/XQGLQ2LO$%SXEO 35(665(/($6( 5DSSRUWI UQLRPnQDGHUVSHULRGHQ MDQXDULVHSWHPEHU

/XQGLQ2LO$%SXEO 35(665(/($6( 5DSSRUWI UQLRPnQDGHUVSHULRGHQ MDQXDULVHSWHPEHU RESULTAT OCH CASH FLOW Koncernen Lundin Oil AB-koncernen (Lundin Oil) visar en förlust efter skatt och nedskrivningar av oljeoch gastillgångar om MSEK 79,8 (vinst efter skatt och nedskrivning av olje- och gastillgångar MSEK 107,3) motsvarande -0,98 (1,33) SEK/aktie för de första nio månaderna 1998. Förlust före skatt och nedskrivningar av olje- och gastillgångar uppgick till MSEK 19,9 (vinst före skatt och nedskrivningar av olje- och gastillgångar MSEK 159,9). Operativt cash flow uppgick till MSEK 191,8 (247,8) motsvarande 2,37 (3,06) SEK/aktie. Operativt cash flow har påverkats positivt genom produktion från Malaysia och produktion från Sedgwick-fältet i Nordsjön, förvärvat under perioden, och har påverkats negativt av lägre oljepriser. Lundin Oil erhöll ett genomsnittligt pris för såld råolja om USD 13,19 (19,35) per fat för de första nio månaderna. Det genomsnittliga priset för 1997 var USD 19,01 per fat. Olje- och gasrelaterade intäkter uppgick till MSEK 445,2 (437,1) och härrör från Lundin Oils tillgångar i brittiska Nordsjön och Malaysia vilka generade intäkter om MSEK 347,6 (341,4) respektive MSEK 90,6 (68,4). Avskrivning av olje- och gastillgångar uppgick till MSEK 174,3 (118,0). Den ökade avskrivningen jämfört med föregående år beror huvudsakligen på produktion från Malaysia och produktion från det under perioden förvärvade Sedgwickfältet. Nedskrivningar av olje- och gastillgångar uppgick till MSEK 35,8 (1,9) och avser huvudsakligen nedskrivning av Lundin Oils konsessionsandel i Tanzania efter det att bolaget lämnat Tanzania. Finansnettot uppgick till MSEK -5,7 (-27,2). Häri ingick räntekostnader om MSEK 33,0 (30,0) och valutakursvinster om MSEK 23,5 (-4,4). De senare uppkom huvudsakligen vid omräkning av skulder från USD till GBP och SEK samt ingår en vinst om MSEK 11,3 realiserad vid stängning av vissa valutasäkringskontrakt. Skatter uppgick till MSEK 26,4 (53,0). Bolagsskatten har minskats som en följd av lägre oljepriser till MSEK 10,4 (26,5). Petroleum Revenue Tax, PRT, har minskat till MSEK 16,0 (26,5). PRT-minskningen, vilken följt av lägre oljepriser, har delvis reducerats genom en justering för 1997 om MSEK 5,6. Resultatet för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 1997 var MSEK 62,1. Moderbolaget Moderbolaget visar förlust efter skatt för perioden om MSEK 30,6 (vinst efter skatt MSEK 3,5). Förlusten beror till största delen på att intäkter från Malaysia flyttats till ett dotterbolag. PRODUKTION Produktion, baserat på licensandel, för de första nio månaderna uppgick till 3 739 879 (2 518 906) fat oljeekvivalenter av vilka 3 317 259 (2 141 252) utgjorde olja. Detta motsvarar en produktion om 13 699 (9 227) fat oljeekvivalenter per dag (BOEPD) för perioden vari ingår produktion från Brittiska Nordsjön och Malaysia om 9 164 (7 629) BOEPD och 4 535 1

(1 335) BOEPD respektive. Produktion från Malaysia för de första nio månaderna efter regerings andel uppgick till 820 552 (459 997) fat. FINANSIERING OCH LIKVIDITET Likvida medel per 30 september 1998 uppgick till MSEK 329,3 (247,5). Ökning i likvida medel är huvudsakligen hänförlig till likvida medel om MSEK 188,4 i dotterbolaget Sodra Petroleum AB. INVESTERINGAR Under perioden har investeringar i olje- och gastillgångar genomförts uppgående till MSEK 593,0 (313,4). Dessa avser huvudsakligen förvärv av ett 20% intresse i Sedgwick-fältet i Brittiska Nordsjön, den fortsatta utbyggnaden i Malaysia samt prospektering och utvärdering i Libyen och offshore Falklandsöarna. VERKSAMHETEN Denna niomånadersperiod utgör de första nio månader Lundin Oil omfattat både Sands Petroleum AB och IPC. Bolaget bytte namn från Sands Petroleum AB till Lundin Oil AB efter beslut på extra bolagstämma den 17 mars 1998. Organisationen för de bägge bolagen förändras nu med syfte att öka effektiviteten och sänka kostnaderna. Libyen Prospekteringsborrningen B1-NC177 färdigställdes i januari och flödade vid test mer än 6 000 fat olja per dag från tre zoner. Genom denna borrning upptäcktes oljefältet En Naga North. Utvärderingsprogrammet över En Naga North bestående av två utvärderingsborrningar är nu till största delen avslutat. De två utvärderingsborrningarna B2-NC177 och B3-NC177 har bekräftat reservoarsandernas utbredning och kontinuitet och etablerat olje-/vattenkontakter för de huvudsakliga producerande intervallen. B2-NC177 har förslutits för att kunna användas som möjligt vatteninjiceringshål medan B3-NC177 testat för närvarande och väntas förslutat för att kunna användas som framtida produktionshål. I tiden mellan de båda utvärderingsborrningarna genomförde riggen en uppborrning av ett gammalt borrhål J1-85 borrat på en separat struktur 3 km väster om B1-NC177. J1-85 flödade 2 203 fat olja per dag från Lower Gir-nivån. Detta nya oljefynd benämns En Naga West och torde kunna byggas ut tillsammans med En Naga North utan ytterligare infrastruktur i större omfattning. Den information som erhållits från de två utvärderingsborrningarna och J1-85 kommer att inlämmas i en Fältutbyggnadsplan vilken beräknas vara färdig för att tillställas Libyens nationella oljebolag under första delen av 1999. För närvarande beräknas mängden utvinningsbara reserver från En Naga North och En Naga West till cirka 90 miljoner fat olja. Det utbyggnadsscenario som för närvarade emotses syftar till att uppnå en platåproduktion om 25 000 fat olja per dag inom 12 månader efter det att fältutbyggnadsplanen godkänts. Infrastruktur i form av pipelines är mycket välutbyggd och Lundin Oil kommer att kunna koppla in sig på en av flera uppsamlingsanläggningar inom en 75 km radie från En Naga North-fältet. Oljan kommer sedan att transporteras till exportterminaler längs medelhavskusten för export framförallt till Europa. Den råolja fälten producerar är av hög kvalitet och torde komma att betinga ett premium vad avser försäljningpriset. 2

Produktionsdelningskontrakt i Libyen möjliggör för oljefält att byggas ut också i tider av relativt låga oljepriser. Det är därför inte sannolikt att de för närvarande relativt låga oljepriserna kommer att påverka utbyggnadsplanerna för En Naga North. Block NC177 omfattar i sin helhet 9 820 km 2. En fullständig utvärdering av blocket pågår för närvarande med en planerad insamling av 1 600 km 2D-seismik, för att ytterligare definiera hittills påträffade möjliga oljeförande strukturer, färdigställd tilll 1200 km. Resultaten hittills har definierat flera borrbara möjliga strukturer längs samma trend som En Naga-fältet, men söder om detta. Ytterligare prospekteringsborrningar planeras för början av 1999. Malaysia/Vietnam Lundin Oil är operatör för block PM-3, Commercial Arranment Area (PM-3 CAA) mellan Malaysia och Vietnam. Blocket omfattar en yta om 1 407 km 2 och är beläget offshore Malacka-halvön i Sydkinesiska Sjön. Hittills har 17 hål borrats i blocket vilket resulterat i att sju olje- och gasfält upptäckts. Ett fält, Bunga Kekwa kom i produktion i juli 1997 genom ett så kallat early production system bestående av en mindre plattform, tre produktionshål och en tanker som fungerar som lagrings- och exportfartyg. Vid slutet av tredje kvartalet uppgick produktionen till cirka 13 500 fat brutto, av vilka Lundin Oil har en 41% andel, inklusive produktion från den nyligen färdigställda borrningen BK-A5 som bidrar med cirka 5 000 fat olja per dag. En ytterligare borrning, BK-A6 också knuten till den ursprungliga plattformen har påträffat ytterligare oljereserver i flanken på East Bunga Kekwa-fältet. Dessa reserver utvärderas för närvarande för att ingå i reservbasen för fältet. BK-A6 håller för närvarande på att färdigställas med syfte att ledas i produktion inom kort. Under första halvåret har Lundin Oli tillsammans med sina partners utfört två borrningar, Bunga Manggar-1 och North Bunga Pakma-1. Bunga Manggar-1 bekräftade den nordvästra utbredningen av den så kallade "channel sand" H4, vilken upptäcktes genom borrningen Bunga Seroja-1 under 1997. Även om "channel sand" H4 innehöll vatten vid Bunga Manggar borrplatsen bevisade Bunga Manggar förekomsten av en sammanlagt 1 000 fot tjock gaskolumn baserat på tryckdata. Dessa resultat har materiellt förändrat utbyggnadsplanen för fas-2 för PM-3 enär de möjliggjort att senarelägga investeringar om MUSD 70 för en koldioxidreningsanläggning. Denna väntas nu inte behöva installeras förrän åtta till tio år efter det att gasproduktion inletts. North Bunga Pakma-1 borrades till ett djup om 10 781 fot och har påträffat 12 kommersiellt betydande kolväteförande reservoarlager med en sammanlagd tjocklek brutto om 400 fot. Produktionstester utförda i fyra representativa sandstensformationer från de s k J, K och I- lagerföljderna gav ett sammanlagt flöde av gas om 111 miljoner kubikfot per dag samt ett flöde av kondensat (lättolja) om 2 036 fat per dag. Resultaten från North Bunga Pakma-1 har dels påvisat betydande reservökningar och dels uppgraderat potentialen i de möjliga oljeförande strukturerna North West Pakma och North Orkid som ligger bredvid North Bunga Pakma. Prospekteringsframgångarna utgör en del av den övergripande utvärderingen och utbygnaden av PM-3. Förhandlingar avseende undertecknande av ett Gasförsäljningsavtal avseende försäljning av 250 miljoner kubikfot naturgas per dag till både Malaysia och Vietnam under en tioårs period är långt framskridna. Alla materiella kommersiella frågor avseende avtalet har överenkommits mellan Lundin Oil, Petronas och PetroVietnam. Vidare planeras för produktion av 40 000 fat olja och kondensat per dag och för närvarande genomförs studier för att möjliggöra en ökning till 60 000 fat per dag. Kontrakteringsprocessen pågår med syfte att kontraktera upphandling av konstruktionen av plattformar samt hyra av produktionsfartyg för att möjliggöra första produktion under fas 2 före utgången av år 2000. 3

Sammanlagda bevisade och sannolika utvinningsbara reserver brutto i PM-3 (exklusive North Pakma) uppgår till drygt 400 miljoner fat oljeekvivalenter, en ökning med 20% jämfört med 1997 års reserver. En tredjeparts reservstudie väntas verifiera dessa resultat till årsskiftet. Per januari 1998 har Lundin Oil ABs 15% direktägda andel i block PM-3 Malaysia överförts till ett nybildat helägt dotterbolag till Lundin Oil benämnt Sands Malaysia AB. Tanzania Efter borrningen av två prospekteringshål i Madawa blocket har en noggrann analys genomförts med syfte att utvärdera områdets potential och vilken typ av vidare arbete som skulle behöva genomföras i form av seismikstudier och borrningar. Som en följd av denna utvärdering har Lundin Oil valt att lämna Tanzania koncessionen och att i stället fokusera på bolagets kärntillgångar. Följaktligen har Lundin Oil avträtt sitt 25% intresse i Mandawa och Rufiji blocken onshore Tanzania. För framtiden Vid årets slut 1997 stod Lundin Oils bokförda bevisade och sannolika reserver i 161 miljoner fat oljeekvivalenter. Baserat på de framgångsrika borrningar bolaget haft under 1998 i Malaysia och Libyen väntas reserverna öka till omkring 250 miljoner fat vid 1998 års slut. Ytterligare framgångar i Libyen eller Sudan skulle signifikant öka denna siffra. SODRA PETROLEUM AB Den 27 februari 1998 beslöt Lundin Oils styrelse erbjuda aktieägarna i Lundin Oil att förvärva 50% av Falklandsintresset, koncernens 100%-iga andel i tranche F, via en nyemission i ett särskilt för detta ändamål bildat dotterbolag, Sodra Petroleum AB (Sodra). Aktieägarna erbjöds teckna en nyemitterad aktie i Sodra för varje tvåtal innehavda Lundin Oil-aktier till ett pris av 7,50 SEK. En extra bolagsstämma den 17 mars godkände utgivande av högst 3 400 000 teckningsoptioner att överföras till Sodra för att möjliggöra konvertering av Sodraaktier till Lundin Oil-aktier under november månad 2001 i förhållandet tolv Sodra-aktier för en ny Lundin Oil-aktie. Nyemissionen i Sodra avslutades i maj 1998 och samtliga 40 506 476 inlösenbara aktier tecknades inklusive 3 miljoner aktier som tecknades av Lundin Oil. Genom nyemissionen tillfördes Sodra MSEK 304 före emissionskostnader. Det sammanlagda antalet aktier i Sodra uppgår till 81 012 976 uppdelat på två aktieslag, stamaktier och inlösenbara aktier. 40 506 500 stamaktier, vilka samtliga ägs av Lundin Oil, och 40 506 476 inlösenbara aktier är utgivna. De inlösenbara aktierna handlas på den Nya Marknaden i Stockholm Fondbörs handelssystem och på the Alternative Investment Market (AIM) i London. Sodra innehar 87,5% andel i tranche F efter att under september ha ingått avtal, avhängigt myndighets godkännande, om utfarmning av 12,5 % till Desire Petroleum Plc. Den 16 september påbörjade Sodra prospekteringsborrningen 14/24-1 på Braela strukturen i tranche F. Den 12 oktober hade borrhålet nått ett djup av 2 983 meter under havsbottnen. Den bergarter som påträffades på detta djup visade sig vara ogynnsamma både som reservoar- och moderbergarter och borrningen avbröts och hålet stängdes. Data som erhölls vid borrning utvärderas. 4

I de övriga blocken offshore Falklandsöarna har nu fyra borrningar genomförts och en femte på Shells tranche B pågår. Det sammantagna resultatet från samtliga utförda borrningar visar att de növändiga förutsättningarna för att oljeackumulationer skall vara möjliga finns i området, emellertid har dessa ännu inte påträffats samverka på ett sådant sett att ackumlationer påträffats. Resultaten från Sodras borrning liksom data från andra borrningar inkorporeras nu i den övergripande analysen och utvärderingen av området offshore Falklandsöarna. AKTIER I ARAKIS ENERGY CORPORATION Den 17 augusti 1998 meddelade det kanadensiska oljebolaget Talisman Energy att man lagt ett bud på samtliga utestående aktier i Arakis enligt relationen tio aktier i Arakis mot en aktie i Talisman. Lundin Oil accepterade Talismans erbjudande, vilket avslutades den 8 oktober när Lundin Oil erhöll 982 480 aktier i Talisman med ett värde av MSEK 151,9. STYRELSEFÖRÄNDRINGAR Vid bolagsstämman den 8 maj 1998 avgick Ashley Heppenstall, Vincent Hamilton och Nigel McCue. Lukas Lundin, John Craig och William Rand nyvaldes. Övriga ledamöter omvaldes. Vidare utsågs Ian H. Lundin till verkställande direktör och den förre verkställande direktören, Magnus Nordin, utsågs till vice verkställande direktör. Ashley Heppenstall utsågs till finansdirektör och Alex Schneiter till prospekteringschef. AKTIEFAKTA Lundin Oil har 81 012 953 aktier utgivna. 678 200 är A-aktier med 10 röster vardera och 80 334 753 är B-aktier med en röst vardera. Nominellt värde per aktie uppgår till SEK 0,50. Aktiekapitalet uppgår till SEK 40 506 476. Vid ordinarie bolagsstämma den 8 maj 1998 godkändes ett incitamentsprogram för anställda i bolaget varvid högst 1 250 000 teckningsoptioner kan komma att utges. Därtill finns utgivna 3 375 540 teckningoptioner knutna till de inlösenbara aktierna i Sodra för att möjliggöra att 12 Sodra aktier kan lösas in mot en nyemitterad aktie i Lundin Oil till nominellt belopp SEK 0.50. 5

NYCKELTAL 1 jan 1998 9 månader 1 jan 1997 9 månader 1 jan 1997 12 månader Nyckeltal Räntabilitet på eget kapital 1, % -5,4 8,2 4,6 Räntabilitet på sysselsatt kapital 2, % -1,9 9,7 9,8 Soliditet 3, % 61,8 63,8 64,3 Synligt eget kapital SEK per aktie 4 18,6 17,3 18,3 Operativt cash flow SEK per aktie 5 2,4 3,1 4,2 Resultat SEK per aktie 6-1,0 1,3 0,8 Antal aktier vid periodens slut 81 012 953 80 952 219 80 952 219 Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden 81 012 953 80 952 219 80 952 219 Nyckeltalsdefinitioner 1 Räntabilitet på eget kapital definieras som koncernens resultat dividerat med genomsnittligt eget kapital (genomsnittet av periodens ingående och utgående egna kapital). 2 Räntabilitet på sysselsatt kapital definieras som koncernens resultat efter finansiella poster plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån dividerat med sysselsatt kapital (för perioden genomsnittlig balansomslutning med avdrag för icke räntebärande skulder) 3 Soliditet definieras som koncernens redovisade egna kapital i procent av balansomslutningen. 4 Synligt eget kapital SEK per aktie definieras som koncernens egna kapital dividerat med antalet aktier vid periodens slut. 5 Operativt cash flow SEK per aktie definieras som koncernens intäkter minus kostnad för såld olja och gas och faktiska skatter dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden. 6 Resultat SEK per aktie definieras som koncernens vinst för perioden dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden. 6

KONCERNENS RESULTATRÄKNING I SAMMANDRAG Belopp i TSEK Not 1 jan 1998 9 mån Rörelsens intäkter 1 jan 1997 9 mån 12 mån Försäljning av olja och gas 387 926 380 175 526 754 Tariffintäkter 50 270 48 960 66 933 Serviceintäkter 6 989 7 923 9 511 445 185 437 058 603 198 Rörelsens kostnader Produktionskostnader 1-229 341-139 965-192 117 Avskrivning av olje- och gastillgångar -174 268-118 027-172 054 Avsättning för återställningskostnader -3 548 13 038 9 819 Nedskrivning av olje- och gastillgångar -35 848-1 861-7 364 Bruttoresultat 2 180 190 243 241 482 Övriga rörelseintäkter 7 277 1 970 2 687 Vinst vid försäljning av olje- och gastillgångar - 60 885 63 411 Administrationskostnader -59 502-65 752-85 689 Resultat från andelar i intresseföretag - -2 072-2 072 Rörelseresultat -50 045 185 274 219 819 Finansiella intäkter och kostnader, netto -5 735-27 200-65 034 Resultat före skatt och minoritetsägares andel -55 780 158 071 154 785 Skatt 2-26 440-52 981-95 264 Minoritetsägares andel 2 426 2 207 2 598 Periodens resultat -79 794 107 300 62 119 7

KONCERNENS BALANSRÄKNING I SAMMANDRAG Belopp i TSEK Not TILLGÅNGAR Materiella anläggningstillgångar Olje- och gastillgångar 3 2 024 188 1 584 693 1 678 342 Övriga anläggningstillgångar 6 966 6 298 8 396 Summa materiella anläggningstillgångar 2 031 154 1 590 991 1 686 738 Finansiella anläggningstillgångar 4 333 355 296 921 333 930 Summa anläggningstillgångar 2 364 509 1 887 912 2 020 668 Omsättningstillgångar Kortfristiga fordringar och lager 142 974 179 241 146 469 Likvida medel, kortfristiga placeringar 329 340 247 534 266 773 Summa omsättningstillgångar 472 314 426 775 413 242 Summa tillgångar 2 836 822 2 314 687 2 433 910 EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital inklusive periodens resultat 1 504 375 1 403 103 1 479 704 Minoritetsintresse 249 913 74 034 85 303 Avsättningar och långfristiga skulder 757 718 577 760 585 160 Kortfristiga skulder 324 817 259 790 283 743 Summa eget kapital och skulder 2 836 823 2 314 687 2 433 910 Ställda säkerheter 5 921 733 847 203 890 673 Ansvarsförbindelser 378 528 528 8

Not 1. Produktionskostnader, TSEK 1 jan 1998- Utvinningskostnader -120 996-92 347-130 058 Tariffkostnader -61 828-36 146-49 546 Brittisk royalty -14 137-14 627-20 603 Lagerförändring samt förändring i balans för under-/överuttag -32 380 3 155 8 090-229 341-139 965-192 117 Not 2. Skatt, TSEK 1 jan 1998- Skattekostnaden består av bolagsskatt - faktisk -10 339-28 811-41 896 - latent -72 2 316-18 197-10 411-26 495-60 093 PRT (Brittisk Petroleum Revenue Tax) - faktisk -13 750-20 486-27 434 - latent -2 279-6 000-7 737-16 029-26 486-35 171 Totala skattekostnader -26 440-52 981-95 264 Not 3. Olje- och gastillgångar, TSEK Bokfört värde Bokfört värde Bokfört värde Storbritannien 921 733 847 203 890 673 Malaysia 438 204 373 239 376 970 Libyen 307 147 150 817 183 813 Falklandsöarna 164 340 25 567 33 405 Sudan 154 267 122 557 126 308 Papua Nya Guinea 32 607 29 349 29 705 Nya områden 3 555 6 139 4 927 Albanien 2 335 0 116 Tanzania 0 29 822 32 425 2 024 188 1 584 693 1 678 342 Not 4. I finansiella anläggningstillgångar ingår aktier i Arakis Energy Corporation och Khanty Mansiysk Oil Corporation. Not 5. Ställda säkerheter representerar Nordsjötillgångarna. 9

MODERBOLAGETS RESULTATRÄKNING I SAMMANDRAG Belopp i TSEK 1 jan 1998 9 mån 1 jan 1997 9 mån 12 mån Rörelsens intäkter Försäljning av olja och gas - 24 747 41 039 Rörelsens kostnader Produktionskostnader Not 1 - -7 356-11 416 Avskrivning av olje- och gastillgångar - -5 059-16 700 Bruttoresultat - 12 332 12 923 Övriga rörelseintäkter 1 032 505 456 Administrationskostnader -15 095-12 774-14 339 Rörelseresultat -14 063 63-960 Finansiella intäkter och kostnader, netto -16 500 3 435-36 451 Resultat före skatt -30 563 3 498-37 411 Skatt - - -8 510 Periodens resultat -30 563 3 498-45 921 Not 1. Produktionskostnader, TSEK 1 jan 1998- Utvinningskostnader - -4 974-14 095 Lagerförändring samt förändring i balans för under-/överuttag - -2 382 2 679 - -7 536-11 416 Stockholm den 20 november 1998 Ian H. Lundin Verkställande direktör Denna rapport har ej varit föremål för granskning av bolagets revisorer. För ytterligare information kontakta: Ian H. Lundin, tel. +41-22 319 66 06 Magnus Nordin, tel. 08-440 54 50 Ashley Heppenstall, tel. +41-22 319 66 04 10