Annual Report • Apr 17, 2013
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Tethys Oil är ett svenskt energibolag med inriktning på prospektering efter och produktion av olja och naturgas. Tethys kärnområde är Oman, där Tethys till ytan är en av landets största licensinnehavare med andelar i tre onshore-block.Tethys har också licensrättigheter i Litauen, Frankrike och Sverige. Några av licenserna är i kommersiell produktion, i Oman och Litauen. Produktionen av olja genererar ett kassaflöde som möjliggör fortsatta investeringar i utveckling, prospektering och tillväxt.
| Nyckeltal | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2012 | |
| Försäljning olja och gas, MSEK | 145 | 154 | 116 | 170 | 584 |
| EBITDA, MSEK | 119 | 136 | 78 | 177 | 509 |
| EBITDA marginal, % | 82,1 | 73,6 | 67,2 | 114,1 | 87,1 |
| Vinst per aktie, SEK | 3,31 | 0,46 | 1,35 | 4,08 | 9,11 |
| Kassaflöde från verksamheten, MSEK |
186 | 72 | 38 | 216 | 530 |
| Investeringar, MSEK | 210 | 232 | 147 | 280 | 875 |
Tethys Oil ska erbjuda en välbalanserad och självfinansierande portfölj av olje- och naturgastillgångar. Bolaget ska även sträva efter att driva verksamheten på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt, till fördel för alla intressenter.
Bolagets strategi innefattar:
I bolagets befintliga tillgångar är en aktiv ägarroll med strategiska partners av central betydelse för att på bästa sätt realisera projektens potential. Tillväxt väntas komma primärt från utvärderingsprojekt där olja eller naturgas har påträffats, men där fynden tidigare bedömts oekonomiska av olika skäl.
Tethys Oils målsättning är att uppnå en hög avkastning på kapital genom investeringar i olje- och naturgasprojekt och ingen utdelning förväntas därför lämnas under de närmaste åren. Framtida utdelningspolitik kommer att bestämmas utifrån Bolagets finansiella ställning och investeringsmöjligheter.
De huvudsakliga investeringarna för kommersiell produktion av olja i större skala i de producerande delarna av Block 3 & 4 i Oman är avklarade. Detta i kombination med ett positivt kassaflöde från verksamheten innebär att Tethys inte har något löpande finansieringsbehov för den befintliga verksamheten. En stark kassa är betydelsefull för tillväxtstrategin.
Långfristiga mål för kapitalstruktur:
Målen för kapitalstrukturen är långsiktiga och Tethys kan frångå dem under en kortare period eller under särskilda omständigheter.
| 2001 |
|---|
| Tethys Oil grundades |
| 2002 |
| Erhöll första licensen i Danmark |
| 2003 |
| Förvärv av intressen i Turkiet och Danmark |
| Förvärv av licenser i Spanien |
| 2004 |
IPO och notering på First North
Erhöll licens i Frankrike, Attila
Förvärv av licens i Oman, Block 15
Första genomförda borrningen som operatör i Danmark
Borrstart på Block 15. Reservoarerna producerade kolväten av god kvalitet
Förvärv av intressen i Block 3 & 4 i Oman
Erhöll licens i Sverige, Gotland Större
Positiva resultat från borrningar på Block 3 & 4
Farmar ut 20 procent av Block 3 & 4 till Mitsui
Tidigt produktionssystem igång på Block 3 & 4
Farha South-fältet på Block 3 utvecklas snabbt
Förvärv av ytterligare en licens i Frankrike, Alès
Tre års förlängning av licensen för Block 15
| 2 |
|---|
| 4 |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| 8 |
| 22 |
| 23 |
| 26 |
| 28 |
| 31 |
| 33 |
| 49 |
| 68 |
| 69 |
| 70 |
| 72 |
Årsstämma i Tethys Oil kommer att hållas onsdagen den 22 maj 2013 kl. 15.00 i Van der Nootska Palatset, S:t Paulsgatan 21 i Stockholm. Kallelsen, styrelsens fullständiga förslag m.m. finns tillgängliga på www.tethysoil.com. För att delta måste aktieägare dels vara införd i eget namn i den av Euroclear AB Sweden förda aktieboken torsdag den 16 maj 2013, dels anmäla sig till Tethys Oil senast torsdag den 16 maj 2013. Av Aktiebolagslagen följer att en aktieägare som vill närvara via ombud måste presentera en skriftlig, av aktieägaren undertecknad och daterad fullmakt.
Tremånadersrapport 2013 (januari – mars 2013) den 7 maj 2013 Sexmånadersrapport 2013 (januari – juni 2013) den 20 augusti 2013 Niomånadersrapport 2013 (januari – september 2013) den 12 november 2013 Bokslutskommuniké 2013 (januari – december 2013) den 14 februari 2014
Denna årsredovisning summerar 2012 – det år då Tethys blev ett riktigt Oljebolag och våra vänner, investerare, medarbetare och andra intressenter blev oljemän och oljekvinnor.
I detta brev ska vi inte uppehålla oss vid förra årets arbete, det är vad denna årsredovisning är till för, utan istället reflektera över vad det innebär att vara ett oljebolag och vad vi tror är rätt väg för Tethys framöver. Men trots allt måste vi nämna några av de mer betydande milstolparna under 2012.
Ett år av både operativa och finansiella framgångar fullbordades i december när fältutbyggnadsplanen avseende Block 3 & 4 godkändes och licensrättigheten vid den påföljande kommersialitetsförklaringen förlängdes till år 2040. Försäljningen och EBITDA ökade med nära 500 procent och uppgick till MSEK 584 respektive MSEK 509. Vi rapporterar också ett resultat om MSEK 314 samt en vinst per aktie om SEK 9,11. Tethys andel av produktionen, före avräkning av statens andel, uppgick till 1,35 miljoner fat, motsvarande en genomsnittlig dagsproduktion om 3 677 fat olja. Vi deltog i närmare
40 borrningar på Block 3 & 4 under 2012, och våra bevisade och sannolika producerande reserver översteg 14 miljoner fat i slutet av året.
Så vi är sannerligen ett oljebolag, men det innebär inte att vi måste vara ett "oljigt" bolag. Vi är del av en bransch som utvinner jordens resurser. All utvinning har såväl negativa som positiva aspekter. Som oljebolag har vi ansvar för miljön där vi är verksamma, men vi har också ett ansvar att förse en värld i snabb utveckling med energi. Dessa dubbla ansvarsåtaganden skall inte, och behöver inte, vara oförenliga.
Dagens teknik erbjuder ett stort antal verktyg för att minimera miljöpåverkan, och den energi som utvunnits för att stödja ekonomisk tillväxt har bidragit till att fattigdomen i världen sjunkit de senaste fem åren.
För oljebolaget Tethys är det huvudsakliga uppdraget i det korta perspektivet att välja rätt utvinningsmetod och att använda energi så effektivt som möjligt vid utvinning. Större miljömässiga mål ligger utanför vårt område som oljebolag. Vårt uppdrag är att leverera energi på ett miljömässigt, etiskt och ekonomiskt hållbart sätt.
För att uppnå detta skall vi försöka använda det betydande kassaflöde vi förväntar oss att generera under 2013 till att excellera som oljebolag och omdömesgillt slå in på en väg som syftar till långsiktig tillväxt. Vår uppfattning är att Block 3 & 4 i Oman erbjuder en betydande uppsida för tillväxt inom både produktion och reserver. Vi tror att detta även gäller våra litauiska projekt. Vi är heller inte främmande för ytterligare projekt, om dessa möter våra kriterier på avsevärd potential kombinerad med hanterbar risk.
Så fortsätt följa oss, inte för aktieutdelning i det korta perspektivet eller omfattande aktieåterköpsprogram, utan för en uppriktig ambition att nå hög tillväxt inom vår bransch. Vi tror att vi är på väg mot att bli ett betydande oljebolag, med – såvitt det är upp till oss – ökat fokus på hållbarhet.
Stockholm i april 2013
Magnus Nordin Vince Hamilton Verkställande Styrelseordförande direktör
Den globala oljekonsumtionen under 2011 uppgick till 88 miljoner fat per dag. Under tioårsperioden från 2001 till 2011 ökade konsumtionen av alla typer av oljeprodukter. Största enskilda oljekonsumenten är USA följt av Kina och Japan. Inom den kommande femårsperioden förväntas kartan för konsumtionen att drastiskt ritas om. Utvecklingsländerna och de nyligen industrialiserade ekonomierna är mer energiintensiva än de mogna OECDekonomierna och år 2017 beräknas efterfrågan från icke OECD-länder att uppgå till 53 procent av den globala oljeefterfrågan. Det är en ökning från 36 procent så sent som 1996 (IEA Medium Term Oil Market Report 2012). Efterfrågan från de traditionellt rika OECD-länderna förväntas minska kontinuerligt medan icke OECD-ländernas efterfrågan kommer att öka i en högre takt. Aisen och Mellanöstern beräknas ha högst ökningstakt, följt av staterna från tidigare Sovjetunionen och Afrika (IEA Medium Term Oil Market Report 2012). Det är främst konsumtionen för transporter i Kina, Indien och Mellanöstern som växer. Transportsektorn
står redan för över hälften av den globala konsumtionen och dess andel kommer att öka (IEA World Energy Outlook).
Oljekonsumtionen har ökat under den senaste tioårsperioden och förväntas enligt IEA långsiktigt fortsätta att öka. Kortsiktigt, däremot förespås tillväxttakten att bli måttlig. Den påverkas av förväntningar om låg ekonomisk tillväxttakt på grund av skuldproblem i OECD, speciellt i Euroländerna. Även Kina, det senaset decenniets motor i den ökande efterfrågan, visar tecken på avmattning.
Olja har hittats på de flesta av jorden kontinenter. Mellanöstern besitter fortfarande de största reserverna, även om det spekuleras i att tillgångarna på många av de större fälten så småningom kommer att sina. Efter Mellanöstern har Nord- och Sydamerika, Europa och Eurasien de största tillgångarna.
En ökad global efterfrågan på olja, innebär att ökade volymer måste produceras. Oljebolagen kommer sannolikt att behöva prospektera i underutvecklade och ofta mer politiskt instabila områden för att hitta nya fynd och sätta dessa i produktion för att ersätta de äldre källor som fasas ut. Behoven och omfattningen av detta förfarande kommer att ha en signifikant påverkan på oljepriset.
Tillgång till nya tekniker och metoder har, trots en del logistiska flaskhalsar och begränsningar i tillgång till marknaden, inneburit en högre tillväxt än förväntat från de nordamerikanska tillgångarna under de senaste åren. Den trenden förväntas öka, men inte i samma takt framöver. OPEC:s produktion har också överraskat positivt, främst beroende på att Libyen återupptagit sin produktion snabbare än förväntat och Iraks och Saudi Arabiens produktion legat på mycket höga nivåer.
IAE förespår att produktionskapaciteten kommer att öka under den närmaste framtiden. Den irakiska ökningen av produktionen beräknas fortsätta. Tillskottet i produktion förväntas i första hand komma från Nordamerika och Irak. Tillväxten i den nordamerikanska produktionen härrör från nya teknologier som gör det möjligt att utveckla okonventionella resurser från skiffer. Det är huvudsakligen utvecklingen av 3D-seismik som gör att tidigare förväntningar på produktion överskrids.
Oljepriset har historiskt varit mycket volatilt. Precis som för andra råvaror är oljepriset i sig volatilt och volatiliteten varierar över tid. Volatiliteten är främst ett resultat av osäkerhet om i vilket skick den globala ekonomin befinner sig i och frånvaron av fakta och data, snarare än finansiell spekulation. Ekonomisk och politisk utveckling i oljeproducerande regioner har naturligtvis en kraftfull påverkan på priset, liksom i vilken utsträckning organisationer som OPEC och andra producerande nationer kan påverka tillgången och produktionsnivåer. Utöver detta påverkas oljepriset också av andra faktorer såsom priset på alternativa bränslen och väderförhållandena. Under de senaste tio åren har de omvälvande händelseförloppen i Mellanöstern, först med invasionen av Irak och därefter den arabiska våren, satt tydliga spår i oljeprisets utveckling.
Även om Oman inte är medlem i OPEC, är landet en betydelsfull exportör av olja. Oman besitter de största oljereserverna av alla icke OPEC-länder i Mellanösterna och har även stora reserver av naturgas. Statens roll i landets energisektor koordineras genom Omans oljeministerium. De slutgiltiga tillstånden när det gäller policys och investeringar tas dock av sultanen. Implementationen av riktlinjer och policys för oljefrågor görs genom ett bolag där Sultanatet Oman är majoritetsägare, Petroleum Development Oman (PDO). PDO kontrollerar mer än 90 procent av Omans reserver och ansvarar för 85 procent av landets produktion.
Oman producerade 889 000 fat olja per dag under 2011, en ökning med mer än 24 procent sedan 2007 då produktionen låg på 714 000 fat. Råolja står för en betydande, men trots allt minskande del av Omans intäkter. Landet har gjort stora investeringar för att diversifiera ekonomin, men har också vinnlagt sig om att investera i utveckling och ökning av gasproduktionen och vidareutveckling av befintliga och nya oljefält. PDO ägde tidigare merparten av rättigheterna till oljefälten, men har brutit upp dessa i mindre licensenheter som bjudits ut till försäljning. Mycket av landets produktionsökning har skett genom att internationella företag framgångsrikt har utvecklat dessa rättigheter.
Tethys Oil är för närvarande verksamt i fyra länder där man förvärvat licenser; Oman, Litauen, Frankrike och Sverige. Tethys Oil har produktion från två licenser, Block 3 & 4 i Oman samt Gargzdai i Litauen.
| Country | Licens | Total area | Tethys Oils andel | Partners (Operatör I fet stil) | Fas |
|---|---|---|---|---|---|
| Oman | Block 3 & 4 | 34 610 km² | 30% | CCED, Mitsui, Tethys Oil | Produktion |
| Oman | Block 15 | 1 389 km² | 40% | Odin Energi, Tethys Oil | Prospektering |
| Litauen* | Rietavas | 1 594 km² | 14% | Odin Energi, Chevron, Tethys Oil, privata investerare | Prospektering |
| Litauen* | Raseiniai | 1 535 km² | 26% | Odin Energi, Tethys Oil, privata investerare | Prospektering |
| Litauen* | Gargzdai | 884 km² | 25% | Odin Energi, Tethys Oil, Geonafta | Produktion |
| Frankrike | Attila | 1 986 km² | 40% | Galli Coz, Tethys Oil | Prospektering |
| Frankrike | Alès | 215 km² | 37,5% | Tethys Oil, Mouvoil | Prospektering |
| Sverige | Gotland Större/Mindre | 581 km² | 100% | Tethys Oil | Prospektering |
* Tethys Oils intressen i de tre litauiska licenserna ägs indirekt genom två danska bolag. Ägandet är under rekonstruktion, för ytterligare information hänvisas till Förvaltningsberättelsen sidan 37 och not 6 till de finansiella räkenskaperna.
Tethys Oil innehar licenserna i partnerskap med flera andra bolag. På varje licens är det en partner som är operatör. Operatören har det huvudsakliga ansvaret för det dagliga arbetet på licencen och har det övergripande ansvaret för att implementera arbetsprogrammet som godkänts av partnerskapet. Med undantag för Gotland, har Tethys Oil inte rollen som operatör på någon av sina licenser.
Mitsui är ett japanskt bolag med en multilateral verksamhet som spänner från försäljning av produkter, världsomspännande logistik och finansiering till utveckling av internationell infrastruktur och andra projekt inom följande områden: järn- och stålprodukter, mineral- och metallresurser, infrastrukturprojekt, motorfordon och maskinkonstruktion, marin och flyg, kemi, energi, livsmedel och livsmedelsprodukter, konsumenttjänster, IT, finansiering och transport och logistik. www.mitsui.com
CCED (CC Energy Development) är en del av Consolidated Contractors Company (CCC). CCC är det största energi- och byggbolaget i Mellanöstern. CCC Group har expanderat kraftigt och har etablerat ett flertal dotterbolag både regionalt och internationellt. CCC är ledande i införandet av ny teknologi för att förbättra effektiviteten och höja projektkontrollen. www.ccc.gr
Chevron är ett amerikanskt bolag med global verksamhet. Bolaget är ett av världens ledande integrerade energibolag. Chevron är involverad i nästintill alla delar av energiindustrin. Chevron prospekterar, producerar och transporterar råolja och naturgas, förädlar, marknadsför och distribuerar drivmedel och smörjmedel, tillverkar och säljer petroleumprodukter, genererar kraft och producerar geotermisk energi, levererar energieffektiva lösningar och utvecklar framtida energiresurser inklusive avancerad biobränsleforskning. www.chevron.com
Odin Energi är ett privatägt danskt prospekterings- och produktionsbolag med producerande tillgångar i Litauen och Ryssland och utvärderingstillgångar i Oman och offshore i Litauen. www.odinenergi.com
LOTOS Geonafta är ett av de ledande litauiska oljeproducerande bolagen och utmärker sig för stabiliteten och mångfalden i sin verksamhet. Bolaget utför inte bara oljeprospektering och produktion på sina egna licenser, utan levererar också borrning och andra tjänster inom oljeverksamhet till andra oljebolag i Litauen. www.geonafta.lt
Olje- och naturgastillgångar ägs vanligtvis av det land i vilket oljan eller naturgasen återfinns. Till följd av detta äger oljebolag vanligtvis inte fyndigheten på vilken prospekteringen sker, utan oljebolagen erhåller tillstånd att prospektera efter samt utvinna olja och naturgas av respektive lands regering. Detta tillstånd kallas för koncession eller licens.
En licens består vanligtvis av två delar; en prospekteringslicens och en produktionslicens. För att erhålla ett prospekteringstillstånd, förbinder sig normalt oljebolagen att utföra vissa arbeten inom ett område under en given tidsrymd. I allmänhet utgörs dessa arbetsåtaganden av geologiska, geokemiska och geofysiska undersökningar (seismiska undersökningar) och borrningar. Oljebolagen betalar inte nödvändigtvis några pengar för att erhålla prospekteringstillstånd, utan betalningen kan ske i form av att bolagen bekostar de arbeten man åtagit sig. I vissa fall kan det även förekomma en avgift till det land där prospekteringen ska ske.
Om kommersiella mängder av olja eller naturgas påträffas, övergår prospekteringslicensen till en produktionslicens, där s.k. royalty och/eller skatt tas ut, eller ett produktionsdelningsavtal, vilket innebär att en viss del av utvunnen olja eller naturgas ska tillfalla landet i fråga. Fördelningen av olja och naturgas mellan licensinnehavaren och landet i fråga i ett produktionsdelningsavtal varierar beroende på land. Löptiden på produktionslicenser är vanligtvis 20–30 år.
Oljebolagen samarbetar ofta eftersom prospekteringskostnaderna är höga. En typisk oljekoncession innehas kanske av upp till fem olika oljebolag med 20 procent vardera. Det bolag som erhöll den ursprungliga koncessionen bjuder in andra bolag att delta, mot att de tar över hela eller delar av det arbetsåtagande som följer med koncessionen. I gengäld får de inbjudna bolagen del i eventuella framtida intäkter. Detta kallas att "farma ut" respektive "farma in". Det oljebolag som har det operativa ansvaret kallas för operatör och kan antingen själv utföra arbetet eller svara för att tjänsterna upphandlas och läggs ut på entreprenad.
Oman är Tethys Oils huvudsakliga verksamhetsområde och bolaget har intressen i tre onshore-block som täcker ca 36 000 km2, vilket gör Tethys Oil till en av de största innehavarna av olje- och naturgaslicenser onshore Oman. Verksamheten består huvudsakligen av två oljeprojekt; Farha South (Block 3) och Saiwan East (Block 4). Verksamheten omfattar även prospektering i Jebel Aswad (Block 15).
| Licens | Tethys Oils andel | Total area | Partners | Avtalstid |
|---|---|---|---|---|
| Block 3 & 4 | 30% | 34 610 km² | CCED, Mitsui | 2040 |
| Block 15 | 40% | 1 389 km² | Odin Energi | 2014 |
Block 3 & 4 ligger i den östra delen av Oman och omfattar tillsammans en yta om 34 610 kvadratkilometer, ungefär motsvarande ett landområde lika stort som Belgien. Tethys Oil är en av de största koncessionsinnehavarna i Oman. Tethys Oil har 30 procents andel i Block 3 & 4. Partners är Mitsui med 20 procents andel och operatören CC Energy Development S.A.L. (Oman branch) ("CC Energy") med 50 procents andel. I december 2012 godkände oljeministeriet i Oman fältutbyggnadsplanen avseende Block 3 & 4, och följaktligen också kommersialitetsförklaringen. Det som tidigare varit prospekteringslicenser övergick då till att bli produktionslicenser och förlängdes med en period om 30 år.
På Block 3 finns idag huvuddelen av Tethys' reserver i oljefältet Farha South. De producerande reserverna är hänförliga till sandstenslagret Barik som ligger på ungefär 1600 meters djup. Bariksandstenen är en finkorning porös sandsten i flera lager med skiffrar emellan. Oljan håller hög kvalitet, mer än 40 grader API och har inga svavelföroreningar eller liknande. Låg gashalt i oljan samt avsaknad av en vattenförande zon i Bariklagret som ger naturligt
tryckunderstöd gör att pumpar och vatteninjicering är nödvändigt för att uppnå en tillfredställande produktionstakt och utvinningsgrad. Bariksandstenen har en stor utbredning inom Block 3 och möjligen också inom Block 4. Den utgör dock inte ett stort sammanhängande fält utan oljan är lagrad i mindre, ofta intill varandra liggande förkastningsblock, där förkastningarna utgör förslutningar som fått oljan att stanna kvar i Bariksandstenen. Dessa förkastningar är relativt små och 3D-seismik är en förutsättning för att ekonomiskt kunna producera olja ur Farhafältet. Tethys Oil utökar för närvarande det område som täcks av 3D-seismik för att binda ihop Block 3 & 4 områdena och kartlägga bland annat Barikens utbredning också i den norra delen av Block 4.
Saiwan East-fältet är helt annorlunda än Farha till sin karaktär. I Saiwan finns oljan i ett kalkstenslager på cirka 1 600 meters djup, där kalkstenens varierande täthet på olika delar av fältet tycks ha stor betydelse för var konventionell olja har påträffats. Saiwan-oljan är av sämre kvalitet än den i Fahra och håller en densitet om 32 grader API med visst svavelinnehåll. Också här är 3D-seismiken väsentlig för att bestämma
Oljefyndigheter kan finnas i olika bergartslager inom olika geografiska områden. På Block 3 & 4 i Oman finns de reservoarer som för närvarande flödar i bergartslagren Khufai och Barik. Andra bergartslager där fyndigheter också påträffats är till exempel Lower Al Bashir, Buah och Masirah Bay.
Olja och naturgas återfinns i sedimentära bergarter på upp till tio kilometers djup. Dessa bergarter har skapats genom att partiklar som kommit genom vatten eller genom luft har sedimenterat och cementerats samman. För att lokalisera geologiska strukturer som är gynnsamma för ansamling av olja och naturgas genomförs olika typer av undersökningar, av vilka den vanligaste metoden är geofysisk seismik. Seismiska undersökningar baseras på att ljudvågor transporteras med olika hastighet i olika material och att de, vid övergången mellan olika material, delvis böjer av och reflekteras tillbaka upp till ytan. Till följd av att bergarter har olika sammansättning är det möjligt att, utifrån variationerna i ljudvågens hastighet och vinkel, bedöma lokaliseringen av strukturer som kan innebära potentiella olje- och/eller naturgasreserver inom prospekteringsområdet.
Seismikundersökningar genomförs onshore eller offshore med seismikutrustning. Då enskilda linjer av seismik utförs, tillhandahåller de information om bergarterna direkt under jordytan, där den seismiska utrustningen är placerad. Denna typ av seismikdata är tvådimensionell, så kallad 2D-seismik, eftersom den tillhandahåller data längs två axlar, längd och djup. Om seismikundersökningar genomförs längs flera linjer samtidigt, tillförs även en tredje dimension; bredd, vilket kallas för tredimensionell seismik, eller 3D-seismik. 3D-seismik resulterar i ett betydligt större informationsinnehåll om bergarterna under ytan, men är samtidigt betydligt dyrare och täcker ett mindre område.
Syftet med en geologisk modell är att lokalisera potentiella olje- och naturgasreserver genom att utarbeta en hypotes som förklarar varför det specifika området innehåller rätt geologisk struktur. För att olja och gas ska kunna finnas måste ett flertal förutsättningar vara uppfyllda. De geologiska modellerna bör beskriva:
Utöver detta ska modellen underbygga att dessa egenskaper är korrelerade på sådant sätt att ett slutet område bildats, samt att egenskaperna tidsmässigt uppstått i den ordning som erfordras för att kolväten ska bildas.
framförallt förekomsten av högporositetsområden och eventuella oljeförande sprickor i berget.
För närvarande är två borriggar i arbete på Block 3 & 4. En är för närvarande verksam på Fahra-fältet på Block 3, där den fokuserar på produktions- och vatteninjektionshål, samt på nya förkastningsblock. Totalt slutfördes 37 borrningar på blocken under 2012. 35 av dessa borrades på Block 3 och två borrningar slutfördes på Block 4. På Farha Southfältet på Block 3 borrades och färdigställdes 10 prospekterings-/utvärderingshål i Barikformationen i tidigare ej borrade förkastningsblock. Dessa resulterade i upptäckten av åtta nya oljeförande förkastningsblock. 19 produktionshål har borrats och färdigställts i tidigare borrade förkastningsblock med syfte att öka produktionen. Sex vatteninjiceringshål har också borrats och färdigställts. Per sista december 2012 var sammanlagt 15 olika förkastningsblock i produktion på Farha Southfältet. Den andra riggen är verksam på Block 4. Under 2012 slutfördes en produktions- och en prospekteringsborrning, vilket resulterade i B4EW3-fyndigheten.
Att borra ett hål i marken eller i havsbottnen är det enda säkra sättet att visa att den utvalda strukturen innehåller kommersiellt utvinningsbara mängder av kolväten. En borrning på en struktur utan kända reserver, kallas för prospekteringsborrning. Borrningsverksamheten är uppdelad i flera faser: förberedelser, mobilisering av utrustning och material till borrplatsen, själva borrfasen och slutligen demobilisering. Innan själva borrningen kan påbörjas måste en borrplan upprättas. Denna innehåller en tidsplan, som är relaterad till förväntat borrdjup, sättpunkter för olika foderrör – för att hålet skall förbli öppet också efter det att borrkronan passerat, borrtekniska beräkningar, typ av borrvätska – som cirkulerar i hålet och för upp det söndermalda berget (kaxen) till ytan – och en prognos över det förväntade portrycket i berggrunden. Gäller det en borrning på land behövs en enkel borrigg, vars storlek och konstruktion endast beror på borrdjupet och eventuella tryck i berggrunden.
Under borrningen analyseras bergarten och vätskan från borrhålet genom att dessa tas upp till ytan. En kolväteindikering, "show", uppstår när borrkronan penetrerar ett gaseller oljeförande lager i berggrunden. När borrkaxet tillsammans med förekommande gaser och vätskor når ytan, registrerar kromatografen olika gasfaser (metan, etan, propan osv), och geologen kan ofta se grön eller svart olja i borrkaxet med blotta ögat i vanligt ljus. Ofta ökar också borrhastigheten när man borrar in i ett olje- eller gasförande berglager.
Då borrningen avslutats genomförs en så kalllad loggning av borrhålet, vilket innebär att elektriska sensorer släpps ned i hålet varvid mätningar genomförs. När ett borrhål loggats, vet man en hel del om vad hålet innehåller, men man vet inte exakt vilka zoner som kommer att producera, och vad de kommer att producera och hur mycket. Man vet vilka bergarter som finns och var de finns. Kolväteindikeringar har bekräftats, liksom eventuella kontaktzoner (gas/olja eller gas/vatten och olja/vatten) och zonernas tjocklek. Man har en uppfattning om porositeten och kolvätehalten i porositeten.
Om analysen av såväl de borrade bergarterna som loggningen utfaller positivt, genomförs ett produktionstest av borrhålet, vilket består i att eventuella olje- och gaszoner tillåts flyta in i hålet och upp till ytan för mätning och analys. Under loggningen och testningen beräknas även produktionstakt och storlek på fyndigheten.
Vatteninjicering är en metod för att öka oljeproduktionen från en befintlig reservoar. Vatten injiceras in i reservoaren, vanligen för att öka trycket och därigenom stimulera produktionen från ett borrhål. Vattnet injiceras både för att öka trycket i reservoaren och för att förskjuta och och föra med sig olja från reservoaren till borrhålet. Normalt kan bara 30 procent av en reservoar utvinnas, men genom vatteninjicering ökar den andelen och förlänger produktionstiden för en reservoar.
Tethys genomförde i slutet av 2009 produktionstester i syfte att klarlägga mobilitet på tungoljan på Saiwan East på Block 4. Vätskeprover togs från tre av fyra testade zoner i borrhålet. Resultaten var försiktigt positiva, men tyder dock på att eventuell produktion av tungoljan i Saiwan East kommer att kräva avancerad utvinningsteknik. Under 2010 skedde en ny borrning i en annan del av Saiwan East, men inga produktionstester gjordes vid den tidpunkten. När testen genomfördes i början av 2011, visade de att oljan var av en annan kvalitet än den från de tidigare Saiwan-borrningarna och också bestod av olika kvaliteter. De senaste resultaten kommer att innebära en omvärdering av datan från tidigare borrningar. Nästa steg är att genomföra en borrning en bit längre norr ut.
Flytande petroleum som pumpas ut ur ett borrhål i marken kallas för råolja. Råolja består främst av kol och väte men även i varierande grad av syre, svavel, kväve och helium. Oljeindustrin namnger ofta olja efter dess geografiska ursprung, till exempel West Texas Intermediate (WTI), Brent och Omani blend. Råolja klassificeras även efter dess kemiska sammansättning, främst densitet och svavelhalt. Råolja med låg svavelhalt klassificeras som söt och råolja med låg densitet klassificeras som lätt. Råoljans densitet mäts i förhållande till vattens densitet enligt American Petroleum Institute (API); om oljans API är högre än 10 är den lätt och skulle flyta på vatten. Om densiteten är lägre än 10 är den tung och skulle sjunka. Söt och lätt olja anses mer eftertraktad eftersom den kräver mindre raffinering än sur och tung olja.
| 1P | 2P | 3P | |
|---|---|---|---|
| Farha South | 4,2 | 12,5 | 15,7 |
| Saiwan East | 0,9 | 1,4 | 2,5 |
| B4EW3-fyndigheten | 0,2 | 0,4 | 0,5 |
| Totalt | 5,3 | 14,3 | 18,7 |
Tethys Oils reserver i Oman per den 31 december 2012 uppgår till 14,3 miljoner fat olja bevisade och sannolika reserver. Reserverna har reviderats av den oberoende petroleumkonsulten DeGolyer & MacNaughton. Tethys Oils oljereserver (P) i Oman per detta datum uppgick till 5,3 miljoner fat olja av bevisade reserver 1P, 14,3 miljoner fat 2P och 18,7 miljoner fat 3P. Godkännandet av fältutbyggnadsplanen av Omans oljeministerium i december 2012 innebar att det som tidigare klassificerades som betingade resurser uppgraderades till reserver i den reviderade rapporten. Reserver i Farha Southfältet är endast hänförliga till Barikformationen. Reserverna i Saiwan Eastfältet och i området kring fyndet B4EW3 finns i Khufaiformationen.
Reserver och resurser är de mängder olja, gas och andra kolväten som bedöms vara kommersiellt utvinningsbara ur berggrunden på våra licenser. För att en mängd kolväten ska klassificeras som reserver måste det finnas ett beslut att fyndigheten ska byggas ut och sättas i produktion inom en rimlig tidsram. Reserverna delas in i två grupper, bevisade och icke bevisade reserver. Icke bevisade reserver indelas i sin tur i sannolika och möjliga reserver.
Bevisade reserver 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.
Möjliga reserver är de reserver där analyserna tyder på att det är mindre sannolikt att de ska kunna utvinnas. Bevisade plus sannolika plus möjliga reserver har en sannolikhet på över 10 procent att de är tekniskt och ekonomiskt utvinningsbara under rådande eller framtida ekonomiska förhållanden.
Övriga kvantiteter betecknas som resurser. Alla uppskattningar av resurser och reserver innehåller ett visst mått av osäkerhet, som framför allt beror på vilka geologiska data som finns tillgängliga vid tidpunkten för värderingen och tolkningen av dessa data. Reserverna och resurserna delas därför in i olika grupper som är mått på den relativa osäkerhet som råder.
Betingade resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från kända ansamlingar genom att använda etablerad teknik eller teknik som är under utveckling, men som inte är att anse som kommersiellt utvinningsbara till följd av en eller flera betingelser. Betingade resurser delas, likt reserver, in i Bevisade (C1), Sannolika (C2) eller Möjliga (C3), vilka i teorin omvandlas till 1P, 2P och 3P när betingelserna är uppfyllda.
Prospektiva resurser är uppskattade kvantiteter av petroleum, från och med en viss dag, som kan potentiellt utvinnas från ickeupptäckta ansamlingar genom framtida utbyggnadsprojekt. Det finns en osäkerhet avseende upptäckten och utbyggnaden av prospektiva resurser. Prospektiva resurser delas upp i olika nivåer beroende på graden av osäkerhet i utvinningsuppskattningen om det skulle upptäckas och byggas ut, och kan också ytterligare delas upp baserat på projektets mognad.
Produktionen från Block 3 & 4 har kontinuerligt ökat under 2012 och under december 2012 uppgick produktionen till sammanlagt 456 762 fat olja, varav Tethys Oils andel uppgår till 30 procent, motsvarande 137 029 fat, före avräkning av statens andel. Produktionen av olja på Block 3 & 4 kommer för närvarande från de två oljefälten Saiwan East och Farha South. De två reservoarerna som flödar på respektive fält, ligger i Khufai och Barik. Det permanenta produktionssystemet har succesivt tagits i bruk under 2012 och finjustering av systemet fortsätter. Den exportpipeline som förbinder Farha South med produktionsanläggningarna på Saiwan East och vidare till knutpunkten till den nationella omanska pipelinen byggdes färdigt och har utan avbrott varit i bruk sedan i juni. Investeringen täcker till stora delar Tethys Oils behov av infrastruktur för att kunna utvinna kända oljefyndigheter i området.
Varje månad måste Tethys Oil två månader i förväg göra en bedömning av den volym som kommer att produceras på licenserna som sedan rapporteras till Omanska staten. Denna uppskattade volym är det som ligger till grund för försäljningen, oavsett hur den faktiska producerade volymen sedan blir. Diskrepansen kallas för under- respektive överuttag (engelska under/overlift) och korrigeras i efterhand. Intäkter från oljeförsäljningen motsvaras därför inte alltid av faktisk producerad volym under ett kvartal.
Villkoren i avtalet med Omanska staten medger licensinnehavaren av Block 3 & 4 att erhålla ersättning för nedlagda kostnader upp till 40 procent av värdet på den totala oljeproduktionen. Detta benämns "cost oil". Efter avdrag för cost oil delas resterande oljeproduktion upp 80/20 mellan staten och licensinnehavaren. Om ingen tillgänglig kostnadsersättning finns, erhåller licensinnehavaren 20 procent av den producerade oljan. Villkoren i avta-
Tethys andel av intäkterna från produktionen beror dels av hur mycket kostnadsersättning bolaget kan tillgodogöra sig samt storleken på andelen i licensen. I detta exempel utnyttjas maximal kostnadsersöttning och Tethys andel av licensen och därmed intäkterna är 30 procent.
let innebär därmed att licensinnehavarens andel av produktionen ligger i intervallet 20–52 procent. Än så länge på Block 3 & 4 har Tethys med partners andel av produktionen legat i den högsta delen av intervallet, 52 procent, eftersom kommersiell produktion relativt nyligen påbörjats och stora investeringar gjorts. De uppskattade nedlagda kostnaderna tillgängliga för kostnadsersättning (cost recovery) netto för Tethys Oil uppgick per 31 december 2012 till MUSD 89.
Priset som Tethys Oil erhåller för den sålda oljan fastställs för varje kalendermånad baserat på ett månatligt genomsnittspris av Omani Blend, vilken prissätts på termin två månader i förväg. Tethys Oils försäljningspris ligger därför med en eftersläpning på två månader i jämförelse med dagskurser av världsmarknadspriser (till exempel Brent). Under tolvmånadersperioden har priserna handlats mellan cirka USD 125 per fat som högst och cirka USD 90 per fat som lägst. Den olja som produceras på Block 3 & 4 är varit av högre kvalitet än Omani Blend, varför Tethys Oil i tillägg till försäljningen av olja erhåller en premie från omanska staten som kompensation för den högre oljekvaliteten. Premien har under 2012 legat omkring USD 1 per fat.
Merparten av de investeringar i infrastruktur och produktionsutrustning som behövs för att kunna producera de kommersiella fyndigheterna som hittills gjorts på Block 3 & 4 har färdigställts under 2012. Framgent kommer investeringarna i huvudsak att inriktas på prospektering av närliggande områden och förbättrad utvinning genom ett vatteninjektionsprogram. Förlängningen av licensen fram till 2040 innebär att ett långsiktigt arbetsprogram kan upprättas. Licensen omfattar stora landområden och möjligheter till nya fyndigheter.
Block 15 ligger i den nordvästra delen av centrala Oman och täcker en yta om 1 400 kvadratkilometer. Tethys Oil äger 40 procent av licensen och Odin Energy Oman Ltd ("Odin Energy Oman") äger de resterande 60 procenten. I slutet av 2011 förlängdes licensen för Block 15 med tre år fram till oktober 2014 med ett arbetsprogram som inkluderar ytterligare seismikstudier och en borrning.
Två borrningar på Block 15 har genomförts med Tethys Oil i partnergruppen. Jebel Aswad-1 borrades under 2007. Vid test flödade borrhålet 11,03 miljoner kubikfot naturgas per dag, och 793 fat kondensat per dag (motsvarande sammanlagt 2 626 fat oljeekvivalenter per dag). JAS-2, borrat 2008, uppvisade under borrning samma mätresultat som uppmättes vid borrningen av JAS-1, JAS-2 flödade dock vid test endast vatten.
En utökning av den 3D-seismik som samlades in under 2008 planeras innan borraktiviteter återupptas. Under första kvartalet 2012 gjordes produktionstester och efterföljande studier från JAS-2. Slutsatsen blev att ingen produktion kommer att kunna ske från JAS-2. Som en konsekvens av detta, skrevs värdet på JAS-2 ner i sin helhet. När det gäller JAS-1 är planen att påbörja ett långsiktigt produktionstest.
Fokus för Block 15 kommer huvudsakligen att vara att finna den bästa ekonomiska metoden att sätta borrhålet JAS-1 i produktion. Arbetet på Block 15 kommer att intensifieras under 2013, med huvudfokus på att sätta borrhålet JAS-1 i ett långvarigt produktionstest under första halvåret. En utökad 3D-seismikstudie planeras och studien kommer att genomföras efter att JAS-1 är satt i produktion.
Tethys Oil har intressen i tre licenser i Litauen. Alla licenser är onshore och täcker ett område om cirka 4 000 kvadratkilometer i den baltiska sedimentsbassängen. Tethys Oil har ett indirekt ägande om 25 procent i Gargzdailicencen, 14 procent i Rietavaslicensen och 26 procent i Raseiniailicensen.
Till skillnad från i Oman, där ägandet av licenserna är direkt genom joint venturebolaget, äger Tethys andelarna i de litauiska licenserna indirekt genom aktier i Odin Energi och Jyllands Olie. Dessa bolag äger i sin tur aktier i de lokala litauiska bolagen UAB Minijos Nafta (Gargzdai) och UAB LL Investicos (Rietavas and Raiseniai) som innehar licenserna. Ägarstrukturen innebär att Tethys Oil inte konsoliderar de danska eller litauiska bolagen utan de redovisas som intressebolag. Resultat från den litauiska verksamheten klassificeras i Tethys Oils resultaträkning som en resultatandel. Eventuellt överskott från de litauiska verksamheterna kan komma Tethys Oil till godo i form av årliga utdelningar.
Gargzdailicensen är belägen i västra Litauen.
I en rapport avgiven i maj 2011 uppskattade den oberoende petroleumkonsulten Miller Lents reserverna per 1 januari 2011 på Gargzdailicensen till 6,92 miljoner bevisade och sannolika fat olja (2P). Total produktion januari–december 2011 uppgick till 253 548 fat och total produktion januari–december 2012 uppgick till
| Licens | Tethys Oils andel | Total areal | Partners | Avtalstid |
|---|---|---|---|---|
| Rietavas* | 14% | 1 594 km² | Odin Energi, Chevron, privata investerare | Sept 2017 |
| Raseiniai* | 26% | 1 535 km² | Odin Energi, privata investerare | Sept 2017 |
| Gargzdai* | 25% | 884 km² | Odin Energi, Geonafta | Tills vidare |
* Tethys Oils intressen i de tre litauiska licenserna ägs indirekt genom två danska bolag. Ägandet är under rekonstruktion, för ytterligare information hänvisas till Förvaltningsberättelsen sidan 37 och not 6 till de finansiella räkenskaperna.
214 658 fat. Observera att Tethys Oils indirekta andel av Gargzdailicensen och ovannämnda siffror och uppskattningar uppgår till 25 procent.
Tethys Oils andel av produktionen vid licensen uppgick i det fjärde kvartalet 2012 till i genomsnitt 144 fat olja per dag. Oljan som produceras från Gargzdailicensen håller en API runt 42 grader och säljs normalt veckovis till ett närliggande raffinaderi. Priset baseras på och ligger i nivå med dagspriset av Brent.
Photo: "The bell tower of the
Licensen förväntas fortsätta att producera olja framöver. En reservoarstudie som gjorts på licensen tyder på att reserverna kan ökas väsentligt om modern alternativ oljeutvinningsteknologi används. På licensen finns också stor potential för okonventionella kolväten, inklusive exponering mot skifferlager.
Rietavaslicensen ligger nära Gargzdailicensen. På Rietavaslicensen har oljefynd gjorts i sandsten från kambriumtiden, samma reservoarlager som det som producerar på Gargzdailicensen. På Rietavaslicensen har dock tämligen lite prospektering skett. I oktober 2012 kom Chevron in som partner i projektet. En del av licensen farmades ut i utbyte mot en kontantersättning och ett omfattande arbetsprogram. Affären innebär att Tethys indirekta intresse i licensen minskar från 20 till 14 procent. Chevron har vidare en option på att förvärva ytterligare intressen i Rietavaslicensen till ett förutbestämt pris inom tre år. Om optionen används, kommer Tethys indirekta intresse i Rieteavaslicensen att minska till 5,6 procent.
Arbetsprogrammet 2013 på Rietavaslicensen förväntas inom kort att inledas med en omfattande seismikstudie som inkluderar insamling av ny 3D-seismik. Arbetsprogrammet, som finaniseras i sin helhet av Chevron, är huvudsakligen utformat för att utvärdera licensens potential för skiffergas/-olja.
På Raseiniailicensen finns en ännu ej prospekterad trend med rev från silurtiden. De liknar de rev från ordovicisk tid som finns på Gotland, men förväntas vara större. Skifferlager från silur- och ordovicisk tid finns också på både Rietavas- och Raseiniailicenserna.
På Raseiniailicensen fortsätter arbetet med att sammanställa gammal data från huvudsakligen Sovjettiden. En prospekteringsborrning samt insamling av 3D-seismik planeras för 2013.
19
Tethys har intressen i två franska licenser. Permis du Bassin D'Alès, är en prospekterings- och produktionslicens i det sydfranska departementet Gard. Attilalicensen ligger i den olje- och gasproducerande Parissedimentbassängen cirka 250 kilometer öster om Paris.
För närvarande sker ingen verksamhet vid de franska licenserna. Det är av politiska skäl osäkert om eller när olje- och naturgasprospektering kan bedrivas i Frankrike.
Tethys Oil har två licenser i Sverige – Gotland Större och Gotland Mindre. Licenserna täcker en yta om 581 kvadratkilometer på den norra delen av Gotland.
Gotland Större omfattar ett område om knappt 556 kvadratkilometer. Olja har tidigare producerats från ordoviciska rev på Gotland och därmed bevisat att ön uppfyller de nödvändiga geologiska betingelserna för att olja skall kunna påträffas. Tethys har genomfört en omfattande studie av befintlig data över licensområdet. Över 300 kilometer seismisk data har digitaliserats och ombearbetats med modern datateknik. En studie av jordprover från delar av licensområdet har också genomförts. Hittills har 10 möjliga borrplatser fastställts. Under 2012 har en extern konsult sammanställt en rapport över de miljökonskvenser prospekteringsborrningar skulle få i de olika områdena.
Tethys tilldelades licensen Gotland Mindre i februari 2011, och den löper tre år framåt. Licensområdet ligger innanför licensen Gotland Större, och täcker en yta om 25 kvadratkilometer. Geologin på licensområdet liknande den på Gotland Större, och ett antal framgångsrika oljeborrningar har tidigare skett på området.
| Licens | Tethys Oils andel | Total areal | Partners | Avtalstid |
|---|---|---|---|---|
| Attila | 40% | 1 986 | Galli Coz | 2015 |
| Alès | 37,5% | 215 | MouvOil | 2015 |
| Gotland större/mindre | 100% | 581 | – | Dec 2013 |
Ett oljebolag med verksamhet i olika delar av världen kommer ofrånkomligen att konfronteras med olika frågeställningar inom Samhällsansvar ("CSR"), där miljö naturligtvis är den mest uppenbara. Tethys Oil strävar alltid efter att bedriva verksamheten på ett ekonomiskt, socialt och miljömässigt ansvarsfullt sätt. De etiska kraven är desamma oberoende på var i världen verksamheten sker. Bolaget ska alltid följa god oljepraxis samt uppträda som god medborgare och kommer under alla omständigheter att sträva efter att följa bästa tillgängliga praxis, även om dessa går utöver vad lokala lagar föreskriver.
I ett oljeprojekt är det i huvudsak operatören som ansvarar för det dagliga arbetet och verksamheten. Tethys Oil är för närvarande inte operatör i någon av sina aktiva tillgångar. Aktiviteterna i Tethys olika projekt bestäms därför till stor del i samarbete med partners och framförallt operatören. Tillgångar där Tethys Oil inte är operatör utvärderas var för sig av Tethys Oil utifrån ett HSES-perspektiv (hälso-, arbetsskydds-, miljö- och samhällsstudier) och Tethys Oil övervakar noga hur varje kontraktspart eller operatör sköter sig. Varhelst förändringar med fördel kan användas kommer dessa att rekommenderas. De flesta länder har idag en stark miljölagstiftning och starka miljökrav vilket naturligtvis är till stor hjälp för ett oljebolag som vill försäkra sig om att korrekt praxis efterföljs. Tethys Oils riktlinjer för CSR och hur bolaget och dess anställda ska uppträda finns beskrivna i bolagets CSR-policy som genomsyrar all verksamhet och är en del av företagskulturen.
Bolagets grundläggande värderingar är:
I de avtal som Tethys har både med värdnationerna och med sina samarbetspartners, föreskrivs också att licensinnehavarna förbinder sig att vara varsammma med miljön, omgivningarna samt människorna runt omkring som berörs och all hantering på området ska ske enligt "god oljepraxis". Alla underleverantörer som används ska lyda under samma villkor. I till exempel Oman ska lokala omanska leverantörer prioriteras och tjänster ska i första hand tillsättas av omanska medborgare. Bolaget ska också etablera en fond som ska handläggas av det omanska oljeministeriet. Fonden ska finansiera intern och extern utbildning, deltagande i internationella konferenser och seminarier, stipendier etc, som kan främja och utveckla oljeindustrin.
I de joint ventureavtal som Tethys har med övriga partners åläggs operatören att implementera en HSE- plan (Health, Safety and Environment) som följer både internationella och lokala standards för oljeindustrin. Det ska också finnas ett program för uppföljning och utvärdering av HSE-planen.
Bolagsstyrning avser det regelverk och den struktur som etablerats för att på ett effektivt och kontrollerat sätt styra och leda verksamheten i ett aktiebolag. Ytterst syftar bolagsstyrningen till att tillgodose aktieägarnas krav på avkastning och samtliga intressenters behov av information om Bolaget och dess utveckling.
Då Bolagets aktier hittills har varit upptagna till handel på NASDAQ OMX First North har Bolaget ännu inte varit skyldigt att tillämpa Svensk kod för Bolagsstyrning ("Koden"). Bolaget kommer från och med upptagande till handel av Bolagets aktier på NASDAQ OMX Stockholm att tilllämpa Koden. Koden föreskriver vad som är god sed på aktiemarknaden för samtliga svenska aktiebolag, oavsett marknadsvärde, vars aktier är upptagna till handel på en reglerad marknad i Sverige. För närvarande finns det två reglerade marknader i Sverige, NASDAQ OMX Stockholm och NGM Equity. Koden bygger på principen "följ eller förklara" vilket innebär att ett företag kan avvika från Kodens bestämmelser under förutsättning att sådana avvikelser kan förklaras på ett tillfredsställande sätt. Bolaget gör bedömningen att Koden i sin helhet kommer att efterföljas.
Bolagsstämman är Bolagets högsta beslutande organ. Bolagsstämmans uppgifter regleras av aktiebolagslagen och bolagsordningen. Årsstämma skall hållas senast sex månader från räkenskapsårets utgång. De aktieägare som är registrerade i aktieboken och som anmält deltagande i tid har rätt att delta på stämman. Årsstämman äger vanligen rum i maj månad i Stockholm. Vid årsstämman väljer aktieägarna bland annat styrelse och revisorer, arvodering, principer för valberedningen och fattar beslut om ansvarsfrihet för styrelse och den verkställande direktören samt fastställer moderbolagets och koncernens resultat. Ändring av bolagsordningen sker på årsstämma eller extra bolagsstämma.
Vid årsstämman den 16 maj 2012 behandlades sedvanliga ärenden såsom bland annat disposition av Bolagets vinst, fastställande av styrelse- och revisorsarvode, antal styrelseledamöter, val av styrelse och styrelseordförande samt fastställande av förfarande för tillsättande av valberedningen. Utöver detta beslutades även om riktlinjer för ersättning till ledande befattningshavare och om bemyndigande för styrelsen att fatta beslut om nyemission av aktier. Se avsnitt "Aktieinformation" för mer information om bemyndigandet och avsnitt "Ersättningar" för ytterligare information om riktlinjerna.
Styrelsen i Tethys Oil ska enligt bolagsordningen bestå av lägst tre och högst tio ledamöter med högst tre suppleanter. Styrelseledamöter utses för högst ett år i taget. Tethys Oils styrelse består av sju ledamöter utan suppleanter. Sex styrelseledamöter är oberoende i förhållande till Bolaget, bolagsledningen samt till Bolagets större aktieägare, Sju styrelseledamöter är oberoende i förhållande till större aktieägare/intressenter. Morgan Sadarangani är utsedd till styrelsens sekreterare.
Styrelsen har det övergripande ansvaret för att på bästa möjliga sätt förvalta Bolagets angelägenheter för aktieägarnas räkning. Styrelsens arbete styrs av en årligen fastställd arbetsordning. Styrelsens övervakar den verkställande direktörens arbete genom löpande uppföljning av verksamheten. Styrelsen övervakar också att det finns en ändamålsenlig förvaltning av Bolagets organisation och ledning samt en tillfredsställande intern kontroll. Styrelsen fastställer strategier och mål, samt tar beslut vid större investeringar, förvärv och avyttringar av verksamheter och tillgångar. Styrelsen utser också Bolagets verkställande direktör och fastställer lön och annan ersättning till den verkställande direktören.
Styrelsens ordförande leder arbetet och ansvarar för att detta är väl organiserat och bedrivs effektivt. Det innebär bland annat att löpande följa Bolagets verksamhet i dialog med den verkställande direktören och ansvara för att övriga styrelseledamöter får information och underlag som säkerställer hög kvalitet i diskussioner och underlag för styrelsens beslut. Ordföranden leder utvärdering av styrelsens och verkställande direktörens arbete och företräder Bolaget i ägarfrågor.
Enligt nu gällande arbetsordning ska styrelsen, efter det konstituerande sammanträdet efter årsstämman, sammanträda vid minst 6 planerade tillfällen under verksamhetsåret. Under 2011 sammanträdde styrelsen 9 gånger och under 2012 13 gånger. Styrelsen har hittills under 2013 haft 2 protokollförda styrelsemöten samt löpande kontakt med Bolagets ledning. Styrelsen har inom sig upprättat 2 utskott: ersättningsutskott och revisionsutskott.
Styrelsen har inom sig utsett ett ersättningsutskott fram till och med årsstämman 2013 bestående utav samtliga i styrelsen med undantag av Magnus Nordin och Vince Hamilton. Jan Risberg är utskottets ordförande. Ersättningsutskottet bereder styrelsens beslut i frågor om ersättningsprinciper och ersättningar, särskilt vad gäller Bolagets ledande befattningshavare. Utskottet följer och utvärderar program för rörliga ersättningar, tillämpningen av bolagsstämmans beslut om riktlinjer för ersättningar till ledande befattningshavare samt de gällande strukturerna och nivåerna för ersättning i Bolaget. Ersättningsutskottet är beredande och rekommenderar styrelsen att godkänna föreslaget beslut.
Styrelsen har inom sig utsett ett revisionsutskott fram till och med årsstämman 2013 bestående utav samtliga i styrelsen med undantag av Magnus Nordin och Vince Hamilton. Jan Risberg är utskottets ordförande. Revisionsutskottet övervakar den finansiella rapporteringen, effektiviteten i Bolagets interna kontroll, internrevision och riskhantering. Utskottet håller sig informerat om revisionen, granskar och övervakar revisorns opartiskhet och självständighet samt biträder valberedningen med förslag till årsstämmans revisorsval. Revisionsutskottet är beredande och rekommenderar styrelsen att godkänna föreslaget beslut.
Nedanstående tabell anger styrelseledamöternas deltagande i styrelse-, ersättningsutskotts- respektive revisionsutskottsmöten under 2012:
| Namn | Styrelsemöten | Ersättningsutskottsmöten | Revisionsutskottsmöten |
|---|---|---|---|
| Håkan Ehrenblad | 13 av 13 | 0 av 0 | 5 av 5 |
| Vincent Hamilton | 13 av 13 | n.a | n.a |
| John Hoey | 12 av 13 | 0 av 0 | 4 av 5 |
| Magnus Nordin | 13 av 13 | n.a | n.a |
| Katherine Støvring | 7 av 7 | 0 av 0 | 2 av 2 |
| Staffan Knafve | 7 av 7 | 0 av 0 | 2 av 2 |
| Jan Risberg | 13 av 13 | 0 av 0 | 5 av 5 |
Valberedningen representerar Bolagets aktieägare och har till uppgift att bereda stämmans beslut i val- och arvodesfrågor samt i vissa fall föreslå procedurfrågor inför nästa valberedning. Bolagets valberedning utses varje år enligt beslut vid årsstämman. Valberedningen består av en oberoende styrelseledamot, som inte är operativt verksam i bolaget, samt representanter för fyra av de största ägarna i Bolaget som valt att bli representerade i valberedningen.
Bolagets valberedning inför årsstämman 2013 består av följande ledamöter:
Dennis Harlin, som är ordförande i valberedningen, och som representerar sig själv och Annemarie Danielsson
Vincent Hamilton, som representerar sig själv
Jan Risberg, som representerar sig själv
Mikael Petersson, som representerar sig själv, Niklas Antman och SSE Capital
Tethys Oils verkställande direktör ansvarar enligt aktiebolagslagen för den löpande förvaltningen av bolagets angelägenheter enligt styrelsens riktlinjer och anvisningar. Styrelsen har fastställt en instruktion för den verkställande direktören som klargör den verkställande direktörens ansvar och befogenheter. Den verkställande direktören skall enligt instruktionen bland annat förse styrelsen med beslutsunderlag för att kunna fatta väl grundade beslut och med underlag för att löpande kunna följa verksamheten under året. Den verkställande direktören ska inom ramen för aktiebolagslagen samt av styrelsen fastställd affärsplan, budget och VD-instruktion samt övriga riktlinjer och anvisningar som styrelsen meddelar, fatta de beslut som krävs för rörelsens utveckling.
Styrelsens ansvar för intern kontroll regleras i den svenska aktiebolagslagen och i Koden som innehåller krav på årlig extern informationsgivning om hur den interna kontrollen avseende den finansiella rapporteringen är organiserad. Tethys Oils interna kontroll är utformad för att ge rimlig försäkran om att Bolagets tillgångar skyddas samt att den finansiella rapporteringen är tillförlitlig och i enlighet med god redovisningssed, lagar och förordningar. Den interna kontrollen är utformad på ett sätt som förväntas av ett börsnoterat bolag med hänsyn till storleken och komplexiteten av Bolagets verksamhet.
Tethys Oil arbetar kontinuerligt med att förbättra den finansiella rapporteringen genom att utvärdera risker och kontrollaktiviteter. Styrelsen har ansvar för och övervakar kontrollaktiviteterna som involverar alla nivåer i organisationen. Aktiviteterna begränsar de risker som identifierats och säkerställer korrekt och tillförlitlig finansiell rapportering. Koncernens centrala ekonomifunktion analyserar och följer upp budgetavvikelser, upprättar prognoser, följer upp väsentliga variationer mellan perioder och rapporterar vidare till styrelsen vilket minimerar riskerna för fel i den finansiella rapporteringen. Kontrollaktiviteter omfattar även uppföljning av attestinstruktioner samt redovisningsprinciper. Dessa kontrollaktiviteter innefattar även operatörer i samägda projekt. Styrelsen fattar även beslut om särskilda kontrollaktiviteter och internrevision och revision av operatör i gemensamma projekt.
I enlighet med gällande lagstiftning och börsregler samt andra vid var tid tilllämpliga regelverk, eftersträvar Bolaget att regelbundet tillhandahålla korrekt, tillförlitlig och aktuell finansiell information. Den finansiella informationen publiceras regelbundet i form av kvartalsrapporter, årsredovisningar, samt pressmeddelanden innehållande nyheter och väsentliga händelser som kan påverka börskursen.
Bolagsstämman beslutar om arvode till styrelsen. Styrelsearvode utgår inte för styrelseuppdrag i dotterbolag. Magnus Nordin som är anställd i Tethys Oil erhåller inte någon särskild ersättning för styrelsearbete. Verkställande direktörens och ledande befattningshavares löner fastställs av styrelsen efter att ha föreslagits av ersättningskommittén.
Ersättningen till styrelseledamöter och ledande befattningshavare under 2012 redovisas i tabellen nedan.
Arvode till styrelsen uppgick under 2012 till totalt TSEK 350, fördelat inom styrelsen enligt vad som framgår av tabellen nedan.
Årsstämman 2012 beslutade att arvode till styrelsens ordförande skall utgå med TSEK 0 per år och till övriga styrelseledamöter som inte är anställda i Bolaget med TSEK 125 per styrelseledamot och år.
Totala ersättningar till de ledande befattningshavarna Vincent Hamilton, Magnus Nordin och Morgan Sadarangani under 2012 uppgick till TSEK 4 588, varav TSEK 1 220 avsåg ersättning till verkställande direktören Magnus Nordin. Samtliga belopp avseende ersättningar till ledande befattningshavare är exklusive sociala avgifter.
| Ersättningar och övriga förmåner 2012 (TSEK om inget annat anges) |
Grundlön/ Styrelsearvode |
Rörlig ersättning |
Övriga förmåner |
Pensions kostnad |
Aktierelaterade ersättningar |
Summa |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Styrelseledamöter | ||||||
| (Vincent Hamilton, ordförande)1 | – | – | – | – | – | – |
| (Magnus Nordin) | – | – | – | – | – | – |
| Håkan Ehrenblad | 100 | – | – | – | – | 100 |
| John Hoey | 100 | – | – | – | – | 100 |
| Jan Risberg | 1502 | – | – | – | – | 150 |
| Staffan Knafve3 | – | – | – | – | – | – |
| Katherine H. Støvring3 | – | – | – | – | – | – |
| Summa styrelseledamöter | 350 | – | – | – | – | 350 |
| Ledande befattningshavare | ||||||
| Vincent Hamilton1 | 2 542 | – | – | – | – | 2 542 |
| Magnus Nordin | 1 220 | – | 10 | – | – | 1 230 |
| Morgan Sadarangani | 826 | – | 10 | 30 | – | 866 |
| Övriga ledande befattningshavare | – | – | – | – | – | – |
| Summa ledande befattningshavare | 4 588 | – | 20 | 30 | – | 4 638 |
Vid uppsägning gäller 12 månaders uppsägningstid från verkställande direktörens sida och 12 månader från Bolagets sida. Övriga ledande befattningshavare har en egen uppsägningstid på 9 månader och vid uppsägning från Bolagets sida är uppsägningstiden 9 månader.
Pensionskostnad för de ledande befattningshavarna uppgick under 2012 till TSEK 30.
Ersättning till Tethys Oils revisorer utgår enligt godkänd löpande räkning. Under 2012 utgick ersättning till PricewaterhouseCoopers AB med TSEK 1 162.
Några aktierelateade incitamentsprogram som medför att nya aktier eller andra finansiella instrument kan ges ut föreligger inte.
Bolaget har för närvarande inget fastställt bonusprogram. Som ett led i att behålla och rekrytera personal överväger Bolaget att införa ett bonusprogram. Från tid till annan har Bolaget beslutat att utbetala bonusar för att belöna särskilda prestationer. Detta har skett undantagsvis och begränsats till en eller två månadslöner per anställd och år.
1 Vincent Hamilton var chief operating officer fram till och med november 2012, men är sedan dess endast styrelseordförande och ej verksam i bolaget. Ett avgångsvederlag om 12 månadslöner, i enlighet med anställningsavtalet, ingår i ersättningen för Vincent Hamilton under 2012.
2 Ersättningen till Jan Risberg inkluderar ersättning för arbete som ordförande i revisions- respektive ersättningsutskott.
3 Staffan Knafve och Katherine Støvring valdes in i styrelsen på årsstämma den 16 maj 2012.
född 1963. Styrelsens Ordförande och ledamot i styrelsen sedan 2001 och Chief Operating Officer från 2004 fram till och med november 2012. Utbildning: Master of Science i geologi, Colorado School of Mines i Golden, Colorado. Geolog Shell, 1989–1991. Geolog Eurocan, 1991–1994. President i Canadian Industrial Minerals 1994–1995, General Manager Sands Petroleum UK Ltd., 1995–1998. President i Mart Resources 1999–2001. Antal aktier i Tethys Oil: 2 326 955
född 1956. Verkställande direktör sedan 2004 och ledamot av Styrelsen sedan 2001. Utbildning: Filosofie kandidat, Lunds Universitet samt Master of Arts, University of California i Los Angeles, Kalifornien. Verkställande direktör Sands Petroleum, 1993–1998. Vice Verkställande direktör Lundin Oil, 1998–2000. Informationsdirektör Lundin Oil 2001–2004. Tf Verkställande direktör Vostok Oil Ltd., oktober 2002–2003. Verkställande direktör Sodra Petroleum, 1998–2000. Styrelseledamot Minotaurus AB, Minotaurus Energi AS och Cassandra Oil AB. Antal aktier i Tethys Oil: 1 459 127
född 1939. Ledamot av Styrelsen sedan 2003. Utbildning: Maskiningenjör HTLS, Kemi/Papperstillverkning Kungliga Tekniska Högskolan, Stockholm samt examen i Executive development vid Institute for Management Development (IMD), Lausanne, Schweiz. Ehrenblad har haft olika ledande befattningar inom Bonnier Magazine Group fram till 1984. Ehrenblad har varit en pionjär inom områden som rör data- och Internetsäkerhet och han har även publicerat ett antal böcker. Ehrenblad är aktiv inom förlagsverksamhet och media även en aktiv investerare. Ehrenblad var Styrelseledamot i Tanganyika Oil Company Ltd. fram till 2008.
Antal aktier i Tethys Oil: 334 511
född 1939. Ledamot av styrelsen sedan 2001. Utbildning: Bachelor of Science Maskiningenjör, University of Notre Dame, Indiana samt MBA, Harvard University, Boston, Massachusetts. Hoey har en bakgrund från corporate finance-verksamhet och energisektorn. President och ledamot i Hondo Oil & Gas Co., 1993–1998. Verkställande direktör och styrelseledamot i Atlantic Petroleum Corp. of Pennsylvania, 1985–1992. Olika exekutiva befattningar inom affärs- och investmentbanker i Saudiarabien, England och USA med arabiska och amerikanska finansiella institutioner, 1972–1984. Medgrundare av VietNam Holding Ltd. och Ordförande i Mundoro Capital Inc. Antal aktier i Tethys Oil: 821 393
född 1958. Ledamot av Styrelsen sedan 2012. Knafve har en jur kand examen från Stockholms universitet. Han är verksam som privat investerare och oberoende finanskonsult. Knafve var chef för aktieavdelningen på Swedbank Robur mellan 2007 och 2008. Mellan 2005 och 2007 var han chef för svenska och nordiska aktieavdelningen på Nordea Investment Management. Mellan 1998 och 2005 hade han olika ledande befattningar på Carnegie Asset Management och mellan 1991 och 1998 var han analytiker på Carnegie Securities. Knafve är för närvarande ordförande för investeringskommittén på Coeli Asset Management och medlem av finanskommittén på Kungliga Automobil Klubben. Antal aktier i Tethys Oil: 60 000
född 1964. Ledamot av Styrelsen sedan 2004. Utbildning: Civilekonom, Stockholms Universitet. Risberg har en mångårig erfarenhet från den finansiella sektorn och har bland annat arbetat för Aros Securities avdelning för corporate finance, på Enskilda Securities avdelning för corporate finance, och som ansvarig chef på Ledstiernans Londonkontor. Risberg är idag verksam som oberoende konsult inom den finansiella sektorn.
Antal aktier i Tethys Oil: 838 419
född 1965. Ledamot av Styrelsen sedan 2012. Støvring har en magisterexamen i juridik från Olso universitet och en MSc in Business Management från London Business School (Sloane Programme). Hon har mer än 20 års erfarenhet inom energi- och shippingindustrin. Hon har tidigare varit Vice President, Major Subsea prosjekter på Aker Solutions ASA. Mellan 2007 och 2008 var hon verkställande direktör för Fred Olsen Renewables AS. Från 2002 till 2007 var Støvring Vice President International E&P för Statoil med ansvar för affärsutveckling och förvärv i Nordafrika och Mellanöstern samt för internationell LNG och okonventionell gas. Mellan 1997 och 2002 hade hon olika ledande befattningar för BP i London, bland annat chef för planering och "performance". Støvring har varit styrelseledamot i Aladdin Oil & Gas Company ASA, Panoro Energy ASA och Norse Energy ASA. Hon är medlem i norska advokatsamfundet och "Solicitor Admitted to the Rolls of England and Wales". Antal aktier i Tethys Oil: –
Verkställande direktör
född 1975. Finanschef. Anställd sedan januari 2004. Utbildning: Ekonomie Magister i Företagsekonomi, Uppsala Universitet. Olika befattningar inom SEB och Enskilda Securities avdelning för corporate finance,1998-2002. Antal aktier i Tethys Oil: 139 200
Klas Brand, född 1956. Auktoriserad revisor. Bolagets revisor sedan 2012. Huvudansvarig revisor. PricewaterhouseCoopers AB, Göteborg
27
Johan Malmqvist,
född 1975. Auktoriserad revisor. Bolagets revisor sedan 2010. PricewaterhouseCoopers AB, Göteborg
Tethys Oils aktier är noterade på First North, som drivs av NASDAQ OMX. First North är en sponsorbaserad lista, vilket innebär att varje bolag som godkänns för handel måste ingå avtal med en Certified Adviser. Certified Adviser tillser att bolaget uppfyller de krav och löpande åtaganden som sammanhänger med att aktierna är godkända för handel på First North. Vidare övervakar Certified Adviser löpande att bolaget iakttar reglerna och rapporterar omedelbart till börsen om någon regel bryts. Tethys Oil har varit noterat på First North och dess föregångare Nya Marknaden sedan april 2004. Remium AB är bolagets Certified Adviser. Med syfte att förbättra likviditet och minska skillnaden mellan köp- och säljkurs i Tethys Oils aktie har bolaget utsett Öhman Fondkommission AB till likviditetsgarant för bolagets aktier.
Tethys Oils registrerade aktiekapital per 31 december, 2012 uppgår till SEK 5 923 958, fördelat på 35 543 750 aktier till ett kvotvärde om SEK 0,17.
Samtliga aktier i Tethys Oil motsvarar en röst per aktie. Alla utestående aktier är stamaktier och ger samma rätt till Tethys Oils tillgångar och vinst. Tethys Oil har inga incitamentsprogram för anställda. Per den 31 december 2012 hade bolaget kvarvarande bemyndigande från årsstämman att utfärda 10 procent av aktierna fram till och med nästa årsstämma.
Per den 1 januari 2012 uppgick antalet aktier i Tethys Oil till 32 543 750. Under 2012 genomförde Tethys Oil i maj och juni två riktade emissioner om sammanlagt 3 000 000 aktier. De två emissionerna genomfördes till kursen SEK 40, vilket motsvarade en rabatt om cirka 7 procent jämfört med det volymviktade genomsnittliga aktiekursen den sista handelsdagen före emissionerna. Likvid från emissionerna uppgick till MSEK 120 före emissionskostnader.
Aktiekapitalet i moderbolaget har sedan starten i september 2001 fram till 31 december 2012 utvecklats enligt nedanstående tabell:
| År | Aktiekapitalets utveckling | Kvotvärde, SEK | Förändring i antalet aktier |
Totalt antal aktier |
Förändring av aktiekapitalet, SEK |
Totalt aktiekapital, SEK |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2001 | Bolagets bildande | 100,00 | 1 000 | 1 000 | 100 000 | 100 000 |
| 2001 | Nyemission | 100,00 | 4 000 | 5 000 | 400 000 | 500 000 |
| 2001 | Aktiesplit 100:1 | 1,00 | 495 000 | 500 000 | – | 500 000 |
| 2003 | Nyemission | 1,00 | 250 000 | 750 000 | 250 000 | 750 000 |
| 2004 | Aktiesplit 2:1 | 0,50 | 750 000 | 1 500 000 | – | 750 000 |
| 2004 | Nyemission | 0,50 | 2 884 800 | 4 384 800 | 1 442 400 | 2 192 400 |
| 2006 | Apportemission | 0,50 | 400 000 | 4 784 800 | 200 000 | 2 392 400 |
| 2006 | Nyemission | 0,50 | 876 960 | 5 661 760 | 438 480 | 2 830 880 |
| 2006 | Nyemission | 0,50 | 80 000 | 5 741 760 | 40 000 | 2 870 880 |
| 2007 | Nyemission | 0,50 | 300 000 | 6 041 760 | 150 000 | 3 020 880 |
| 2007 | Utnyttjande teckningsoption | 0,50 | 2 | 6 041 762 | 1 | 3 020 881 |
| 2007 | Nyemission | 0,50 | 125 000 | 6 166 762 | 62 500 | 3 083 381 |
| 2007 | Kvittningsemission | 0,50 | 226 000 | 6 392 762 | 113 000 | 3 196 381 |
| 2008 | Aktiesplit 3:1 | 0,17 | 12 785 524 | 19 178 286 | – | – |
| 2008 | Nyemission | 0,17 | 4 800 000 | 23 978 286 | 800 000 | 3 996 381 |
| 2008 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 1 800 | 23 980 086 | 300 | 3 996 681 |
| 2009 | Nyemission | 0,17 | 1 300 000 | 25 280 086 | 216 667 | 4 213 348 |
| 2009 | Nyemission | 0,17 | 2 000 000 | 27 280 086 | 333 333 | 4 546 618 |
| 2009 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 176 186 | 27 456 272 | 29 364 | 4 576 045 |
| 2009 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 592 819 | 28 049 091 | 98 803 | 4 674 849 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 252 080 | 28 301 171 | 42 013 | 4 716 862 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 137 429 | 28 438 600 | 22 905 | 4 739 767 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 754 942 | 29 193 542 | 125 824 | 4 865 590 |
| 2010 | Nyemission | 0,17 | 250 000 | 29 443 542 | 41 667 | 4 907 257 |
| 2010 | Nyemission | 0,17 | 250 000 | 29 693 542 | 41 667 | 4 948 924 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 482 528 | 30 176 070 | 80 421 | 5 029 345 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 185 795 | 30 361 865 | 30 966 | 5 060 311 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 84 971 | 30 446 836 | 14 162 | 5 074 473 |
| 2010 | Utnyttjande teckningsoption | 0,17 | 2 057 653 | 32 504 489 | 342 942 | 5 417 415 |
| 2011 | Apportemission | 0,17 | 39 261 | 32 543 750 | 6 544 | 5 423 958 |
| 2012 | Nyemission | 0,17 | 3 000 000 | 35 543 750 | 501 667 | 5 925 625 |
Tethys Oils målsättning är att uppnå en hög avkastning på kapital genom investeringar i olje- och naturgasprojekt och förväntar sig därför inte att lämna någon utdelning under de närmaste åren. Eventuella framtida utdelningar kommer att bestämmas utifrån Bolagets finansiella ställning och investeringsmöjligheter.
De 20 största aktieägarna i Tethys Oil per den 28 februari 2013.
| Namn | Antal aktier | Kapital och röster |
|---|---|---|
| UBS AG Clients account | 3 952 205 | 11,1% |
| SIX SIS AG | 3 367 775 | 9,5% |
| Vincent Hamilton* | 2 326 955 | 6,5% |
| Pictet & Cie | 1 533 092 | 4,3% |
| Magnus Nordin,* | 1 459 127 | 4,1% |
| Nordea Life & Pensions | 1 215 000 | 3,4% |
| Nordnet Pensionsförsäkring AB | 1 111 658 | 3,1% |
| Försäkringsaktiebolaget Avanza Pension | 1 076 621 | 3,0% |
| Jan Risberg | 838 419 | 2,4% |
| John Hoey* | 821 393 | 2,3% |
| Handelsbanken Fonder AB | 725 000 | 2,0% |
| BNY Mellon SA/NV (former BNY) | 653 542 | 1,8% |
| ML, Pierce, Fenner & Smith Inc. | 646 990 | 1,8% |
| Julius Bear & Co | 602 300 | 1,7% |
| BNP Paribas (suisse) S.A. | 545 392 | 1,5% |
| Friends Provident International | 535 000 | 1,5% |
| Robur Försäkring | 454 149 | 1,3% |
| Svenska Handelsbanken SA | 419 450 | 1,2% |
| Grebbeshult Holding AB | 406 800 | 1,1% |
| Bo-Axel Johnson | 405 300 | 1,1% |
| Totalt, 20 största aktieägarna | 23 096 168 | 65,0% |
| Övriga, cirka. 2 630 aktieägare | 12 447 582 | 35,0% |
| Totalt | 35 543 750 | 100.0% |
Källa: Euroclear Sweden AB and Tethys Oil AB
* Genom bolag
** Inklusive 60 000 aktier utlånade till Öhman Fondkommission AB
Fördelning av aktieinnehav i Tethys Oil per den 28 februari 2013.
| Storleksklasser per den 28 februari 2013 | Antal aktier | Andel av antal aktier, % |
Antal aktieägare | Andel av antal aktieägare, % |
|---|---|---|---|---|
| 1 – 1,500 | 820 619 | 2,31% | 1 906 | 71,92% |
| 1,501 – 30,000 | 4 160 115 | 11,70% | 647 | 24,42% |
| 30,001 – 150,000 | 4 212 788 | 11,85% | 64 | 2,42% |
| 150,001 – 300,000 | 1 996 247 | 5,62% | 9 | 0,34% |
| 300,001 – | 24 354 981 | 68,52% | 23 | 0,87% |
| Totalt | 32 543 750 | 100,0% | 2 650 | 100.0% |
Källa: Euroclear Sweden AB och Tethys Oil AB
Sista betalkurs under 2012 uppgick till SEK 52,75 motsvarande ett börsvärde om SEK 2 159 282 813. Under året steg Tethys Oils aktiekurs med 22 procent. Under motsvarande period steg NASDAQ OMX Stockholm med 12 procent. Högsta betalkurs under 2012 uppgick till SEK 57,25 den 16 mars och den lägsta till SEK 37,90 den14 juni. Under året omsattes Tethys Oils aktier för nära MSEK 769 på First North. Den genomsnittliga handel i aktien uppgick till omkring SEK 3 076 881per dag och omsättningshastigheten uppgick till 48 procent.
| Koncernen | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|---|---|
| Resultat- och balansposter | |||||
| Rörelseresultat, TSEK | 336 300 | 83 057 | 100 661 | -28 985 | -31 748 |
| Rörelsemarginal, % | 57,59% | 80,22% | n.a. | n.a. | n.a. |
| Resultat efter finansiella poster, TSEK | 314 175 | 69 114 | 80 144 | -42 446 | -16 395 |
| Årets resultat, TSEK | 313 962 | 68 991 | 80 069 | -42 503 | -16 426 |
| Nettomarginal, % | 53,76% | 66,63% | n.a. | n.a. | n.a. |
| Eget kapital, TSEK | 860 122 | 455 559 | 380 055 | 202 770 | 177 077 |
| Balansomslutning, TSEK | 1 374 237 | 464 862 | 384 069 | 222 680 | 179 909 |
| Kapitalstruktur | |||||
| Soliditet, % | 62,59% | 98,00% | 98,95% | 91,06% | 98,43% |
| Skuldsättningsgrad, % | 45,31% | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Andel riskbärande kapital, % | 62,59% | 98,00% | 98,95% | 91,06% | 98,43% |
| Räntetäckningsgrad, % | 23,02 | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Investeringar, TSEK | 875 301 | 208 392 | -115 282 | 81 681 | 72 512 |
| Lönsamhet | |||||
| Räntabilitet på eget kapital, % | 47,73% | 15,14% | 21,07% | neg. | neg. |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital, % | 41,16% | 16,25% | 20,85% | neg. | neg. |
| Anställda | |||||
| Genomsnittligt antal anställda | 19 | 12 | 9 | 10 | 10 |
| Aktiedata | |||||
| Utdelning per aktie, SEK | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Kassaflöde använt i den löpande verksamheten per aktie, SEK | 15,37 | 3,49 | 5,97 | neg. | neg. |
| Antal aktier vid årets slut, tusental | 35 544 | 32 544 | 32 504 | 28 049 | 23 980 |
| Eget kapital per aktie, SEK | 24,20 | 14,00 | 11,69 | 7,23 | 7,38 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier under året, tusental | 34 465 | 32 521 | 30 849 | 26 274 | 22 669 |
| Resultat per aktie, SEK | 9,11 | 2,12 | 2,60 | -1,62 | -0,72 |
Bruttomarginal Rörelseresultat före avskrivningar i procent av årets omsättning.
Rörelseresultat i procent av årets omsättning.
Årets resultat i procent av årets omsättning.
Soliditet Eget kapital i procent av balansomslutning.
Skuldsättningsgrad Räntebärande skulder i procent av eget kapital.
Eget kapital plus minoritetsintresse och eget kapitalandel av obeskattade reserver i procent av balansomslutningen.
Resultat före räntor, skatter och avskrivningar (EBITDA) i procent av finansiellt resultat.
Investeringar Totala investeringar under året.
| Moderbolaget | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | 2008 |
|---|---|---|---|---|---|
| Resultat- och balansposter | |||||
| Rörelseresultat, TSEK | 39 880 | -7,318 | -5,366 | -5,366 | -6,853 |
| Rörelsemarginal, % | neg. | n.a | n.a. | n.a. | n.a. |
| Resultat efter finansiella poster, TSEK | -82 793 | -14,669 | -18,717 | -30,327 | -12,389 |
| Årets resultat, TSEK | -82 793 | -14,669 | -31,903 | -30,327 | -12,389 |
| Nettomarginal, % | neg. | n.a | n.a. | n.a. | n.a. |
| Eget kapital, TSEK | 281 397 | 249,960 | 262,901 | 226,005 | 187,035 |
| Balansomslutning, TSEK | 752 411 | 302,657 | 314,746 | 226,800 | 188,409 |
| Kapitalstruktur | |||||
| Soliditet, % | 37,40% | 82.59% | 83.53% | 99.65% | 99.27% |
| Skuldsättningsgrad, % | 138,19% | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Andel riskbärande kapital, % | 37,40% | 82.59% | 83.53% | 99.65% | 99.27% |
| Räntetäckningsgrad, % | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Investeringar, TSEK | 535 260 | 47,888 | 71,982 | 62,999 | 82,755 |
| Lönsamhet | |||||
| Räntabilitet på eget kapital, % | neg. | neg. | neg. | neg. | neg. |
| Räntabilitet på sysselsatt kapital, % | neg. | neg. | neg. | neg. | neg. |
| Anställda | |||||
| Genomsnittligt antal anställda | 6 | 6 | 6 | 6 | 5 |
| Aktiedata | |||||
| Utdelning per aktie, SEK | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. | n.a. |
| Kassaflöde använt i den löpande verksamheten per aktie, SEK | neg. | neg. | 0.11 | neg. | neg. |
| Antal aktier vid årets slut, tusental | 35 544 | 32,544 | 32,504 | 28,049 | 23,980 |
| Eget kapital per aktie, SEK | 7,92 | 7.68 | 8.09 | 8.06 | 7.80 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier under året, tusental | 34 465 | 32,521 | 30,849 | 26,274 | 22,669 |
| Resultat per aktie, SEK | -2,40 | -0.45 | -1.03 | -1.15 | -0.55 |
Övrigt
Räntabilitet på eget kapital Årets resultat i procent av genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital Årets resultat i procent av sysselsatt kapital (balansomslutningen minus icke räntebärande skulder inklusive uppskjutna skatteskulder).
Genomsnittligt antal heltidsanställda.
Eget kapital per aktie Eget kapital dividerat med antal aktier per balansdagen.
Vägt antal aktier på balansdagen Antal aktier vid periodens början med tidsvägning för nyemitterade aktier.
Resultat per aktie Årets resultat dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier.
n.a. Ej tillämpligt (not applicable)
Ägande i dotterbolag är 100% om inte annat anges.
Förvaltningsberättelsen för Tethys Oilkoncernen (nedan refererat till som "Tethys Oil" eller "Koncernen"), där Tethys Oil AB (publ) ("Bolaget") med organisationsnummer 556615-8266 är moderbolag, presenteras härmed för tolvmånadersperioden som avslutades den 31 december 2012. Belopp som avser jämförelseperiod (motsvarande period föregående år) presenteras inom parentes efter beloppet för den aktuella perioden. Koncernens segment är geografiska marknader.
Tethys Oil är ett svenskt bolag, som tillsammans med dotterbolag är inriktat på att söka och utvinna olja och naturgas. Tethys Oil strävar efter att hålla en välbalanserad portfölj med huvudsaklig inriktning mot prospektering med projekt som innebär hög risk men som också kan ge hög avkastning. Tethys Oil ska också ha prospekteringsprojekt av lägre risk samt utvärderings- och utbyggnadsprojekt. Bolagets strategi är tvåfaldig; att prospektera efter olja och naturgas nära befintliga och växande marknader; och att utveckla bevisade reserver som tidigare ansetts vara oekonomiska till följd av geografisk placering eller av tekniska skäl. Vid årets slut 2012 hade Tethys Oil intresseandelar i Oman, Frankrike, Sverige och Litauen.
Produktionen från Block 3 & 4 onshore kommer från två områden – oljefälten Farha South och Saiwan East. Produktionen från dessa fält har kontinuerligt ökat under perioden genom det tidiga produktionssystemet (Early Production System –
| Kvartalsvolymer, före statens andel | Q4 2012 | Q3 2012 | Q2 2012 | Q1 2012 |
|---|---|---|---|---|
| Tethys andel av kvartalsproduktion (bbl) | ||||
| Oman, Block 3 & 4 | ||||
| Produktion | 400 324 | 358 968 | 302 081 | 284 481 |
| Genomsnittlig dagsproduktion | 4 351 | 3 902 | 3 320 | 3 126 |
| Litauen, Gargzdai | ||||
| Produktion | 13 233 | 12 737 | 13 052 | 14 642 |
| Genomsnittlig dagsproduktion | 144 | 138 | 143 | 161 |
| Total produktion | 413 557 | 371 705 | 315 133 | 299 123 |
| Total genomsnittlig dagsproduktion | 4 495 | 4 040 | 3 463 | 3 287 |
"EPS") och det permanenta produktionssystemet (Permanent Production System – "PPS"). Det permanenta produktionssystemet har succesivt tagits i bruk under 2012 och finjustering av systemet fortsätter. Produktionsvolymerna varierar beroende på testprogrammet samt på tillgänglig transport- och utrustningskapacitet av EPS samt arbetet med att avsluta och integrera produktionsutrustningen och exportpipelinen. Produktionen från Oman motsvarar 97 procent av total produktion.
Villkoren i prospekterings- och produktionsdelningsavtalet (EPSA) i Oman medger partnerskapet på Block 3 & 4 att erhålla kostnadsersättning upp till 40 procent av den totala oljeproduktionen, detta benämns "cost oil". Efter avdrag för cost oil delas resterande oljeproduktion upp 80/20 mellan staten och partnerskapet. Om ingen tillgänglig kostnadsersättning finns erhåller partnerskapet 20 procent av den producerade oljan. Villkoren i produktionsdelningsavtalet innebär därmed att partnerskapets andel av produktionen ligger i intervallet 20-52 procent, beroende på tillgänglig kostnadsersättning. Än så länge på Block 3 & 4 har partnerskapets andel av produktionen legat i den högsta delen av intervallet, 52 procent, eftersom kommersiell produktion relativt nyligen påbörjats och stora investeringar gjorts. De uppskattade nedlagda kostnaderna tillgängliga för kostnadsersättning (cost recovery) netto för Tethys Oil uppgår per 31 december 2012 till MUSD 89.
Produktion från Gargzdailicensen i västra Litauen har gradvis sjunkit under perioden. Tethys Oils andel av Gargzdai ägs indirekt genom Odin Energi A/S, ett danskt intressebolag.
Under 2012 har Tethys Oil sålt 776 248 fat olja (147 228 för motsvarande period föregående år), efter statens andel, från det tidiga produktionssystemet på Block 3 & 4 i Oman. Försäljningen under 2012 uppgick till MSEK 584 (MSEK 104). Försäljningspriset uppgick i genomsnitt till USD 110 per fat (USD 107) under helåret 2012.
Försäljningen har gradvis ökat sedan produktion och försäljning inleddes på Block 3 & 4 under 2010 (se tabellen nedan). Det är investeringar i produktionsborrningar, kapacitet och infrastruktur som har skapat denna tillväxt i produktion och försäljning.
Tethys Oils försäljningspris fastställs för varje kalendermånad baserat på ett månatligt genomsnittspris av Omani Blend, vilken prissätts på termin två månader i förväg (se graf nedan). Priset på Omani Blend och därigenom Tethys Oils pris ligger därför med en eftersläpning på två månader i jämförelse med dagskurser av världsmarknadspriser (till exempel Brent). Under tolvmånadersperioden har priserna handlats mellan USD 125 per fat som högst och USD 90 per fat som lägst.
Tethys Oil rapporterar ett resultat efter skatt för 2012 om MSEK 314 (MSEK 69), vilket motsvarar ett resultat per aktie om SEK 9,11 (SEK 2,12). På kvartalsbasis har resultatet påverkats positivt av högre produktion, högre oljepriser samt att en underuttagsposition bytts ut mot en överuttagsposition. Jämfört med föregående år speglar den finansiella situationen den underliggande produktions- och försäljningsökningen. Resultatet för helåret har i betydande utsträckning påverkats av;
Prospekteringskostnaderna avseende Block 15 i Oman, motsvarande MSEK 98, har skett mot bakgrund av de produktionstester på JAS-2 som genomfördes under första kvartalet 2012 samt de efterföljande studierna. Slutsatsen från studierna är att JAS-2 sannolikt inte kan sättas i produktion och följaktligen kostnadsförs samtliga
nedlagda och aktiverade investeringar relaterade till Block 15, där investeringar avseende JAS-1 är undantagna i avvaktan på ett långsiktigt produktionstest som förväntas påbörjas under 2013. Produktionstester som tidigare gjorts indikerade att JAS-1 ekonomiskt kan försvara de aktiverade nedlagda kostnaderna avseende den borrningen. Prospekteringskostnader avseende de okonventionella olje- och gasprojekten i Frankrike, om MSEK 18, sker mot bakgrund av den stora osäkerhet kring om och när Tethys Oils okonventionella olje- och gasprojekt i Frankrike kan påbörjas och genomföras.
I avtalet som ingicks i januari 2012 avseende förvärvet av intressen i Litauen inkluderade en överföring av aktier till Tethys Oil. Denna överföring av aktier genomfördes i december 2012 och redovisningsmässigt innebar denna överföring att Tethys Oils investering i den producerande litauiska licensen Gargzdai konverterades från en långfristig fordran till aktier i intressebolaget Odin Energi. Odin Energi äger aktier i det litauiska bolaget Minijos Nafta. Vidare innebär konverteringen att Tethys Oil i december 2012 redovisar sin andel av resultatet från den litauiska produktionslicensen (inklusive produktion och reserver) från och med 1 januari 2012. Vidare erhöll Tethys Oil i maj 2012 MSEK 17 som avkastning från den litauiska produktionslicensen Gargzdai. Avkastningen erhölls mot bakgrund av att en utdelning utbetalades från det litauiska bolaget Minijos Nafta avseende räkenskapsåret 2011. Tethys Oil har ytterligare indirekt ägande i de litauiska licenserna Rietavas och Raseiniai. Chevron Corporation farmade in i Rietavaslicensen under oktober 2012. Tethys Oil har en indirekt andel i dessa licenser genom intressebolaget Jylland Olie. Summa resultat från intressebolagen Odin Energi och Jylland Olie uppgår till MSEK 49.
Tethys Oil har intresseandelar i licenser i Oman, Litauen, Frankrike och Sverige.
| Land | Licensnamn | Tethys Oil, % | Total areal, km² |
Partners (operatör i fetstil) |
Bokfört värde 31 dec 2012 |
Bokfört värde 31 dec 2011 |
Investeringar jan–dec 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Oman | Block 15 | 40% | 1 389 | Odin Energy, Tethys Oil | 27 | 114 | 11 |
| Oman | Block 3,4 | 30% | 34 610 | CCED, Mitsui, Tethys Oil | 890 | 74 | 861 |
| Frankrike | Attila | 40% | 1 986 | Galli Coz, Tethys Oil | – | 10 | 0 |
| Frankrike | Alès | 37,5% | 215 | Tethys Oil, MouvOil | – | 6 | 2 |
| Sverige | Gotland Större (inkl Gotland Mindre) |
100% | 581 | Tethys Oil | 2 | 2 | 0 |
| Litauen | Gargzdai4 | 25% | 884 | Odin Energi, GeoNafta, Tethys Oil |
– | – | – |
| Litauen | Rietavas4 | 14% | 1 594 | Chevron, Odin, Tethys Oil, privata investerare |
– | – | – |
| Litauen | Raseiniai4 | 26% | 1 535 | Odin, Tethys Oil, privata investerare |
– | – | – |
| Nya områden | 0 | 1 | 1 | ||||
| Totalt | 42 794 | 919 | 207 | 875 |
4 Ägandet i de tre litauiska licenserna är indirekt genom aktieägande i två danska privata bolag, som i sin tur äger aktier i litauiska bolag som innehar 100 procent av licenserna. De två danska bolagen, Odin Energi och Jylland Olie, konsolideras inte i Tethys Oils räkenskaper till följd av ägarstrukturen, vilket förklarar varför det inte finns några olje- och gastillgångar avseende licenserna. Ägandet i Jyllands Olie och Odin Energi presenteras i balansräkningen under Aktier i intressebolag.
Avseende licenserna Rietavas och Raseiniai, genomgår de två litauiska holdingbolagen en omstrukturering. I tabellen presenteras det förväntade indirekta ägandet efter omstruktureringen. Per den 31 december 2012 uppgick det indirekta ägandet till 11 procent och 21 procent i Rietavas och Raseiniai.
Resultatet för 2012 har även påverkats av valutakursförluster och räntor på långfristiga skulder. Koncernens valutakurspåverkan uppgick till MSEK 9 som till stor del är hänförlig den svagare amerikanska dollarn i jämförelse med den svenska kronan. Omräkningsdifferenser som uppstår mellan moderbolaget och dotterbolagen är inte kassaflödespåverkande. Ränta på långfristiga räntebärande lån uppgick till MSEK 12. Valutakursresultatet och ränta på långfristiga räntebärande lån är en del av resultatet från finansiella investeringar som uppgick till MSEK 22 för 2012.
Kassaflöde från verksamheten före förändringar i rörelsekapital för 2012 uppgick till MSEK 467 (MSEK 91).
Avskrivningar av olje- och gastillgångar uppgick under 2012 till MSEK 55 (–). Bolaget bedömer att villkoren för att tilllämpa avskrivningar på olje- och gastillgångarna i Block 3 & 4 i enlighet med redovisningsprinciperna har uppfyllts per 1 januari 2012.
Operativa kostnader (OPEX) för 2012 uppgick till MSEK 96 (MSEK –). De operativa kostnaderna är direkt hänförliga till produktionen av olja på Block 3 & 4 i Oman, till exempel kostnader för tankbilar, tariffer, övervakning och administration. Till följd av ett överuttag per 31 december 2012 motsvarande 609 fat har de operativa kostnaderna under helåret 2012 ökat med MSEK 0,5. Bolaget bedömer att villkoren för att i resultaträkningen redovisa operativa kostnader istället för att aktivera OPEX under olje- och gastillångar, i enlighet med redovisningsprinciperna har uppfyllts per 1 januari 2012. Operativa kostnader är lägre per fat i jämförelse med tidigare kvartal. Minskningen beror på högre produktion och övergångsperioden mellan det tidiga produktionssystemet och det permanenta produktionssystemet.
Administrationskostnader uppgick till MSEK 28 (MSEK 20) för 2012. Administrationskostnader består huvudsakligen av löner, hyror, noteringsrelaterade kostnader och konsultationer. Administrationskostnaderna under 2012 är högre jämfört med administrationskostnaderna under samma period föregående år till följd av ökad aktivitet och fler anställda. Avskrivningarna är hänförliga till inventarier. Delar av administrationskostnaderna aktiveras i dotterbolagen och i de fall Tethys Oil är operatör finansieras dessa av partners. I koncernens resultaträkning elimineras dessa interna transaktioner.
Olje- och gastillgångar uppgick per den 31 december 2012 till MSEK 919 (MSEK 207). Investeringar i olje- och gastillgångar uppgick till MSEK 875 (MSEK 44) under året som avslutades 31 december 2012.
I det bokförda värdet av olje- och gastillgångar ingår valutakursförändringar om MSEK 13 för 2012, vilka inte är kassaflödespåverkande och därför inte ingår i investeringar. För ytterligare information se Resultat ovan.
Reserver, miljoner fat olja (31 december 2012)
| 1P | 2P | 3P | |
|---|---|---|---|
| Farha South | 4,2 | 12,5 | 15,7 |
| Saiwan East | 0,9 | 1,4 | 2,5 |
| B4EW3 | 0,2 | 0,4 | 0,5 |
| Totalt | 5,3 | 14,3 | 18,7 |
Tethys Oils andel av reserver i Oman per den 31 december 2012 uppgår till 14,3 miljoner fat olja bevisade och sannolika reserver. Reserverna har reviderats av den oberoende petroleumkonsulten DeGolyer & MacNaughton. Tethys Oils oljereserver (P) i Oman per detta datum uppgick till 5,3 miljoner fat olja av bevisade reserver 1P, 14,3 miljoner fat 2P och 18,7 miljoner fat 3P.
Block 3 & 4
Under 2012 investerades omkring MSEK 861 på Block 3 & 4.
Av de totala investeringarna avser MSEK 480 nya investeringar och återstoden MSEK 381 (MUSD 58) avser den del av investeringar som Mitsui utfört för Tethys Oil i enlighet med det finansieringsavtal som parterna tidigare ingick, se nedan, och som Mitsui under tolvmånadersperioden erhållit från Tethys Oils andel av kostnadsersättning.
Tethys Oils andel av Block 3 & 4 budgeten för 2012 uppgick ursprungligen till MSEK 430, vilket inkluderade både operativa kostnader ("OPEX") och investeringar i anläggningstillgångar ("CAPEX"). Budgeten reviderades under fjärde kvartalet till MSEK 550, huvudsakligen till följd av seismik och produktionsutrustning (en ökning med MSEK 120). Fram till sista december 2012 har MSEK 575 betalats utav Tethys Oils andel av budgeten, varav MSEK 480 är hänförligt CAPEX och MSEK 96 är hänförligt OPEX. Faktiska kostnader har varit större än budget till följd av att OPEX har varit större än förväntat, huvudsakligen till följd av överlappande produktionssystem (både EPS och PPS).
Av investeringarna i CAPEX om MSEK 480 som Tethys Oil gjort under helåret 2012 har cirka två tredjedelar avsett produktionsutrustning och infrastruktur. Motsvarande cirka en tredjedel, har avsett produktions-/vatteninjektionsborrningar. Produktionsanläggningarna och infrastrukturen har färdigställts under 2012 och har skapat ett permanent produktionssystem som till fullo skall ersätta det tidiga produktionssystemet som varit i bruk sedan 2010.
Mot slutet av 2012 har både det nyligen färdigställda permanenta produktionssystemet och enheter från testproduktionssystemet (Early Production System – "EPS") använts. Båda systemen förväntas att användas parallellt under tiden som det permanenta produktionssystemet finjusteras. Totalt slutfördes 37 borrningar på Blocken under 2012. 35 av dessa borrades på Block 3 och två borrningar slutfördes på Block 4. På Farha Southfältet på Block 3 borrades och färdigställdes 10 prospekterings-/utvärderingshål i Barikformationen i tidigare ej borrade förkastningsblock. Dessa resulterade i upptäckten av åtta nya oljeförande förkastningsblock. 19 produktionshål har borrats och färdigställts i tidigare borrade förkastningsblock med syfte att öka produktionen. Sex vatteninjiceringshål har också borrats och färdigställts. Per sista december 2012 var sammanlagt 15 olika förkastningsblock i produktion på Farha Southfältet. På Block 4 slutfördes en produktions- och en prospekteringsborrning.
I december 2012 godkände oljeministeriet i Sultanatet Oman fältutbyggnadsplanen avseende Block 3 & 4, och följaktligen också kommersialitetsförklaringen, varigenom giltigheten av prospekterings- och produktionsdelningsavtalet (EPSA) avseende Block 3 & 4 förlängdes med en period om 30 år från och med datumet för de första oljefynden, den 20 juli 2010.
Arbetet på Block 15 kommer att intensifieras under 2013, med huvudfokus på att sätta borrhålet JAS-1 ett långvarigt produktionstest under första halvåret. JAS-1 flödade gas och kondensat vid test 2007. En utökad 3D-seismikstudie planeras. Studien har senarelagts tills efter JAS-1 är satt i produktion.
I januari 2012 offentliggjorde Tethys förvärv av tillgångar i Litauen. Delar av transaktionen slutfördes direkt och en del av transaktionen färdigställdes i december 2012 efter en omstruktureringsprocess. Tethys intressen per den 31 december 2012, direktägda av tre olika litauiska bolag, ägs indirekt genom två danska bolag som är en del av Odinkoncernen. De två danska bolagen där Tethys ägande uppgår till 50 procent och 405 procent av aktierna konsolideras inte i Tethys Oils räkenskaper utan behandlas som intressebolag. Tethys Oils indirekta ägande i tre litauiska bolag som äger de tre licenserna är:
Under sommaren 2012 genomfördes prospekteringsborrningen Skomantai-1 på Gargzdailicensen. Syftet med borrningen var att undersöka en oborrad potentiellt oljeförande struktur i det kambriska sandstenslagret samt att utvärdera potentialen för utvinning av okonventionella kolväten i de tjocka skifferlagren. Olja påträffades i sandstenslagret, men porositeten var inte tillräckligt hög för att motivera kommersiell produktion. En omfattande datainsamling genomfördes över skifferlagren. Mätningar i borrhålet (loggning) utfördes. Sju borrkärnor med en total längd om 63 meter togs och har nu analyserats. Analysen bekräftar att energiinnehållet är tillräckligt högt för att motivera fortsatta studier också på Gargzdailicensen. Borrhålet har tillfälligt förslutits för att möjliggöra ytterligare arbeten på skifferlagren vid en senare tidpunkt.
5 Tethys Oils ägande i Jylland Olie uppgår per den 31 december 2012 till 42 procent, men kommer efter en rekonstruktion av Jylland Olie att uppgå till 40 procent.
6 Tethys Oils intresse i Rietavas och Raseiniai genomgår en rekonstruktion. Indirekt ägande om 14 respektive 26 procent förväntas efter att rekonstruktionen genomförts. Det indirekta ägandet per 31 december 2012 uppgår till 11 respektive 21 procent i licenserna Rietavas och Raseiniai.
Arbetsprogrammet på Gargzdailicensen syftar till att stabilisera produktionen och ytterligare prospekteringsborrning kan komma att utföras under andra halvåret 2013.
Tethys intressebolag Jylland Olie, ett bolag inom den danska Odinkoncernen, har i oktober 2012 deltagit i en utfarmning till Chevron Corporation. Utfarmningen avser Rietavaslicensen onshore Litauen. Efter transaktionen har Tethys indirekta ägande i Rietavaslicensen minskat från 20 procent till 14 procent mot ersättning i form kontanter och ett omfattande arbetsprogram. Chevron har därtill erhållit en option att inom tre år förvärva ytterligare intresseandelar i Rietavaslicensen till ett i förväg fastställt pris. Om optionen utnyttjas, kommer Tethys indirekta ägande i licensen att minska till 5,6 procent.
Arbetsprogrammet 2013 förväntas påbörjas inom kort med en omfattande seismikundersökning som omfattar insamling av ny 3D-seismik. Arbetsprogrammet som till fullo kommer att finansieras av Chevron, har som målsättning att utvärdera licensen för skiffergas/-oljepotential.
På Raseiniailicensen fortsätter arbetet med att sammanställa gammal data från huvudsakligen Sovjettiden. En återinträdesborrning i ett gammalt oljefynd från 80-talet planeras genomföras senare under det andra kvartalet 2013.
Arbetsprogrammen på de franska licenserna har försenats på begäran från myndigheterna. Det är oklart när arbetsprogrammen kan återupptas.
En studie av jordprover har genomförts över revstrukturer som identifierats genom befintlig seismik inom licensområdet. Resultatet var framgångsrikt. Tethys undersöker nu möjligheterna att prospekteringsborra på 10 platser. Tethys har kontrakterat en extern konsult för att genomföra miljökonsekvensutredning på de 10 möjliga platserna.
Kassa och bank uppgick per den 31 december 2012 till MSEK 248 (MSEK 93).
Likviditetsökningen förklaras huvudsakligen av extern finansiering. Under tolvmånadersperioden som avslutades 31 december 2012 har Tethys Oil genomfört både en emission av aktier och en emission av obligationer.
Behovet av extern finansiering har uppstått mot bakgrund av utbyggnadsprogramet av Block 3 & 4 i Oman. Samtidigt med det tidiga produktionssystemet (EPS), som påbörjades 2010, har Tethys Oil och partners investerat i fortsatt utvärdering och utbyggnad av Block 3 & 4. Utbyggnadsprogrammet, genom vilket det tidiga produktionssystemet skall ersättas med ett permanent produktionssystem, har innehållit produktionsborrningar såväl som byggandet av infrastruktur och produktionsutrustning.
Under helåret 2012 har Tethys Oil investerat MSEK 875, varav Block 3 & 4 svarar för omkring 98 procent.
Under 2010 och 2011 betalades Tethys Oils andel av investeringar hänförliga till dessa block av Mitsui, i enlighet med ett finansieringsåtagande (carry agreement), och således påverkades inte Tethys Oils kassaflöde. Avtalet med Mitsui ingicks under 2010 varvid Mitsui förvärvade 20 procentenheter i Block 3 & 4 onshore Oman. Vid sidan av köpeskillingen förband sig Mitsui att finansiera Tethys Oils andel av icke prospekteringsrelaterade investeringar från och med 1 januari 2010 upp till MUSD 60 avseende Block 3 & 4. Per 31 december 2011 hade Mitsui uppfyllt ovannämnda finansieringsåtagande och fortsatta investeringar avseende Tethys Oils andels av Block 3 & 4 betalas direkt av Tethys Oil.
Som en följd av att ovannämnda finansieringsåtagande har fullföljts har Mitsui under första kvartalet 2012 börjat erhålla den del av Tethys Oils oljeförsäljning som avser kostnadsersättning. I enlighet med avtalet kommer detta att fortsätta fram till och med att Mitsui erhållit de MUSD 60 som investerats för Tethys Oil i projektet. Som en konsekvens kommer olje- och gastillgångar att öka med ett motsvarande belopp och därigenom skapa en resultateffekt över en längre tid genom avskrivning. Under helåret 2012 erhöll Mitsui MUSD 58 från Tethys Oils andel av kostnadsersättning. Återstoden av kostnadsersättningen som skall betalas till Mitsui (MUSD 2 per sista december 2012) presenteras som en ansvarsförbindelse. I januari 2013 erhöll Mitsui den återstående delen om MUSD 2 av kostnadsersättningen.
Som en del av avtalet skulle Mitsui betala en bonus om MUSD 10 till Tethys Oil om kommersiell produktion påbörjas från de två blocken samt överstiger 10 000 fat per dag under en period om 30 dagar. Efter godkännandet av utbyggnadsprogrammet "Field development programme" och kommersialitetsförklaringen i december 2012 och efterföljande 30 dagar med produktion över villkoret, erhöll Tethys Oil bonusbetalning i februari 2013, efter rapportperioden.
Den höga nivån på investeringar på Block 3 & 4 kommer att fortsätta, med ett ökat fokus på prospektering och förbättrad utvinning genom ett vatteninjektionsprogram. Tethys Oils andel av partnerskapets investeringsbudget för Block 3 & 4 uppgår till omkring MSEK 300. Investeringsbudgeten förväntas till fullo kunna finansieras av kassaflöde från verksamheten när Mitsui har erhållit sin andel av kostnadsersättning fram till och med att MUSD 60 återbetalats, vilket skedde i januari 2013 efter rapportperioden.
Tethys Oils verksamhet i Litauen förväntas på Gargzdailicensen vara fortsatt självfinansierad från oljeproduktion och på Rietavaslicensen finansierad av Chevron.
En stor del av likviditeten hålls i USD vilken har deprecierats i förhållande till SEK under rapportperioden. Valutakurseffekten på likvida medel uppgick under helåret 2012 till MSEK 1.
Tethys Oils innehav i tre litauiska licenser innehas genom två privata danska bolag. För ytterligare information avseende ägarstruktur, se sidan 36 ovan och not 6. Per 31 december 2012 uppgick aktieinnehavet i de två danska intressebolagen Odin Energi och Jylland Olie till MSEK 188.
Tethys Oils andel av resultatet för helåret 2012 från Odin Energi, som indirekt äger produktionslicensen Gargzdai uppgick till MSEK 23, vilket även inkluderar en utdelning om MSEK 17 avseende räkenskapsåret 2011 som erhölls i maj 2012. Resultatet för 2012 genererades från försäljningen av 53,664 fat olja (Tethys Oils indirekta andel) till ett genomsnittspris om USD 109 per fat. Tethys Oil förväntar att en del av resultatet från Gargzdai kommer att överföras till Odin Energi och därefter till Tethys Oil i form av en utdelning.
Tethys Oils andel av resultatet för helåret 2012 från Jyllands Olie, som indirekt äger licenserna Rietavas och Raseiniai uppgick till MSEK 26. Huvuddelen av resultatet från Jyllands Olie är en finansiell intäkt som genererades genom utfarmningen av Rietavaslicensen till Chevron Corporation. Tethys Oil förväntar att kassaflödet från Rietavas och Raseiniai återinvesteras i licenserna och därmed inte kommer att distribueras till Jyllands Olie och Tethys Oil.
Moderbolaget redovisar ett resultat efter skatt om MSEK 83 (MSEK 15) för 2012. Resultatet har i betydande utsträckning påverkats av nedskrivningar i dotterbolag. Nedskrivningar uppgick till MSEK 157 och sker mot bakgrund av olje- och gastillgångar i koncernen under rapportperioden. Nedskrivningar av oljeoch gastillgångar avsåg Block 15 och borrningen JAS-2 i huvudsak och därutöver samtliga projekt i Frankrike. Administrationskostnaderna uppgick till MSEK 12 (MSEK 11) för 2012. Resultat från finansiella investeringar uppgick till MSEK 123 (MSEK 7) under 2012. Nedskrivning av aktier i dotterbolag ingår i resultatet från finansiella investeringar. Den svagare amerikanska dollarn har haft negativ inverkan på resultatet från finansiella investeringar under helåret. Dessa valutakursförluster avser omräkningsdifferenser och är ej kassaflödespåverkande. Investeringar uppgick under 2012 till MSEK 535 (MSEK 48). De finansiella investeringarna är lån till dotterbolag för deras respektive olje- och gasverksamhet. Den omsättning som finns i moderbolaget är relaterad till fakturering av tjänster till dotterbolagen.
Tethys Oil har inte under perioden använt några finansiella derivatinstrument med syfte att risksäkra bolaget.
Vid årsstämman den 16 maj 2012 återvaldes Håkan Ehrenblad, Vincent Hamilton, John Hoey, Magnus Nordin och Jan Risberg till styrelsemedlemmar. Till nya styrelseledamöter valdes Katherine Støvring och Staffan Knafve. Inga suppleanter valdes. Vid samma årsstämma utsågs Vincent Hamilton till styrelseordförande.
Styrelsearbetet följer etablerade rutiner som fördelar arbetet mellan styrelsen och verksställande direktören. Arbetsordningen utvärderas årligen och skrivs om, om det bedöms behövligt. Styrelsen hade tretton möten under 2012. Bland viktiga beslut märks antagande av kvartalsrapporter samt beslut om budgeten för 2013. Efter Vincent Hamiltons frånträdande som Chief Operating Officer, har de sju ledamöterna i styrelsen bestått av sex oberoende ledamöter och en ledamot som uppburit anställning i bolaget. Sedan november 2012 har Vincent Hamilton endast varit styrelsens ordförande. Fem oberoende ledamöter är även ledamöter i Revisionskommittén som har haft 5 möten under 2012. Ordförande i Revisionskommittén är Jan Risberg. Vidare är de fem oberoende ledamöterna även ledamöter i ersättningskommittén där Jan Risberg är ordförande.
Vid slutet av året hade Tethys Oil 19 (12) anställda. Av dessa var 5 (4) kvinnor. Utöver detta har konsulter och kontraktsanställda varit verksamma i Tethys Oil.
Tethys Oil växer och utvecklas och gör organisationsförändringar i enlighet med detta. Vincent Hamilton kommer att fokusera på sina uppgifter som styrelseordförande och har avgått som Chief Operating Officer. Det tekniska teamet i Oman kommer att förstärkas och Fredrik Robelius kommer att inneha befattningen som Teknisk chef.
Det är styrelsens avsikt att föreslå Årsstämman 2013 att anta en Ersättningspolicy för 2013. Ersättningskommittén har antagit en policy som huvudsakligen kommer att vara den som föreslås Årsstämman 2013 och som innehåller följande ersättningskomponenter till ledande befattningshavare: grundlön, pension, årlig rörlig lön, icke-finansiella ersättningar.
För en detaljerad beskrivning av ersättningar under 2012 och Ersättningspolicy antagen av Ersättningskommittéen, vänligen se sidan 23 i Bolagsstyrningsrapporten och not 14 till de konsoliderade finansiella räkenskaperna.
All olje- och gasrelaterad verksamhet påverkar miljön och innehåller därför ett element av risk. Direkt eller indirekt genom samarbeten, följer Koncernen miljölagstiftning och gällande regelverk i varje land. Områden som normalt är reglerade är luftföroreningar, utsläpp i vatttendrag, vatten användning, hantering av farliga substanser och avfall, mark och grundvattens föroreningar samt återställande av miljö runt anläggningar efter att verksamhet har upphört. Direkt och indirekt genom samarbeten, strävar Tethys Oil efter att minimera miljöpåverkan och undvika förekomsten av olyckor. För ytterligare information, se avsnittet Samhällsansvar.
Tethys Oil AB (publ), med organisationsnummer 556615-8266, är moderbolag i Tethys Oil-koncernen. De helägda dotterbolagen Tethys Oil Oman Ltd., Tethys Oil Block 3 & 4 Ltd., Windsor Petroleum (Spain) Inc., Tethys Oil Denmark AB, Tethys Oil Canada AB, Tethys Oil Spain AB, Tethys Oil Turkey AB, Tethys Oil France AB, Tethys Oil Suisse S.A., Tethys Oil Exploration AB, Tethys Oil Canada Ltd och Tethys Oil Middle East North Africa B.V. är en del av koncernen. Koncernen Tethys Oil bildades den 1 oktober 2003.
Per den 31 december 2012 uppgick det totala antalet aktier i Tethys Oil till 35 543 750 (32 543 750), med ett kvotvärde om SEK 0,17 (SEK 0,17). Alla aktier representerar en röst. Tethys Oil har inget incitamentsprogram för anställda.
Som beskrivits under Likviditet och finansiering, genomförde Tethys Oil i maj 2012 två riktade emissioner om sammanlagt 3 000 000 aktier. Aktierna från de riktade emissionerna registrerades under maj och juni 2012. Emissionerna gjordes med stöd av bemyndigande från årsstämman 2012.
Styrelsen föreslår ingen utdelning för året.
En redogörelse för risker och osäkerhetsfaktorer presenteras under not 1 på sidan 54.
I Tethys Oils operativa verksamhet finns två kategorier av avtal; ett som reglerar förhållandet till värdnationen; och ett som reglerar förhållandet till samarbetspartners.
Avtalen som reglerar förhållandet till värdnationer benämns licenser eller Prospekterings- och produktionsdelningsavtal (EPSA eller PSA). Tethys Oil innehar andelar direkt genom ovannämnda avtal i Oman, Frankrike och Sverige. Avtalen med värdnationerna har en tidsbegränsning och är normalt uppdelade i olika tidsperioder. Finansiella åtaganden och arbetsåtaganden härrör till de olika tidsperioderna. Tethys Oil har uppfyllt sina åtaganden i Block 15 och Block 3 & 4 i för innevarande period. På de övriga licenserna är åtagandena antingen uppfyllda eller så finns inga åtaganden som Tethys Oil kan hållas ansvarig för. På vissa av Tethys Oils licenser finns specificerade arbetsprogram eller minimiutgifter för att bibehålla licenserna, men ej åtaganden som Tethys Oil kan hållas ansvarig för.
Avtalen som avser förhållandet till samarbetspartners benämns Joint Operating Agreements (JOA). Med undantag för verksamheten i Sverige, där Tethys Oil är ensam licensinnehavare, har Tethys Oil JOA-avtal med samtliga samarbetspartners.
Utöver nämnda avtal, finns inga andra avtal eller andra omständigheter som har avgörande betydelse för koncernens verksamhet eller lönsamhet.
Styrelsen föreslår att disponibla vinstmedel, SEK 204 402 132, varav årets förlust SEK 82 793 469, överförs i ny räkning.
Resultatet för koncernens och moderbolagets verksamhet samt dess finansiella ställning vid räkenskapsårets slut framgår av efterföljande resultat- och balansräkningar, kassaflödesanalyser samt tillhörande noter. Balans- och resultaträkningar kommer att fastställas vid ordinarie bolagsstämma den 22 maj 2013.
| TSEK | Not | 2012 | 2011 |
|---|---|---|---|
| Försäljning av olja och gas | 3, 4 | 583 990 | 103 538 |
| Avskrivningar | 3, 9 | -55 385 | -693 |
| Prospekteringskostnader | 3, 9 | -117 521 | – |
| Övriga intäkter | 3, 5 | 56 | 13 |
| Operativa kostnader | 10 | -95 518 | – |
| Vinst/förlust från intressebolag | 6 | 49 043 | – |
| Övriga vinster/förluster, netto | 3, 11 | -42 | -52 |
| Administrationskostnader | 12–14 | -28 323 | -19 750 |
| Rörelseresultat | 336 300 | 83 057 | |
| Finansiella intäkter och liknande resultatposter | 15 | 14 673 | 2 339 |
| Finansiella kostnader och liknande resultatposter | 16 | -36 798 | -16 281 |
| Summa resultat från finansiella investeringar | -22 125 | -13 943 | |
| Resultat före skatt | 314 175 | 69 114 | |
| Inkomstskatt | 17 | -213 | -123 |
| Årets resultat | 313 962 | 68 991 | |
| Övrigt totalresultat | |||
| Valutaomräkningsdifferens | -23 630 | 4 785 | |
| Övrigt totalresultat för året | -23 630 | 4 785 | |
| Årets totalresultat | 290 332 | 73 776 | |
| Antal utestående aktier | 20 | 35 543 750 | 32 543 750 |
| Antal utestående aktier (efter utspädning) | 20 | 35 543 750 | 32 543 750 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier | 20 | 34 464 515 | 32 520 596 |
| Resultat per aktie, SEK | 20 | 9,11 | 2,12 |
| Resultat per aktie (efter utspädning), SEK | 20 | 9,11 | 2,12 |
| TSEK | Not | 31 dec 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Olje- och gastillgångar | 9 | 919 523 | 206 651 |
| Inventarier | 18 | 2 086 | 2 298 |
| Övriga långfristiga fordringar | 7 | – | 136 278 |
| Andelar i intresseföretag | 6 | 188 161 | 23 951 |
| 1 109 770 | 369 178 | ||
| Omsättningstillgångar | |||
| Övriga fordringar | 19 | 14 618 | 1 971 |
| Förutbetalda kostnader | 1 812 | 608 | |
| Kassa och bank | 248 038 | 93 105 | |
| 264 467 | 95 685 | ||
| SUMMA TILLGÅNGAR | 1 374 237 | 464 862 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | 20 | ||
| Aktiekapital | 5 924 | 5 424 | |
| Övrigt tillskjutet kapital | 552 060 | 438 329 | |
| Övriga reserver | -26 585 | -2 955 | |
| Balanserad vinst | 328 723 | 14 761 | |
| Summa eget kapital | 860 122 | 455 559 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Långfristig skuld | 21 | 388 862 | – |
| Avsättningar | 8 | 28 279 | 1 705 |
| 417 141 | 1 705 | ||
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 684 | 2 226 | |
| Övriga kortfristiga skulder | 12 762 | 4 114 | |
| Upplupna kostnader | 22 | 83 529 96 975 |
1 258 7 598 |
| Summa skulder | 514 116 | 9 303 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 1 374 237 | 464 862 | |
| Ställda säkerheter | 25 | 625 683 | 500 |
| Ansvarsförbindelser | 26 | 15 648 | – |
| TSEK | Aktiekapital | Övrigt till skjutet kapital |
Övriga reserver |
Balanserat resultat |
Summa eget kapital |
|---|---|---|---|---|---|
| Ingående balans 1 januari 2011 | 5 417 | 436 608 | -7 739 | -54 231 | 380 055 |
| Totalresultat | |||||
| Årets resultat 2011 | – | – | – | 68 991 | 68 991 |
| Årets resultat | – | – | – | 68 991 | 68 991 |
| Övrigt totalresultat | |||||
| Valutaomräkningsdifferens 2011 | – | – | 4 785 | 4 785 | |
| Summa övrigt totalresultat | – | – | 4 785 | – | 4 785 |
| Summa totalresultat | – | – | 4 785 | 68 991 | 73 776 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Apportemission 2011 | 7 | 1 721 | – | – | 1 728 |
| Summa transaktioner med ägare | 7 | 1 721 | – | – | 1 728 |
| Utgående balans 31 december 2011 | 5 424 | 438 329 | -2 955 | 14 761 | 455 559 |
| Ingående balans 1 januari 2012 | 5 424 | 438 329 | -2 955 | 14 761 | 455 559 |
| Totalresultat | |||||
| Årets resultat 2012 | – | – | – | 313 962 | 313 962 |
| Årets resultat | – | – | – | 313 962 | 313 962 |
| Övrigt totalresultat | |||||
| Valutaomräkningsdifferens 2012 | – | – | -23 630 | – | -23 630 |
| Summa övrigt totalresultat | – | – | -23 630 | – | -23 630 |
| Summa totalresultat | – | – | -23 630 | 313 962 | 290 332 |
| Transaktioner med ägare | |||||
| Riktad emission 2012 | 500 | 119 500 | – | – | 120 000 |
| Emissionskostnader | – | -5 769 | – | – | -5 769 |
| Summa transaktioner med ägare | 500 | 113 819 | – | – | 114 319 |
| Utgående balans 31 december 2012 | 5 924 | 552 060 | -26 585 | 328 723 | 860 122 |
| TSEK | Not | 1 jan 2012 – 31 dec 2012 | 1 jan 2011 – 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| Kassflöde från den löpande verksamheten | |||
| Rörelseresultat | 336 300 | 83 057 | |
| Erhållna räntor | 15 | 550 | 62 |
| Inkomstskatt | 17 | -213 | -123 |
| Justering för prospekteringskostnader | 9 | 117 521 | – |
| Justering för avskrivningar och andra ej kassaflödespåverkande poster | 9, 18 | 12 830 | 8 281 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten före förändringar i rörelsekapi tal |
466 988 | 91 277 | |
| Förändring av fordringar | -13 850 | 18 743 | |
| Förandring av skulder | 76 710 | 3 584 | |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 529 847 | 113 604 | |
| Investeringsverksamheten | |||
| Investeringar i olje- och gastillgångar | 9 | -493 364 | -44 375 |
| Olje- och gastillgångar från återbetalning av kostnadsersättning | 27 | -381 240 | – |
| Investeringar i intresseföretag | – | -23 951 | |
| Investeringar i långfristiga fordringar | – | -139 175 | |
| Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar | 18 | -697 | -891 |
| Kassaflöde använt i investeringsverksamheten | -875 301 | -208 392 | |
| Finansieringsverksamheten | |||
| Nyemission aktier, efter emissionskostnader | 20 | 114 231 | 1 727 |
| Nyemission obligationer, efter emissionskostnader | 387 553 | – | |
| Kassaflöde från finansieringsverksamheten | 501 784 | 1 727 | |
| Årets kassaflöde | 156 330 | -93 061 | |
| Likvida medel vid årets början | 93 105 | 190 512 | |
| Valutakursförluster på likvida medel | -1 398 | -4 344 | |
| Likvida medel vid årets slut | 248 038 | 93 105 |
| TSEK | Not | 1 jan 2012 – 31 dec 2012 | 1 jan 2011 – 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| Avskrivningar | 18 | -110 | -169 |
| Övriga intäkter | 2 781 | 3 236 | |
| Vinst/förlust från intressebolag | 49 043 | – | |
| Övriga förluster/vinster, netto | 11 | -42 | -52 |
| Administrationskostnader | 12–14 | -11 792 | -10 333 |
| Rörelseresultat | 39 880 | -7 318 | |
| Finansiella intäkter och liknande resultatposter | 15 | 70 362 | 9 148 |
| Finansiella kostnader och liknande resultatposter | 16 | -36 363 | -16 270 |
| Nedskrivning av aktier i dotterbolag | 23 | -156 673 | -229 |
| Summa resultat från finansiella investeringar | -122 673 | -7 351 | |
| Resultat före skatt | -82 793 | -14 669 | |
| Inkomstskatt | 17 | – | – |
| Årets resultat* | -82 793 | -14 669 | |
| Antal utestående aktier | 20 | 35 543 750 | 32 543 750 |
| Antal utestående aktier (efter full utspädning) | 20 | 35 543 750 | 32 543 750 |
| Vägt genomsnittligt antal aktier | 20 | 34 464 515 | 32 520 596 |
* Eftersom det inte finns några poster för moderbolagets övriga totalresultat, presenteras ingen separat rapport över totalresultat.
| TSEK | Not | 31 dec 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|---|
| TILLGÅNGAR | |||
| Anläggningstillgångar | |||
| Inventarier | 18 | 104 | 169 |
| Aktier i dotterbolag | 23 | 1 538 | 26 456 |
| Långfristiga fordringar hos koncernföretag | 372 960 | 110 423 | |
| Andelar i intressebolag | 6 | 188 161 | 23 951 |
| Övriga långfristiga fordringar | 7 | – | 136 278 |
| 562 763 | 297 277 | ||
| Omsättningstillgångar | |||
| Övriga fordringar | 19 | 519 | 546 |
| Förutbetalda kostnader | 1 866 | 892 | |
| Kassa och bank | 187 263 | 3 943 | |
| 189 648 | 5 380 | ||
| SUMMA TILLGÅNGAR | 752 411 | 302 657 | |
| EGET KAPITAL OCH SKULDER | |||
| Eget kapital | 20 | ||
| Bundet eget kapital | |||
| Aktiekapital | 5 924 | 5 424 | |
| Reservfond | 71 071 | 71 071 | |
| Fritt eget kapital | |||
| Överkursfond | 480 989 | 367 258 | |
| Balanserad förlust | -193 794 | -179 124 | |
| Årets resultat | -82 793 | -14 669 | |
| Summa eget kapital | 281 397 | 249 960 | |
| Långfristiga skulder | |||
| Långfristig skuld | 21 | 388 862 | – |
| 388 862 | – | ||
| Kortfristiga skulder | |||
| Leverantörsskulder | 684 | 2 005 | |
| Övriga kortfristiga skulder | 836 | 50 692 | |
| Upplupna kostnader | 22 | 80 632 | – |
| 82 152 | 52 697 | ||
| Summa skulder | 471 014 | 52 697 | |
| SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER | 752 411 | 302 657 | |
| Ställda säkerheter | 25 | 625 683 | 500 |
| Ansvarsförbindelser | 26 | – | – |
| Bundet eget kapital | Fritt eget kapital | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| TSEK | Aktie kapital |
Reserv fond |
Överkurs fond |
Balanserad för lust |
Årets resultat |
Summa eget kapital |
| Ingående balans 1 januari 2011 | 5 417 | 71 071 | 365 537 | -147 221 | -31 903 | 262 901 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -31 903 | 31 903 | – |
| Totalresultat | ||||||
| Årets resultat 2011 | – | – | – | – | -14 669 | -14 669 |
| Periodens resultat | – | – | – | – | -14 669 | -14 669 |
| Summa totalresultat | – | – | – | – | -14 669 | -14 669 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Apportemission 2011 | 7 | – | 1 721 | – | – | 1 728 |
| Summa transaktioner med ägare | 7 | – | 1 721 | – | – | 1 728 |
| Utgående balans 31 december 2011 | 5 424 | 71 071 | 367 258 | -179 124 | -14 669 | 249 960 |
| Ingående balans 1 januari 2012 | 5 424 | 71 071 | 367 258 | -179 124 | -14 669 | 249 960 |
| Överföring av föregående års resultat | – | – | – | -14 669 | 14 669 | – |
| Totalresultat | ||||||
| Årets resultat 2012 | – | – | – | – | -82 793 | -82 793 |
| Periodens resultat | -82 793 | -82 793 | ||||
| Summa totalresultat | – | – | – | – | -82 793 | -82 793 |
| Transaktioner med ägare | ||||||
| Riktad emission 2012 | 500 | – | 119 500 | – | – | 120 000 |
| Emissionskostnader | – | – | -5 769 | – | – | -5 769 |
| Summa transaktioner med ägare | 500 | – | 113 819 | – | – | 114 319 |
| Utgående balans 31 december 2012 | 5 924 | 71 071 | 480 989 | -193 794 | -82 793 | 281 397 |
| TSEK | Not | 1 jan 2012 – 31 dec 2012 1 jan 2011 – 31 dec 2011 | |
|---|---|---|---|
| Kassflöde från den löpande verksamheten | |||
| Rörelseresultat | 39 880 | -7 318 | |
| Erhållna räntor | 15 | 6 103 | 7 105 |
| Betalda räntor | 16 | – | – |
| Justering för avskrivningar och andra ej kassaflödespåverkande poster | 18 | 22 293 | 3 067 |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten före förändringar i rörelsekapital | 68 276 | 2 854 | |
| Förändring av fordringar | 130 859 | 135 472 | |
| Förändring av skulder | 16 788 | 852 | |
| Kassaflöde från den löpande verksamheten | 215 923 | 139 178 | |
| Investeringsverksamheten | |||
| Investeringar i intresseföretag | 6 | – | -23 951 |
| Investeringar i långfristiga fordringar | 7 | -535 215 | -208 042 |
| Investeringar i övriga materiella anläggningstillgångar | 18 | -45 | -74 |
| Kassaflöde använt i investeringsverksamheten | -535 260 | -184 166 | |
| Finansieringsverksamheten | |||
| Nyemission aktier, efter emissionskostnader | 20 | 114 231 | 1 727 |
| Nyemission obligationer, efter emissionskostnader | 387 553 | – | |
| Kassaflöde från finansieringsverksamheten | 501 784 | 1 727 | |
| Årets kassaflöde | 182 447 | -43 261 | |
| Likvida medel vid årets början | 3 943 | 51 517 | |
| Valutakursförluster på likvida medel | 873 | -4 313 | |
| Likvida medel vid årets slut | 187 263 | 3 943 |
Tethys Oil AB (publ) ("Bolaget"), organisationsnummer 556615-8266, och dess dotterbolag (tillsammans "Koncernen" eller "Tethys Oil") är inriktat på att prospektera efter och utvinna olja och naturgas. Koncernen bedriver prospekteringsverksamhet i Oman, Frankrike, Litauen och Sverige. Bolaget är ett aktiebolag registrerat och med säte i Stockholm, Sverige. Bolaget är noterat på First North i Stockholm. Denna koncernredovisning har av styrelsen den 16 april 2013 godkänts för offentliggörande.
De viktigaste redovisningsprinciperna som tillämpats när denna koncernredovisning upprättats anges nedan. Samma redovisningsprinciper användes för årsredovisningen 2011 och har tillämpats konsekvent för alla presenterade år, om inte annat anges. Koncernens årsredovisning har upprättats i enlighet med International Financial Reporting Standards (IFRS) sådana de antagits av EU, Årsredovisningslagen och RFR 1 "Kompletterande redovisningsregler för koncerner". Moderbolaget har upprättat sin årsredovisning i enlighet med Årsredovisningslagen och Rådet för finansiell rapporterings rekommendation RFR 2 "Redovisning för juridisk person". Reglerna i RFR 2 innebär att moderbolaget följer godkända IFRSregler och uttalanden i enlighet med EUlag, så långt detta är möjligt inom ramen för Årsredovisningslagen och med hänsyn tagen till sambandet mellan redovisning och beskattning. Rekommendationen anger vilka undantag och tillägg som skall göras eller är tillåtna att göras från IFRS. Moderbolagets redovisningsprinciper motsvarar de för Koncernen, med undantag för de fall som anges nedan under avsnittet "Moderbolagets redovisningsprinciper".
Att upprätta rapporter i överensstämmelse med IFRS kräver användning av viktiga redovisningsmässiga uppskattningar. Vidare krävs att ledningen gör vissa bedömningar vid tillämpningen av företagets redovisningsprinciper. De områden som innefattar hög grad av bedömning, som är komplexa eller sådana områden där antaganden och uppskattningar är av väsentlig betydelse för koncernredovisningen anges i not 1.
Vid upprättandet av årsredovisningen 2012 har det skett förändringar avseende namn och kategorisering av poster i räkenskaperna. Dessa förändringar har påverkat tidigare års räkenskaper avseende namn och kategorisering av poster. Följande förändringar har gjorts:
Ovanstående har inte haft någon påverkan på bolagets finansiella resultat.
Nya och ändrade standarder som tilllämpas av koncernen Inga av de IFRS eller IFRIC-tolkningar som för första gången är obligatoriska för det räkenskapsår som började 1 januari 2012 har haft någon väsentlig inverkan på koncernen
Nya standarder, ändringar och tolkningar av befintliga standarder som inte har tillämpats i förtid av koncernen Ett antal nya standarder och ändringar av tolkningar och befintliga standarder träder ikraft för räkenskapsår som börjar efter 1 januari 2012 och har inte tillämpats vid upprättandet av koncernens finansiella rapporter. Inga av dessa förväntas ha någon väsentlig inverkan på koncernens finansiella rapporter med undantag av de som följer nedan:
I IAS 1 "Utformning av finansiella rapporter" har införts ändringar avseende övrigt totalresultat. Den mest väsentliga förändringen i den ändrade IAS 1 är kravet att de poster som redovisas i "övrigt totalresultat" ska presenteras fördelat på två grupper. Fördelningen baseras på om posterna kan komma att omklassificeras till resultaträkningen (omklassificeringsjusteringar) eller ej. Ändringen behandlar inte frågan om vilka poster som ska ingå i "övrigt totalresultat".
IFRS 13 "Fair value measurement" syftar till att värderingar till verkligt värde ska bli mer konsekventa och mindre komplex genom att standarden tillhandahåller en exakt definition och en gemensam källa i IFRS till verkligt värdevärderingar och tillhörande upplysningar. Upplysningarna som i huvudsak samanfaller mellan IFRS och US GAAP. Kraven utökar inte tilllämpningsområdet för när verkligt värde ska tillämpas men tillhandahåller vägledning kring hur det ska tillämpas där andra IFRS redan kräver eller tillåter värdering till verkligt värde. En analys av effekterna av IFRS 13 pågår.
IFRS 9 "Financial instruments" hanterar klassificering, värdering och redovisning av finansiella skulder och tillgångar. IFRS 9 gavs ut i november 2009 för finansiella tillgångar och i oktober 2010 för finansiella skulder och ersätter de delar i IAS 39 som är relaterat till klassificering och värdering av finansiella instrument. IFRS 9 anger att finansiella tillgångar ska klassificeras i två olika kategorier; värdering till verkligt värde eller värdering till upplupet anskaffningsvärde. Klassificering fastställs vid första redovisningstillfället utifrån företagets affärsmodell samt karaktäristiska egenskaper i de avtalsenliga kassaflödena. För finansiella skulder sker inga stora förändringar jämfört med IAS 39. Den största förändringen avser skulder som är identifierade till verkligt värde. För dessa gäller att den del av verkligt värdeförändringen som är hänförlig till den egna kreditrisken ska redovisas i övrigt totalresultat istället för resultatet såvida detta inte orsakar inkonsekvens i redovisningen (accounting mismatch). Koncernen har för avsikt att tillämpa den nya standarden senast det räkenskapsår som börjar 1 januari 2015 och har ännu inte utvärderat effekterna. Koncernen kommer att utvärdera effekterna av de återstående faserna avseende IFRS 9 när de är slutförda av IASB.
IFRS 10 "Consolidated financial statements" bygger på redan existerande principer då den identifierar kontroll som den avgörande faktorn för att fastställa om ett företag ska inkluderas i koncernredovisningen. Standarden ger ytterligare vägledning för att bistå vid fastställandet av kontroll när detta är svårt att bedöma. Koncernen avser att tillämpa IFRS 10 för det räkenskapsår som börjar 1 januari 2014 och har ännu inte utvärderat den fulla effekten på de finansiella rapporterna.
IFRS 11 "Joint arrangements" avser att ge en mer realistiskt bild av "joint arrangements" genom att fokusera på rättigheter och skyldigheter snarare än på den juridiska formen av ett arrangemang. Det finns två typer av "joint arrangements": "joint operations" och "joint ventures". En "joint operation" uppkommer då en "joint operator" har direkt rätt till tillgångarna och åtagande för skulderna i ett "joint arrangement". I ett sådant arrangemang ska tillgångar, skulder, intäkter och kostnader redovisas utifrån innehavarens andel av dessa. Ett "joint venture" uppkommer då en "joint operator" har rätt till nettotillgångarna i ett "joint arrangement". I ett sådant arrangemang ska innehavaren redovisa sin andel enligt kapitalandelsmetoden. Klyvningsmetoden är inte längre tillåten. Koncernen avser att tillämpa IFRS 11 för det räkenskapsår som börjar 1 januari 2014 och har ännu inte utvärderat den fulla effekten på de finansiella rapporterna.
IFRS 12 "Disclosures of interests in other entities" omfattar upplysningskrav för dotterföretag, joint arrengements, intresseföretag och ej konsoliderade strukturerade företag. Koncernen avser att tillämpa IFRS 12 för det räkenskapsår som börjar 1 januari 2014 och har ännu inte utvärderat den fulla effekten på de finansiella rapporterna.
Inga andra av de IFRS eller IFRIC-tolkningar som ännu inte har trätt i kraft, väntas ha någon väsentlig inverkan på koncernen.
Dotterföretag är alla de företag (inklusive företag för särskilt ändamål) där Koncernen har rätten att utforma finansiella och operativa strategier på ett sätt som vanligen följer med ett aktieinnehav uppgående till mer än hälften av rösträtterna. Förekomsten och effekten av potentiella rösträtter som för närvarande är möjliga att utnyttja eller konvertera, beaktas vid bedömningen
av huruvida Koncernen utövar bestämmande inflytande över ett annat företag. Dotterföretag inkluderas i koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande inflytandet överförs till Koncernen. De exkluderas ur koncernredovisningen från och med den dag då det bestämmande inflytandet upphör.
Förvärvsmetoden används för redovisning av koncernens rörelseförvärv. Köpeskillingen för förvärvet av ett dotterföretag utgörs av verkligt värde på överlåtna tillgångar, skulder och de aktier som emitterats av koncernen. I köpeskillingen ingår även verkligt värde på alla tillgångar eller skulder som är en följd av en överenskommelse om villkorad köpeskilling. Förvärvsrelaterade kostnader kostnadsförs när de uppstår. Identifierbara förvärvade tillgångar och övertagna skulder i ett rörelseförvärv värderas inledningsvis till verkliga värden på förvärvsdagen. För varje förvärv avgör koncernen om alla innehav utan bestämmande inflytande i det förvärvade företaget redovisas till verkligt värde eller till inne havets proportionella andel av det förvärvade företagets nettotillgångar.
Koncerninterna transaktioner och balansposter samt orealiserade vinster och förluster på transaktioner mellan koncernföretag elimineras. Redovisningsprinciperna för dotterföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.
Som redovisats ovan kommer ett dotterbolag som koncernen utövar kontroll över att konsolideras in i Tethys Oils resultat. Gemensamt bestämmande inflytande existerar när koncernen inte har beslutanderätten att avgöra strategiska, operationella, investerings- och finansiella riktlinjer av ett delvist ägt bolag utan samverkan med andra. När detta är fallet kan bolaget konsolideras proportionellt.
Olje- och gasverksamhet bedrivs av koncernen, i joint ventures som saknar registrerad bolagsform, via licenser vilka innehas gemensamt med andra bolag. Koncernens finansiella rapporter reflekterar koncernens relevanta andel av produktion, kapitalkostnader, verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i joint venturebolaget.
En investering i ett intresseföretag är en investering i ett bolag där koncernen har ett betydande men inte bestämmande inflytande, allmänt åtföljt av ett aktieinnehav om minst 20 procent men högst 50 procent av rösterna. Sådana innehav redovisas enligt kapitalandelsmetoden och har initialt redovisats till anskaffningsvärde i koncernredovisningen. Skillnaden mellan anskaffningsvärdet på andelarna i ett intresseföretag och verkliga värdet, netto efter eventuella ackumulerade nedskrivningar, av intresseföretagets tillgångar, skulder och ansvarsförbindelser redovisade vid förvärvstidpunkten behandlas som goodwill. Goodwill ingår i innehavets redovisade värde och ingår som en del av innehavet vid bedömning av nedskrivningsbehov. Koncernens andel av resultat som uppkommit i intresseföretaget efter förvärvet redovisas i resultaträkningen och koncernens andel av förändringar i övrigt totalresultat i intresseföretaget efter förvärvet redovisas direkt i övrigt totalresultat i koncernen. När koncernens ackumulerade andel i ett intresseföretags förluster uppgår till eller överstiger dess innehav i intresseföretaget redovisar koncernen inte ytterligare förluster om inte den har påtagit sig förpliktelser eller har gjort betalningar för intresseföretagets räkning.
Orealiserade vinster på transaktioner mellan koncernen och dess intresseföretag elimineras i förhållande till koncernens innehav i intresseföretaget. Även orealiserade förluster elimineras, om inte transaktionen utgör ett bevis på att ett nedskrivningsbehov föreligger för den överlåtna tillgången. Tillämpade redovisningsprinciper i intresseföretag har i förekommande fall ändrats för att garantera en konsekvent tillämpning av koncernens principer.
Poster som ingår i de finansiella rapporterna för de olika enheterna i Koncernen är värderade i den valuta som används i den ekonomiska miljö där respektive företag huvudsakligen är verksamt (funktionell valuta). I koncernredovisningen används svenska kronor (SEK), som är den valuta som Koncernen valt som presentationsvaluta.
Monetära tillgångar och skulder noterade i utländska valutor omräknas till balansdagens kurs och valutakursdifferenser redovisas i resultaträkningen. Transaktio
ner i utländska valutor omräknas till den valutakurs som gäller på transaktionsdagen. Valutakursdifferenser redovisas som finansiella intäkter/kostnader i resultaträkningen förutom uppskjutna valutakursdifferenser avseende säkringsredovisning, vilken uppfyller villkoren för en sådan, vilka redovisas i övrigt totalresultat. Goodwill och justeringar av verkligt värde som uppkommer vid förvärv av en utlandsverksamhet behandlas som tillgångar och skulder hos denna verksamhet och omräknas till balansdagens kurs.
Utländska koncernföretags balans- och resultaträkningar omräknas enligt dagskursmetoden. Samtliga tillgångar och skulder i dotterbolagen omräknas till balansdagens kurs medan resultaträkningarna omräknas till genomsnittskurs för året förutom där det ansetts mer relevant att använda transaktionsdagens kurs. Omräkningsdifferenser som uppstår redovisas direkt i valutaomräkningsreserven i övrigt totalresultat. Vid avyttring av en utlandsverksamhet redovisas sådana omräkningsdifferenser i resultaträkningen som resultat från försäljningar. Omräkningsdifferenser på nettoinvesteringar i dotterbolag, använda för finansiering av prospekteringsarbeten, redovisas direkt i övrigt totalresultat. Vid upprättandet av årsredovisningen har följande valutakurser använts:
| 2012 | 2012 | 2011 | 2011 | |
|---|---|---|---|---|
| Valuta | Genomsnitt | Periodens slut | Genomsnitt | Periodens slut |
| SEK/CHF | 7,38 | 7,23 | 7,57 | 7,36 |
| SEK/DKK | 1,18 | 1,21 | – | – |
| SEK/EUR | 8,78 | 8,75 | 9,05 | 8,98 |
| SEK/LTL | 2,56 | 2,62 | – | – |
| SEK/USD | 6,82 | 6,61 | 6,55 |
Rörelsesegment rapporteras på ett sätt som överensstämmer med den interna rapportering som lämnas till den högste verkställande beslutsfattaren. Den högste verkställande beslutsfattaren är den funktion som ansvarar för tilldelning av resurser och bedömning av rörelsesegmentens resultat. I Koncernen har denna funktion identifierats som bolagets ledning som fattar strategiska beslut.
Anläggningstillgångar, långfristiga skulder och avsättningar består av belopp som förväntas att återvinnas eller betalas mer än tolv månader efter balansdagen. Kortfristiga tillgångar och kortfristiga skulder består enbart av belopp som förväntas återvinnas eller betalas inom tolv månader efter balansdagen.
Olje- och gastillgångar redovisas initialt till historisk kostnad, där det är sannolikt att de kommer generera framtida ekonomiska vinster. Alla kostnader för anskaffande av koncessioner, licenser eller andelar i produktionsdelningskontrakt samt för undersökning, borrning och utbyggnad av dessa aktiveras i separata kostnadsställen, ett för
varje fält. Detta inkluderar aktivering av återställandekostnader hänförliga avsättningar. Olje- och gastillgångar redovisas därefter till kostnad minus ackumulerade avskrivningar (inklusive eventuell nedskrivning). Vinster och förluster på utrangeringar bestäms genom att jämföra likviden mot den sålda tillgångens bokförda värde och redovisas i resultaträkningen. Kostnader för rutinmässiga underhållsarbeten och reparationer för producerande tillgångar redovisas över resultaträkning när de uppkommer.
Erhållna ersättningar vid försäljning eller utfarmning av olje- och gaskoncessioner i prospekteringsstadiet reducerar de aktiverade utgifterna för varje kostnadsställe. Eventuell ersättning överstigande de aktiverade utgifterna redovisas i resultaträkningen. I det fall försäljning sker i prospekteringsstadiet redovisas en eventuell förlust i resultaträkningen.
Olje- och gastillgångar klassificeras som antingen producerande eller icke-producerande.
Avskrivning på producerande olje- och gastillgångar sker i enlighet med produktionsenhetsmetoden (unit of production) i förhållande till bevisade och sannolika reserver för fältet i fråga. Undantaget är de tillgångar vars livslängd skiljer sig från fältets livslängd, där linjär avskrivning tillämpas.
I enlighet med produktionsenhetsmetoden skall aktiverade utgifter vid rapporteringsdatumet, tillsammans med förväntade framtida investeringar för utbyggnaden av bevisade och sannolika reserver fastställda enligt den prisnivå som förelåg på balansdagen, skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver av olja och gas i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Avskrivning per fält kostnadsförs i resultaträkningen när produktion påbörjas.
Bevisade reserver är de mängder petroleum som, genom analys av geologisk och teknisk data, med skälig tillförlitlighet kan uppskattas vara kommersiellt utvinningsbara från och med ett givet datum, från kända reservoarer under rådande ekonomiska villkor, existerande produktionsmetoder samt nuvarande statliga bestämmelser. Bevisade reserver kan kategoriseras som utbyggda eller icke-utbyggda. Om deterministiska metoder tillämpas anses termen tillförlitlighet uttrycka en hög grad av tilltro att dessa kvantiteter kan utvinnas. Om metoder som bygger på sannolikhetsteori tillämpas bör det vara minst 90 procent sannolikhet att kvantiteterna som är utvunna är lika med eller överstiger uppskattningarna.
Sannolika reserver är icke-bevisade reserver som genom analys av geologisk- och teknisk data anses mer sannolika att kunna utvinnas än motsatsen. I detta sammanhang anses det vara minst 50 procent sannolikhet att de utvunna kvantiteterna är minst lika stora som summan av bevisade och sannolika reserver.
Prospekteringskostnader avser icke-producerande olje- och gastillgångar och redovisas i resultaträkningen när ett beslut fattats om att inte gå vidare med ett olje- och gasprojekt eller när förväntade framtida vinster är mindre än aktiverade kostnader. Ingen avskrivning sker för icke-producerande olje- och gastillgångar.
Kostnader avseende icke-producerande olje- och gastillgångar och direkt hänförliga till en prospekteringborrning aktiveras fram till utvärdering om fastställande av reserver. Om bedömningen är att ett kommersiellt fynd in te skett redovisas dessa kostnader i resultaträkningen som prospekteringskostnader.
När kommersiell produktion påbörjas överförs ett fält från kostnadsställe utan produktion till kostnadsställe med produktion inom olje- och gastillgångar.
Tethys Oil prövar producerande olje- och gastillgångarför möjligt nedskrivningsbehov en gång per år eller vid händelser eller förändrade omständigheter som ger indikationer på att tillgångarnas redovisade värden ej kan försvaras. Sådana indikationer omfattar ändringar av koncernens verksamhetsplaner, ändringar av råvarupriser som leder till lägre inkomster samt, för olje- och gasegendomar, en försämring av uppskattade reservkvantiteter.
Bedömningen av nedskrivningsbehov sker för respektive kassagenererande enhet vilket motsvaras av licensrättighet, produktionsdelningsavtal eller motsvarande som Tethys Oil äger. En kassagenererande enhet motsvaras således normalt av varje förvärvad tillgång i respektive land där Tethys Oil bedriver prospekterings- och utvinningsverksamhet. Nedskrivningsbedömningen innebär att den kassagenererande enhetens balansvärde jämförs med den återvinningsbara summan för tillgångarna, vilken är den högre av tillgångarnas verkliga värden minskat med försäljningskostnader och nyttjandevärdet. Tillgångarnas nyttjandevärden är baserade på nuvärdet av framtida kassaflöden diskonterade med en diskonteringsränta, se vidare not 9, under avsnittet Nedskrivningsprövning. En nedskrivning redovisas när en tillgångs eller kassagenererande enhets redovisade värde överstiger det återvinningsbara värdet. En nedskrivning belastar resultaträkningen.
Ränta på lån för finansiering av förvärv av producerande olje- och gastillgångar kostnadsförs löpande. Ränta på lån för finansiering av fält under utbyggnad kapitaliseras och läggs till tillgångens bokförda värde till dess produktion påbörjas.
Koncernen klassificerar sina finansiella tillgångar i följande kategorier: finansiella tillgångar värderade till verkligt värde via resultaträkningen, lånefordringar och kundfordringar. Klassificeringen är beroende av för vilket syfte den finansiella tillgången förvärvades. Ledningen fastställer klassificeringen av de finansiella tillgångarna vid det första redovisningstillfället.
Tethys Oil redovisar en finansiell tillgång eller en finansiell skuld i balansräkningen när bolaget blir part i instrumentets avtalsmässiga villkor. Vidare tar bolaget bort en finansiell skuld eller del av densamma när förpliktelsen, angiven i respektive avtal, fullgörs eller på annat sätt upphör.
Tethys Oil baserar verkligt värde avseende finansiella instrument beroende på vilka marknadsdata som finns tillgängliga vid värderingen. Dessa delas in i tre nivåer; nivå 1) noterade marknadspriser per balansdagen, nivå 2) värdering baserad på observerbar marknadsdata samt nivå 3) värderingsteknik baserad på annan information än observerbar marknadsdata. Redovisat värde, efter eventuella nedskrivningar, avseende kundfordringar och leverantörsskulder förväntas motsvara deras verkliga värden eftersom dessa poster är kortfristiga till sin natur.
Finansiella tillgångar värderade till verkligt värde via resultaträkningen är finansiella tillgångar som innehas för handel. En finansiell tillgång klassificeras i denna kategori om den förvärvas huvudsakligen i syfte att säljas inom kort. Derivat klassificeras som att de innehas för handel om de inte är identifierade som säkringar. Tillgångar i denna kategori klassificeras som omsättningstillgångar om de förväntas bli reglerade inom tolv månader, annars klassificeras de som anläggningstillgångar.
(b) Lånefordringar och kundfordringar Lånefordringar och kundfordringar är finansiella tillgångar som inte är derivat, som har fastställda eller fastställbara betalningar och som inte är noterade på en aktiv marknad. De ingår i omsättningstillgångar med undantag för poster med förfallodag mer än 12 månader efter rapportperiodens slut, vilka klassificeras som anläggningstillgångar. Koncernens lånefordringar och kundfordringar utgörs av Kundfordringar och andra fordringar samt Likvida medel i balansräkningen. Fordringar och Övriga fordringar bokförs initialt till verkligt värde och värderas därefter till kostnad i enlighet med effektivräntemetoden. Tillgångar värderas även minus avsättningar för nedskrivningar.
Övriga skulder är finansiella skulder som inte är derivat, som har fastställda eller fastställbara betalningar och som inte är noterade på en aktiv marknad. De ingår i kortfristiga skulder med undantag för poster med förfallodag mer än 12 månader efter rapportperiodens slut, vilka klassificeras som anläggningstillgångar. Övriga skulder redovisas inledningsvis till verkligt värde och därefter till upplupet anskaffningsvärde med tillämpning av effektivräntemetoden.
Vid varje rapporttillfälle utvärderar koncernen om det finns objektiva bevis på att en finansiell tillgång eller grupp av tillgångar är i behov av nedskrivning. En finansiell tillgång eller en grupp av tillgångar skrivs ned och belastar resultaträkningen endast som ett resultat av en eller flera händelser som inträffat sedan den initiala redovisningen av tillgången ("en förlusthändelse") och att en förlusthändelse eller händelser påverkar uppskattade framtida kassaflöden från den finansiella tillgången eller tillgångarna. För kategorierna lån och fordran mäts beloppet som skillnaden mellan en tillgångs bokförda värde och nuvärdet av uppskattade framtida kassaflöden (exklusive framtida kreditförluster som inte ägt rum) diskonterat med den finansiella tillgångens ursprungliga effektivränta. Det bokförda värdet av tillgången minskar och förlusten redovisas i resultaträkningen.
Övriga materiella anläggningstillgångar upptas till anskaffningsvärde med avdrag för ackumulerad avskrivning. Avskrivningen är baserad på anskaffningskostnaden och görs linjärt enligt plan över den beräknade nyttjandeperioden om 3 till 5 år för kontorsinventarier och övriga tillgångar.
Tillkommande utgifter läggs till tillgångens redovisade värde eller redovisas som en separat tillgång, beroende på vilket som är lämpligt, endast då det är sannolikt att de framtida ekonomiska förmåner som är förknippade med tillgången kommer att komma koncernen tillgodo och tillgångens anskaffningsvärde kan mätas på ett tillförlitligt sätt.
Redovisat värde för eventuella reservdelar skrivs ned till noll. Andra former av reparationer och underhåll kostnadsförts under den period de uppkommer. Redovisat värde skrivs direkt ned till sitt återvinningsvärde om redovisat värde är högre. Återvinningsvärdet är det högre av en tillgångs verkliga värde med avdrag för försäljningskostnader och dess nyttjandevärde.
I likvida medel ingår banktillgodohavanden, kontanter, och likvida räntebärande värdepapper med förfallodag inom tre månader.
Aktiekapitalet består av moderbolagets registrerade aktiekapital. Kostnader hänförliga till emission av nya aktier redovisas i eget kapital som ett avdrag från emissionslikviden. Överskottet hänförligt till en aktieemission redovisas under posten övrigt tillskjutet kapital.
Då något koncernföretag köper moderföretagets aktier (återköp av egna aktier) reducerar den betalda köpeskillingen, inklusive eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader (netto efter skatt), det egna kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare, tills dess aktierna annulleras eller avyttras. Om dessa aktier senare avyttras, redovisas erhållna belopp, netto efter eventuella direkt hänförbara transaktionskostnader och skatteeffekter i eget kapitalet hänförligt till moderbolagets aktieägare.
Förändring i verkligt värde avseende övriga aktier och andelar redovisas i verkligtvärdereserven. Vid realisering av värdeförändringen kommer den redovisade förändringen i verkligt värde att överföras till resultaträkningen. Förändringen i verkligt värde av säkringsinstrument som kvalificerar för säkerhetsredovisning redovisas i säkringsreserven. Vid reglering av säkringsinstrument, kvarstår eventuell ackumulerad vinst eller förlust i övrigt totalresultat tills den säkrade transaktionen redovisas i resultaträkningen.
Valutaomräkningsreserven innefattar orealiserade omräkningsdifferenser hänförliga till omräkningen av de funktionella valutorna till rapporteringsvalutan.
Balanserad vinst innehåller de ackumulerade resultaten hänförliga till moderbolagets aktieägare.
En avsättning redovisas när bolaget har ett formellt eller informellt åtagande, till följd av en tidigare händelse, och det är sannolikt att ett utflöde av resurser kommer att krävas för att reglera åtagandet och en tillförlitlig uppskattning kan göras av beloppet. Avsättningarna värderas till nuvärdet av det belopp som förväntas krävas för att reglera förpliktelsen. Härvid används en diskonteringsränta före skatt som återspeglar en aktuell marknadsbedömning av det tidsberoende värdet av pengar och de risker som är förknippade med avsättningen. Den ökning av avsättningen som beror på att tid förflyter redovisas som finansiella kostnad.
För fält där koncernen är skyldig att bidra till återställningskostnader görs en avsättning som motsvarar det framtida beräknade åtagandet. En tillgång, som del av olje- och gastillgången, motsvarande den anteciperade återställningskostnaden redovisas. Tillgången skrivs av över fältets livstid baserat på fältets produktion, enligt produktionsenhetsmetoden. Redovisningstransaktionen som utgör bokningen av tillgången tar hänsyn till nuvärdet av den framtida skyldigheten. Nuvärdesfaktorn av den förväntade återställningsskyldigheten löses gradvis upp över fältets livstid och belastar de finansiella kostnaderna. Förändringar i återställningskostnader och reserver tillämpas framåtriktat och i enlighet med den initiala principen för redovisning.
Upplåning redovisas inledningsvis till verkligt värde, netto efter transaktionskostnader. Upplåning redovisas därefter till upplupet anskaffningsvärde med användande av effektivräntemetoden och räntekostnad beräknad på effektiv avkastning. Effektivräntemetoden är en metod som används för att beräkna den upplupna kostnaden på en finansiell skuld och för att allokera räntekostnaden över den relevanta perioden. Den effektiva räntan är den ränta som exakt diskonterar förväntade framtida betalningar baserat på den finansiella skuldens förväntade livslängd, eller en kortare period när det är lämpligt.
Intäkter från försäljning av olja och gas upptas i resultaträkningen netto efter avdrag för royaltyandel uttagen i sak. Försäljning av olja och gas redovisas först när produkterna levererats och kunden accepterat eller när tjänst utförts. Tillfälliga intäkter från produktion av olja eller gas reducerar de aktiverade kostnaderna för olje- och gastillgången i fråga tills dess storlek på bevisade och sannolika reserver konstaterats och kommersiell produktion påbörjats. Serviceintäkter, vilka avser tekniska tjänster och tjänster utförda av ledande befattningshavare till joint ventures, redovisas som övriga intäkter. Den lokala skattelagstiftningen bestämmer om royalty skall betalas kontant eller i sak. Royalty som betalas kontant periodiseras över den räkenskapsperiod när skulden uppkommer. Royalty som tas ut i sak dras av från produktionen under den period som avses.
Redovisade inkomstskatter innefattar skatt som skall betalas eller erhållas avseende aktuellt år, justeringar avseende tidigare års aktuella skatt samt förändringar i uppskjuten skatt.
Värdering av samtliga skatteskulder/-fordringar sker till nominella belopp och görs enligt de skatteregler och skattesatser som är beslutade eller som är aviserade och med stor säkerhet kommer att fastställas.
Periodens skattekostnad omfattar aktuell och uppskjuten skatt. Skatt redovisas i resultaträkningen, utom när skatten avser poster som redovisas i övrigt totalresultat eller direkt i eget kapital. I sådana fall redovisas även skatten i övrigt totalresultat respektive eget kapital. Uppskjuten skatt redovisas, enligt balansräkningsmetoden, på alla temporära skillnader som uppkommer mellan det skattemässiga värdet på tillgångar och skulder och dessas redovisade värden i koncernredovisningen. Uppskjutna skattefordringar redovisas i den omfattning det är troligt att framtida skattemässiga överskott kommer att finnas tillgängliga, mot vilka de temporära skillnaderna kan utnyttjas.
Huvuddelen av bolagets pensionsförpliktelser regleras via lagstadgade sociala kostnader. Ytterligare vissa kostnader finns där pensionsförpliktelser täcks genom att försäkring tecknats hos försäkringsföretag. Dessa planer är avgiftsbestämda och enligt vilken Koncernen betalar fasta avgifter till en separat juridisk enhet. Koncernen har inte några rättsliga eller informella förpliktelser att betala ytterligare avgifter on denna juridiska enhet inte har tillräckliga tillgångar för att betala alla ersättningar till anställda som hänger samman med de anställdas tjänstgöring under innevarande eller tidigare perioder.
Ersättning vid uppsägning utgår när en anställds anställning sagts upp av Koncernen före normal pensionstidpunkt eller då en anställd accepterar frivillig avgång i utbyte mot sådana ersättningar. Koncernen redovisar avgångsvederlag när den bevisligen är förpliktad endera att säga upp anställda enligt en detaljerad formell plan utan möjlighet till återkallande, eller att lämna ersättning vid uppsägning som resultat av ett erbjudande som gjorts för att uppmuntra till frivillig avgång. Förmåner som förfaller mer än 12 månader efter balansdagen diskonteras till nuvärde.
Tethys Oil erkänner följande närstående: intresseföretag, gemensamt kontrollerad enhet, nyckelpersoner i ledande ställning eller deras familjemedlemmar eller andra parter som är delvis, direkt eller indirekt, kontrollerade av nyckelpersoner i ledande ställning eller dennes familj eller annan individ som kontrollerar eller har gemensam kontroll eller väsentligt inflytande över enheten.
Moderbolagets årsredovisning är upprättad enligt Årsredovisningslagen och Rådet för finansiell rapporteringsrekommendation RFR 2, Redovisning för juridisk person.
Andelar i dotterbolag redovisas enligt anskaffningsvärdemetoden. Prövning av värdet på andelarna görs när indikationer finns att värdet minskat.
Moderbolaget redovisar obeskattade reserver inklusive uppskjuten skatt i förekommande fall. I koncernredovisningen däremot delas obeskattade reserver upp på uppskjuten skatteskuld och eget kapital.
Koncernens verksamhet är utsatt för ett antal risker och osäkerheter som löpande övervakas och analyseras. Nedan presenteras Koncernens huvudsakliga risker och osäkerheter så som de identifierats av styrelsen och hur Koncernen hanterar dessa risker.
I Tethys Oils nuvarande utvecklingsskede sker kommersiell produktion av olja samt prospektering och utvärdering av outvecklade olje- och gasackumulationer. Det finns inga metoder som med säkerhet kan fastställa exakt hur mycket olja eller naturgas som finns i ett geologiskt lager några kilometer under jordskorpan. Sannolikheten att kommersiella fyndigheter inte kommer att finnas är alltid störst före och under prospekteringsborrningen. Även om olja och naturgas har påträffats och produceras föreligger osäkerhet kring hur, när och till vilken kostnad dessa reserver kan extraheras. Koncernen har per 31 december 2012 intressen i åtta licenser som alla är behäftade med olika risk. Bland de licenser med högre risk finns licenser där förekomsten av olja och naturgas aldrig påträffats och bland licenserna med lägre risk har förekomsten av olje- och naturgasreserver bevisats och risken istället rör hur länge dessa reserver kommersiellt kan produceras. Urvalsprocessen av nya licenser sker efter en noga och detaljerad process av Tethys Oil. Betydande risker kvarstår emellertid och Tethys Oils huvudsakliga hantering av dessa risker sker genom diversifiering av tillgångar, riskdelning med industriella partners och genom att attrahera och använda sig av högt kvalificerad teknisk och geologisk personal, såväl internt som externt.
Oljepriset spelar en avgörande roll för Tethys Oil eftersom inkomst och lönsamhet beror och kommer att bero på det vid varje tidpunkt gällande priset. Avsevärt lägre oljepriser skulle minska förväntad lönsamhet i projekt och kan innebära att projekt bedöms som olönsamma även om fynd påträffas. Lägre oljepriser kan också minska det industriella intresset för Tethys Oils projekt avseende utfarmningar och försäljning av tillgångar. Tethys Oils oljeoch gastillgångar har olika känslighet för oljeprisfluktuationer. Återigen är Tethys Oils huvudsakliga hantering av riskerna att diversifiera tillgångsportföljen. Några av bolagets tillgångar är mindre oljepriskänsliga än andra och dessutom är vissa projekt förväntade oljeprojekt och andra gasprojekt. Tethys Oil har en flexibel hållning gentemot oljeprissäkring, baserad på en bedömning av fördelarna med säkringskontrakten under specifika omständigheter. Utifrån analyser av omständigheterna kommer bolaget att bedöma fördelarna av att terminssäkra månatliga försäljningskontrakt i syfte att generera kassaflöde. Beslut fattas att ingå en oljeprissäkring när bolaget tror att säkringskontrakten kommer att ge ökat kassaflöde. Under räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2012, ingick koncernen inga oljeprissäkringskontrakt.
| Resultat i de finansiella | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| rapporterna (MSEK) | 314 | 314 | |||
| Förändring i oljepriset (USD/fat) | +5 | -5 | |||
| Summa påverkan på årets | |||||
| resultat (MSEK) | 26 | -26 |
En operationell risk är tillgång på utrustning i Tethys Oils projekt. I synnerhet under borrfasen av ett projekt är Koncernen beroende av avancerad utrustning såsom riggar, foderrör, etc. Brist på denna utrustning kan innebära svårigheter för Tethys Oil att fullfölja projekt. På senare år har bristen på riggar inneburit ökade kostnader och försenade projekt.
Tethys Oil bedriver, självständigt eller genom samarbeten, verksamhet i flera olika länder och är genom det exponerad för politisk risk. Den politiska risken övervakas och inkluderas när nya möjliga projekt utvärderas. En diversifierad tillgångsportfölj är återigen Tethys Oils huvudsakliga förhållningssätt till denna risk. Tethys Oil hanterar också politisk risk genom att betona löpande nära dialog med värdländers myndigheter och intressegrupper, nationellt såväl som lokalt. Tethys Oil innehar sina olje- och gasintressen genom licenser, direkt eller indirekt, som utfärdas av nationella myndigheter. Vidare är Tethys Oils verksamhet även föremål för lokala tillstånd. Tethys Oil och olje- och gasindustrin är därför föremål för flera former av politisk risk på olika nivåer och industrin är känslig förpolitiska förändringar.
Olje- och gasverksamhet kan vara miljökänsligt. Tethys Oil tillsätter betydande resurser och kostnader för att identifiera och motverka uppfattad miljörisk. Oljeoch naturgasprospektering samt produktion av olja och naturgas är föremål för ett omfattande regelverk med hänseende till miljön på såväl internationell som nationell nivå. Miljölagstiftningen reglerar bland annat kontroll av vatten- och luftföroreningar, avfall, tillståndskrav och restriktioner för att bedriva verksamhet i miljökänsliga och kustnära områden. Miljöregleringarna förväntas bli än mer rigorösa i framtiden med följden att kostnaderna för att uppfylla dessa med största sannolikhet kommer att öka.
Tethys Oil är beroende av ett antal nyckelpersoner, varav vissa grundat bolaget och tillika utgör bolagets nuvarande större aktieägare och styrelseledamöter. Personerna är viktiga för en framgångsrisk utveckling av Tethys Oils verksamhet. Tethys Oil försöker aktivt hålla en optimal balans mellan beroendet av nyckelpersoner och metoder att bibehålla dessa.
Tethys Oils direkta intressen hålls genom avtal med värdländer såsom licenser eller produktionsdelningsavtal. Dessa avtal är ofta tidsbegränsade och det finns inga garantier för att avtalsperioden kan förlängas när en tidsgräns nås.
Koncernen utsätts genom sin verksamhet för en mängd olika finansiella risker klassificerade antingen som valutarisk eller likviditetsrisk. Riskerna övervakas och analyseras kontinuerligt av styrelse och ledning. Målsättningen är att minimera eventuella negativa effekter på Koncernens finansiella ställning.
Koncernen är exponerad mot fluktuationer i valutamarknaden då förändringar i valutakurser kan påverka resultat, kassaflöde och eget kapital negativt. Den övervägande delen av Koncernens tillgångar hänför sig till internationella olje- och gasfyndigheter som värderas i USD och genererar intäkter i USD. Under 2012 var all oljeförsäljning och operativa kostnader denominerade i USD. Valutarisken på verkar Koncernen genom transaktionsrisker och omräkningsrisker.
Transaktionsrisker uppstår i kassaflödet då fakturering eller kostnader för fakturerade varor och tjänster ej sker i den lokala valutan. Genom verksamhet i flera länder är Tethys Oil exponerat mot fluktuationer i ett antal valutor. Nedan beskrivs exponeringen till valutor med hänvisning till poster i räkenskaperna
| Försäljning 2012 | 100 procent i USD |
|---|---|
| Investeringar 2012 | 99 procent i USD |
| Extern finansiering 2012 | 100 procent i SEK |
För närvarande utnyttjar Tethys Oil inte finansiella instrument för att säkra valutakurser. Koncernens policy är att inneha en stor del av likviditeten i USD för att minska valutakursrisken.
Valutakursförändringar påverkar Koncernen i samband med omräkningen av resultaträkningar i utländska dotterbolag till SEK då koncernens resultat påverkas samt när nettotillgångar i utländska dotterbolag räknas om till SEK vilket påverkar det egna kapitalet. Koncernen säkrar inte denna risk och det kan inte uteslutas att fluktuerande valutakurser kan påverka koncernens resultat och finansiella ställning negativt.
| 314 | 314 |
|---|---|
| +10% | -10% |
| -39 | |
| 39 |
| Eget kapital i de finansiella | ||
|---|---|---|
| rapporterna (MSEK) | 860 | 860 |
| Förändring SEK/USD | +10% | -10% |
| Summa påverkan på eget | ||
| kapital (MSEK) | 98 | -98 |
Genom att vara verksamt i flera länder är Tethys Oil exponerat mot fluktuationer i ett antal valutor. Eventuella framtida intäkter kommer sannolikt att vara denominerade i utländsk valuta, i synnerhet amerikanska dollar. Vidare har Tethys Oil sedan grundandet varit helt eget kapitalfinansierat och då Koncernen inte producerat några vinster har finansiering skett genom nyemissioner. Ytterligare kapital kan komma att behövas för att finansiera Tethys Oils verksamhet och/eller till förvärv av ytterligare licenser. Den huvudsakliga risken är att det kan komma att ske i ett marknadsläge som är mindre gynnsamma.
I september 2012 emitterade Tethys Oil ett säkerställt treårigt obligationslån om TSEK 400,000. Obligationerna emitterades på 100 procent av det nominella värdet och löper med en fast årlig ränta om 9,50 procent. Förfallodag för obligationerna är 7 september 2015. I enlighet med villkoren för obligationen skall Bolaget erlägga räntebetalning halvårsvis, i mars och september varje år, fram till obligationens förfallodag.
Tethys Oils policy är att begränsa kreditrisken genom att begränsa motparterna till större banker och oljeförsäljningsbolag. Tethys Oil säljer all sin olja till Mitsui Energy Trading Singapore som är en del av Mitsui & Co Ltd. Per 31 december 2012 uppgick koncernens fordringar på olje- och gasförsäljning till TSEK 12 589 (TSEK –), vilket även motsvarar maximal exponering mot kundfordringar. Det finns ingen historik av betalningsförsummelse.
Likvida medel placeras på banker med bra långsiktig kreditrating. Maximal expone-
| Förfallostruktur på Tethys Oils finansiella skulder | 31 december 2012 | 31 december 2011 | ||
|---|---|---|---|---|
| TSEK | <1 år | 1–3 år | <1 år | 1–3 år |
| Räntebärande lån | – | 388 862 | – | – |
| Leverantörsskulder och övriga skulder | 13 446 | – | 6 340 | – |
| Totalt | 13 446 | 388 862 | 6 340 | – |
ring avseende övriga finansiella tillgångar är de som redovisas i balansräkningen.
Det är styrelsens ansvar att övervaka koncernens kapitalstruktur och finansiella hantering, godkänna vissa affärer avseende förvärv, investeringar, utlåning såväl som löpande övervakning av exponeringen till finansiella risker.
De nominella värdena för leverantörsskulder, likvida medel och kundfordringar är en bra uppskattning av dessa poster. Det nominella värdet för obligationslånet uppgår till TSEK 400 000 och emitterades till en fast årlig ränta om 9,50 procent och handlades till 7,97 procent per 31 december 2012.
IAS 39 värderingskategorier och hänförliga balansräkningsposter
| 2012 | |||
|---|---|---|---|
| TSEK | Finansiella tillgångar vär derade till verkligt värde via resultaträkningen |
Fordringar och övriga fordringar |
Övriga skulder |
| Övriga långfristiga fordringar | – | – | – |
| Övriga fordringar | – | 14 618 | – |
| Likvida medel | – | 248 038 | – |
| Lån | – | – | 388 862 |
| Leverantörsskuld | – | – | 684 |
| Övriga kortfristiga skulder | – | – | 12 762 |
| 2011 | |||
|---|---|---|---|
| TSEK | Finansiella tillgångar vär derade till verkligt värde via resultaträkningen |
Fordringar och övriga fordringar |
Övriga skulder |
| Övriga långfristiga fordringar | – | 136 278 | – |
| Övriga fordringar | – | 1 971 | – |
| Likvida medel | – | 93 105 | – |
| Lån | – | – | – |
| Leverantörsskuld | – | – | 2 226 |
| Övriga kortfristiga skulder | – | – | 4 114 |
Antaganden och bedömningar utvärderas löpande och är baserade på historisk erfarenhet och andra faktorer, inklusive förväntningar på framtida händelser som bedöms skäliga utifrån rådande omständigheter. Koncernen gör antaganden avseende framtiden. De antaganden som löper risk att orsaka avsevärda förändringar av rådande tillgångsvärden under nästkommande räkenskapsår diskuteras nedan.
Koncernens verksamhet är prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gasreserver. Uppskattningar av olje- och gasreserver används i beräkningar vid bedömning om eventuellt nedskrivningsbehov och vid redovisning av avskrivning av olje- och gastillgångar samt återställningskostnader. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver, vilka resulterar i förändrade framtida produktionsprofiler, kommer att påverka diskonterat kassaflöde som används vid bedömning av nedskrivningsbehov, förväntade datumet för återställning av borrplats och avskrivningar i enlighet med produktionsenhetsmetoden. Förändringar i uppskattningar av olje- och gasreserver kan till exempel uppkomma som ett resultat från ytterligare borrning, iakttagelser av långsiktig reseroarprestanda eller förändringar i makroekonomiska faktorer.
Koncernen bedömer om objektiva fakta motiverar nedskrivning av bokförda värden för andelar i intresseföretag. Bedömningen sker för att identifiera om bokfört värde överstiger dess återvinningsvärde. Återvinningsvärdet värderas genom av bolaget utförda beräkningar. Bedömningar i dessa beräkningar innefattar framtida kassaflöden, diskonteringsräntor och valutakurser.
Koncernen utför årligen nedskrivningsprövningar fält-för-fält, för att fastställa att netto bokfört värde för varje kostnadsställe, med avdrag för avsättningar för återställningskostnader, royalties och uppskjutna upplupna oljeproduktions- och inkomstrelaterade skatter täcks av förväntade framtida nettointäkter från olje- och gasreserver hörande till bolagets andel i fältet (not 9). Koncernen gör bedömningar och antaganden för att utföra dessa test.
De belopp som används vid redovisning av en avsättning för återställningskostnader är uppskattningar baserade på aktuella legala och informella krav och aktuell teknologi och prisnivåer för förflyttning av anläggningar och nedläggning av borrhål. På grund av förändringar i dessa komponenter kan det framtida verkliga kassaflödet avvika från de avsatta återställningskostnaderna. Det redovisade värdet av avsättningen för återställningskostnader ses över regelbundet för att återspegla effekterna till följd av förändringar i lagstiftning, krav, teknologi och prisnivåer. Effekterna av förändrade uppskattningar leder inte till justeringar av tidigare år och hänförs till återstående beräknade kommersiella reserver för varje fält. Även om koncernen använder bästa tillgängliga uppskattningar och bedömningsgrunder kan det faktiska utfallet komma att avvika från uppskattningarna.
Upplysningar har lämnats om alla händelser fram till datumet då de finansiella rapporterna godkändes för utfärdande och vilka har väsentlig effekt på de finansiella rapporterna.
Koncernens redovisningsprinciper för segment beskriver att operativa segment baseras på ett geografiskt perspektiv och rapporteras i linje med den interna rapporteringen till bolagets ledning, vilket bedöms vara ansvarig operativ beslutsfattare. Tidigare år har bolagets operative beslutsfattare bedömts vara styrelsen. Det har inte skett några förändringar avseende operativa segment till följd av förändringen av operativ beslutsfattare. Rörelseresultatet för varje segment presenteras nedan.
| Koncernens resultaträkning jan–dec 2012 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TSEK | Dubai | Frankrike | Litauen | Oman | Sverige | Schweiz | Övrigt | Totalt |
| Försäljning | – | – | – | 583 990 | – | – | – | 583 990 |
| Avskrivningar | – | – | – | -54 508 | -110 | -580 | – | -55 385 |
| Prospekteringskostnader | – | -17 664 | – | -98 223 | – | -840 | -793 | -117 521 |
| Övriga intäkter | 56 | – | – | – | – | – | – | 56 |
| Operativa kostnader | – | – | – | -95 518 | – | – | – | -95 518 |
| Vinst från andelar i intressebolag | – | – | 49 043 | – | – | – | – | 49 043 |
| Övriga förluster/vinster, netto | – | – | – | – | -42 | – | – | -42 |
| Administrationskostnader | -5 004 | -1 | – | -2 909 | -11 792 | -8 205 | -600 | -28 323 |
| Rörelseresultat | -4 948 | -17 665 | 49 043 | 332 832 | -11 944 | -9 625 | -1 393 | 336 300 |
| Summa finansiella poster | -22 125 | |||||||
| Resultat före skatt | 314 175 | |||||||
| Inkomstskatt | -213 | |||||||
| Årets resultat | 313 962 |
| Koncernens resultaträkning jan–dec 2011 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TSEK | Dubai | Frankrike | Litauen | Oman | Sverige | Schweiz | Övrigt | Totalt |
| Försäljning | – | – | – | 103 538 | – | – | – | 103 538 |
| Avskrivningar | – | – | – | – | -169 | -524 | – | -693 |
| Prospekteringskostnader | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Övriga intäkter | – | – | – | 13 | – | – | – | 13 |
| Operativa kostnader | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Vinst från andelar i intressebolag | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Övriga förluster/vinster, netto | – | – | – | – | -52 | – | – | -52 |
| Administrationskostnader | – | -1 | – | -2 909 | -10 333 | -6 399 | -321 | -19 750 |
| Rörelseresultat | – | -1 | – | 101 055 | -10 754 | -6 923 | -321 | 83 057 |
| Summa finansiella poster | -13 943 | |||||||
| Resultat före skatt | 69 114 | |||||||
| Inkomstskatt | -123 | |||||||
| Årets resultat | 68 991 |
Per 31 december 2012 (och jämförelseperioder) är Oman det enda oljeproducerande området i Tethys Oil. Försäljning, operativa kostnader och avskrivningar på olje- och gastillgångar, vilka presenteras under not 4, 9 och 10, hänför sig endast till Oman och Block 3 & 4 i synnerhet.
Avseende olje- och gastillgångar och inventarier, presenteras segmentrapportering i not 9 och 18. Vänligen se not 3 avseende Kreditrisk av kundfordringar.
57
Under 2012 har Tethys Oil sålt 776 248 (147 228) fat olja, efter statens andel, från det tidiga och permanenta produktionssystemet på Block 3 & 4 i Oman. Försäljningen under 2012 uppgick till TSEK 583 990 (TSEK 103 538). Försäljningspriset per fat uppgick i genomsnitt till USD 110,35 (USD 107,37) för 2012.
Tethys Oil säljer all sin olja genom Mitsui Energy Trading Singapore, som är en del av Mitsui & Co Ltd. All oljeförsäljning från Block 3 & 4 i Oman sker på månatlig basis.
Delar av de administrativa kostnaderna allokeras till olje- och gasprojekt där kostnaderna kapitaliseras. I de fall där Tethys Oil är operatör finansieras dessa allokeringar av partners. Allokeringarna till projekt där Tethys Oil är operatör presenteras under Övriga intäkter i resultaträkningen. Alla övriga interna allokeringar elimineras i koncernräkenskaperna.
Tethys Oil har ett indirekt ägande i tre litauiska bolag som innehar tre licenser; Gargzdai, Rietavas och Raseiniai. Ägandet går genom två privata danska bolag som ingår i Odinkoncernen, Odin Energi och Jylland Olie. I tabellen nedan redovisas ägandet och resultatet från intressebolagen för helåret 2012. Under 2011 hade Tethys Oil inget ägande i något intressebolag.
| Tethys Oil AB | Ägande | Ägande | Ägande | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Jylland Olie | 42% | |||||
| Odin Energi | 50% | Jylland Olie | 42%8 | UAB TAN Oil | 50% | |
| UAB Minijos Nafta | 50% | UAB TAN Oil | 50% | UAB LL Investicos | 50% | |
| Gargzdailicensen | 100% | Raseiniailicensen | 100% | Rietavaslicensen | 100% | |
| Tethys Oils indirekta andel | 25% | 21%7 | 11%7 | |||
| Tethys Oils andel av resultat från intressebolag | ||||||
| TSEK | 1 jan–31 dec 2012 | 1 jan–31 dec 2012 | 1 jan–31 dec 2012 | |||
| Bruttointäkter | 43 066 | – | 153 | |||
| Royalty | -3 553 | – | -16 | |||
| Nettointäkter | 39 513 | – | 137 | |||
| Avskrivningar | -7 117 | – | -110 | |||
| Utvärderings-/utvecklingskostnader | -8 132 | – | – | |||
| Operativa kostnader | -13 801 | – | -919 | |||
| Administrativa kostnader i litauiska bolag | -2 967 | -606 | -207 | |||
| Uppskattade administrativa kostnader i danska bolag | -206 | -87 | -87 | |||
| Operativt resultat | 7 291 | -693 | -386 | |||
| Finansiella intäkter | 143 | 30 911 | 1 132 | |||
| Finansiella kostnader | -417 | – | -481 | |||
| Resultat före skatt | 7 016 | 30 218 | 265 | |||
| Skatt | -545 | -4 530 | – | |||
| Tethys Oils andel av resultat från intressebolag | 6 472 | 25 687 | 265 | |||
| Summa andel av resultat från intressebolag | 32 424 | |||||
| Tethys Oils andel av utdelning från Minijos Nafta | 16 618 | |||||
| Summa justerad andel av resultat från intressebolag | 49 043 |
Tethys Oil och det privata danska oljebolaget Odin Energi A/S har undertecknat ett investeringsavtal med syftet att göra gemensamma strategiska investeringar i områden där båda bolagen besitter expertkunskap och har komparativa fördelar. Som en del i denna överenskommelse lånade Tethys Oil ut MEUR 15,2, motsvarande TSEK 136 278, till Odin. Under 2012 konverterades lånet till aktier i Odin Energi, vilket beskrivs i not 6.
Tethys Oil bedömer att Tethys Oils andel av återställningskostnader avseende Block 3 & 4 i Oman uppgår till TSEK 28 279 (TSEK 1 705). Till följd av denna avsättning ökar olje- och gastillgångar med ett motsvarande belopp. Ökningen i avsättningen reflekterar huvudsakligen de investeringar som gjorts under 2012 i infrastruktur och utbyggnad.
| Land | Licensnamn | Fas | Slutdatum | Återstående licensåtagande |
Tethys Oil, % |
Partners (operatör i fetstil) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Oman | Block 15 | Prospektering | Okt 2014 | Inga | 40% | Odin Energy, Tethys Oil |
| Oman | Block 3,4 | Produktion | Jul 2040 | Inga | 30% | CCED, Mitsui, Tethys Oil |
| Frankrike | Attila | Prospektering | 20158 | Inga | 40% | Galli Coz, Tethys Oil |
| Frankrike | Alès | Prospektering | 2015 | MUSD 1,59 | 37,5% | Tethys Oil, MouvOil |
| Sverige | Gotland Större, Mindre |
Prospektering | Dec 2013 | Inga | 100% | Tethys Oil |
| Litauen | Gargzdai10 | Produktion | Inget slutdatum | Inga | 25% | Odin, GeoNafta, Tethys Oil |
| Litauen | Rietavas10 | Prospektering | Sep 2017 | MLTL 6,2 | 14% | Chevron, Odin, Tethys Oil, privata investerare |
| Litauen | Raseiniai10 | Prospektering | Sep 2017 | MLTL 6,6 | 26% | Odin, Tethys Oil, privata investerare |
| TSEK | 31 dec 2012 | 31 dec 2011 |
|---|---|---|
| Kostnadsställen med produktion | 889 970 | – |
| Kostnadsställen utan produktion | 29 553 | 206 651 |
| Totalt | 919 523 | 206 651 |
Vid Tethys Oils nedskrivningsprövning använder bolaget ett oljepris om USD 80 per fat (USD 80) och en diskonteringsränta om 10 procent (10 procent). Inga nedskrivningar av tillgångar har skett avseende räkenskapsåret som avslutades 31 december 2012.
Prospekteringskostnader beskrivs vidare i förvaltningsberättelsen.
7 Tethys Oils ägande i Jylland Olie uppgick per 31 december 2012 till 42 procent men kommer efter en omstrukturering av Jylland Olie uppgå till 40 procent. Tethys Oils ägande i licenserna Rietavas och Raseiniai genomgår en omstrukturering. Indirekt ägande om 14 och 26 procent respektive förväntas efter rekonstruktionen har genomförts. Det indirekta ägandet per 31 december 2012 uppgår till 11 och 21 procent respektive i licenserna Rietavas och Raseiniai.
8 I enlighet med licensvillkoren har Tethys Oil i samband med licensförlängningen lämnat in en obligatorisk ansökan om att frånträda delar av licensen som ännu ej godkänts av franska myndigheter.
Avseende licenserna Rietavas och Raseiniai, genomgår de två litauiska holdingbolagen en omstrukturering. I tabellen presenteras det förväntade indirekta ägandet efter omstruktureringen. Per den 31 december 2012 uppgick det indirekta ägandet till 11 procent och 21 procent i Rietavas och Raseiniai.
| TSEK | Bokfört värde | Övriga ej kassa flödespåverkande poster 1 jan–31 |
Valutakurs differenser |
Avskrivningar 1 jan–31 dec |
Prospekterings kostnader 1 jan–31 dec |
Investeringar 1 jan–31 dec |
Bokfört värde | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Land | Tillgångstyp | 31 dec 2012 | dec 2012 | 1 jan–31 dec | 2012 | 2012 | 2012 | 1 jan 2012 |
| Oman Block 3 & 4 Producerande | 889 970 | 26 42811 | -17 062 | -54 508 | – | 860 646 | 74 466 | |
| Oman Block 15 | Icke-producerande | 26 943 | – | 930 | – | -98 223 | 10 565 | 113 671 |
| Frankrike Attila | Icke-producerande | – | – | – | – | -10 118 | 401 | 9 717 |
| Frankrike Alès | Icke-producerande | – | – | – | – | -7 546 | 1 620 | 5 764 |
| Sverige Gotland | Icke-producerande | 2 397 | – | – | – | – | 197 | 2 200 |
| Nya projekt | Icke-producerande | 290 | – | – | – | -1 633 | 1 249 | 833 |
| Totalt | 919 523 | 26 428 | -16 132 | -54 508 | -117 521 | 874 604 | 206 651 |
| TSEK Land |
Tillgångstyp | Bokfört värde 31 dec 2012 |
Övriga ej kassa flödespåverkande poster 1 jan–31 dec 2012 |
Valutakurs differenser 1 jan–31 dec |
Avskrivningar 1 jan–31 dec 2012 |
Prospekterings kostnader 1 jan–31 dec 2012 |
Investeringar 1 jan–31 dec 2012 |
Bokfört värde 1 jan 2012 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Oman Block 3 & 4 Producerande | 74 466 | 1 70511 | -10 703 | – | – | 16 890 | 66 573 | |
| Oman Block 15 | Icke-producerande | 113 671 | – | 1 182 | – | – | 19 807 | 92 682 |
| Frankrike Attila | Icke-producerande | 9 717 | – | – | – | – | 479 | 9 238 |
| Frankrike Alès | Icke-producerande | 5 764 | – | – | – | – | 5 764 | – |
| Sverige Gotland | Icke-producerande | 2 200 | – | -43 | – | – | 615 | 1 628 |
| Nya projekt | Icke-producerande | 835 | – | – | – | – | 819 | 16 |
| Totalt | 206 651 | 1 705 | -9 564 | – | – | 44 375 | 170 135 |
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Operativa kostnader | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | ||
| Administrativa kostnader | -14 641 | – | – | – | ||
| Produktionskostnader "Early Production Facilities" | -44 869 | – | – | – | ||
| Produktionskostnader "Permanent Production Facilities" | -11 409 | – | – | – | ||
| Renoveringsborrningar | -1 690 | – | – | – | ||
| Över-/ underuttag | -452 | – | – | – | ||
| Övrigt | -10 165 | – | – | – | ||
| Upplupna kostnader | -12 292 | – | – | – | ||
| Totalt | -95 518 | – | – | – |
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Övriga förluster/vinster, netto | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Valutakursvinster | 47 | 33 | 47 | 33 | |
| Valutakursförluster | -89 | -85 | -89 | -85 | |
| Totalt | -42 | -52 | -42 | -52 |
Övriga förluster/vinster är förluster och vinster hänförliga erhållna fordringar och betalda fakturor som klassas som operationella.
| TSEK Ersättning till bolaget revisor omfattar: |
Koncernen | Moderbolaget | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | ||
| PwC: | |||||
| Revisionsarvode | 804 | 650 | 761 | 570 | |
| Revisionsrelaterat arvode | 287 | 190 | 287 | 120 | |
| Skattekonsultationer | – | – | – | – | |
| Övrigt | 71 | – | 71 | – | |
| Totalt | 1 162 | 840 | 1 119 | 690 |
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Administrationskostnader | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Personalkostnader | -15 590 | -10 189 | -4 282 | -4 300 | |
| Hyra | -2 183 | -1 859 | -743 | -731 | |
| Övriga kontorskostnader | -2 073 | -2 061 | -545 | -483 | |
| Noteringskostnader | -1 275 | -865 | -1 275 | -865 | |
| Kostnader extern kommunikation | -1 734 | -2 218 | -1 632 | -1 799 | |
| Övriga kostnader | -5 468 | -2 357 | -3 315 | -2 156 | |
| Totalt | -28 323 | -19 750 | -11 792 | -10 333 |
| Genomsnittligt antal anställda per land | 2012 | 2011 | ||
|---|---|---|---|---|
| Totalt | Totalt män | Totalt | Totalt män | |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | 6 | 3 | 5 | 4 |
| Totalt moderbolaget | 6 | 3 | 5 | 4 |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Oman | 4 | 3 | 4 | 3 |
| Schweiz | 4 | 3 | 3 | 2 |
| Förenade Arabemiraten | 4 | 3 | 3 | 2 |
| Totalt utländska dotterbolag | 12 | 9 | 7 | 4 |
| Totalt koncernen | 18 | 12 | 12 | 8 |
| TSEK | 2012 | 2011 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Löner, andra ersättningar och sociala kostnader | Löner, andra ersättningar |
Sociala kostnader |
Löner, andra ersättningar |
Sociala kostnader |
|
| Moderbolaget | |||||
| Sverige | 3 321 | 961 | 3 320 | 980 | |
| Totalt moderbolaget | 3 321 | 961 | 3 320 | 980 | |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – | |
| Utländska dotterbolag | |||||
| Oman | 1 842 | – | -1 348 | – | |
| Schweiz | 5 156 | 1 215 | 3 672 | 862 | |
| Förenade Arabemiraten | 3 096 | – | – | – | |
| Totalt utländska dotterbolag | 10 094 | 1 215 | 5 020 | 862 | |
| Total group | 13 415 | 2 176 | 8 340 | 1 842 |
| TSEK | 2012 | 2011 | ||
|---|---|---|---|---|
| Löner och andra ersättningar fördelade mellan Styrelse och övriga anställda |
Styrelse och VD |
Övriga anställda |
Styrelse och VD |
Övriga anställda |
| Moderbolaget | ||||
| Sverige | 1 230 | 2 091- | 1 320 | 1 870 |
| Totalt moderbolaget | 1 230 | 2 091 | 1 320 | 1 870 |
| Dotterbolag i Sverige | – | – | – | – |
| Utländska dotterbolag | ||||
| Oman | – | 1 842 | – | 1 348 |
| Schweiz | 2 542 | 2 614 | 1 417 | 2 375 |
| Förenade Arabemiraten | – | 3 096 | – | – |
| Totalt utländska dotterbolag | 2 542 | 7 552 | 1 417 | 3 723 |
| Totalt koncernen | 3 772 | 9 643 | 2 747 | 5 593 |
Koncernen har för närvarande 14 heltidsanställda. I november 2012 avgick Vincent Hamilton som Chief Operating Officer för att fokusera på sina uppgifter som styrelseordförande. Enligt avtal erhöll Vincent Hamilton tolv månadslöner vilket ingår i ersättningen 2012.
Magnus Nordin som Verkställande Direktör och Morgan Sadarangani som Finanschef har rätt till lön i tolv månader respektive nio månader vid uppsägning på bolagets initiativ. Vidare har det under 2011 inte funnits några avtal om bonus eller rörlig ersättning för Verkställande direktören eller för Finanschefen.
Under 2012 har antalet styrelseledamöter uppgått till 7 och antalet ledande befattningshavare 2. En kvinna är styrelseledamot och ingen kvinna ingår i ledningen. Under 2011 fanns ingen kvinna i styrelsen eller i ledningen.
| Löner och övrig ersättning till ledningen | Lön | Bonus | Förmåner | Pension | Totalt 2012 |
|---|---|---|---|---|---|
| Vincent Hamilton | 2 542 | – | – | 2 542 | |
| Magnus Nordin | 1 220 | – | 10 | – | 1 230 |
| Morgan Sadarangani | 826 | – | 10 | 30 | 866 |
| Totalt | 4 588 | _– | 20 | 30 | 4 638 |
62
| Löner och övrig ersättning till ledningen | Lön | Bonus | Förmåner | Pension | Totalt 2011 |
|---|---|---|---|---|---|
| Vincent Hamilton | 1 308 | 109 | – | – | 1 417 |
| Magnus Nordin | 1 220 | 100 | 10 | – | 1 330 |
| Morgan Sadarangani | 826 | 70 | 10 | 30 | 936 |
| Totalt | 3 354 | 279 | 20 | 30 | 3 683 |
Samtliga anställda erhöll en månadslön i bonus för prestationer avseende räkenskapsåret 2011.
| TSEK | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Löner och andra ersättningar till Styrelseledamöter | Totalt | Totalt | Närvaro | ||
| (i egenskap av Styrelseledamöter) | Lön | Ersättning | 2012 | 2011 | 2012 |
| Håkan Ehrenblad | – | 100 | 100 | 100 | 13/13 |
| Vincent Hamilton | – | – | – | – | 13/13 |
| John Hoey | – | 100 | 100 | 100 | 12/13 |
| Staffan Knafve | – | – | – | 7/7 | |
| Magnus Nordin | – | – | – | – | 13/13 |
| Jan Risberg | – | 150 | 150 | 150 | 13/13 |
| Katherine Støvring | – | – | – | 7/7 | |
| Totalt | – | 350 | 350 | 350 |
Vid årsstämman den 16 maj 2012 återvaldes Håkan Ehrenblad, Vincent Hamilton, John Hoey, Magnus Nordin och Jan Risberg till styrelsemedlemmar. Till nya styrelseledamöter valdes Katherine Støvring och Staffan Knafve. Inga suppleanter valdes. Vid samma årsstämma utsågs Vincent Hamilton till styrelseordförande.
Det finns inga avtal om pensioner för någon av Styrelseledamöterna. För Verkställande direktören och för Finanschefen följer pensionskostnaden en definierad plan för avsättningar.
Tethys Oils målsättning är att rekrytera, motivera och behålla högt kvalificerade ledande befattningshavare med förmåga att uppnå koncernens mål och att uppmuntra och på lämpligt sätt belöna prestationer på ett sätt som höjer aktieägarvärdet. Följaktligen tillämpar koncernen denna ersättningspolicy för att säkerställa att det finns en tydlig koppling till affärsstrategin, en samordning med aktieägarnas intressen och gällande best practice, i syfte att tillförsäkra att den verkställande ledningen erhåller skälig ersättning för dess bidrag till koncernens resultat.
Bolagets Ersättningspolicy för ledningen har antagits av Ersättningskommittéen och beskrivs nedan. Termen ledning syftar på Verkställande direktören och Finanschefen.
Ersättningskommittén skall erhålla information om samt förbereda styrelsens och årsstämmans beslut om frågor avseende ersättningsprinciper, ersättningar och andra anställningsvillkor för ledningen. Kommittén ansvarar för att övervaka Ersättningspolicyn och ersättningen till ledningen samt lämna förslag till styrelen. Föreslagen ersättningsnivå, kriterier för rörlig lön och andra anställningsvillkor för Verkställande direktören och Finanschefen lämnas av Ersättningskommittén till styrelsen förgodkännande. För övrig ersättning ansvarar Verkställande direktören för att föreslå lämpliga villkor för ersättning.
Ersättningar till den verkställande ledningen innehåller fyra huvudkomponenter:
Ersättningskommittéen utvärderar ett långsiktigt aktiebaserat incitamentsprogram som en femte komponent i ersättningspaketet till ledning och övriga anställda.
Grundlönen skall baseras på marknadsförhållanden, skall vara konkurrenskraftig och skall beakta omfattningen och ansvaret som är förenat med befattningen, liksom den ledande befattningshavarens skicklighet, erfarenhet och prestationer. Grundlönen liksom övriga komponenter i den ledande befattningshavarens ersättning skall ses över årligen för att säkerställa att sådan ersättning förblir konkurrenskraftig och marknadsmässig. Som en del av denna utvärdering kan bolaget göra, samt ersättningskommittén, periodiska "benchmarking" jämförelser av bolagets ersättningspolicy och förfaranden. I så fall väljs de bolag med vilka jämförelser sker med hänsyn till följande:
a) svenska bolag i samma industri;
Periodiska jämförelseaktiviteter kan utföras för att tillse att ersättningspaketet ligger i linje med lokala marknadsvillkor.
Bolaget anser att årlig rörlig lön baserat på prestation är en viktig del av ersättningspaket där anknutna resultatmål reflekterar de centrala drivkrafterna för värdeskapande och ökning av aktieägarvärdet. I slutet på varje år lämnar VD en rekommendation till ersättningskommittén beträffande betalning av årlig rörlig lön till anställda baserat på uppfyllandet av deras respektive prestationskrite
rier. Efter genomgång av VD:s rekommendationer och efter en genomgång av VD:s prestationer lämnar ersättningskommittén en rekommendation till styrelsen för godkännande avseende nivån av rörlig lön för VD, Finanschef samt för övriga anställda. För övriga anställda kommer ersättningskommittéen endast att lämna en rekommendation till styrelen om belöningen överstiger USD 10,000 per anställd. Den rörliga lönen skall ligga inom intervallet 1–4 månadslöner.
Pensionsvillkoren innefattar en definierad plan för avsättningar med premier baserade på hela grundlönen. Pensionsavsättningen skall vara i relation till grundlönen och är individuell, men skall inte vara högre än vad som är avdragsgillt.
Övriga förmåner skall vara marknadsmässiga och skall underlätta för de ledande befattningshavarna att fullgöra deras arbetsuppgifter.
En ömsesidig uppsägningstid på 12 månader gäller mellan bolaget och Verkställande direktören och 9 månader mellan bolaget och Finanschefen. Därutöver finns bestämmelser om avgångsvederlag i anställningsavtalen för ledande befattningshavare som innebär ersättning, för det fall bolaget säger upp anställningen eller i händelse av väsentlig ägarförändring i bolaget (change of control). Verkställande direktören och Finanschefen är berättigade till 12 månaders lön för det fall bolaget säger upp anställningen.
| TSEK | Koncernen | |||
|---|---|---|---|---|
| 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Ränteinkomster | 550 | 62 | 6 102 | 7 105 |
| Valutakursvinster | 14 123 | 2 277 | 14 123 | 2 043 |
| Utdelning från koncernföretag | – | – | 50 13712 | – |
| Totalt | 14 673 | 2 339 | 70 362 | 9 148 |
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |||
| Räntekostnader | -12 667 | – | -12 667 | – | ||
| Valutakursförluster | -22 626 | -16 281 | -22 387 | -16 270 | ||
| Övriga finansiella kostnader | -1 505 | – | -1 309 | – | ||
| Totalt | -36 798 | -16 281 | -36 363 | -16 270 |
Koncernens inkomstskatt om TSEK 213 (TSEK 123) avser en av dotterbolaget Tethys Oil Suisse S.A. förhandlad skatt i Schweiz.
Bolaget redovisar inte uppskjuten skattefordran eftersom det råder osäkerhet om sådana underskottsavdrag kan komma att utnyttjas. Underskottsavdragen finns i andra jurisdiktioner än de där de huvudsakliga vinsterna skapas. Underskottsavdragen uppgår till TSEK 139 245 (TSEK 92 032). Det finns ingen tidsbegränsning avseende användandet av underskottsavdragen.
I Oman är Tethys Oils olje- och gasverksamhet föremål för ett produktionsdelningsavtal (Exploration and Production Sharing Agreement "EPSA"). I enlighet med EPSA erhåller Tethys Oil sin del av oljan efter statens andel (dvs netto efter avdrag för royaltyandel uttagen i natura). Omansk inkomstskatt betalas för Tethys Oils räkning av staten och från statens andel. Eftersom omansk skat inte betalas direkt av Tethys Oil och efter avdrag i natura, redovisas inte dessa skatter i resultaträkningen. Baserat på detta, förväntas redovisade skatter i resultaträkningen att vara låga i framtiden.
| TSEK | Group | Parent | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Inventarier | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Tillgångar | |||||
| 1 januari | 4 048 | 3 157 | 1 000 | 926 | |
| Inköp | 842 | 891 | 45 | 74 | |
| Utrangeringar | – | – | – | – | |
| 31 december | 4 890 | 4 048 | 1 045 | 1 000 | |
| Avskrivningar | |||||
| 1 januari | -1 750 | -1,057 | -831 | -662 | |
| Årets avskrivningar | -1 054 | -693 | -110 | -169 | |
| Utrangeringar | – | – | – | – | |
| 31 december | -2 804 | -1 750 | -941 | -831 | |
| Utgående balans | 2 086 | 2 298 | 104 | 169 |
| TSEK | Utgående balans, Inventarier | ||
|---|---|---|---|
| 2012 | 2011 | ||
| Dubai | 459 | 185 | |
| Frankrike | – | – | |
| Litauen | – | – | |
| Oman | 24 | 30 | |
| Sverige | 104 | 169 | |
| Schweiz | 1 499 | 1 914 | |
| Övrigt | – | – | |
| 2 086 | 2 298 |
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Övriga fordringar | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | |
| Moms | 1 062 | 1 785 | 357 | 540 | |
| Fordring oljeförsäljning | 12 589 | – | – | – | |
| Övrigt | 967 | 186 | 162 | 6 | |
| Totalt | 14 618 | 1 971 | 519 | 546 |
Per den 31 december 2012 uppgick det totala antalet utestående aktier i Tethys Oil till 35 543 750 (32 543 750), med ett kvotvärde om SEK 0,17 (SEK 0,17). Alla aktier representerar en röst. Tethys Oil har inget incitamentsprogram för anställda.
I maj 2012, genomförde Tethys Oil två riktade emissioner om sammanlagt 3 000 000 aktier. De två riktade emissionerna genom
fördes till kursen SEK 40, vilket motsvarade en rabatt om cirka 7 procent jämfört med det volymviktade genomsnittliga aktiekursen den sista handelsdagen före emissionerna. Likvid från emissionerna uppgick till TSEK 120 000 före emissionskostnader. Aktierna från de riktade emissionerna registrerades under maj och juni 2012.
65
Övriga reserver inom Eget kapital avser endast valutakursomräkningsreserver.
Vinst per aktie före utspädning beräknas genom att dividera årets vinst hänförlig till moderbolagets aktieägare med det vägda genomsnittliga antalet stamaktier under året. Ingen utspädningseffekt förekommer för 2011 och 2012.
I september 2012 emitterade Tethys Oil ett säkerställt treårigt obligationslån om TSEK 400,000. Obligationerna emitterades på 100 procent av det nominella värdet och löper med en fast årlig ränta om 9,50 procent. Förfallodag för obligationerna är 7 september 2015. Obligationen är noterad på NASDAQ OMX Stockholm. Transaktionskostnaderna uppgick till TSEK 12 447 och har minskat långfristig skuld med motsvarande belopp. Långfristig skuld uppgår per 31 december 2012 till TSEK 388 862 (–).
| TSEK | Koncernen | Moderbolaget | ||
|---|---|---|---|---|
| Upplupna kostnader | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 |
| Upplupna räntor | 12 667 | – | 12 667 | – |
| Upplupna olje- och gasinvesteringar | 67 961 | – | 67 961 | – |
| Övriga upplupna kostnader | 2 901 | 1 258 | 5 | – |
| Totalt | 83 529 | 1 258 | 80 632 | – |
| Bolag | Org. nummer | Säte | Antal aktier | Procent | Kvotvärde | Moderbolaget bokfört värde 31 december 2012, TSEK |
Moderbolaget bokfört värde 31 december 2011, TSEK |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tethys Oil Denmark AB | 556658-1467 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil Spain AB | 556658-1442 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil Turkey AB | 556658-1913 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil Exploration AB | 556658-1483 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil France AB | 556658-1491 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil Canada AB | 556788-2872 | Sverige | 1,000 | 100% | SEK 100 | 100 | 100 |
| Tethys Oil Oman Ltd | 95212 | Gibraltar | 100 | 100% | GBP 1 | 362 | 25 280 |
| Tethys Oil Block 3 & 4 Ltd | 101981 | Gibraltar | 1000 | 100% | USD 1 | 9 | 9 |
| Tethys Oil Suisse SA | 660-1139007-2 | Schweiz | 100 | 100% | CHF 1 000 | 567 | 567 |
| Windsor Petroleum (Spain) Inc. 549 282 | Brittiska Jungfruöarna | 1 | 100% | USD 1 | – | – | |
| Totalt | 1 538 | 26 456 | |||||
| TSEK | Moderbolaget | Moderbolaget | |||||
| Aktier i dotterbolag | 31 december 2012 | 31 december 2011 | |||||
| 1 januari | 26 456 | 26 456 | |||||
| Förvärv | – | – | |||||
| Lämnat aktieägartillskott | 131 755 | 229 | |||||
| Nedskrivning i dotterbolag | -156 673 | -229 | |||||
| 31 december | 1 538 | 26 456 |
66
Avseende nedskrivningar av aktier i dotterbolag, beskrivs detta vidare i förvaltningsberättelsen.
Per den 31 december 2011 förvärvade Tethys Oil Denmark AB 100 procent av aktierna i Lundin Data Services BV, därefter namnändrat till Tethys Oil Middle East North Africa BV ("TOMENA"), från Lundin Petroleum BV med säte i Nederländerna. TOMENA äger och förvaltar en omfattande olje- och gasdatabas belägen i Dubai. Som köpeskilling betalade Tethys Oil EUR 1 kontant. Effektivt datum för förvärvet är 31 december 2011, från vilken tidpunkt TOMENA konsolideras. TOMENA bidrog inte till resultatet 2011, men har fullt ut varit en del av resultatet 2012 där påverkan på resultatet har varit TSEK 4 948.
Marknadsvärdet för de förvärvade nettotillgångarna under 2011 uppgick till TSEK 232 och bestod av likvida medel och datorer minus leverantörsskulder. Förvärvspriset om EUR 1 utan tillägg för förvärvskostnader minus marknadsvärdet av de förvärvade nettotillgångarna gav ett negativt värde om TSEK 232. Det bokförda värdet i Tethys Oil Denmark AB har omvärderats och uppskrivningen av TSEK 232 ingår i resultatet för koncernen per 31 december 2011.
Per den 31 december 2012 uppgick ställda säkerheter till TSEK 625 683 (TSEK 500). Av ställda säkerheter utgör TSEK 500 en säkerhet avseende hyra av lokal och återstoden om TSEK 625 183 är en löpande säkerhet avseende obligationen där Tethys Oil har ingått ett pantförskrivningsavtal. I den senare säkerheten är samtliga utestående aktier i dotterbolaget Tethys Oil Block 3 & 4 Ltd till förmån för obligationsinnehavarna och värdet på säkerheten motsvarar det egna kapitalets värde i Tethys Oil Block 3 & 4 Ltd.
Enligt avtalet mellan Mitsui och Tethys Oil under 2010, förband sig Mitsui att finansiera Tethys Oils andel av icke prospekteringsrelaterade investeringar från och med 1 januari 2010 upp till MUSD 60 avseende Block 3 & 4. Per 31 december 2011 hade Mitsui uppfyllt ovannämnda finansieringsåtagande. Enligt detta erhåller Mitsui från och med första kvartalet 2012, Tethys Oils andel av kostnadsersättning från produktion (sk cost oil) motsvarande finansieringsåtagandet om MUSD 60. Under helåret 2012 erhöll Mitsui MUSD 58 från Tethys Oils andel av kostnadsersättningen. Återstående kostnadsersättning som skall betalas till Mitsui uppgår per 31 december 2012 till MUSD 2, motsvarande TSEK 15 648 (TSEK –).
Under 2010 förvärvade Mitsui 20 procentenheter i Block 3 & 4 onshore Oman. Vid sidan av köpeskillingen förband sig Mitsui att finansiera Tethys Oils andel av icke prospekteringsrelaterade investeringar från och med 1 januari 2010 upp till MUSD 60 avseende Block 3 & 4. Per 31 december 2011 hade Mitsui uppfyllt ovannämnda finansieringsåtagande och fortsatta investeringar avseende Tethys Oils andels av Block 3 & 4 betalas direkt av Tethys Oil.
Som en följd av att ovannämnda finansieringsåtagande har fullföljts har Mitsui under första kvartalet 2012 börjat erhålla den del av Tethys Oils oljeförsäljning som avser kostnadsersättning. I enlighet med avtalet kommer detta att fortsätta fram till och med att Mitsui erhållit de MUSD 60 som investerats för Tethys Oil i projektet. Som en konsekvens kommer olje- och gastillgångar att öka med ett motsvarande belopp och därigenom skapa en resultateffekt över en längre tid genom avskrivning. Under helåret 2012 erhöll Mitsui TSEK 381 240 (MUSD 58) från Tethys Oils andel av kostnadsersättning. Återstoden av kostnadsersättningen som skall betalas till Mitsui (MUSD 2 per sista december 2012) presenteras som en ansvarsförbindelse. I januari 2013 erhöll Mitsui den återstående delen av kostnadsersättningen.
67
Koncernen erhåller inkomst från det joint venture på Block 15 i Oman där Koncernen innehar 40 procents andel. Tethys Oil är operatör på Block 15 och huvuddelen av administrationskostnaderna i Oman vidarefaktureras det joint venture som bolaget är en del av i Oman. I detta joint venture kapitaliseras utgifterna och kan, i enlighet med Produktionsdelningsavtalet återvinnas. Det ovannämnda innebär vidare att de administrativa kostnaderna finansieras till 60 procent av bolagets partner i Oman. Vidarefaktureringen till joint venture presenteras under Övriga intäkter i resultaträkningen.
Under 2011 och 2012 har Tethys Oil Suisse S.A., ett helägt dotterbolag till Tethys Oil AB, betalat hyra om CHF 96 000 till Mona Hamilton. Mona Hamilton är gift med Vincent Hamilton som är Ordförande och Chief Operating Officer i Tethys Oil. Hyran som avser kontorslokal är ett marknadsmässigt avtal mellan Tethys Oil Suisse S.A. och Mona Hamilton. Under 2013 kommer dotterbolaget att stängas. Hyreskontraktet sades upp per 31 december 2012.
Styrelsen och verkställande direktören försäkrar att koncernredovisningen har upprättats i enlighet med internationella redovisningsstandarder IFRS sådana de antagits av EU och ger en rättvisande bild av koncernens ställning och resultat. Årsredovisningen har upprättats i enlighet med god redovisningssed i Sverige och ger en rättvisande bild av moderbolagets ställning och resultat. Förvaltningsberättelsen för koncernen och moderbolaget ger en rättvisande översikt över utvecklingen av koncernens och moderbolagets verksamhet, ställning och resultat samt beskriver väsentliga risker och osäkerhetsfaktorer som moderbolaget och de företag som ingår i koncernen står inför.
Stockholm, 16 april 2013
Vincent Hamilton, Styrelseordförande
Håkan Ehrenblad, Styrelseledamot John Hoey, Styrelseledamot
Staffan Knafve, Styrelseledamot Katherine Stovring, Styrelseledamot
Jan Risberg, Styrelseledamot Magnus Nordin, Verkställande direktör
Org.nr 556615-8266
Vi har utfört en revision av årsredovisningen och koncernredovisningen för Tethys Oil AB (publ) för år 2012. Bolagets årsredovisning och koncernredovisning ingår i den tryckta versionen av detta dokument på sidorna 33–68.
Det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för att upprätta en årsredovisning som ger en rättvisande bild enligt årsredovisningslagen och en koncernredovisning som ger en rättvisande bild enligt International Financial Reporting Standards, såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen, och för den interna kontroll som styrelsen och verkställande direktören bedömer är nödvändig för att upprätta en årsredovisning och koncernredovisning som inte innehåller väsentliga felaktigheter, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel.
Vårt ansvar är att uttala oss om årsredovisningen och koncernredovisningen på grundval av vår revision. Vi har utfört revisionen enligt International Standards on Auditing och god revisionssed i Sverige. Dessa standarder kräver att vi följer yrkesetiska krav samt planerar och utför revisionen för att uppnå rimlig säkerhet att årsredovisningen och koncernredovisningen inte innehåller väsentliga felaktigheter.
En revision innefattar att genom olika åtgärder inhämta revisionsbevis om belopp och annan information i årsredovisningen och koncernredovisningen. Revisorn väljer vilka åtgärder som ska utföras, bland annat genom att bedöma riskerna för väsentliga felaktigheter i årsredovisningen och koncernredovisningen, vare sig dessa beror på oegentligheter eller på fel. Vid denna riskbedömning beaktar revisorn de delar av den interna kontrollen som är relevanta för hur bolaget upprättar årsredovisningen och koncernredovisningen för att ge en rättvisande bild i syfte att utforma granskningsåtgärder som är ändamålsenliga med hänsyn till omständigheterna, men inte i syfte att göra ett uttalande om effektiviteten i bolagets interna kontroll. En revision innefattar också en utvärdering av ändamålsenligheten i de redovisningsprinciper som har använts och av rimligheten i styrelsens och verkställande direktörens uppskattningar i redovisningen, liksom en utvärdering av den övergripande presentationen i årsredovisningen och koncernredovisningen.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Enligt vår uppfattning har årsredovisningen upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av moderbolagets finansiella ställning per den 31 december 2012 och av dess finansiella resultat och kassaflöden för året enligt årsredovisningslagen. Koncernredovisningen har upprättats i enlighet med årsredovisningslagen och ger en i alla väsentliga avseenden rättvisande bild av koncernens finansiella ställning per den 31 december 2012 och av dess finansiella resultat och kassaflöden för året enligt International Financial Reporting Standards, såsom de antagits av EU, och årsredovisningslagen. Förvaltningsberättelsen är förenlig med årsredovisningens och koncernredovisningens övriga delar.
Vi tillstyrker därför att årsstämman fastställer resultaträkningen och balansräkningen för moderbolaget och koncernen.
Utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen har vi även utfört en revision av förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust samt styrelsens och verkställande direktörens förvaltning för Tethys Oil AB (publ) för år 2012.
Det är styrelsen som har ansvaret för förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust, och det är styrelsen och verkställande direktören som har ansvaret för förvaltningen enligt aktiebolagslagen.
Vårt ansvar är att med rimlig säkerhet uttala oss om förslaget till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust och om förvaltningen på grundval av vår revision. Vi har utfört revisionen enligt god revisionssed i Sverige.
Som underlag för vårt uttalande om styrelsens förslag till dispositioner beträffande bolagets vinst eller förlust har vi granskat om förslaget är förenligt med aktiebolagslagen.
Som underlag för vårt uttalande om ansvarsfrihet har vi utöver vår revision av årsredovisningen och koncernredovisningen granskat väsentliga beslut, åtgärder och förhållanden i bolaget för att kunna bedöma om någon styrelseledamot eller verkställande direktören är ersättningsskyldig mot bolaget. Vi har även granskat om någon styrelseledamot eller verkställande direktören på annat sätt har handlat i strid med aktiebolagslagen, årsredovisningslagen eller bolagsordningen.
Vi anser att de revisionsbevis vi har inhämtat är tillräckliga och ändamålsenliga som grund för våra uttalanden.
Vi tillstyrker att årsstämman disponerar vinsten enligt förslaget i förvaltningsberättelsen och beviljar styrelsens ledamöter och verkställande direktören ansvarsfrihet för räkenskapsåret.
Göteborg den 16 april 2013
PricewaterhouseCoopers AB
Klas Brand Johan Malmqvist Auktoriserad revisor Auktoriserad revisor Huvudansvarig revisor
| Oljerelaterade termer och mått | ||||
|---|---|---|---|---|
| Opex | Operativa kostnader, löpande kostnader för underhåll | |||
| Capex | Kapitalkostnader, kostnader för investeringar och utbyggnad |
|||
| LTL | Litauiska litas | |||
| EUR | Euro | |||
| CHF | Schweiziska franc | |||
| SEK | Svenska kronor | |||
| USD | USA dollar |
| Blow-out | Okontrollerat utsläpp av olja, gas eller vatten från en oljebrunn. |
|---|---|
| Brentolja | En referensolja för de olika oljetyperna i Nordsjön, används som utgångspunkt för prissättning. API lig ger runt 38°. WTI (West Texas Intermediate) och Dubai är andra referensoljor. |
| Cost oil | Den andel av producerad olja som används för att täcka löpande driftskostnader och för att återfå tidigare prospekterings-, utvärderings- och utbyggnadskostnader. |
| Down stream |
Oljeverksamhet som verkar inom raffinering och distribution av oljan i form av drivmedel, eldnings olja eller som råvara till den petrokemiska industrin. |
| EPSA | Prospekterings- och produktionsdelningsavtal |
| Farma ut/ farma in |
Innehavaren av andelar i en oljelicens kan överlåta (farma ut) andelar till ett annat bolag i utbyte mot att detta bolag övertar delar av arbetsåtagandet på licensen, till exempel bekostar en borrning eller en seismisk undersökning inom en viss tid. I gengäld får det inbjudna bolaget del i eventuella framtida intäkter. Om villkoren uppfylls får bolaget behålla licensandelarna, om inte tas andelarna tillbaka av den ursprungliga innehavaren. Detta kallas för att "farma in" och "farma ut". |
| Förkastning En spricka i berggrunden där en förskjutning har skett av ett block av berg relativt ett annat block. |
|
| HSE | Hälsa, säkerhet och miljö |
| Injektions brunn |
En brunn där gas eller vatten sprutas in för att öka trycket i en reservoar. Genom att injicera gas eller vat ten (eller både och) kan man öka utvinningsgraden. |
| Kolväten/ Hydrokar boner |
Ämnen sammansatta av grundämnena väte (hydro gen, H) och kol (karbon, C). Om en förekomst huvudsakligen innehåller lätta hydrokarboner är de oftast i gasform och reservoaren kallas då ett gasfält. Är det i huvudsak tyngre hydrokarboner så är de i vätskeform och reservoaren kallas för oljefält. Under vissa betingelser kan det finnas båda typer i reservoa ren, då ligger gasen som en kappa över oljan. Olja innehåller alltid en viss del lätta hydrokarboner som frigörs vid produktion, så kallad associerad gas. |
| Koncession Avtal som ingåtts med värdlandet och som reglerar bolagets rätt att prospektera och producera olja och gas inom ett definierat område, i utbyte mot licensav gift och royalties på produktionen till landets regering. (Kallas också block eller licens.) |
|
| Kondensat Flytande kolväte med låg densitet som vanligen före kommer vid naturgasfyndigheter. Dess flytande form beror på om temperatur- och tryckförhållandena i reservoaren möjliggör kondensation. |
| Leads | Leads är möjliga ansamlingar av kolväten där mer geologisk data behöver samlas in och analyseras innan de kan kallas för ett prospekt, på vilket borr ning anses vara möjlig att genomföra. |
|---|---|
| Licens | Tillstånd att leta efter och producera olja och gas. Olje- och naturgastillgångar ägs av det land i vilket fyndigheten finns. Oljebolagen erhåller tillstånd av respektive lands myndighet att prospektera efter samt utvinna olja och naturgas. Dessa tillstånd kan kallas för koncession, tillstånd, produktionsdelningsavtal eller licens beroende på vilket land det handlar om. En licens består vanligtvis av två delar; en prospekte ringslicens och en produktionslicens. |
| Loggdata | Resultatet av undersökningar som samlar in data från borrkärnan och omkringliggande bergsformationer, som normalt sett består av spår och kurvor. Dessa tolkas för att ge information om förekomsten av olja, gas och vatten. |
| Onshore | Beteckning för verksamhet på land. |
| Offshore | Beteckning för verksamhet till havs. |
| Operatör | Den medlem i ett joint venture som är utnämnd till att leda arbetet på ett olje- eller gasfält. Bolaget måste godkännas av landets myndighet. |
| Porositet | Porositeten hos ett bergmaterial bestäms genom att mäta mängden hålrum inuti, och avgöra hur stor andel av den totala volymen av materialet som består av hålrum. |
| Produk tionsborr ning |
En borrning gjord inom ett område med bevisade reserver för produktion av olja eller gas. |
| Profit oil | Den återstående andelen av oljan som produceras efter att royalties har betalats och kostnadstäckning har skett via "cost oil" (se begreppet ovan). "Profit oil" delas i enlighet med produktionsdelningsavtalet och licensandel. |
| Prospekt | Ett geografiskt område där prospektering visat inne håll av sedimentära bergarter och strukturer som kan vara gynnsamma för förekomst av olja eller gas. |
| Prospekte ringsborr ning |
Borrning gjord i syfte att undersöka om det finns kol väten inom ett visst område. |
| PSA | Produktionsdelningsavtal |
| Reser ver och resurser |
Se Beräkning av reserver, sidan 15. |
| Reservoar | En samling av olja eller gas i en porös typ av bergart med god porositet, som sandsten eller kalksten. |
|---|---|
| Råolja | Den olja som produceras ur en reservoar sedan gasen separerats bort. Råoljan är ett fossilt bränsle som bil dats av växt- och djurmaterial för flera miljoner år sedan. |
| Seismisk data |
Seismiska undersökningar görs för att kunna beskriva geologiska strukturer i berggrunden. En källa, som till exempel vibrationsenhet, dynamit, ljudsignaler (skott) sänder akustiska eller elastiska vibrationer som överförs från markytan eller havsytan och reflektio nerna fångas upp av särskilda mätinstrument för att analysera och lokalisera förekomster av kolväten. |
| Spräck ning/ fraktureing |
En metod att genom att pumpa in vätska med högt tryck, spräcka isär berg för att frigöra olje- och gastillgångar |
| Spudda | Att påbörja borrning. |
| Torrt hål | Borrning som inte påvisar några kommersiellt utvin ningsbara kolväten |
| Tung råolja Tung olja är olja som flödar långsamt. Den benämns tung eftersom dess densitet eller gravitet är högre än lätt oljas. Tungolja definieras som all flytande petro leum som har en API lägre än 20°. Den är svårare att producera med konventionella metoder, är dyrare att förfina och förbränningen är mer förorenande. |
|
| Sandsten | En sedimentär bergart, vars korn framförallt är av sandstorlek. Termen används ofta för att antyda kon soliderad sand eller en sten bestående av övervägande kvartssand, även om den ofta innehåller fältspat, stenfragment, glimmer och många andra mineral korn som hålls samman med kiseldioxid eller en annan typ av cement. Den relativt höga porositeten och genomsläppligheten av sandsten gör den till en bra bergart i reservoarer. |
| Upstream | Verksamhet inom oljeindustrin inriktad på att söka, finna och producera råolja och naturgas. |
| Utvärde ringsborr ning |
En borrning som ingår i ett borrprogram för att undersöka den fysiska omfattningen, reserver och möjlig dagsproduktion |
| WTI | West Texas Intermediate – den huvudsakliga refe rensoljan för prissättning av den nordamerikanska olja. runt 39.6° |
Tethys Oil AB Hovslagargatan 5B SE-111 48 Stockholm Sverige Tel. +46 8 505 947 00 Fax +46 8 505 947 99 E-post: [email protected]
Landsten Reklam 2013. Design Henrik Strömberg. Tryckt i Sverige.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.