Bokslutskommuniké för räkenskapsåret 2012

Transkript

1 Bokslutskommuniké för räkenskapsåret 2012 Fjärde kvartalet 2012 Intäkterna uppgick till 908,7 MUSD, en ökning med 10% från Q EBITDA uppgick till 169,2 MUSD, en minskning med 28% från Q Resultatet före skatt uppgick till 167,8 MUSD, en ökning med 6% från Q Resultatet efter skatt uppgick till 129,9 MUSD, en ökning med 9% från Q Intäkterna uppgick till 3 445,2 MUSD, en ökning med 12% jämfört med EBITDA uppgick till 734,1 MUSD, en ökning med 6% jämfört med Resultatet före skatt uppgick till 544,4 MUSD, en ökning med 26% jämfört med Resultatet efter skatt uppgick till 420,8 MUSD, en ökning med 28% jämfört med Resultatet före skatt för kvartalet och räkenskapsåret påverkades positivt av en återföring på 58,7 MUSD av en tidigare gjord nedskrivning av råoljetillgångarna. Förvärv av gasreserver och inledd gasproduktion i Tomskregionen. 7 nya olje- och gaslicenser i Timano-Pechoraregionen. 2P 1 reserverna ökade till 733 miljoner fat oljeekvivalent, en ökning med 13% jämfört med Bildande av joint venture med Repsol slutfört. Emission av preferensaktier om 202 MUSD. Styrelsen föreslår en utdelning om 30 SEK per preferensaktie och ingen utdelning på stamaktier. Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet Råoljeproduktion, fat per dag Raffineringsvolym, fat per dag Intäkter, MUSD 908,7 825, , ,7 EBITDA, MUSD 169,2 236,1 734,1 690,3 Resultat före skatt, MUSD 167,8 158,7 544,4 432,8 Resultat efter skatt, MUSD 129,9 119,1 420,8 328,3 Resultat per aktie, USD 0,69 0,68 2,31 1,86 Resultat per aktie efter utspädning, USD 0,64 0,62 2,18 1,74 1 Bevisade och sannolika reserver Alliance Oil Company Ltd är ett ledande självständigt olje- och gasföretag med en vertikalt integrerad verksamhet i Ryssland och Kazakstan. Alliance Oil Company har idag omfattande olje- och gasreserver och downstreamverksamhet som inkluderar raffinaderiet i Khabarovsk och ett ledande nätverk av bensinstationer och oljeproduktsdepåer i ryska Fjärran Östern. Bolagets depåbevis handlas på NASDAQ OMX Nordic under symbolen AOIL.

2 Bästa aktieägare, Alliance Oil redovisar stark operativ och finansiella utveckling för 2012, med de bästa resultaten i bolagets historia. Den makroekonomiska miljön var fortsatt gynnsam med oljepriser kring 110 USD per fat och högre priser på oljeprodukter såväl internationellt som på den ryska marknaden. Samtidigt ökade utvinningsskatten (MET) och punktskatter medan exportskatterna förblev inom ramverket. Alliance Oils råoljeproduktion ökade under året med 10% till 19,7 miljoner fat och raffineringsvolymerna ökade med 9% till 29,3 miljoner fat. Intäkterna och rörelseresultatet ökade med 12% respektive 6% jämfört med EBITDA-resultatet nådde all time high, 734 miljoner USD, och resultatet före skatt översteg 500 MUSD. Inom upstreamsegmentet medförde högre produktion också att försäljningsvolymerna ökade till 19,3 miljoner fat (17,5 miljoner fat 2011). Segmentets EBITDA förbättrades med 25%, delvis till följd av att en ökad andel av produktionen var befriad från utvinningsskatt. Investeringsprogrammet finansierades fullt ut ur upstreamsegmentets positiva fria kassaflöde. Under 2012 borrades 89 produktionsbrunnar och 4 prospekteringsbrunnar. Under det fjärde kvartalet expanderade bolaget in på den ryska gasmarknaden genom ett strategiskt förvärv av två licenser med betydande gas- och kondensatreserver och god prospekteringspotential i Tomskregionen. I februari 2013 påbörjade Alliance Oil gasproduktion med initialt 4500 fat oljeekvivalent per dag. Per 31 december 2012 hade Alliance Oils 1P-reserver ökat till 331 miljoner fat oljeekvivalent (mboe), 2Preserver till 733 mboe och totala 3P-reserver till mboe. Därtill tillfördes Alliance Oil under 2012 också 7 nya prospekterings- och produktionslicenser i Timano-Pechoraregionen med prospekteringsresurser om cirka 560 mboe enligt rysk klassificering (D1+D2). Alliance Oil och Repsol har slutfört transaktionerna för att bilda joint venture bolaget AR Oil and Gas BV (AROG) med tillgångar uppgående till cirka 885 MUSD och med 2P olje- och gasreserver motsvarande 278 mboe. Alliance Oil har överfört upstreambolag i Volga-Uralregionen och erhållit 51% av AROG samt 117 MUSD kontant netto. Repsol har överfört gasbolaget Eurotek till AROG samt erlagt kontanter till Alliance Oil för att erhålla 49% av AROG. Inom downstreamsegmentet ökade de konsoliderade intäkterna med 12% under året, till följd av högre försäljningsvolymer. Alliance sålde 29,9 miljoner fat oljeprodukter under 2012 jämfört med 27,6 miljoner fat under Kapacitetsutnyttjandet vid raffinaderiet var rekordhögt under 2012 till följd av stark efterfrågan på oljeprodukter både på den inhemska och exportmarknaden. Kapaciteten har utökats till fat per dag, 7 nya enheter har satts i produktion och infrastrukturen har uppgraderats. Bunkerverksamheten och stationsverksamheten fortsatte att stärkas. I slutet på året genomfördes en framgångsrik emission av nya utdelningsberättigade preferensaktier som tillförde bolaget miljoner kronor(202 MUSD), före emissionskostnader. Bolagets låneportfölj var fortsatt välbalanserad under fjärde kvartalet och utgjordes i huvudsak av långfristig finansiering. Nettoskulden förblev stabil och likvida medel uppgick till över 400 MUSD per 31 december Utsikter För 2013 planeras upstreamsegmentets investeringar uppgå till MUSD, och fullt ut finansieras från segmentets positiva fria kassaflöde. Totalt planeras borrning av 64 produktionsbrunnar och 4 prospekteringsbrunnar under året. Inom downstreamsegmentet kommer en ny hydroprocessanläggning att tas i testdrift under det tredje kvartalet För närvarande beräknas mer än 95% av teknik- och upphandlingsarbeten samt 83% av konstruktionsarbeten för projektet vara slutförda. Raffineringskapaciteten planeras att ytterligare utökas till fat per dag. 2

3 Bolaget har inlett konstruktionsarbeten för att ansluta Khabarovskraffinaderiet till ESPO-pipelinen. De första leveranserna av råolja från ESPO till raffinaderiet beräknas ske i början av 2014 med en kapacitet på fat per dag för att därefter gradvis öka kapaciteten till fat per dag under Investeringarna för downstreamsegmentet 2013 beräknas uppgå till MUSD och fullt ut finansieras från segmentets kassaflöde, befintliga likvida medel samt kreditfaciliteter. Efter att raffinaderimoderniseringen, kapacitetsökningen och byggandet av anslutningen till ESPO slutförts under 2013 räknar vi med att minska investeringarna inom downstream och förväntar oss långsiktigt ökande leveranser med förbättrad kvalitet, produktmix och lönsamhet. Alliance Oils strategiska målsättning för upstreamsegmentet är att bibehålla en tvåsiffrig procentuell tillväxt i produktion och reserver under de kommande åren. Upstreamsegmentets lönsamhet fortsätter att gynnas av ökande nettopriser, befrielse från produktionsskatt och ny gasproduktion. Den solida basen av kolvätereserver och potentiella resurser stödjer vår tillväxtambition. Fokusområden för bolaget är att realisera utvecklings- och prospekteringspotentialen i Timano-Pechora, att expandera på den attraktiva ryska gasmarknaden och utveckla joint venturebolaget med Repsol. Arsen Idrisov Verkställande direktör 3

4 Finansiell översikt (oreviderad) (Belopp i TUSD) Fjärde kvartalet 2012 Tredje kvartalet Rörelsens intäkter Kostnad såld vara Rörelseresultat Finansiella intäkter/kostnader, netto Resultat efter skatt EBITDA Operativt kassaflöde före förändringar i rörelsekapital Summa kassaflöde från den löpande verksamheten Summa skulder (vid periodens slut) Likvida medel (inkl spärrade medel) (vid periodens slut) Nettoskuld (vid periodens slut) Summa eget kapital (vid periodens slut) Alliance Oil-koncernens intäkter uppgick under kvartalet 1 oktober 31 december 2012 till 908,66 MUSD (825,37 MUSD) och under räkenskapsåret 1 januari 31 december 2012 till 3 445,24 MUSD (3 082,66 MUSD). Intäkterna inkluderar försäljning av oljeprodukter och råolja samt övriga intäkter. Rörelsens kostnader uppgick till 666,24 MUSD (539,78 MUSD) under kvartalet och till 2 462,87 MUSD (2 168,39 MUSD) under räkenskapsåret. Rörelsens kostnader inkluderar produktionskostnader för råolja och oljeprodukter, avskrivningar och kostnader för övrig försäljning. Finansiella kostnader uppgick under kvartalet till 24,86 MUSD (21,95 MUSD) och till 95,03 MUSD (59,13 MUSD) under räkenskapsåret. Valutaeffekter från omvärdering av swap-avtal uppgick till 2,65 MUSD (3,66 MUSD) under kvartalet och till 7,68 MUSD (-15,44 MUSD) under räkenskapsåret. Valutakursvinster/- förluster uppgick till 11,22 MUSD (-2,27 MUSD) under kvartalet och till 21,69 MUSD (-18,18 MUSD) under räkenskapsåret. Genomsnitt för fjärde kvartalet 2012 Genomsnitt för fjärde kvartalet 2011 Genomsnitt för räkenskapsåret 2012 Genomsnitt för räkenskapsåret 2011 Per 31 december 2012 Per 31 december 2011 Valutakurser ryska rubler (RUB) per USD 31,08 31,23 31,09 29,39 30,37 32,20 Koncernens resultat efter skatt hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick under kvartalet till 124,43 MUSD motsvarande 0,69 USD per aktie (116,16 MUSD och 0,68 USD per aktie). Koncernens resultat efter skatt hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick under räkenskapsåret till 402,83 MUSD motsvarande 2,31 USD per aktie (318,87 MUSD och 1,86 USD per aktie). Styrelsen föreslår årsstämman att besluta om att utdelning skall utgå till preferensaktier med 30 SEK per aktie (att betalas kvartalsvis med SEK 7,50) samt att ingen utdelning lämnas på stamaktier för räkenskapsåret Prospektering och produktion (upstream) Alliance Oil Companys upstreamverksamhet bedrivs i tre ryska regioner: Timano-Pechora-, Volga-Uraloch Tomskregionen samt i Kazakstan. 2 I koncernens egen analys av resultatet använder koncernen EBITDA som ett nyckeltal vilket inte fastställs i enlighet med IFRS. För mer information om uträkning av EBITDA, se under Definitioner av finansiella nyckeltal. 4

5 Intäkter från försäljning av råolja uppgick under kvartalet till 152,12 MUSD, vilket är i linje med både fjärde kvartalet 2011 (155,53 MUSD) och med tredje kvartalet 2012 (144,49 MUSD). Under räkenskapsåret ökade intäkter från försäljning av råolja med 13% från 531,66 MUSD räkenskapsåret 2011 till 602,35 MUSD räkenskapsåret 2012, vilket huvudsakligen berodde på ökade försäljningsvolymer från Kolvinskoyefältet. Av råoljeförsäljningsvolymerna, exklusive koncernintern försäljning, under fjärde kvartalet gick 64% (70%) av försäljningen på export, 1% (1%) exporterades till OSS-länder och 35% (29%) såldes på den ryska marknaden. Försäljningsvolymer och erhållna priser på export- respektive ryska marknaden, exklusive koncernintern försäljning, framgår av tabellerna nedan: Fjärde kvartalet 2012 Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 106,48 51,84 61,80 90,26 Nettointäkt (USD/fat) 55,45 51,84 52,37 54,34 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,83 0,05 5,25 6,21 Nettopris (USD/fat) 48,62 51,79 47,12 48,13 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Fjärde kvartalet 2011 Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 104,38 58,40 57,83 90,22 Nettointäkt (USD/fat) 52,60 58,40 49,01 51,64 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,70 12,26 3,48 5,83 Nettopris (USD/fat) 45,90 46,14 45,53 45,81 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 107,61 51,41 61,53 91,49 Nettointäkt (USD/fat) 56,63 51,41 52,14 55,07 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,85 11,39 5,20 6,43 Nettopris (USD/fat) 49,78 40,02 46,94 48,64 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 107,40 60,12 59,16 89,49 Nettointäkt (USD/fat) 55,93 60,12 50,13 54,10 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,74 14,22 3,40 5,85 Nettopris (USD/fat) 49,19 45,90 46,73 48,25 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Nettointäkterna erhålls genom att exkludera mervärdesskatt från bruttopriset för inhemsk rysk försäljning eller genom att exkludera exportskatten från bruttopriset för export till OSS och övriga länder. Nettopriserna erhålls genom att exkludera mervärdesskatt, kostnader för järnvägstransport och via pipeline (för inhemsk rysk försäljning) eller transportkostnad, exportskatt, mäklarprovision och vissa andra kostnader (för exportförsäljning) eller transportkostnader, mäklarprovision och vissa andra kostnader (för OSS-export) från bruttopriset. Kostnaderna för oljeproduktion uppgick under kvartalet till 93,83 MUSD, vilket är i linje med fjärde kvartalet 2011 (94,69 MUSD) och tredje kvartalet 2012 (92,67 MUSD). Kostnaderna för oljeproduktion uppgick under räkenskapsåret till 365,88 MUSD, vilket är i linje med räkenskapsåret 2011 (353,05 MUSD). Trots 5

6 högre försäljningsvolymer var kostnaderna för oljeproduktionen stabil, huvudsakligen till följd av minskade transportkostnader från Kolvinskoyefältet efter att pipelinen till Kharyagaterminalen färdigställts. Produktionsskatter och andra skatter uppgick under kvartalet till 61,61 MUSD (59,98 MUSD) och under räkenskapsåret till 240,43 MUSD (231,27 MUSD). Avskrivningarna för upstreamtillgångar uppgick till 35,90 MUSD (47,77 MUSD) under kvartalet och till 148,36 MUSD (133,70 MUSD) under räkenskapsåret. Olje- och gastillgångar skrivs av baserat på bevisade och sannolika reserver. Underlaget för avskrivningarna inkluderar ledningens uppskattningar om kommande investeringar. Ökningen i avskrivningar berodde på högre produktionsvolymer på Kolvinskoyefältet och uppdaterade bedömningar av kommande utvecklingskostnader per 31 december Operativa data för upstreamsegmentet framgår av tabellen nedan: Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet Försäljningsvolym, (fat) till externa kunder till koncerninterna bolag Intäkt per sålt fat, (USD/fat) 51,94 48,09 51,80 50,01 Produktionskostnader råolja per sålt fat, (USD/fat) 27,69 24,66 26,68 27,84 Produktionskostnader 6,88 6,01 6,51 6,96 Produktionsskatter och andra skatter 13,15 10,38 12,47 13,22 Kostnader inköpt olja ,01 Avskrivningar 7,66 8,27 7,70 7,65 Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto (USD/fat) 5,27 5,82 6,13 6,33 EBITDA per sålt fat (USD/fat) 26,64 25,88 26,69 23,49 Upstreamsegmentets operativa data baseras på total försäljningsvolym, både till externa kunder och koncernintern försäljning. EBITDA per sålt fat baseras på finansiell information enligt IFRS. Rörelseresultatet för upstreamverksamheten uppgick under kvartalet till 145,69 MUSD (102,24 MUSD) och under räkenskapsåret till 428,47 MUSD (279,16 MUSD). Koncernens olje- och gasreserver och produktion per region framgår av tabellen nedan (oreviderad): Bevisade och sannolika oljeoch gasreserver (2P) Råoljeproduktion 31 december december 2011 Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet 2011 (i fat oljeekvivalent) Timano- Pechoraregionen Volga- Uralregionen Tomskregionen Kazakstan Total De konsoliderade olje- och gasreserverna ökade med 13% på årsbasis från 647,9 till 732,6 miljoner fat oljeekvivalent. Reserverna uppgår nu till motsvarande 37,1 år av produktion. De bevisade och sannolika (2P) reserverna på Kolvinskoyefältet minskade med 6% från 253,3 till 238,1 miljoner fat efter en revidering av volymerna i devonformationen vilken delvis kompenserades av nya fynd i silur- och permformationerna. 6

7 Koncernen ersatte 530% av förra årets produktion genom att 2P-reserver ökade med netto 84.8 miljoner fat (med beaktande av 2012 års produktion om 19,7 miljoner fat) genom huvudsakligen förvärv av gastillgångar i Tomsk, prospektering samt utvecklingsarbeten. Koncernens andel i icke konsoliderade 2P olje- och gasreserver som innehas i joint venture med Repsol uppgår till omkring 59 miljoner fat oljeekvivalent. Den genomsnittliga dagsproduktionen uppgick under kvartalet till fat olja ( fat olja) och under räkenskapsåret till fat olja ( fat olja). Av kvartalets produktion var 48% undantagen från produktionsskatt (56%) och av räkenskapsårets produktion var 50% undantagen från produktionsskatt (42%). Ökningen av produktionen för helåret som var undantagen från produktionsskatt berodde huvudsakligen på ökad produktion från Kolvinskoyefältet. Timano-Pechoraregionen En produktionsbrunn borrades och sattes i produktion på North Kharyagafältet. På Kolvinskoyefältet borrades fyra produktionsbrunnar. Tre produktionsbrunnar sattes i produktion. Borrning av ytterligare tre produktionsbrunnar pågick i slutet på fjärde kvartalet. Volga-Uralregionen Sju produktionsbrunnar borrades på Stepnoozerskoyefältet. Sex brunnar sattes i produktion. Borrning av ytterligare tre produktionsbrunnar och tre prospekteringsbrunnar pågick i slutet på fjärde kvartalet. Tomskregionen Sex produktionsbrunnar borrades på Puglalymskoyefältet. Två brunnar sattes i produktion. Borrning av ytterligare en produktionsbrunn pågick i slutet på fjärde kvartalet. Kazakstan Fyra produktionsbrunnar borrades på Zhanatalapfältet. Den genomsnittliga dagsproduktionen under januari 2013 uppgick till fat olja. Oljelicenser i Timano-Pechoraregionen I augusti 2012 förvärvade Alliance Oil Company 100% av aktierna i CAP Agro S.A. med dotterbolag LLC GeoInvestService för 30 MUSD. LLC GeoInvestService innehar prospekteringslicensen för West- Osoveiskoyeblocket i Timano-Pechoraregionen i norra Ryssland. Licensens oljeresurser beräknades vid utfärdandet av licensen uppgå till 87,7 miljoner fat enligt rysk klassificering (D1+D2). Licensen kommer att integreras med Alliance Oils verksamhet och utbyggnadsplan vid Kolvinskoyefältet. I november 2012 tilldelades Alliance Oil fem prospekteringslicenser i Timano-Pechoraregionen i Ryssland, efter ett anbudsförfarande. Samtliga licenser är belägna i närheten av bolagets övriga licenser i regionen. Licenserna sammanlagda resurser beräknas uppgå till omkring 325 miljoner fat olja och omkring 14,6 miljarder kubikmeter gas (86 miljoner fat oljeekvivalent) enligt rysk klassificering (D1+D2). I december 2012 presenterade Alliance Oil det vinnande budet på prospekterings- och produktionslicensen för Alfinskiblocket i Timano-Pechoraregionen vid en licensauktion. Alfinskilicensen är belägen i närheten av bolagets övriga licenser i regionen. Licensens sammanlagda resurser beräknas uppgå till omkring 61,1 miljoner fat olja enligt rysk klassificering (D1+D2). Per 31 december 2012 hade den officiella licensprocessen ännu inte slutförts. Det vinnande budet uppgick till 0,5 MUSD. Förvärv av gasbolag I oktober 2012 förvärvade Alliance Oil Company Polonio Holdings Limited och dess dotterbolag LLC SN- Gazdobycha (SNGD) för 128 MUSD. SNGD har två gaslicenser i Tomskregionen som möjliggör synergier med Alliance Oils verksamhet i regionen. Förvärvade bevisade och sannolika (2P) gasreserver uppgår till 111 miljoner fat oljeekvivalent (mboe) per 31 december Gasproduktion inleddes i februari 2013 med initiala produktionsvolymer på omkring 700 tusen kubikmeter (cirka fat oljeekvivalent) per dag. 7

8 Joint venture med Repsol I augusti 2012 slutförde Repsol och Alliance Oil första fasen i bildandet och kapitaliseringen av joint venture bolaget AR Oil and Gas BV (AROG) som ägs till 51% av Alliance Oil och till 49% av Repsol. Alliance Oil Company överförde dotterbolaget Saneco, med producerande upstreamtillgångar i Samara i Volga Uralregionen, till det gemensamägda bolaget. Sanecos bevisade och sannolika oljereserver uppgick per 31 december 2012 till 25 miljoner fat och produktionen uppgick under 2012 till 4,2 miljon fat olja. Repsol förvärvade aktier i det gemensamägda bolaget av Alliance Oil för 36 MUSD, och förvärvade också ytterligare nyemitterade aktier i joint venture bolaget för 37 MUSD. Repsol ägde därefter 49% i det gemensamägda bolaget. I januari 2013 slutförde Alliance Oil och Repsol avtalade transaktioner för att bilda AROG. Alliance Oil överförde dotterbolaget Tatnefteotdacha, med producerande upstreamtillgångar i Tatarstan, till AROG. Tatnefteotdacha bevisade och sannolika oljereserver uppgick per 31 december 2012 till 138 miljoner fat och produktionen uppgick under 2012 till totalt 3,3 miljoner fat olja. Repsol överförde dotterbolaget Eurotek, som har två gaslicenser för prospektering och produktion, med bevisade och sannolika gasreserver om 115 miljoner fat oljeekvivalent 3 till AROG samt erlade 81 MUSD kontant till Alliance Oil. Efter att transaktionerna slutförts, uppgår AROGs tillgångsbas till cirka 885 MUSD med bevisade och sannolika olje- och gasreserver om 278 miljoner fat oljeekvivalent, varav 163 miljoner fat oljeekvivalent ingår i koncernens konsoliderade olje- och gasreserver och koncernens andel i de icke konsoliderade reserverna uppgår till cirka 59 miljoner fat oljeekvivalent. Raffinering och marknadsföring/försäljning (downstream) Koncernens downstreamverksamhet inkluderar oljeraffinaderiet i Khabarovsk samt ett nätverk av Alliancebensinstationer, oljeproduktsdepåer och hamnterminaler, alla belägna i ryska Fjärran Östern och Östra Sibirien. Intäkter från försäljning av oljeprodukter uppgick under kvartalet till 742,92 MUSD, vilket är en ökning om 13% jämfört med fjärde kvartalet 2011 (657,33 MUSD). Intäkter från försäljning av oljeprodukter uppgick under räkenskapsåret till 2 787,76 MUSD, vilket är en ökning om 12% jämfört med räkenskapsåret 2011 (2 496,22MUSD). Ökningen berodde främst på högre volymer och högre priser. Intäkter från försäljning av oljeprodukter under kvartalet låg i linje med tredje kvartalet 2012 (744,92 MUSD). Av de externa försäljningsvolymerna av oljeprodukter under fjärde kvartalet gick 53% på export (46%), 29% till grossistledet (35%) och 18% såldes i detaljistledet genom det egna nätverket av bensinstationer (19%). Externa försäljningsvolymer och erhållna priser på export- respektive ryska marknaden framgår av tabellerna nedan: Fjärde kvartalet 2012 Export Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 73,56 109,67 136,46 95,45 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Export Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Totalt Fjärde kvartalet 2011 Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 69,67 98,37 122,45 89,70 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Totalt 3 Reserverna är värderade av Repsol per november 2011 och har ej justerats för revideringar

9 Export 2012 Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 74,61 104,32 129,32 93,19 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Export Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Totalt 2011 Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 70,00 99,16 124,45 90,28 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Under kvartalet raffinerades 7,59 miljoner fat olja vid Khabarovskraffinaderiet (6,70 miljoner fat) och under räkenskapsåret raffinerades 29,32 miljoner fat olja (26,88 miljoner fat). Den genomsnittliga raffineringsvolymen uppgick under kvartalet till fat per dag ( fat per dag) och under räkenskapsåret till fat per dag ( fat per dag). Produktionskostnaderna för oljeprodukter uppgick för kvartalet till 523,39 MUSD, vilket var en ökning om 36% jämfört med fjärde kvartalet 2011 (386,24 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter ökade för räkenskapsåret från 1 635,26 MUSD under 2011 till 1 898,78 under Produktionskostnaderna ökade huvudsakligen till följd av högre volymer och högre råoljepriser. Produktionskostnaderna för oljeprodukter för fjärde kvartalet låg i linje med kostnaderna för det tredje kvartalet 2012 (487,58 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter inkluderar kostnader för inköpt råolja från externa parter vilka uppgick till 271,32 MUSD (174,44 MUSD) för kvartalet och till 913,32 MUSD (799,66 MUSD) för räkenskapsåret. Downstreamsegmentets totala kostnader för inköpt råolja från externa parter och upstreamsegmentet uppgick under kvartalet till 350,84 MUSD (284,04 MUSD) och under räkenskapsåret till 1 275,04 MUSD (1 109,72 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter inkluderar kostnaderna för oljeprodukter inköpta för återförsäljning vilka uppgick till 48,72 MUSD (41,13 MUSD) under kvartalet samt till 244,82 MUSD (132,88 MUSD) för räkenskapsåret. Ökningen var främst hänförlig till ökade inköp av diesel för att motverka lagerbrist till följd av tillfälligt minskad dieselproduktion medan moderniseringen av Khabarovskraffinaderiet slutförs. Skatter förutom inkomstskatt, som inkluderas i produktionskostnaderna för oljeprodukter, uppgick under kvartalet till 41,17 MUSD (27,29 MUSD) och under räkenskapsåret till 141,54 MUSD (121,04 MUSD). Ökningen berodde huvudsakligen på högre punktskatter. Transportkostnaderna, som inkluderas i produktionskostnaderna för oljeprodukter, för kvartalet uppgick till 143,79 MUSD (127,91 MUSD) och för räkenskapsåret till 530,86 MUSD (517,12 MUSD). Större försäljningsvolymer och högre tariffer var huvudorsakerna till kvartalets ökade transportkostnader. Raffineringskostnader, exklusive avskrivningar, uppgick under kvartalet till 19,70 MUSD (15,54 MUSD) och under räkenskapsåret till 70,13 MUSD (68,25 MUSD). Ökningen i raffineringskostnader under kvartalet berodde huvudsakligen på högre material- och bränslekostnader. Avskrivningar av raffineringstillgångar uppgick till 7,06 MUSD (5,44 MUSD) under kvartalet och till 25,52 MUSD (22,48 MUSD) under räkenskapsåret. Avskrivningarna för försäljnings- och andra tillgångar uppgick till 4,89 MUSD (4,34 MUSD) under kvartalet och till 18,48 MUSD (18,03 MUSD) under räkenskapsåret. Rörelseresultatet för downstreamverksamheten uppgick under kvartalet till 58,69 MUSD (83,61 MUSD) och under räkenskapsåret till 234,43 MUSD (274,87 MUSD). Totalt 9

10 Operativa data för downstreamsegmentet framgår av tabellen nedan: Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet Försäljningsvolym, (fat) till externa kunder till koncerninterna bolag Intäkt per sålt fat (USD/fat) 95,45 89,70 93,19 90,28 Produktionskostnader per sålt fat (USD/fat) 78,54 68,41 76,46 71,30 Raffineringskostnader 2,53 2,12 2,34 2,47 Transport råolja för raffinering 18,47 17,46 17,74 18,70 Kostnad för råolja inköpt för raffinering 45,08 38,76 42,62 40,14 Kostnad för oljeprodukter inköpta för återförsäljning 6,26 5,61 8,18 4,80 Produktionsskatter 5,29 3,72 4,73 4,38 Avskrivningar och nedskrivningar av raffineringstillgångar 0,91 0,74 0,85 0,81 Försäljningsvolym, (fat) Försäljning, administrativa och andra intäkter/kostnader (netto) 8,79 8,95 8,28 8,39 EBITDA per sålt fat 9,03 13,08 9,30 11,40 Downstreamsegmentets operativa data baseras på total försäljningsvolym, både till externa kunder och koncernintern försäljning. EBITDA per sålt fat baseras på finansiell information enligt IFRS. Mellan 2009 och 2012 har Khabarovskraffinaderiet satt sju nya enheter i produktion och uppgraderat energiförsörjning, infrastruktur och logistik. Kapaciteten har utökats till fat per dag. I januari 2013 hade raffineringsvolymen ökat till fat per dag. När moderniseringen är genomförd, kommer Khabarovskraffinaderiets kapacitet att ha ökat till fat per dag (tidigare planerat var fat per dag) med en förbättrad produktmix som möjliggör väsentligt högre raffineringsmarginaler. Den nuvarande moderniseringsfasen fullföljs genom att en ny hydrocracker och andra hydroprocessanläggningar färdigställs och beräknas tas i drift och testas under det tredje kvartalet För närvarande beräknas mer än 95% av teknik- och upphandlingsarbeten samt 83% av konstruktionsarbeten för projektet vara slutförda. För att möjliggöra ökade och effektiva råoljeleveranser till raffinaderiet, har bolaget inlett konstruktionsarbetet av en 28 kilometer lång pipeline från Khabarovskraffinaderietsmottagarenhet till ESPO-pipelinen. De första leveranserna av råolja från ESPO till raffinaderiet beräknas ske i början av 2014, då upp till fat per dag ska kunna levereras genom pipeline istället för med järnvägstransport. Kapaciteten för pipelineleveranserna planeras därefter gradvis ökas till omkring fat per dag från Investeringar, Finansiering och Likviditet Investeringar Koncernens investeringar i olje- och gastillgångar under kvartalet uppgick till 87,51 MUSD (157,58 MUSD). Investeringarna fördelade sig på Timano-Pechora-, Tomsk- och Volga-Uralregionen samt Kazakstan med 41,46 MUSD (139,88 MUSD), 22,60 MUSD (3,59 MUSD), 20,32 MUSD (13,31 MUSD) respektive 3,13 MUSD (0,80 MUSD). Koncernens investeringar i olje- och gastillgångar under räkenskapsåret uppgick till 359,84 MUSD (603,74 MUSD). Koncernens investeringar i raffineringstillgångar uppgick till 125,52 MUSD (84,95 MUSD) under kvartalet och till 328,27 MUSD (314,91 MUSD) under räkenskapsåret. Koncernens investeringar i försäljnings- och andra tillgångar uppgick under kvartalet till 4,75 MUSD (10,83 MUSD) och till 40,72 MUSD (28,19 MUSD) under räkenskapsåret. 10

11 Aktiverad och erlagd ränta på lån uppgick under kvartalet till 6,74 MUSD (5,53 MUSD) och under räkenskapsåret till 77,75 MUSD (78,27 MUSD). I augusti 2012 uppgick nettoinvesteringar i aktier i LLC GeoInvestService, inklusive förvärvad kassa, till 30,03 MUSD. I oktober uppgick nettoinvesteringar i aktier i LLC SN-Gazdobycha, inklusive förvärvad nettokassa, till 125,73 MUSD. Finansiering Under 2011 växlades obligationer om 3 miljarder ryska rubel genom swap-avtal till amerikanska dollar för att balansera exportintäkter i utländsk valuta mot räntebetalningar i rubel samt för att erhålla en lägre räntesats. I juli 2012 reglerades ett swap-avtal med nominellt belopp om 1 miljard ryska rubel. Värdeförändringen på swapavtalet under kvartalet redovisades som finansiell intäkt i resultaträkningen om 2,65 MUSD före inkomstskatt på grund av den amerikanska dollarns försvagning mot den ryska rubeln per 31 december 2012 jämfört med 30 september Valutakursvinster/-förluster uppstår inte på rubelobligationer, varför ingen motsvarande förlust redovisas. I december 2012 emitterades preferensaktier (svenska depåbevis) till teckningskursen 270 kronor per aktie och bolaget tillfördes 1 350,00 MSEK (202,33 MUSD då emissionen slutfördes) före emissionskostnader. Efter emissionskostnader tillfördes bolaget 1 309,59 MSEK (196,27 MUSD då emissionen slutfördes och 200,89 MUSD på likviddagen). Utdelningen på preferensaktierna fastställdes till 30 SEK årligen och preferensaktierna har en tiondels röst var. Preferensaktierna kan när som helst inlösas av bolaget för ett inlösenpris motsvarande 130 % av emissionskursen. Efter transaktionen uppgår antal utestående aktier till Likviditet Per 31 december 2012 och 31 december 2011 uppgick koncernens likvida medel till 411,82 MUSD respektive 187,80 MUSD inklusive spärrade medel om 26,89 MUSD respektive 27,32 MUSD. Per 21 februari 2013, uppgår koncernens likvida medel till 360,14 MUSD, inklusive spärrade medel om 0 MUSD. Spärrande medel uppgick till noll till följd av avslutade remburser på ett specifikt konto hos OJSC Bank VTB, hänförliga till överenskommelser för moderniseringen av OJSC Khabarovsk Oil Refinery Under fjärde kvartalet 2012 återbetalades lån om 37,32 MUSD. Per 31 december hade koncernen tillgång till beviljade, ej utnyttjade krediter om totalt 444,02 MUSD. Finansiella nyckeltal 31 december december 2011 EBITDA 1 för de senaste 12 månaderna, TUSD Räntabilitet på eget kapital 2 14% 16% Räntabilitet på sysselsatt kapital 3 14% 16% Skuldsättningsgrad 4 68% 81% Soliditet 5 51% 47% Andel riskbärande kapital 6 55% 52% Räntetäckningsgrad 7 3,29 3,49 EBITDA/ränteutgifter 8 3,96 4,59 Skuld/EBITDA 9 2,82 2,35 EBITDA, periodens resultat och räntekostnader för de senaste 12 månaderna har använts för att beräkna de finansiella nyckeltalen. Moderbolaget Moderbolagets resultat uppgick under kvartalet till -17,09 MUSD (-11,33 MUSD) och under räkenskapsåret till -48,59 MUSD (448,25 MUSD). Intäkterna under 2011 är hänförliga till koncerninterna transfereringar av aktier i dotterbolag. Per den 31 december 2012 och 31 december 2011 uppgick moderbolagets likvida medel till 208,39 MUSD respektive 7,25 MUSD. 11

12 Organisation Styrelsen består av styrelseordförande Eric Forss, ledamöterna Arsen Idrisov (verkställande direktör), Claes Levin, Fred Boling, Fernando Martinez-Fresneda, Raymond Liefooghe och Isa Bazhaev. Aktiekapital Den 31 december 2012 uppgick moderbolagets aktiekapital till 176,5 MUSD, motsvarande utestående stamaktier och utestående preferensaktier med ett kvotvärde om 1 USD per aktie (31 december 2011: aktiekapital om 171,5 MUSD, motsvarande utestående stamaktier med ett kvotvärde om 1 USD per aktie). 12

13 Definitioner av finansiella nyckeltal 1. EBITDA (vinst före räntor, skatt, av- och nedskrivningar), definieras som koncernens rörelseresultat plus avskrivningar och nedskrivningar av olje- och gastillgångar och goodwill om tillämpbart, minus resultat vid försäljning av aktier i dotterbolag om tillämpligt, återföring av nedskrivning av råoljetillgångarna om tillämpligt samt andra väsentliga engångsposter på resultaträkningen. 2. Räntabilitet på eget kapital definieras som koncernens resultat dividerat med eget kapital vid periodens slut. 3. Räntabilitet på sysselsatt kapital definieras som resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursvinster/- förluster dividerat med totalt sysselsatt kapital (genomsnittet av senaste periodslutens balansomslutning med avdrag för icke räntebärande skulder). 4. Skuldsättningsgrad definieras som koncernen lån i förhållande till redovisat eget kapital. 5. Soliditet definieras som koncernens redovisade egna kapital (inklusive minoritetsägares andel) i procent av balansomslutningen. 6. Andel riskbärande kapital definieras som summan av koncernens redovisade egna kapital (inklusive minoritetsägares andel) och uppskjuten skatteskuld dividerat med balansomslutningen. 7. Räntetäckningsgrad definieras som resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursvinster/-förluster dividerat med räntekostnader (både aktiverade och kostnadsförda ränteutgifter). 8. EBITDA/ränteutgifter definieras som koncernens EBITDA dividerat med ränteutgifter (både aktiverade och kostnadsförda ränteutgifter). 9. Skuld/EBITDA definieras som koncernens lån dividerat med EBITDA. 10. Likvida medel definieras som summan av kontanter, likvida medel och spärrade medel Definitioner av operativa nyckeltal Råolja Intäkt per sålt fat olja definieras som intäkterna från råoljeförsäljning dividerat med volymen råolja som sålts till både koncerninterna och externa kunder. Produktionskostnader per sålt fat olja baseras på volymen råolja som sålts till både koncerninterna och externa kunder, exklusive råolja inköpt för vidareförsäljning. Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto, per fat inkluderar transporttariffer och andra försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader dividerat med volymen råolja som sålts till både koncerninterna och externa kunder. Oljeprodukter Intäkt per sålt fat oljeprodukter definieras som intäkter från försäljning av oljeprodukter dividerat med volymen råolja som sålts till både koncerninterna och externa kunder. Produktionskostnader per sålt fat definieras som operativa kostnader (inklusive inköpt råolja och andra tjänster för koncerninterna bolag) dividerat med volymen oljeprodukter som sålts till både koncerninterna och externa kunder. Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto, per fat inkluderar transportkostnader för oljeprodukter och andra försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader dividerat med volymen oljeprodukter som sålts till både koncerninterna och externa kunder. 13

14 Konsoliderad finansiell information i sammandrag (oreviderad) RAPPORT ÖVER RESULTAT (Belopp i TUSD) Not Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet Rörelsens intäkter Försäljning av råolja Försäljning av oljeprodukter Övriga intäkter Rörelsens kostnader Produktionskostnader råolja Produktionskostnader oljeprodukter Kostnad för övrig försäljning Avskrivningar av olje- och gastillgångar samt raffineringstillgångar Återföring av nedskrivning av olje- och gastillgångar Bruttoresultat Försäljningskostnader Administrationskostnader Avskrivning av försäljnings- och övriga tillgångar Övriga rörelsekostnader, netto Resultat från andelar i intresseföretag och joint venture Resultat från avyttring av dotterbolag Rörelseresultat Ränteintäkter Finansiella intäkter/kostnader, netto Resultat från derivat vilka klassificeras som innehas för handel, netto Valutakursförlust/-vinst, netto Resultat före skatt Aktuell skattekostnad Uppskjuten skattekostnad Periodens resultat Hänförligt till: Aktieägare i moderbolaget Minoritetens andel 7, Resultat per aktie (USD) Resultat per aktie 4 0,69 0,68 2,31 1,86 Resultat per aktie efter utspädning 4 0,64 0,62 2,18 1,74 14

15 RAPPORT ÖVER RESULTAT OCH ÖVRIGT TOTALRESULTAT (Belopp i TUSD) Fjärde kvartalet 2012 Fjärde kvartalet Periodens resultat Övrigt totalresultat: Komponenter som kan omklassificeras till årets resultat: Valutakursvinst/-förlust på koncerninterna lån Omräkning till rapportvaluta Inkomstskatt hänförlig till valutakursvinster/-förluster på koncerninterna lån Övrigt totalresultat efter inkomstskatt Periodens totalresultat Hänförligt till: Aktieägare i moderbolaget Minoritetens andel

16 KONCERNENS RAPPORT ÖVER FINANSIELL STÄLLNING (Belopp i TUSD) Not 31 december december 2011 TILLGÅNGAR Anläggningstillgångar: Materiella anläggningstillgångar Immateriella tillgångar Goodwill Andelar i intresseföretag och joint venture Uppskjuten skattefordran Övriga finansiella tillgångar Övriga tillgångar Omsättningstillgångar: Lager Kund- och övriga kortfristiga fordringar Moms och andra skattefordringar Skattefordringar Förskottsbetalningar Övriga finansiella tillgångar Spärrade medel Likvida medel SUMMA TILLGÅNGAR EGET KAPITAL OCH SKULDER Eget kapital: Aktiekapital Övrigt tillskjutet kapital Övriga reserver Balanserat resultat Eget kapital hänförligt till moderbolagets aktieägare Minoritetsägares andel 7, SUMMA EGET KAPITAL Långfristiga skulder Långfristiga lån Uppskjuten skatteskuld Avsättning för återställningskostnader Övriga skulder Erhållna förskott Avsättningar för pensionsförmåner Derivat vilka klassificeras som innehas för handel Kortfristiga skulder Kortfristiga lån Leverantörsskulder och andra skulder Erhållna förskott och upplupna kostnader Skatteskulder Övriga skatteskulder Derivat vilka klassificeras som innehas för handel SUMMA SKULDER SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER

17 KASSAFLÖDESANALYS (Belopp i TUSD) Den löpande verksamheten Resultat före skatt Justering för: Avskrivningar och nedskrivningar Återföring av nedskrivning av olje- och gastillgångar Ränteintäkter Finansiella kostnader Resultat från derivat vilka klassificeras som innehas för handel Valutakursförlust/-vinst, netto Resultat från andelar i intresseföretag och joint venture Resultat från avyttring av dotterbolag Förlust vid avyttring av tillgångar Andra icke kassapåverkande poster Operativt kassaflöde före förändringar i rörelsekapital Förändringar i rörelsekapital Ökning i varulager Ökning i kortfristiga fordringar och förskottsbetalningar Ökning i kortfristiga skulder, erhållna förskott och upplupna kostnader Operativt kassaflöde Betalda räntor Betald inkomstskatt Kassaflöde från den löpande verksamheten Investeringar Investeringar i olje- och gastillgångar Investeringar i raffineringstillgångar Investeringar i försäljnings- och andra tillgångar Aktiverad och betald ränta Förvärv av kontrollposter i dotterbolag, netto förvärvad kassa Likvid från avyttring av tillgångar Erhållen ränta Betalning vid reglering av swapavtal, netto erhållen ränta Utgivna lån Återbetalda lån Utställda reverser Återbetalda reverser Kortfristiga depositioner Likvid från uttagna depositioner Kassaflöde från investeringsverksamheten

18 KASSAFLÖDESANALYS (fortsättning) (Belopp i TUSD) Finansieringsverksamheten Likvid från lån, netto efter transaktionskostnader Återbetalning av lån Likvid från emission av preferensaktier, netto efter transaktionskostnader (not 9) Likvid vid överföring av aktier till ett joint venture (not 7) Förvärv av minoritetsandelar i dotterbolag Utdelning i dotterbolag Kassaflöde från finansieringsverksamheten Valutakursförändringar i likvida medel i utländsk valuta Omräkning till rapportvaluta Förändring av likvida och spärrade medel Likvida och spärrade medel vid årets början Likvida och spärrade medel vid årets slut

19 FÖRÄNDRING I EGET KAPITAL (Belopp i TUSD) Aktiekapital Övrigt tillskjutet kapital Hänförligt till aktieägare i moderbolaget Valutakurs- vinster/- förluster på koncerninterna lån, netto efter skatt Omräkning till rapportvaluta Optionspremie konvertibla skuldebrev Balanserat Resultat Totalt Minoritetsägares andel Balans per 1 januari Totalt eget kapital Årets resultat Övrigt totalresultat, netto efter skatt Årets totalresultat Ägarförändringar i dotterbolag Avyttring av dotterbolag Utdelning till minoritetsaktieägare Optionsprogram Balans per 31 december Årets resultat Övrigt totalresultat, netto efter skatt Årets totalresultat Emission av preferensaktier, efter emissionskostnader (not 9) Avyttring av minoritetsandel (not 7) Utdelning på preferensaktier (not 9) Ägarförändringar i dotterbolag Optionsprogram Balans per 31 december

20 NOTER I SAMMANDRAG Not 1 Redovisningsprinciper De redovisningsprinciper som används i denna bokslutskommuniké är desamma som de som användes i årsredovisningen för räkenskapsåret 2011, med undantag för vad som framgår av följande stycken. Ett antal reviderade och utökade standarder och tolkningsuttalanden från IFRIC trädde i kraft under perioden och har tillämpats i denna konsoliderade finansiella information i sammandrag. Dessa standarder och tolkningsuttalanden har vid upprättandet av den finansiella informationen av koncernledningen bedömts som ej väsentliga. Nya och reviderade standarder för konsolidering, joint arrangements, intresseföretag och upplysningar I maj 2011 utfärdades en samling om 5 standarder rörande konsolidering, joint arrangements, intresseföretag och upplysningar, innefattande IFRS 10 Consolidated Financial Statements, IFRS 11 Joint Arrangements, IFRS 12 Disclosure of Interests in Other Entities, IAS 27 Koncernredovisning och separata finansiella rapporter, IAS 28 Innehav i intresseföretag och joint ventures. Under året har koncernen tillämpat dessa före datumet för ikraftträdande (räkenskapsår 1 januari 2013 eller senare). Med undantag för IFRS 10, IFRS 11 och IFRS 12 gör företagsledningen bedömningen att de i förtid tillämpade standarderna och tolkningarna inte har någon väsentlig effekt på koncernens finansiella rapporter. Påverkan av tillämpning av IFRS 10 IFRS 10 ersätter de delar av IAS 27 "Koncernredovisning och separata finansiella rapporter" som behandlar koncernredovisningen. Enligt IFRS 10, finns det bara en grund för koncernredovisning, vilket är kontroll. Dessutom innehåller IFRS 10 en ny definition av kontroll som innehåller tre delar: (a) befogenhet över investeringsobjektet, (b) exponering för, eller rättighet till, varierande avkastning från sitt engagemang i investeringsobjektet, och (c) förmågan att utöva sin makt över investeringsobjektet för att påverka storleken på avkastningen. Påverkan av tillämpning av IFRS 11 IFRS 11 ersätter IAS 31 "Andelar i joint ventures" och SIC 13 Överföring av icke-monetära tillgångar från en samägare till ett gemensamt styrt företag. IFRS 11 behandlar hur ett joint arrangement där två eller flera parter har gemensam kontroll ska klassificeras. IFRS 11, joint arrangements, innebärande att dessa ska klassificeras antingen som joint operations eller joint ventures. Joint ventures ska redovisas enligt kapitalandelsmetoden. Påverkan av tillämpning av IFRS 12 Den nya standarden kräver utökade upplysningar om finansiella och icke-finansiella uppgifter om dotterföretag som har innehav utan bestämmande inflytande som är väsentliga för koncernen. Påverkan av tillämpningen av ändringarna i IAS 1 Utformning av finansiella rapporter Presentation av posterna i övrigt totalresultat. Koncernen har valt att tillämpa ändringarna i IAS 1 före datumet för ikraftträdande (räkenskapsår juli 2012 eller senare). Ändringarna inför nya begrepp för rapporten över totalresultat och resultaträkningen. Enligt ändringarna i IAS 1 ändras Rapport över totalresultat till Rapport över resultat och övrigt totalresultat och Resultaträkningen ändras till Rapport över resultat Ändringarna i IAS 1 behåller valmöjligheten att presentera resultatet och övrigt totalresultat i antingen en rapport eller i två på varandra följande rapporter. Ändringarna i IAS 1 kräver att poster i övrigt totalresultat grupperas i två kategorier: (a) poster som inte kommer att omklassificeras till resultatet i efterföljande perioder och (b) poster som kommer att omklassificeras till resultatet i efterföljande perioder när vissa kriterier är uppfyllda. Inkomstskatt hänförlig till poster i övrigt totalresultat ska delas upp på motsvarande sätt. Påverkan av tillämpningen av ändringarna i IAS 19 Ersättningar till anställda Koncernen har valt att tillämpa ändringarna i IAS 19 Ersättningar till anställda före datumet för ikraftträdande (räkenskapsår 1 januari 2013 eller senare). Den mest väsentliga ändringen avser 20