Delårsrapport för kvartalet april juni 2013 och halvåret januari - juni 2013

Transkript

1 Delårsrapport för kvartalet april juni och halvåret januari - juni Andra kvartalet Intäkterna uppgick till 906,6 MUSD, upp med 11% från Q2. EBITDA uppgick till 173,1 MUSD, upp med 30% från Q2. Resultatet före skatt uppgick till 59,3 MUSD, upp med 102% från Q2. Valutakursförluster om 19,8 MUSD påverkade resultatet före skatt negativt. Resultatet efter skatt uppgick till 40,0 MUSD, upp med 108% från Q2. Emission av obligationslån om 500 MUSD på Eurobondmarknaden slutförd i maj. Emission i juni av preferensaktier om 100 MUSD. Första halvåret Intäkterna uppgick till 1 788,9 MUSD, upp med 10% från första halvåret. EBITDA uppgick till 324,0 MUSD, upp med 8% från första halvåret. Resultatet före skatt uppgick till 122,9 MUSD, ned med 41% från första halvåret. Resultatet efter skatt uppgick till 84,1 MUSD, ned med 47% från första halvåret. Bildande av joint venture med Repsol slutfört. Gasproduktion inledd i Tomskregionen och i Khanty-Mansiyskregionen. Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Råolje- och gasproduktion (konsoliderad), fat oljeekvivalent per dag Raffineringsvolym, fat per dag Intäkter, MUSD 906,6 817, , ,3 EBITDA, MUSD 173,1 133,1 324,0 350,9 Resultat före skatt, MUSD 59,3 29,3 122,9 206,8 Resultat efter skatt, MUSD 40,0 19,2 84,1 158,9 Resultat per stamaktie, USD 0,11 0,11 0,26 0,91 Resultat per stamaktie efter utspädning, USD 0,11 0,11 0,26 0,85 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 Company redovisar för det andra kvartalet en solid operativ och finansiell utveckling. Den makroekonomiska omgivningen var fortsatt gynnsam trots något lägre internationella oljepriser och den ryska rubelns försvagning mot den amerikanska dollarn. Koncernens intäkter och EBITDA ökade med 3% respektive 15% jämfört med föregående kvartal. Periodens resultat påverkades negativt av valutakursförluster. Den genomsnittliga dagsproduktionen av olja och gas ökade med 11% jämfört med första kvartalet. Gasproduktionen, som inleddes i februari, redovisades för första gången för ett helt kvartal. Raffineringsvolymerna var i linje med föregående kvartal. Inom upstreamsegmentet var produktionstillväxten främst ett resultat av ökad gas- och kondensatproduktion i Tomsk och i Khanty-Mansiyskregionen. Den totala produktionen, inklusive icke konsoliderad produktion, ökade med nästan 16% jämfört med föregående kvartal. Inom downstreamsegmentet var de genomsnittliga dagliga raffineringsvolymerna nära kapacitetstaket, trots att planerade underhållsarbeten genomfördes i april. Bolaget sålde 8,3 miljoner fat oljeprodukter under det andra kvartalet jämfört med 7,6 miljoner fat under föregående kvartal. Marginalerna inom downstream stärktes jämfört med föregående kvartal. Under kvartalet emitterade bolaget ett sjuårigt obligationslån om 500 MUSD på Eurobondmarknaden samt preferensaktier om nästan 100 MUSD. Medan upplåningen ökade stärktes nyckeltalet nettoskuld/ebitda från 2,7 under det första kvartalet till 2,5 under det andra kvartalet. Utsikter I juli uppgick den genomsnittliga olje- och gasproduktionen till cirka fat oljeekvivalent per dag, inklusive icke konsoliderad produktion om cirka fat oljeekvivalent per dag i joint venturebolaget med Repsol. Bolaget är i fas med målsättningen att nå tvåsiffrig procentuell produktionstillväxt i år, vilket stöds av den expanderande gasverksamheten och utvecklingen av joint ventureverksamheten. I downstreamsegmentet är marknaden säsongsmässigt stark. I juli översteg de dagliga raffineringsvolymerna fat olja per dag. Volymerna ligger kvar nära dessa nivåer. Trots hög efterfrågan på oljeprodukter kan de omfattande översvämningarna i ryska Fjärran Östern komma att påverka försäljningsvolymer och verksamhetens utfall under innevarande kvartal. Moderniseringen av raffinaderiet i Khabarovsk är nu i slutfasen. Flera nya enheter är nära färdigställande och bolaget planerar att testa dessa under kommande månader. Fortskridandet av konstruktionsarbetet under sommaren tillsammans med väderrelaterade faktorer kommer att senarelägga lanseringen av hydroprocessanläggningen och anslutningen till ESPO-pipelinen något. För närvarande räknar vi alltjämt med att det moderniserade raffinaderiet och anslutningen till ESPO är fullt testade och i drift tidigt nästa år. Färdigställandet av moderniseringen av raffinaderiet och anslutningen till ESPO markerar slutet av den pågående investeringscykeln, genom vilken Alliance Oil väsentligt uppgraderat basen för att verka på oljeproduktmarknaderna i Fjärran Östern. Arsen Idrisov Verkställande direktör 2

3 Finansiell översikt (Belopp i TUSD) Andra kvartalet Första kvartalet Första halvåret Första halvåret Rörelsens intäkter Kostnad såld vara Rörelseresultat Finansiella kostnader 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 april 30 juni till 906,64 MUSD (817,14 MUSD under andra kvartalet ) och under halvåret 1 januari 30 juni till 1 788,92 MUSD (1 632,26 MUSD). Intäkterna inkluderar försäljning av råolja och gas, oljeprodukter samt övriga intäkter. Rörelsens kostnader uppgick under kvartalet till 667,32 MUSD (623,19 MUSD) och till 1 326,84 MUSD (1 169,15 MUSD) under halvåret. Rörelsens kostnader inkluderar produktionskostnader för råolja och gas samt oljeprodukter, avskrivningar av råolje-, gas- och raffineringstillgångar samt kostnader för övrig försäljning. Finansiella kostnader uppgick under kvartalet till 34,37 MUSD (23,25 MUSD) och till 63,99 MUSD (45,38 MUSD) under halvåret. Valutakursvinster/-förluster uppgick till -19,77 MUSD (-25,89 MUSD) under kvartalet och till -21,64 MUSD (-6,97 MUSD) under halvåret. Genomsnitt för andra kvartalet Genomsnitt för andra kvartalet Genomsnitt för första halvåret Genomsnitt för första halvåret Per 30 juni Per 31 december Valutakurser ryska rubler (RUB) per USD ,01 31,02 30,64 32,71 30,37 Koncernens resultat efter skatt hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick under andra kvartalet till 26,71 MUSD motsvarande 0,11 USD per stamaktie (18,34 MUSD och 0,11 USD per stamaktie). Koncernens resultat efter skatt hänförligt till moderbolagets aktieägare uppgick under halvåret till 57,90 MUSD motsvarande 0,26 USD per stamaktie (155,53 MUSD och 0,91 USD per stamaktie). Den 28 februari lämnades utedelning på preferensaktier med 7,50 SEK per aktie (totalt 37,50 MSEK, motsvarande 5,82 MUSD på utdelningsdagen). Den 28 maj lämnades utedelning på preferensaktier med 7,50 SEK per aktie (totalt 37,50 MSEK, motsvarande 5,65 MUSD på utdelningsdagen). 1 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. 3

4 Prospektering och produktion (upstream) Alliance Oil Companys upstreamverksamhet bedrivs i tre ryska regioner: Timano-Pechora-, Volga- Ural- och Tomskregionen samt i Kazakstan. Intäkter från försäljning av råolja och gas uppgick under kvartalet till 151,98 MUSD (inklusive intäkter från gas- och kondensatförsäljning om 12,10 MUSD), vilket är i linje med andra kvartalet (142,08 MUSD). Intäkter från försäljning av råolja och gas uppgick under halvåret till 315,00 MUSD (inklusive intäkter från gas- och kondensatförsäljning om 17,36 MUSD), vilket är i linje med första halvåret (305,74 MUSD). Intäkter från försäljning av råolja och gas var i linje med första kvartalet (163,02 MUSD inklusive intäkter från gas- och kondensatförsäljning om 5,27 MUSD). Av råoljeförsäljningsvolymerna, exklusive koncernintern försäljning, under första kvartalet gick 60% (70%) av försäljningen på export, 15% (3%) exporterades till OSS-länder och 25% (27%) såldes på den ryska marknaden. All gas såldes på den inhemska ryska marknaden. Försäljningsvolymer och erhållna priser på export- respektive ryska marknaden, exklusive koncernintern försäljning, framgår av tabellerna nedan: Andra kvartalet Råolja Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 99,22 59,32 60,94 83,67 Nettointäkt (USD/fat) 52,05 59,32 51,64 53,00 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,74 15,28 7,03 8,05 Nettopris (USD/fat) 45,31 44,04 44,61 44,95 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Gas och kondensat Gas Kondensat Tusen Fat Fat ton kubikmeter oljeekvivalent oljeekvivalent Försäljningsvolym Bruttopris (USD/enhet) 87,97 13,89 411,94 42,99 Nettointäkt (USD/enhet) 74,56 11,77 349,05 36,43 Intäkter från försäljning av gas och kondensat (TUSD) Andra kvartalet Råolja Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 103,03 43,64 59,09 89,53 Nettointäkt (USD/fat) 47,03 43,64 50,08 47,76 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,55 12,55 5,84 6,52 Nettopris (USD/fat) 40,48 31,09 44,24 41,24 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD)

5 Första halvåret Råolja Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 104,52 62,01 60,89 92,93 Nettointäkt (USD/fat) 55,74 62,01 51,60 55,68 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,91 15,19 6,79 8,07 Nettopris (USD/fat) 48,83 46,82 44,81 47,61 Intäkter från försäljning av råolja (TUSD) Gas och kondensat Gas Kondensat Tusen Fat Fat ton kubikmeter oljeekvivalent oljeekvivalent Försäljningsvolym Bruttopris (USD/enhet) 89,83 14,18 431,47 45,87 Nettointäkt (USD/enhet) 76,13 12,02 365,59 38,87 Intäkter från försäljning av gas och kondensat (TUSD) Första halvåret Råolja Export OSS-Export Ryssland Totalt Försäljningsvolym (fat) Bruttopris (USD/fat) 108,70 46,79 62,98 94,17 Nettointäkt (USD/fat) 55,02 46,79 53,37 54,39 Försäljningskostnader (USD/fat) 6,91 12,75 5,44 6,57 Nettopris (USD/fat) 48,11 34,04 47,93 47,82 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 olje- och gasproduktion uppgick under kvartalet till 97,17 MUSD, vilket är en ökning om 10% jämfört med andra kvartalet (88,48 MUSD). Kostnaderna för olje- och gasproduktion uppgick under halvåret till 201,21 MUSD, vilket är en ökning om 12% jämfört med första halvåret (179,38 MUSD). Ökningen för kvartalet och halvåret berodde huvudsakligen på att gasproduktion inleddes på gasfältet Ust-Silginskoye. Kostnaderna för olje- och gasproduktion var i linje med första kvartalet (104,04 MUSD). Produktionsskatter och andra skatter uppgick under kvartalet till 63,95 MUSD (57,60 MUSD) och under första halvåret till 130,16 MUSD (115,16 MUSD) Ökningen berodde huvudsakligen på lägre produktion från Kolvinskoyefältet vilket resulterat i lägre andel produktionsskattebefriad produktion. Avskrivningarna för upstreamtillgångar uppgick till 44,85 MUSD (36,18 MUSD) under kvartalet och till 88,97 MUSD (78,18 MUSD) under halvåret. Olje- och gastillgångar skrivs av baserat på bevisade och sannolika reserver (2P-reserver). Underlaget för avskrivningarna inkluderar ledningens uppskattningar om kommande investeringar. Ökningen i avskrivningarna för upstreamtillgångar under kvartalet och halvårsperioden berodde huvudsakligen på högre försäljningsvolymer och uppdaterade bedömningar av kommande utvecklingskostnader. 5

6 Operativa data för upstreamsegmentet framgår av tabellen nedan: Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Försäljningsvolym, (fat oljeekvivalent) till externa kunder till koncerninterna bolag Intäkt per sålt fat, (USD/fat) 44,98 46,77 48,48 51,92 Produktionskostnader råolja och gas per sålt fat, (USD/fat) 25,52 25,80 27,56 26,52 Produktionskostnader 5,97 6,39 6,75 6,61 Produktionsskatter och andra skatter 11,49 11,92 12,36 11,86 Avskrivningar 8,06 7,49 8,45 8,05 Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto (USD/fat) 6,22 6,39 7,07 6,51 EBITDA per sålt fat (USD/fat) 2 21,30 22,07 22,30 26,94 Upstreamsegmentets operativa data baseras på total försäljningsvolym, både till externa kunder och koncernintern försäljning. Operativa data för råolja framgår av tabellen nedan: Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Försäljningsvolym, (fat) till externa kunder till koncerninterna bolag Intäkt per sålt fat, (USD/fat) 49,79 46,77 52,29 51,92 Produktionskostnader råolja per sålt fat, (USD/fat) 27,82 25,80 29,46 26,52 Produktionskostnader 6,53 6,39 7,20 6,61 Produktionsskatter och andra skatter 13,05 11,92 13,54 11,86 Avskrivningar 8,24 7,49 8,72 8,05 Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto (USD/fat) 7,31 6,39 7,88 6,51 EBITDA per sålt fat (USD/fat) 2 22,90 22,07 23,67 26,94 Operativa data för gas och kondensat framgår av tabellen nedan: Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Försäljningsvolym, (fat oljeekvivalent) till externa kunder till koncerninterna bolag Intäkt per sålt fat, (USD/fat) 15,54-15,81 - Produktionskostnader gas och kondensat per sålt fat, (USD/fat) 10,96-11,20 - Produktionskostnader 2,03-2,84 - Produktionsskatter och andra skatter 1,98-2,26 - Avskrivningar 6,95-6,10 - Försäljnings- och administrationskostnader samt övriga intäkter/kostnader, netto (USD/fat) 0,02-0,14 - EBITDA per sålt fat (USD/fat) 2 11,51-10,57 - EBITDA för upstreamverksamheten 2 uppgick under kvartalet till 118,52 MUSD (106,64 MUSD) och under halvåret till 234,79 MUSD (261,68 MUSD). 2 EBITDA baseras på finansiell information enligt IFRS. 6

7 Koncernens olje- och gasreserver och produktion per region framgår av tabellen nedan: Bevisade och sannolika oljeoch gasreserver (2P) Råolje- och gasproduktion (I fat oljeekvivalent) 31 december Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Timano-Pechoraregionen Volga-Uralregionen Tomskregionen Kazakstan Totalt Icke konsoliderade reserver och produktion i joint venture med Repsol Koncernens gasreserver och -produktion framgår av tabellen nedan: Bevisade och sannolika gasreserver (2P) Gasproduktion 31 december Andra kvartalet Första halvåret Fat oljeekvivalent Tusen kubikmeter ton Fat oljeekvivalent Tusen kubikmeter ton Fat oljeekvivalent Gas Kondensat Totalt Den genomsnittliga konsoliderade dagsproduktionen uppgick under kvartalet till fat oljeekvivalent ( fat olja) och under halvåret till fat oljeekvivalent ( fat olja). Koncernens andel i icke konsoliderad produktion uppgick till fat oljeekvivalent per dag under kvartalet och till fat oljeekvivalent per dag under halvåret. Produktion undantagen från produktionsskatt uppgick under kvartalet till 44% (50%) och under halvåret till 46% (52%). Minskningen av produktionen som var undantagen från produktionsskatt berodde huvudsakligen på lägre produktion från Kolvinskoyefältet. Timano-Pechoraregionen På Kolvinskoyefältet borrades tre produktionsbrunnar. En produktionsbrunn sattes i produktion. Borrning av ytterligare tre produktionsbrunnar pågick på Kolvinskoyefältet i slutet på andra kvartalet. En prospekteringsbrunn borrades på West-Osoveiskoyefältet. Volga-Uralregionen 13 produktionsbrunnar borrades och sattes i produktion: 10 på Stepnoozerskoyefältet, en på Elginskoyefältet, en på Solnechnoyefältet och en på South-Solnechnoyefältet. Borrning av ytterligare två produktionsbrunnar pågick på Stepnoozerskoyefältet i slutet på andra kvartalet. Två prospekteringsbrunnar har borrats, en på Kovalevskoyefältet och West-Solnechnoyefältet. En brunn sattes i produktion. Borrning av ytterligare en prospekteringsbrunn pågick på Kultashihskoyefältet i slutet på andra kvartalet. Tomskregionen 2 prospekteringsbrunnar borrades på gasfältet North-Silginskoye. Borrning av ytterligare en prospekteringsbrunn pågick i slutet på andra kvartalet. Alliance Oil Company Ltd färdigställde infrastrukturen och påbörjade i februari gasproduktion på Ust-Silginskiyfältet. 7

8 Kazakstan Nio produktionsbrunnar borrades och sattes i produktion på Zhanatalapfältet. Borrning av ytterligare en produktionsbrunn pågick i slutet på andra kvartalet. Den genomsnittliga konsoliderade dagsproduktionen under juli uppgick till fat olja. Koncernens andel i den icke konsoliderade genomsnittliga produktionen i joint venturebolaget under juli uppgick till fat oljeekvivalent. Joint venture med Repsol I januari slutförde Repsol och Alliance Oil bildandet av joint venture bolaget AR Oil and Gas BV (AROG) som ägs till 51% av Alliance Oil och till 49% av Repsol. Repsol överförde dotterbolaget OJSC Eurotek, som har två gaslicenser för prospektering och produktion. I mars inledde OJSC Eurotek gasproduktion i Khanty-Mansiyskregionen i Ryssland. Efter att transaktionerna slutförts, uppgår AROGs bevisade och sannolika olje- och gasreserver till 318 miljoner fat oljeekvivalent, varav 163 miljoner fat oljeekvivalent ingår i koncernens konsoliderade oljeoch gasreserver och koncernens andel i de icke konsoliderade reserverna uppgår till cirka 79 miljoner fat oljeekvivalent. Raffinering och marknadsföring/försäljning (downstream) Koncernens downstreamverksamhet inkluderar oljeraffinaderiet i Khabarovsk samt ett nätverk av Alliance-bensinstationer, oljeproduktsdepåer och hamnterminaler, alla belägna i ryska Fjärran Östern och Östra Sibirien. Intäkter från försäljning av oljeprodukter uppgick under kvartalet till 734,49 MUSD, vilket är en ökning om 11% jämfört med andra kvartalet (660,15 MUSD). Intäkter från försäljning av oljeprodukter uppgick under första halvåret till 1 440,77 MUSD, vilket är en ökning om 11% jämfört med första halvåret (1 299,92 MUSD). Ökningen berodde främst på högre exportvolymer (ökad bunkerverksamhet). Intäkter från försäljning av oljeprodukter under kvartalet låg i linje med första kvartalet (706,28 MUSD). Av de externa försäljningsvolymerna av oljeprodukter under första kvartalet gick 60% på export (51%), 26% till grossistledet (33%) och 14% såldes i detaljistledet genom det egna nätverket av bensinstationer (16%). Externa försäljningsvolymer och erhållna priser på export- respektive ryska marknaden framgår av tabellerna nedan: Export Andra kvartalet Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 68,18 105,07 144,91 88,64 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Totalt Export Andra kvartalet Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 65,18 102,35 126,51 87,36 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Totalt Export Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Första halvåret Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 70,98 106,77 145,49 90,94 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Totalt 8

9 Export Grossistmarknaden Detaljistmarknaden Första halvåret Försäljningsvolym (fat) Nettopris (USD/fat) 74,90 103,43 127,24 92,85 Intäkter från försäljning av oljeprodukter (TUSD) Totalt Under kvartalet raffinerades 7,74 miljoner fat olja vid Khabarovskraffinaderiet (7,13 miljoner fat) och under första halvåret raffinerades 15,56 miljoner fat olja (13,95 miljoner fat olja). Den genomsnittliga raffineringsvolymen uppgick under kvartalet till fat per dag ( fat per dag) och under första halvåret till fat per dag ( fat per dag). Produktionskostnaderna för oljeprodukter uppgick för kvartalet till 508,95 MUSD, vilket var i linje med andra kvartalet (485,19 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter uppgick för halvåret till 1 005,46 MUSD, vilket var en ökning om 13% jämfört med första halvåret (887,82 MUSD). Produktionskostnaderna ökade huvudsakligen till följd av högre försäljningsvolymer. Produktionskostnaderna för oljeprodukter för andra kvartalet låg i linje med kostnaderna för det första kvartalet (496,52 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter inkluderar kostnader för inköpt råolja från externa parter vilka uppgick till 226,59 MUSD (240,34 MUSD) för kvartalet och till 481,54 MUSD (412,71 MUSD) för första halvåret. Downstreamsegmentets totala kostnader för inköpt råolja från externa parter och upstreamsegmentet uppgick under kvartalet till 309,85 MUSD (326,19 MUSD) och under halvåret till 663,74 MUSD (599,26 MUSD). Produktionskostnaderna för oljeprodukter inkluderar kostnaderna för oljeprodukter inköpta för återförsäljning vilka uppgick till 85,12 MUSD (64,54 MUSD) under kvartalet. Ökningen var främst hänförlig till inköpt bensin i syfte att förhindra lagerbrist till följd av planerade underhållsarbeten vid Khabarovskraffinaderiet. Kostnaderna för oljeprodukter inköpta för återförsäljning uppgick till 117,81 MUSD (133,31 MUSD) under halvåret. Skatter förutom inkomstskatt, som inkluderas i produktionskostnaderna för oljeprodukter, uppgick under kvartalet till 21,59 MUSD (32,70 MUSD) och till 52,29 MUSD (63,55 MUSD) för halvåret. Minskningen var främst hänförlig till lägre försäljningsvolymer på marknaderna för punktbeskattade oljeprodukter (grossist- och detaljistmarknaderna) vilket resulterade i lägre punktskatter. Transportkostnaderna, som inkluderas i produktionskostnaderna för oljeprodukter, uppgick för kvartalet till 150,12 MUSD (130,48 MUSD) och för halvåret till 302,08 MUSD (244,39 MUSD). Större försäljningsvolymer och högre tariffer var huvudorsakerna till kvartalets och halvårets ökade transportkostnader. Raffineringskostnader, exklusive avskrivningar, uppgick under kvartalet till 26,55 MUSD (16,72 MUSD) och under halvåret till 56,50 MUSD (33,40 MUSD). Ökningen i raffineringskostnader berodde huvudsakligen på högre kostnad för tillsatser som används för framställning av lätta oljeprodukter och högre raffineringsvolymer. Avskrivningar av raffineringstillgångar uppgick under kvartalet till 10,04 MUSD (6,47 MUSD) och till 19,68 MUSD (12,27 MUSD) under halvåret. Ökningen var främst hänförlig till en väsentlig ökning av raffineringstillgångar i produktionen i december och juni. Avskrivningarna för försäljningsoch andra tillgångar uppgick under kvartalet till 5,01 MUSD (4,68 MUSD) och under halvåret till 10,26 MUSD (9,29 MUSD). 9

10 Operativa data för downstreamsegmentet framgår av tabellen nedan: Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Försäljningsvolym till externa kunder (fat) Intäkt per sålt fat (USD/fat) 88,64 87,36 90,94 92,85 Produktionskostnader per sålt fat (USD/fat) 72,81 76,37 76,51 77,59 Raffineringskostnader 3,20 2,21 3,57 2,39 Transport råolja för raffinering 18,12 17,27 19,07 17,46 Kostnad för råolja inköpt för raffinering 37,40 43,16 41,89 42,80 Kostnad för oljeprodukter inköpta för återförsäljning 10,27 8,54 7,44 9,52 Skatter 2,61 4,33 3,30 4,54 Avskrivningar och nedskrivningar av raffineringstillgångar 1,21 0,86 1,24 0,88 Försäljning, administrativa och andra intäkter/kostnader (netto) 8,03 8,14 8,77 8,39 EBITDA per sålt fat 3 9,01 3,71 6,90 7,75 Downstreamsegmentets operativa data baseras på total försäljningsvolym. Ökningen i downstreamsegmentets EBITDA per sålt fat berodde huvudsakligen på högre koncerninternt inköp av råolja och lägre marknadspriser på råolja. EBITDA för downstreamverksamheten 3 uppgick under kvartalet till 74,66 MUSD (28,07 MUSD) och under halvåret till 109,36 MUSD (108,53 MUSD). Moderniseringen av Khabarovskraffinaderiet fortskred ytterligare och är nu i slutfasen. Flera nya enheter är nära färdigställande och planeras att testas under de kommande månaderna. För närvarande beräknas mer än 97% av projektet vara slutfört. Raffineringskapaciteten beräknas att utökas till fat per dag under. Den genomsnittliga raffineringsvolymen under juli uppgick till fat per dag. Investeringar, Finansiering och Likviditet Investeringar Koncernens investeringar i olje- och gastillgångar uppgick under kvartalet till 82,57 MUSD (89,82 MUSD). Investeringarna fördelade sig på Timano-Pechora-, Tomsk- och Volga-Uralregionen samt Kazakstan med 37,23 MUSD (69,63 MUSD), 22,03 MUSD (7,26 MUSD), 18,39 MUSD (9,85 MUSD) respektive 4,92 MUSD (3,08 MUSD). Koncernens investeringar i olje- och gastillgångar uppgick under halvåret till 147,11 MUSD (202,43 MUSD). Koncernens investeringar i raffineringstillgångar uppgick till 56,72 MUSD (92,87 MUSD) under kvartalet och till 119,55 MUSD (123,84 MUSD) under halvåret. Koncernens investeringar i försäljnings- och andra tillgångar uppgick under kvartalet till 7,24 MUSD (20,65 MUSD) och under halvåret till 11,24 MUSD (28,26 MUSD). Aktiverad och erlagd ränta på lån uppgick under kvartalet till 4,51 MUSD (2,96 MUSD) och till 41,42 MUSD (35,89 MUSD) under halvåret. Finansiering I maj slutförde Alliance Oil emissionen av ett sjuårigt obligationslån om 500 MUSD på Eurobondmarknaden. Obligationslånet löper med en fast kupongränta om 7% per år och förfaller till betalning den 4 maj Obligationslånet är noterat och handlas på den reglerade marknaden på den irländska börsen. 3 EBITDA baseras på finansiell information enligt IFRS. 10

11 I juni emitterades preferensaktier (svenska depåbevis) till teckningskursen 280 kronor per aktie och bolaget tillfördes 638,40 MSEK (99,37 MUSD på transaktionsdatumet) före emissionskostnader. Efter emissionskostnader tillfördes bolaget 97,34 MUSD på transaktionsdatumet och 93,54 MUSD på likviddagen den 3 juli. 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 om 351 SEK per aktie. Efter transaktionen uppgår antal utestående aktier till Likviditet Per 30 juni och 31 december uppgick koncernens likvida medel till 398,28 MUSD respektive 411,82 MUSD inklusive spärrade medel om 0,49 MUSD respektive 26,89 MUSD. Per 20 augusti, uppgår koncernens likvida medel till 454,13 MUSD. Under andra kvartalet återbetalades lån om 476,77 MUSD. Per 30 juni hade koncernen tillgång till beviljade, ej utnyttjade krediter om totalt 386,35 MUSD. Finansiella nyckeltal 30 juni 30 juni EBITDA 1 för de senaste 12 månaderna, TUSD Räntabilitet på eget kapital 2 12% 16% Räntabilitet på sysselsatt kapital 3 12% 15% Skuldsättningsgrad 4 74% 84% Soliditet 5 50% 47% Andel riskbärande kapital 6 54% 51% Räntetäckningsgrad EBITDA/ränteutgifter Skuld/EBITDA Nettoskuld/EBITDA 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 -11,00 MUSD (-15,35 MUSD) och under halvåret till -24,57 MUSD (-22,34 MUSD). Per den 30 juni och 31 december uppgick moderbolagets likvida medel till 39,44 MUSD respektive 208,39 MUSD. 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 30 juni uppgick moderbolagets aktiekapital till 178,8 MUSD, motsvarande utestående stamaktier och utestående preferensaktier med ett kvotvärde om 1 USD per aktie (31 december : 176,5 MUSD motsvarande utestående stamaktier och utestående preferensaktier). 11

12 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, minus återföring av nedskrivning av råoljetillgångarna, resultat vid försäljning av aktier i dotterbolag samt andra väsentliga engångsposter i 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. Nettoskuld/EBITDA definieras som lån enligt koncernens rapport över finansiell ställning minus likvida medel dividerat med EBITDA. 11. Likvida medel definieras som summan av kontanter, likvida medel och spärrade medel Definitioner av operativa nyckeltal Råolja och gas Intäkt per sålt fat olja definieras som intäkterna från råolje- och gasförsäljning dividerat med volymen råolja och gas som sålts till både koncerninterna och externa kunder. Produktionskostnader per sålt fat baseras på volymen råolja och gas som sålts till både koncerninterna och externa kunder, exklusive råolja och gas 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 och gas 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. 12

13 Konsoliderad finansiell information i sammandrag RAPPORT ÖVER RESULTAT (Belopp i TUSD) Rörelsens intäkter Not Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Försäljning av råolja och gas Försäljning av oljeprodukter Övriga intäkter Rörelsens kostnader Produktionskostnader råolja Produktionskostnader oljeprodukter Kostnad för övrig försäljning Avskrivningar av olje- och gastillgångar samt raffineringstillgångar Bruttoresultat Försäljningskostnader Administrationskostnader Avskrivning av försäljnings- och övriga tillgångar Övriga rörelsekostnader, netto Resultat från andelar i intresseföretag och joint venture Rörelseresultat Ränteintäkter Finansiella kostnader Resultat från derivat vilka klassificeras som innehas för handel, netto Valutakursförlust/-vinst, netto Resultat före skatt Aktuell skattekostnad Uppskjuten skatteintäkt/(kostnad) Periodens resultat Hänförligt till: Aktieägare i moderbolaget Minoritetens andel Resultat per aktie (USD) Resultat per aktie (USD per aktie) 3 0,11 0,11 0,26 0,91 Resultat per aktie efter utspädning (USD per aktie) 3 0,11 0,11 0,26 0,85 13

14 RAPPORT ÖVER RESULTAT OCH ÖVRIGT TOTALRESULTAT (Belopp i TUSD) Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Periodens resultat Övrigt totalresultat: Komponenter som inte kommer att omklassificeras till årets resultat: Valutakurseffekter vid omräkning av utländsk verksamhet Komponenter som kan omklassificeras till årets resultat: Valutakurseffekter på koncerninterna lån Valutakurseffekter vid omräkning av utländsk verksamhet Inkomstskatt hänförlig till valutakurseffekter på koncerninterna lån Övrigt totalresultat efter inkomstskatt Periodens totalresultat Hänförligt till: Aktieägare i moderbolaget Minoritetens andel

15 KONCERNENS RAPPORT ÖVER FINANSIELL STÄLLNING (Belopp i TUSD) Not 30 juni 31 december TILLGÅNGAR Anläggningstillgångar: Materiella anläggningstillgångar Immateriella tillgångar Goodwill Andelar i intresseföretag och joint venture Uppskjuten skattefordran Övriga finansiella 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 Omräkningsreserv koncerninterna lån Omräkningsreserv utländsk verksamhet Optionspremie konvertibla skuldebrev Balanserat resultat Eget kapital hänförligt till moderbolagets aktieägare Minoritetsägares andel SUMMA EGET KAPITAL Långfristiga skulder Långfristiga lån Uppskjuten skatteskuld Avsättning för återställningskostnader Erhållna förskott Avsättningar för pensionsförmåner 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

16 FÖRÄNDRING I EGET KAPITAL (Belopp i TUSD) Aktiekapital Övrigt tillskjutet kapital Hänförligt till aktieägare i moderbolaget Valutakurs- vinster/- förluster på Optionspremie koncerninterna Omräkning lån, netto efter till konvertibla skatt rapportvaluta skuldebrev Balanserat Resultat Totalt Minoritetsägares andel Balans per 1 januari Periodens resultat Övrigt totalresultat, netto efter skatt Periodens totalresultat Totalt eget kapital Ägarförändringar i dotterbolag Optionsprogram (not 6) Balans per 30 juni Periodens resultat Övrigt totalresultat, netto efter skatt Periodens totalresultat Emission av preferensaktier, efter emissionskostnader Avyttring av minoritetsandel Utdelning på preferensaktier Ägarförändringar i dotterbolag Optionsprogram Balans per 31 december Periodens resultat Övrigt totalresultat, netto efter skatt Periodens totalresultat Emission av preferensaktier, efter emissionskostnader Avyttring av minoritetsandel Utdelning på preferensaktier Ägarförändringar i dotterbolag Optionsprogram (not 6) Balans per 30 juni

17 KASSAFLÖDESANALYS (Belopp i TUSD) Första halvåret Första halvåret Den löpande verksamheten Resultat före skatt Justering för: Avskrivningar och nedskrivningar Ränteintäkter Finansiella kostnader Resultat från derivat vilka klassificeras som innehas för handel Valutakursförlust/-vinst, netto Resultat från andelar i intresseföretag och joint venture Förlust vid avyttring av tillgångar Andra icke kassapåverkande poster Operativt kassaflöde före förändringar i rörelsekapital Förändringar i rörelsekapital Ökning i varulager Ökning/minskning i kortfristiga fordringar och förskottsbetalningar Ökning/minskning 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 Likvid från avyttring av tillgångar Erhållen ränta Utgivna lån Återbetalda lån Utställda reverser Kortfristiga depositioner Likvid från uttagna depositioner Utdelning från intresseföretag Kassaflöde från investeringsverksamheten

18 KASSAFLÖDESANALYS (fortsättning) (Belopp i TUSD) Första halvåret Första halvåret Finansieringsverksamheten Likvid från lån Återbetalning av lån Likvid från bildande av joint venture (not 5) Förvärv av minoritetsandelar i dotterbolag Utdelning på preferensaktier Kassaflöde från finansieringsverksamheten Valutakursförändringar i likvida medel i utländsk valuta Omräkning till rapportvaluta Förändring av likvida och spärrade medel Likvida och spärrade medel vid periodens början Likvida och spärrade medel vid periodens slut

19 NOTER TILL DEN FINANSIELLA DELÅRSINFORMATIONEN I SAMMANDRAG Not 1 Redovisningsprinciper Den finansiella informationen i sammandrag för första halvåret har upprättats i enlighet med IAS 34 "Delårsrapportering". Delårsrapporten innehåller inte all information och upplysningar som krävs vid upprättande av årsredovisning och ska därför läsas tillsammans med koncernens årsredovisning för, som upprättats i enlighet med International Financial Reporting Standards ("IFRS"). De redovisningsprinciper som används i denna delårsrapport är desamma som de som användes i årsredovisningen för räkenskapsåret, med undantag för vad som framgår av följande stycke. Ett antal reviderade och utökade standarder och tolkningsuttalanden trädde i kraft under perioden och har tillämpats i upprättandet av den konsoliderade finansiella delåsinformation i sammandrag. Dessa standarder och tolkningsuttalanden har vid upprättandet av den finansiella informationen av koncernledningen bedömts som ej väsentliga. Omklassificeringar Tidigare rapportperioder har transportkostnader inkluderats i försäljningskostnader. Med början fjärde kvartalet har transportkostnader omklassificerats och presenteras som en del av Produktionskostnader oljeprodukter. Jämförelsesiffror för andra kvartalet och första halvåret har omklassificerats för att uppnå överensstämmelse med nuvarande presentation. Omklassificeringarna baserades på företagsledningens beslut att förbättra upplysningarna av koncernens resultat genom att presentera transportkostnader i samband med inköp av oljeprodukter för återförsäljning. Andra kvartalet Före omklassificering Efter omklassificering Påverkan Produktionskostnader - oljeprodukter Försäljningskostnader Första halvåret Produktionskostnader - oljeprodukter Försäljningskostnader Not 2 Segmentinformation I styrningssyfte är koncernen organiserad i olika rapporteringssegment baserat på verksamhetens art. Två verksamhetssegment presenteras: ett segment (upstream) som omfattar råolje- och gasprospektering, - utvinning och produktion och ett segment (downstream) som omfattar oljeraffinering, transport och försäljning av oljeprodukter. Koncernledningen bedömer och utvärderar resultaten för dessa segment på löpande basis. Verksamheten i moderbolaget och dotterbolag med övrig verksamhet som ej är väsentliga presenteras som Övriga bolag, varav ingen uppfyller kriteriet för separat rapportering. Koncernledningen bedömer utvecklingen för de operativa segmenten baserat på EBITDA för segmenten (resultat före räntor, skatt, av- och nedskrivningar). Den finansiella information för segmenten som presenteras för och analyseras av koncernledningen baseras på interna ledningsrapporter och inkluderar EBITDA för segmenten som ledningens mått på lönsamhet för att allokera resurser och fatta operativa beslut. EBITDA för segmenten är inte helt i linje med IFRS. Skillnaderna gentemot IFRS förklaras nedan, som en avstämning av EBITDA för segmenten (på en icke IFRS basis) mot EBITDA (på IFRS basis), vilket i sin tur stäms av mot resultat före skatt. Affärssegmentens tillgångar och skulder analyseras inte i detalj av ledningen, och redovisas därför inte i denna delårsinformation. 19

20 Informationen avseende rapporterbara segment presenteras nedan: (Belopp i TUSD) Upstream Downstream Övriga bolag Segmentsinterna elimineringar Andra kvartalet Summa segmentintäkter Avgår: Segmentsinterna intäkter Intäkter från externa kunder Totalt EBITDA för segmenten (Belopp i TUSD) Upstream Downstream Övriga bolag Segmentsinterna elimineringar Andra kvartalet Summa segmentintäkter Avgår: Segmentsinterna intäkter Intäkter från externa kunder Totalt EBITDA för segmenten (Belopp i TUSD) Upstream Downstream Övriga bolag Segmentsinterna elimineringar Första halvåret Summa segmentintäkter Avgår: Segmentsinterna intäkter Totalt Intäkter från externa kunder EBITDA för segmenten (Belopp i TUSD) Upstream Downstream Övriga bolag Segmentsinterna elimineringar Avstämningsposter Avstämningsposter Avstämningsposter Avstämningsposter Första halvåret Summa segmentintäkter Avgår: Segmentsinterna intäkter Totalt Intäkter från externa kunder EBITDA för segmenten Intäkter inom upstream- och downstreamsegmenten inkluderar intäkter från försäljning av råolja och gas respektive oljeprodukter samt intäkter från övriga ej väsentliga verksamheter. EBITDA för upstream- och downstreamsegmenten är baserade på interna ledningsrapporter. 20

21 Avstämningen av segmentens EBITDA (på en icke IFRS basis) mot EBITDA på IFRS basis inkluderar följande avstämningsposter: Eliminering av orealiserade koncerninterna vinster/förluster Valutakurseffekter på koncerninterna lån, vilka behandlas som investeringar och redovisas i rapporten över resultatet och övrigt totalresultat Aktiverad ränta på lån Förändringar i använda valutakurser Skatt på ovan beskrivna justeringar Avstämning av segmentens EBITDA mot EBITDA på IFRS basis och resultatet före skatt framgår nedan: (Belopp i TUSD) Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret EBITDA för segment EBITDA övriga bolag Segmentsinterna elimineringar Påverkan på avstämningsposter EBITDA (på IFRS basis) Avskrivningar Ränteintäkter Finansiella kostnader Resultat, netto, från derivat vilka klassificeras som innehas för handel Valutakursförlust/-vinst, netto Resultat före skatt Not 3 Resultat per aktie Resultat per aktie före utspädning Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Vinst hänförlig till bolagets ägare Periodens samlade utdelning på preferensaktier Vägt genomsnittligt antal utestående stamaktier Resultat per aktie före utspädning 0,11 0,11 0,26 0,91 Resultat per aktie efter utspädning Resultat per aktie efter utspädning beräknas genom att justera det vägda genomsnittliga antalet utestående stamaktier med antagandet om att potentiell utspädning av stamaktier sker. Bolaget har följande kategorier av potentiell utspädning av aktier: konvertibla skuldebrev och aktieoptioner. För andra kvartalet och första halvåret hade konvertibla skuldebrev aktieoptioner ingen potentiell utspädningseffekt. 21

22 Andra kvartalet Andra kvartalet Första halvåret Första halvåret Resultat som använts vid beräkning av vinst per aktie före utspädning Utdelning på preferensaktier för perioden Finansieringskostnad på konvertibeln redovisat i rapport över resultatet Resultat som använts vid beräkning av resultat per aktie efter utspädning Vägt genomsnittligt antal utestående stamaktier Justeringar: Antagen konvertering av konvertibel Vägt genomsnittligt antal utestående stamaktier som använts vid beräkning av vinst per aktie efter utspädning Resultat per aktie efter utspädning 0,11 0,11 0,26 0,85 Not 4 Materiella anläggningstillgångar Under första halvåret ökade byggnationer och förvärv av produktions- och andra tillgångar med TUSD ( TUSD), inklusive TUSD ( TUSD) hänförliga till Khabarovskraffinaderiet (OJSC Khabarovsk Oil Refinery) och TUSD ( TUSD) hänförliga till olje- och gasfält. Nyttjandeperiod för olje- och gastillgångar Olje- och gastillgångar skrivs av i enlighet med produktionsenhetsmetoden för bevisade och sannolika reserver. Basen för avskrivning inkluderar ledningens uppskattningar av framtida utvecklingskostnader i relation till sannolika reserver. Avskrivningarna för första halvåret baserades på den oberoende reservrapporten per 31 december (avskrivningarna första halvåret baserades på rapporten per 31 december 2011). Not 5 Investeringar i Joint venture och intresseföretag Den 25 januari slutfördes bildandet av ett joint venture med Repsol genom Repsols överföring av OJSC Eurotek till JV-bolaget och med Repsols avslutande betalning om TUSD. Verkligt värde på OJSC Euroteks nettotillgångar per transaktionsdagen uppgick till TUSD. Note 6 Aktiekapital och optionsplan Aktiekapital I juni slutfördes en emission av preferensaktier (svenska depåbevis). Teckningskursen uppgick till 280 kronor och nominellt värde uppgick till 1 USD per aktie och bolaget tillfördes därmed TSEK ( TUSD på transaktionsdatumet) före emissionskostnader. Efter emissionskostnader tillfördes bolaget TUSD på transaktionsdatumet och TUSD på likviddagen den 3 juli. Efter transaktionen ökade bolagets utestående aktier till Följande villkor gäller för preferensaktien: Utdelningen på preferensaktien fastställdes till 30 kronor per år och preferensaktierna har en tiondels röst var. Beslut om utdelning fattas av bolagsstämman. Om utdelning på preferensaktierna uteblir under ett kvartal, har innehavare av preferensaktier utöver utdelning från innevarande kvartal också rätt till full utdelning från tidigare perioder. 22