| Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. (“Serinus", “SEN" lub “Spółka") informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przedstawiane są wyniki finansowe oraz operacyjne za kwartał zakończony 31 marca 2015 r. Podsumowanie kwartału - Produkcja całkowita przypadająca na udziały Spółki (na co składa się produkcja Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów operacyjnych na Ukrainie) w I kwartale br. wyniosła 4.406 boe/d, co stanowi 9-proc. spadek w stosunku do I kw. 2014 r. oraz 19-proc. spadek w stosunku do 5.413 boe/d uzyskanych w IV kwartale ub. r. Produkcja utrzymywała się na poziomie znacznie poniżej zdolności wydobywczych, co jest efektem ukraińskich regulacji, które rezerwowały znaczną część zakupów na rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz"). - Przychody brutto za I kw. 2015 r. wyniosły 25,2 mln USD i były o 30 proc. niższe w stosunku do I kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 20,0 mln USD w porównaniu do 28,8 mln USD w ubiegłym roku. Reszta przychodów przypada na właściciela pozostałych 30 proc. udziałów w KUBGAS Holdings Limited, nie należących do Serinus. Spółka KUBGAS Holdings posiada 100 proc. udziału w KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), która jest właścicielem 100 proc. koncesji ukraińskich i ich operatorem. - Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy obniżyła się z 21,65 USD/boe (3,61 USD/Mcfe) w IV kw. 2014 r. do 11,53 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w I kw. 2015 r., głównie ze względu na niższy poziom uzyskanych cen za surowiec i wyższy efektywny poziom opłat koncesyjnych (royalties). Średnia cena gazu wyrażona w UAH wzrosła w I kw. 2015 r. o 22 proc. w porównaniu do IV kw. 2014 r., jednak zostało to z nadwyżką skonsumowane przez 33 proc. osłabienie kursu UAH wobec USD. Efektywna stawka opłat koncesyjnych wzrosła do 63,9 proc. w I kw. 2015 r. z 49,2 proc. w IV kw. 2014 r., co wynikało ze zlikwidowania okresu uprzywilejowanej stawki dla nowych odwiertów, a także obniżenia poziomu zrealizowanych cen gazu w stosunku do ceny urzędowej, w oparciu o którą kalkulowane są opłaty koncesyjne. (patrz poniżej: Zmiany w ukraińskim prawie) - Netback dla Tunezji obniżył się z 39,56 USD/boe w IV kw. 2014 r. do 30,53 USD/boe w I kw. 2015 r. przy niższych kosztach operacyjnych, które jedynie w części skompensowały niższe ceny surowców. - Środki z działalności operacyjnej w I kw. 2015 r. spadły o 73 proc., do 4,3 mln USD, w porównaniu do 15,8 mln USD w I kw. 2014 r. oraz o 55 proc. w stosunku do 9,5 mln USD w IV kw. 2014 r., co spowodowane było przede wszystkim przez niższy netback i zostało opisane powyżej. Na akcjonariuszy SEN przypadło 3,2 mln USD. - W I kwartale Serinus odnotował stratę netto, w ujęciu przed stratami wynikającymi z różnic kursowych, w wysokości 4,1 mln USD (4,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN) w porównaniu do 2,7 mln USD zysku za I kwartał 2014 r. (1,7 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Czynnikami mającymi największy wpływ na wynik były niższe ceny surowców oraz wyższe stawki opłat koncesyjnych, które zaważyły na poziomie wartości retroaktywnej netto, co zostało omówione powyżej. -Nakłady inwestycyjne za I kw. 2015 r. wyniosły 11,2 mln USD wobec 10,3 mln USD nakładów w porównywalnym okresie roku 2014. - Jak już wcześniej informowano, Spółka dokonała odkrycia gazu w odwiertach Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis w Rumunii. Moftinu-1001 uzyskał przypływ na poziomie 7,4 MMcf/d wraz z 19 bbl/d kondensatu, a Kierownictwo szacuje obecnie, że zasobów nadających się do wydobycia (dla P50) z tej akumulacji jest prawdopodobnie ponad 17 Bcf, a nawet może ich być 30 Bcf. Odwiert Moftinu-1002bis wskazał na istnienie ruchomych węglowodorów w formacji o ograniczonych własnościach zbiornikowych (typu tight), zawierającej szacunkowo 27 Bcf zasobów geologicznych gazu. - Spółka poinformowała 20 lutego 2015 r. o pozyskaniu nowego kredytu w kwocie 10 mln EUR z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju. Kredyt został udzielony na sześć lat, a jego oprocentowanie wynosi LIBOR plus 8%. Obszerniejszy opis najważniejszych warunków przedstawiono w notach do sprawozdania finansowego Spółki. Środki z tego nowego kredytu wykorzystywane są do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych Spółki na koncesji Satu Mare w północno-zachodniej Rumunii, obejmującego odwierty Moftinu-1001 oraz Moftinu 1002bis. - Produkcja w I kw. 2015 r. wyniosła 4.406 boe/d i była niższa o 19 proc. w stosunku do produkcji IV kw. 2014 r. (5.413 boe/d). Wyższa produkcja w Tunezji została zdecydowanie skompensowana przez niższe wolumeny na Ukrainie, będące skutkiem rozporządzenia rezerwującego znaczną część rynku gazu ziemnego dla Naftogazu. Kierownictwo szacuje, że wielkość sprzedaży na Ukrainie była o ok. 4,5 MMcf/d (3,15 MMcf/d dla SEN WI - udziałów operacyjnych Serinus) poniżej mocy produkcyjnych. - Całkowita produkcja w Tunezji za I kw. 2015 r. wyniosła 1.579 boe/d i była o 10 proc. wyższa niż 1.434 boe/d produkcji w IV kw. 2014 r. Produkcja ropy wyniosła średnio 1.240 bbl/d, a gazu 2,0 MMcf/d. Głównym czynnikiem tego wzrostu był odwiert Winstar-12bis ("WIN-12bis") na polu Sabria, z którego prowadzono wydobycie przez większość kwartału (z wyjątkiem okresu 12 dni w marcu, kiedy odwiert był zamknięty w celu przeprowadzenia testów odbudowy ciśnienia). Odwiert ten w czwartym kwartale (w grudniu 2014 r.) pracował jedynie przez 21 dni i dawał niższą średnią produkcję w czasie samooczyszczania. - Zgodnie z informacją przekazaną przez Spółkę w komunikacie z 20 kwietnia 2015 r., w Rumunii odwiert Moftinu-1001 uzyskał maksymalny poziom przypływu 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły tylko śladowe ilości wody. Kierownictwo obecnie szacuje, że zasobów nadających się do wydobycia (dla P50) z tego odkrycia może być pomiędzy 17 Bcf a 30 Bcf. Tak szeroki przedział szacunków odzwierciedla kilka metodologii kalkulacji (wolumetryczna, stanów przejściowych ciśnienia, historyczna) i wynika także z tego, że jak dotychczas jest to jedyny odwiert na polu z ograniczonym zasobem historycznych danych dotyczących produkcji. Jednak wstępne oceny wskazują, że zagospodarowanie spełnia wymogi ekonomiczne, nawet przy uwzględnieniu dolnej wielkości zasobów nadających się do wydobycia. - Testy odwiertu Moftinu 1002bis wykazały formację o ograniczonych własnościach zbiornikowych (typu tight) i jej uszkodzenie. Współgra to z zaobserwowaną na pomiarach niższą porowatością i jednocześnie zastosowaniem cięższej płuczki, w celu kontrolowania wypłukiwania i obsypywania się otworu w trakcie prac wiertniczych. W odwiercie przez 30 min. utrzymywał się przypływ średnio na poziomie ok. 2,8 MMcf/d, po czym w trakcie następnych dwóch godzin obniżył się do 245 Mcf/d. Mimo niezadawalającej jakości danych, Moftinu-1002bis potwierdza istnienie ruchomych węglowodorów w czterech testowanych piaskowcach z miocenu. Spółka szacuje, że opróbowane strefy zawierają 27 Bcf (dla P50) zasobów geologicznych gazu, aczkolwiek ostatecznie współczynnik wydobycia będzie zależał od dobrania odpowiednich parametrów wiercenia i uzbrojenia umożliwiających komercyjny poziom wydobycia. - Zgodnie z komunikatem Spółki z 11 maja 2015 r. testy odwiertu Winstar-13 ("WIN-13") na polu Sabria w Tunezji rozpoczęły się 28 kwietnia br. Początkowo przypływ stanowiła głównie woda oraz ciecz wykorzystana do opróbowania odwiertu. Jednak odwiert stopniowo oczyszczał się i obecnie wydatek wody wynosi 19 proc. Poziom pozyskania ropy oscylował w przedziale od 100 do 300 bbl/d, a obecna produkcja wynosi ok. 138 bbl/d przy wykładniku gazowym 1.975 ft3 na bbl. Produkcja odwiertu wydaje się być ograniczana zarazem przez uszkodzenie otworu związane z płuczką wiertniczą oraz blokatorami (LCM), jak również przez niedrożność rurek. Rozpoczęcie prac mających na celu usunięcie tych utrudnień planowane jest na drugą połowę maja. - Uzbrajanie oraz testy odwiertu M-22 na Ukrainie są w znacznym stopniu zakończone. Strefy S13, S13a i S13b są niekomercyjne mimo, że w badaniach dawały pierwotnie obiecujące wskazania. Strefa S6 odbudowała ciśnienie po perforacji, lecz pozyskano z niej zbyt małe ilości gazu do przeprowadzenia pomiarów Odwiert zawieszono i wpisano na listę odwiertów do szczelinowania, co rozważa się na lato tego roku. Jeśli działania te przyniosą pozytywne rezultaty, odwiert M-22 będzie kwalifikował się do stosowania obniżonej stawki opłat koncesyjnych (royalty) 30,25 proc. przez pierwsze dwa lata produkcji. Zmiany w ukraińskim prawie Komunikaty Spółki z 23 stycznia oraz 14 kwietnia br. zawierały informację, że w listopadzie 2014 r. ukraiński rząd wydał trzy rozporządzenia (nr 596, 599 i 647), które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu, w okresie do końca lutego 2015 r., wyłącznie od spółki Naftogaz. Rozporządzenia te zostały zaskarżone i po dwóch apelacjach, 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości. Rynek zareagował, a KUB-Gas odnotował w kwietniu nieznaczny wzrost sprzedaży gazu. Następstwa powyższych rozporządzeń w znacznym stopniu wpłynęły na działalność Spółki w I kwartale. Wobec niedostępności znacznej części rynku gazu ziemnego, prywatni producenci zostali postawieni w sytuacji konieczności walki o znalezienie innych wiarygodnych klientów. Kierownictwo szacuje, że całkowita sprzedaż KUB-Gasu w kwartale była o ok. 4,5 MMcf/d poniżej mocy produkcyjnych tej spółki. Chociaż ceny gazu wyrażone w UAH wzrosły w stosunku do IV kw. 2014 r., to ostrzejsza konkurencja spowodowała ich obniżenie wobec Ceny Limitowanej (tj. maksymalnej ceny po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym), ustanawianej odgórnie przez regulatora na każdy miesiąc. Ponieważ opłaty koncesyjne (royalties) są obliczane na bazie Ceny Limitowanej a nie tej uzyskanej faktycznie, więc efektywne stawki royalty są wyższe niż ogłoszone stawki nominalne. Od 1 stycznia br. rząd ukraiński wprowadził na stałe stawki opłat koncesyjnych na poziomie 55 proc. i 45 proc. odpowiednio dla gazu ziemnego i ropy. Stawki te pierwotnie wprowadzono w sierpniu 2014 r. Nowe zasady likwidowały możliwość stosowania obniżonego współczynnika dla nowych odwiertów, który pozwalał obniżyć stawkę royalty dla produkcji gazu z nowych odwiertów do poziomu 30,25 proc. przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. Bezpośrednio, skutek tego odczuł odwiert M-17, którego wydobycie stanowiło ok. 35 proc. produkcji KUB-Gasu z I kw. 2015 r. Odwiert ten zaczął podlegać stawce 55 proc. zamiast stawce 30,35 proc., do stosowania której wcześniej się kwalifikował. Rząd podjął 3 marca 2015 r uchwałę przywracającą okres ulgowej stawki z dniem 1 kwietnia 2015 r. Niemniej jednak, mimo tej ostatniej zmiany, nominalna stawka royalty dla gazu w trakcie I kw. br. wynosiła 55 proc., a biorąc pod uwagę wspomnianą powyżej dysproporcję między Ceną Limitowaną a ceną zrealizowaną, efektywna zagregowana stawka wynosiła 63,9%. Narodowy Bank Ukrainy podjął 3 marca 2015 r. uchwałę nr 160, która przedłużyła ustanowione uchwałą nr 758 ograniczenia dotyczące przeprowadzania szeregu rodzajów transakcji walutowych, wprowadzając kilka dodatkowych, wszystkie obowiązujące do 3 czerwca 2015 r. Dalsze działania Średnia dzienna produkcja (w ujęciu SEN WI) Serinus w kwietniu 2015 r. wynosiła 4.480 boe/d (1.235 bbl/d ropy, 19,1 MMcf/d gazu, 69 bbl/d cieczy). Wartości te odzwierciedlają nieznaczny wzrost produkcji na Ukrainie od czasu zniesienia regulacji blokujących rynek gazu. Ukraina Cena Limitowana na maj, po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym na Ukrainie, wynosi 6.810 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany 21,00 UAH/USD cena ta stanowi równowartość 9,13 USD/Mcf. Cena uzyskiwana przez KUB Gas jest 15-18 proc. niższa ze względu na marżę zysku pośredników sprzedaży gazu oraz ze względu na odczuwane jeszcze skutki wcześniejszych ograniczeń rynku. Spółka rozważa stymulację hydrauliczną odwiertów O-11, O-15 i M-22. Jeśli program zostanie zatwierdzony, zostanie zrealizowany latem 2015 r. W maju zostanie zamontowana sprężarka, w ramach instalacji pola Olgowskoje, w celu rozwiązania problemów z punktem rosy sprzedawanego gazu i planuje się, że do czerwca zostanie uruchomiona. Tunezja Odwiert WIN-13 został podłączony do rurociągu, a jego obecna produkcja wynosi ok. 138 bbl/d oraz 272 Mcf/d. Rozpoczęcie prac naprawczych planowane jest na drugą połowę maja. Rumunia Wykonanie, uzbrojenie i testy odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis wraz z obejmującym 180 km2 programem badań sejsmicznych 3D, przeprowadzonym pod koniec 2014 r. na obszarze Santau, oraz wraz z odpowiednimi dokumentami dla administracji państwowej stanowią wypełnienie zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare w stosunku do administracji państwowej i partnera. Pomyślne ukończenie Etapu 2 upoważnia Spółkę do przystąpienia z władzami rumuńskimi do wyłącznych negocjacji w sprawie trzeciego 3-letniego etapu poszukiwawczego. Serinus podjął wstępne rozmowy z Państwową Agencją Zagospodarowania Kopalin (National Agency for Mineral Development – "NAMR’) dotyczące odnośnego programu prac. Uzyskanie od NAMR pisemnego potwierdzenia przedłużenia koncesji spodziewane jest w maju 2015 r. Ponadto, po uzyskaniu na piśmie przedłużenia koncesji Satu Mare, Spółka przystąpi do procesu ustanawiania Koncesji Wydobywczej na Moftinu. Dokumenty uzupełniające: Pełny tekst "Sprawozdania kierownictwa z działalności" (ang. Management Discussion and Analysis "MD&A") oraz "Sprawozdania finansowego" zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI i będą także dostępne na stronie www.serinusenergy.com. Zaktualizowana wersja prezentacji korporacyjnej także jest dostępna na stronie internetowej Spółki. Uwaga: Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. podmiotu zależnego KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), w którym Spółka posiada pośrednio 70 proc. udział. O ile nie jest to zaznaczone poprzez użycie sformułowań "przypadające na Serinus", "netto dla Serinus" , "przypadające na akcjonariuszy SEN" lub "netto dla SEN WI" (WI=udziały operacyjne), wszystkie wartości i wolumeny odnoszą się do danych skonsolidowanych. Serinus sporządza raporty w dolarach amerykańskich, wszystkie dane przywoływane – zarówno te w dolarach lub wartości na akcję - wyrażone są w USD, o ile nie zaznaczono inaczej. Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 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 mogą nie odzwierciedlać rzeczywistych długoterminowych wyników produkcji i ostatecznych odkryć. Dane z testów zawarte w niniejszym dokumencie uważa się za wstępne, dopóki nie zostaną wykonane ostateczne analizy ciśnienia przepływu. 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 | |
