| Na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. („Serinus”, „Spółka”) informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest informacja o wynikach oceny rezerw naftowo-gazowych, dokonanej według stanu na koniec 2016 roku. Ocena została wykonana przez RPS Energy Canada Ltd. („RPS”) zgodnie z kanadyjskim Zarządzeniem Krajowym 51-101 „Obowiązki informacyjne dotyczące działalności w sektorze ropy naftowej i gazu” (ang. National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities) i obejmuje rezerwy Serinusa z aktywów tunezyjskich. Firma RPS przeprowadziła również ocenę zasobów warunkowych dla należącej do Spółki koncesji Satu Mare w Rumunii. Rok 2016 był dla Serinusa, jak i dla całego przemysłu naftowego kolejnym rokiem wyzwań. Dla sektora stały problem stanowiły stosunkowo niskie ceny ropy, mimo, że pod koniec 2016 roku zaczęły wzrastać. Cena ropy Brent Crude wystartowała na samym początku stycznia ub. r z poziomu nieco poniżej 47 USD/bbl, aby szybko spaść, osiągając 20 stycznia 2016 r. najniższą wartość w roku: 36,25 USD/bbl. Od tego momentu, w okresie od stycznia do końca czerwca ceny ropy stopniowo się umacniały, osiągając 28 czerwca 2016 r. poziom 54,28 USD/bbl. Następnie do końca listopada ceny oscylowały w granicach od 45 USD/bbl do 55 USD/bbl, zanim w grudniu nastąpiło ich umocnienie na poziomie ponad 50 USD/bbl. Najwyższa cena w roku została odnotowana 28 grudnia 2016 r. i wyniosła 58,07 USD/bbl. W 2017 r. ceny ropy pozostają na poziomie powyżej 50 USD/bbl, co stwarza dla sektora bardziej stabilne warunki cenowe po dwuletnim okresie działalności przy cenach utrzymujących się przeważnie na poziomie poniżej 50 USD/bbl. Rezerwy całkowite Spółki dla kategorii 1P i 2P zmniejszyły się w stosunku do 2015 roku, odpowiednio o 11% i 8%. Utrzymujące się niskie ceny surowców były głównym czynnikiem, który zdominował rok 2016, a w szczególności na jego pierwszym półroczu. Zmniejszone wolumeny rezerw wynikają z wcześniejszych cięć podyktowanych względami ekonomicznymi i opóźnień w realizacji niektórych planów rozwojowych. Korekty miały charakter dodatni lub ujemny, o czym szczegółowo poniżej. TUNEZJA W Tunezji rezerwy 1P obniżyły się o 11%, podczas gdy rezerwy 2P odnotowały wzrost o 8%. Korekty o charakterze technicznym obejmowały: weryfikacje dodatnie, w tym: - lepsze wyniki odwiertu CS-3 na polu Chouech Es Saida Field; oraz weryfikacje ujemne, w tym: - przewidywania dotyczące kształtowania się ceny Brent w raporcie o rezerwach za 2016 r. zostały obniżone w stosunku do zawartych w raporcie o rezerwach za 2015 r., co skutkowało podwyższeniem progu ekonomicznej opłacalności produkcji; - ewaluacje z końca 2015 r. przewidywały operację szczelinowania dla odwiertu WIN-13, która została wykreślona z planu; - spadek wydobycia z odwiertów N3H, Sab-11 oraz NW-1 na Sabrii; - spadek wydobycia w takcie roku 2016 z odwiertów CS-1 i CS-9; - spadek wydobycia z odwiertu EC-1 przy braku bieżącego planu rekonstrukcji, oraz - zamknięcie CS-8bis ze względu na niski poziom produkcji oraz Sanrhar SNN-1 z powodu uwarunkowań ekonomicznych. Rezerwy Spółki zostały podsumowane w tabeli w załączniku do niniejszego raportu bieżącego. WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO (NPV) Wartość bieżąca netto rezerw Serinusa spadła o 79% i 20%, odpowiednio dla rezerw kategorii 1P i 2P. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do zmniejszenia o 16,2 mln USD ewaluacji rezerw 1P dla wyceny PV10 to: - niższe prognozy w 2016 r. wobec 2015 roku (minus 21,9 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.); - niższe wolumeny produkcji w 2016 r. w porównaniu do 2015 r., co wynika z podwyższenia progu ekonomicznej opłacalności produkcji (minus 3,1 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.); - wyższe od zakładanych koszty likwidacji w 2016 r. (minus 10,6 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.); - niższe koszty, opłaty koncesyjne (ang. royalties) i podatki związane z niższym wydobyciem zakładane w 2016 r. (plus 19,4 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.). Podsumowanie wartości bieżącej netto (NPV)– patrz załącznik do niniejszego raportu bieżącego. ZASOBY WARUNKOWE – RUMUNIA Oprócz rezerw kategorii 1P oraz 2P przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji, dodatkowo przypisano zasoby warunkowe dla odkrycia Moftinu w Rumunii, dokonanego na początku 2015 r. Spółka Serinus będzie koncentrowała się na rozwoju projektu rozbudowy stacji gazowej na polu Moftinu w Rumunii, co obejmować będzie budowę infrastruktury naziemnej. Jest to projekt o krótkim horyzoncie czasowym i oczekuje się, że produkcja z odwiertów gazowych Moftinu-1001 i Moftinu-1000 rozpocznie się na początku 2018 r. Spółka uzyskała wszystkie niezbędne zgody i wkrótce ruszy z budową stacji gazowej o przepustowości operacyjnej na poziomie 15 MMcf/d. Prace nad projektem będą trwały w 2017 roku, a pierwszy przepływ gazu jest oczekiwany I kw. 2018 r. Spółka prowadzi również prace nad programem wierceń, który stanowiłby realizację zobowiązań do wykonania prac w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji Satu Mare, co nastąpiło 28 października 2016 r. Powyższa ewaluacja odzwierciedla 60% udział operacyjny Spółki w koncesji Satu Mare oraz to, że będąca partnerem spółka Rompetrol, znajdująca się obecnie w sporze podatkowym, nie będzie uczestniczyć w nakładach inwestycyjnych przypisanych do posiadanych przez nią udziałów. Dlatego w przypadku udziałów operacyjnych Spółki zakłada się, że będzie ona miała 100% udziału w nakładach inwestycyjnych i 60% udziału operacyjnego w wydobyciu, przychodach, kosztach operacyjnych i kosztach likwidacji. Mimo to, Spółka jest przekonana, że będzie w stanie odzyskać całość przychodów w ramach połączonych rachunków projektu. Prognozy cen wykorzystane przez RPS przy ewaluacji aktywów naftowo-gazowych Serinus znajdują się w załączniku do niniejszego raportu. UWAGA Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 tysięcy stóp sześciennych „Mcf” gazu odpowiada ekwiwalentowi jednej baryłki ropy naftowej, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy. Wyniki testów nie muszą stanowić wskaźnika długofalowych wyników ani też ostatecznej wartości wydobycia. Zawarte w niniejszym dokumencie dane wynikające z testów mają charakter wstępny aż do ukończenia pełnej analizy ciśnieniowej odwiertu Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie wybranych części informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która w pełnej treści jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki SERINUS ENERGY INC. pod adresem: http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm. Ponadto tłumaczenie pełnej treści informacji prasowej dostępne jest na stronie internetowej www.serinusenergy.com | |
