| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | Raport bieżący nr | 26 | / | 2015 | | | | | | Data sporządzenia: | 2015-07-28 | | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Informacja na temat produkcji w II kw. 2015 r. | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej, Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przekazywane jest podsumowanie działalności operacyjnej Spółki za drugi kwartał 2015 r.
Wznowienie produkcji na Sabrii
Zgodnie z komunikatem Spółki z 27 lipca 2015 r. wznowiono produkcję na polu Sabria znajdującym się w Centralnej Tunezji, które było nieczynne od końca maja br. z powodu lokalnych protestów. Kierownictwo uważa, że ustabilizowanie się wielkości wydobycia zajmie kilka dni, jednak przewiduje, że pole powróci do poziomów wydobycia z okresu przed wyłączeniem, tj. ok. 700 boe/d (netto dla Serinus), czyli 1.550 boe/d brutto.
Serinus, za pośrednictwem swojej spółki zależnej (100 proc. udziału) Winstar Tunisia B.V., posiada 45 proc. udział operacyjny w Sabrii i jest jej operatorem, natomiast pozostałe 55 proc. należy do ETAP.
Podsumowanie produkcji Spółki i uzyskanych cen w drugim kwartale
Średnia produkcja Spółki w II kwartale br. wyniosła ok. 3.994 boe/d (przypadające na 70 proc. udział Spółki w prawie użytkowania górniczego – "SEN WI"), co stanowi 9-proc. spadek w stosunku do 4.406 boe/d uzyskanych w I kwartale br. W głównej mierze spadek ten spowodowało wyłączenie pola Sabria.
Produkcja z pierwszej połowy lipca (zanim wznowiono pracę na polu Sabria) wyniosła średnio 3.533 boe/d. Cała produkcja wciąż utrzymuje się na poziomie znacznie poniżej zdolności wydobywczych, co jest rozciągniętym w czasie efektem wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia rezerwującego znaczną część rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz").
Produkcja w Tunezji w II kw. wyniosła 1.210 boe/d i była o 23 proc niższa w porównaniu do 1.579 boe/d wydobytych w I kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 955 bbl/d, a gazu 1,53 Mcf/d. Spadek produkcji w głównej mierze spowodowany był przez wyłączenie pola Sabria, a także wiązał się z utrudnieniami w działalności operacyjnej STEG (krajowy system przetwarzania i przesyłu gazu) na skutek wysokich temperatur powietrza utrzymujących się pod koniec czerwca, co ograniczyło sprzedaż gazu z Chouech Es Saida.
Szacunkowe zrealizowane ceny w Tunezji w II kw. wynosiły 64,76 USD/bbl i 9,33 USD/Mcf. W II kw. zrealizowano trzy odbiory tankowcem.
Produkcja w Tunezji w pierwszej połowie lipca (zanim wznowiono pracę na polu Sabria) wyniosła średnio 831 boe/d, na co złożyło się 699 bbl/d ropy oraz 796 Mcf/d (132 boe/d) gazu.
Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie za II kwartał wyniosła odpowiednio ok. 16,3 MMcf/d i 64 bbl/d (obie wielkości odnoszą się do 70 proc. udziału SEN WI). Wartości te są minimalnie poniżej wartości z I kw., co wynika z sezonowego osłabienia popytu. Produkcja w pierwszej połowie lipca wyniosła średnio 15,9 MMcf/d i 52 bbl/d (przypadająca na SEN WI).
Szacunkowe ceny uzyskane na Ukrainie w II kw. wynosiły 7,08 USD/Mcf i 46,89 USD/bbl odpowiednio dla gazu i kondensatu. Dla porównania ceny zrealizowane w I kw. br. wyniosły 7,84 USD/Mcf oraz 39,83 USD/bbl. KUB-Gaz LLC ("KUB-Gas") – spółka pośrednio zależna Serinus (70 proc. udziałów), będąca właścicielem i operatorem aktywów ukraińskich - otrzymuje zapłatę w ukraińskiej hrywnie (UAH), co powoduje, że uzyskiwana cena w USD podlega także ryzyku walutowemu.
Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur.
Prowadzone działania
Zgodnie z komunikatem przekazanym 3 czerwca 2015 r. Winstar Satu Mare S.A. ("Winstar") - spółka całkowicie zależna Serinus, otrzymała 3-letnie przedłużenie okresu poszukiwawczego dla Koncesji Satu Mare ("Satu Mare"), zlokalizowanej w północno-zachodniej Rumunii. Zgodnie z warunkami przedłużenia zobowiązania do prac obejmują wykonanie dwóch odwiertów oraz – do wyboru przez Spółkę – pozyskanie nowych danych sejsmicznych 3D dla 120 km2 lub wykonanie trzeciego odwiertu. Dwa odwierty muszą być wykonane odpowiednio na głębokość co najmniej 1.500 i 2.000 metrów, a w przypadku zdecydowania się na trzeci, ma on mieć głębokość 2.500 m. Przedłużenie uzyskało zgodę Narodowej Agencji Zasobów Mineralnych (National Agency for Mineral Development – "NAMR’) i podlega ratyfikacji przez kilka ministerstw.
Winstar posiada obecnie 60 proc. udziałów operacyjnych w Satu Mare. Właściciel pozostałych 40 proc., zakomunikował, że zgodnie z zapisami umowy operacyjnej zamierza się wycofać się z Satu Mare i przenieść na Spółkę swój udział w umowie koncesji. Do czasu cesji i zgodnie z postanowieniami umowy operacyjnej, drugi właściciel udziałów wyraził zgodę, by trzymać 40 proc. udział w zarządzie powierniczym na rzecz Winstar, co daje to Spółce efektywny 100 proc. udział operacyjny.
8 czerwca 2015 r. Spółka poinformowała o przyznaniu bloku Zachodnie Olgowskoje, zlokalizowanemu we wschodniej części Ukrainy, spółce KUB-Gas Borova LLC ("KUB-Gas Borova") w ramach Specjalnego Zezwolenia. KUB-Gas Borova jest nowoutworzonym podmiotem zależnym (100 proc. udziałów) KUB-Gas LLC. Zachodnie Olgowskoje położone jest w obwodzie charkowskim i graniczy bezpośrednio z blokami koncesyjnymi Olgowskoje i Północne Makiejewskoje należącymi obecnie do KUB-Gas, który pełni również rolę operatora tych koncesji. Koncesja zajmuje obszar 449 km2 i otacza istniejące pole gazowo-kondensatowe Drużeljubowskoje, które nie przynależy do tej koncesji. Dostępne dla koncesji bardzo stare dane sejsmiczne 2D wskazują na istnienie dodatkowych nie rozwierconych struktur. Nowe Specjalne Zezwolenie wydano na okres 20 lat z możliwością przedłużenia o kolejne 20 lat. W tym okresie KUB-Gas Borova ma możliwość prowadzenia działalności zarówno poszukiwawczej, jak i wydobywczej. Zobowiązania do wykonania prac określono na poziomie 202,3 mln hrywien, czyli ok. 9,6 mln USD wg aktualnego kursu wymiany walut równego 21 UAH/USD. Niemal 90 proc. łącznych wymaganych nakładów przewidziano na lata 2018 – 2020.
Prace wiertnicze i modernizacyjne
Zgodnie z informacją przekazaną przez Spółkę w komunikacie z 2 kwietnia br., odwiert Moftinu-1001 w Rumunii uzyskał w testach maksymalny poziom przypływu wynoszący 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły tylko śladowe ilości wody, z trzech mioceńskich/plioceńskich piaskowców, zawierających łącznie 26-metrową warstwę potencjalnie nadającą się do wydobycia. Dalsze analizy danych sejsmicznych, z pomiarów i testów wskazały, że gazu nadającego się do wydobycia - dla P50 - może być 17-30 Bcf (szacunki Spółki). Tak szeroki przedział szacunków odzwierciedla różne metodologie kalkulacji oraz wynika z faktu, że jest to jedyny odwiert na polu z ograniczonym zasobem historycznych danych dotyczących produkcji i ciśnienia.
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.
W Tunezji produkcja w odwiercie Winstar-13 ("WIN-13") rozpoczęła się 28 kwietnia br. Poziom wydobycia oscylował w przedziale od 170 do 235 boe/d do chwili zamknięcia pola Sabria na końcu maja. Spółka zamierza teraz, gdy produkcja została wznowiona - zebrać dodatkowe dane produkcyjne i dotyczące ciśnienia z odwiertu WIN-13, a o ile wyniki wskażą na taką potrzebę – rozpocząć program zaradczy.
Na Ukrainie odwiert M-22 został zawieszony i dodany do listy odwiertów do szczelinowania (patrz: Dalsze działania). 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, uprzednio wykonując uzbrojenie napowierzchniowe i wgłębne do szczelinowania. Jeśli działania przyniosą pozytywne rezultaty, odwiert M-22 będzie kwalifikował się w ramach obecnie obowiązującego systemu opłat royalty (patrz także: Zmiany w ukraińskim prawie) do stosowania obniżonej 30,25 proc. stawki opłat koncesyjnych (ang. royalty) przez pierwsze dwa lata produkcji.
Zmiany w ukraińskim prawie
Jak informowała Spółka w komunikacie z 23 stycznia 2015 r., ukraiński rząd wydał w listopadzie 2014 r. 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. Następnie rozporządzenia te zostały uchylone przez ukraiński sąd, po czym orzeczenie to zostało utrzymane w mocy w przez sąd drugiej instancji. Rząd ponownie zaskarżył wyrok, a 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości.
Narodowy Bank Ukrainy poinformował 4 czerwca br., że ograniczenia dotyczące transakcji walutowych, które zostały wprowadzone po raz pierwszy we wrześniu 2014 r. (a potem okres obowiązywania był sukcesywnie przedłużany) zostały przedłużone do 3 września 2015 r. Te ograniczenia nadal stanowią przeszkodę dla Spółki w przetransferowaniu środków pieniężnych z Ukrainy lub przekazywaniu ich na potrzeby działań operacyjnych w Tunezji lub Rumunii.
Rada Ministrów uchwaliła 13 lipca br. złożenie do Rady Najwyższej (parlamentu) Ukrainy ustawy obniżającej stawki opłat koncesyjnych (ang. royalties) dla gazu ziemnego z obecnie obowiązujących 55 proc. (28 proc. dla odwiertów o głębokości poniżej 5.000 m). O ile ustawa zostanie przyjęta, to stawki te obniżą się odpowiednio do 29 proc. i 14 proc. od 1 października 2015 r. Stawki te powinny 1 stycznia 2016 r. ulec dalszemu obniżeniu do 20 proc. i 10 proc., jednak wraz z tą drugą obniżką stawek zostanie wprowadzony 30 proc. podatek wyrównawczy. Wszystkie szczegóły dotyczące możliwości stosowania tych stawek oraz naliczania podatku wyrównawczego i administrowania nim nie są jeszcze dostępne. Nie będzie stosowany okres ulgowych stawek, w ramach którego stawki royalties dla gazu były obniżone do 45 proc. dla produkcji gazu z nowych odwiertów przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. Stawki royalties dla ropy i cieczy pozostałyby bez zmian, na poziomie 43 proc.
Dalsze działania
Serinus przewiduje na 2015 rok łączne nakłady kapitałowe w wysokości 17 mln USD (przypadające na SEN WI), co nie uległo zmianie w stosunku do danych przekazanych w komunikacie z 23 stycznia br. Główne pozycje tego programu to:
•Ukraina – uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 (gotowe)
•Ukraina – instalacja sprężarek na polu Olgowskoje (trwa uruchamianie)
•Tunezja – wiercenie, uzbrojenie i testowanie odwiertu WIN-13 (zakończone)
•Tunezja – instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 (zakończone)
•Rumunia – uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis (w obu przypadkach wykonane)
Oprócz wymienionych powyżej projektów, budżet obejmuje prowadzenie bieżących działań eksploatacyjnych i rozwojowych, takich jak przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych, usuwanie "wąskich gardeł" przesyłu produkcji i zabezpieczanie środków na inwestycje.
Ukraina
Urzędowa cena gazu ("Cena Limitowana") na lipiec wynosi 6.600 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 8,86 USD/Mcf wg kursu wymiany wynoszącego 21 UAH/USD. Cena Limitowana jest maksymalną ceną po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym. Ustalana jest co miesiąc przez Państwową Komisję Regulacji Energetyki i zasadniczo bazuje na cenach importu gazu rosyjskiego. Na rzeczywistą cenę otrzymywaną przez KUB-Gas wpływają także:
•Uprzednio wspominana legislacja rezerwująca dużą część ukraińskiego rynku gazu dla Naftogazu. Rynek powoli dostosowuje się, nie osiągając przy tym poziomów sprzed wprowadzenia ograniczeń, a zaostrzona konkurencja o pozostałych wypłacalnych klientów prowadzi do obniżenia uzyskiwanych cen za gaz
•10 proc. marża zysku pośredników sprzedających gaz.
Opłaty koncesyjne (royalties) są płatne w relacji do Ceny Limitowanej ustalonej na każdy miesiąc. W stopniu w jakim uzyskane ceny będą niższe ze względu na koszty sprzedaży lub nadpodaż na rynku, efektywne stawki będą wyższe.
Urządzenie do rekonstrukcji odwiertów przenoszone jest na miejsce wykonanego w 2013 r. odwiertu NM-3, który natrafił na małe ilości ropy w formacji z okresu wizenu. Działania będą obejmowały perforację szerszego interwału i uzyskanie dodatkowych danych produkcyjnych i nt. ciśnienia. Kierownictwo uważa, że strefa wizeńska ma ograniczone własności zbiornikowe (typu tight) i najprawdopodobniej będzie wymagała stymulacji szczelinowaniem, aby uzyskać wielkości komercyjne przypływu. Operacja ta będzie również wypełnieniem zobowiązań do prac, wymaganych do utrzymania koncesji Północne Makiejewskoje.
Spółka może rozważyć dodatkowe nakłady inwestycyjne na projekty rozwojowe w ciągu 2015 r., pod warunkiem finansowania tych wydatków z bieżących przepływów pieniężnych (cash flow) i braku dalszych znaczących niekorzystnych zmian podatkowych lub pogarszania się stanu bezpieczeństwa na ukraińskich koncesjach lub w ich otoczeniu. Na dalszą część roku rozważany jest program szczelinowania obejmujący trzy odwierty – O-11, O-15 oraz M-22, pod warunkiem przyjęcia nowego systemu stawek royalty oraz dostępności środków pieniężnych.
W przypadku poprawy warunków gospodarczych, KUB-Gas dysponuje bogatym zasobem lokalizacji do prac wiertniczych oraz innych projektów dedykowanych ukraińskim aktywom, w tym posiada:
•dziesięć ustalonych lokalizacji do wierceń na koncesjach Olgowskoje, Makiejewskoje i Północne Makiejewskoje plus do siedmiu dodatkowych lokalizacji uwarunkowanych sukcesem poprzednich. Kierownictwo przewiduje, że ten inwentarz lokalizacji może zwiększyć się, gdy zespół techniczny zbada dane z nowopozyskanej koncesji Zachodnie Olgowskoje
•szereg obiektów kandydatów do szczelinowania – ponad wcześniej wymienione trzy odwierty.
Tunezja
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.
Rumunia
W związku z przedłużeniem koncesji Satu Mare, Serinus skupia się na zagospodarowywaniu odkrycia z Moftinu-1001. Kierownictwo obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i rozpoczyna wstępne projektowanie niezbędnej infrastruktury naziemnej. Ponieważ wymagane są rozmaite pozwolenia i zgody, to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016.
Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad rozszerzeniem inwentarza obiektów poszukiwawczych w ramach koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych, zawierających znaczące potencjalne zasoby - 191,5 MMboe (według szacunków Spółki, nie obarczone ryzykiem). Program poszukiwawczy będzie obejmował wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D na obszarach Berveni i Madaras – oba rejony są opisane w najnowszej prezentacji korporacyjnej Serinus, dostępnej na stronie: www.serinusenergy.com.
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 | | |
