| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | Raport bieżący nr | 3 | / | 2015 | | | | | | Data sporządzenia: | 2015-01-23 | | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Podsumowanie produkcji Serinus Energy w IV kw. 2014 r. | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | Na podstawie art. 62 ust. 8 Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR publikowane są informacje o działalności Serinus w czwartym kwartale 2014 roku.
Uwaga: Serinus raportuje w dolarach amerykańskich (USD). O ile tego nie zaznaczono wszystkie kwoty w dolarach wymienione w niniejszym dokumencie odnoszą się do USD.
Produkcja i ceny w czwartym kwartale
Średnia produkcja Spółki w czwartym kwartale (przypadająca na udział SEN w prawie użytkowania górniczego) wyniosła ok. 5.409 boe/d, co oznacza spadek o 4 proc. w porównaniu do 5.640 boe/d z trzeciego kwartału. Produkcja za pierwszych 20 dni stycznia wynosiła średnio 5.259 boe/d. Wynik ten jest niższy od całkowitych zdolności produkcyjnych, ze względu na pewne ograniczenia instalacji na Ukrainie, które zostaną usunięte w maju wraz z instalacją nowych sprężarek.
Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie w czwartym kwartale ub. roku (przypadająca na 70 proc. udział Serinus w prawie użytkowania górniczego) wynosiła odpowiednio: 23,4 MMcf/d i 84 bbl/d. Wartości te są niższe odpowiednio o 11 proc. i 2 proc. w porównaniu z trzecim kwartałem. Spadki te wynikają przede wszystkim z następujących czynników:
- Istniejące urządzenia na powierzchni nie spełniają wymogów specyfikacji w zakresie punktu rosy gazu, w efekcie czego na niektórych odwiertach ponownie założono zwężki. Problem zostanie rozwiązany poprzez zainstalowanie nowych sprężarek na polu Olgowskoje, planowane w maju 2015 r.
- Odwierty M-16, M-17 i O-12 zamknięto na okres ok. 3 dni w celu przeprowadzenia dorocznych testów odbudowy ciśnienienia.
- Odwiert M-16 zamknięto w listopadzie w celu dozbrojenia odcinka w strefie S5, gdyż uznano, że odwiert M-17 wystarczy dla potrzeb pełnego wydobycia ze strefy S6, którą początkowo udostępniały oba odwierty.
Produkcja na Ukrainie za styczeń do chwili obecnej wyniosła średnio 29,9 MMcf/d i 103 bbl/d (20,9 MMcf/d i 73 bbl/d przypadające na udział Serinus w prawie użytkowania górniczego). Właścicielem i operatorem ukraińskich koncesji jest KUB-Gas LLC ("KUB-Gas") – spółka zależna Serinus, w której SEN pośrednio posiada 70% udziałów.
Szacunkowe ceny uzyskane na Ukrainie w ciągu kwartału ze sprzedaży gazu i kondensatu wynosiły odpowiednio 9,62 USD/Mcf i 67,79 USD/bbl. Dla porównania w trzecim kw. 2014 r. uzyskane ceny wyniosły 10,16 USD/Mcf i 84,98 USD/bbl. Cena gazu sprzedawanego na Ukrainie przez KUB-Gas opiera się na cenie importowej gazu rosyjskiego, która z kolei jest powiązana z ceną ropy. KUB-Gas otrzymuje należności w UAH, w związku z czym ceny realizowane w USD narażone są również na ryzyko kursowe.
W Tunezji łączna produkcja w IV kwartale wynosiła 1.429 boe/d i była o 22 proc. wyższa w porównaniu do 1.170 boe/d odnotowanych w III kw. 2014 r. Średnia produkcja ropy w IV kwartale wynosiła 1.115 bbl/d, a średnia produkcja gazu 1,88 MMcf/d. Głównymi czynnikami wzrostu były: sukces odwiertu Winstar-12bis ("WIN-12bis") na polu Sabria, który rozpoczął produkcję 10 grudnia oraz wzrosty wynikające z przeprowadzonych latem prac modernizacyjnych. Szacunkowe średnie ceny zrealizowane w ciągu kwartału wynosiły 73,57 USD/bbl i 14,42 USD/Mcf. W czwartym kwartale zrealizowano dwa transporty ropy tankowcami.
Dotychczasowa średnia produkcja w Tunezji w styczniu wynosi 1.694 boe/d, na co składa się 1,9 MMcf/d gazu i 1.379 bbl/d ropy.
Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur.
Prace wiertnicze i modernizacyjne
Jak poinformowano w komunikacie z 7 stycznia 2015 r., odwiert M-22 osiągnął końcową głębokość w końcu grudnia, a pomiary geofizyczne oraz dane wiertnicze wskazały na występowanie 18-metrowej warstwy gazu opłacalnego do wydobycia (ang. net pay) w dwóch strefach, w tym w strefie S13a, która do tej pory nie była zbadana na tym obszarze. Dodatkowo w odwiercie natrafiono na cztery strefy o łącznej miąższości 22 m, charakteryzujące się potencjałem złożowym. Odwiert został orurowany, a uzbrojenie i testowanie jest prowadzone. Linie przesyłowe zostały wykonane zawczasu w 2014 r., a zakończenie podłączania spodziewane jest w połowie lutego, po otrzymaniu stosownych pozwoleń wydawanych przez ukraińskich regulatorów.
Na początku stycznia odwiert M-16 został dozbrojony w strefie S5. Po przeprowadzeniu przemycia otworu niewielką ilością kwasu (ok. 6 bbl) w celu przetestowania reakcji formacji na kwas, odnotowano wstępny przepływ z odwiertu na poziomie 186 Mcf/d, który następnie obniżył się do poziomu 100 Mcf/d. Obecnie trwają przygotowania do szczelinowania kwasem.
W Tunezji odwiert WIN-12bis rozpoczął produkcję 10 grudnia na poziomie 635 boe/d. W trakcie trwającego procesu oczyszczania i zwiększania rozmiaru zwężki z 16/64 cali do 18/64 cali, produkcja brutto za styczeń do chwili obecnej wynosiła średnio 1.014 boe/d (762 bbl/d ropy i 1,5 MMcf/d gazu). Produkcja z odwiertu odbywa się z tych samych formacji Upper Hamra, Lower Hamra i El Atchane jak i w pozostałej części pola Sabria. Serinus posiada 45 proc. udział w polu Sabria poprzez swoją spółkę zależną (100 proc.) Winstar Resources Ltd.
Prace nad odwiertem Winstar-13 ("WIN-13") rozpoczęły się 10 grudnia 2014 r. Formacje Hamra i El Atchane są celem także tego odwiertu, chociaż Spółka spodziewa się, że formacja Upper Hamra jest w tym miejscu zerodowana. Początkowy problem utraty cyrkulacji oraz aktywne płytko zalegające poziomy wodonośne spowodowały znaczące opóźnienia i obecnie odwiert został orurowany w części, do 1.092 m. Spółka spodziewa się, że planowana głębokość końcowa 3.820 m zostanie osiągnięta w połowie kwietnia.
W Rumunii w listopadzie i grudniu trwały prace nad odwiertami Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis, a 7 stycznia 2015 r. wiertnica została zabrana z odwiertu Moftinu-1002bis. Odwiert Moftinu-1001 natrafił na trzy strefy piaskowca pochodzące z okresu pliocenu/miocenu z gazem potencjalnie opłacalnym do wydobycia (ang. net pay) o łącznej miąższości 17 metrów i porowatości w przedziale od 24 proc. do 36 proc. Odwiert natrafił również na trzy płytsze strefy z potencjałem złożowym, które wydają się być zbiornikiem dobrej jakości, ale wstępne dane nie są jednoznaczne w kwestii istnienia tam węglowodorów.
Odwiert Moftinu-1002bis także natrafił na siedem piaskowców z kenozoiku zawierających warstwę potencjalnie nadającą się do wydobycia (ang. net pay) o łącznej miąższości 22 m. Uzbrajanie i testowanie obydwu odwiertów rozpocznie się w połowie lutego.
Prowadzone działania
W czwartym kwartale, KUB-Gas spłacił 1,9 mln USD kredytu w ramach kredytu przeznaczonego na rozwój na Ukrainie, a Serinus dokonał wypłaty dodatkowej kwoty 5 mln USD z kredytu zamiennego w ramach kredytu tunezyjskiego. Źródłem finansowania w obu przypadkach jest Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOR").
Zmiany legislacyjne na Ukrainie
Poniższe zmiany były komunikowane przez Spółkę w dniu 4 grudnia 2014 r. oraz 7 stycznia 2015 r.
W listopadzie 2014 r. ukraiński rząd wydał trzy rozporządzenia (nr 596, 599 i 647), które nakładają łącznie na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu w okresie do końca lutego 2015 r. wyłącznie od państwowej spółki – Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz ("Naftogaz").
1 grudnia 2014 r. Narodowy Bank Ukrainy podjął uchwałę nr 758, która przedłużyła do 3 marca 2015 r. ograniczenia dotyczące przeprowadzania szeregu rodzajów transakcji wymiany walut, co m. in. odnosi się do zdolności spółek do wypłacania dywidend zagranicznym akcjonariuszom.
1 stycznia 2015 r. rząd Ukrainy przyjął poprawkę do Ustawy Podatkowej Ukrainy, w tym m. in. wprowadził na stałe stawki opłat koncesyjnych (ang. royality) wynoszące 55 proc. (dla gazu) i 45 proc. (ropy/cieczy), które po raz pierwszy wprowadzono 1 sierpnia 2014 r. Przepisy wprowadzające niższą stawkę (30,25 proc.) opłat dla gazu ziemnego z nowych odwiertów przez pierwsze dwa lata produkcji wygasły wraz z pierwotną wersją ustawy, w związku z czym cała produkcja gazu będzie obecnie objęta pełną 55 proc. stawką opłat licencyjnych, niezależnie od terminu wykonania odwiertu. Jedynym odwiertem spółki KUB-Gas kwalifikującym się wcześniej do niższej stawki był odwiert M-17, na który w IV kwartale przypadało ok. 33 proc. produkcji.
Dodatkowe informacje dotyczące ewentualnych efektów wyżej wymienionych zmian legislacyjnych zostały omówione poniżej, w sekcji "Ukraina".
Dalsze działania
Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Spółkę w komunikatach z 29 września i 4 grudnia 2014 roku, tak restrykcyjne warunki fiskalne na Ukrainie mogą mieć negatywny wpływ na program nakładów kapitałowych w 2015 roku. Także znacząco niższe ceny surowców przełożą się negatywnie na budżet.
Obecnie Serinus przewiduje na 2015 rok łączne nakłady kapitałowe w wysokości 17 mln USD (przypadające na udziały SEN w prawie użytkowania górniczego). Główne pozycje tego programu inwestycyjnego to:
- Ukraina – uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22
- Ukraina – instalacja sprężarek na polu Olgowskoje
- Tunezja – wiercenie, uzbrojenie i testowanie odwiertu WIN-13
- Tunezja – instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1
- Rumunia – uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis
Spodziewane jest, że większość tych pozycji zostanie ukończonych w pierwszym kwartale 2015 r., za wyjątkiem działań przy odwiercie WIN-13 (osiągnięcie w kwietniu głębokości końcowej, a następnie testowanie) i instalacji sprężarek na polu Olgowskoje (maj).
Oprócz wymienionych powyżej głównych projektów, Spółka realizuje programy poszukiwawcze i rozwojowe, pracuje nad usunięciem "wąskich gardeł" przesyłu produkcji i zabezpiecza środki na planowane inwestycje.
Ukraina
Serinus zakłada, że obecne obciążenia podatkowe w połączeniu z niższymi cenami surowców przyniosą przede wszystkim trzy efekty:
•Pomimo istotnej redukcji przepływów finansowych z bieżących działań operacyjnych, pozostaną one dodatnie.
•Prace wiertnicze związane z zagospodarowaniem, dozbrajanie odwiertów oraz stymulacja będą na granicy opłacalności
•Wiercenia poszukiwawcze nie wydają się być opłacalne.
Spółka może rozważyć dodatkowe nakłady inwestycyjne na projekty związane z rozwojem w ciągu 2015 r., pod warunkiem finansowania tych wydatków z bieżących przepływów pieniężnych (cash flow) i braku dalszych niekorzystnych zmian podatkowych lub pogarszania się sytuacji w zakresie bezpieczeństwa na ukraińskich koncesjach lub w ich otoczeniu. Spółka może także wznowić prace wiertnicze nad odwiertem poszukiwawczym NM-4 w celu zachowania koncesji Północne Makiejewskoje, aczkolwiek kierownictwo bada możliwości przedłużenia terminu jej wygaśnięcia (29 grudnia 2015 r.) ze względu na obecną sytuację gospodarczą i poziom bezpieczeństwa na Ukrainie. Do chwili obecnej żaden dodatkowy projekt oprócz prac nad odwiertem M-22 i instalacji sprężarek na polu Olgowskoje nie został zatwierdzony.
W przypadku poprawy warunków gospodarczych, KUB-Gas dysponuje bogatym zasobem lokalizacji do prac wiertniczych oraz innych projektów dedykowanych ukraińskim aktywom, w tym posiada:
•ustalone lokalizacje przyszłych odwiertów M-15, M-24, M-25 oraz NM-4. Kierownictwo przewiduje, że ten inwentarz lokalizacji zwiększy się w następstwie pozytywnych testów odwiertu M-22, ponieważ ich wyniki zostały uwzględnione w modelu geologicznym tego terenu
•wytypowane odwierty do szczelinowania hydraulicznego tj. odwierty M-16, O-11, O-15 i NM-3
•Spółka nadal rozważa możliwość uruchomienia wydobycia z dwóch horyzontów w wielu odwiertach, które wykazują potencjał w drugich strefach.
Urzędowa cena gazu na styczeń wynosi 5.900 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 10,57 USD/Mcf wg kursu wymiany wynoszącego 15,8 UAH/USD. Na rzeczywistą cenę otrzymywaną przez KUB-Gas wpływać będą:
-Uprzednio wspominana legislacja rezerwuje dużą część ukraińskiego rynku gazu dla Naftogazu. Spółka przewiduje, że około 20 proc. jej wcześniejszej produkcji gazu odbierali klienci, którzy znajdują się na tej liście. Pozostali prywatni producenci w wyniku wprowadzonej legislacji stracili większą część dotychczasowych klientów. Nie jest pewne, czy wszyscy prywatni producenci w kraju będą w stanie znaleźć nowych klientów, by zastąpić nimi tych, którzy zostali utraceni na rzecz Naftogazu na skutek wspomnianych regulacji. Dorowadziło to do zaostrzenia konkurencji o pozostałych wypłacalnych klientów, co w konsekwencji doprowadziło do obniżenia cen gazu i niemożności sprzedaży całej krajowej produkcji.
-Uzyskiwana marża będzie około 10 proc. niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz.
KUB-Gas otrzymuje należności w UAH, w związku z czym ceny realizowane w USD będą wciąż narażone na ryzyko kursowe.
Tunezja
Orurowanie odwiertu WIN-13 osiągnęło obecnie głębokość 1.092 m. W odwiercie napotkano początkowo problem utraty cyrkulacji oraz wzmożony dopływ z warstw wodonośnych, co spowodowało znaczne opóźnienia. Obecnie oczekuje się, że osiągnięcie planowanej głębokości całkowitej 3.820 metrów nastąpi w połowie kwietnia. Po sukcesie odwiertu WIN-12bis i w zależności od wyników odwiertu WIN-13, na polu Sabria mógłby zostać uruchomiony wielootworowy program zagospodarowania, lecz ze względu na obecne, niskie ceny surowców, nie przewiduje się żadnych dodatkowych wierceń w 2015 r.
Przewiduje się, że działania operacyjne zmierzające do instalacji urządzenia typu coiled tubing w odwiercie ECS-1 rozpoczną się w połowie lutego. Odwiert został poddany szczelinowaniu w połowie października. Nie uzyskano przypływu, więc przeprowadzono 12-dniowy zabieg pompowania odwiertu , uzyskując produkcję wszystkich cieczy do 100 bbl/d ze śladową ilością ropy wahającą się od zera do 13 proc. Z odwiertu popłynął także gaz, jednakże jego ilości były nie możliwe do zmierzenia ze względu na ograniczenia sprzętowe. Rurociąg będzie teraz poprowadzony od odwiertu ECS-1 do EC-4, który z kolei jest podłączony do obecnie prowadzącego produkcję odwiertu EC-1.
Kontynuowane będą niektóre mniejsze nakłady finansowe w celu utrzymania i rozbudowy centralnych instalacji przetwórczych na polu Sabria.
Rumunia
Jak poprzednio wspomniano, zakończenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 and oczekiwane jest w połowie lutego. Obydwa odwierty mają wiele stref zawierających gaz zdatny lub potencjalnie zdatny do wydobycia (ang. net pay). Oba odwierty wraz z przeprowadzonym pod koniec 2014 r. na obszarze Santau programem badań sejsmicznych 3D, obejmującym 180 km2, oraz z przygotowanymi odpowiednimi dokumentami dla administracji państwowej będą stanowiły wypełnienie minimalnych zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare w stosunku do administracji państwowej i partnera. Pisemne potwierdzenie tego spodziewane jest w maju 2015 r.
Uwaga:
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 | | |
