| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | Raport bieżący nr | 50 | / | 2014 | | | | | | Data sporządzenia: | 2014-11-13 | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za III kw. 2014 r. | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | Na podstawie art. 62 ust 8 ustawy o ofercie publicznej […] Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "SEN" ,"Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przedstawiane jest podsumowanie wyników finansowych oraz operacyjnych za kwartał zakończony 30 września 2014 roku.
Podsumowanie III kwartału 2014 r.
- Produkcja Spółki przypadająca na posiadane przez nią udziały operacyjne (obejmująca produkcję Spółki w Tunezji plus produkcję przypadającą na 70 proc. udziałów na Ukrainie) za III kw. 2014 r. wyniosła 5.640 boe/d, co stanowi wzrost o 15 proc. w porównaniu do III kw. 2013 r., i o 14 proc. w stosunku do 4,965 boe/d produkcji z II kw. 2014 r. Produkcja Spółki za III kw. na Ukrainie (dla udziałów operacyjnych Serinus) wzrosła o 34 proc. w stosunku do porównywalnego okresu w 2013 r., osiągając poziom 4.470 boe/d (26,8 MMcfe/d). W stosunku do II kw. 2014 r. wzrosła o 22 proc.
- Przychody brutto w III kw. wyniosły 46,4 mln USD, wzrastając o 2 proc. w porównaniu do III kw. 2013 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 35,6 mln USD w porównaniu do 36,4 mln USD w ubiegłym roku. Pozostała część przychodów przypadła na nie należącą do Serinus spółkę będącą właścicielem 30 proc. udziałów w KUBGAS Holding Limited (vide poniżej: O Serinus Energy).
- Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy zmniejszyła się z 41,76 USD/boe (6,96 USD/Mcfe) odnotowanej w II kw. br., do poziomu 30,91 USD/boe (5,15 USD/Mcfe) w III kwartale br. w związku ze znaczną podwyżką opłat koncesyjnych (royalties) wprowadzoną 1 sierpnia 2014 r. Stawki opłat dla gazu ziemnego wzrosły do 55 proc. z 28 proc., zaś dla cieczy z 42 proc. do 45 proc.
- Netback dla produkcji w Tunezji obniżył się w III kw. z 54,83 USD/boe, odnotowanym w II kw. br., do 53,85 USD/boe, a niższe koszty operacyjne jedynie w części zrekompensowały spadek cen towaru.
- Środki z działalności operacyjnej w III kw. 2014 r. wyniosły 19,2 mln USD i były o 11 proc. niższe w porównaniu do 21,6 mln USD uzyskanych w III kw. 2013 r., i o 8 proc. mniejsze wobec 20,8 mln USD odnotowanych w II kw. br., co było zasadniczo spowodowane przez mniejszy netback, o którym mowa powyżej, co z kolei było w znacznym stopniu spowodowane podwyżką opłat koncesyjnych (royalties) na Ukrainie. Na akcjonariuszy SEN przypadło 14,3 mln USD.
- Zysk netto za III kw., przed ujęciem różnic kursowych, wynosił 6,6 mln USD (3,79 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 12 mln USD w III kw. 2013 r. (8,1 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożyły się na to głównie wyższe opłaty koncesyjne na Ukrainie i wyjątkowo niskie koszty operacyjne w III kw. 2013 r.
- Nakłady inwestycyjne w III kwartale br. wyniosły 15,6 mln USD, w porównaniu do 30,5 mln USD w analogicznym okresie roku 2013. Ich niższy poziom jest głównie związany z zawieszeniem prac wiertniczych w trakcie III kw. z powodu stanu bezpieczeństwa na Ukrainie.
- W trakcie III kwartału KUB-Gas LLC dokonał wypłaty dywidendy w wysokości 11 mln USD (7,6 mln USD dla udziałów operacyjnych Serinus).
- W lipcu 2014 r. Spółka dokonała końcowej spłaty 8 mln USD w ramach rozliczania pożyczki udzielonej przez Dutco Energy Limited.Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja
- Produkcja w III kw. wyniosła 5.640 boe/d, odnotowując 14 proc. wzrost wobec II kw. br. (4.965 boe/d), co było rezultatem wzrostu produkcji na Ukrainie, w znacznej mierze z odwiertu M-17.
- Produkcja z Tunezji w III kw. obniżyła się do 1.170 boe/d, o 11 proc. wobec II kw. 2014 r., co było głównie spowodowane przez tymczasowe przestoje związane z koniecznością wymiany pomp w kilku odwiertach oraz przejściowym brakiem możliwości przyjęcia całego gazu wydobywanego na Chouech Es Saida przez państwową stację odbioru gazu, ze względu na usterki mechaniczne i pogodę z ekstremalnie wysokimi temperaturami. Sytuacja zaczęła ulegać poprawie w trakcie kwartału, wraz z przeprowadzeniem modernizacji CS-8bis i CS-1 oraz zaistnieniem korzystniejszych warunków atmosferycznych. Produkcja we wrześniu wyniosła 1.272 boe/d, zaś od początku IV kw. do chwili obecnej średnia produkcja to 1.390 boe/d. Odwiert CS-11 nadal wymaga wymiany pompy, co właśnie rozpoczęto. .
- Prace wiertnicze na Ukrainie wznowiono 2 października, rozpoczynając działania przy odwiercie M-22 na koncesji Makiejewskoje. Odwiert obecnie przekroczył głębokość 2.403 metrów. Zlokalizowany jest w południowo-zachodniej części głównego uskoku, przebiegającego przez koncesje Makiejewskoje oraz Olgowskoje i znajduje się blisko wykonanego w 1991 r. odwiertu M-2, który w testach dał przepływ 300 Mcf/d ze strefy S5. Głównym celem odwiertu M-22 jest strefa S6, której zasobność została udowodniona przy okazji odwiertów M-16, M-17 oraz O-15. Cele drugiego rzędu obejmują także strefy S5 i S7. Przewiduje się, że łącznie prace wiertnicze, testy i końcowe uzbrajanie potrwają około 80 dni. O ile odwiert się powiedzie, zostanie on w krótkim czasie podłączony, ponieważ uwzględniając zawczasu przyszłe wiercenia, wykonano w tym roku kilka linii przesyłowych. M-22 będzie się kwalifikował do stosowania obniżonej stawki opłat koncesyjnych (royalty) wynoszącej 30,25 proc. w okresie pierwszych dwóch lat produkcji z tego odwiertu.
- Prace nad odwiertem Winstar-12bis ("WIN-12bis") rozpoczęto 17 lipca br. W komunikacie Spółki z 4 listopada 2014 r. poinformowano, że odwiert osiągnął głębokość końcową 3.855 metrów, a dane z elektrometrii otworowej, rdzenia i zapisu parametrów wiercenia wskazują, że odwiert trafił na złoże ropy o miąższości 79 metrów i średniej porowatości 10 proc. w formacjach Upper Hamra, Lower Hamra i El Atchane, które znajduje się ponad strefą przejściową ropa-woda, ciągnącą się przez niżej zalegające formacje w odwiercie. Dodatkowa 14–metrowa warstwa ropy została zidentyfikowana w strefie przejściowej, a ponadto uzyskano wskazania obecności potencjalnie ruchomej ropy poniżej spągu strefy przejściowej. Niezbędne będą dalsze badania w celu określenia charakteru węglowodorów z tych niższych warstw. Jak tylko urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione, odwiert WIN-12bis będzie podłączony do wcześniej zbudowanego rurociągu i poddany testom produkcyjnym.
- Program badań sejsmicznych 3D obejmujący 203,5 km2 na polu Sanrhar zakończono w połowie sierpnia. Posiadane z wcześniejszego okresu nieliczne dane z badań sejsmicznych 2D wskazują na występowanie szeregu struktur, reprezentujących cztery typy zamknięcia pułapek, które nowy program zbada bardziej szczegółowo. Obecna produkcja z Sanrhar – prowadzona w całości z jednego tylko odwiertu - wynosi 50-60 bbl/d ropy, a do końca 2013 r. wyniosła łącznie 421 Mbbl ropy.
- Na początku października odwierty ECS-1 oraz EC-4 na koncesji Ech Chouech w Tunezji zostały poddane hydraulicznej stymulacji, obejmującej dewońską formację Ouan Kasa. W trakcie przeprowadzonej następnie operacji tłokowania w otworze wiertniczym (ang. swabbing) oba odwierty wykazywały do 20 proc. ropy w płuczce. Spółka bada możliwości zwiększenia efektywności produkcji obu odwiertów w dłuższym okresie i uzyskania lepszych parametrów produkcji i ciśnienia.
Perspektywy
Średnia produkcja dzienna (przypadająca dla SEN) od początku IV kw. 2014 r. do chwili obecnej wynosi ok. 5.495 boe/d (1.060 bbl/d ropy, 26,1 MMcf/d gazu, 83 bbl/d cieczy). Spadek w stosunku do średniej produkcji III kw. ub. roku wynika z planowego ograniczenia wydobycia z odwiertów M-16 i M-17 na Ukrainie na okres trzech i pół dnia w październiku, w czasie których dokonane zostały testy odbudowy ciśnienia. Wzrost produkcji w Tunezji w IV kw. został w znacznym stopniu skompensowany przez odczuwane przez Spółkę naturalne zjawisko sczerpywania się złóż. Kwartały III i IV do tej pory nie przyniosły nowych odwiertów z powodu zawieszenia prac wiertniczych na Ukrainie.
Ukraina
Urzędowa cena ropy na listopad, po której można prowadzić sprzedaż dla odbiorów przemysłowych na Ukrainie, wynosi 5.100 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany 15,85 UAH/USD, stanowi to odpowiednik 9,11 USD za Mcf. Cena uzyskana przez KUB-Gas jest o ok. 4 proc. niższa z powodu marży pośredników sprzedających gaz. Cena gazu zrealizowana przez Spółkę na Ukrainie w trakcie III kwartału wyniosła 10,17 USD/Mcf.
KUB-Gas planuje wykonanie w listopadzie ponownego uzbrojenia odwiertu M-16 w strefie S5, gdyż ustalono, że odwiert M-17 sam wystarczy do wydobywania gazu z akumulacji w strefie S6, która jest obecnie eksploatowana przez oba odwierty.
Zgodnie z informacją przekazaną wcześniej przez Spółkę, Zarząd Narodowego Banku Ukrainy ("Bank") podjął 22 września br. uchwałę Nr 591, która m. in. zakazuje przeprowadzania transakcji wymiany walut związanych z wypłatą dywidend i obowiązuje od 23 września br. do 2 grudnia 2014 r. Prezes Banku - Valeria Hontareva 4 listopada poinformowała, że zakaz ten zostanie uchylony. Dodała także, że takie ograniczenie mogłoby uniemożliwić dalsze inwestycje na Ukrainie. Nie podano innej alternatywnej daty uchylenia ww. zakazu.
Oczekuje się, że końcowe wyposażanie odwiertu M-22 będzie przeprowadzone w drugiej połowie grudnia i o ile wszystko się powiedzie oraz pod warunkiem uzyskania wymaganych dla nowych odwiertów i rurociągów odnośnych urzędowych zgód, w styczniu zostanie on, po przeniesieniu urządzenia wiertniczego, podłączony do zawczasu zbudowanego rurociągu. Urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione następnie do odwiertu NM-4 w celu wznowienia prac, które zostały wstrzymane pod koniec czerwca ze względu na ówczesny stan bezpieczeństwa.
Tunezja
Kiedy urządzenie wiertnicze zakończy prace nad WIN-12bis, zostanie przeniesione do lokalizacji Winstar-13 ("WIN-13"). Przewiduje się, że całkowite wykonanie i uzbrojenie odwiertu WIN-13 zajmie 73 dni. Jego celem są te same formacje z ordowiku Lower Hamra oraz El Atchane, które obecnie są eksploatowane na polu Sabria.
Rumunia
Jak to zaraportowano 12 listopada 2014 r., trwają prace nad odwiertem Moftinu-1001, pierwszym w obejmującym dwa odwierty programie wierceń. Celem są piaskowce z okresu miocenu i pliocenu znajdujące się na głębokości 1.800–2.000 metrów. Drugi odwiert - Moftinu-1002bis będzie przedmiotem prac zaraz po przeniesieniu urządzenia wiertniczego z Moftinu-1001, i jak się oczekuje oba odwierty będą wykonane i orurowane w połowie grudnia. Końcowe wyposażanie odwiertów oraz testy będą przeprowadzone pod koniec stycznia 2015.
Spółka wykonuje obecnie także badanie sejsmiczne 3D dla dodatkowych 180 km2 na obszarze Santau na koncesji Satu Mare, przylegającego od południa do Moftinu. Oczekuje się, że pozyskiwanie danych powinno zakończyć się do 15 listopada 2014 r., zaś przetwarzanie i interpretacja będą odbywały się w I kw. 2015 r.
Dokumenty uzupełniające
Pełny tekst "Sprawozdania kierownictwa z działalności" (ang. 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
Uwagi:
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 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.
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
| | |
