Styrelsen i PA Resources AB (publ) har upprättat ett informationsmaterial till
bolagets aktieägare inför den extra bolagsstämma som ska hållas den 5 juli 2013
kl. 09.30. Detta dokument innehåller ny detaljerad information avseende bolagets
huvudsakliga tillgångar.
Bakgrund
Den 5 juni 2013 föreslog styrelsen i PA Resources AB (publ) (”PA Resources”
eller ”Bolaget”) att en extra bolagsstämma, som ska hållas den 5 juli 2013, ska
fatta beslut om en företrädesemission av aktier om cirka 891 MSEK med
företrädesrätt för Bolagets aktieägare (”Företrädesemissionen”).
Inför den extra bolagsstämman har styrelsen i PA Resources upprättat ett
informationsmaterial för att informera Bolagets aktieägare om den föreslagna
Företrädesemissionen och ge en detaljerad beskrivning av Bolagets tillgångar.
Företrädesemissionen är fullt garanterad genom en kombination av
teckningsåtaganden från större aktieägare, inklusive huvudägaren Gunvor Group
och garantiåtaganden från Gunvor Group, Lorito Holdings och ett
garantikonsortium sammansatt av Carnegie Investment Bank.
Under antagande att garantiåtagandena infrias till fullo skulle Gunvor Group bli
ägare till cirka 49,9 procent av aktierna och rösterna i Bolaget. Gunvor Group
har erhållit ett undantag från budplikt från Aktiemarknadsnämnden för det fall
dess ägarandel överstiger 30 procent till följd av ett infriande av dess
garantiåtagande i Företrädesemissionen. Undantaget från budplikten är villkorat
av att den extra bolagsstämmans beslut om Företrädesemissionen biträds av
aktieägare som representerar minst två tredjedelar av såväl de avgivna rösterna
som de på den extra bolagsstämman företrädda aktierna, varvid man ska bortse
från aktier som innehas och på den extra bolagsstämman företräds av Gunvor
Group.
Ett antal aktieägare, exklusive Gunvor Group, vilka tillsammans representerar
ett totalt innehav som överstiger 16 procent av aktierna och rösterna i Bolaget
har åtagit sig att rösta för Företrädesemissionen på den extra bolagsstämman.
Ett prospekt avseende den föreslagna Företrädesemissionen kommer att
offentliggöras omkring den 15 augusti 2013. För ytterligare information om
Företrädesemissionen (inklusive bakgrund och motiv) hänvisas till
pressmeddelandet daterat den 5 juni 2013. För ytterligare information avseende
styrelsens förslag och beslut om att fatta beslut på den extra bolagsstämman
hänvisas till PA Resources hemsida och den kallelse till den extra bolagsstämman
som offentliggjordes den 5 juni 2013.
Stockholm, 1 juli 2013
PA Resources AB (publ)
Vid frågor, kontakta gärna:
PA Resources: + 46 8 545 211 50
Finansiell utveckling i sammandrag
Nedanstående finansiella information i sammandrag avseende räkenskapsåren 2010,
2011 och 2012 är hämtad ur PA Resources reviderade koncernräkenskaper, vilka har
upprättas i enlighet med IFRS med nedanstående justering avseende den tunisiska
skatten och ändrad presentation av anläggningstillgångar. Uppgifter avseende
Bolagets resultat och finansiella ställning för perioderna 1 januari – 31 mars
2012 och 2013 har inte granskats av Bolagets revisorer.
Ändrad presentation av anläggningstillgångar
2012 ändrade PA Resources sin presentation av anläggningstillgångar i
balansräkningen och i segmentsnoten. Immateriella och materiella
anläggningstillgångar kategoriseras från 31 december 2012 som ”prospekterings-
och utvärderingstillgångar” respektive ”olje- och gastillgångar”.
Jämförelsesiffror för tidigare räkenskapsår har därför omräknats i Koncernens
rapport över finansiell ställning nedan.
Nedanstående sammandrag av Koncernens räkenskaper bör läsas tillsammans med PA
Resources reviderade koncernräkenskaper med tillhörande noter för räkenskapsåren
2010–2012 samt PA Resources delårsrapport för perioderna 1 januari – 31 mars
2012 och 2013. Siffrorna i detta dokument har avrundats, medan beräkningar har
utförts utan avrundning. Detta medför att vissa tabeller till synes inte
summerar korrekt.
Koncernens resultaträkning
1 JAN - 31 MAR 1 JAN - 31 DEC
MSEK 2013 2012 2012 2011 2010
Intäkter 445,9 649,8 2 183,5 2 153,8 2 226,7
Råvaror och -170,7 -208,9 -750,4 -707,4 -758,8
förnödenheter
Övriga externa -19,0 -29,6 -110,9 -85,1 -125,2
kostnader
Personalkostnader -13,8 -16,0 -66,8 -66,1 -67,1
Avskrivningar och -94,6 -180,8 -2 319,1 -2 821,9 -785,3
nedskrivningar
Rörelseresultat 147,8 214,5 -1 063,7 -1 526,6 490,4
Summa finansiella -37,4 -146,6 -599,3 -350,4 -311,1
poster
Resultat efter 110,4 67,9 -1 663,0 -1 877,0 179,3
finansiella
poster
Skatt på -76,5 -99,1 -302,7 -206,9 -495,7
periodens
resultat
Periodens 33,8 -31,2 -1 965,7 -2 083,9 -316,4
resultat
Koncernens rapport över finansiell ställning
31 31 DEC
MAR
MSEK 2013 2012* 2012 2011* 2010*
Anläggningstillgångar 5 543, 7 455,5 5 633, 7 910,3 8 952,3
9 1
- varav prospekterings- och 3 376, 4 081,0 3 398, 4 226,0 3 443,7
utvärderingstillgångar 5 3
- varav olje- och gastillgångar 2 058, 3 359,4 2 126, 3 667,3 5 488,0
5 0
Omsättningstillgångar 950,5 1 028,5 805,5 951,6 1 945,7
- varav likvida medel 287,5 174,5 57,6 44,5 1 260,4
Tillgångar som innehas för 0,0 27,3 0,0 29,9 0,0
försäljning
Summa tillgångar 6 494, 8 511,3 6 438, 8 891,8 10 898,1
4 6
Totalt eget kapital 2 201, 2 561,9* 1 590, 2 816,3** 4 805,3**
3 * 3
Långfristiga skulder 2 434, 4 381,7* 1 734, 4 483,9** 4 051,0**
1 * 7
- varav räntebärande skulder 1 096, 3 131,3 399,8 3 170,2 2 767,3
2
Kortfristiga skulder 1 858, 1 561,5 3 113, 1 588,8 2 041,8
9 7
- varav räntebärande skulder 1 302, 846,0 2 288, 856,4 1 627,7
3 0
Skulder hänförliga till 0,0 6,3 0,0 2,7 0,0
tillgångar som innehas för
försäljning
Summa eget kapital och skulder 6 494, 8 511,3 6 438, 8 891,8 10 898,1
4 6
* Totalt eget kapital och långfristiga skulder justerade för tidigare ej
redovisade uppskjutna skatteskulder i Tunisien. Immateriella och materiella
anläggningstillgångar kategoriseras som prospekterings- och
utvärderingstillgångar respektive olje- och gastillgångar.
**Justering uppskjuten skatt I delårsrapporten för perioden 1 januari – 30
september 2012 justerades det ingående egna kapitalet för 2012 med -453 MSEK,
vilket gav en ny ingående balans för 2012 om 2 816 MSEK. Justeringen var en
följd av att Bolaget, i samband med processen att farma ut ägarandelar i
Zaratlicensen, genomfört en genomlysning av den tunisiska skattesituationen,
vilket resulterat i att tidigare ej redovisade uppskjutna skatteskulder i
Tunisien avseende perioder före ingången av 2009 identifierades. I Koncernens
rapport över finansiell ställning ovan presenteras eget kapital och långfristiga
skulder som om motsvarande justering skulle gjorts på Koncernens historiska
rapporter över finansiell ställning per 31 december för 2010, 31 december 2011
samt 31 mars 2012. Justeringen sker inom övrigt totalresultat avseende
omräkningsdifferenser då underliggande uppskjutna skatteskulder är bokförda i
USD, således påverkas ej Koncernens resultaträkning. Rapport över kassaflöden
påverkas inte heller av de retroaktiva justeringarna eftersom de i sin helhet är
hänförliga till orealiserade värdeförändringar.
Koncernens rapport över kassaflödet
1 JAN 1 JAN -
- 31 31 DEC
MAR
MSEK 2013 2012 2012 2011 2010
Kassaflöde från den löpande 144,7 221,8 871,9 801,6 298,0
verksamheten före förändring av
rörelsekapital
Förändring i rörelsekapital -214,9 -46,9 -33,6 10,0 118,2
Kassaflöde från den löpande -70,3 174,9 838,3 811,6 416,2
verksamheten efter förändringar i
rörelsekapital
Kassaflöde från -58,0 -31,6 -255,0 -1 -1
investeringsverksamheten 612,6 585,3
Kassaflöde från 359,0 -12,6 -568,2 -408,2 2 321,
finansieringsverksamheten 0
Periodens kassaflöde 230,8 130,8 15,1 -1 1 151,
209,3 8
Likvida medel och kortfristiga 57,6 44,5 44,5 1 260,4 123,9
placeringar vid periodens början
Valutakursdifferens i likvida medel -0,8 -0,7 -1,9 -6,7 -15,3
Periodens kassaflöde 230,8 130,8 15,1 -1 1 151,
209,3 8
Summa likvida medel vid periodens slut 287,6 174,5 57,6 44,5 1 260,
4
Nyckeltal
1 JAN - 1 JAN -
31 MAR 31 DEC
2013 2012 2012 2011 2010
Oljeproduktion (fat) 608 300 792 2 888 3 145 3 918
200 200 600 000
Intäkter (MSEK) 445,9 649,8 2 183,5 2 153,8 2 226,
7
EBITDA (MSEK) 242,4 395,3 1 255,4 1 295,3 1 275,
7
Rörelseresultat (MSEK) 147,8 214,5 -1 -1 490,4
063,7 526,6
Rörelseresultat per aktie 0,01 0,28 -1,05 -1,96 0,77
efter utspädning* (SEK)
Resultat efter finansnetto 0,01 0,09 -1,63 -2,41 0,28
per aktie* (SEK)
Resultat efter skatt per 0,003 -0,04 -1,93 -2,67 -0,50
aktie efter utspädning*
(SEK)
Eget kapital per aktie före 0,16 3,29 0,18 3,61 6,17
utspädning* (SEK)
Eget kapital per aktie efter 0,16 3,29 0,18 3,61 6,17
utspädning* (SEK)
Vinstmarginal 24,7% 10,4% neg. neg. 8,1%
Soliditet 33,9% 30,1% 24,7% 31,7% 44,1%
Skuldsättningsgrad 95,9% 148,4% 165,4% 141,4% 65,2%
Antal utestående aktier före 14 145 779 8 672 779 412 779
ustpädning* (Antal) 998 972 412 576 666 411
666 740 382
Antal utestående aktier 14 145 779 8 672 779 412 779
efter utspädning* (Antal) 998 972 412 576 666 411
666 740 382
Genomsnitt antal utestående 11 246 779 1 017 779 411 637
aktier före utspädning* 534 652 412 289 703 753
(Antal) 666 049 524
Genomsnitt antal utestående 11 246 779 1 017 779 411 637
aktier efter utspädning* 534 652 412 289 703 753
(Antal) 666 049 524
* Antal utestående aktier efter utspädning inkluderar endast aktier som ger
upphov till en utspädningseffekt. Genomförd nyemission 2013 gav upphov till
retroaktiva justeringar.
Kommenterar till den finansiella utvecklingen i sammandrag
PA Resources är en internationell olje- och gaskoncern som bedriver
prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gastillgångar. Koncernen
har tillgångar i Västafrika, Nordafrika och Nordsjön. Olja produceras i Väst-
och Nordafrika.
PA Resources tillgångsportfölj består idag av totalt 21 olje- och gaslicenser,
varav sex är producerande, en under utveckling och 14 i prospekteringsfas.
Balansen mellan de tre faserna – prospektering, utveckling och produktion –
påverkar Bolagets risknivå. Marknadsvärdet av PA Resources tillgångsportfölj
baseras framförallt på uppskattade reserver och resurser samt mängden producerad
olja.
En olje- och gaslicens kan erhållas antingen direkt från en statlig/offentlig
institution eller indirekt genom ett förvärv eller en infarmning, vilket innebär
att innehavaren av en licens avyttrar en ägarandel till ett annat företag, där
det andra bolaget tar över motsvarande andel av de till licensen knutna
åtagandena samt får del av framtida intäkter. Ersättning för sådana
transaktioner kan ske genom kontant betalning eller genom finansiering av
framtida investeringar.
PA Resources är operatör för totalt 9 licenser och partner avseende de övriga 12
licenserna.
En sammanfattning av Koncernens olja-, gas- och övriga hydrokarbonreserver och
resurser per 31 december för åren 2010, 2011 och 2012 presenteras nedan. I maj
2013 offentliggjorde PA Resources att de ingått ett avtal med EnQuest Plc att
farma ut operatörskapet och 70 procent av Bolagets andel i sina offshore
-tillgångar i Tunisien. För ytterligare information avseende reserver och
resurser se sidan 19.
Reserver och resurser
Reserver
Miljoner fat Bevisade Bevisade och Betingade
oljeekvivalenter reserve sannolika reserver (2P) resurser
r (1P)
31 december 2010 45,7 72,5 141
31 december 2011 39,1 60,2 145
31 december 2012 38,1 55,7 142
31 december 2012 15,9 23,5 78
tunisiska utfarmningen
beaktad
Huvudsakliga faktorer som påverkar verksamhetens resultat
Oljepris
Koncernens intäkter är i stor utsträckning beroende av världsmarknadspriset på
olja. Intäkter baseras på försäljning styrd utifrån kontrakt tecknade med ett
fåtal stora internationella oljebolag där såld olja prissätts utifrån gällande
världsmarknadspris minus rabatt plus premie beroende på oljans kvalitet.
Prissättning sker på under en på förhand bestämd tidsperiod före och efter dagen
när fysisk leverans sker från säljare till köpare.
Det genomsnittliga priset på Brentolja under 2012 var över 112 USD per fat med
en högsta nivå om cirka 128 USD per fat i mars 2012 och en tillfällig lägsta
nivå om cirka 89 USD i juni 2012. Under de första fem månaderna 2013 var det
genomsnittliga priset på Brent-råolja 108 USD per fat.
Den globala efterfrågan på olja ökade med 0,9 procent under 2012 och den globala
efterfrågan uppgick enligt International Energy Agency (”IEA”), till 89,7
miljoner fat per dag. IEA bedömer att efterfrågan kommer uppgå till cirka 90,5
miljoner fat per dag under 2013 med en ökad efterfrågan från tillväxtmarknaderna
och fortsatt minskad efterfrågan i OECD-länderna.
Produktionsnivå
PA Resources totala produktionsnivå har succesivt minskat under perioden 2010
fram till första kvartalet 2013. Under 2010 fanns det sju producerande fält
varav sex i Nordafrika (Tunisien) och ett i Västafrika (Azuritefältet i
Republiken Kongo). Under 2010 blev Azuritefältet Koncernens största producerande
fält följt av Didonfältet i Tunisien, vilket historiskt sett varit det främsta
bidragande producerande fältet.
Oljeproduktion
Totalt antal fat Antal Genomsnitt antal fat per dag
av råolja* fält Västafrika Nordafrika Totalt
Oljeproduktion 3,9 miljoner 7 5 900 4 800 10 700
2010
Oljeproduktion 3,1 miljoner 8 5 300 3 300 8 600
2011
Oljeproduktion 2,9 miljoner 6 5 600 2 300 7 900
2012
Oljeproduktion 0,6 miljoner 6 4 800 2 000 6 800
Q1 2013
* PA Resources produktionsandel baserat på licensandelar
Idag genereras PA Resources produktion huvudsakligen vid tre fält, Aseng- och
Azuritefälten i Västafrika och Didonfältet i Nordafrika. Produktionen på
Asengfältet startade i november 2011 och under 2012 nådde fältet en platånivå
för produktionen om 60 000 fat per dag vilket kan jämföras med den initiala
planen om 50 000 fat per dag. PA Resources andel av produktionen motsvaras av en
ägarandel om 5,7 procent. Fältet förväntas generera betydande kassaflöden under
kommande år.
Alenfälet, som lyder under produktionsdelningsavtalet för Block I, förväntas
börja producera under tredje kvartalet 2013. För PA Resources kommer ökningen i
produktionen att vara marginell men synergierna från den gemensamma
infrastrukturen förväntas minska rörelsekostnaderna för Bolagets andel i Block
I.
Framtida produktionsnivåer, särskilt på Didonfältet, är beroende av de framtida
utvecklingsplanerna och den övergripande utvecklingen av reserven.
Fluktationer i valutakurser
Den övervägande delen av PA Resources tillgångar hänför sig till internationella
olje- och gasfyndigheter som värderas i USD och genererar intäkter i USD.
Huvuddelen av PA Resources kostnader är i USD, men PA Resources har även mindre
exponering i TDN, GBP, EUR, NOK och DKK. En samtidig tioprocentig förändring av
varje valuta mot SEK skulle ha påverkat Koncernens rörelseresultat under 2012
med cirka ±17,7 MSEK, varav exponeringen i USD/SEK står för ±17,2 MSEK av
totalbeloppet. Känslighetsanalysen baseras på intäkter och kostnader samt
balansposter i bokslutet 2012 och tar inte hänsyn till eventuella förändringar
på utländska valutamarknader som kan inträffa då valuta rör sig mycket.
Licensavtal, bolagsskatter, skatt på olja och royalties
Licensavtal förhandlas och utfärdas av regeringen eller relevant offentlig
institution. Avtalsvillkoren reglerar normalt skatter, royalties, miljönormer,
tekniska och ekonomiska överväganden, uppsägning, arbetsprogram och andra
åtaganden kopplade till de olika faserna för prospektering och
utveckling.Licensavtalen för Republiken Kongo, Tunisien och Ekvatorialguinea
innehåller bestämmelser om royalties som antingen betalas in natura (dvs. i
olja) eller som kontant betalning till staten. Storleken på gällande royaltysats
varierar i intervallet 2-16 procent.
Skatter på oljeproduktion betalas i överensstämmelse med lokala legala och
skattemässiga villkor för varje berört land. Dessa skatter kan variera inom
landet för det fall att olika oljefält producerar inom olika kontrakt. Enligt
vissa kontrakt kan en viss del av skatten också betalas in natura (skatt på
olja, sk. tax oil).
Olje- och gastillstånd i Tunisien kan beviljas antingen som joint venture
koncessionsavtal eller som produktionsdelningsavtal. Med undantag för Jenein
Centre-licensen, faller PA Resources tillgångar i Tunisien under kategorin joint
venture koncessionsavtal. Skatt och royalty betalas enligt varierande satser
beroende på vinst/investeringskvoten (R-faktorn), vilken är den ackumulerade
nettointäkten (intäkt minus royalty och skatt) dividerat med de ackumulerade
utgifterna (driftskostnader och investeringar). Beroende på R-faktorn, är
royaltysatsen för olja och gas 2-15 procent. Bolagsskatt tas ut på vinsten med
mellan 50-75 procent om huvuddelen består av oljefält och mellan 50-65 procent
om huvuddelen består av gasfält. Det tunisiska skattesystemet medger avdrag vid
beräkningen av den beskattningsbara inkomsten för vissa poster, exempelvis
royalty, utbyggnadskostnader och finansieringskostnader relaterade till
utbyggnadsutgifter upp till ett tak om 70 procent. Eventuella förluster kan
sparas under fem år och kvittas mot framtida produktion. Prospekterings-och
utvärderingsutgifter som uppkommer för ett fält kan kvittas mot skattepliktiga
intäkter som genereras inom hela koncessionen som härrör från samma tillstånd.
För en mer detaljerad information om det nationella skattesystemet hänvisar PA
Resources till tunisisk skattelagstiftning. Enligt koncessionsavtalet för Didon
är PA Resources skyldig att sälja 20 procent av oljeproduktionen från Didon
-fältet på den lokala tunisiska marknaden med 10 procents rabatt på
försäljningspriset (FOB).
Bolagsbeskattning i Danmark avseende utvinnings- och prospekteringsbolag inom
olja och gas består av en kombination av bolagsskatt (kapitel 2-inkomster) och
hydrokarbonskatt (kapitel 3- eller 3A-inkomster). Bolagsskatt utgår med 25
procent och hydrokarbonskatten är beroende av när tillståndet beviljades. PA
Resources omsättningstillgångar i Danmark beskattas enligt kapitel 3A, vilket
ger en skattesats för hydrokarboner om 52 procent. Den totala kombinerade
skattesatsen enligt kapitel 2 och 3A är 64 procent. Det danska skattesystemet
tillåter vissa fördelaktiga avdrag såsom skattelättnader för hydrokarbonskatt
(uplift), ingen ringfencing per fält (isolering av avdragsrätten för utgifter i
samband med ett fält) och skattemässiga regler för avskrivningar som vardera har
en inverkan på den faktiskt tillämpade skattesatsen. För en mer detaljerad
information om det nationella skattesystemet hänvisar PA Resources till dansk
skattelagstiftning.
PA Resources västafrikanska tillgångar innehas under konfidentiella
produktionsdelningskontrakt med respektive stat. Enligt Block I:s
produktionsdelningskontrakt tillåts accelererad återhämtning av investeringar
genom förstärkt nettoandel av produktionen. Till följd av detta avtar PA
Resources nettoandel av produktionen efter skatt på olja och royalties över tid,
allteftersom investeringar intjänats.
Framgångsrik prospektering, värdering och utbyggnadsplanering
Ett sätt att öka utvinningsbara olje- och gasresurser är genom framgångsrik
prospektering. Strukturer och prospekt identifieras genom analys av geologiska
och geofysiska data samt genom prospekteringsborrning. Fortsatta analys-och
utvärderingsaktiviteter (inklusive utvärderingsbrunnar) krävs för att
kvantifiera storleken på ett fynd i form av betingade och därför potentiellt
utvinningsbara resurser med avsikten att göra en bedömning om fyndet är
kommersiellt gångbart för utbyggnad eller ej. För det fall att fyndet
konstateras vara kommersiellt gångbart, kan det verkliga värdet av tillgången
öka avsevärt. Resurser räknas normalt som reserver när en utbyggnadsfas planeras
eller godkänns.
Förklaringar av resultatpåverkande faktorer
Intäkter
PA Resources intäkter är framförallt hänförbara till försäljningen av olja. PA
Resources intäkter rapporteras baserat på Bolagets licensandel av ett fälts
antal producerade fat oljeekvivalenter. Detta innebär att PA Resources alltid
tar upp intäkter som motsvarar den rapporterade produktionen för perioden före
avdrag för skatt, såsom royalties och skatt på olja. Intäkter tas upp i den
period då produktionen sker, vilket betyder att all råolja i lager har verkligt
värde och tas upp som sålt.
Kostnader för råvaror och förnödenheter
Kostnader för råvaror och förnödenheter består av två poster; utvinnings- och
produktionskostnader och royalty-kostnader.
Utvinnings- och produktionskostnader är till stor del fasta kostnader. Dessa
kostnader är ofta kontrollerade genom ett så kallat joint operating-avtal mellan
operatören på fältet och övriga parter. Avtalet reglerar årliga budgetar och
arbetsprogram, planerade program för borrning, investeringar, underhåll,
produktion och scheman för avhämtning av olja (s.k. liftings), etc.
Nuvarande licensvillkor för vissa av de producerande oljefälten kräver att
royalties utbetalas. Koncernen betalar antingen royalty in natura genom
oljeutbudet eller genom kontantbetalning. Royalties varierar med olika
produktionsnivåer. Royalties rapporteras brutto i resultaträkningen, där de
totala intäkterna inkluderar producerad royaltyolja. Motsvarande royaltykostnad
inkluderas i resultaträkningen under posten råvaror och förnödenheter.
Övriga externa kostnader
Övriga externa kostnader består framförallt av kostnader för PA Resources
administrativa organisation, såsom konsulter, kontor och andra licensrelaterade
kostnader.
Personalkostnader
Personalkostnader är hänförliga till löner, kostnader för socialförsäkringar,
pensionskostnader och andra personalrelaterade kostnader. PA Resources hade 122
heltidsanställda per den 31 mars 2013.
Avskrivningar och nedskrivningar
Avskrivningar relaterar framförallt till olje- och gastillgångar. Avskrivningar
påbörjas i samband med att produktionsstart sker och beräknas i enlighet med
produktionsenhetsmetoden (sk. Unit of Production Method). Olje- och
gastillgångar skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till totala
beräknade bevisade och sannolika reserver av olja och gas.
Avskrivning av tekniska installationer och utrustning görs linjärt över
tillgångarnas förväntade nyttjandeperiod. Den beräknade nyttjandeperioden är tio
år för tekniska installationer och fem år för utrustning. Avskrivning av
maskiner och inventarier görs linjärt över tillgångarnas förväntade
nyttjandeperiod, vilket vanligtvis uppgår till tre till fem år.
Prospekterings- och utvärderingstillgångar samt olje- och gastillgångar prövas
löpande för möjligt nedskrivningsbehov. För ytterligare information se avsnittet
Nedskrivningar nedan.
Finansiella intäkter och kostnader
Finansiella intäkter inkluderar räntor från banker och andra finansiella
institutioner. Ränteintäkter redovisas i enlighet med effektivräntemetoden och
hänför sig framförallt till ränteintäkter på bankmedel och fordringar.
Finansiella kostnader inkluderar framförallt räntekostnader från existerande
obligationslån, kreditfacilititer och konvertibellån.
Finansnetto inkluderar också valutakursvinster och –förluster, vilka rapporteras
netto, antingen som finansiella intäkter eller som finansiella kostnader.
Valutakursvinster och –förluster relaterar framförallt till lån angivna i andra
valutor än relevanta bolags funktionella valutor.
Inkomstskatt
Inkomstskatt relaterar till nuvarande skattekostnader, inklusive förändringar i
uppskjuten skatt. Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem där
bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket.
Bolagsskattesatserna inom Koncernen varierar mellan 22 procent och 75 procent.
Nuvarande skatt inkluderar, förutom bolagsskatt, också oljeskatt. Skatten
beräknas på beskattningsbar vinst för varje enskilt oljefält till nuvarande
lokala skattesatser. Utbetalning av oljeskatt redovisas brutto i
resultaträkningen där de totala intäkterna inkluderar antal producerade fat
oljeekvivalenter och motsvarande kostnad redovisas i resultaträkningen under
posten inkomstskatt. För ytterligare information se avsnitt Aktuell skatt nedan.
Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder beräknas enligt skattesatser som
förväntas gälla för den period då fordringarna avräknas eller skulderna
regleras, baserat på skattesatser och skattelagstiftning som föreligger eller i
praktiken föreligger på balansdagen.
Väsentliga redovisningsprinciper
I följande avsnitt beskrivs Koncernens väsentliga redovisningsprinciper. För
vidare beskrivning avseende redovisningsprinciper se PA Resources årsredovisning
för 2012.
Gemensamt ägda tillgångar i form av licenser
Koncernens olje- och gasverksamhet drivs genom helägda eller gemensamt ägda
licenser. Koncernens finansiella rapporter reflekterar Koncernens andel av
produktion, kapital- och verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och
skulder i de gemensamt ägda licenserna.
Prospektering och utvärderingstillgångar
Det bokförda värdet av prospekterings-och utvärderingtillgångar inkluderar (i)
utgifter för förvärvade licenser/koncessionsrättigheter, och (ii) aktiverade
prospekterings- och utvärderingutgifter. Utgifter för prospekterings-och
utvärderingstillgångar redovisas enligt metoden ”Full Cost Method” och samtliga
kostnader hänförliga till prospektering, borrning och utvärdering av sådana
intressen aktiveras i sin helhet. Om en tillgång överlåtits till berörda
myndigheter eller bedömts som olönsam, kostnadsförs tillgången som en
nedskrivning över resultaträkningen. När ett undersökningstillstånd bedöms vara
kommersiellt, ansöks om en utbyggnadsplan. Efter godkännande av
utbyggnadsplanen, omklassificeras tillgången som en koncession under olje-och
gastillgångar.
Olje- och gastillgångar
Det bokförda värdet av olje-och gastillgångar inkluderar (i) omklassificerade
prospekterings-och utvärderingstillgångar, (ii) aktiverade utbyggnadskostnader
och (iii) kostnader för avveckling. Avskrivning på olje-och gastillgångar
påbörjas i samband med produktionsstarten och tillgången skrivs av i takt med
produktionen i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver
av olja och gas. Avskrivningar av tekniska installationer och utrustning sker
linjärt.
Tillgångar prövas kontinuerligt för möjligt nedskrivningsbehov. Bedömningen av
nedskrivningsbehov sker för respektive kassagenererande enhet vilket normalt
motsvaras av en licensrättighet, produktionsdelningsavtal eller motsvarande.
Avvecklingskostnader uppkommer när Koncernen har förpliktelser för att bidra
till återställning av miljön, nedmontering, bortforslande eller liknande
åtgärder. En avsättning redovisas sedan baserat på nuvärdet av de kostnader som
bedöms krävas för att fullgöra åtagandena. Som en motpost till avsättningen
redovisas en tillgång som en del av Koncernens totala olje-och gastillgångar.
Tillgången skrivs av över oljefältens livstid baserad på oljefältens produktion.
Nedskrivningar
PA Resources anläggningstillgångar består av prospekterings- och
utvärderingstillgångar samt olje- och gastillgångar. Bokförda värden av Bolagets
anläggningstillgångar uppstår generellt vid förvärv av licenser och dess värde
ökar i takt med investeringskostnaderna. De bokförda värdena minskar i takt med
att avskrivningar sker löpande under produktionen på respektive licens eller när
nedskrivningar görs.
Det är viktigt att notera att bokfört värde av en tillgång inte nödvändigtvis
motsvarar marknadsvärdet av samma tillgång. Det redovisade värdet (bokförda
värdet) på en tillgång jämförs med den återvinningsbara summan för tillgången
och för det fall att det bokförda värdet överstiger den återvinningsbara summan,
anses tillgången nedskriven och skrivs ned till den återvinningsbara summan. Den
återvinningsbara summan är det högre av (i) marknadsvärdet, dvs. det verkliga
värdet med avdrag för försäljningskostnader och (ii) nyttjandevärdet, beräknat
genom att diskontera uppskattade framtida kassaflöden till dess nuvärden genom
att använda en diskonteringsränta före skatt.
PA Resources prövar löpande sina prospekterings- och utvärderingstillgångar samt
sina olje- och gastillgångar för möjligt nedskrivningsbehov. Detta sker i
samband med varje bokslut eller vid händelser eller förändrade omständigheter
som ger indikationer på att tillgångarnas redovisade värden ej kan försvaras.
Sådana indikationer kan omfatta ändringar av Koncernens verksamhetsplaner,
återlämnade licenser, ändringar av råvarupriser som leder till lägre inkomster
samt, för olje- och gastillgångar, en försämring av uppskattade
reservkvantiteter.
Bedömningen av nedskrivningsbehov sker för respektive kassagenererande enhet,
vilket motsvaras av licensrättighet, produktionsdelningskontrakt eller
motsvarande som PA Resources äger. En kassagenererande enhet motsvaras således
normalt av varje förvärvad tillgång i respektive land där PA Resources bedriver
prospekterings- och utvinningsverksamhet.
För det fall en nedskrivning av en tillgång sker, redovisas en
nedskrivningsförlust omedelbart på resultaträkningen. Det påverkar dock inte
kassaflödena. Nedskrivningen minskar också värdet på tillgången i
balansräkningen och minskar eget kapital med motsvarande summa.
Avsättningar
Avsättningar redovisas i balansräkningen när det finns ett formellt eller
informellt åtagande till följd av en inträffad händelse för vilken det är
troligt att ett utflöde av resurser krävs för att reglera åtagandet och en
tillförlitlig uppskattning av beloppet kan göras. Diskontering görs till nuvärde
i de fall tidseffekten i respektive avsättning är väsentlig. För en del oljefält
där Koncernen har förpliktelser att bidra till återställning för exempelvis
miljö, nedmontering, bortforslande, sanering och liknande åtgärder kring
borrningsplatserna både på land och till havs redovisas avsättningar baserade på
nuvärden av de kostnader som bedömts kommer att krävas för att fullgöra
åtagandena, med användande av estimerade kassaflöden. Använd diskonteringsränta
tar hänsyn till marknadens bedömning av tidsvärdet av pengar och risken
specifikt hänförlig till avsättningen. Avsättningar för återställningskostnader
revideras löpande beroende på framtida förändringar i uppskattningar om
estimerade kassaflöden, diskonteringsränta och risker hänförliga till
avsättningen. Förpliktelse uppkommer antingen i samband med att oljefält
förvärvas eller som en följd av Koncernens nyttjande av dessa och som en motpost
till avsättningen redovisas en tillgång som en del av Koncernens totala olje-
och gastillgångar. Tillgången skrivs av över oljefältens livstid baserat på
oljefältens produktion.
Inkomstskatt
Den redovisade skatten utgörs av aktuell skatt och uppskjuten skatt.
Inkomstskatter redovisas i resultaträkningen då de avser resultaträkningens
poster. Skatter hänförliga till poster i övrigt totalresultat redovisas i övrigt
totalresultat och direkt mot eget kapital då den underliggande transaktionen
redovisas direkt mot eget kapital.
Aktuell skatt
Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas avseende aktuellt år med
tillämpning av de skattesatser och den skattelagstiftning som används och är i
kraft per balansdagen. Häri inkluderas även eventuella justeringar av aktuell
skatt hänförlig till tidigare perioder. De aktuella skattefordringarna och
skulderna för nuvarande och föregående perioder värderas till den summa som
förväntas erhållas eller begäras in av skattemyndigheten. Skatter på
oljeproduktion regleras i överensstämmelse med lokala juridiska och
skattemässiga villkor i varje
berört land, vilka varierar inom landet beroende på vilket oljefält det avser.
Skatten beräknas på skattepliktig vinst för respektive enskilt oljefält till
aktuella lokala skattesatser. Aktuella skattefordringar och skatteskulder
hänförliga till respektive bolag nettoredovisas i balansräkningen. För vissa
producerande oljefält ska det i enlighet med gällande licensvillkor erläggas
skatt i form av skatt på olja, så kallad ”tax oil”. Koncernen betalar ”tax oil”
i form av natura genom leverans av olja. Betalning av ”tax oil” redovisas brutto
i resultaträkningen där totala intäkter inkluderar producerade fat ”tax oil” och
motsvarande kostnad inkluderas i resultatposten skatt på periodens resultat.
Uppskjuten skatt
Uppskjuten skatt beräknas på temporära skillnader mellan tillgångarnas och
skuldernas skattemässiga och bokförda värden. Uppskjutna skattefordringar
redovisas för alla avdragsgilla temporära skillnader, skattemässiga förluster
och underskott i den utsträckning det är sannolikt att det kommer att finnas
framtida skattepliktiga vinster mot vilka de temporära skillnaderna och de
outnyttjade underskottsavdragen kommer att kunna nyttjas. Den uppskjutna skatten
redovisas emellertid inte om den uppstår till följd av en transaktion som utgör
den
första redovisningen av en tillgång eller skuld som inte är ett rörelseförvärv
och som, vid tidpunkten för transaktionen, varken påverkar redovisat eller
skattemässigt resultat. De uppskjutna skattefordringarnas redovisade värden
prövas vid varje balansdag och minskas i den utsträckning som det inte längre är
sannolikt att tillräckligt stor beskattningsbar vinst kommer att finnas
tillgänglig för att utnyttja hela eller delar av de uppskjutna
skattefordringarna. Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder beräknas
enligt skattesatser som förväntas gälla för den period då fordringarna avräknas
eller skulderna regleras, baserat på skattesatser och skattelagstiftning som
föreligger eller i praktiken föreligger på balansdagen. Uppskjutna
skattefordringar och skatteskulder nettoredovisas i balansräkningen under
förutsättning att skattebetalningen kommer att ske med nettobeloppet.
Rörelsekapital
PA Resources rörelsekapital består av kortfristiga icke räntebärande fordringar
och skulder där de största ingående posterna i kortfristiga fordringar avser
kundfordringar och upplupna intäkter avseende råolja. Upplupna intäkter avseende
råolja ackumuleras tills avhämtning av oljan sker. Därefter säljs olja och
faktureras kund. Kortfristiga skulder består huvudsakligen av leverantörsskulder
och upplupna kostnader hänförliga till drift och borrning. Dessa varierar över
tiden i förhållande till överenskomna arbetsprogram inklusive underhåll och
borrprogram.
Påverkan av utfarmningen i Tunisien och nedskrivningen av Gita & Block 8 på
resultaträkningen och balansräkningen
Koncernens intäkter under helåret 2012 uppgick till 2 184 MSEK och vinsten för
perioden uppgick till -1 966 MSEK. De utfarmade tunisiska tillgångarna (70
procent av andelen i Didon och Zarat) bidrog med 357 MSEK i intäkter och 18 MSEK
i vinst för perioden. Exklusive dessa poster skulle intäkterna för helåret
uppgått till 1 826 MSEK och vinsten till -1 984 MSEK för perioden.
Under första kvartalet 2013 uppgick intäkterna till 446 MSEK och vinsten till 34
MSEK. De utfarmade tillgångarna i Tunisien bidrog med 82 MSEK i intäkter och 5
MSEK i vinst för perioden. Exklusive dessa poster skulle intäkterna för första
kvartalet uppgått till 364 MSEK och vinsten till 29 MSEK för perioden.
Utfarmningen av 70 procent av Didion och Zarat medförde en kapitalförlust efter
skatt om -113 MSEK (netto). Kapitalförlusten före skatt uppgick till -459 MSEK
och uppskjutna skatteintäkter uppgick till 346 MSEK. Kapitalförlusten före skatt
inkluderar köpeskillingen om 150 MSEK och effekterna från utfarmningen på
balansräkningen; anläggningstillgångar om -867 MSEK, avsättningar om 280 MSEK
samt justeringar av olika balansposter om -22 MSEK (netto).
Till följd av en utvärdering av Bolagets övriga tillgångar kommer en
nedskrivning av licenserna 2008/17 (Block 8) på Grönland och Gita-licensen i
Danmark om -182 MSEK att ske under det andra kvartalet 2013.
Efter utfarmningen och nedskrivning uppgick prospekterings- och
utvärderingstillgångar till 3 483 MSEK, olje- och gastillgångar till 937 MSEK,
långfristiga avsättningar till 370 MSEK och uppskjutna skattskulder till 358
MSEK.
Koncernens resultaträkning
1 januari – 31 mars 2013 jämfört med motsvarande period 2012
Intäkter, kostnader och EBITDA
Koncernens intäkter under perioden uppgick till 446 (650) MSEK. Intäkterna
minskade främst till följd av lägre produktion i jämförelse med motsvarande
period föregående år. Intäkterna påverkades också av ett lägre försäljningspris
samt av valutaeffekter till följd av en försvagad USD. Kostnader för råvaror och
förnödenheter inklusive royalty minskade till 171 (209) MSEK. Royaltykostnaden
uppgick till 51 (76) MSEK. Royalty minskade främst till följd av lägre
produktion medan royaltyprocentsatserna var oförändrade.
EBITDA uppgick till 242 (395) MSEK och EBITDA marginalen uppgick till 54 (61)
procent.
Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat
Avskrivningar under perioden minskade till 74 (181) MSEK, främst till följd av
lägre produktion i jämförelse med motsvarande period föregående år.
Avskrivningen per producerat fat var lägre i jämförelse med motsvarande period
föregående år, främst till följd av den under tredje kvartalet 2012 genomförda
nedskrivningen av Azuritefältet. Valutakurseffekter minskade kostnaden för
avskrivningar.
Engångsposter för perioden uppgick till 21 (0) MSEK och hänför sig till
kvarvarande kostnader för investeringar på Azuritefältet vilka kostnadsförts då
hela fältets återstående värde skrevs ner i tredje kvartalet 2012.
Av- och nedskrivningar uppgick till totalt 94,6 MSEK.
Rörelseresultatet exklusive engångskostnader uppgick till 169 (214) MSEK och
inklusive engångskostnader till 148 (214) MSEK. Rörelsemarginalen exklusive
engångskostnader för perioden blev 38 (33) procent.
Finansnetto, skatt och periodens resultat
Koncernens finansnetto uppgick under perioden till -37 (-147) MSEK.
Valutaeffekter påverkade finansnettot positivt med 45 (-1) MSEK. I jämförelse
med föregående år är finansnettot positivt påverkat främst av det, under fjärde
kvartalet 2012, till 90 procent utsläckta konvertibla skuldebrevet.
Resultat före skatt exklusive engångskostnader uppgick till 131 (68) MSEK.
Skatt på periodens resultat uppgick till -77 (-99) MSEK. Betald skatt för
perioden uppgick till 54 (3) MSEK.
1 januari – 31 december 2012 jämfört med motsvarande period 2011
Intäkter, kostnader och EBITDA
Koncernens intäkter under perioden uppgick till 2 184 (2 154) MSEK. Intäkterna
ökade något jämfört med 2011, främst till följd av högre försäljningspris samt
valutaeffekter till följd av en stärkt USD. Ökningen motverkades av lägre
produktion.
EBITDA minskade något jämfört med 2011, främst till följd av ökade
produktionskostnader, vilka till övervägande del är fasta och uppgick för
perioden till 495 (431) MSEK. Ökningen berör främst det tillkommande Asengfältet
i region Västafrika, vilket togs i drift under fjärde kvartalet 2011. EBITDA
minskade också till följd av ökade externa kostnader, vilka uppgick till 111
(85) MSEK. Minskningen i EBITDA motverkades av ökade intäkter främst till följd
av högre försäljningspris samt av minskade royaltykostnader, uppgående till 255
(277) MSEK till följd av lägre produktion. EBITDA uppgick till 1 255 (1 295)
MSEK och EBITDA-marginalen minskade till 58 (60) procent.
Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat
Exklusive engångskostnaderna uppgick rörelseresultatet till 684 (508) MSEK.
Avskrivningarna uppgick till 571 (787) MSEK och har minskat till följd av lägre
produktion på Azuritefältet och i region Nordafrika. Vidare bidrog
nedskrivningen av Azuritefältet i tredje kvartalet 2012 till minskade
avskrivningar. Rörelseresultatet påverkades av betydande engångskostnader
uppgående till 1 748 (2 035) MSEK, hänförlig främst till nedskrivning av bokfört
värde på Azuritefältet och licensen MPS i Republiken Kongo om 1 315 MSEK till
följd av revidering av mängden utvinningsbara reserver. Återlämnandet av
licenserna Marine XIV i Republiken Kongo, licens 9/95 (”Maja”) i Danmark samt
licenserna P 1342 och P 1802 i Storbritannien har medfört nedskrivningar om
totalt 281 MSEK. Vidare har tillkommande kostnader för investeringar på
Azuritefältet om 151 MSEK kostnadsförts då hela fältets återstående värde skrevs
ned i tredje kvartalet 2012.
Finansnetto, skatt och periodens resultat
Resultatet före skatt påverkades av Koncernens finansnetto som uppgick till -599
(-350) MSEK under helåret. Finansnettot påverkades negativt av en icke
-kassaflödespåverkande post uppgående till 70 MSEK hänförlig till
omklassificering/utsläckning av det konvertibla skuldebrevet i samband med
genomförd kvittningsemission. Periodens finansnetto är påverkat negativt av
minskade aktiverade lånekostnader i samband med färdigställandet av Asengfältet
i Ekvatorialguinea.
Periodens resultat påverkades av redovisad skatt som under året uppgick till
-303 (-207) MSEK. Ny bedömning avseende avdragsrätt i Ekvatorialguinea vad
gäller operativa och finansiella kostnader har påverkat skattekostnaden negativt
med cirka 75 MSEK. Betald skatt uppgick till 5 (45) MSEK.
1 januari – 31 december 2011 jämfört med motsvarande period 2010
Intäkter, kostnader och EBITDA
Koncernens intäkter under perioden uppgick till 2 154 (2 227) MSEK. Intäkterna
minskade något jämfört med 2010, främst till följd av lägre produktion. Detta
motverkades av en ökning av det genomsnittliga försäljningspriset, vilket för
året uppgick till 103 (76) USD per fat. Intäkterna påverkades också av en
försvagad USD.
EBITDA förbättrades under året tack vare lägre kostnader. Kostnaderna för
råvaror och förnödenheter inklusive royalty minskade till 707 (759) MSEK. Av
detta uppgick produktionskostnaderna till 441 (490) MSEK vilka minskade främst
till följd av en försvagad USD. Trots en lägre produktion var royaltykostnaden
oförändrad och uppgick till 267 (269) MSEK på grund av ett högre oljepris.
Övriga externa kostnader minskade också under året. EBITDA uppgick till 1 295 (1
276) MSEK och EBITDA-marginalen uppgick till 60 (57) procent.
Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat
Exklusive engångskostnaderna uppgick rörelseresultatet till 508 (490) MSEK.
Avskrivningarna uppgick till 787 (773) MSEK och har påverkats av nedjustering av
reserverna på Azuritefältet något motverkat av en lägre produktion.
Rörelseresultatet påverkades av betydande engångskostnader uppgående till 2 035
(0) MSEK, hänförlig till nedskrivningar på Azuritefältet om 1 436 MSEK, samt i
Tunisien om 599 MSEK avseende produktionsbrunnen på Didon North samt avyttringen
av fälten Ezzaouia och El Bibane.
Finansnetto, skatt och periodens resultat
Resultatet före skatt påverkades av Koncernens finansnetto som uppgick till –350
(–311) MSEK under helåret. Skillnaden förklaras främst av minskade ränteintäkter
tillsammans med något lägre valutakursvinster.
Periodens resultat påverkades av redovisad skatt som under året uppgick till
–207 (–496) MSEK. Minskningen berodde främst på engångseffekter i samband med
genomförda nedskrivningar om 277 MSEK. Betald skatt uppgick till 45 (230) MSEK.
Koncernens kassaflöde och finansiella ställning
1 januari – 31 mars 2013 jämfört med motsvarande period 2012
Det operativa kassaflödet för perioden uppgick till -70 (175) MSEK främst till
följd av en minskning av leverantörsskulder och andra skulder under perioden med
-258 MSEK. Leverantörsskulder och andra skulder uppgick vid periodens slut till
316 MSEK att jämföra med 574 MSEK vid utgången av 2012. Minskningen beror främst
på genomförda betalningar i samband med avslutandet av den planerade sidobrunnen
på Azuritefältet.
Totala investeringar för perioden uppgick till 58 (32) MSEK. Helårsprognosen om
250 – 380 MSEK för helåret 2013 kvarstod. Av dessa utgjorde 48 (21) MSEK
investeringar i region Västafrika.
Under perioden amorterades netto 245 (13) MSEK och nettokassaflödet, efter
finansiering och investeringar, uppgick till 231 (131) MSEK.
Per sista mars 2013 hade Koncernen en nettolåneskuld om 2 111 MSEK och en
skuldsättningsgrad om 95,9 procent, att jämföra med 2 630 MSEK och 165,4 procent
vid föregående års utgång.
Likvida medel vid periodens slut uppgick till 288 MSEK (174) MSEK.
Eget kapital ökade under perioden med 611 MSEK främst till följd av genomförd
företrädesemissionen om 604 MSEK, netto efter emissionskostnader. Eget kapital
var negativt påverkat av omräkningsdifferenser om 26 MSEK och uppgick vid
periodens slut till 2 201 MSEK.
Det innebär att Bolaget uppfyllde sina finansiella åtaganden (så kallade
covenanter) för sina obligationslån vilket medförde en omklassificering av den
kortfristiga delen av räntebärande lån och skulder om 932 MSEK till långfristiga
räntebärande lån och skulder.
1 januari – 31 december 2012 jämfört med motsvarande period 2011
Det operativa kassaflödet förbättrades jämfört med föregående år och uppgick
till 838 MSEK (812). Det operativa kassaflödet påverkades positivt av ett högre
genomsnittligt försäljningspris och motverkades av lägre produktion. Kostnaderna
för råvaror och förnödenheter minskade det operativa kassaflödet främst till
följd av ökade kostnader för Asengfältet, vilket togs i drift under fjärde
kvartalet 2011.
Totala investeringar uppgick till 255 (1 613) MSEK och avsåg för 2012 framför
allt sidobrunnen på Azuritefältet samt mindre utbyggnadsinvesteringar på Aseng-
och Alenfälten. Kassaflödet från finansieringsverksamheten påverkades av
amorteringar av de räntebärande skulderna om netto 568 MSEK, att jämföra med
föregående års nettoamortering om 408 MSEK.
Likvida medel uppgick till 58 (44) MSEK vid årets utgång. Efter genomförd
företrädesemission uppgår likvida medel till cirka 570 MSEK.
De totala räntebärande skulderna, långfristiga och kortfristiga, minskade under
året, främst till följd av den genomförda kvittningsemissionen.
Nettoskuldsättningen hänförlig till Bolagets konvertibel minskade till följd av
kvittningsemissionen med 819 MSEK, motsvarande en nominell skuldminskning om 890
MSEK. Utöver genomförd kvittningsemission har de räntebärande skulderna
amorterats med netto 568 (408) MSEK.
Eget kapital minskade främst till följd av periodens negativa resultat om 1 966
MSEK och negativa omräkningsdifferenser om 229 MSEK. Den i slutet av året
genomförda kvittningsemissionen påverkade eget kapital positivt om 968 MSEK.
Soliditeten uppgick till 25 procent (32) vid årets slut.
1 januari – 31 december 2011 jämfört med motsvarande period 2010
Det operativa kassaflödet uppgick för perioden till 812 MSEK (416) och
påverkades positivt av ett högre oljepris delvis motverkat av lägre produktion.
Kostnaderna för råvaror och förnödenheter samt övriga externa kostnader var
dessutom lägre jämfört med året innan och under 2011 minskade betald skatt.
Totala investeringar uppgick till 1 613 (1 585) MSEK och avsåg framförallt
utbyggnaden av Azurite- och Asengfälten, produktionsbrunnen på Didon North samt
borrningarna i Danmark. Kassaflödet från finansieringsverksamheten påverkades av
amorteringar av de räntebärande skulderna om netto 408 MSEK, vilket ska jämföras
med föregående års nettoupplåning om 2 321 MSEK inklusive nyemission av aktier
om 1 641 MSEK.
Likvida medel uppgick till 44 (1 260) MSEK vid årets utgång. Tillgängliga
kreditramar uppgick till cirka 1 730 MSEK varav 1 299 MSEK var utnyttjade.
De totala räntebärande skulderna, långsiktiga och kortsiktiga, minskade under
året. Ett obligationslån om 900 MNOK (cirka 1 035 MSEK) tecknades i mars för att
refinansiera två gamla obligationslån. Ett obligationslån om 100 MUSD (cirka 692
MSEK) återbetalades i juni och den större delen av ett obligationslån om 70 MUSD
(cirka 484 MSEK) återbetalades i mars. Resten återbetalades i mars 2012.
Eget kapital minskade främst till följd av betydande engångskostnader.
Soliditeten uppgick till 37 procent (48 procent) vid årets slut.
Koncernens balansräkning
Jämförelse 31 mars 2013 mot 31 december 2012
Balansomslutningen per den 31 mars 2013 uppgick till 6 494 MSEK (6 439).
Periodens nedskrivning uppgick till 21 MSEK (0) och hänförde sig till
återstående kostnader för investeringar i Azurite-fältet, vilka kostnadsfördes
då det återstående värdet på hela fältet skrevs ned under tredje kvartalet 2012.
Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 mars 2013 till 950 MSEK (805) och
bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar.
Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick
till 512 MSEK (463).
PA Resources egna kapital uppgick per den 31 mars 2013 till 2 201 MSEK (1 590).
Eget kapital var negativt påverkat av omräkningsdifferenser om 26 MSEK.
Per den 31 mars 2013 uppgick PA Resources skulder till 4 293 MSEK (4 848), varav
räntebärande skulder uppgick till 2 399 MSEK (2 688).
Jämförelse 31 december 2012 mot 31 december 2011 (justerat för uppskjuten skatt)
Balansomslutningen per den 31 december 2012 uppgick till 6 439 MSEK (8 892).
Av årets nedskrivning inom prospekterings- och utvärderingstillgångar om 694
MSEK hänför sig 281 MSEK till nedskrivning av de återlämnade licenserna 9/95
(”Maja”) i Danmark, licenserna P 1342 och P 1802 i Storbritannien samt den
återlämnade licensen Marine XIV i Republiken Kongo. Vidare har 413 MSEK skrivits
ner hänförligt till licensen MPS i Republiken Kongo till följd av revidering av
mängden framtida utvinningsbara reserver. Föregående års nedskrivning om 1 MSEK
hänförs sig till återlämnad licens i Storbritannien.
Årets nedskrivning inom olje- och gastillgångar om 1 047 MSEK hänför sig i sin
helhet till Azuritefältet där 896 MSEK är relaterat till den under tredje
kvartalet genomförda nedskrivningen till följd av revidering av mängden framtida
utvinningsbara reserver samt 151 MSEK till de under fjärde kvartalet
kostnadsförda tillkommande investeringarna. Föregående års nedskrivning om 2 035
MSEK hänför sig till nedskrivna licensandelar i Nordafrika uppgående till 599
MSEK avseende den misslyckade produktionsbrunnen på Didon North samt
nedskrivning till nettoförsäljningsvärdet på de avyttrade fälten Ezzaouia och El
Bibane. Vidare ingår nedskrivna licenser i Västafrika uppgående till 1 436 MSEK
hänförligt till licensandelar på Azuritefältet i Republiken Kongo.
Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 december 2012 till 805 MSEK (952) och
bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar.
Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick
till 463 MSEK (633).
PA Resources egna kapital uppgick per den 31 december 2012 till 1 590 MSEK (2
816). Eget kapital minskade främst till följd av periodens negativa resultat om
1 966 MSEK och negativa omräkningsdifferenser om 229 MSEK. Den i slutet av året
genomförda kvittningsemissionen påverkade eget kapital positivt om 968 MSEK.
Per den 31 december 2012 uppgick PA Resources skulder till 4 848 MSEK (6 073),
varav räntebärande skulder uppgick till 2 688 MSEK (4 027).
Jämförelse 31 december 2011 mot 31 december 2010 (justerat för uppskjuten skatt)
Balansomslutningen per den 31 december 2011 uppgick till 8 892 MSEK (10 898).
Årets nedskrivningar hänför sig till nedskrivning av licensandelar på
Azuritefältet i region Västafrika om 1 436 (0) MSEK, nedskrivning i region
Nordafrika om totalt 599 MSEK (0) relaterat till produktionsbrunnen på Didon
North samt nedskrivning till nettoförsäljningsvärde på de avyttrade fälten
Ezzaouia och El Bibane. Därutöver har nedskrivning i region Nordsjön skett,
uppgående till 1 (13) MSEK. Nedskrivningarna hänför sig till licenser vilka
återlämnades år 2010.
Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 december 2011 till 952 MSEK (1 946)
och bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar.
Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick
till 633 MSEK (541).
PA Resources egna kapital uppgick per den 31 december 2011 till 2 816 MSEK (4
805). Eget kapital minskade främst till följd av betydande engångskostnader.
Per den 31 december 2011 uppgick PA Resources skulder till 6 073 MSEK (6 093),
varav räntebärande skulder uppgick till 4 027 MSEK (4 395).
Översikt av Bolagets tillgångar
I nedanstående avsnitt presenteras en detaljerad beskrivning av Bolagets
huvudsakliga tillgångar. Alla siffror är hänförliga till PA Resources andel av
respektive tillgång (om inget annat anges). Tabellen nedan presenterar PA
Resources balansräkning per region per den 31 mars 2013 och återspeglar
utfarmningen av de tunisiska offshore-tillgångarna. Den tunisiska utfarmningen
offentliggjordes i maj 2013. För mer information avseende utfarmningen vänligen
se sidan 21.
PROSPEKTERINGS- OCH UTVÄRDERINGSTILLGÅNGAR SAMT OLJE- OCH GASTILLGÅNGAR
31 Mars
2013
Balansräkning (MSEK) Nordafrika Nordafrika Västafrika Nordsjön Övrigt/
Totalt
Off On-shore
-shore*
Konce
r
n
e
n
Prospekterings- och 1 711 313 1 000 458 - 3
483
utvärderingstillgångar
Olje- och 357 77 503 - -
937
gastillgångar
Maskiner och 2 0 - 0 - 2
inventarier
Finansiella 0 0 - - - 0
anläggningstillgångar
Uppskjutna - - - - 104
104
skattefodringar
Omsättningstillgångar 217 35 512 12 296 1
071
Summa tillgångar 2 287 426 2 015 470 400 5
597
Eget kapital 1
901
Långfristiga skulder 377 95 257 - 1 096 1
824
Kortfristiga skulder 153 100 201 16 1 401 1
872
Summa skulder och eget 530 195 458 16 2 498 5
597
kapital
31 Mars
2013
Licensöversikt Nordafrika Nordafrika Västafrika Nordsjön
Off On-shore
-shore*
Prospekterings- och Zarat Jelma MPS (85%) Block
utvärderingstillgångar (30%) (70%) 22/19a
(50%)**
Makthar Block I Block
(100%) (5,7%) 12/06
(64%)
Jenein Block H Block Q7
Centre (5,94%) (30%)
(35%)
Block
10a
(30%)
Schagen
(30%)
B20008
-73
(90%)
Block
9/06
(26,8%)
Olje- och Didon Douleb Azurite
gastillgångar (30%) (70%) (35%)
Semmama Aseng
(70%) (5,7%)
Tamesmida Alen
(95%) (0,29%)
*Reflekterar den tunisiska utfarmningen
**För närvarande 50%, men förväntar tilldelning av ytterligare 50% andel
Tabellen ovan presenterar PA Resources balansräkning per region per den 31 mars
2013 som reflekterar i) utfarmningen av offshore-tillgångar i Tunisien,
inklusive justering för det första kvartalet 2013, ii) uppdelning av onshore
-tillgångarna i Nordafrika (opåverkade av utfarmningen) och även iii)
nedskrivning av licens 2008/17 (Block 8) och Block 9/06 (Gita), både belägna i
region Nordsjön. Nedanstående kommentarer berör de justeringar som är
reflekterade i Koncernens balansräkning per den 31 mars 2013 som om dessa
händelser hade inträffat den 31 mars 2013.
Region Nordafrika offshore:
Prospekterings- och utvärderingstillgångar tillsammans med olje- och
gastillgångar minskade med 832 MSEK (netto), framförallt till följd av de
utfarmade tunisiska tillgångarna om 867 MSEK (brutto). Maskiner och inventarier
samt finansiella anläggningstillgångar minskade med 2 MSEK respektive 1 MSEK.
Omsättningstillgångar ökade med 121 MSEK (netto), hänförligt till köpeskillingen
om 150 MSEK, vilket främst motverkades av utfarmade inventarier om 20 MSEK.
Långfristiga skulder minskade med 610 MSEK (netto), framförallt hänförligt till
utfarmad avsättning om 280 MSEK och uppskjuten skatteskuld om 346 MSEK.
Kortfristiga skulder ökade med 13 MSEK (netto).
Region Nordsjön exklusive 2008/17 (Block8) och Block 9/06 (Gita):
Till följd av en granskning av Bolagets övriga tillgångar kommer en nedskrivning
av värden relaterade till licens 2008/17 (Block 8) på Grönland och Block 9/06
(Gita) att ske i det andra kvartalet 2013, vilket reflekteras ovan i minskade
prospekterings- och utvärderingstillgångar som uppgick till 182 MSEK.
Region Nordsjön
Konsession/lice Operatör Partners
ns
Storbritannien
1 Block PA Resources
22/19a (50%)
Danmark
2 Block Maersk Olie og PA Resources (26,8%),
9/06 Gas (31.2%) Nordsøfonden (20%),
(Gita) Noreco (12%), Danoil
(10%)
3 Block PA Resources Nordsøfonden (20%), Spyker
12/06 (64%) Energy (8%), Danoil (8%)
Nederländerna
4 Block Q7 Smart Energy Energie Beheer Nederland
Solutions (40%), PA Resources (30%)
(30%)
5 Block Smart Energy Energie Beheer Nederland
Q10a Solutions (40%), PA Resources (30%)
(30%)
6 Schagen Smart Energy Energie Beheer Nederland
Solutions (40%), PA Resources (30%)
(30%)
Tyskland
7 B20008 PA Resources Danoil (10%)
-73 (90%)
* För närvarande 50%, men förväntas tilldelning av ytterligare 50% andel.
Region Nordafrika
Konsession/licens Operatör Partners
Tunisien
1 Douleb PA Resources (70%)* Serept (30%)
2 Semmama PA Resources (70%)* Serept (30%)
3 Tamesmida PA Resources (95%)* Serept (5%)
4 Didon**** EnQuest (70%) PA Resources (30%)
5 Jelma** PA Resources (70%) Topic (30%)
6 Makthar** PA Resources (100%)
7 Zarat**** EnQuest (70%) PA Resources (30%)
8 Jenein Centre*** Chinook Energy (65%) PA Resources (35%)
* Operatörskapet är outsourcat till Serept.
** ETAP har möjlighet att gå in som ägare till 50% i licensen Jelma och till
55% i licenserna Makthar och Zarat när fynd har gjorts
på licensen och en utbyggnadsplan har inlämnats. Fram till dess är
ägarfördelningen enligt ovan.
*** ETAP står som ensam licensinnehavare, men har tecknat ett
produktionsdelningsavtal med PA Resources och Chinook Energy.
**** Transaktionens fullföljande är beroende av ett antal villkor och
godkännanden.
Region Västafrika
Konsession/licens Operatör Partners
Republiken Kongo
(Brazzaville)
1 Azurite Murphy (50%) PA Resources (35%), SNPC (15%)
2 Mer PA Resources SNPC (15%)
Profonde (85%)
Sud
Ekvatorialguinea
3 Aseng* Noble Energy Atlas Petroleum (27,55%), Glencore (23,75%),
(38%) PA Resources (5,7%), GEPetrol (5%)
4 Alen** Noble Energy GEPetrol (28,75%), Glencore (24,94%), Atlas
(44.65%) Petroleum (1,38%), PA Resources (0,29%),
5 Block I* Noble Energy Atlas Petroleum (27,55%), Glencore Exploration
(38%) (23,75%), PA Resources (5,7%), GEPetrol (5%)
6 Block H* White Rose Atlas Petroleum (23.75%), Roc Oil (19%),
Energy PA Resources (5.94%), GEPetrol (5%)
(46.31%)
* Ägarandelarna redovisas från och med 2011 inklusive det statliga bolagets
GEPetrols rätt till ägarandelar.
** 95 procent av Alenfältet ligger i Block O och 5 procent i Block I. PA
Resources har 5,7 procents ägarandel i Block I, vilket ger 0,285%
i fältet som helhet.
Reserver och resurser
Avsnittet nedan baseras på Koncernens årliga översyn av Bolagets reserver och
resurser per den 31 december 2012, vilken offentliggjordes i samband med
årsbokslutet för 2012 den 6 februari 2013.
Validering och beräkning av reserver och resurser
PA Resources reserver klassificeras enligt riktlinjer från Petroleum Resources
Management System från 2007 (SPE-PRMS 2007). Betydande reserver utvärderas av en
kvalificerad tredjepart. För de fält där PA Resources har en begränsad andel av
reserverna, baseras utvärderingen på interna utvärderingar eller operatörens
egen utvärdering.
Asengfältet utvärderades av en tredjepartskonsult vid årsslutet 2012, och
volymerna är i paritet med operatörens egna estimat. Didonfältet reviderades av
McDaniel and Associates Consultants Limited vid årsslutet 2011 och volymerna
uppdaterades under 2012 till följd av goda reservoaregenskaper samt ESP
-programmet. Zaratfältets volymer granskades av en tredjepartskonsult för PA
Resources räkning vid årsslutet 2010. Azuritefältet skrevs ned under tredje
kvartalet 2012 och fältets reserver motsvarar den återstående uppskattade
produktionen. För fält i Tunisien/Ekvatorialguinea där PA Resources endast
innehar en liten andel har uppskattningen av reserverna baserats på interna
bedömningar eller bedömningar från operatören vid rapporteringstidpunkten.
PA Resources har, i tillägg till Bolagets reserver, i enlighet med riktlinjerna
SPE-PRMS 2007, ytterligare tillgångar klassificerade som betingade resurser och
riskvägda prospektiva resurser. Dessa har granskats och, vid behov, uppdaterats
i enlighet med nytillkommen information vis årsslutet 2012. Tillgångar som
presenteras som betingade resurser representerar P50-estimat. Riskade
prospektiva resurser innefattar ansamlingar i prospekteringsområdena som anses
vara försvarbara att borra samt ansamlingar i så kallade leads. Volymerna
representerar P50-estimat, vilka har riskvägts i enlighet med uppskattade
geologiska faktorer för framgång.
Alla reserver har beräknats baserat på den officiella Brentoljeprisprognosen
från McDaniel and Associates per 1 januari 2013. Under perioden 2013-2021 uppgår
snittpriset till 105 USD per fat. Priset har justerats för att återspegla
relevanta skillnader mellan Brentpriset och det aktuella oljefältets
råoljeförsäljning.
Uppdatering av reserver och resurser
Nedan följer en uppdatering av PA Resources reserver och resurser per 31
december 2012 vilken återspeglar utfarmningen av 70 procent av Bolagets andel i
dess tunisiska offshore-tillgångar och återlämnandet av Block 8 (Grönland).
Reserver Betingade Huvudsakliga tillgångar
resurser
Miljoner fat 1P 2P 2C
oljeekvivalenter
Nordafrika 11,0 16,2 27 Zarat, Elyssa, Didon
Västafrika 4,9 7,3 18 Aseng, Diega, Yolanda
Nordsjön 0,0 0,0 34 Broder Tuck, Lille John
Totalt 15,9 23,5 78
PA Resources reserver är till 100 procent olja eller kondensat och återfinns i
fem tunisiska fält (Didon, Douleb, Semmama, Tamesmida, och Zarat), Azuritefältet
i Republiken Kongo och Aseng- och Alenfälten i Ekvatorialguinea. Efter den
tunisiska utfarmningen av Didonkoncessionen och Zarattillståndet reducerades 2P
-reserverna vid årsslutet 2012 från 55,7 till 23,5 miljoner fat oljeekvivalenter
och 1P-reserverna från 38,1 till 15,9 miljoner fat oljeekvivalenter.
Bevisade reserver (1P) är den bedömda mängd petroleum som har mycket stor
sannolikhet (större än 90 procent) att kunna utvinnas från bevisade fyndigheter
under rådande ekonomiska omständigheter och driftförhållanden.
Sannolika reserver är reserver som sannolikt består av utvinningsbara olje- och
gasfyndigheter. Bevisade plus sannolika reserver (2P) har en sannolikhet på över
50 procent att de är tekniskt och ekonomiskt utvinningsbara under rådande eller
framtida ekonomiska förhållanden.
PA Resources har också olje- och gasfynd som ännu inte blivit klassificerade som
reserver. Oljeresurser som har bevisats genom borrning klassificeras som
betingade resurser fram tills dess ett beslut tas att utveckla dem. Därefter
klassificeras de som reserver. Efter genomförandet av utfarmningen av de
tunisiska offshore-tillgångarna uppskattar PA Resources sina bedömda betingade
resurser till 78 miljoner fat oljeekvivalenter.
PA Resources olje- och gasresurser som fortfarande är under prospektering men
ännu inte har borrats och där kommersiellt försvarbara mängder av hydrokarbon
ännu inte har etablerats, klassificeras som riskade prospektiva resurser. Dock
har geologiska undersökningar visat att dessa tillgångar kan borras och en
uppskattning av möjligheterna för en lyckosam borrning har gjorts. Efter
utfarmningen av de tunisiska offshore-tillgångarna och återlämnandet av Block 8
(Grönland), bedömer PA Resources dess totala riskade prospektiva resurser i
prospekteringsområden och leads till 208 miljoner fat oljeekvivalenter.
Reserver och relaterade fälts livstid är beroende av ett antal faktorer och kan
inte uppskattas exakt. Existerande produktionsfaciliteters användbara livslängd
påverkas av faktorer såsom produktionstakt, utrustning, antal brunnar i bruk och
underhållsarbete och sist med inte minst olje- och gaspriser. Det finns
flertalet åtgärder att vidta för att optimera och öka återhämtningskapaciteten
av reservoarerna. Reserver i fält under utbyggnad påverkas av utformningen av
produktionsfaciliteten, vilken i sin tur bestäms av vad som är kommersiellt
försvarbart. Beslut att investera i faciliteter påverkas av faktorer såsom olje-
eller gaspriset, tillgång till kapital, tillgång till utrustning och personal,
infrastrukturen samt det specifika fältets karakteristika. Ett sätt att öka ett
fälts livslängd är att genomföra prospekteringsborrning i angränsande områden
för att hitta ytterligare reserver att ta till produktion genom existerande
infrastruktur.
Framtida investeringsbehov
För att utveckla prospekterings- och utvecklingstillgångar till produktion krävs
relativt stora investeringar. Bolagets plan för investeringsåtaganden fram till
slutet av 2014 presenteras nedan. PA Resources har 15 licenser/tillgångar i
prospekterings- och utvärderingsfas. I tillägg till de investeringar som
presenteras nedan, för vilka man gjort åtaganden, krävs ytterligare avsevärda
investeringar för att ta dessa tillgångar till produktion (förutsatt framgång).
I följande beskrivning av Bolagets huvudsakliga tillgångar används ”förväntad
utvecklingskostnad per fat” för att ge en uppskattning av investeringsbehov för
att ta dessa tillgångar till produktion.
Investeringsåtaganden
PA Resources uppskattar att Bolagets finansieringsbehov för dess
investeringsåtaganden uppgår till 0,7 mdr SEK eller 105 MUSD från och med det
andra kvartalet 2013 till och med 31 december 2014. Dessa projektåtaganden
specificeras nedan, av vilket totalt 45 MUSD eller 0,3 mdr SEK relaterar till de
tunisiska offshore-tillgångarna.
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Projekt |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Tunisien: Didonfältet (ESP och påfyllnadsbrunn) |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Tunisien: Zarattillståndet (Elyssas utvärderingsbrunn och Zarattillståndets|
|prospekteringsbrunn) |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Tunisien: Onshore-prospektering (Makthar seismiska studier och |
|prospekteringsbrunn) |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|EG: Block I utveckling, prospektering och utvärdering (Aseng, Alen, Carla |
|South och Diega) |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Rep. Kongo: MPS-licensen och sidobrunn på Azurite |
+-----------------------------------------------------------------------------+
|Danmark: 12/06 arbetsprogram inför borrning |
+-----------------------------------------------------------------------------+
Utfarmning i Tunisien
PA Resources offentliggjorde i maj 2013, ett avtal med EnQuest Plc att farma ut
70 procent av Bolagets offshore-tillgångar i Tunisien. Avyttringen inkluderar 70
procent av Bolagets ägarandel i Didonkoncessionen och Zarattillståndet samt
operatörskapet till EnQuest. Zaratlicensen innefattar de outvecklade Zarat- och
Elyssafälten samt ett antal prospekteringsmål, medan Didonkoncessionen
innefattar det producerande Didon-fältet. Fullföljandet av transaktionen är
beroende av ett antal villkor, bland annat att alla nödvändiga relevanta
myndighetsgodkännande avseende ägarförändring av Zaratlicensen erhålls.
Villkor för avyttringen:
· Initial köpeskilling om 23 MUSD, att erläggas vid slutförandet av Didon
-transaktionen
· Ytterligare betalning om 93 MUSD villkorade av utvecklingen av Zaratfältet
· Villkorade betalningar om upp till 133 MUSD beroende på utbyggnaden av Zarat
- och Elyssafälten. Villkoren är baserade på:
- Att utvecklingskostnaderna för 2P reserver inte överstiger 18 USD per
fat oljeekvivalenter, med maximal ytterligare köpeskilling om
utvecklingskostnaderna är 13 USD per fat oljeekvivalenter eller mindre
- Att specifika intäktsmål uppnås
Syftet med försäljningen:
· Att dela generella risker inom prospektering och utveckling med en
finansiellt stark och tekniskt kompetent partner
· Att involvera en sådan partner för att optimera produktionen på Didon och
accelerera utvecklingen av Zarat och Elyssa
· Att uppnå verkligt värde av de avyttrade tillgångarna genom
kontantbetalningar, delade investeringskostnader (så kallade development
carries) och ytterligare betalningar i ovanstående fall
Genom samarbetet med EnQuest – en dynamisk operatör med god kompetens och lång
erfarenhet –säkerställer PA Resources möjligheten att realisera värdet av
Zarattillståndets resurser genom ytterligare utbyggnad. PA Resources behåller
betydande potential i offshore-tillgångarna i Tunisien genom sin kvarvarande
ägarandel om 30 procent. Transaktionen minskar PA Resources exponering avseende
åtaganden och arbetsprogram från ett bedömt värde om 150 MUSD ner till 45 MUSD.
Bolagets andel i av Zaratfältets utbyggnad kommer till en stor del finansieras
genom avtalet med EnQuest.
Utfarmningen är strukturerad som två separata transaktioner, varav en är
relaterad till Didonkoncessionen vilken förväntas slutföras under andra halvåret
2013 och en som avser Zarattillståndet och förväntas genomföras under fjärde
kvartalet 2013. Transaktionsdatum för de två transaktionerna är 1 januari 2013.
Utfarmningen minskar PA Resources totala 2P-reserver från 55,7 till 23,5
miljoner fat oljeekvivalenter och betingade resurser (2C) från 142 till 78
miljoner fat oljeekvivalenter. Transaktionen reducerar också PA Resources
produktionsandel från Didon-fältet med cirka 1 000 fat oljeekvivalenter per dag,
från 1 400 till 400 fat oljeekvivalenter per dag, med ytterligare
tillväxtpotential i närtid genom påfyllnadsborrningar och andra
expansionsmöjligheter.
Ägarandelar i Zarattillståndet är föremål för statens rätt att gå in som ägare
(så kallad ”back-in-right”).
Nordafrika
PA Resources tillgångar i Nordafrika är belägna i Tunisien där Bolaget
producerar från offshore-fältet Didon och tre onshore-fält (Douleb, Semmamma och
Tasmesmida) och bedriver prospektering inom fyra licenser (Zarat, Jelma, Makhtar
och Jenein Center). PA Resources position i Tunisien är främst ett resultat av
flertalet historiska förvärv, vilka inkluderar förvärvet av 100 procent av
Didonkoncessionen och Zarattillståndet som genomfördes genom två transaktioner
under 2004 och 2005.
I maj 2013 ingick PA Resources ett avtal genom vilket Bolaget överlåter 70
procent av Bolagets ägarandel i dess tunisiska offshore-tillgångar till EnQuest
Plc (för mer information om transaktionen se sidan 21). Efter transaktionen
uppgår PA Resources produktion från dess tunisiska verksamhet till omkring 800
fat oljeekvivalenter per dag. 2P-reserverna uppgår efter transaktionen till 16,2
miljoner fat oljeekvivalenter och de betingade resurserna (2C) till 27 miljoner
fat oljeekvivalenter. Transaktionen inkluderar en överlåtelse av operatörskapet
från PA Resources till EnQuest Plc. EnQuest Plc kan komma att föreslå en egen
prospekterings- och utvecklingsplan för 2014 och framåt. Ett sådant program kan
skilja från den existerande planen som beskrivs nedan.
Didon – Tunisien
Reserver och produktion
Didonfältet har varit PA Resources främsta producerande fält i Tunisien under de
senaste åren. Sedan produktionen inleddes år 1997 har Didon producerat 32
miljoner fat oljeekvivalenter. Efter utfarmningen uppgår PA Resources andel av
2P-reserver till 0,8 miljoner fat oljeekvivalenter baserat på en arbetsplan som
innefattar ett ESP-program och en påfyllnadsbrunn.
Produktionen framgent kommer att bero på, bland annat, utfallet av EnQuests
utvecklingsplan och hur väl reservoaren presterar överlag. Under tredje
kvartalet 2013 kommer fartyget, Didon FSO, att genomgå ett planerat
underhållsarbete vilket kommer att reducera produktionen från Didonfältet under
kvartalet.
Kostnader och investeringar
Baserat på den nuvarande utvecklingsplanen uppskattas utvecklingskostnaderna
till 40-50 MUSD för hela fältet vilket motsvarar 12-15 MUSD i investeringar för
PA Resources. EnQuest kan komma att ha en annan arbetsplan för Didon som kommer
att vara föremål för utvärdering inom en snar framtid och kommer att
överenskommas inom ramen för det nya partnerskapet. Operativa kostnader till
dagens datum 2013 uppgick till cirka 32 USD per producerat fat olja.
Zarattillståndet – Tunisien
Zarattillståndet inkluderar två fält: i) Zaratfältet, vilket upptäcktes år 1992
och närmar sig utvecklingsfas och ii) Elyssafältet, vilket upptäcktes år 1975.
Elyssafältet kräver för närvarande ytterligare utvärdering innan det tas till
utvecklingsfas. När godkännande för utveckling av ett fynd erhållits och under
den tidiga fasen av ett projekt, har ETAP en option att delta i utvecklingen
genom att tillträda en andel om upp till 55 procent i fältet. För det fall ETAP
väljer att delta i utvecklingen av ett fält, kommer de att betala sin andel av
investeringar och operativa kostnader. De kommer även att ersätta sin andel av
nedlagda utvärderings- och prospekteringskostnader av existerande parter fram
till och med den tid då ETAP meddelade dess medverkan.
Reserver och produktion
Zaratfältet
Utvecklingsplanen för Zaratfältet förutser en gemensam utveckling med den norra
intilliggande licensen, Joint Oil Block, där en brunn har bekräftat Zaratfältets
utsträckning 2010. Diskussioner avseende en sammanslagning och en gemensam
utvecklingsplan pågår. PA Resources nuvarande antagande är att den första oljan
kommer att produceras under 2017/2018.
Fältets totala uppskattade utvinningsbara mängd hydrokarbon uppgår till omkring
120 miljoner fat oljeekvivalenter. PA Resources har för närvarande 2P-reserver
om 13,7 miljoner fat oljeekvivalenter (olja) och betingade resurser (2C) om 6
miljoner fat oljeekvivalenter (gas och kondensat) efter utfarmning och före
statens rätt att gå in som ägare.
Elyssafältet
PA Resources innehar betingade resurser (2C) om cirka 16 miljoner fat
oljeekvivalenter (framförallt gas). Fyra brunnar har borrats till dagens datum
och ytterligare en utvärderingsbrunn är planerad. PA Resources nuvarande
bedömning är att den första gasen kommer att produceras under 2016/2017.
Kostnader och investeringar
Zaratfältet
Förväntade utvecklingskostnader för Zaratfältet är beroende av den utvalda
utvecklingsplanen. Den nuvarande bedömningen är att utvecklingskostnaderna
kommer att uppgå till 13-18 USD per fat oljeekvivalenter, medan operativa
kostnader kommer att uppgå till 12-17 USD per fat oljeekvivalenter.
Elyssafältet
En potentiell utvecklingsplan är beroende av tillgång till den existerande
infrastrukturen i Gulf of Gabes. Om en utvecklingsplan sanktioneras förväntas
Elyssafältet därför ha utvecklingskostnader och operativa kostnader i linje med
eller lägre än (beroende på vilka synergier som kan tillvaratas) Zaratfältets
kostnader.
Västafrika
PA Resources huvudsakliga tillgång i Västafrika är 5,7 procents andel i
produktionsdelningsavtalet Block I i Ekvatorialguinea. Block I inkluderar olje-
och gasfältet Aseng som upptäcktes år 2007 och som togs i produktion under
november 2011 och gas- och kondensatfältet Alen som också upptäcktes år 2007 och
förväntas att tas i produktion under tredje kvartalet 2013.
Den västafrikanska regionen inkluderar även produktionsdelningsavtalen Mer
Profonde Sud i Republiken Kongo (Brazzaville) och Block H i Ekvatorialguinea.
Produktionsdelningsavtalet Block I – Ekvatorialguinea
Produktionsdelningsavtalet Block I i Ekvatorialguinea inkluderar det
producerande oljefältet Aseng och kondensatfältet Alen, vilket beräknas tas i
produktion under tredje kvartalet 2013. Noble Energy Ltd är operatör för
licensen med en ägarandel om 38 procent. PA Resources innehar för närvarande en
andel om 5,7 procent och övriga partners är Glencore, Atlas Petroleum och
GEPetrol.
Block I är ytterst prospektiv och pågående utvärderings- och
prospekteringsaktiviteter kan komma att leda till ytterligare utvecklingsprojekt
genom användning av den existerande infrastrukturen.
Reserver och produktion
PA Resources licensandel av utvinningsbara hydrokarbonvolymer i Aseng och Alen
tillsammans uppgår till omkring 12 miljoner fat oljeekvivalenter, inklusive
gasresurser.
Asengfältet togs i produktion under november 2011 och under 2012 nådde fältet en
platånivå med produktion om 60 000 fat per dag (i jämförelse med den
ursprungliga planen om 50 000 fat per dag). Under inledningen av 2013 kom
Asengfältet av platånivån för produktion och fältets oljeproduktion minskade som
ett resultat av begränsningar i gashanteringskapacitet.
I tillägg till Aseng och Alen, innefattar Block I tre outvecklade fyndigheter;
olje/gasfältet Diega och gasfältet Yolanda och Carla South-fyndet från 2013.
Kostnader och investeringar
En utvärderingsbrunn på Diegafyndet kommer att borras under tredje kvartalet
2013, vilket kan komma att leda till att ytterligare ett fält utvecklas.
Utvecklingskostnaderna uppskattas till mellan 10-15 USD per fat, medan den
historiska utvecklingen för Block I har varit i den lägre delen av intervallet.
Operativa kostnader uppgår till cirka 16 USD per fat sedan inledningen av 2013.
Azuritefältet – Republiken Kongo (Brazzaville)
Azuritefältet i Republiken Kongo (Brazzaville), som opereras av Murphy Oil, har
under 2013 producerat avsevärt under de tidigare estimaten beroende på en
misslyckad sidobrunnsborrning. Operatören utvärderar för närvarande
möjligheterna för fältet, vilka inkluderar att lämna fältet, då det är osäkert
hur länge fältet kan fortsätta att producera. Azuritefältet är avskrivet i sin
helhet.
Produktionsdelningsavtalet Mer Profonde Sud – Republiken Kongo (Brazzaville)
Efter Murphy Oils avhopp har PA Resources ökat sin andel med ytterligare 50
procent i prospekteringsområdet av produktionsdelningsavtalet Mer Profonde Sud
(MPS) i Republiken Kongo och är operatör med en licensandel om 85 procent. PA
Resources har inlett en utfarmningsprocess i området. Den sista och valbara
fasen för produktionsdelningsavtalet MPS påbörjar i november 2013 och inkluderar
ett åtagande om att borra en brunn. Nuvarande bokfört värde av
produktionsdelningsavtalet MPS uppgår till cirka 800 MSEK.
Nordsjön
PA Resources verksamhet i Nordsjön inkluderar en licens i Storbritannien, två
licenser i Danmark, tre i Nederländerna och en i Tyskland. Ingen av dessa
licenser är för närvarande producerande. Licens 2008/17 (Block 8) på Grönland
has återlämnats under det andra kvartalet 2013.
Block 12/06 – Danmark
PA Resources är operatör med 64 procent för licensen 12/06 i Danmark, vilken
inkluderar oljefyndet Lille John och gaskondensatfyndet Broder Tuck som båda
gjordes av PA Resources under 2011.
Reserver och produktion
Licensen 12/06 innefattar preliminära betingade resurser (2C) om omkring 32
miljoner fat oljeekvivalenter netto till PA Resources.
Kostnader och investeringar
Det pågår arbete inför en borrning av en utvärderingsbrunn på Lille John under
2014 och studier genomförs vid Broder Tuck för att bestämma ifall fältet är
kommersiellt eller ifall ytterligare utvärdering krävs. Typiska
utvecklingskostnader för södra Nordsjön uppgår till mellan 10-15 USD per fat och
Bolagets bedömning är att kostnaderna för Broder Tuck och Lille John kommer att
vara i paritet med detta. De operativa kostnaderna beror på vilken
utvecklingsplan som väljs och rådande prislistor men bedöms vara inom
intervallet 10-15 USD per fat.
Storbritannien och Nederländerna
Block 22/19a – Storbritannien
PA Resources är operatör för gaskondensatfyndet Bergman (tidigare Fiddich) i
Block 22/19a i Storbritannien. Bolagets ägarandel uppgår till 50 procent men
kommer att öka till 100 procent i nära framtid.
Inga betingade resurser har ännu tillskrivits då licensen tilldelades efter
utgången av år 2012. Det pågår arbete för att bedöma de ekonomiska möjligheterna
för utvärdering/utveckling och Bolaget kommer inom kort att inleda initiala
diskussioner med ägare till närliggande infrastruktur om potentiella
samarbetsmöjligheter.
Q7-FA – Nederländerna
PA Resources har en ägarandel om 30 procent i det begränsade offshore-gasfyndet
Q7-FA i Nederländerna. Operatören, Tulip Oil, avser att borra en
utvärderings/utvecklingsbrunn under 2014.
Definitioner
EBITDA definieras som rörelseresultat exklusive totala avskrivningar och
nedskrivningar.
Rörelseresultat definieras som rörelsens intäkter minskat med rörelsens
kostnader (inklusive av- och nedskrivningar)
Resultat per aktier före/efter utspädning definieras som periodens resultat i
förhållande till genomsnittligt antal aktier före/efter utspädning.
Eget kapital per aktie före/efter utspädning definieras som Koncernens
redovisade egna kapital i förhållande till antal utestående aktier före/efter
utspädning
Vinstmarginal definieras som resultat efter finansnetto i procent av intäkterna
Soliditet definieras som Koncernens redovisade egna kapital i procent av
balansomslutningen
Skuldsättningsgrad definieras som Koncernens räntebärande skulder minskat med
likvida medel i förhållande till justerat eget kapital
PA Resources AB (publ) är en internationell olje- och gaskoncern som bedriver
prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gastillgångar. Koncernen
har verksamhet i Tunisien, Republiken Kongo (Brazzaville), Ekvatorialguinea,
Storbritannien, Danmark, Grönland, Nederländerna och Tyskland. PA Resources
producerar olja i Västafrika och Nordafrika. Moderbolaget har säte i Stockholm,
Sverige. PA Resources hade intäkter om 2,2 miljarder kronor under helåret 2012.
Bolagets aktie är noterat på NASDAQ OMX Stockholm, Sverige. För mer information
besök gärna www.paresources.se
Ovanstående information har offentliggjorts i enlighet med lagen om
värdepappersmarknaden och/eller lagen om handel med finansiella instrument.
Informationen publicerades kl. 20.15 den 1 juli 2013.
VIKTIGT MEDDELANDE
Detta dokument är en förenklad beskrivning av Företrädesemissionen och PA
Resources och har inte blivit godkänt av någon tillsynsmyndighet. Detta dokument
innehåller endast allmän information och utgör inte ett prospekt eller ett
erbjudande att teckna aktier i Företrädesemissionen. Investerare ska inte fatta
några beslut avseende deras deltagande i Företrädesemissionen baserat på vad som
är beskrivet i detta dokument. Sådant beslut ska fattas baserat på information i
prospektet som kommer att upprättats i anledning av Företrädesemissionen och
vilket kommer att publiceras omkring den 15 augusti 2013. Prospektet kommer
bland annat att innehålla en utförlig beskrivning av PA Resources,
Företrädesemissionen och de risker som är förenade med deltagande i
Företrädesemissionen och med värdepapperen i PA Resources i dess egenskap av
finansiella instrument.
Informationen i detta pressmeddelande är inte avsedd att offentliggöras,
publiceras eller distribueras, direkt eller indirekt, i USA, Australien,
Hongkong, Japan, Kanada, Schweiz, Singapore, Sydafrika eller Nya Zeeland.
Distribution av detta pressmeddelande kan vara förbjudet i vissa övriga
jurisdiktioner. Informationen i detta pressmeddelande skall inte utgöra ett
erbjudande om att sälja eller en uppmaning om att köpa några värdepapper i PA
Resources i någon jurisdiktion. Detta pressmeddelande varken utgör, eller utgör
en del av, ett erbjudande eller en uppmaning om att köpa eller teckna
värdepapper i USA. Värdepapper omnämnda häri får inte erbjudas eller säljas i
USA utan registrering eller ett undantag från registrering i enlighet med den
amerikanska Securities Act of 1933 i dess aktuella lydelse (”Securities Act”).
PA Resources avser inte att registrera någon del av erbjudandet av värdepapper i
USA eller genomföra ett erbjudande av värdepapper till allmänheten i USA. Kopior
av detta offentliggörande distribueras eller skickas inte och får inte
distribueras eller skickas till USA, Australien, Hongkong, Japan, Kanada,
Schweiz, Singapore, Sydafrika eller Nya Zeeland. Person som kan erhålla denna
pressrelease är skyldig att informera sig om att ovanstående restriktioner följs
och i synnerhet att inte publicera eller sprida pressreleasen i strid mot
tillämpliga värdepappersrättsliga regler.
PA Resources har inte beslutat om att erbjuda aktier eller rätter till
allmänheten i någon medlemsstat inom det Europeiska Ekonomiska Samarbetsområdet,
med undantag för Sverige och annan jurisdiktion dit erbjudandet av aktier eller
rätter kan komma att passporteras. Inom sådana medlemsstater inom det Europeiska
Ekonomiska Samarbetsområdet, förutom Sverige (och andra jurisdiktioner dit
erbjudandet av aktier eller rätter kan komma att passporteras), som har
implementerat prospektdirektivet (en ”Relevant Medlemsstat”) har ingen åtgärd
per detta datum vidtagits för att rikta ett erbjudande av aktier eller rätter
till allmänheten som kräver att ett prospekt publiceras i någon Relevant
Medlemsstat. Som en konsekvens härav får aktierna eller rätterna endast erbjudas
i en Relevant Medlemsstat (a) till kvalificerade investerare (enligt definition
i prospektdirektivet eller tillämplig lagstiftning), eller (b) i något annat
hänseende som inte kräver att PA Resources publicerar ett prospekt i enlighet
med Artikel 3(2) i prospektdirektivet.
Vid tillämpning härav skall uttrycket ”ett erbjudande av aktier eller rätter
till allmänheten” i någon Relevant Medlemsstat innebära kommunikation, i någon
form, av tillräcklig information om villkoren för erbjudandet och de aktier
eller rätter som erbjuds för att en investerare skall kunna besluta om att köpa
värdepapper, såsom detta kan variera i sådan Relevant Medlemsstat till följd av
implementeringen av prospektdirektivet i sådan medlemsstat och med uttrycket
”prospektdirektivet” menas Direktiv 2003/71/EG inkluderande samtliga
implementeringsåtgärder i respektive Relevant Medlemsstat.
Carnegie Investment Bank företräder PA Resources och ingen annan i samband med
Företrädesemissionen och kommer inte att vara ansvarig gentemot någon annan än
PA Resources för tillhandahållandet av skydd som erbjudits till dess klienter
eller för tillhandahållandet av rådgivning i samband med Företrädesemissionen
och/eller något annat ärende till vilket hänvisning görs i detta
offentliggörande.
Carnegie Investment Bank åtar sig inget som helst ansvar och lämnar ingen
utfästelse eller garanti, varken uttryckligen eller underförstått, avseende
innehållet i detta offentliggörande, inklusive dess riktighet, dess
fullständighet eller verifiering eller för något annat uttalande som gjorts
eller avsetts att göras av Carnegie Investment Bank, eller å dess vägnar, i
samband med PA Resources och de nya aktierna och Företrädesemissionen, och inget
i detta offentliggörande är, eller skall förlitas på som, ett löfte eller en
utfästelse i detta avseende, oavsett vad avser det förflutna eller framtiden. I
enlighet härmed frånsäger sig Carnegie Investment Bank i den fullaste mån det är
tillåtet enligt lag allt ansvar oavsett om det hänför sig till skadestånd, avtal
eller annorledes som det annars skulle ha vad avser detta offentliggörande eller
något sådant uttalande.
Vissa siffror i detta dokument har avrundats medan beräkningar utförts utan
avrundingar med resultatet att vissa tabeller kan framstå som inkorrekt
summerade. Detta är fallet när belopp anges i tusental, miljoner eller
miljarder.
FRAMÅTRIKTADE UTTALANDEN
Detta pressmeddelande innehåller framåtriktade uttalanden som återspeglar
ledningens aktuella syn på framtida händelser samt möjlig finansiell-,
verksamhets- och annan utveckling. Även om PA Resources anser att
förväntningarna som beskrivs i sådana uttalanden är rimliga finns det ingen
garanti för att dessa framåtriktade uttalanden visar sig vara korrekta. Således
kan utgången skilja sig markant från de som anges i framåtriktade uttalanden som
en konsekvens av olika faktorer. I ljuset av dessa risker, osäkerheter och
antaganden är det möjligt att händelser som beskrivs i de framåtriktade
uttalandena i detta dokument inte inträffar. Följaktligen bör presumtiva
investerare inte lägga otillbörlig vikt vid dessa och andra framåtriktade
uttalanden. Du uppmanas att läsa detta offentliggörande, och prospektet och den
information som har inarbetats genom hänvisning däri när detta gjorts
tillgängligt, i dess helhet för en vidare diskussion av de faktorer som kan
påverka PA Resources framtida prestation och de branscher inom vilka Bolaget är
verksamt.
Offentliggörande av informationsmaterial inför PA Resources extra bolagsstämma
| Source: PA Resources
Attachments
