6	8,7
Överuttag	12,8	1,6
Upplupna kostnader och skulder till joint operations	178,6	151,3
Övriga upplupna kostnader	23,6	31,7
Övriga	6,0	9,2
	228,6	202,5

Not 14 – Finansiella instrument

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

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

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

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

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

31 mars 2021 MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Tilläggsköpeskilling	–	–	12,8
Derivatinstrument – långfristiga	–	11,9	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	2,0	–
	–	13,9	12,8
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	72,6	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	87,5	–
	–	160,1	–

31 december 2020 MUSD	Nivå 1	Nivå 2	Nivå 3
Tillgångar
Tilläggsköpeskilling	–	–	12,7
Derivatinstrument – långfristiga	–	3,8	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	12,1	–
	–	15,9	12,7
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga	–	144,7	–
Derivatinstrument – kortfristiga	–	87,6	–
	–	232,3	–

Det har inte gjorts några överföringar mellan nivåerna under rapporteringsperioden.

Verkligt värde av de finansiella tillgångarna bedöms överensstämma med bokfört värde. Det verkliga värdet av derivatinstrument beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan och terminskursen för ränte- respektive valutasäkringskontrakten. Samtliga motparter i säkringskontrakten är banker som ingår i kreditfaciliteten. Avyttringen av en 2,6-procentig licensandel i Johan Sverdrup under 2019 inkluderade en tilläggsköpeskilling som är villkorad av framtida klassificeringar av reserver och förfaller till betalning 2026. Denna tilläggsköpeskilling värderades till verkligt värde av bolaget under 2019, ingen förändring av värdering har skett under efterföljande år.

Not 15 – Övriga upplysningar

Övriga upplysningar som kompletterar de finansiella rapporterna återfinns i den finansiella översikten på sidorna 6–12.

Moderbolagets resultaträkning

	1 jan 2021- 31 mar 2021	1 jan 2020- 31 mar 2020	1 jan 2020- 31 dec 2020
Belopp i MSEK	3 månader	3 månader	12 månader
Intäkter	9,9	10,1	19,5

Administrationskostnader	-75,9	-64,0	-240,1
Rörelseresultat	-66,0	-53,9	-220,6

Finansiella poster
Finansiella intäkter	4 468,1	2 869,6	2 867,8
Finansiella kostnader	–	-0,1	-5,3
	4 468,1	2 869,5	2 862,5

Resultat före skatt	4 402,1	2 815,6	2 641,9

Inkomstskatt	–	–	–

Periodens resultat	4 402,1	2 815,6	2 641,9

Moderbolagets rapport över totalresultat

	1 jan 2021- 31 mar 2021	1 jan 2020- 31 mar 2020	1 jan 2020- 31 dec 2020
Belopp i MSEK	3 månader	3 månader	12 månader
Periodens resultat	4 402,1	2 815,6	2 641,9

Övrigt totalresultat	–	–	–

Totalresultat	4 402,1	2 815,6	2 641,9
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare	4 402,1	2 815,6	2 641,9
	4 402,1	2 815,6	2 641,9

Moderbolagets balansräkning

Belopp i MSEK	31 mars 2021	31 december 2020
TILLGÅNGAR
Anläggningstillgångar
Aktier i dotterbolag	55 118,9	55 118,9
Övriga materiella anläggningstillgångar	0,4	0,5
Summa anläggningstillgångar	55 119,3	55 119,4
Omsättningstillgångar
Fordringar	4 352,8	568,5
Likvida medel	39,4	26,6
Summa omsättningstillgångar	4 392,2	595,1
SUMMA TILLGÅNGAR	59 511,5	55 714,5

EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat	55 014,9	55 080,0
Långfristiga skulder
Avsättningar	1,5	0,9
Summa långfristiga skulder	1,5	0,9
Kortfristiga skulder
Utdelningar	4 458,2	591,5
Övriga skulder	36,9	42,1
Summa kortfristiga skulder	4 495,1	633,6
Summa skulder	4 496,6	634,5
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER	59 511,5	55 714,5

Moderbolagets kassaflödesanalys

	1 jan 2021-	1 jan 2020-	1 jan 2020-
Belopp i MSEK	31 mar 2021 3 månader	31 mar 2020 3 månader	31 dec 2020 12 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten
Periodens resultat	4 402,1	2 815,6	2 641,9
Justering för ej kassaflödespåverkande poster	-4 467,6	-2 870,1	-711,0
Förändringar i rörelsekapital	668,6	1 039,6	1 007,3
Summa kassaflöde från den löpande verksamheten	603,1	985,1	2 938,2
Kassaflöde från investeringar
Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar	–	–	-0,2
Summa kassaflöde från investeringar	–	–	-0,2
Kassaflöde från finansiering
Utbetalning av utdelningar	-591,5	-985,7	-3 003,1
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	–	63,1
Summa kassaflöde från finansiering	-591,5	-985,7	-2 940,0
Förändringar i likvida medel	11,6	-0,6	-2,0
Likvida medel vid periodens början	26,6	31,7	31,7
Valutakursdifferenser i likvida medel	1,2	1,7	-3,1
Likvida medel vid periodens slut	39,4	32,8	26,6

Förändringar i moderbolagets egna kapital

		Bundet eget kapital	Fritt eget kapital
Belopp i MSEK	Aktie kapital	Reservfond	Övriga reserver	Balanserad vinst	Utdelningar	Summa	Summa eget kapital
1 januari 2020	3,5	861,3	6 479,7	47 898,3	–	54 378,0	55 242,8
Totalresultat	–	–	–	2 815,6	–	2 815,6	2 815,6
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	–	-2 867,8	-2 867,8	-2 867,8
Summa transaktioner med ägare	–	–	–	–	-2 867,8	-2 867,8	-2 867,8
31 mars 2020	3,5	861,3	6 479,7	50 713,9	-2 867,8	54 325,8	55 190,6
Totalresultat	–	–	–	-173,7	–	-173,7	-173,7
Transaktioner med ägare
Överlåtelse av egna aktier till anställda	–	–	63,1	–	–	63,1	63,1
Summa transaktioner med ägare	–	–	63,1	–	–	63,1	63,1
31 december 2020	3,5	861,3	6 542,8	50,540,2	-2 867,8	54 215,2	55 080,0
Överföring av utdelningar från föregående år	–	–	–	-2 867,8	2 867,8	–	–
Totalresultat	–	–	–	4 402,1	–	4 402,1	4 402,1
Transaktioner med ägare
Utdelningar	–	–	–	–	-4 467,2	-4 467,2	-4 467,2
Summa transaktioner med ägare	–	–	–	–	-4 467,2	-4 467,2	-4 467,2
31 mars 2021	3,5	861,3	6 542,8	52 074,5	-4,467,2	54 150,1	55 014,9

Finansiella nyckeltal

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

Finansiell data MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1 111,9	695,2	2 564,4
Operativt kassaflöde	524,0	328,1	1 657,6
Kassaflöde från den löpande verksamheten	750,2	638,3	1 528,0
EBITDAX	1 018,4	581,1	2 140,2
Fritt kassaflöde	526,2	406,7	448,2
Periodens resultat	68,9	-310,6	384,2
Justerat resultat	149,8	66,0	280,0
Nettoskuld	3 464,0	3 694,2	3 911,5

Nyckeltal, per aktie USD
Aktieägarnas egna kapital per aktie	-7,22	-9,07	-6,22
Operativt kassaflöde per aktie	1,84	1,16	5,83
Kassaflöde från den löpande verksamheten per aktie	2,64	2,25	5,38
EBITDAX per aktie	3,58	2,05	7,53
Fritt kassaflöde per aktie	1,85	1,43	1,58
Resultat per aktie	0,24	-1,09	1,35
Resultat per aktie efter full utspädning	0,24	-1,09	1,35
Justerat resultat per aktie	0,53	0,23	0,99
Justerat resultat per aktie efter full utspädning	0,53	0,23	0,98
Utdelning per aktie1	0,25	0,37	1,12
Antal utställda aktier vid periodens slut	285 924 614	285 924 614	285 924 614
Antal aktier i cirkulation vid periodens slut	284 351 471	284 051 304	284 351 471
Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut	284 351 471	284 051 304	284 177 604
Vägt genomsnittligt antal aktier vid periodens slut efter full utspädning	284 886 920	284 609 911	284 830 491
Börskurs
Börskurs vid periodens slut i SEK	274,40	190,50	222,30
Börskurs vid periodens slut i USD2	31,42	18,87	27,19
Nyckeltal
Räntabilitet på eget kapital (%)3	–	–	–
Räntabilitet på sysselsatt kapital (%)	14	8	22
Nettoskuldsättningsgrad (%)3	–	–	–
Nettoskuld/EBITDAX	1,3	1,8	1,8
Soliditet (%)	-30	-50	-27
Andel riskbärande kapital (%)	13	-10	17
Räntetäckningsgrad	26	10	8
Operativt kassaflöde/räntekostnader	18	9	11
Direktavkastning	1	2	4

1 Utdelning per aktie motsvarar faktiskt utbetald utdelning per aktie.

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

3 Dessa nyckeltal har ej beräknats eftersom det egna kapitalet är negativt per den 31 mars 2020, den 31 december 2020 och den 31 mars 2021.

Avstämning av alternativa nyckeltal

EBITDAX MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Rörelseresultat	764,9	404,2	1 420,7
Plus: avskrivningar av olje- och gastillgångar	171,0	147,3	607,7
Plus: prospekteringskostnader	80,7	27,9	104,9
Plus: avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar	1,8	1,7	6,9
EBITDAX	1 018,4	581,1	2 140,2

Operativt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Intäkter och övriga intäkter	1 111,9	695,2	2 564,4
Minus: produktionskostnader	-80,9	-51,4	-177,2
Minus: inköp av olja från tredje part	–	-55,2	-217,8
Minus: aktuella skatter	-507,0	-260,5	-511,8
Operativt kassaflöde	524,0	328,1	1 657,6

Fritt kassaflöde MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Kassaflöde från den löpande verksamheten	750,2	638,3	1 528,0
Minus: kassaflöde från investeringar	-224,0	-231,6	-1 079,8
Fritt kassaflöde	526,2	406,7	448,2

Justerat resultat MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Resultat	68,9	-310,6	384,2
Justerat för avskrivning av vinst från omförhandling av lånevillkor	–	9,7	99,7
Justerat för valutakursvinst eller -förlust	80,7	358,6	-171,0
Justerat för skattemässiga effekter av ovanstående poster	0,2	8,3	-32,9
Justerat resultat	149,8	66,0	280,0

Nettoskuld MUSD	1 jan 2021- 31 mar 2021 3 månader	1 jan 2020- 31 mar 2020 3 månader	1 jan 2020- 31 dec 2020 12 månader
Banklån	3 624,0	3 784,0	3 994,0
Minus: likvida medel	-160,0	-89,8	-82,5
Nettoskuld	3 464,0	3 694,2	3 911,5

Definitioner av nyckeltal

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

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

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

EBITDAX: (Earnings Before Interest, Taxes, Depletion, Amortisation and Exploration expenses): Rörelseresultat före avskrivningar av olje- och gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av övriga materiella anläggningstillgångar och vinst vid försäljning av tillgångar.

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

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

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

Justerat resultat: Resultatet justerat med följande poster:

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

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

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

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

Nettoskuld: Banklån minus likvida medel.

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

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

Operativt kassaflöde: Intäkter och övriga intäkter minus produktionskostnader, inköp av olja från tredje part samt aktuella skatter och vinst vid försäljning av tillgångar.

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

Operativt kassaflöde/räntekostnader: Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med periodens räntekostnad.

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

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

Räntabilitet på eget kapital: Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.

Räntabilitet på sysselsatt kapital: Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus kortfristiga skulder).

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

Soliditet: Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.

Utdelning per aktie: Utdelning per aktie som utbetalats under perioden.

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

Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning: Antal aktier vid periodens början med förändringar i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående efter att utspädningseffekten tagits i beaktan.

Finansiell information

Den finansiella informationen för tremånadersperioden som avslutades den 31 mars 2021 har inte varit föremål för granskning av bolagets revisorer.

Stockholm, 29 april 2021

Nick Walker Koncernchef och vd

Bolaget kommer att publicera följande rapporter:

Rapporten för sexmånadersperioden (januari juni 2021) kommer att publiceras den 28 juli 2021.
Rapporten för niomånadersperioden (januari september 2021) kommer att publiceras den 28 oktober 2021.
Bokslutsrapporten (januari december 2021) kommer att publiceras den 1 februari 2022.

För ytterligare information var vänlig kontakta:

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

Robert Eriksson Head of Media Communications Tel: +46 701 11 26 15 [email protected]

Definitioner och förkortningar

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

CHF	Schweiziska franc

EUR	Euro
NOK	Norska kronor
SEK	Svenska kronor
USD	US dollar
TSEK	Tusen SEK
TUSD	Tusen USD
MEUR	Miljoner Euro
MSEK	Miljoner SEK
MUSD	Miljoner USD

Oljerelaterade förkortningar

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

Denna information är sådan information som Lundin Energy AB är skyldigt att offentliggöra enligt lag (2007:528) om värdepappersmarknaden, Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 29 april 2021 kl. 07.30 CEST.

Framåtriktade uttalanden

Vissa uttalanden samt viss information i detta meddelande utgör "framåtriktad information" (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, "framåtriktade uttalanden") avser framtida händelser, inklusive Lundin Energys framtida resultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.

Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som "söka", "antecipera", "planera", "fortsätta", "uppskatta", "förvänta", "kan komma att", "kommer att", "projektera", "förutse", "potentiell", "målsättning", "avse", "kan", "skulle kunna", "bör", "tror" och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara "framåtriktade uttalanden". Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och Lundin Energy har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken "Riskhantering" samt på andra ställen i Lundin Energys årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.

Huvudkontor Lundin Energy AB (publ) Hovslagargatan 5 SE-111 48 Stockholm, Sweden T +46-8-440 54 50 W lundin-energy.com

AI Terminal

Orrön Energy

2942_10-q_2021-04-29_992222b3-f275-4c1e-97a6-33778ea01031.pdf