| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | Raport bieżący nr | 27 | / | 2015 | | | | | | Data sporządzenia: | 2015-08-14 | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za II kwartał 2015 roku | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | 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 30 czerwca 2015 roku.
Podsumowanie II kwartału
• Produkcja całkowita przypadająca na udziały operacyjne Spółki (na co składa się produkcja Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów na Ukrainie) w II kwartale br. wyniosła 3.993 boe/d, co stanowi 20-proc. obniżenie w stosunku do II kw. 2014 r. oraz 9-proc. spadek w stosunku do 4.406 boe/d uzyskanych w I kw. 2015 r. Spadek ten wynikał głównie z wyłączenia pola Sabria na skutek lokalnych protestów. Produkcję na tym polu wznowiono pod koniec lipca, a poziom wydobycia zbliża się do wartości z okresu przed wyłączeniem, tj. ok. 700 boe/d (dla udziałów operacyjnych Serinus; 1.550 boe/d brutto).
• Przychody brutto za II kw. 2015 r. wyniosły 22,3 mln USD i były o 12 proc. niższe w stosunku do I kw. 2015 r. oraz o 46 proc. wobec II kw. 2014 r. Wyłączenie pola Sabria było głównym czynnikiem odnotowanego spadku w stosunku do I kw. 2015 r. Niższe ceny surowca na świecie oraz niższa, na skutek rządowej ingerencji w rynek gazu, produkcja na Ukrainie również przyczyniły się do słabszego wyniku w stosunku do II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 17,7 mln USD w porównaniu do 32,8 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 utrzymała się właściwie na niezmienionym poziomie i wyniosła 11,50 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w II kw. br. w porównaniu do 11,53 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w I kw. 2015 r. Średnia cena gazu spadła o 9 proc. w stosunku do I kw. br., a koszty operacyjne wzrosły o 26 proc., ale zostało to skompensowane przez 18 proc. obniżenie efektywnej stawki opłat koncesyjnych (ang. royalties), ponieważ okres ulgowej stawki dla odwiertów wykonanych po 1 sierpnia 2014 r. został przywrócony, co w efekcie obniżyło royalties płacone od wydobytego gazu z odwiertu M-17.
• Netback dla Tunezji obniżył się z 30,53 USD/boe w I kw. 2015 r. do 24,32 USD/boe w II kw. br. Wyłączenie pola Sabria spowodowało wzrost kosztów operacyjnych przypadających na boe o 51 proc., ponieważ wiele z tych kosztów to koszty stałe. Zostało to w części skompensowane przez nieznaczny wzrost ceny surowców.
• Środki z działalności operacyjnej w II kw. br. wyniosły 5,2 mln USD i wzrosły o 21 proc. w stosunku do 4,3 mln USD wygenerowanych w I kw. 2015 r. oraz obniżyły się o 77 proc. w porównaniu do 22,2 mln USD w II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 4,5 mln USD. Niższa produkcja i netback zostały z nawiązką skompensowane przez zyski z tytułu różnic kursowych, wynikające głównie z nieznacznego wzmocnienia kursu UAH względem USD.
• Zysk netto za II kw., przed ujęciem różnic kursowych, wyniósł 0,5 mln USD (0,05 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 8,7 mln USD zysku w II kw. 2014 r.
(5,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożyły się na to głównie niższy poziom produkcji i cen towarów oraz wyższe opłaty koncesyjne.
• Nakłady inwestycyjne za II kw. 2015 r. wyniosły 3,7 mln USD wobec 16,1 mln USD nakładów w porównywalnym okresie roku 2014.
Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja
• Produkcja w II kw. 2015 r. wyniosła 3.993 boe/d i była niższa o 9 proc. w stosunku do produkcji I kw. br. (4.406 boe/d). Na produkcję w Tunezji negatywny wpływ miało wyłączenie pola Sabria pod koniec maja. Produkcja gazu na Ukrainie utrzymuje się na poziomie porównywalnym z I kw. 2015 r. i nadal odczuwa rozciągnięte w czasie konsekwencje wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia, które zastrzegało znaczną część rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz"). Chociaż regulacje te zostały uchylone przez ukraiński sąd i po dwóch apelacjach, 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości, to odbudowa rynku przebiega powoli. Kierownictwo szacuje, że wielkość sprzedaży na Ukrainie była o ok. 2 MMcf/d (1,4 MMcf/d dla SEN WI) poniżej mocy produkcyjnych.
• Całkowita produkcja w Tunezji za II kw. 2015 r. wyniosła 1.206 boe/d i była o 24 proc. niższa od uzyskanych 1.579 boe/d w I kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 951 bbl/d, a gazu 1,5 MMcf/d. Głównym powodem tego spadku było wyłączenie pola Sabria.
• Winstar Satu Mare S.A. ("Winstar") - spółka zależna Serinus (całkowicie), 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. Zgodnie z postanowieniami wspólnej umowy operacyjnej, drugi właściciel udziałów zawarł umowę, która między innymi stanowi, że 40 proc. udział będzie trzymany w zarządzie powierniczym na rzecz Winstar do czasu, aż będzie możliwe formalne przeniesienie tych udziałów do Winstar, co daje Spółce efektywny 100 proc. udział operacyjny.
• W kwietniu 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. Kierownictwo szacuje, że odkrycie to zawiera 18 Bcf (dla P50) 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 minut 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.
• Wydobycie z odwiertu Winstar-13 ("WIN-13") rozpoczęło się 28 kwietnia br. Poziom produkcji oscylował w przedziale od 170 do 235 boe/d do chwili zamknięcia pola Sabria na końcu maja. Teraz, gdy produkcja została wznowiona, Spółka zamierza zebrać dodatkowe dane produkcyjne i dotyczące ciśnienia z odwiertu WIN-13 i - o ile wyniki wskażą na taką potrzebę – zainicjować program zaradczy.
• Odwiert M-22 na Ukrainie został zawieszony i dodany do listy odwiertów do szczelinowania (patrz poniżej: Dalsze działania - Ukraina). 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.
• Urządzenie do rekonstrukcji odwiertów zostało w lipcu przeniesione na miejsce wykonanego w 2013 r. odwiertu NM-3, który natrafił na małe ilości ropy w formacji z okresu wizenu. Dokonano dodatkowej perforacji szerszego interwału, jednak nie uzyskano żadnych oznak węglowodorów. Kierownictwo uznaje, że te działania stanowią wypełnienie zobowiązań do prac, wymaganych do utrzymania koncesji Północne Makiejewskoje, a pracownicy KUB-Gasu rozpoczęli proces ubiegania się o przedłużenie koncesji.
Zmiany w ukraińskim prawie
Chociaż zostały uchylone przez sądy ukraińskie trzy rozporządzenia uchwalone w listopadzie 2014 r., które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu, wyłącznie od spółki Naftogaz, to rynek wciąż odczuwa ich skutki. Wobec niedostępności znacznej części rynku gazu, wzrosła wśród prywatnych producentów konkurencja o pozostałych, nielicznych wiarygodnych klientów, co wpłynęło zarówno na ceny jaki i poziom sprzedaży. Kierownictwo szacuje, że całkowita sprzedaż KUB-Gasu była w II kwartale o ok. 2 MMcf/d poniżej mocy produkcyjnych tej spółki. Cena Limitowana (tj. maksymalna cena po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym) za II kw. br. wyniosła 6.870 UAH/Mcm (ok. 8,92 USD/Mcf), jednak zaostrzona konkurencja spowodowała, że cena zrealizowana wyniosła 7,14 USD/Mcf. Ponieważ opłaty koncesyjne są obliczane na bazie Ceny Limitowanej a nie tej uzyskanej, więc efektywne stawki royalty były 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 i ropy, a także usunął zapis o "obniżonym współczynniku" dla odwiertów, które rozpoczęły produkcję po 1 sierpnia 2014 r., pozwalającym obniżyć stawkę royalty dla produkcji gazu z nowych odwiertów do poziomu 30,25 proc. przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. 3 marca 2015 r. uchwalono przywrócenie okresu ulgowej stawki z dniem 1 kwietnia 2015 r., więc wykonany przez KUB-Gas odwiert M-17 został zaklasyfikowany do niższej stawki. Dzięki zmianie stawki, której podlegał odwiert M-17 oraz biorąc pod uwagę opisaną powyżej różnicę między Ceną Limitowaną a ceną zrealizowaną, efektywna całkowita stawka opłat koncesyjnych w II kw. 2015 r. wyniosła 57,4 proc., co oznacza jej obniżenie w stosunku do 63,9 proc. w I kw. br.
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 ich obowiązywania był sukcesywnie przedłużany) zostały przedłużone do 3 września 2015 r.
Dalsze działania
Średnia dzienna produkcja (SEN WI) od początku III kw. do chwili obecnej wynosi ok. 3.970 boe/d (966 bbl/d - ropa , 17,7 MMcf/d - gaz, 55 bbl/d - ciecze). Od momentu wznowienia produkcji na polu Sabria pod koniec lipca, wydobycie wyniosło 4.392 boe/d (1.240 bbl/d - ropa , 18,6 MMcf/d - gaz, 57 bbl/d - ciecze).
Ukraina
Cena Limitowana na sierpień, po której na Ukrainie można sprzedawać gaz odbiorcom przemysłowym, wynosi 6.600 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany wynoszącym 21,45 UAH/USD stanowi to równowartość 8,67 USD/Mcf. Cena uzyskiwana przez KUB Gas jest 15-20 proc. niższa ze względu na marżę zysku pośredników sprzedaży gazu oraz ze względu na odczuwane jeszcze skutki wcześniejszych ograniczeń rynku.
Spółka rozważa szczelinowanie hydrauliczne dla odwiertów O-11, O-15 oraz M-22. O ile zostanie to zaakceptowane, projekt ten będzie realizowany jesienią br.
Zainstalowano i uruchomiono sprężarki na polu Olgowskoje w celu rozwiązania kwestii punktu rosy sprzedawanego gazu. Poziom produkcji nadal ogranicza sytuacja na rynku, ale gdy popyt się odbuduje, sprężarki dodadzą – wg szacunków Kierownictwa - ok. 2 MMcf/d (brutto) przepustowości.
Tunezja
Po okresie zamknięcia wszystkie odwierty na polu Sabria wznowiły produkcję.
Rumunia
Spółka obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i rozpoczęła wstępne projektowanie niezbędnej infrastruktury naziemnej do zagospodarowania odkrycia gazu Moftinu-1001. Ponieważ wymagane są rozmaite pozwolenia i zgody, jak również pozyskanie finansowania dla projektu, to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016, a komercyjna produkcja – na początku 2017 r. Zagospodarowanie tego odkrycia obejmować będzie wykonanie do trzech dodatkowych odwiertów oraz instalacji naziemnych, a kosztować będzie ok. 16 mln USD.
Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad rozszerzeniem inwentarza obiektów poszukiwawczych w ramach tej koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych, zawierających 59,7 MMboe (według szacunków Spółki) obarczonych ryzykiem (w klasyfikacji P) perspektywicznych zasobów. Program poszukiwawczy będzie obejmował wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D na obszarach Berveni i Madaras – oba rejony są opisane w ostatniej prezentacji korporacyjnej Serinus, dostępnej na stronie: www.serinusenergy.com. W zależności od wyników badań sejsmicznych, dalszych analiz technicznych i możliwości pozyskania finansowania, Serinus przewiduje, że testy tych obiektów poszukiwawczych będą prowadzone w ciągu następnych kilku lat.
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.
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 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 | | |
