Offentliggörande av informationsmaterial inför PA Resources extra bolagsstämma

Styrelsen i PA Resources AB (publ) har upprättat ett informationsmaterial till bolagets aktieägare inför den extra bolagsstämma som ska hållas den 5 juli 2013 kl. 09.30. Detta dokument innehåller ny detaljerad information avseende bolagets huvudsakliga tillgångar.

Bakgrund

Den 5 juni 2013 föreslog styrelsen i PA Resources AB (publ) (”PA Resources” eller ”Bolaget”) att en extra bolagsstämma, som ska hållas den 5 juli 2013, ska fatta beslut om en företrädesemission av aktier om cirka 891 MSEK med företrädesrätt för Bolagets aktieägare (”Företrädesemissionen”).

Inför den extra bolagsstämman har styrelsen i PA Resources upprättat ett informationsmaterial för att informera Bolagets aktieägare om den föreslagna Företrädesemissionen och ge en detaljerad beskrivning av Bolagets tillgångar.

Företrädesemissionen är fullt garanterad genom en kombination av teckningsåtaganden från större aktieägare, inklusive huvudägaren Gunvor Group och garantiåtaganden från Gunvor Group, Lorito Holdings och ett garantikonsortium sammansatt av Carnegie Investment Bank.

Under antagande att garantiåtagandena infrias till fullo skulle Gunvor Group bli ägare till cirka 49,9 procent av aktierna och rösterna i Bolaget. Gunvor Group har erhållit ett undantag från budplikt från Aktiemarknadsnämnden för det fall dess ägarandel överstiger 30 procent till följd av ett infriande av dess garantiåtagande i Företrädesemissionen. Undantaget från budplikten är villkorat av att den extra bolagsstämmans beslut om Företrädesemissionen biträds av aktieägare som representerar minst två tredjedelar av såväl de avgivna rösterna som de på den extra bolagsstämman företrädda aktierna, varvid man ska bortse från aktier som innehas och på den extra bolagsstämman företräds av Gunvor Group.

Ett antal aktieägare, exklusive Gunvor Group, vilka tillsammans representerar ett totalt innehav som överstiger 16 procent av aktierna och rösterna i Bolaget har åtagit sig att rösta för Företrädesemissionen på den extra bolagsstämman.

Ett prospekt avseende den föreslagna Företrädesemissionen kommer att offentliggöras omkring den 15 augusti 2013. För ytterligare information om Företrädesemissionen (inklusive bakgrund och motiv) hänvisas till pressmeddelandet daterat den 5 juni 2013. För ytterligare information avseende styrelsens förslag och beslut om att fatta beslut på den extra bolagsstämman hänvisas till PA Resources hemsida och den kallelse till den extra bolagsstämman som offentliggjordes den 5 juni 2013.

Stockholm, 1 juli 2013
PA Resources AB (publ)

Vid frågor, kontakta gärna:
PA Resources: + 46 8 545 211 50

Finansiell utveckling i sammandrag

Nedanstående finansiella information i sammandrag avseende räkenskapsåren 2010, 2011 och 2012 är hämtad ur PA Resources reviderade koncernräkenskaper, vilka har upprättas i enlighet med IFRS med nedanstående justering avseende den tunisiska skatten och ändrad presentation av anläggningstillgångar. Uppgifter avseende Bolagets resultat och finansiella ställning för perioderna 1 januari – 31 mars 2012 och 2013 har inte granskats av Bolagets revisorer.

Ändrad presentation av anläggningstillgångar

2012 ändrade PA Resources sin presentation av anläggningstillgångar i balansräkningen och i segmentsnoten. Immateriella och materiella anläggningstillgångar kategoriseras från 31 december 2012 som ”prospekterings- och utvärderingstillgångar” respektive ”olje- och gastillgångar”. Jämförelsesiffror för tidigare räkenskapsår har därför omräknats i Koncernens rapport över finansiell ställning nedan.

Nedanstående sammandrag av Koncernens räkenskaper bör läsas tillsammans med PA Resources reviderade koncernräkenskaper med tillhörande noter för räkenskapsåren 2010–2012 samt PA Resources delårsrapport för perioderna 1 januari – 31 mars 2012 och 2013. Siffrorna i detta dokument har avrundats, medan beräkningar har utförts utan avrundning. Detta medför att vissa tabeller till synes inte summerar korrekt.

Koncernens resultaträkning

1 JAN - 31 MAR 1 JAN - 31 DEC
MSEK 2013 2012 2012 2011 2010
Intäkter 445,9 649,8 2 183,5 2 153,8 2 226,7
Råvaror och förnödenheter -170,7 -208,9 -750,4 -707,4 -758,8
Övriga externa kostnader -19,0 -29,6 -110,9 -85,1 -125,2
Personalkostnader -13,8 -16,0 -66,8 -66,1 -67,1
Avskrivningar och nedskrivningar -94,6 -180,8 -2 319,1 -2 821,9 -785,3
Rörelseresultat 147,8 214,5 -1 063,7 -1 526,6 490,4
Summa finansiella poster -37,4 -146,6 -599,3 -350,4 -311,1
Resultat efter finansiella poster 110,4 67,9 -1 663,0 -1 877,0 179,3
Skatt på periodens resultat -76,5 -99,1 -302,7 -206,9 -495,7
Periodens resultat 33,8 -31,2 -1 965,7 -2 083,9 -316,4

Koncernens rapport över finansiell ställning

31 MAR 31 DEC
MSEK 2013 2012* 2012 2011* 2010*
Anläggningstillgångar 5 543,9 7 455,5 5 633,1 7 910,3 8 952,3
- varav prospekterings- och   utvärderingstillgångar 3 376,5 4 081,0 3 398,3 4 226,0 3 443,7
- varav olje- och gastillgångar 2 058,5 3 359,4 2 126,0 3 667,3 5 488,0
Omsättningstillgångar 950,5 1 028,5 805,5 951,6 1 945,7
- varav likvida medel 287,5 174,5 57,6 44,5 1 260,4
Tillgångar som innehas för försäljning 0,0 27,3 0,0 29,9 0,0
Summa tillgångar 6 494,4 8 511,3 6 438,6 8 891,8 10 898,1
Totalt eget kapital 2 201,3 2 561,9** 1 590,3 2 816,3** 4 805,3**
Långfristiga skulder 2 434,1 4 381,7** 1 734,7 4 483,9** 4 051,0**
- varav räntebärande skulder 1 096,2 3 131,3 399,8 3 170,2 2 767,3
Kortfristiga skulder 1 858,9 1 561,5 3 113,7 1 588,8 2 041,8
- varav räntebärande skulder 1 302,3 846,0 2 288,0 856,4 1 627,7
Skulder hänförliga till tillgångar som   innehas för försäljning 0,0 6,3 0,0 2,7 0,0
Summa eget kapital och skulder 6 494,4 8 511,3 6 438,6 8 891,8 10 898,1

* Totalt eget kapital och långfristiga skulder justerade för tidigare ej redovisade uppskjutna skatteskulder i Tunisien. Immateriella och materiella anläggningstillgångar kategoriseras som prospekterings- och utvärderingstillgångar respektive olje- och gastillgångar.

**Justering uppskjuten skatt I delårsrapporten för perioden 1 januari – 30 september 2012 justerades det ingående egna kapitalet för 2012 med -453 MSEK, vilket gav en ny ingående balans för 2012 om 2 816 MSEK. Justeringen var en följd av att Bolaget, i samband med processen att farma ut ägarandelar i Zaratlicensen, genomfört en genomlysning av den tunisiska skattesituationen, vilket resulterat i att tidigare ej redovisade uppskjutna skatteskulder i Tunisien avseende perioder före ingången av 2009 identifierades. I Koncernens rapport över finansiell ställning ovan presenteras eget kapital och långfristiga skulder som om motsvarande justering skulle gjorts på Koncernens historiska rapporter över finansiell ställning per 31 december för 2010, 31 december 2011 samt 31 mars 2012. Justeringen sker inom övrigt totalresultat avseende omräkningsdifferenser då underliggande uppskjutna skatteskulder är bokförda i USD, således påverkas ej Koncernens resultaträkning. Rapport över kassaflöden påverkas inte heller av de retroaktiva justeringarna eftersom de i sin helhet är hänförliga till orealiserade värdeförändringar.

Koncernens rapport över kassaflödet

1 JAN - 31 MAR 1 JAN - 31 DEC
MSEK 2013 2012 2012 2011 2010
Kassaflöde från den löpande verksamheten   före förändring av rörelsekapital 144,7 221,8 871,9 801,6 298,0
Förändring i rörelsekapital -214,9 -46,9 -33,6 10,0 118,2
Kassaflöde från den löpande verksamheten   efter förändringar i rörelsekapital -70,3 174,9 838,3 811,6 416,2
Kassaflöde från investeringsverksamheten -58,0 -31,6 -255,0 -1 612,6 -1 585,3
Kassaflöde från finansieringsverksamheten 359,0 -12,6 -568,2 -408,2 2 321,0
Periodens kassaflöde 230,8 130,8 15,1 -1 209,3 1 151,8
Likvida medel och kortfristiga placeringar   vid periodens början 57,6 44,5 44,5 1 260,4 123,9
Valutakursdifferens i likvida medel -0,8 -0,7 -1,9 -6,7 -15,3
Periodens kassaflöde 230,8 130,8 15,1 -1 209,3 1 151,8
Summa likvida medel vid periodens slut 287,6 174,5 57,6 44,5 1 260,4

Nyckeltal

1 JAN - 31 MAR 1 JAN - 31 DEC
2013 2012 2012 2011 2010
Oljeproduktion (fat) 608 300 792 200 2 888 200 3 145 600 3 918 000
Intäkter   (MSEK) 445,9 649,8 2 183,5 2 153,8 2 226,7
EBITDA (MSEK) 242,4 395,3 1 255,4 1 295,3 1 275,7
Rörelseresultat   (MSEK) 147,8 214,5 -1 063,7 -1 526,6 490,4
Rörelseresultat   per aktie efter utspädning* (SEK) 0,01 0,28 -1,05 -1,96 0,77
Resultat efter finansnetto per aktie* (SEK) 0,01 0,09 -1,63 -2,41 0,28
Resultat efter skatt per aktie efter   utspädning* (SEK) 0,003 -0,04 -1,93 -2,67 -0,50
Eget kapital per aktie före   utspädning* (SEK) 0,16 3,29 0,18 3,61 6,17
Eget kapital per aktie efter utspädning*   (SEK) 0,16 3,29 0,18 3,61 6,17
Vinstmarginal 24,7% 10,4% neg. neg. 8,1%
Soliditet 33,9% 30,1% 24,7% 31,7% 44,1%
Skuldsättningsgrad 95,9% 148,4% 165,4% 141,4% 65,2%
Antal utestående aktier före ustpädning*   (Antal) 14 145 998 972 779 412 666 8 672 576 740 779 412 666 779 411 382
Antal utestående aktier efter utspädning*   (Antal) 14 145 998 972 779 412 666 8 672 576 740 779 412 666 779 411 382
Genomsnitt antal utestående aktier före   utspädning* (Antal) 11 246 534 652 779 412 666 1 017 289 049 779 411 703 637 753 524
Genomsnitt antal utestående aktier efter   utspädning* (Antal) 11 246 534 652 779 412 666 1 017 289 049 779 411 703 637 753 524

* Antal utestående aktier efter utspädning inkluderar endast aktier som ger upphov till en utspädningseffekt. Genomförd nyemission 2013 gav upphov till retroaktiva justeringar.

Kommenterar till den finansiella utvecklingen i sammandrag

PA Resources är en internationell olje- och gaskoncern som bedriver prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gastillgångar. Koncernen har tillgångar i Västafrika, Nordafrika och Nordsjön. Olja produceras i Väst- och Nordafrika.

PA Resources tillgångsportfölj består idag av totalt 21 olje- och gaslicenser, varav sex är producerande, en under utveckling och 14 i prospekteringsfas. Balansen mellan de tre faserna – prospektering, utveckling och produktion – påverkar Bolagets risknivå. Marknadsvärdet av PA Resources tillgångsportfölj baseras framförallt på uppskattade reserver och resurser samt mängden producerad olja.

En olje- och gaslicens kan erhållas antingen direkt från en statlig/offentlig institution eller indirekt genom ett förvärv eller en infarmning, vilket innebär att innehavaren av en licens avyttrar en ägarandel till ett annat företag, där det andra bolaget tar över motsvarande andel av de till licensen knutna åtagandena samt får del av framtida intäkter. Ersättning för sådana transaktioner kan ske genom kontant betalning eller genom finansiering av framtida investeringar.

PA Resources är operatör för totalt 9 licenser och partner avseende de övriga 12 licenserna.

En sammanfattning av Koncernens olja-, gas- och övriga hydrokarbonreserver och resurser per 31 december för åren 2010, 2011 och 2012 presenteras nedan. I maj 2013 offentliggjorde PA Resources att de ingått ett avtal med EnQuest Plc att farma ut operatörskapet och 70 procent av Bolagets andel i sina offshore-tillgångar i Tunisien. För ytterligare information avseende reserver och resurser se sidan 19.

Reserver och resurser

Reserver
Miljoner fat oljeekvivalenter Bevisade
  reserver (1P)
Bevisade och
  sannolika reserver (2P)
Betingade
  resurser
31 december 2010 45,7 72,5 141
31 december 2011 39,1 60,2 145
31 december 2012 38,1 55,7 142
31 december 2012 tunisiska utfarmningen   beaktad 15,9 23,5 78

Huvudsakliga faktorer som påverkar verksamhetens resultat

Oljepris

Koncernens intäkter är i stor utsträckning beroende av världsmarknadspriset på olja. Intäkter baseras på försäljning styrd utifrån kontrakt tecknade med ett fåtal stora internationella oljebolag där såld olja prissätts utifrån gällande världsmarknadspris minus rabatt plus premie beroende på oljans kvalitet. Prissättning sker på under en på förhand bestämd tidsperiod före och efter dagen när fysisk leverans sker från säljare till köpare.

Det genomsnittliga priset på Brentolja under 2012 var över 112 USD per fat med en högsta nivå om cirka 128 USD per fat i mars 2012 och en tillfällig lägsta nivå om cirka 89 USD i juni 2012. Under de första fem månaderna 2013 var det genomsnittliga priset på Brent-råolja 108 USD per fat.

Den globala efterfrågan på olja ökade med 0,9 procent under 2012 och den globala efterfrågan uppgick enligt International Energy Agency (”IEA”), till 89,7 miljoner fat per dag. IEA bedömer att efterfrågan kommer uppgå till cirka 90,5 miljoner fat per dag under 2013 med en ökad efterfrågan från tillväxtmarknaderna och fortsatt minskad efterfrågan i OECD-länderna.

Produktionsnivå

PA Resources totala produktionsnivå har succesivt minskat under perioden 2010 fram till första kvartalet 2013. Under 2010 fanns det sju producerande fält varav sex i Nordafrika (Tunisien) och ett i Västafrika (Azuritefältet i Republiken Kongo). Under 2010 blev Azuritefältet Koncernens största producerande fält följt av Didonfältet i Tunisien, vilket historiskt sett varit det främsta bidragande producerande fältet.

Oljeproduktion

Totalt antal fat Antal Genomsnitt antal fat per dag
av råolja* fält Västafrika Nordafrika Totalt
Oljeproduktion 2010 3,9 miljoner 7 5 900 4 800 10 700
Oljeproduktion 2011 3,1 miljoner 8 5 300 3 300 8 600
Oljeproduktion 2012 2,9 miljoner 6 5 600 2 300 7 900
Oljeproduktion Q1 2013 0,6 miljoner 6 4 800 2 000 6 800

* PA Resources produktionsandel baserat på licensandelar

Idag genereras PA Resources produktion huvudsakligen vid tre fält, Aseng- och Azuritefälten i Västafrika och Didonfältet i Nordafrika. Produktionen på Asengfältet startade i november 2011 och under 2012 nådde fältet en platånivå för produktionen om 60 000 fat per dag vilket kan jämföras med den initiala planen om 50 000 fat per dag. PA Resources andel av produktionen motsvaras av en ägarandel om 5,7 procent. Fältet förväntas generera betydande kassaflöden under kommande år.

Alenfälet, som lyder under produktionsdelningsavtalet för Block I, förväntas börja producera under tredje kvartalet 2013. För PA Resources kommer ökningen i produktionen att vara marginell men synergierna från den gemensamma infrastrukturen förväntas minska rörelsekostnaderna för Bolagets andel i Block I.

Framtida produktionsnivåer, särskilt på Didonfältet, är beroende av de framtida utvecklingsplanerna och den övergripande utvecklingen av reserven.

Fluktationer i valutakurser

Den övervägande delen av PA Resources tillgångar hänför sig till internationella olje- och gasfyndigheter som värderas i USD och genererar intäkter i USD. Huvuddelen av PA Resources kostnader är i USD, men PA Resources har även mindre exponering i TDN, GBP, EUR, NOK och DKK. En samtidig tioprocentig förändring av varje valuta mot SEK skulle ha påverkat Koncernens rörelseresultat under 2012 med cirka ±17,7 MSEK, varav exponeringen i USD/SEK står för ±17,2 MSEK av totalbeloppet. Känslighetsanalysen baseras på intäkter och kostnader samt balansposter i bokslutet 2012 och tar inte hänsyn till eventuella förändringar på utländska valutamarknader som kan inträffa då valuta rör sig mycket.

Licensavtal, bolagsskatter, skatt på olja och royalties

Licensavtal förhandlas och utfärdas av regeringen eller relevant offentlig institution. Avtalsvillkoren reglerar normalt skatter, royalties, miljönormer, tekniska och ekonomiska överväganden, uppsägning, arbetsprogram och andra åtaganden kopplade till de olika faserna för prospektering och utveckling.Licensavtalen för Republiken Kongo, Tunisien och Ekvatorialguinea innehåller bestämmelser om royalties som antingen betalas in natura (dvs. i olja) eller som kontant betalning till staten. Storleken på gällande royaltysats varierar i intervallet 2-16 procent.

Skatter på oljeproduktion betalas i överensstämmelse med lokala legala och skattemässiga villkor för varje berört land. Dessa skatter kan variera inom landet för det fall att olika oljefält producerar inom olika kontrakt. Enligt vissa kontrakt kan en viss del av skatten också betalas in natura (skatt på olja, sk. tax oil).

Olje- och gastillstånd i Tunisien kan beviljas antingen som joint venture koncessionsavtal eller som produktionsdelningsavtal. Med undantag för Jenein Centre-licensen, faller PA Resources tillgångar i Tunisien under kategorin joint venture koncessionsavtal. Skatt och royalty betalas enligt varierande satser beroende på vinst/investeringskvoten (R-faktorn), vilken är den ackumulerade nettointäkten (intäkt minus royalty och skatt) dividerat med de ackumulerade utgifterna (driftskostnader och investeringar). Beroende på R-faktorn, är royaltysatsen för olja och gas 2-15 procent. Bolagsskatt tas ut på vinsten med mellan 50-75 procent om huvuddelen består av oljefält och mellan 50-65 procent om huvuddelen består av gasfält. Det tunisiska skattesystemet medger avdrag vid beräkningen av den beskattningsbara inkomsten för vissa poster, exempelvis royalty, utbyggnadskostnader och finansieringskostnader relaterade till utbyggnadsutgifter upp till ett tak om 70 procent. Eventuella förluster kan sparas under fem år och kvittas mot framtida produktion. Prospekterings-och utvärderingsutgifter som uppkommer för ett fält kan kvittas mot skattepliktiga intäkter som genereras inom hela koncessionen som härrör från samma tillstånd. För en mer detaljerad information om det nationella skattesystemet hänvisar PA Resources till tunisisk skattelagstiftning. Enligt koncessionsavtalet för Didon är PA Resources skyldig att sälja 20 procent av oljeproduktionen från Didon-fältet på den lokala tunisiska marknaden med 10 procents rabatt på försäljningspriset (FOB).

Bolagsbeskattning i Danmark avseende utvinnings- och prospekteringsbolag inom olja och gas består av en kombination av bolagsskatt (kapitel 2-inkomster) och hydrokarbonskatt (kapitel 3- eller 3A-inkomster). Bolagsskatt utgår med 25 procent och hydrokarbonskatten är beroende av när tillståndet beviljades. PA Resources omsättningstillgångar i Danmark beskattas enligt kapitel 3A, vilket ger en skattesats för hydrokarboner om 52 procent. Den totala kombinerade skattesatsen enligt kapitel 2 och 3A är 64 procent. Det danska skattesystemet tillåter vissa fördelaktiga avdrag såsom skattelättnader för hydrokarbonskatt (uplift), ingen ringfencing per fält (isolering av avdragsrätten för utgifter i samband med ett fält) och skattemässiga regler för avskrivningar som vardera har en inverkan på den faktiskt tillämpade skattesatsen. För en mer detaljerad information om det nationella skattesystemet hänvisar PA Resources till dansk skattelagstiftning.

PA Resources västafrikanska tillgångar innehas under konfidentiella produktionsdelningskontrakt med respektive stat. Enligt Block I:s produktionsdelningskontrakt tillåts accelererad återhämtning av investeringar genom förstärkt nettoandel av produktionen. Till följd av detta avtar PA Resources nettoandel av produktionen efter skatt på olja och royalties över tid, allteftersom investeringar intjänats.

Framgångsrik prospektering, värdering och utbyggnadsplanering

Ett sätt att öka utvinningsbara olje- och gasresurser är genom framgångsrik prospektering. Strukturer och prospekt identifieras genom analys av geologiska och geofysiska data samt genom prospekteringsborrning. Fortsatta analys-och utvärderingsaktiviteter (inklusive utvärderingsbrunnar) krävs för att kvantifiera storleken på ett fynd i form av betingade och därför potentiellt utvinningsbara resurser med avsikten att göra en bedömning om fyndet är kommersiellt gångbart för utbyggnad eller ej. För det fall att fyndet konstateras vara kommersiellt gångbart, kan det verkliga värdet av tillgången öka avsevärt. Resurser räknas normalt som reserver när en utbyggnadsfas planeras eller godkänns.

Förklaringar av resultatpåverkande faktorer

Intäkter

PA Resources intäkter är framförallt hänförbara till försäljningen av olja. PA Resources intäkter rapporteras baserat på Bolagets licensandel av ett fälts antal producerade fat oljeekvivalenter. Detta innebär att PA Resources alltid tar upp intäkter som motsvarar den rapporterade produktionen för perioden före avdrag för skatt, såsom royalties och skatt på olja. Intäkter tas upp i den period då produktionen sker, vilket betyder att all råolja i lager har verkligt värde och tas upp som sålt.

Kostnader för råvaror och förnödenheter

Kostnader för råvaror och förnödenheter består av två poster; utvinnings- och produktionskostnader och royalty-kostnader.

Utvinnings- och produktionskostnader är till stor del fasta kostnader. Dessa kostnader är ofta kontrollerade genom ett så kallat joint operating-avtal mellan operatören på fältet och övriga parter. Avtalet reglerar årliga budgetar och arbetsprogram, planerade program för borrning, investeringar, underhåll, produktion och scheman för avhämtning av olja (s.k. liftings), etc.

Nuvarande licensvillkor för vissa av de producerande oljefälten kräver att royalties utbetalas. Koncernen betalar antingen royalty in natura genom oljeutbudet eller genom kontantbetalning. Royalties varierar med olika produktionsnivåer. Royalties rapporteras brutto i resultaträkningen, där de totala intäkterna inkluderar producerad royaltyolja. Motsvarande royaltykostnad inkluderas i resultaträkningen under posten råvaror och förnödenheter.

Övriga externa kostnader

Övriga externa kostnader består framförallt av kostnader för PA Resources administrativa organisation, såsom konsulter, kontor och andra licensrelaterade kostnader.

Personalkostnader

Personalkostnader är hänförliga till löner, kostnader för socialförsäkringar, pensionskostnader och andra personalrelaterade kostnader. PA Resources hade 122 heltidsanställda per den 31 mars 2013.

Avskrivningar och nedskrivningar

Avskrivningar relaterar framförallt till olje- och gastillgångar. Avskrivningar påbörjas i samband med att produktionsstart sker och beräknas i enlighet med produktionsenhetsmetoden (sk. Unit of Production Method). Olje- och gastillgångar skrivs av i takt med årets produktion i förhållande till totala beräknade bevisade och sannolika reserver av olja och gas.

Avskrivning av tekniska installationer och utrustning görs linjärt över tillgångarnas förväntade nyttjandeperiod. Den beräknade nyttjandeperioden är tio år för tekniska installationer och fem år för utrustning. Avskrivning av maskiner och inventarier görs linjärt över tillgångarnas förväntade nyttjandeperiod, vilket vanligtvis uppgår till tre till fem år.

Prospekterings- och utvärderingstillgångar samt olje- och gastillgångar prövas löpande för möjligt nedskrivningsbehov. För ytterligare information se avsnittet Nedskrivningar nedan.

Finansiella intäkter och kostnader

Finansiella intäkter inkluderar räntor från banker och andra finansiella institutioner. Ränteintäkter redovisas i enlighet med effektivräntemetoden och hänför sig framförallt till ränteintäkter på bankmedel och fordringar. Finansiella kostnader inkluderar framförallt räntekostnader från existerande obligationslån, kreditfacilititer och konvertibellån.

Finansnetto inkluderar också valutakursvinster och –förluster, vilka rapporteras netto, antingen som finansiella intäkter eller som finansiella kostnader. Valutakursvinster och –förluster relaterar framförallt till lån angivna i andra valutor än relevanta bolags funktionella valutor.

Inkomstskatt

Inkomstskatt relaterar till nuvarande skattekostnader, inklusive förändringar i uppskjuten skatt. Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket. Bolagsskattesatserna inom Koncernen varierar mellan 22 procent och 75 procent.

Nuvarande skatt inkluderar, förutom bolagsskatt, också oljeskatt. Skatten beräknas på beskattningsbar vinst för varje enskilt oljefält till nuvarande lokala skattesatser. Utbetalning av oljeskatt redovisas brutto i resultaträkningen där de totala intäkterna inkluderar antal producerade fat oljeekvivalenter och motsvarande kostnad redovisas i resultaträkningen under posten inkomstskatt. För ytterligare information se avsnitt Aktuell skatt nedan.

Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder beräknas enligt skattesatser som förväntas gälla för den period då fordringarna avräknas eller skulderna regleras, baserat på skattesatser och skattelagstiftning som föreligger eller i praktiken föreligger på balansdagen.

Väsentliga redovisningsprinciper

I följande avsnitt beskrivs Koncernens väsentliga redovisningsprinciper. För vidare beskrivning avseende redovisningsprinciper se PA Resources årsredovisning för 2012.

Gemensamt ägda tillgångar i form av licenser

Koncernens olje- och gasverksamhet drivs genom helägda eller gemensamt ägda licenser. Koncernens finansiella rapporter reflekterar Koncernens andel av produktion, kapital- och verksamhetskostnader och kortfristiga tillgångar och skulder i de gemensamt ägda licenserna.

Prospektering och utvärderingstillgångar

Det bokförda värdet av prospekterings-och utvärderingtillgångar inkluderar (i) utgifter för förvärvade licenser/koncessionsrättigheter, och (ii) aktiverade prospekterings- och utvärderingutgifter. Utgifter för prospekterings-och utvärderingstillgångar redovisas enligt metoden ”Full Cost Method” och samtliga kostnader hänförliga till prospektering, borrning och utvärdering av sådana intressen aktiveras i sin helhet. Om en tillgång överlåtits till berörda myndigheter eller bedömts som olönsam, kostnadsförs tillgången som en nedskrivning över resultaträkningen. När ett undersökningstillstånd bedöms vara kommersiellt, ansöks om en utbyggnadsplan. Efter godkännande av utbyggnadsplanen, omklassificeras tillgången som en koncession under olje-och gastillgångar.

Olje- och gastillgångar

Det bokförda värdet av olje-och gastillgångar inkluderar (i) omklassificerade prospekterings-och utvärderingstillgångar, (ii) aktiverade utbyggnadskostnader och (iii) kostnader för avveckling. Avskrivning på olje-och gastillgångar påbörjas i samband med produktionsstarten och tillgången skrivs av i takt med produktionen i förhållande till beräknade totala bevisade och sannolika reserver av olja och gas. Avskrivningar av tekniska installationer och utrustning sker linjärt.

Tillgångar prövas kontinuerligt för möjligt nedskrivningsbehov. Bedömningen av nedskrivningsbehov sker för respektive kassagenererande enhet vilket normalt motsvaras av en licensrättighet, produktionsdelningsavtal eller motsvarande.

Avvecklingskostnader uppkommer när Koncernen har förpliktelser för att bidra till återställning av miljön, nedmontering, bortforslande eller liknande åtgärder. En avsättning redovisas sedan baserat på nuvärdet av de kostnader som bedöms krävas för att fullgöra åtagandena. Som en motpost till avsättningen redovisas en tillgång som en del av Koncernens totala olje-och gastillgångar. Tillgången skrivs av över oljefältens livstid baserad på oljefältens produktion.

Nedskrivningar

PA Resources anläggningstillgångar består av prospekterings- och utvärderingstillgångar samt olje- och gastillgångar. Bokförda värden av Bolagets anläggningstillgångar uppstår generellt vid förvärv av licenser och dess värde ökar i takt med investeringskostnaderna. De bokförda värdena minskar i takt med att avskrivningar sker löpande under produktionen på respektive licens eller när nedskrivningar görs.

Det är viktigt att notera att bokfört värde av en tillgång inte nödvändigtvis motsvarar marknadsvärdet av samma tillgång. Det redovisade värdet (bokförda värdet) på en tillgång jämförs med den återvinningsbara summan för tillgången och för det fall att det bokförda värdet överstiger den återvinningsbara summan, anses tillgången nedskriven och skrivs ned till den återvinningsbara summan. Den återvinningsbara summan är det högre av (i) marknadsvärdet, dvs. det verkliga värdet med avdrag för försäljningskostnader och (ii) nyttjandevärdet, beräknat genom att diskontera uppskattade framtida kassaflöden till dess nuvärden genom att använda en diskonteringsränta före skatt.

PA Resources prövar löpande sina prospekterings- och utvärderingstillgångar samt sina olje- och gastillgångar för möjligt nedskrivningsbehov. Detta sker i samband med varje bokslut eller vid händelser eller förändrade omständigheter som ger indikationer på att tillgångarnas redovisade värden ej kan försvaras. Sådana indikationer kan omfatta ändringar av Koncernens verksamhetsplaner, återlämnade licenser, ändringar av råvarupriser som leder till lägre inkomster samt, för olje- och gastillgångar, en försämring av uppskattade reservkvantiteter.

Bedömningen av nedskrivningsbehov sker för respektive kassagenererande enhet, vilket motsvaras av licensrättighet, produktionsdelningskontrakt eller motsvarande som PA Resources äger. En kassagenererande enhet motsvaras således normalt av varje förvärvad tillgång i respektive land där PA Resources bedriver prospekterings- och utvinningsverksamhet.

För det fall en nedskrivning av en tillgång sker, redovisas en nedskrivningsförlust omedelbart på resultaträkningen. Det påverkar dock inte kassaflödena. Nedskrivningen minskar också värdet på tillgången i balansräkningen och minskar eget kapital med motsvarande summa.

Avsättningar

Avsättningar redovisas i balansräkningen när det finns ett formellt eller informellt åtagande till följd av en inträffad händelse för vilken det är troligt att ett utflöde av resurser krävs för att reglera åtagandet och en tillförlitlig uppskattning av beloppet kan göras. Diskontering görs till nuvärde i de fall tidseffekten i respektive avsättning är väsentlig. För en del oljefält där Koncernen har förpliktelser att bidra till återställning för exempelvis miljö, nedmontering, bortforslande, sanering och liknande åtgärder kring borrningsplatserna både på land och till havs redovisas avsättningar baserade på nuvärden av de kostnader som bedömts kommer att krävas för att fullgöra

åtagandena, med användande av estimerade kassaflöden. Använd diskonteringsränta tar hänsyn till marknadens bedömning av tidsvärdet av pengar och risken specifikt hänförlig till avsättningen. Avsättningar för återställningskostnader revideras löpande beroende på framtida förändringar i uppskattningar om

estimerade kassaflöden, diskonteringsränta och risker hänförliga till avsättningen. Förpliktelse uppkommer antingen i samband med att oljefält förvärvas eller som en följd av Koncernens nyttjande av dessa och som en motpost till avsättningen redovisas en tillgång som en del av Koncernens totala olje- och gastillgångar. Tillgången skrivs av över oljefältens livstid baserat på oljefältens produktion.

Inkomstskatt

Den redovisade skatten utgörs av aktuell skatt och uppskjuten skatt. Inkomstskatter redovisas i resultaträkningen då de avser resultaträkningens poster. Skatter hänförliga till poster i övrigt totalresultat redovisas i övrigt totalresultat och direkt mot eget kapital då den underliggande transaktionen redovisas direkt mot eget kapital.

Aktuell skatt

Aktuell skatt är skatt som ska betalas eller erhållas avseende aktuellt år med tillämpning av de skattesatser och den skattelagstiftning som används och är i kraft per balansdagen. Häri inkluderas även eventuella justeringar av aktuell skatt hänförlig till tidigare perioder. De aktuella skattefordringarna och skulderna för nuvarande och föregående perioder värderas till den summa som förväntas erhållas eller begäras in av skattemyndigheten. Skatter på oljeproduktion regleras i överensstämmelse med lokala juridiska och skattemässiga villkor i varje

berört land, vilka varierar inom landet beroende på vilket oljefält det avser. Skatten beräknas på skattepliktig vinst för respektive enskilt oljefält till aktuella lokala skattesatser. Aktuella skattefordringar och skatteskulder hänförliga till respektive bolag nettoredovisas i balansräkningen. För vissa producerande oljefält ska det i enlighet med gällande licensvillkor erläggas skatt i form av skatt på olja, så kallad ”tax oil”. Koncernen betalar ”tax oil” i form av natura genom leverans av olja. Betalning av ”tax oil” redovisas brutto i resultaträkningen där totala intäkter inkluderar producerade fat ”tax oil” och motsvarande kostnad inkluderas i resultatposten skatt på periodens resultat.

Uppskjuten skatt

Uppskjuten skatt beräknas på temporära skillnader mellan tillgångarnas och skuldernas skattemässiga och bokförda värden. Uppskjutna skattefordringar redovisas för alla avdragsgilla temporära skillnader, skattemässiga förluster och underskott i den utsträckning det är sannolikt att det kommer att finnas framtida skattepliktiga vinster mot vilka de temporära skillnaderna och de outnyttjade underskottsavdragen kommer att kunna nyttjas. Den uppskjutna skatten redovisas emellertid inte om den uppstår till följd av en transaktion som utgör den

första redovisningen av en tillgång eller skuld som inte är ett rörelseförvärv och som, vid tidpunkten för transaktionen, varken påverkar redovisat eller skattemässigt resultat. De uppskjutna skattefordringarnas redovisade värden prövas vid varje balansdag och minskas i den utsträckning som det inte längre är sannolikt att tillräckligt stor beskattningsbar vinst kommer att finnas tillgänglig för att utnyttja hela eller delar av de uppskjutna skattefordringarna. Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder beräknas enligt skattesatser som förväntas gälla för den period då fordringarna avräknas eller skulderna regleras, baserat på skattesatser och skattelagstiftning som föreligger eller i praktiken föreligger på balansdagen. Uppskjutna skattefordringar och skatteskulder nettoredovisas i balansräkningen under förutsättning att skattebetalningen kommer att ske med nettobeloppet.

Rörelsekapital

PA Resources rörelsekapital består av kortfristiga icke räntebärande fordringar och skulder där de största ingående posterna i kortfristiga fordringar avser kundfordringar och upplupna intäkter avseende råolja. Upplupna intäkter avseende råolja ackumuleras tills avhämtning av oljan sker. Därefter säljs olja och faktureras kund. Kortfristiga skulder består huvudsakligen av leverantörsskulder och upplupna kostnader hänförliga till drift och borrning. Dessa varierar över tiden i förhållande till överenskomna arbetsprogram inklusive underhåll och borrprogram.

Påverkan av utfarmningen i Tunisien och nedskrivningen av Gita & Block 8 på resultaträkningen och balansräkningen

Koncernens intäkter under helåret 2012 uppgick till 2 184 MSEK och vinsten för perioden uppgick till -1 966 MSEK. De utfarmade tunisiska tillgångarna (70 procent av andelen i Didon och Zarat) bidrog med 357 MSEK i intäkter och 18 MSEK i vinst för perioden. Exklusive dessa poster skulle intäkterna för helåret uppgått till 1 826 MSEK och vinsten till -1 984 MSEK för perioden.

Under första kvartalet 2013 uppgick intäkterna till 446 MSEK och vinsten till 34 MSEK. De utfarmade tillgångarna i Tunisien bidrog med 82 MSEK i intäkter och 5 MSEK i vinst för perioden. Exklusive dessa poster skulle intäkterna för första kvartalet uppgått till 364 MSEK och vinsten till 29 MSEK för perioden.

Utfarmningen av 70 procent av Didion och Zarat medförde en kapitalförlust efter skatt om -113 MSEK (netto). Kapitalförlusten före skatt uppgick till -459 MSEK och uppskjutna skatteintäkter uppgick till 346 MSEK. Kapitalförlusten före skatt inkluderar köpeskillingen om 150 MSEK och effekterna från utfarmningen på balansräkningen; anläggningstillgångar om -867 MSEK, avsättningar om 280 MSEK samt justeringar av olika balansposter om -22 MSEK (netto).

Till följd av en utvärdering av Bolagets övriga tillgångar kommer en nedskrivning av licenserna 2008/17 (Block 8) på Grönland och Gita-licensen i Danmark om -182 MSEK att ske under det andra kvartalet 2013.

Efter utfarmningen och nedskrivning uppgick prospekterings- och utvärderingstillgångar till 3 483 MSEK, olje- och gastillgångar till 937 MSEK, långfristiga avsättningar till 370 MSEK och uppskjutna skattskulder till 358 MSEK.

Koncernens resultaträkning

1 januari – 31 mars 2013 jämfört med motsvarande period 2012

Intäkter, kostnader och EBITDA

Koncernens intäkter under perioden uppgick till 446 (650) MSEK. Intäkterna minskade främst till följd av lägre produktion i jämförelse med motsvarande period föregående år. Intäkterna påverkades också av ett lägre försäljningspris samt av valutaeffekter till följd av en försvagad USD. Kostnader för råvaror och förnödenheter inklusive royalty minskade till 171 (209) MSEK. Royaltykostnaden uppgick till 51 (76) MSEK. Royalty minskade främst till följd av lägre produktion medan royaltyprocentsatserna var oförändrade.

EBITDA uppgick till 242 (395) MSEK och EBITDA marginalen uppgick till 54 (61) procent.

Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat

Avskrivningar under perioden minskade till 74 (181) MSEK, främst till följd av lägre produktion i jämförelse med motsvarande period föregående år. Avskrivningen per producerat fat var lägre i jämförelse med motsvarande period föregående år, främst till följd av den under tredje kvartalet 2012 genomförda nedskrivningen av Azuritefältet. Valutakurseffekter minskade kostnaden för avskrivningar.

Engångsposter för perioden uppgick till 21 (0) MSEK och hänför sig till kvarvarande kostnader för investeringar på Azuritefältet vilka kostnadsförts då hela fältets återstående värde skrevs ner i tredje kvartalet 2012.

Av- och nedskrivningar uppgick till totalt 94,6 MSEK.

Rörelseresultatet exklusive engångskostnader uppgick till 169 (214) MSEK och inklusive engångskostnader till 148 (214) MSEK. Rörelsemarginalen exklusive engångskostnader för perioden blev 38 (33) procent.

Finansnetto, skatt och periodens resultat

Koncernens finansnetto uppgick under perioden till -37 (-147) MSEK. Valutaeffekter påverkade finansnettot positivt med 45 (-1) MSEK. I jämförelse med föregående år är finansnettot positivt påverkat främst av det, under fjärde kvartalet 2012, till 90 procent utsläckta konvertibla skuldebrevet.

Resultat före skatt exklusive engångskostnader uppgick till 131 (68) MSEK.

Skatt på periodens resultat uppgick till -77 (-99) MSEK. Betald skatt för perioden uppgick till 54 (3) MSEK.

1 januari – 31 december 2012 jämfört med motsvarande period 2011

Intäkter, kostnader och EBITDA

Koncernens intäkter under perioden uppgick till 2 184 (2 154) MSEK. Intäkterna ökade något jämfört med 2011, främst till följd av högre försäljningspris samt valutaeffekter till följd av en stärkt USD. Ökningen motverkades av lägre produktion.

EBITDA minskade något jämfört med 2011, främst till följd av ökade produktionskostnader, vilka till övervägande del är fasta och uppgick för perioden till 495 (431) MSEK. Ökningen berör främst det tillkommande Asengfältet i region Västafrika, vilket togs i drift under fjärde kvartalet 2011. EBITDA minskade också till följd av ökade externa kostnader, vilka uppgick till 111 (85) MSEK. Minskningen i EBITDA motverkades av ökade intäkter främst till följd av högre försäljningspris samt av minskade royaltykostnader, uppgående till 255 (277) MSEK till följd av lägre produktion. EBITDA uppgick till 1 255 (1 295) MSEK och EBITDA-marginalen minskade till 58 (60) procent.

Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat

Exklusive engångskostnaderna uppgick rörelseresultatet till 684 (508) MSEK. Avskrivningarna uppgick till 571 (787) MSEK och har minskat till följd av lägre produktion på Azuritefältet och i region Nordafrika. Vidare bidrog nedskrivningen av Azuritefältet i tredje kvartalet 2012 till minskade avskrivningar. Rörelseresultatet påverkades av betydande engångskostnader uppgående till 1 748 (2 035) MSEK, hänförlig främst till nedskrivning av bokfört värde på Azuritefältet och licensen MPS i Republiken Kongo om 1 315 MSEK till följd av revidering av mängden utvinningsbara reserver. Återlämnandet av licenserna Marine XIV i Republiken Kongo, licens 9/95 (”Maja”) i Danmark samt licenserna P 1342 och P 1802 i Storbritannien har medfört nedskrivningar om totalt 281 MSEK. Vidare har tillkommande kostnader för investeringar på Azuritefältet om 151 MSEK kostnadsförts då hela fältets återstående värde skrevs ned i tredje kvartalet 2012.

Finansnetto, skatt och periodens resultat

Resultatet före skatt påverkades av Koncernens finansnetto som uppgick till -599 (-350) MSEK under helåret. Finansnettot påverkades negativt av en icke-kassaflödespåverkande post uppgående till 70 MSEK hänförlig till omklassificering/utsläckning av det konvertibla skuldebrevet i samband med genomförd kvittningsemission. Periodens finansnetto är påverkat negativt av minskade aktiverade lånekostnader i samband med färdigställandet av Asengfältet i Ekvatorialguinea.

Periodens resultat påverkades av redovisad skatt som under året uppgick till -303 (-207) MSEK. Ny bedömning avseende avdragsrätt i Ekvatorialguinea vad gäller operativa och finansiella kostnader har påverkat skattekostnaden negativt med cirka 75 MSEK. Betald skatt uppgick till 5 (45) MSEK.

1 januari – 31 december 2011 jämfört med motsvarande period 2010

Intäkter, kostnader och EBITDA

Koncernens intäkter under perioden uppgick till 2 154 (2 227) MSEK. Intäkterna minskade något jämfört med 2010, främst till följd av lägre produktion. Detta motverkades av en ökning av det genomsnittliga försäljningspriset, vilket för året uppgick till 103 (76) USD per fat. Intäkterna påverkades också av en försvagad USD.

EBITDA förbättrades under året tack vare lägre kostnader. Kostnaderna för råvaror och förnödenheter inklusive royalty minskade till 707 (759) MSEK. Av detta uppgick produktionskostnaderna till 441 (490) MSEK vilka minskade främst till följd av en försvagad USD. Trots en lägre produktion var royaltykostnaden oförändrad och uppgick till 267 (269) MSEK på grund av ett högre oljepris. Övriga externa kostnader minskade också under året. EBITDA uppgick till 1 295 (1 276) MSEK och EBITDA-marginalen uppgick till 60 (57) procent.

Av- och nedskrivningar samt rörelseresultat

Exklusive engångskostnaderna uppgick rörelseresultatet till 508 (490) MSEK. Avskrivningarna uppgick till 787 (773) MSEK och har påverkats av nedjustering av reserverna på Azuritefältet något motverkat av en lägre produktion. Rörelseresultatet påverkades av betydande engångskostnader uppgående till 2 035 (0) MSEK, hänförlig till nedskrivningar på Azuritefältet om 1 436 MSEK, samt i Tunisien om 599 MSEK avseende produktionsbrunnen på Didon North samt avyttringen av fälten Ezzaouia och El Bibane.

Finansnetto, skatt och periodens resultat

Resultatet före skatt påverkades av Koncernens finansnetto som uppgick till –350 (–311) MSEK under helåret. Skillnaden förklaras främst av minskade ränteintäkter tillsammans med något lägre valutakursvinster.

Periodens resultat påverkades av redovisad skatt som under året uppgick till –207 (–496) MSEK. Minskningen berodde främst på engångseffekter i samband med genomförda nedskrivningar om 277 MSEK. Betald skatt uppgick till 45 (230) MSEK.

Koncernens kassaflöde och finansiella ställning

1 januari – 31 mars 2013 jämfört med motsvarande period 2012

Det operativa kassaflödet för perioden uppgick till -70 (175) MSEK främst till följd av en minskning av leverantörsskulder och andra skulder under perioden med -258 MSEK. Leverantörsskulder och andra skulder uppgick vid periodens slut till 316 MSEK att jämföra med 574 MSEK vid utgången av 2012. Minskningen beror främst på genomförda betalningar i samband med avslutandet av den planerade sidobrunnen på Azuritefältet.

Totala investeringar för perioden uppgick till 58 (32) MSEK. Helårsprognosen om 250 – 380 MSEK för helåret 2013 kvarstod. Av dessa utgjorde 48 (21) MSEK investeringar i region Västafrika.

Under perioden amorterades netto 245 (13) MSEK och nettokassaflödet, efter finansiering och investeringar, uppgick till 231 (131) MSEK.

Per sista mars 2013 hade Koncernen en nettolåneskuld om 2 111 MSEK och en skuldsättningsgrad om 95,9 procent, att jämföra med 2 630 MSEK och 165,4 procent vid föregående års utgång.

Likvida medel vid periodens slut uppgick till 288 MSEK (174) MSEK.

Eget kapital ökade under perioden med 611 MSEK främst till följd av genomförd företrädesemissionen om 604 MSEK, netto efter emissionskostnader. Eget kapital var negativt påverkat av omräkningsdifferenser om 26 MSEK och uppgick vid periodens slut till 2 201 MSEK.

Det innebär att Bolaget uppfyllde sina finansiella åtaganden (så kallade covenanter) för sina obligationslån vilket medförde en omklassificering av den kortfristiga delen av räntebärande lån och skulder om 932 MSEK till långfristiga räntebärande lån och skulder.

1 januari – 31 december 2012 jämfört med motsvarande period 2011

Det operativa kassaflödet förbättrades jämfört med föregående år och uppgick till 838 MSEK (812). Det operativa kassaflödet påverkades positivt av ett högre genomsnittligt försäljningspris och motverkades av lägre produktion. Kostnaderna för råvaror och förnödenheter minskade det operativa kassaflödet främst till följd av ökade kostnader för Asengfältet, vilket togs i drift under fjärde kvartalet 2011.

Totala investeringar uppgick till 255 (1 613) MSEK och avsåg för 2012 framför allt sidobrunnen på Azuritefältet samt mindre utbyggnadsinvesteringar på Aseng- och Alenfälten. Kassaflödet från finansieringsverksamheten påverkades av amorteringar av de räntebärande skulderna om netto 568 MSEK, att jämföra med föregående års nettoamortering om 408 MSEK.

Likvida medel uppgick till 58 (44) MSEK vid årets utgång. Efter genomförd företrädesemission uppgår likvida medel till cirka 570 MSEK.

De totala räntebärande skulderna, långfristiga och kortfristiga, minskade under året, främst till följd av den genomförda kvittningsemissionen. Nettoskuldsättningen hänförlig till Bolagets konvertibel minskade till följd av kvittningsemissionen med 819 MSEK, motsvarande en nominell skuldminskning om 890 MSEK. Utöver genomförd kvittningsemission har de räntebärande skulderna amorterats med netto 568 (408) MSEK.

Eget kapital minskade främst till följd av periodens negativa resultat om 1 966 MSEK och negativa omräkningsdifferenser om 229 MSEK. Den i slutet av året genomförda kvittningsemissionen påverkade eget kapital positivt om 968 MSEK. Soliditeten uppgick till 25 procent (32) vid årets slut.

1 januari – 31 december 2011 jämfört med motsvarande period 2010

Det operativa kassaflödet uppgick för perioden till 812 MSEK (416) och påverkades positivt av ett högre oljepris delvis motverkat av lägre produktion. Kostnaderna för råvaror och förnödenheter samt övriga externa kostnader var dessutom lägre jämfört med året innan och under 2011 minskade betald skatt.

Totala investeringar uppgick till 1 613 (1 585) MSEK och avsåg framförallt utbyggnaden av Azurite- och Asengfälten, produktionsbrunnen på Didon North samt borrningarna i Danmark. Kassaflödet från finansieringsverksamheten påverkades av amorteringar av de räntebärande skulderna om netto 408 MSEK, vilket ska jämföras med föregående års nettoupplåning om 2 321 MSEK inklusive nyemission av aktier om 1 641 MSEK.

Likvida medel uppgick till 44 (1 260) MSEK vid årets utgång. Tillgängliga kreditramar uppgick till cirka 1 730 MSEK varav 1 299 MSEK var utnyttjade.

De totala räntebärande skulderna, långsiktiga och kortsiktiga, minskade under året. Ett obligationslån om 900 MNOK (cirka 1 035 MSEK) tecknades i mars för att refinansiera två gamla obligationslån. Ett obligationslån om 100 MUSD (cirka 692 MSEK) återbetalades i juni och den större delen av ett obligationslån om 70 MUSD (cirka 484 MSEK) återbetalades i mars. Resten återbetalades i mars 2012.

Eget kapital minskade främst till följd av betydande engångskostnader. Soliditeten uppgick till 37 procent (48 procent) vid årets slut.

Koncernens balansräkning

Jämförelse 31 mars 2013 mot 31 december 2012

Balansomslutningen per den 31 mars 2013 uppgick till 6 494 MSEK (6 439). Periodens nedskrivning uppgick till 21 MSEK (0) och hänförde sig till återstående kostnader för investeringar i Azurite-fältet, vilka kostnadsfördes då det återstående värdet på hela fältet skrevs ned under tredje kvartalet 2012.

Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 mars 2013 till 950 MSEK (805) och bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar. Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick till 512 MSEK (463).

PA Resources egna kapital uppgick per den 31 mars 2013 till 2 201 MSEK (1 590). Eget kapital var negativt påverkat av omräkningsdifferenser om 26 MSEK.

Per den 31 mars 2013 uppgick PA Resources skulder till 4 293 MSEK (4 848), varav räntebärande skulder uppgick till 2 399 MSEK (2 688).

Jämförelse 31 december 2012 mot 31 december 2011 (justerat för uppskjuten skatt)

Balansomslutningen per den 31 december 2012 uppgick till 6 439 MSEK (8 892).

Av årets nedskrivning inom prospekterings- och utvärderingstillgångar om 694 MSEK hänför sig 281 MSEK till nedskrivning av de återlämnade licenserna 9/95 (”Maja”) i Danmark, licenserna P 1342 och P 1802 i Storbritannien samt den återlämnade licensen Marine XIV i Republiken Kongo. Vidare har 413 MSEK skrivits ner hänförligt till licensen MPS i Republiken Kongo till följd av revidering av mängden framtida utvinningsbara reserver. Föregående års nedskrivning om 1 MSEK hänförs sig till återlämnad licens i Storbritannien.

Årets nedskrivning inom olje- och gastillgångar om 1 047 MSEK hänför sig i sin helhet till Azuritefältet där 896 MSEK är relaterat till den under tredje kvartalet genomförda nedskrivningen till följd av revidering av mängden framtida utvinningsbara reserver samt 151 MSEK till de under fjärde kvartalet kostnadsförda tillkommande investeringarna. Föregående års nedskrivning om 2 035 MSEK hänför sig till nedskrivna licensandelar i Nordafrika uppgående till 599 MSEK avseende den misslyckade produktionsbrunnen på Didon North samt nedskrivning till nettoförsäljningsvärdet på de avyttrade fälten Ezzaouia och El Bibane. Vidare ingår nedskrivna licenser i Västafrika uppgående till 1 436 MSEK hänförligt till licensandelar på Azuritefältet i Republiken Kongo.

Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 december 2012 till 805 MSEK (952) och bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar. Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick till 463 MSEK (633).

PA Resources egna kapital uppgick per den 31 december 2012 till 1 590 MSEK (2 816). Eget kapital minskade främst till följd av periodens negativa resultat om 1 966 MSEK och negativa omräkningsdifferenser om 229 MSEK. Den i slutet av året genomförda kvittningsemissionen påverkade eget kapital positivt om 968 MSEK.

Per den 31 december 2012 uppgick PA Resources skulder till 4 848 MSEK (6 073), varav räntebärande skulder uppgick till 2 688 MSEK (4 027).

Jämförelse 31 december 2011 mot 31 december 2010 (justerat för uppskjuten skatt)

Balansomslutningen per den 31 december 2011 uppgick till 8 892 MSEK (10 898).

Årets nedskrivningar hänför sig till nedskrivning av licensandelar på Azuritefältet i region Västafrika om 1 436 (0) MSEK, nedskrivning i region Nordafrika om totalt 599 MSEK (0) relaterat till produktionsbrunnen på Didon North samt nedskrivning till nettoförsäljningsvärde på de avyttrade fälten Ezzaouia och El Bibane. Därutöver har nedskrivning i region Nordsjön skett, uppgående till 1 (13) MSEK. Nedskrivningarna hänför sig till licenser vilka återlämnades år 2010.

Omsättningstillgångarna uppgick per den 31 december 2011 till 952 MSEK (1 946) och bestod till största delen av kundfodringar och andra fodringar. Omsättningstillgångarna ryms till största del i region Västafrika som uppgick till 633 MSEK (541).

PA Resources egna kapital uppgick per den 31 december 2011 till 2 816 MSEK (4 805). Eget kapital minskade främst till följd av betydande engångskostnader.

Per den 31 december 2011 uppgick PA Resources skulder till 6 073 MSEK (6 093), varav räntebärande skulder uppgick till 4 027 MSEK (4 395).

Översikt av Bolagets tillgångar

I nedanstående avsnitt presenteras en detaljerad beskrivning av Bolagets huvudsakliga tillgångar. Alla siffror är hänförliga till PA Resources andel av respektive tillgång (om inget annat anges). Tabellen nedan presenterar PA Resources balansräkning per region per den 31 mars 2013 och återspeglar utfarmningen av de tunisiska offshore-tillgångarna. Den tunisiska utfarmningen offentliggjordes i maj 2013. För mer information avseende utfarmningen vänligen se sidan 21.

PROSPEKTERINGS- OCH UTVÄRDERINGSTILLGÅNGAR SAMT OLJE- OCH GASTILLGÅNGAR

31 Mars 2013
Balansräkning (MSEK) Nordafrika
  Off-shore*
Nordafrika
  On-shore
Västafrika Nordsjön Övrigt/
  Koncernen
Totalt
Prospekterings- och utvärderingstillgångar 1 711 313 1 000 458 - 3 483
Olje- och gastillgångar 357 77 503 - - 937
Maskiner och inventarier 2 0 - 0 - 2
Finansiella anläggningstillgångar 0 0 - - - 0
Uppskjutna skattefodringar - - - - 104 104
Omsättningstillgångar 217 35 512 12 296 1 071
Summa tillgångar 2 287 426 2 015 470 400 5 597
Eget kapital 1 901
Långfristiga skulder 377 95 257 - 1 096 1 824
Kortfristiga skulder 153 100 201 16 1 401 1 872
Summa skulder och eget kapital 530 195 458 16 2 498 5 597
31 Mars 2013
Licensöversikt Nordafrika
  Off-shore*
Nordafrika
  On-shore
Västafrika Nordsjön
Prospekterings- och utvärderingstillgångar Zarat (30%) Jelma (70%) MPS (85%) Block 22/19a (50%)**
Makthar (100%) Block I (5,7%) Block 12/06 (64%)
Jenein Centre (35%) Block H (5,94%) Block Q7 (30%)
Block 10a (30%)
Schagen (30%)
B20008-73 (90%)
Block 9/06 (26,8%)
Olje- och gastillgångar Didon (30%) Douleb (70%) Azurite (35%)
Semmama (70%) Aseng (5,7%)
Tamesmida (95%) Alen (0,29%)

*Reflekterar den tunisiska utfarmningen

**För närvarande 50%, men förväntar tilldelning av ytterligare 50% andel

Tabellen ovan presenterar PA Resources balansräkning per region per den 31 mars 2013 som reflekterar i) utfarmningen av offshore-tillgångar i Tunisien, inklusive justering för det första kvartalet 2013, ii) uppdelning av onshore-tillgångarna i Nordafrika (opåverkade av utfarmningen) och även iii) nedskrivning av licens 2008/17 (Block 8) och Block 9/06 (Gita), både belägna i region Nordsjön. Nedanstående kommentarer berör de justeringar som är reflekterade i Koncernens balansräkning per den 31 mars 2013 som om dessa händelser hade inträffat den 31 mars 2013.

Region Nordafrika offshore:

Prospekterings- och utvärderingstillgångar tillsammans med olje- och gastillgångar minskade med 832 MSEK (netto), framförallt till följd av de utfarmade tunisiska tillgångarna om 867 MSEK (brutto). Maskiner och inventarier samt finansiella anläggningstillgångar minskade med 2 MSEK respektive 1 MSEK. Omsättningstillgångar ökade med 121 MSEK (netto), hänförligt till köpeskillingen om 150 MSEK, vilket främst motverkades av utfarmade inventarier om 20 MSEK. Långfristiga skulder minskade med 610 MSEK (netto), framförallt hänförligt till utfarmad avsättning om 280 MSEK och uppskjuten skatteskuld om 346 MSEK. Kortfristiga skulder ökade med 13 MSEK (netto).

Region Nordsjön exklusive 2008/17 (Block8) och Block 9/06 (Gita):

Till följd av en granskning av Bolagets övriga tillgångar kommer en nedskrivning av värden relaterade till licens 2008/17 (Block 8) på Grönland och Block 9/06 (Gita) att ske i det andra kvartalet 2013, vilket reflekteras ovan i minskade prospekterings- och utvärderingstillgångar som uppgick till 182 MSEK.

                        Region Nordsjön

Konsession/licens Operatör Partners
Storbritannien
1 Block 22/19a PA Resources (50%)
Danmark
2 Block 9/06 (Gita) Maersk Olie og Gas (31.2%) PA   Resources (26,8%), Nordsøfonden (20%),
  Noreco (12%), Danoil (10%)
3 Block 12/06 PA Resources (64%) Nordsøfonden (20%), Spyker Energy   (8%), Danoil (8%)
Nederländerna
4 Block Q7 Smart Energy Solutions (30%) Energie Beheer Nederland (40%), PA Resources (30%)
5 Block Q10a Smart Energy Solutions (30%) Energie Beheer Nederland (40%), PA Resources (30%)
6 Schagen Smart Energy Solutions (30%) Energie Beheer Nederland (40%), PA Resources (30%)
Tyskland
7 B20008-73 PA Resources (90%) Danoil (10%)

* För närvarande 50%, men förväntas tilldelning av ytterligare 50% andel.

Region Nordafrika

Konsession/licens Operatör Partners
Tunisien
1 Douleb PA Resources (70%)* Serept (30%)
2 Semmama PA Resources (70%)* Serept (30%)
3 Tamesmida PA Resources (95%)* Serept (5%)
4 Didon**** EnQuest (70%) PA Resources (30%)
5 Jelma** PA Resources (70%) Topic (30%)
6 Makthar** PA Resources (100%)
7 Zarat**** EnQuest (70%) PA Resources (30%)
8 Jenein Centre*** Chinook Energy (65%) PA Resources (35%)

*    Operatörskapet är outsourcat till Serept.

**   ETAP har möjlighet att gå in som ägare till 50% i licensen Jelma och till 55% i licenserna Makthar och Zarat när fynd har gjorts
på licensen och en utbyggnadsplan har inlämnats. Fram till dess är ägarfördelningen enligt ovan.

*** ETAP står som ensam licensinnehavare, men har tecknat ett produktionsdelningsavtal med PA Resources och Chinook Energy.

**** Transaktionens fullföljande är beroende av ett antal villkor och godkännanden.

Region Västafrika

Konsession/licens Operatör Partners
Republiken Kongo   (Brazzaville)
1 Azurite Murphy (50%) PA Resources (35%), SNPC (15%)
2 Mer Profonde Sud PA Resources (85%) SNPC (15%)
Ekvatorialguinea
3 Aseng* Noble Energy (38%) Atlas   Petroleum (27,55%), Glencore (23,75%),
  PA Resources (5,7%), GEPetrol (5%)
4 Alen** Noble Energy (44.65%) GEPetrol (28,75%), Glencore (24,94%), Atlas   Petroleum (1,38%), PA Resources (0,29%),
5 Block I* Noble Energy (38%) Atlas Petroleum (27,55%), Glencore Exploration   (23,75%), PA Resources (5,7%), GEPetrol (5%)
6 Block H* White Rose Energy (46.31%) Atlas Petroleum (23.75%), Roc Oil (19%),
  PA Resources (5.94%), GEPetrol (5%)

* Ägarandelarna redovisas från och med 2011 inklusive det statliga bolagets GEPetrols rätt till ägarandelar.

** 95 procent av Alenfältet ligger i Block O och 5 procent i Block I. PA Resources har 5,7 procents ägarandel i Block I, vilket ger 0,285%
i fältet som helhet.

Reserver och resurser

Avsnittet nedan baseras på Koncernens årliga översyn av Bolagets reserver och resurser per den 31 december 2012, vilken offentliggjordes i samband med årsbokslutet för 2012 den 6 februari 2013.

Validering och beräkning av reserver och resurser

PA Resources reserver klassificeras enligt riktlinjer från Petroleum Resources Management System från 2007 (SPE-PRMS 2007). Betydande reserver utvärderas av en kvalificerad tredjepart. För de fält där PA Resources har en begränsad andel av reserverna, baseras utvärderingen på interna utvärderingar eller operatörens egen utvärdering.

Asengfältet utvärderades av en tredjepartskonsult vid årsslutet 2012, och volymerna är i paritet med operatörens egna estimat. Didonfältet reviderades av McDaniel and Associates Consultants Limited vid årsslutet 2011 och volymerna uppdaterades under 2012 till följd av goda reservoaregenskaper samt ESP-programmet. Zaratfältets volymer granskades av en tredjepartskonsult för PA Resources räkning vid årsslutet 2010. Azuritefältet skrevs ned under tredje kvartalet 2012 och fältets reserver motsvarar den återstående uppskattade produktionen. För fält i Tunisien/Ekvatorialguinea där PA Resources endast innehar en liten andel har uppskattningen av reserverna baserats på interna bedömningar eller bedömningar från operatören vid rapporteringstidpunkten.

PA Resources har, i tillägg till Bolagets reserver, i enlighet med riktlinjerna SPE-PRMS 2007, ytterligare tillgångar klassificerade som betingade resurser och riskvägda prospektiva resurser. Dessa har granskats och, vid behov, uppdaterats i enlighet med nytillkommen information vis årsslutet 2012. Tillgångar som presenteras som betingade resurser representerar P50-estimat. Riskade prospektiva resurser innefattar ansamlingar i prospekteringsområdena som anses vara försvarbara att borra samt ansamlingar i så kallade leads. Volymerna representerar P50-estimat, vilka har riskvägts i enlighet med uppskattade geologiska faktorer för framgång.

Alla reserver har beräknats baserat på den officiella Brentoljeprisprognosen från McDaniel and Associates per 1 januari 2013. Under perioden 2013-2021 uppgår snittpriset till 105 USD per fat. Priset har justerats för att återspegla relevanta skillnader mellan Brentpriset och det aktuella oljefältets råoljeförsäljning.

Uppdatering av reserver och resurser

Nedan följer en uppdatering av PA Resources reserver och resurser per 31 december 2012 vilken återspeglar utfarmningen av 70 procent av Bolagets andel i dess tunisiska offshore-tillgångar och återlämnandet av Block 8 (Grönland).

Reserver Betingade resurser Huvudsakliga tillgångar
Miljoner fat oljeekvivalenter 1P 2P 2C
Nordafrika 11,0 16,2 27 Zarat, Elyssa,   Didon
Västafrika 4,9 7,3 18 Aseng, Diega,   Yolanda
Nordsjön 0,0 0,0 34 Broder Tuck, Lille   John
Totalt 15,9 23,5 78

PA Resources reserver är till 100 procent olja eller kondensat och återfinns i fem tunisiska fält (Didon, Douleb, Semmama, Tamesmida, och Zarat), Azuritefältet i Republiken Kongo och Aseng- och Alenfälten i Ekvatorialguinea. Efter den tunisiska utfarmningen av Didonkoncessionen och Zarattillståndet reducerades 2P-reserverna vid årsslutet 2012 från 55,7 till 23,5 miljoner fat oljeekvivalenter och 1P-reserverna från 38,1 till 15,9 miljoner fat oljeekvivalenter.

Bevisade reserver (1P) är den bedömda mängd petroleum som har mycket stor sannolikhet (större än 90 procent) att kunna utvinnas från bevisade fyndigheter under rådande ekonomiska omständigheter och driftförhållanden.

Sannolika reserver är reserver som sannolikt består av utvinningsbara olje- och gasfyndigheter. Bevisade plus sannolika reserver (2P) har en sannolikhet på över 50 procent att de är tekniskt och ekonomiskt utvinningsbara under rådande eller framtida ekonomiska förhållanden.

PA Resources har också olje- och gasfynd som ännu inte blivit klassificerade som reserver. Oljeresurser som har bevisats genom borrning klassificeras som betingade resurser fram tills dess ett beslut tas att utveckla dem. Därefter klassificeras de som reserver. Efter genomförandet av utfarmningen av de tunisiska offshore-tillgångarna uppskattar PA Resources sina bedömda betingade resurser till 78 miljoner fat oljeekvivalenter.

PA Resources olje- och gasresurser som fortfarande är under prospektering men ännu inte har borrats och där kommersiellt försvarbara mängder av hydrokarbon ännu inte har etablerats, klassificeras som riskade prospektiva resurser. Dock har geologiska undersökningar visat att dessa tillgångar kan borras och en uppskattning av möjligheterna för en lyckosam borrning har gjorts. Efter utfarmningen av de tunisiska offshore-tillgångarna och återlämnandet av Block 8 (Grönland), bedömer PA Resources dess totala riskade prospektiva resurser i prospekteringsområden och leads till 208 miljoner fat oljeekvivalenter.

Reserver och relaterade fälts livstid är beroende av ett antal faktorer och kan inte uppskattas exakt. Existerande produktionsfaciliteters användbara livslängd påverkas av faktorer såsom produktionstakt, utrustning, antal brunnar i bruk och underhållsarbete och sist med inte minst olje- och gaspriser. Det finns flertalet åtgärder att vidta för att optimera och öka återhämtningskapaciteten av reservoarerna. Reserver i fält under utbyggnad påverkas av utformningen av produktionsfaciliteten, vilken i sin tur bestäms av vad som är kommersiellt försvarbart. Beslut att investera i faciliteter påverkas av faktorer såsom olje- eller gaspriset, tillgång till kapital, tillgång till utrustning och personal, infrastrukturen samt det specifika fältets karakteristika. Ett sätt att öka ett fälts livslängd är att genomföra prospekteringsborrning i angränsande områden för att hitta ytterligare reserver att ta till produktion genom existerande infrastruktur.

Framtida investeringsbehov

För att utveckla prospekterings- och utvecklingstillgångar till produktion krävs relativt stora investeringar. Bolagets plan för investeringsåtaganden fram till slutet av 2014 presenteras nedan. PA Resources har 15 licenser/tillgångar i prospekterings- och utvärderingsfas. I tillägg till de investeringar som presenteras nedan, för vilka man gjort åtaganden, krävs ytterligare avsevärda investeringar för att ta dessa tillgångar till produktion (förutsatt framgång). I följande beskrivning av Bolagets huvudsakliga tillgångar används ”förväntad utvecklingskostnad per fat” för att ge en uppskattning av investeringsbehov för att ta dessa tillgångar till produktion.

Investeringsåtaganden

PA Resources uppskattar att Bolagets finansieringsbehov för dess investeringsåtaganden uppgår till 0,7 mdr SEK eller 105 MUSD från och med det andra kvartalet 2013 till och med 31 december 2014. Dessa projektåtaganden specificeras nedan, av vilket totalt 45 MUSD eller 0,3 mdr SEK relaterar till de tunisiska offshore-tillgångarna.

Projekt
Tunisien: Didonfältet (ESP och påfyllnadsbrunn)
Tunisien: Zarattillståndet (Elyssas utvärderingsbrunn och   Zarattillståndets prospekteringsbrunn)
Tunisien: Onshore-prospektering (Makthar seismiska studier och   prospekteringsbrunn)
EG: Block I utveckling, prospektering och utvärdering (Aseng, Alen,   Carla South och Diega)
Rep. Kongo: MPS-licensen och sidobrunn på Azurite
Danmark: 12/06 arbetsprogram inför borrning

Utfarmning i Tunisien

PA Resources offentliggjorde i maj 2013, ett avtal med EnQuest Plc att farma ut 70 procent av Bolagets offshore-tillgångar i Tunisien. Avyttringen inkluderar 70 procent av Bolagets ägarandel i Didonkoncessionen och Zarattillståndet samt operatörskapet till EnQuest. Zaratlicensen innefattar de outvecklade Zarat- och Elyssafälten samt ett antal prospekteringsmål, medan Didonkoncessionen innefattar det producerande Didon-fältet. Fullföljandet av transaktionen är beroende av ett antal villkor, bland annat att alla nödvändiga relevanta myndighetsgodkännande avseende ägarförändring av Zaratlicensen erhålls.

Villkor för avyttringen:

  • Initial köpeskilling om 23 MUSD, att erläggas vid slutförandet av Didon-transaktionen
  • Ytterligare betalning om 93 MUSD villkorade av utvecklingen av Zaratfältet
  • Villkorade betalningar om upp till 133 MUSD beroende på utbyggnaden av Zarat- och Elyssafälten. Villkoren är baserade på:

-       Att utvecklingskostnaderna för 2P reserver inte överstiger 18 USD per fat oljeekvivalenter, med maximal ytterligare köpeskilling om utvecklingskostnaderna är 13 USD per fat oljeekvivalenter eller mindre

-       Att specifika intäktsmål uppnås

Syftet med försäljningen:

  • Att dela generella risker inom prospektering och utveckling med en finansiellt stark och tekniskt kompetent partner
  • Att involvera en sådan partner för att optimera produktionen på Didon och accelerera utvecklingen av Zarat och Elyssa
  • Att uppnå verkligt värde av de avyttrade tillgångarna genom kontantbetalningar, delade investeringskostnader (så kallade development carries) och ytterligare betalningar i ovanstående fall

Genom samarbetet med EnQuest – en dynamisk operatör med god kompetens och lång erfarenhet –säkerställer PA Resources möjligheten att realisera värdet av Zarattillståndets resurser genom ytterligare utbyggnad. PA Resources behåller betydande potential i offshore-tillgångarna i Tunisien genom sin kvarvarande ägarandel om 30 procent. Transaktionen minskar PA Resources exponering avseende åtaganden och arbetsprogram från ett bedömt värde om 150 MUSD ner till 45 MUSD. Bolagets andel i av Zaratfältets utbyggnad kommer till en stor del finansieras genom avtalet med EnQuest.

Utfarmningen är strukturerad som två separata transaktioner, varav en är relaterad till Didonkoncessionen vilken förväntas slutföras under andra halvåret 2013 och en som avser Zarattillståndet och förväntas genomföras under fjärde kvartalet 2013. Transaktionsdatum för de två transaktionerna är 1 januari 2013. Utfarmningen minskar PA Resources totala 2P-reserver från 55,7 till 23,5 miljoner fat oljeekvivalenter och betingade resurser (2C) från 142 till 78 miljoner fat oljeekvivalenter. Transaktionen reducerar också PA Resources produktionsandel från Didon-fältet med cirka 1 000 fat oljeekvivalenter per dag, från 1 400 till 400 fat oljeekvivalenter per dag, med ytterligare tillväxtpotential i närtid genom påfyllnadsborrningar och andra expansionsmöjligheter.

Ägarandelar i Zarattillståndet är föremål för statens rätt att gå in som ägare (så kallad ”back-in-right”).

Nordafrika

PA Resources tillgångar i Nordafrika är belägna i Tunisien där Bolaget producerar från offshore-fältet Didon och tre onshore-fält (Douleb, Semmamma och Tasmesmida) och bedriver prospektering inom fyra licenser (Zarat, Jelma, Makhtar och Jenein Center). PA Resources position i Tunisien är främst ett resultat av flertalet historiska förvärv, vilka inkluderar förvärvet av 100 procent av Didonkoncessionen och Zarattillståndet som genomfördes genom två transaktioner under 2004 och 2005.

I maj 2013 ingick PA Resources ett avtal genom vilket Bolaget överlåter 70 procent av Bolagets ägarandel i dess tunisiska offshore-tillgångar till EnQuest Plc (för mer information om transaktionen se sidan 21). Efter transaktionen uppgår PA Resources produktion från dess tunisiska verksamhet till omkring 800 fat oljeekvivalenter per dag. 2P-reserverna uppgår efter transaktionen till 16,2 miljoner fat oljeekvivalenter och de betingade resurserna (2C) till 27 miljoner fat oljeekvivalenter. Transaktionen inkluderar en överlåtelse av operatörskapet från PA Resources till EnQuest Plc. EnQuest Plc kan komma att föreslå en egen prospekterings- och utvecklingsplan för 2014 och framåt. Ett sådant program kan skilja från den existerande planen som beskrivs nedan.

Didon – Tunisien

Reserver och produktion

Didonfältet har varit PA Resources främsta producerande fält i Tunisien under de senaste åren. Sedan produktionen inleddes år 1997 har Didon producerat 32 miljoner fat oljeekvivalenter. Efter utfarmningen uppgår PA Resources andel av 2P-reserver till 0,8 miljoner fat oljeekvivalenter baserat på en arbetsplan som innefattar ett ESP-program och en påfyllnadsbrunn.

Produktionen framgent kommer att bero på, bland annat, utfallet av EnQuests utvecklingsplan och hur väl reservoaren presterar överlag. Under tredje kvartalet 2013 kommer fartyget, Didon FSO, att genomgå ett planerat underhållsarbete vilket kommer att reducera produktionen från Didonfältet under kvartalet.

Kostnader och investeringar

Baserat på den nuvarande utvecklingsplanen uppskattas utvecklingskostnaderna till 40-50 MUSD för hela fältet vilket motsvarar 12-15 MUSD i investeringar för PA Resources. EnQuest kan komma att ha en annan arbetsplan för Didon som kommer att vara föremål för utvärdering inom en snar framtid och kommer att överenskommas inom ramen för det nya partnerskapet. Operativa kostnader till dagens datum 2013 uppgick till cirka 32 USD per producerat fat olja.

Zarattillståndet – Tunisien

Zarattillståndet inkluderar två fält: i) Zaratfältet, vilket upptäcktes år 1992 och närmar sig utvecklingsfas och ii) Elyssafältet, vilket upptäcktes år 1975. Elyssafältet kräver för närvarande ytterligare utvärdering innan det tas till utvecklingsfas. När godkännande för utveckling av ett fynd erhållits och under den tidiga fasen av ett projekt, har ETAP en option att delta i utvecklingen genom att tillträda en andel om upp till 55 procent i fältet. För det fall ETAP väljer att delta i utvecklingen av ett fält, kommer de att betala sin andel av investeringar och operativa kostnader. De kommer även att ersätta sin andel av nedlagda utvärderings- och prospekteringskostnader av existerande parter fram till och med den tid då ETAP meddelade dess medverkan.

Reserver och produktion

Zaratfältet

Utvecklingsplanen för Zaratfältet förutser en gemensam utveckling med den norra intilliggande licensen, Joint Oil Block, där en brunn har bekräftat Zaratfältets utsträckning 2010. Diskussioner avseende en sammanslagning och en gemensam utvecklingsplan pågår. PA Resources nuvarande antagande är att den första oljan kommer att produceras under 2017/2018.

Fältets totala uppskattade utvinningsbara mängd hydrokarbon uppgår till omkring 120 miljoner fat oljeekvivalenter. PA Resources har för närvarande 2P-reserver om 13,7 miljoner fat oljeekvivalenter (olja) och betingade resurser (2C) om 6 miljoner fat oljeekvivalenter (gas och kondensat) efter utfarmning och före statens rätt att gå in som ägare.

Elyssafältet

PA Resources innehar betingade resurser (2C) om cirka 16 miljoner fat oljeekvivalenter (framförallt gas). Fyra brunnar har borrats till dagens datum och ytterligare en utvärderingsbrunn är planerad. PA Resources nuvarande bedömning är att den första gasen kommer att produceras under 2016/2017.

Kostnader och investeringar

Zaratfältet

Förväntade utvecklingskostnader för Zaratfältet är beroende av den utvalda utvecklingsplanen. Den nuvarande bedömningen är att utvecklingskostnaderna kommer att uppgå till 13-18 USD per fat oljeekvivalenter, medan operativa kostnader kommer att uppgå till 12-17 USD per fat oljeekvivalenter.

Elyssafältet

En potentiell utvecklingsplan är beroende av tillgång till den existerande infrastrukturen i Gulf of Gabes. Om en utvecklingsplan sanktioneras förväntas Elyssafältet därför ha utvecklingskostnader och operativa kostnader i linje med eller lägre än (beroende på vilka synergier som kan tillvaratas) Zaratfältets kostnader.

Västafrika

PA Resources huvudsakliga tillgång i Västafrika är 5,7 procents andel i produktionsdelningsavtalet Block I i Ekvatorialguinea. Block I inkluderar olje- och gasfältet Aseng som upptäcktes år 2007 och som togs i produktion under november 2011 och gas- och kondensatfältet Alen som också upptäcktes år 2007 och förväntas att tas i produktion under tredje kvartalet 2013.

Den västafrikanska regionen inkluderar även produktionsdelningsavtalen Mer Profonde Sud i Republiken Kongo (Brazzaville) och Block H i Ekvatorialguinea.

Produktionsdelningsavtalet Block I – Ekvatorialguinea

Produktionsdelningsavtalet Block I i Ekvatorialguinea inkluderar det producerande oljefältet Aseng och kondensatfältet Alen, vilket beräknas tas i produktion under tredje kvartalet 2013. Noble Energy Ltd är operatör för licensen med en ägarandel om 38 procent. PA Resources innehar för närvarande en andel om 5,7 procent och övriga partners är Glencore, Atlas Petroleum och GEPetrol.

Block I är ytterst prospektiv och pågående utvärderings- och prospekteringsaktiviteter kan komma att leda till ytterligare utvecklingsprojekt genom användning av den existerande infrastrukturen.

Reserver och produktion

PA Resources licensandel av utvinningsbara hydrokarbonvolymer i Aseng och Alen tillsammans uppgår till omkring 12 miljoner fat oljeekvivalenter, inklusive gasresurser.

Asengfältet togs i produktion under november 2011 och under 2012 nådde fältet en platånivå med produktion om 60 000 fat per dag (i jämförelse med den ursprungliga planen om 50 000 fat per dag). Under inledningen av 2013 kom Asengfältet av platånivån för produktion och fältets oljeproduktion minskade som ett resultat av begränsningar i gashanteringskapacitet.

I tillägg till Aseng och Alen, innefattar Block I tre outvecklade fyndigheter; olje/gasfältet Diega och gasfältet Yolanda och Carla South-fyndet från 2013.

Kostnader och investeringar

En utvärderingsbrunn på Diegafyndet kommer att borras under tredje kvartalet 2013, vilket kan komma att leda till att ytterligare ett fält utvecklas. Utvecklingskostnaderna uppskattas till mellan 10-15 USD per fat, medan den historiska utvecklingen för Block I har varit i den lägre delen av intervallet. Operativa kostnader uppgår till cirka 16 USD per fat sedan inledningen av 2013.

Azuritefältet – Republiken Kongo (Brazzaville)

Azuritefältet i Republiken Kongo (Brazzaville), som opereras av Murphy Oil, har under 2013 producerat avsevärt under de tidigare estimaten beroende på en misslyckad sidobrunnsborrning. Operatören utvärderar för närvarande möjligheterna för fältet, vilka inkluderar att lämna fältet, då det är osäkert hur länge fältet kan fortsätta att producera. Azuritefältet är avskrivet i sin helhet.

Produktionsdelningsavtalet Mer Profonde Sud – Republiken Kongo (Brazzaville)

Efter Murphy Oils avhopp har PA Resources ökat sin andel med ytterligare 50 procent i prospekteringsområdet av produktionsdelningsavtalet Mer Profonde Sud (MPS) i Republiken Kongo och är operatör med en licensandel om 85 procent. PA Resources har inlett en utfarmningsprocess i området. Den sista och valbara fasen för produktionsdelningsavtalet MPS påbörjar i november 2013 och inkluderar ett åtagande om att borra en brunn. Nuvarande bokfört värde av produktionsdelningsavtalet MPS uppgår till cirka 800 MSEK.


Nordsjön

PA Resources verksamhet i Nordsjön inkluderar en licens i Storbritannien, två licenser i Danmark, tre i Nederländerna och en i Tyskland. Ingen av dessa licenser är för närvarande producerande. Licens 2008/17 (Block 8) på Grönland has återlämnats under det andra kvartalet 2013.

Block 12/06 – Danmark

PA Resources är operatör med 64 procent för licensen 12/06 i Danmark, vilken inkluderar oljefyndet Lille John och gaskondensatfyndet Broder Tuck som båda gjordes av PA Resources under 2011.

Reserver och produktion

Licensen 12/06 innefattar preliminära betingade resurser (2C) om omkring 32 miljoner fat oljeekvivalenter netto till PA Resources.

Kostnader och investeringar

Det pågår arbete inför en borrning av en utvärderingsbrunn på Lille John under 2014 och studier genomförs vid Broder Tuck för att bestämma ifall fältet är kommersiellt eller ifall ytterligare utvärdering krävs. Typiska utvecklingskostnader för södra Nordsjön uppgår till mellan 10-15 USD per fat och Bolagets bedömning är att kostnaderna för Broder Tuck och Lille John kommer att vara i paritet med detta. De operativa kostnaderna beror på vilken utvecklingsplan som väljs och rådande prislistor men bedöms vara inom intervallet 10-15 USD per fat.

Storbritannien och Nederländerna

Block 22/19a – Storbritannien

PA Resources är operatör för gaskondensatfyndet Bergman (tidigare Fiddich) i Block 22/19a i Storbritannien. Bolagets ägarandel uppgår till 50 procent men kommer att öka till 100 procent i nära framtid.

Inga betingade resurser har ännu tillskrivits då licensen tilldelades efter utgången av år 2012. Det pågår arbete för att bedöma de ekonomiska möjligheterna för utvärdering/utveckling och Bolaget kommer inom kort att inleda initiala diskussioner med ägare till närliggande infrastruktur om potentiella samarbetsmöjligheter.

Q7-FA – Nederländerna

PA Resources har en ägarandel om 30 procent i det begränsade offshore-gasfyndet Q7-FA i Nederländerna. Operatören, Tulip Oil, avser att borra en utvärderings/utvecklingsbrunn under 2014.


Definitioner

 

EBITDA definieras som rörelseresultat exklusive totala avskrivningar och nedskrivningar.

Rörelseresultat definieras som rörelsens intäkter minskat med rörelsens kostnader (inklusive av- och nedskrivningar)

Resultat per aktier före/efter utspädning definieras som periodens resultat i förhållande till genomsnittligt antal aktier före/efter utspädning.

Eget kapital per aktie före/efter utspädning definieras som Koncernens redovisade egna kapital i förhållande till antal utestående aktier före/efter utspädning

Vinstmarginal definieras som resultat efter finansnetto i procent av intäkterna

Soliditet definieras som Koncernens redovisade egna kapital i procent av balansomslutningen

Skuldsättningsgrad definieras som Koncernens räntebärande skulder minskat med likvida medel i förhållande till justerat eget kapital

PA Resources AB (publ) är en internationell olje- och gaskoncern som bedriver prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gastillgångar. Koncernen har verksamhet i Tunisien, Republiken Kongo (Brazzaville), Ekvatorialguinea, Storbritannien, Danmark, Grönland, Nederländerna och Tyskland. PA Resources producerar olja i Västafrika och Nordafrika. Moderbolaget har säte i Stockholm, Sverige. PA Resources hade intäkter om 2,2 miljarder kronor under helåret 2012. Bolagets aktie är noterat på NASDAQ OMX Stockholm, Sverige. För mer information besök gärna www.paresources.se

Ovanstående information har offentliggjorts i enlighet med lagen om värdepappersmarknaden och/eller lagen om handel med finansiella instrument. Informationen publicerades kl. 20.15 den 1 juli 2013.

VIKTIGT MEDDELANDE

Detta dokument är en förenklad beskrivning av Företrädesemissionen och PA Resources och har inte blivit godkänt av någon tillsynsmyndighet. Detta dokument innehåller endast allmän information och utgör inte ett prospekt eller ett erbjudande att teckna aktier i Företrädesemissionen. Investerare ska inte fatta några beslut avseende deras deltagande i Företrädesemissionen baserat på vad som är beskrivet i detta dokument. Sådant beslut ska fattas baserat på information i prospektet som kommer att upprättats i anledning av Företrädesemissionen och vilket kommer att publiceras omkring den 15 augusti 2013. Prospektet kommer bland annat att innehålla en utförlig beskrivning av PA Resources, Företrädesemissionen och de risker som är förenade med deltagande i Företrädesemissionen och med värdepapperen i PA Resources i dess egenskap av finansiella instrument.

Informationen i detta pressmeddelande är inte avsedd att offentliggöras, publiceras eller distribueras, direkt eller indirekt, i USA, Australien, Hongkong, Japan, Kanada, Schweiz, Singapore, Sydafrika eller Nya Zeeland. Distribution av detta pressmeddelande kan vara förbjudet i vissa övriga jurisdiktioner. Informationen i detta pressmeddelande skall inte utgöra ett erbjudande om att sälja eller en uppmaning om att köpa några värdepapper i PA Resources i någon jurisdiktion. Detta pressmeddelande varken utgör, eller utgör en del av, ett erbjudande eller en uppmaning om att köpa eller teckna värdepapper i USA. Värdepapper omnämnda häri får inte erbjudas eller säljas i USA utan registrering eller ett undantag från registrering i enlighet med den amerikanska Securities Act of 1933 i dess aktuella lydelse (”Securities Act”). PA Resources avser inte att registrera någon del av erbjudandet av värdepapper i USA eller genomföra ett erbjudande av värdepapper till allmänheten i USA. Kopior av detta offentliggörande distribueras eller skickas inte och får inte distribueras eller skickas till USA, Australien, Hongkong, Japan, Kanada, Schweiz, Singapore, Sydafrika eller Nya Zeeland. Person som kan erhålla denna pressrelease är skyldig att informera sig om att ovanstående restriktioner följs och i synnerhet att inte publicera eller sprida pressreleasen i strid mot tillämpliga värdepappersrättsliga regler.

PA Resources har inte beslutat om att erbjuda aktier eller rätter till allmänheten i någon medlemsstat inom det Europeiska Ekonomiska Samarbetsområdet, med undantag för Sverige och annan jurisdiktion dit erbjudandet av aktier eller rätter kan komma att passporteras. Inom sådana medlemsstater inom det Europeiska Ekonomiska Samarbetsområdet, förutom Sverige (och andra jurisdiktioner dit erbjudandet av aktier eller rätter kan komma att passporteras), som har implementerat prospektdirektivet (en ”Relevant Medlemsstat”) har ingen åtgärd per detta datum vidtagits för att rikta ett erbjudande av aktier eller rätter till allmänheten som kräver att ett prospekt publiceras i någon Relevant Medlemsstat. Som en konsekvens härav får aktierna eller rätterna endast erbjudas i en Relevant Medlemsstat (a) till kvalificerade investerare (enligt definition i prospektdirektivet eller tillämplig lagstiftning), eller (b) i något annat hänseende som inte kräver att PA Resources publicerar ett prospekt i enlighet med Artikel 3(2) i prospektdirektivet.

Vid tillämpning härav skall uttrycket ”ett erbjudande av aktier eller rätter till allmänheten” i någon Relevant Medlemsstat innebära kommunikation, i någon form, av tillräcklig information om villkoren för erbjudandet och de aktier eller rätter som erbjuds för att en investerare skall kunna besluta om att köpa värdepapper, såsom detta kan variera i sådan Relevant Medlemsstat till följd av implementeringen av prospektdirektivet i sådan medlemsstat och med uttrycket ”prospektdirektivet” menas Direktiv 2003/71/EG inkluderande samtliga implementeringsåtgärder i respektive Relevant Medlemsstat.

Carnegie Investment Bank företräder PA Resources och ingen annan i samband med Företrädesemissionen och kommer inte att vara ansvarig gentemot någon annan än PA Resources för tillhandahållandet av skydd som erbjudits till dess klienter eller för tillhandahållandet av rådgivning i samband med Företrädesemissionen och/eller något annat ärende till vilket hänvisning görs i detta offentliggörande.

Carnegie Investment Bank åtar sig inget som helst ansvar och lämnar ingen utfästelse eller garanti, varken uttryckligen eller underförstått, avseende innehållet i detta offentliggörande, inklusive dess riktighet, dess fullständighet eller verifiering eller för något annat uttalande som gjorts eller avsetts att göras av Carnegie Investment Bank, eller å dess vägnar, i samband med PA Resources och de nya aktierna och Företrädesemissionen, och inget i detta offentliggörande är, eller skall förlitas på som, ett löfte eller en utfästelse i detta avseende, oavsett vad avser det förflutna eller framtiden. I enlighet härmed frånsäger sig Carnegie Investment Bank i den fullaste mån det är tillåtet enligt lag allt ansvar oavsett om det hänför sig till skadestånd, avtal eller annorledes som det annars skulle ha vad avser detta offentliggörande eller något sådant uttalande.

Vissa siffror i detta dokument har avrundats medan beräkningar utförts utan avrundingar med resultatet att vissa tabeller kan framstå som inkorrekt summerade. Detta är fallet när belopp anges i tusental, miljoner eller miljarder.

FRAMÅTRIKTADE UTTALANDEN

Detta pressmeddelande innehåller framåtriktade uttalanden som återspeglar ledningens aktuella syn på framtida händelser samt möjlig finansiell-, verksamhets- och annan utveckling. Även om PA Resources anser att förväntningarna som beskrivs i sådana uttalanden är rimliga finns det ingen garanti för att dessa framåtriktade uttalanden visar sig vara korrekta. Således kan utgången skilja sig markant från de som anges i framåtriktade uttalanden som en konsekvens av olika faktorer. I ljuset av dessa risker, osäkerheter och antaganden är det möjligt att händelser som beskrivs i de framåtriktade uttalandena i detta dokument inte inträffar. Följaktligen bör presumtiva investerare inte lägga otillbörlig vikt vid dessa och andra framåtriktade uttalanden. Du uppmanas att läsa detta offentliggörande, och prospektet och den information som har inarbetats genom hänvisning däri när detta gjorts tillgängligt, i dess helhet för en vidare diskussion av de faktorer som kan påverka PA Resources framtida prestation och de branscher inom vilka Bolaget är verksamt.

Taggar:

Om oss

PA Resources AB (publ) är en internationell olje- och gaskoncern som bedriver prospektering, utbyggnad och produktion av olje- och gastillgångar. Koncernen har verksamhet i Tunisien, Republiken Kongo (Brazzaville), Ekvatorialguinea, Storbritannien, Danmark, Grönland, Nederländerna och Tyskland. PA Resources har produktion av olja i Västafrika Tunisiens större oljeproducenter och har också och Nordafrika. Moderbolaget har säte i Stockholm, Sverige. PA Resources hade intäkter om 2 227 MSEK under helåret 2010. Bolaget är noterat på NASDAQ OMX i Stockholm, Sverige (segment Mid Cap). För mer information besök gärna www.paresources.se.

Prenumerera

Dokument & länkar