Quarterly Report • Aug 8, 2023
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Reviderad produktions- och finansiell guidning för helåret 2023
| MUSD, om inte annat anges | Andra kvartalet 2023 |
Första kvartalet 2023 |
Andra kvartalet 2022 |
Första halvåret 2023 |
Första halvåret 2022 |
Helåret 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnittlig dagsproduktion från Block 3&4 i Oman, netto, före statens andel, fat |
8 994 | 9 411 | 10 068 | 9 201 | 10 271 | 9 940 |
| Produktion före statens andel, fat | 818 432 | 847 002 | 916 226 | 1 665 434 | 1 858 994 | 3 628 074 |
| Produktionsandel, netto, efter statens andel, fat |
425 585 | 440 441 | 385 005 | 866 026 | 818 057 | 1 664 363 |
| Produktionsandel, procent | 52% | 52% | 42% | 52% | 44% | 46% |
| Erhållet oljepris, USD/fat | 81,6 | 81,7 | 100,1 | 81,6 | 87,3 | 94,2 |
| Intäkter och övriga inkomster | 34,7 | 35,3 | 37,8 | 70,1 | 72,4 | 156,5 |
| EBITDA | 16,9 | 18,7 | 24,1 | 35,7 | 44,3 | 99,1 |
| Rörelseresultat | 6,1 | 7,7 | 13,9 | 13,8 | 22,5 | 54,2 |
| Resultat | 8,1 | 8,0 | 17,0 | 16,0 | 26,9 | 58,3 |
| Vinst per aktie, efter utspädning, USD |
0,25 | 0,25 | 0,52 | 0,50 | 0,82 | 1,78 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten |
25,7 | 20,4 | 26,8 | 46,1 | 38,4 | 87,0 |
| Investeringar i olje- och gastillgångar | 21,4 | 20,0 | 19,6 | -41,4 | 44,2 | 89,1 |
| Fritt kassaflöde | 4,0 | 0,4 | 7,1 | 4,4 | -6,0 | -2,3 |
| Likvida medel | 33,9 | 39,9 | 40,2 | 33,9 | 40,2 | 41,5 |
Vänner och investerare,
Det andra kvartalet 2023 skulle mycket väl kunna bli det kvartal då Block 56 onshore Oman på allvar påbörjade sin färd mot att bli ett andra kärnområde för Tethys i Oman. Resultaten från testet på Al Jumd-fyndet och den mycket uppmuntrande tolkningen från den nya 3D-seismiska studien över Al Jumd-trenden tyder på att detta område av Block 56 har en lovande kommersiell potential. Nästa steg för att utvärdera och slutligen realisera denna potential inkluderar att ansöka om en förlängning av den andra prospekteringsfasen för att möjliggöra genomförandet av ytterligare utvärderings- och prospekteringsborrningar samt för en preliminär fältutbyggnadsplan att utarbetas. Förberedande arbete utförs även för att möjliggöra att Block 56 ska kunna inkluderas i årets rapport över reserver och betingade resurser.
Jag har vid flera tillfällen tidigare jämfört Block 56 med hur Block 3&4 var för ett dussin år sedan och det vi har sett hittills i år understryker ytterligare den bedömningen. Med Tethys andel av produktionen från Block 3&4 nu under 10 000 fat per dag är det naturligtvis en hög prioritet att föra Block 56 till kommersiell produktion.
Al Jumd-trenden består av Al Jumd-fyndet, som producerade cirka 35 000 fat olja brutto under kvartalet som en del av det pågående produktionstestet, Sarha-fyndet och det nyligen identifierade prospektet samt flera andra potentiellt oljeförande strukturer linjerade längs den nordostsydvästliga gränsen till Block 6.
Längre österut på Block 56 finns en separat "fairway" av potentiellt oljeförande strukturer som sträcker sig över skärningspunkten mellan Oman Salt Basin och Eastern Tertiary Basin. Tidigare 2D-seismik tyder också på att flera potentiellt oljeförande strukturer finns längs denna trend och den nyligen förvärvade 3D-seismiken tolkas för närvarande.
I vår upprymdhet över Block 56 ska vi dock inte tappa Block 58 ur sikte. Under kvartalet har arbetet inriktats på att stadga upp prospektiviteten hos prospekten i South Lahan, som för närvarande genomgår peer-review. De tre prospekten i South Fahd, med närmare 200 mmbo i oriskade prospektiva resurser, förblir huvudmålet på blocket men även South Lahan har visat sig vara rätt intressant. Upphandling för en borrigg pågår och vi undersöker även aptiten hos potentiella partners för att ansluta sig till oss i prospekteringsarbetet. Nu när både Fahd och South Lahan påvisat bra prospekteringspotential skulle ansträngningarna absolut kunna stärkas av en lämplig partner. Med Tethys intresseandel om 100 procent, och med en stark balansräkning, befinner vi oss i en bra position att bjuda in en partner om intresse finns.
På Block 49 upplever vi vissa förseningar i införskaffningen av alla nödvändiga tjänster för återinträdet med nya tester av Thameen-1 och vi kommer att hålla er uppdaterade om utvecklingen under det tredje kvartalet.
På de icke-opererade Block 3&4 är vi, baserat på den senaste produktionsprognosen från operatören, hoppfulla om att produktionen kommer att stabiliseras på runt 9 000 fat olja per dag netto till Tethys, före statens andel. Med det sagt är vi såklart besvikna över att produktionen från Block 3&4 fortsätter att underprestera. Vi håller en nära kontakt med operatören, CCED, och involverar oss aktivt för att förstå och förbättra produktionsutvecklingen. Prospekteringen på Block 3&4 har däremot varit mer positiv under året och hittills har samtliga tre borrningar påträffat kolväten och etablerat flöden till ytan. Borrningarna utvärderas för närvarande och vi hoppas på att veta mer under de närmsta månaderna.
Finansiellt var kvartalet adekvat med ett kassaflöde från den löpande verksamheten som uppgick till MUSD 25,7 efter intäkter om MUSD 34,7 och ett erhållet oljepris om USD 81,6 per fat.
Så, fortsätt följa oss. Efter några kvartal med vikande
produktion från Block 3&4 är vi möjligen precis vid vändningen för Tethys sammanlagda produktion, ledd av vårt opererade Block 56.
Stockholm i augusti 2023 Magnus Nordin Verkställande direktör
Tethys Oils kärnområde är onshore Sultanatet Oman ("Oman"), där koncernen per 30 juni 2023 har intresseandelar i fyra prospekterings- och produktionsdelningsavtal ("EPSA"):
| Licenser & Avtal | Andel % | Fas | Utgångsdatum1 | Partners (operatör i fetstil) |
|---|---|---|---|---|
| Block 3&4, Oman | 30 | Produktionsfas | Juli 2040 | CCED, Tethys Oil, Mitsui |
| Block 49, Oman | 100 | Initial prospekteringsfas | December 2023 | Tethys Oil |
| Block 56, Oman | 65 | Andra prospekteringsfas | December 2023 | Tethys Oil, Medco, Biyaq, Intaj |
| Block 58, Oman | 100 | Initial prospekteringsfas | Juli 2024 | Tethys Oil |
Tethys Oils andel av produktionen från Block 3&4 under andra kvartalet 2023, före statens andel, uppgick till 818 432 fat olja. Detta motsvarar 8 994 fat olja per dag (9 411).
Tio utvinningsborrningar slutfördes under det andra kvartalet, nio produktionsborrningar och en vattenhanteringsborrning. Sex av produktionsborrningarna samt vattenhanteringsborrningen genomfördes i Barikformationen på Farha South fältet. Två av borrningarna genomfördes i Khufai-formationen på Shadhfältet och en genomfördes i Buahformationen på Samhafältet. Några utvinningsborrningar har underpresterat och utvärdering och åtgärdande arbete pågår.
Driftsäkerhetsinitiativen, inklusive utbytet av äldre flödesledningar och ökning av antalet loopledningar fortsatte under kvartalet. Initiativen har som mål att minska antalet oplanerade produktionsstopp och avbrott med högre produktion som förväntat resultat. Renoverings- och underhållsarbetet under kvartalet fokuserades på att ersätta äldre elektriska nedsänkbara pumpar.
Två prospekteringsborrningar genomfördes under andra kvartalet: Jari-1 och Rahbah-1.
Jari-1, som ligger i den södra delen av Block 4, påbörjades i februari och nådde sitt slutgiltiga djup i mitten av april. Jari-1:s primära målformation är en prekambrisk sandsten i Abu Mahara. Kolväten påträffades i Abu Mahara samt i den grundare belägna Khufaiformationen. Prover har samlats in och en hydraulisk spräckning genomfördes i slutet av juni vilket resulterade i flöden till ytan. Vidare analyser kommer att fortsätta under det tredje kvartalet och resultat samt efterföljande slutsatser förväntas vara klara under det fjärde kvartalet.
Borrningen av Rahbah-1, som ligger cirka sju kilometer sydost om Ulfa-fältet, genomfördes till mitten av april. Borrningens primära målformation var Khufai med Buah- och Barikformationerna som sekundära mål. Borrningen påträffade lätta kolväten i båda målformationerna och hade flöden till ytan. Tester och utvärdering av Elaf-1 som borrades tidigare under 2023 fortsatte i det andra kvartalet. Även Elaf hade flöden av lättare kolväten till ytan. Både Rahbah-1 och Elaf-1 genomgår ytterligare utvärdering och analys.
Årets fjärde prospekteringsborrning, Raghad-1, är planerad att genomföras i november.
Programmet för insamling av 3D-seismik i den södra delen av Block 4 fortsatte under kvartalet.
Arbetet med projektet att omvandla gas till elektricitet fortsätter och förväntas vara satt i drift till slutet av året. Väl i drift kommer en väsentlig del av den energi som behövs för att driva anläggningarna på Block 3&4 täckas av gas, vilket minskar dieselförbrukning och utsläpp.
1 Modellen för ett produktionsdelningsavtal (EPSA) i Oman tilldelas med två prospekteringsfaser (en initial fas och en andra fas) som i regel har en varaktighet om tre år vardera. När ett fynd anses vara kommersiellt kan operatören ansöka om att gå in i produktionsfasen, som vanligtvis har en varaktighet på 15–30 år. Med varje prospekteringsfas förbinder sig operatören till ett minimiarbete som vanligtvis innefattar insamling av seismik samt borrningar. Under de senaste åren har det omanska ministeriet för energi och mineraler (MEM) i flera fall beviljat förlängningar av en pågående prospekteringsfas för att möjliggöra för operatören att slutföra sitt arbetsprogram samt uppfylla sina åtaganden och eventuella efterföljande analyser.
Det längre produktionstestet av Al Jumd-fyndet på Block 56 påbörjades i april när Al Jumd-2 ("AJ-2") var den första av de tre borrningarna att öppnas på nytt. Under maj utökades testet med Al Jumd-3 ("AJ-3") och Al Jumd-4 ("AJ-4"). Samtliga borrningar har producerat olja med stöd av en PCP-pump och har testats med varierande pumphastigheter för att etablera tryckgradienter och optimala flöden, vilka resulterade i produktion om 150–700 fat olja per dag. AJ-2 och AJ-3 verkar vara i kommunikation med varandra vilket antyder att de båda producerar från en separat del av strukturen. AJ-4 hade under två veckor likande flödestal som AJ-2 och AJ-3 men hade därefter en markant ökning av andelen vatten, vilket förmodas komma från akviferen under reservoaren, och brunnen stängdes för renoveringsarbete och komplettering. AJ-4 verkar inte ha kontakt med de andra brunnarna och har möjligen borrats i en separat sektion av strukturen. Testet kommer att fortsätta under det tredje kvartalet och en ansökan om förlängning har skickats in för att möjliggöra ytterligare datainsamling inför en provisorisk fältutbyggnadsplan.
Resultaten från testet har bidragit med en signifikant minskning av riskningen för fyndets bästa antaganden gällande resursvolym men mer arbete och datainsamling återstår, framför allt kopplat till AJ-4 och utvärderingen av andra potentiella möjligheter.
Under det andra kvartalet exporterades 34 699 fat olja, inklusive statens andel, från Al Jumd. Den producerade oljan transporteras med lastbil till den närliggande produktionsanläggningen i Simsim, där den överförs till Omans nationella pipelinesystem. Den första oljeförsäljningen skedde i början av juli och uppgick till 43 229 fat olja till ett pris om USD 75,16 per fat. Juliförsäljningen inkluderade all olja som exporterats dittills och inkluderar därmed även produktionsandelarna tillhörande partners och staten. Under produktionstestet blir oljeintäkterna uträknade efter det att försäljningen är avslutad och de kommer delas mellan Tethys Oil, partnergruppen på blocket och staten enligt en ännu inte fastställd formel.
Den norra delen av den nyligen insamlade 3Dseismiken har säkrat flera potentiellt oljeförandestrukturer längs Al Jumd-trenden i den nordvästra delen av blocket och identifierat ett särskilt lovande prospekt cirka 20 km sydväst om Al Jumd. Strukturen har likande geologiska förutsättningar som Al Jumd och ett förslag kommer att lämnas till partnergruppen och Departementet för energi och mineraler om att genomföra borrning och utvärdering av prospektet inom de närmsta månaderna.
Seismiktolkningen för Central Area pågår och en rad potentiellt oljeförande strukturer håller på att mogna fram till borrklara prospekt. Tolkningen och processen till borrklara prospekt förväntas vara slutförda innan årsskiftet och området vara redo för borrning under 2024.
Resultaten från produktionstestet på Al Jumdfyndet och den tillhörande avriskningen är viktiga steg för att lägga en första byggsten i utbyggnaden av Al Jumd-området. Fokus för arbetsprogrammet på Block 56 under 2023 ligger fortsatt på området och inkluderar aktiviteterna på det längre produktionstestet, slutförandet av testerna på Sarha-3 borrningen som genomfördes under 2022 samt en prospekteringsborrning. Bolaget har approcherat Departementet för energi och mineraler angående en förlängning av den andra prospekteringsfasen i syfte att fortsätta utvärderingsaktiviteterna och påbörja förberedelserna för en provisorisk fältutbyggnadsplan för Block 56.
Under det andra kvartalet 2023 valdes South Fahd-strukturen ut till den första prospekteringsborrningen på Block 58 och det förberedande arbetet har påbörjats. Efter att borriggen blivit något försenad beslutade Tethys Oil att en ny riggupphandling ska genomföras då det fanns indikationer på att riggtillgången hade förbättrats och att det därmed fanns en potential för ytterligare kostnadsbesparingar. Prospekteringsborrningen förväntas därmed inte påbörjas förrän i inledningen av 2024.
Den avslutade tolkningen av de 450 km2 3Dseismiska data över South Lahan-området har identifierat flertalet borrklara prospekt. Den fullständiga prospektportföljen för South Lahan förväntas slutföras och tredjepartsvalideras under det tredje kvartalet.
För att balansera åtaganden och risker i prospekteringsportföljen, samt skapa ett partnerskap med ett starkt tekniskt kunnande genom vilket blockets potential kan realiseras, undersöker Bolaget för närvarande möjligheten att farma ut en del av andelen i prospekteringsoch produktionsavtalet för Block 58.
Förberedelser för nya tester av Thameen-1 fortsätter. Under kvartalet genomfördes upphandlingen av ett integrerat servicekontrakt för att tillhandahålla alla tjänster som behövs för nya tester, inklusive rigg, hydraulisk spräckning och testverksamhet. Dock bedömdes inget av anbuden vara tillräckligt kommersiellt attraktivt och alternativ undersöks. En mer detaljerad tidslinje och plan för hur man bäst går vidare med blocket kommer att presenteras när utvärderingen av upphandlingen är färdig.
Den genomsnittliga produktionen för de första sex månaderna 2023 var 9 201 fat olja per dag. Tethys Oil förväntar att den genomsnittliga helårsproduktionen för 2023 kommer uppgå till 9 000 (+/- 200) fat olja per dag.
Som ett resultat av den reviderade produktionsguidningen för 2023 förväntar sig nu Tethys Oil att de operativa kostnaderna per fat olja för helåret 2023 kommer att uppgå till USD 17,0 (+/- 0,5) jämfört med USD 14,5 (+/- 1,0) från den tidigare guidningen. För mer information om Tethys Oils operativa kostnader, se sidan 8.
Efter revideringarna av arbetsprogrammen för 2023 för Tethys Oils fyra EPSA förväntar sig nu Bolaget att totala investeringar (capex) i olje- och gastillgångar för 2023 kommer att uppgå till MUSD 81–86 (tidigare MUSD 85–95).
Investeringar på Block 3&4 förväntas bli MUSD 70–75 (65–75). De ökade investeringarna är främst ett resultat av ökade testkostnader för prospekteringsborrningar samt anläggningar och pipelines.
Block 49 förväntas under 2023 ha utgifter om MUSD 0,3 (1,5) då ytterligare utgifter för återinträdet och de nya testerna av Thameen-1 sannolikt inte kommer genomföras innan slutet av 2023.
På Block 56 förväntar sig Tethys Oil fortsatt att under 2023 investera, inklusive investeringsavtal med övriga partners på Blocket, MUSD 8,0. Investeringarna gäller främst den planerade prospekteringsborrningen på blocket under den andra halvan av 2023.
På Block 58 förväntar sig Tethys Oil att investera totalt MUSD 2,3 (10,5) då prospekteringsborrningen på South Fahd-prospektet har flyttats till 2024.
För mer information om Tethys Oils investeringar, se sidan 11.
Tethys Oils oljeförsäljning kommer från Bolagets 30 procentiga intresseandel i Block 3&4, från vilken Tethys Oils andel av oljeproduktionen, "Net Entitlement"/"produktionsandel", beräknas. Net Entitlement består av två komponenter: "Cost Oil" och "Profit Oil". Cost Oil är värdet på återvinningsbara kostnader som spenderats under perioden samt återstående historiskt nedlagda kostnader som är återvinningsbara, "Cost Pool". Den totala volymen av Cost Oil i Net Entitlement för perioden är begränsat till en fast andel av den totala produktionen efter omräkning till fat baserat på officiella försäljningspriset ("OSP"). Vad som återstår efter att Cost Oil dragits av är Profit Oil, vilken delas mellan staten och bolagen i enlighet med fastställd procentsats.
Produktionsandelen under kvartalet kvarstod på 52 procent. Det genomsnittliga officiella försäljningspriset för kvartalet var USD 81,3, jämfört med USD 81,6 under det första kvartalet.
Under det andra kvartalet 2023 uppgick Tethys Oils produktionsandel till 425 585 fat olja, en minskning från 440 441 fat olja under första kvartalet. Den minskade produktionsandelen i det andra kvartalet är ett resultat av lägre avdragen Cost Oil från den lägre produktionen. Per den 30 juni 2023 uppgick Cost Pool till MUSD 10,5, jämfört med MUSD 4,3 per den 31 mars 2023.
Under det andra kvartalet 2023 sålde Tethys Oil 463 196 fat olja från Block 3&4 jämfört med första kvartalet då 471 550 fat olja såldes.
Då oljeförsäljningen översteg produktionsandelen redovisas ett överuttag på 37 611 fat olja, vilket resulterade i att underuttagspositionen vid första kvartalets utgång övergick till en överuttagsposition under det andra kvartalet. Vid utgången av kvartalet hade Tethys Oils en överuttagsposition om 1 760 fat olja jämfört med en underuttagsposition om 35 851 fat vid utgången av det första kvartalet 2023.3
Erhållet oljepris under det första kvartalet var USD 81,6 per fat jämfört med USD 81,7 i föregående kvartal.
| Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|
| 818 432 | 847 002 | 868 589 | 900 491 | 916 226 |
| 8 994 | 9 411 | 9 441 | 9 788 | 10 068 |
| 425 585 | 440 441 | 467 564 | 378 742 | 385 005 |
| 52% | 52% | 54% | 42% | 42% |
| 463 196 | 471 550 | 424 444 | 420 474 | 261 072 |
| -37 611 | -31 109 | 43 120 | -41 732 | 123 933 |
| -1 760 | 35 851 | 66 961 | 23 841 | 65 573 |
2 Genomgången av koncernens räkenskaper utförs genom att analysera den aktuella delårsrapportens utfall jämfört med föregående delårsrapport. Följaktligen är den aktuella finansiella delårsöversikten fokuserad på utvecklingen under andra kvartalet 2023 jämfört med första kvartalet 2023. Ledningen anser att denna analys mer exakt visar trender och prestationer för Tethys Oil-koncernens aktiviteter. Observera att delårsrapporten (nästa avsnitt) presenteras i enlighet med IAS 34, som kräver presentation av aktuell delårsperiod i jämförelse med den jämförbara delårsperioden under närmast föregående räkenskapsår. Denna finansiella delårsrapport för det andra kvartalet och de första sex månaderna 2023 presenterar finansiella resultat jämfört med det andra kvartalet och de första sex månaderna 2022.
3 Tethys Oil säljer all olja från Block 3&4 på månadsbasis med långt kontrakt till ett oljetradingbolag. Oljeförsäljningsvolymerna nomineras två till tre månader i förväg och baseras inte på faktisk produktion under en månad; vilket får till följd att bolagets oljeförsäljningsvolymer kan vara högre eller lägre än produktionsandelen. När oljeförsäljningsvolymerna överstiger produktionsandelsmängden resulterar det i en överuttagsposition och omvänt uppstår en underuttagsposition. Tethys Oil är kontraktsmässigt bunden till att över tid upprätthålla en neutral över- /underuttagsposition.
Tethys Oils intäkter och övriga inkomster består av intäkter från olja som sålts under perioden samt underuttags-/överuttagsjusteringar.
Intäkter och övriga inkomster uppgick till MUSD 34,7 jämfört med MUSD 35,3 i föregående kvartal, en minskning motsvarande 2 procent. Intäkterna minskade till MUSD 37,8 (38,5), då produktion och erhållet oljepris var lägre än i föregående kvartal.
Överuttagsjusteringen var MUSD -3,1 jämfört med MUSD -3,2 i första kvartalet, drivet av ett lägre oljepris.
Operativa kostnader består av produktionskostnader, renoveringsarbete och underhållskostnader samt operatörens administrationskostnader vilka i sin helhet hänförs till Tethys Oils andel i produktionen på Block 3&4 i Oman.
Operativa kostnader från produktionstestet på Block 56 består främst av kostnader för leasade produktionsanläggningar, personalkostnader samt transport- och bearbetningsavgifter och tariffer.
De operativa kostnaderna uppgick till MUSD 14,9 jämfört med MUSD 14,6 i föregående kvartal. Ökningen består av att operativa kostnader om MUSD 0,7 från produktionstestet på Al Jumd inkluderades för första gången under det andra kvartalet.
De operativa kostnaderna från producerande tillgångar (Block 3&4) uppgick till MUSD 14,2 under det andra kvartalet, en minskning med 3 procent från MUSD 14,6 under föregående kvartal.
Produktionskostnader består av transporttariffer, energi, förbrukningsvaror, hyra av utrustning, kostnader för fältpersonal och underhållskostnader. Produktionskostnaderna minskade till MUSD 9,5 under andra kvartalet från MUSD 9,9 under det första kvartalet som påverkades av årliga bonusar och förmåner.
Kostnader för renoveringsarbete och underhållskostnader uppgick till MUSD 1,9 under det andra kvartalet jämfört med MUSD 1,5 under föregående kvartal. Ökningen förklaras huvudsakligen av att ett akut renoveringsarbete behövde en rigg i stället för en billigare kran.
Operatörens administrationskostnader var MUSD 2,9 under det andra kvartalet 2023, jämfört med MUSD 3,1 i föregående kvartal. De högre kostnaderna under föregående kvartal hänfördes till årliga bonusutbetalningar.
| Operativa kostnader, MUSD | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Produktionskostnader | 9,5 | 9,9 | 8,7 | 8,3 | 8,1 |
| Renovering och underhåll i borrhål | 1,9 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,1 |
| Operatörens administrationskostnader | 2,9 | 3,1 | 2,8 | 2,6 | 2,9 |
| Operativa kostnader producerande tillgångar (Block 3&4) | 14,2 | 14,6 | 13,0 | 12,3 | 12,1 |
| Operativa kostnader produktionstest på Block 56 | 0,7 | - | - | - | - |
| Operativa kostnader | 14,9 | 14,6 | 13,0 | 12,3 | 12,1 |
| Operativa kostnader per fat, Block 3&4, USD | |||||
| Produktionskostnader per fat | 11,6 | 11,7 | 10,0 | 9,2 | 8,8 |
| Renovering och underhåll i borrhål per fat | 2,3 | 1,8 | 1,8 | 1,6 | 1,2 |
| Operatörens administrationskostnader per fat | 3,5 | 3,7 | 3,2 | 2,8 | 3,2 |
| Operativa kostnader per fat | 17,4 | 17,2 | 15,0 | 13,6 | 13,2 |
Den lägre oljeproduktionen under det andra kvartalet resulterade i en ökad operativ kostnad per fat olja på Block 3&4, USD 17,4 mot USD 17,2 i det första kvartalet.
Administrationskostnaderna för det andra kvartalet 2023 uppgick till MUSD 2,8 jämfört med MUSD 2,1 i föregående kvartal. Kostnadsökningen består huvudsakligen ökade konsult- och rådgivningskostnader samt av att incitamentsprogrammen för personal och ledning belastade det andra kvartalet.
EBITDA (rörelseresultat före räntor, skatt, av- och nedskrivningar) uppgick till MUSD 16,9 i det andra kvartalet, jämfört med MUSD 18,7 i föregående kvartal. Minskningen av EBITDA är en följd av lägre intäkter och övriga inkomster samt högre operativa och administrativa kostnader.
Avskrivningar under det andra kvartalet minskade till MUSD 10,7 från MUSD 11,0 i föregående kvartal då kvartalets produktion var lägre.
Rörelseresultatet i det andra kvartalet uppgick till MUSD 6,1 jämfört med MUSD 7,7 i föregående kvartal.
De finansiella posterna, netto, uppgick till MUSD 2,0 jämfört med MUSD 0,2 för föregående kvartal och består huvudsakligen av valutakursdifferenser.
Resultatet för det andra kvartalet 2023 uppgick till MUSD 8,1 vilket motsvarar ett resultat per aktie efter utspädning om USD 0,25, oförändrat mot föregående kvartal.
| Finansiell genomgång och resultat, MUSD | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 37,8 | 38,5 | 39,6 | 45,1 | 26,1 |
| Förändring underuttag (+) och överuttag (-) | -3,1 | -3,2 | 3,6 | -4,2 | 11,7 |
| Intäkter och övriga inkomster | 34,7 | 35,3 | 43,2 | 40,9 | 37,8 |
| Operativa kostnader | -14,9 | -14,6 | -13,0 | -12,3 | -12,1 |
| Administrationskostnader | -2,8 | -2,1 | -2,4 | -1,6 | -1,6 |
| EBITDA | 16,9 | 18,7 | 27,8 | 27,0 | 24,1 |
| Avskrivningar | -10,7 | -11,0 | -9,8 | -10,1 | -10,2 |
| Prospekteringskostnader | -0,1 | - | -3,3 | -0,2 | - |
| Andel av resultat från intressebolag | - | - | - | 0,1 | - |
| Rörelseresultat | 6,1 | 7,7 | 14,8 | 16,9 | 13,9 |
| Finansiella poster, netto | 2,0 | 0,2 | -1,3 | 1,5 | 3,1 |
| Skatt | - | - | -0,6 | - | - |
| Resultat | 8,1 | 8,0 | 13,0 | 18,4 | 17,0 |
| Resultat per aktie, efter utspädning, USD | 0,25 | 0,25 | 0,40 | 0,56 | 0,52 |
| Finansiella mått per fat, USD/bbl | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Erhållet oljepris | 81,6 | 81,7 | 93,3 | 107,3 | 100,1 |
| Operativa kostnader | 17,4 | 17,2 | 15,0 | 13,6 | 13,2 |
| EBITDA | 20,7 | 22,1 | 32,0 | 30,0 | 26,3 |
| Avskrivningar | 13,1 | 13,0 | 11,2 | 11,2 | 11,2 |
Netback är bruttovinsten av att sälja ett fat olja på marknaden och beräknas som intäkter rensat för produktions- och transportkostnader, royalties och statens andel.
Tethys Oil beräknar Netback för sin produktion på Block 3&4 och redovisar det både i MUSD och USD per fat. För att kompensera för effekterna av återvinningsbara kostnader redovisas även Netback netto efter kapitalinvesteringar (capex).
Netback (netto efter capex) i MUSD och per fat olja minskade under kvartalet. Netback (netto efter capex) i MUSD påverkades negativt av lägre produktion och genomsnittligt OSP samt av ökade investeringar.
Netback (netto efter capex) per fat påverkades även av de ökade operativa kostnaderna per fat.
| Netback Block 3&4, USD/fat | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Värdet på producerad olja (genomsnittligt OSP) | 81,3 | 81,6 | 92,9 | 107,9 | 101,9 |
| Statens andel | -39,0 | -39,2 | -42,9 | -62,5 | -59,1 |
| Värde av produktionsandel efter statens andel | 42,3 | 42,4 | 50,0 | 45,4 | 42,8 |
| Operativa kostnader | -17,4 | -17,2 | -15,0 | -13,6 | -13,2 |
| Netback | 24,9 | 25,2 | 35,0 | 31,8 | 29,6 |
| Capex | -25,1 | -22,4 | -26,4 | -16,0 | -16,7 |
| Netback (netto efter capex) | -0,2 | 2,9 | 8,6 | 15,8 | 12,9 |
| Netback Block 3&4, MUSD | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Värdet på producerad olja (genomsnittligt OSP) | 66,5 | 69,1 | 80,7 | 97,1 | 93,4 |
| Statens andel | -31,9 | -33,2 | -37,3 | -56,3 | -54,1 |
| Värde av produktionsandel efter statens andel | 34,6 | 35,9 | 43,4 | 40,8 | 39,2 |
| Operativa kostnader | -14,2 | -14,6 | -13,0 | -12,3 | -12,1 |
| Netback | 20,4 | 21,4 | 30,4 | 28,5 | 27,1 |
| Capex | -20,6 | -18,9 | -22,9 | -14,4 | -15,3 |
| Netback (netto efter capex) | -0,2 | 2,4 | 7,5 | 14,1 | 11,9 |
erhållet oljepris. Alla Netbacksummor i delårsrapporten, såsom i tabellerna ovan, har retroaktivt räknats om för tidigare perioder.
4 Från och med det andra kvartalet 2022 räknar Tethys Oil Netback med utgångspunkt i genomsnittligt OSP från att tidigare ha använt
Koncernens tillgångar uppgick per 30 juni 2023 till MUSD 321,0 jämfört med MUSD 321,2 vid utgången av föregående kvartal. Majoriteten av koncernens tillgångar utgörs av olje- och gastillgångar, vilka utgjorde MUSD 266,0 jämfört med MUSD 255,3 per den 31 mars 2023. Eget kapital per den 30 juni 2023 uppgick till MUSD 282,2 jämfört med MUSD 291,3 vid utgången av det första kvartalet.
Likvida medel per 30 juni 2023 uppgick till MUSD 33,9 jämfört med MUSD 39,9 vid utgången av föregående kvartal. Tethys Oil är helt självfinansierat och har inga externa räntebärande skulder. Årsstämman den 10 maj beslutade för en utdelning om SEK 2,00 i november. Utdelningen om totalt MSEK 5,9 redovisas under kortfristiga skulder och inkluderas inte i beräkning av rörelsekapital.
Periodens kassaflöde återspeglar ökade kassaflöden från den löpande verksamheten och investeringsverksamheten samt värdeöverföringen till bolagets aktieägare via inlösenaktier. Sammanlagt uppgick kassaflödet för det andra kvartalet 2023 till MUSD -6,0 jämfört med MUSD -1,6 under föregående kvartal.
Kassaflödet från den löpande verksamheten före förändringar av rörelsekapital uppgick till MUSD 18,1 jämfört med MUSD 18,9 under föregående kvartal.
Nettoförändringar i rörelsekapital var MUSD 7,5 jämfört med MUSD 1,4 i föregående kvartal. Den positiva förändringen är främst ett resultat av att den tidigare underuttagspositionen övergått till en överuttagsposition samt att skulder till operatören på Block 3&4 har ökat.
Under det andra kvartalet 2023 uppgick kassaflödet från den löpande verksamheten till MUSD 25,7 jämfört med MUSD 20,4 i föregående kvartal.
Under andra kvartalet 2023 uppgick kassaflödet från investeringsverksamheten till MUSD -21,7 (-20,0).
Investeringarna på Block 3&4 uppgick till MUSD 20,6 i andra kvartalet jämfört med MUSD 18,9 i första kvartalet. Förändringen är till stor del driven av ett ökat antal utbyggnads-borrningar samt högre utgifter för projekt och anläggningar.
Investeringarna i Block 56 och Block 58 uppgick till MUSD 0,5 (0,7) respektive MUSD 0,2 (0,1) under det andra kvartalet och är hänförliga till blockens pågående prospekterings- och utvärderingsaktiviteter, vilka inkluderar förarbetet inför framtida borrningar. Investeringarna i Block 49 är hänförliga till arbetet inför den hydrauliska spräckningen.
Tethys Oils fria kassaflöde för kvartalet uppgick till MUSD 4,0 jämfört med MUSD 0,4 i föregående kvartal.
Det negativa kassaflödet från finansieringsverksamheten ökade till MUSD -10,0 från MUSD -2,0 i föregående kvartal till följd av värdeöverföringen till aktieägare via inlösenaktier och fortsatta återköp av aktier.
| Balansräkning, MUSD | 30 jun 23 | 31 mar 23 | 31 dec 22 | 30 sep 22 | 30 jun 22 |
|---|---|---|---|---|---|
| Anläggningstillgångar | |||||
| Olje- och gastillgångar | 266,0 | 255,3 | 246,1 | 237,5 | 226,5 |
| Övriga anläggningstillgångar | 0,5 | 0,6 | 0,8 | 0,6 | 0,7 |
| Omsättningstillgångar | |||||
| Övriga omsättningstillgångar | 20,6 | 25,3 | 27,6 | 19,5 | 12,2 |
| Likvida medel | 33,9 | 39,9 | 41,5 | 42,1 | 40,2 |
| Summa tillgångar | 321,0 | 321,2 | 316,0 | 299,7 | 279,6 |
| Eget kapital | 282,2 | 291,3 | 285,2 | 271,1 | 255,1 |
| Långfristiga skulder | 11,5 | 11,4 | 11,2 | 14,1 | 14,0 |
| Kortfristiga skulder | 27,3 | 18,6 | 19,6 | 14,5 | 10,5 |
| Summa eget kapital och skulder | 321,0 | 321,2 | 316,0 | 299,7 | 279,6 |
| Kassaflöde, MUSD | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 25,7 | 20,4 | 25,2 | 23,5 | 26,8 |
| Kassaflöde från investeringsverksamheten | -21,7 | -20,0 | -24,7 | -20,2 | -19,7 |
| Fritt kassaflöde | 4,0 | 0,4 | 0,4 | 3,4 | 7,1 |
| Kassaflöde från finansieringsverksamheten | -10,0 | -2,0 | -1,3 | -0,4 | -22,8 |
| Periodens kassaflöde | -6,0 | -1,6 | -0,8 | 2,9 | -15,7 |
| Block 3&4 | 20,6 | 18,9 | 22,9 | 14,4 | 15,3 |
| Block 49 | 0,1 | 0,3 | 0,2 | 0,1 | 0,0 |
| Block 56 | 0,5 | 0,7 | 0,8 | 5,2 | 4,2 |
| Block 58 | 0,2 | 0,1 | 0,7 | 0,5 | 0,1 |
| Summa investeringar i olje- och gastillgångar | 21,4 | 20,0 | 24,6 | 20,2 | 19,6 |
Moderbolagets rörelseresultat uppgick till MSEK -15,2 jämfört med MSEK -8,3 under föregående kvartal. Administrationskostnaderna under kvartalet uppgick till MSEK 18,9 jämfört med MSEK 13,7 under det första kvartalet. Kostnadsökningen är främst hänförlig till incitamentsprogrammen för anställda och ledningen samt ökade kostnader för konsulter och rådgivning.
Finansiella poster, netto, för det andra kvartalet 2023 var MSEK 37,0 jämfört med MSEK 5,7 i det föregående kvartalet. Finansiella poster, netto, består huvudsakligen av räntekostnader och ränteintäkter på koncerninterna lån samt valutakursvinster/ förluster på dessa lån.
Per den 30 juni 2023 uppgick det totala antalet aktier i Tethys Oil AB till 33 056 608 med ett kvotvärde om SEK 0,18. Alla aktier representerar en röst. Bolagets aktier är noterade på Nasdaq Stockholm (TETY).
Årsstämman den 10 maj 2023 bemyndigade Tethys Oils styrelse att genomföra ett återköpsprogram av egna aktier motsvarande maximalt 10 procent av bolagets aktier. Under det andra kvartalet 2023 återköpte Tethys Oil 58 795 aktier. Per den 30 juni 2023 uppgick Tethys Oils innehav av egna aktier till 1 164 901, motsvarande 3,52 procent av det totala antalet aktier.
Bemyndigandet för återköp återfinns i sin helhet på Tethys Oils hemsida, www.tethysoil.com.
Årsstämman 2023 beslutade att en utdelning om SEK 2,00 per aktie ska delas ut i november 2023 (årsstämman 2022: SEK 2,00). Årsstämman beslutade även att en extraordinär kapitalöverföring om SEK 3,00 per aktie genom ett obligatoriskt inlösenprogram skulle genomföras (årsstämman 2022: SEK 5,00). Fullständig information finns på Tethys Oils hemsida.
Per den 30 juni 2023 har Tethys Oil fyra aktiva teckningsoptionsbaserade incitamentsprogram vilka, om samtliga utnyttjades, skulle resultera i att 1 064 100 nya aktier emitterades, vilket motsvarar en potentiell ökning om 3,2 procent av det totala antalet aktier. Under det andra kvartalet 2023 var det enbart 2020-års teckningsoptionsprogram som hade ett realvärde med lösenpris lägre än aktiekursen och därmed en bidragande utspädningseffekt. För mer information se not 8.
Per den 30 juni 2023 har Tethys Oil två långsiktiga aktiebaserade incitamentsprogram för samtliga anställda exklusive koncernledningen. LTIP 2022 inleddes i oktober 2022 och LTIP 2023 inleddes i april 2023. Mer information om programmen finns i not 8.
| Antal aktier | Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Totalt antal aktier vid periodens slut | 33 056 608 | 33 056 608 | 33 056 608 | 33 056 608 | 33 056 608 |
| Emitterade aktier under perioden | - | - | - | - | - |
| Återköpta aktier under perioden | 58 795 | 367 755 | 186 778 | 76 900 | - |
| Eget innehav vid periodens slut | 1 164 901 | 1 106 106 | 738 351 | 551 573 | 474 673 |
| Utestående aktier vid periodens slut | 31 891 707 | 31 950 502 | 32 318 257 | 32 505 035 | 32 581 935 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier, före utspädning | 31 936 260 | 32 191 324 | 32 435 616 | 32 577 137 | 32 581 935 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier, efter utspädning | 31 957 531 | 32 261 122 | 32 531 314 | 32 670 830 | 32 780 953 |
Intäkter och övriga inkomster uppgick till MUSD 70.1 jämfört med MUSD 72,4 i jämförelseperioden. Förändringen återspeglar lägre oljepriser och produktion under 2023.
Operativa kostnader ökade till MUSD 29,5 från MUSD 24,8 i jämförelseperioden, huvudsakligen bestående av att ökade bränslepriser och konsumtion på Block 3&4 har drivit produktionskostnaderna.
Avskrivningar ökade till MUSD 21,7 från MUSD 20,7 då avskrivningsfaktorn per producerad enhet ökade till följd av lägre 2P-reserver vid årsslutet 2022. Prospekteringskostnader var MUSD 0,1 jämfört med MUSD 1,0 under jämförelseperioden.
Administrativa kostnader ökade till MUSD 4,9 från MUSD 3,4 i jämförelseperioden till följd av ökade personalkostnader och en förändring i när det nya årliga teckningsoptionsprogrammet tas upp i räkenskaperna.
Finansiella poster – netto var MUSD 2,2 (4,4) och består huvudsakligen av rörelser i växelkursen för SEK/USD.
Resultatet för perioden var MUSD 16,0 jämfört mot MUSD 26,9 i jämförelseperioden.
Koncernens tillgångar uppgick till MUSD 321,0 för innevarande period jämfört med MUSD 279,6 vid utgången av jämförelseperioden. Ökningen är hänförlig till investeringar i samtliga blocks olje- och gastillgångar. Likvida medel uppgick till 33,9 jämfört med 40,2.
Periodens kassaflöde var MUSD -7,6 jämfört med MUSD -28,8 vilket återspeglar det ökade kassaflödet från den löpande verksamheten samt minskade kassautflöden från investerings- och finansieringsverksamheterna.
Rörelseresultatet för moderbolaget uppgick till MSEK -23,5 (12,9) och drivs av högre administrationskostnader, MSEK 32,6 (19,9) Finansiella poster – netto var MSEK 42,7 (59,1) och resultatet efter skatt uppgick till MSEK 19,2 (46,2).
| MUSD Not |
30 jun | 31 dec | |
|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | ||
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 4 | 266,0 | 246,1 |
| Övriga anläggningstillgångar | 0,5 | 0,8 | |
| 266,5 | 246,9 | ||
| Omsättningstillgångar | |||
| Kundfordringar och övriga fordringar | 5 | 20,2 | 26,9 |
| Förutbetalda kostnader | 0,5 | 0,7 | |
| Likvida medel | 33,9 | 41,5 | |
| 54,5 | 69,1 | ||
| SUMMA TILLGÅNGAR | 321,0 | 316,0 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | |||
| Aktiekapital | 0,8 | 0,8 | |
| Övrigt tillskjutet kapital | 76,3 | 76,3 | |
| Reserver | -6,6 | -5,6 | |
| Balanserad vinst | 211,7 | 213,7 | |
| Summa eget kapital | 282,2 | 285,2 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Långfristiga avsättningar | 11,2 | 10,8 | |
| Övriga långfristiga skulder | 0,3 | 0,4 | |
| 11,5 | 11,2 | ||
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder och andra kortfristiga skulder | 6 | 27,3 | 19,6 |
| 27,3 | 19,6 | ||
| Summa skulder | 38,8 | 30,8 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 321,0 | 316,0 |
| MUSD | Aktiekapital | Övrigt tillskjutet kapital |
Reserver | Balanserad vinst |
Summa eget kapital |
|---|---|---|---|---|---|
| Ingående balans 1 januari 2022 | 0,8 | 76,3 | 0,3 | 179,2 | 256,6 |
| Resultat 2022 | - | - | - | 58,3 | 58,3 |
| Övrigt totalresultat | - | - | -5,9 | - | -5,9 |
| Summa totalresultat | 0,0 | 0,0 | -5,9 | 58,3 | 52,4 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Återköp av egna aktier | - | - | - | -1,6 | -1,6 |
| Utdelning | - | - | - | -6,6 | -6,6 |
| Aktieinlösen | - | - | - | -16,2 | -16,2 |
| Incitamentsprogram | - | - | - | 0,6 | 0,6 |
| Summa transaktioner med ägare | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -23,8 | -23,8 |
| Utgående balans 31 december 2022 | 0,8 | 76,3 | -5,6 | 213,7 | 285,2 |
| Ingående balans 1 januari 2023 | 0,8 | 76,3 | -5,6 | 213,7 | 285,2 |
| Periodens resultat | - | - | - | 16,0 | 16,0 |
| Övrigt totalresultat | - | - | -1,0 | - | -1,0 |
| Summa totalresultat | 0,0 | 0,0 | -1,0 | 16,0 | 15,0 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Återköp av egna aktier | - | - | - | -2,2 | -2,2 |
| Utdelning | - | - | - | -6,3 | -6,3 |
| Aktieinlösen | - | - | - | -9,4 | -9,4 |
| Incitamentsprogram | - | - | - | -0,1 | -0,1 |
| Summa transaktioner med ägare | 0,0 | 0,0 | 0,0 | -18,0 | -18,0 |
| Utgående balans 30 juni 2023 | 0,8 | 76,3 | -6,6 | 211,7 | 282,2 |
| MUSD | Not | Andra kvartalet 2023 |
Andra kvartalet 2022 |
Första sex månaderna 2023 |
Första sex månaderna 2022 |
Helåret 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | ||||||
| Resultat före skatt | 8,1 | 17,0 | 16,0 | 26,9 | 58,9 | |
| Justeringar för: | ||||||
| Avskrivningar | 10,5 | 10,2 | 21,4 | 20,7 | 40,5 | |
| Prospekteringskostnader | 0,1 | - | 0,1 | 1,0 | 4,5 | |
| Andra ej kassaflödespåverkande poster | -0,5 | -3,4 | -0,3 | -4,2 | -4,4 | |
| Inkomstskatt | - | - | -0,1 | - | - | |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten före förändringar i rörelsekapital |
18,1 | 23,8 | 37,1 | 44,4 | 99,5 | |
| Ökning/minskning av fordringar | 4,7 | 12,7 | 7,0 | -2,3 | -17,7 | |
| Ökning/minskning av skulder | 2,8 | -9,7 | 1,9 | -3,7 | 5,2 | |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 25,7 | 26,8 | 46,1 | 38,4 | 87,0 | |
| Investeringsverksamheten | ||||||
| Investeringar i olje- och gastillgångar | 4 | -21,4 | -19,6 | -41,4 | -44,2 | -89,1 |
| Investeringar i övriga anläggningstillgångar | -0,3 | -0,1 | -0,3 | -0,2 | -0,3 | |
| Utdelning från intressebolag | - | - | - | - | 0,1 | |
| Kassaflöde från investeringsverksamheten | -21,7 | -19,7 | -41,7 | -44,4 | -89,3 | |
| Finansieringsverksamheten | ||||||
| Återköp av egna aktier | -0,3 | - | -2,2 | - | -1,6 | |
| Betald utdelning | - | -6,6 | - | -6,6 | -6,6 | |
| Aktieinlösen | -9,0 | -16,2 | -9,0 | -16,2 | -16,2 | |
| Incitamentsprogram | -0,7 | - | -0,7 | - | -0,2 | |
| Kassaflöde från finansieringsverksamheten | -10,0 | -22,8 | -12,0 | -22,8 | -24,6 | |
| Periodens kassaflöde | -6,0 | -15,7 | -7,6 | -28,8 | -26,9 | |
| Likvida medel vid periodens början | 39,9 | 55,4 | 41,5 | 68,6 | 68,6 | |
| Valutakursförändringar på likvida medel | -0,0 | 0,5 | -0,0 | 0,4 | -0,2 | |
| Likvida medel vid periodens slut | 33,9 | 40,2 | 33,9 | 40,2 | 41,5 |
| MSEK Not |
Andra kvartalet 2023 |
Andra kvartalet 2022 |
Första sex månaderna 2023 |
Första sex månaderna 2022 |
Helåret 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Övriga intäkter | 3,7 | 3,3 | 9,1 | 7,0 | 14,8 |
| Administrationskostnader | -18,9 | -9,8 | -32,6 | -19,9 | -49,7 |
| Utdelning från intressebolag | - | - | - | - | 1,6 |
| Prospekteringskostnader | - | - | - | - | -0,4 |
| Rörelseresultat | -15,2 | -6,5 | -23,5 | -12,9 | -33,7 |
| Finansiella poster - netto | 37,0 | 41,5 | 42,7 | 59,1 | 327,9 |
| Resultat före skatt | 21,8 | 35,0 | 19,2 | 46,2 | 294,2 |
| Inkomstskatt | - | - | - | - | - |
| Resultat1 | 21,8 | 35,0 | 19,2 | 46,2 | 294,2 |
| 30 jun | 31 dec | |
|---|---|---|
| MSEK Not |
2023 | 2022 |
| TILLGÅNGAR | ||
| Anläggningstillgångar | 1 020,9 | 904,2 |
| Omsättningstillgångar | 55,6 | 55,9 |
| SUMMA TILLGÅNGAR | 1 076,5 | 960,1 |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | ||
| Bundet eget kapital | 77,1 | 77,1 |
| Fritt eget kapital | 277,3 | 442,4 |
| Kortfristiga skulder | 722,0 | 440,6 |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER |
1 076,5 | 960,1 |
Tethys Oil AB (publ) ("Bolaget"), organisationsnummer 556615–8266 och dess dotterbolag (tillsammans "Koncernen" eller "Tethys Oil") är inriktat på att prospektera efter samt att utvinna olja och naturgas. Koncernen har andelar i prospekterings- och produktionslicenser i Oman och ett aktieinnehav i ett producerande bolag i Litauen. Bolaget är ett aktiebolag registrerat och med säte i Stockholm, Sverige. Bolaget är noterat på Nasdaq Stockholm.
Tethys Oil-koncernens delårsrapport för perioden som slutade den 30 juni 2023 har upprättats i enlighet med IAS 34 och Årsredovisningslagen.
De konsoliderade räkenskaperna för delårsperioden har upprättats i linje med de konsoliderade räkenskaperna för helåret 2022 och enligt International Financial Reporting Standards (IFRS) så som de antagits av EU samt enligt Årsredovisningslagen.
Moderbolagets räkenskaper har upprättats i enlighet med Årsredovisningslagen och Rådet för finansiell rapporterings rekommendation RFR 2 "Redovisning för juridisk person".
Delårsrapporten innehåller inte hela den fullständiga informationen som återfinns i årsredovisningen, därför skall rapporten läsas tillsammans med årsredovisningen 2022.
Samma redovisningsprinciper som användes under 2022 har tillämpats i denna rapport och under jämförande rapporteringsperiod så som de beskrivs i årsredovisningen för 2022.
Den finansiella delårsinformationen för 2023 och 2022 har ej översiktligt granskats av bolagets revisor.
Vid framtagande av de finansiella räkenskaperna i denna rapport har valutakurserna som återfinns nedan, använts.
Tethys Oils olje- och gasverksamhet i Oman regleras genom ett produktionsdelningsavtal (Exploration and Production Sharing Agreement "EPSA") för varje licens, där Tethys Oil erhåller sin del av oljan efter att statens andel frånräknats. I enlighet med varje EPSA erläggs Omans inkomstskatt för Tethys Oils räkning av staten och från statens andel av oljan. Effekten av dessa skatter nettoredovisas gentemot intäkter och övriga inkomster i resultaträkningen.
Tethys Oil är exponerat för en mängd olika risker förknippade med olje- och gasverksamhet. Riskhantering är en integrerad del av Bolagets affärsverksamhet och affärsområdena har följaktligen huvudansvaret för att hantera risker som uppstår i verksamheten. En detaljerad analys av Tethys Oils operativa, finansiella och externa risker samt arbetet med att minimera dessa risker genom riskhantering beskrivs i Tethys Oils årsredovisning för 2022.
Konflikten i Ukraina har, direkt och indirekt, en betydande effekt på världsekonomin och oljepriset. Tethys Oil har ingen verksamhet i de berörda geografiska områdena. Tethys Oils verksamhet i Oman anses inte vara utsatt och är inte direkt påverkad. Tethys Oil är dock beroende av världsekonomin i stort. Ledningen följer situationen noggrant och kommer att agera vid behov därefter.
| 30 jun 2023 | 31 jun 2022 | 31 dec 2022 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Valuta | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag | Genomsnitt | Balansdag |
| SEK/USD | 10,47 | 10,85 | 9,59 | 10,22 | 10,12 | 10,44 |
Koncernens operativa segment är uppdelade mellan Producerande tillgångar, Icke-producerande tillgångar samt Övrigt. Rörelseresultatet för varje segment presenteras nedan.
Producerande tillgångar inkluderar Bolagets intressen i Block 3&4 där Tethys Oil inte är operatör. Icke-producerande tillgångar inkluderar prospekteringsandelarna i Block 49, Block 56 och Block 58 där Tethys Oil är operatör.
Segmentet Övrigt inkluderar huvudkontoret och övriga centrala funktioner inom koncernen. För fördelningen av bokförda värden för Olje- och gastillgångar, se not 4.
| Koncernens resultaträkning januari-juni 2023 | ||||
|---|---|---|---|---|
| MUSD | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
| Intäkter och övriga inkomster1 | 70,1 | - | - | 70,1 |
| Operativa kostnader2 | -28,8 | -0,7 | - | -29,5 |
| Avskrivningar | -21,4 | - | -0,3 | -21,7 |
| Prospekteringskostnader | - | - | -0,1 | -0,1 |
| Administrativa kostnader | -1,5 | -0,1 | -3,3 | -4,9 |
| Rörelseresultat | 18,3 | -0,8 | -3,7 | 13,8 |
| Intäkter och övriga inkomster per land | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
| Intäkter och övriga inkomster1 | ||||
| Oman | 70,1 | - | - | 70,1 |
| Övriga | - | - | - | - |
| Olje- och gastillgångar per 30 juni 2023 | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
| MUSD | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
|---|---|---|---|---|
| Intäkter och övriga inkomster1 | 72,4 | - | - | 72,4 |
| Operativa kostnader | -24,8 | - | - | -24,8 |
| Avskrivningar | -20,5 | - | -0,2 | -20,7 |
| Prospekteringskostnader | -1,0 | - | - | -1,0 |
| Administrativa kostnader | -2,3 | - | -1,1 | -3,4 |
| Rörelseresultat | 23,8 | 0,0 | -1,3 | 22,5 |
| Intäkter och övriga inkomster per land | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
| Intäkter och övriga inkomster1 | ||||
| Oman | 72,4 | - | - | 72,4 |
| Övriga | - | - | - | - |
| Olje- och gastillgångar per 30 juni 2022 | Producerande tillgångar |
Icke producerande tillgångar |
Övrigt | Summa |
1. Intäkter och övriga inkomster avser endast externa kunder.
2. Operativa kostnader för Icke-producerande tillgångar avser det längre produktionstestet på Block 56
| MUSD | Andra kvartalet 2023 |
Andra kvartalet 2022 |
Första sex månaderna 2023 |
Första sex månaderna 2022 |
Helåret 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Intäkter | 37,8 | 26,1 | 76,3 | 64,7 | 149,4 |
| Förändring Underuttag (+) och Överuttag (-) | -3,1 | 11,7 | -6,2 | 7,7 | 7,1 |
| Intäkter och övriga inkomster | 34,7 | 37,8 | 70,1 | 72,4 | 156,5 |
| MUSD Licens |
Fas | Tethys Oils andel |
30 jun 2023 |
Investe ringar |
Avskriv ningar |
Prospekt erings kostnader |
Återställnings kostnader och andra justeringar |
31 dec 2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Block 3&4, Oman | Prod. | 30% | 216,6 | 39,5 | -21,4 | - | - | 198,5 |
| Block 49, Oman | Prosp. | 100% | 1,1 | 0,4 | - | - | - | 0,6 |
| Block 56, Oman | Prosp. | 65% | 40,1 | 1,2 | - | - | - | 38,9 |
| Block 58, Oman | Prosp. | 100% | 8,3 | 0,3 | - | - | - | 8,0 |
| New ventures | - | - | - | -0,1 | - | 0,1 | ||
| Total | 266,0 | 41,4 | -21,4 | -0,1 | - | 246,1 |
| 30 juni | 31 dec | |
|---|---|---|
| MUSD | 2023 | 2022 |
| Kundfordringar oljeförsäljning | 10,5 | 12,5 |
| Underuttagsposition | - | 6,1 |
| Icke-operativa fordringar | 5,0 | 4,9 |
| Fordran på partner | 0,7 | 0,1 |
| Övriga kortfristiga fordringar | 3,9 | 3,3 |
| Summa | 20,2 | 26,9 |
| 30 juni | 31 dec | |
|---|---|---|
| MUSD | 2023 | 2022 |
| Leverantörsskulder | 0,4 | 0,6 |
| Skulder joint-operation-verksamheten | 19,1 | 16,9 |
| Överuttagsposition | 0,1 | - |
| Skatteskuld | 0,5 | 0,6 |
| Kommande ordinarie utdelning till aktieägare | 5,9 | - |
| Övriga kortfristiga skulder | 1,3 | 1,5 |
| Summa | 27,3 | 19,6 |
Tethys Oil AB (publ), med organisationsnummer 556615-8266, är moderbolag i Tethys Oil-koncernen. Väsentliga dotterbolag inkluderar Tethys Oil Oman Limited, Tethys Oil Block 3&4 Limited, Tethys Oil Montasar Limited, Tethys Oil Oman Onshore Limited, Tethys Oil Qatbeet Limited, Tethys Oil France AB och Tethys Oil Exploration AB.
Tethys Oil ingår transaktioner med närstående som en del av den normala affärsverksamheten och på armlängds avstånd. Under perioden har Bolaget inte haft några transaktioner med närstående utanför koncernen.
Tethys Oil har incitamentsprogram som en del av bolagets ersättningspaket till anställda.
Teckningsoptioner har sedan 2015 årligen utfärdats enligt beslut på respektive årsstämma. Sedan 2021 tilldelas teckningsoptioner endast till ledningsgruppen. Under det andra kvartalet 2023 utfärdades 250 000 nya teckningsoptioner.
| Antal teckningsoptioner |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Incitaments program |
Utnyttjandeperiod | Teckningskurs, SEK |
Aktier per tecknings option |
1 jan 2023 | Emitterade 2023 |
Utnyttjade 2023 |
Förfallna 2023 |
30 jun 2023 |
| 2020 | 13 jun - 6 okt 2023 | 45,40 | 1,19 | 350 000 | - | - | - | 350 000 |
| 2021 | 12 jun - 4 okt 2024 | 66,70 | 1,14 | 200 000 | - | - | - | 200 000 |
| 2022 | 18 aug - 6 okt 2025 | 93,70 | 1,06 | 160 000 | - | - | - | 160 000 |
| 2023 | 3 jun - 28 sep 2026 | 60,00 | 1,00 | - | 250 000 | - | - | 250 000 |
| Summa | 710 000 | 250 000 | - | - | 960 000 |
Under 2022 godkände Tethys Oils styrelse inledandet av ett nytt långsiktigt incitamentsprogram. Programmet riktar sig till koncernens samtliga anställda, exklusive koncernledningen, och är upprättat som en del av koncernens incitaments- och retentionsprogram. Syftet är dels att linjera aktieägarnas och de anställdas intressen för att långsiktigt öka bolagsvärdet samt dels att behålla de anställda i bolaget och erbjuda dem ett konkurrenskraftigt incitamentsprogram som ger dem möjlighet att ta emot aktier som förvärvats inom programmet. Programmet är denominerat i SEK.
LTIP 2022–2024 ("LTIP 2022") inleddes i oktober 2022.
Programmet omfattar en treårig intjänandeperiod vilken omfattar räkenskapsåren 2022–2024. Utbetalningen av varje delbetalning är villkorad av fortsatt anställning och fortsatt ägande av de Belöningsaktier som förvärvats inom programmet.
Den övre gränsen för programmet är MSEK 6,0, för 2023 tilldelades deltagarna ett totalt belopp om MSEK 1,5 och totalt kvarstår MSEK 1,1 för de återstående utbetalningarna.
LTIP 2023–2025 ("LTIP 2023") inleddes efter styrelsens godkännande i april 2023. Programmet är identiskt med LTIP 2022 i sin utformning.
Den övre gränsen för programmet är MSEK 4,1, för 2023 tilldelades deltagarna ett totalt belopp om MSEK 1,2 och totalt kvarstår MSEK 2,8 för de återstående utbetalningarna.
Tethys Oils olje- och gasverksamhet i Oman regleras genom ett produktionsdelningsavtal (Exploration and Production Sharing Agreement "EPSA") för varje licens, där Tethys Oil erhåller sin del av oljan efter att statens andel frånräknats. I enlighet med varje EPSA erläggs Omans inkomstskatt för Tethys Oils räkning av staten och från statens andel av oljan. Effekten av dessa skatter nettoredovisas gentemot intäkter och övriga inkomster i resultaträkningen.
Inkomster genererade i Tethys Oils dotterbolag i Gibraltar är föremål för skatt i Gibraltar och redovisas på årsbasis.
Moderbolaget har inga ställda säkerheter per den 30 juni 2023 (Per den 30 juni 2022 hade moderbolaget ställda säkerheter om MSEK 0,5 avseende hyresavtal).
Som en del av infarmningstransaktionen med Medco avseende Block 56 finns ytterligare potentiellt vederlag i händelse av att licensen officiellt förklaras kommersiell ("declaration of commerciality").
Utöver vad som beskrivits i rapporten har inga väsentliga händelser inträffat efter rapportperiodens slut.
Alternativa nyckeltal används för att beskriva verksamhetens utveckling och för att öka jämförbarheten mellan perioder. Dessa är inte definierade utifrån IFRS regelverk men de överensstämmer med hur koncernledning och styrelse mäter Tethys Oils finansiella utveckling. Alternativa nyckeltal skall ej ses som substitut för finansiell information som presenteras i enlighet med IFRS utan som ett komplement. Utöver definitionerna i "Alternativa nyckeltal: ordlista och definitioner", finns definitioner av alternativa nyckeltal i Årsredovisningen 2022.
| EBITDA och Nettokassa, MUSD | Andra kvartalet 2023 |
Andra kvartalet 2022 |
Första halvåret 2023 |
Första halvåret 2022 |
Helåret 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rörelseresultat | 6,1 | 13,9 | 13,8 | 22,5 | 54,2 |
| Plus: Avskrivningar | 10,7 | 10,2 | 21,7 | 20,7 | 40,5 |
| Plus: Prospekteringskostnader | 0,1 | 0,0 | 0,1 | 1,0 | 4,5 |
| Minus: Andel av resultat från intressebolag | - | - | - | - | -0,1 |
| EBITDA | 16,9 | 24,1 | 35,7 | 44,3 | 99,1 |
| Likvida medel | 33,9 | 40,2 | 33,9 | 40,2 | 41,5 |
| Minus: Räntebärande skulder | -0,3 | -0,6 | -0,3 | -0,6 | -0,5 |
| Nettokassa | 33,6 | 39,6 | 33,6 | 39,6 | 41,0 |
| Q2 2023 | Q1 2023 | Q4 2022 | Q3 2022 | Q2 2022 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Genomsnittlig dagsproduktion, netto, före statens andel, Block 3&4 Oman, fat |
8 994 | 9 411 | 9 441 | 9 788 | 10 068 |
| Produktionsandel, fat | 425 585 | 440 441 | 467 564 | 378 742 | 385 005 |
| Produktionsandel, andel av produktionen, % | 52% | 52% | 54% | 42% | 42% |
| Oljeförsäljning, fat | 463 196 | 471 550 | 424 444 | 420 474 | 261 072 |
| Erhållet oljepris, USD/fat | 81,6 | 81,7 | 93,3 | 107,3 | 100,1 |
| Genomsnittligt försäljningspris Oman (OSP), USD/fat | 81,3 | 81,6 | 92,9 | 107,9 | 101,8 |
| Operativa kostnader, USD/fat | 17,4 | 17,2 | 15,0 | 13,6 | 13,2 |
| Intäkter och övriga inkomster, MUSD | 34,7 | 35,3 | 43,2 | 40,9 | 37,8 |
| EBITDA, MUSD | 16,9 | 18,7 | 27,8 | 27,0 | 24,1 |
| Rörelseresultat, MUSD | 6,1 | 7,7 | 14,8 | 16,9 | 13,9 |
| Resultat per aktie efter utspädning, USD | 0,25 | 0,25 | 0,40 | 0,56 | 0,52 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten, MUSD | 25,7 | 20,4 | 25,2 | 23,5 | 26,8 |
| Investeringar i olje- och gastillgångar, MUSD | 21,4 | 20,0 | 24,6 | 20,2 | 19,6 |
| Fritt kassaflöde, MUSD | 4,0 | 0,4 | 0,4 | 3,4 | 7,1 |
| Likvida medel, MUSD | 33,9 | 39,9 | 41,5 | 42,1 | 40,2 |
| Avkastning på eget kapital, rullande 12 månader | 18% | 20% | 22% | 19% | 15% |
| Avkastning på sysselsatt kapital, rullande 12 månader | 16% | 18% | 19% | 16% | 12% |
| Aktiekurs vid periodens utgång, SEK | 48,8 | 54,7 | 60,5 | 62,7 | 63,5 |
Företaget tillämpar europeiska värdepappers- och marknadsmyndighetens (ESMA) riktlinjer för alternativa nyckeltal. De alternativa nyckeltalen definieras som finansiella mått på historiska eller framtida resultatutveckling, finansiell ställning, finansiellt resultat eller kassaflöden som inte är definierade eller specificerade i tillämpliga regler för finansiell rapportering, IFRS och årsredovisningslagen. Dessa mått ska inte ses som en ersättning av mått definierade i enlighet med IFRS.
Om ett alternativt nyckeltal inte kan identifieras direkt från de finansiella rapporterna krävs en avstämning.
| Definitioner av nyckeltal och förkortningar | ||||
|---|---|---|---|---|
| --------------------------------------------- | -- | -- | -- | -- |
EBITDA-marginal EBITDA i procent av intäkter och övriga inkomster.
| Soliditet | Eget kapital i procent av balansomslutningen. |
|---|---|
| Avkastningen på eget kapital räknas ut genom att dela resultatet för de senaste tolv månaderna med | |
| Avkastning på eget kapital, | |
| rullande 12 månader | genomsnittet av ingående och utgående eget kapital under samma period. |
| Avkastning på sysselsatt | Avkastningen på sysselsatt kapital räknas ut genom att dela rörelseresultatet för de senaste tolv |
| kapital, rullande 12 månader | månaderna med det genomsnittliga sysselsatta kapitalet (eget kapital plus långfristiga skulder) under |
| samma period. | |
| Net Entitlement, fat | Volym och andel av oljeproduktionen vid produktionsdelningsavtal, som bolaget har rätt att sälja – |
| uttryckt i fat olja. Beräknas månadsvis utifrån prospekterings- och produktionsdelningsavtalet | |
| (EPSA). Består av två komponenter: Cost Oil och Profit Oil. | |
| Net Entitlement, % | Oljeproduktionen från produktionsdelningsavtal, som bolaget har rätt att sälja – uttryckt i procent |
| för bolagets totala andel av den producerade oljan. Beräknas enligt Cost Oil plus Profit Oil delat på | |
| produktionen. | |
| Cost Oil | Cost Oil är värdet av återvinningsbara kostnader som uppkommit under perioden och eventuell |
| utestående balans av ej återvunnen historisk kostnad från tidigare perioder (Cost pool). Den totala | |
| mängden Cost Oil för en given period är begränsad till en fast andel av den totala produktioner, | |
| efter konvertering till fat med det officiella försäljningspriset (OSP). | |
| Profit Oil | Profit Oil är det som återstår efter avdrag för Cost Oil. Det mesta av Profit Oil är regeringens andel |
| enligt en fast procentsats. | |
| Cost pool | Utestående balans av ej återvunnen historisk kostnad från tidigare perioder. |
| Produktion före statens | Nettoandel av total produktion. |
| andel | |
| Underuttag/överuttag | Skillnaden mellan Net Entitlement och faktisk försäljningsvolym. Om den faktiska volymen är högre |
| har ett överuttag skett och vid det motsatta ett underuttag. | |
| Netback | Bruttovinst per fat olja. Genomsnittligt erhållet oljepris (Achieved Oil Price) reducerat med |
| royalties/statens andel samt operativa kostnader och transportkostnader per fat. | |
| Erhållet oljepris | Totala intäkter från oljeförsäljning för en period, dividerat med sålda fat olja. |
| Genomsnittligt officiellt | Genomsnittligt officiellt försäljningspris (Average Official Selling Price) beräknas som det |
| försäljningspris (Average | produktionsvägda genomsnittet av det månatliga officiella försäljningspriset för Omans |
| OSP) | exportblandning under kvartalet och tar inte hänsyn till tidpunkten för månatliga oljeförsäljningar |
| genomförs eller eventuella handels- och kvalitetsjusteringar (som är fallet med erhållet | |
| försäljningspris). | |
| Oman OSP | Omans officiella försäljningspris (Oman's Official Selling Price) beräknas av det månatliga |
| genomsnittspriset på terminskontraktet för första månaden av Oman-blandningen (med 2 månader | |
| till leverans) som handlas på Dubai Mercantile Exchange, inklusive handel och kvalitetsjusteringar. | |
| Nettokassa | Likvida medel minus räntebärande skulder. |
| Antal anställda | Genomsnittligt antal heltidsanställda under perioden. |
| Eget kapital per aktie | Eget kapital dividerat med antal utestående aktier per balansdagen. |
| Vägt genomsnittligt antal | Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för nyemitterade aktier. Utspädningseffekter |
| aktier (efter utspädning) | inkluderar potentiella aktier som kan konverteras till aktier under fördelaktiga omständigheter, |
| främst teckningsoptioner vars teckningskurs är lägre än rådande aktiekurs. | |
| Eget innehav av aktier | Tethys Oils innehav av egna aktier efter återköp. |
| Resultat per aktie | Periodens resultat dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier. |
| SEK | Svensk krona. |
| MSEK | Miljoner svenska kronor. |
| USD | USA dollar. |
| Miljoner USA dollar. | |
| MUSD | Ett fat olja = 159 liter, 0,159 kubikmeter. |
| Fat (bbl) | |
| Bopd | Fat olja per dag. Oljeproduktion anges ofta i antal fat per dag (barrels per day). |
| Mbo | Tusen fat. |
| Mmbo | Miljoner fat. |
| EPSA Prospektiva resurser (2U) |
Prospekterings- och produktionsdelningsavtal (Exploration and Production Sharing Agreement). Likt reserver och betingade resurser är prospektiva resursvolymer definierade probabilistiskt. |
Tethys Oil är ett oljebolag inom området prospektering och produktion med fokus på onshoreområden med kända oljefynd. Kärnområdet är Oman, där bolaget har varit verksamt sedan 2006 och för närvarande har intressen i Block 3&4, Block 49, Block 56 och Block 58. Tethys Oil har 23,9 miljoner fat i bevisade och sannolika oljereserver (2P) och 14,6 miljoner fat i betingade resurser (2C) samt hade under 2022 en genomsnittlig oljeproduktion om 9 940 fat per dag. Bolagets aktier är noterade på Nasdaq Stockholm (TETY). Hemsida: www.tethysoil.com
Tethys Oil är verksamt inom prospektering och produktion av olja och gas med primärt syfte att skapa aktieägarvärde över hela det s.k. upstreamområdets livscykel med prospektering, utvärdering, utbyggnad och produktion. En grundsats i Tethys Oils affärsmodell är att prospektera efter och producera olja och gas på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt vis. Bolaget tillämpar samma standarder på sina aktiviteter runt om i världen för att uppfylla såväl sina kommersiella som etiska krav i enlighet med Bolagets Uppförandekod (Code of Conduct).
Tethys Oil avser att långsiktigt vara ett såväl hållbart som lönsamt företag. Hållbarhet innebär att inte bara vara lönsamt men även att agera i enlighet med krav och förväntningar från intressenter såväl inom som utanför Koncernen.
Tethys Oils vision är att tillväxt fortsätter genom Koncernens prospekteringsframgångar. Tethys Oil strävar efter att bygga, underhålla och expandera en välbalanserad och självförsörjande tillgångsportfölj, och därigenom erbjuda en mätbar exponering mot onshore produktion, utbyggnad, utvärdering och prospekteringspotential. Fokus nu och framgent är på områden där oljeförekomst redan bevisats och där det finns befintlig infrastruktur, ett etablerat institutionellt ramverk samt låg politisk risk. I alla sina aktiviteter söker Tethys Oil ett balanserat förhållningssätt till risk.
Tethys Oils företagskultur härstammar från Bolagets skandinaviska rötter. Det är Tethys Oils ledningsansvar att främja en företagskultur som stödjer värderingarna och principerna som uttrycks i Tethys Oils uppförandekod. Tethys Oil strävar efter att på alla sätt agera på ett ansvarsfullt, rättvist och etiskt sätt gentemot miljön och gentemot alla personer, fysiska och juridiska, som företaget möter i sin verksamhet. Tethys Oil strävar efter att använda samma standarder i alla Bolagets verksamheter oavsett var de utförs.
Det är av största vikt för Tethys Oil att Bolaget upprätthåller och bygger vidare på sitt rykte som ett ansvarsfullt och framåtblickande bolag i alla länder där Tethys Oil är verksamt och i relationer med alla intressenter såsom aktieägare, anställda, entreprenörer, partners eller andra.
Datum: 8 augusti 2023 Tid: 10.00 CEST
För att delta i konferenssamtalet kan du välja ett av följande alternativ:
Länk till webbsändningen: https://edge.media-server.com/mmc/p/podr9kj2
För att delta via telefon, vänligen anmäl er här.
Stockholm, 8 augusti 2023
Org. nr. 556615-8266
Styrelsen och verkställande direktören försäkrar att halvårsrapporten ger en rättvisande översikt av resultatet av verksamheten, ställning och vinst eller förlust för Bolaget och Koncernen, samt tydliggör de huvudsakliga risker och osäkerheter som Bolaget och bolagen i Koncernen står inför.
| Per Seime | Rob Anderson | Klas Brand |
|---|---|---|
| Ordförande | Styrelseledamot | Styrelseledamot |
Alexandra Herger Magnus Nordin Styrelseledamot Verkställande Direktör
Den här rapporten har inte granskats av bolagets revisor.
Magnus Nordin, verkställande direktör, tfn: +46 8 505 947 00 Petter Hjertstedt. CFO, tfn +46 8 505 947 10
Tethys Oil AB - Hovslagargatan 5B, SE-111 48 Stockholm, Sweden - Tel. +46 8 505 947 00 Fax +46 8 505 947 99 - E-mail: [email protected] - Hemsida: www.tethysoil.com
Denna information är sådan information som Tethys Oil AB är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning och lagen om värdepappersmarknaden. Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 8 augusti 2023 kl. 7:30 CEST.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.