| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | Raport bieżący nr | 8 | / | 2016 | | | | | | Data sporządzenia: | 2016-03-16 | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Informacja o stanie rezerw na koniec 2015 r. | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | Na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej _…_ Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. _"Serinus", "Spółka"_ informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest informacja o wynikach oceny rezerw naftowo-gazowych, dokonanej wg stanu na koniec ubiegłego roku. Ocenę wykonała RPS Energy Canada Ltd. _"RPS"_ zgodnie z kanadyjskim Zarządzeniem Krajowym 51-101 "Obowiązki informacyjne dotyczące działalności w sektorze ropy naftowej i gazu" _ang. National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities_, a obejmuje ona rezerwy Serinusa z koncesji na Ukrainie oraz z aktywów tunezyjskich. Firma RPS przypisała także zasoby warunkowe dla koncesji Spółki Satu Mare w Rumunii.
Wszystkie przedstawione poniżej wielkości rezerw oraz wartość bieżąca netto _NPV_ przypisane do Rezerw Ukraińskich _uwaga: Spółka sprzedała wszystkie swoje udziały na Ukrainie po 31 grudnia 2015 r._ odnoszą się do 70 proc. efektywnego udziału w tych aktywach, realizowanego na poprzez 70 proc. pośredni udział Serinus w spółce KUB-Gas LLC _"KUB-Gas"_, która posiada i jest operatorem sześciu obszarów koncesyjnych w północno-wschodniej Ukrainie. W przypadku danych dotyczących całej Spółki zagregowane wartości również uwzględniają 70 proc. udział w ukraińskich aktywach.
Rok 2015 był kolejnym rokiem pełnym wyzwań dla Serinusa i dla całego przemysłu naftowego. Sektor dalej borykał się z załamaniem cen ropy. Na początku stycznia ub. roku cena ropy Brent Crude wynosiła ponad 56 USD/bbl, w maju wzrosła do ponad 66 USD/bbl, aby na koniec roku spaść do poniżej 37 USD/bbl. W styczniu 2016 r. cena osiągnęła poziom 28,55 USD/bbl, lecz następnie umocniła się i obecnie sprzedaż prowadzona jest na poziomie oscylującym w granicach 40 USD/bbl. Ograniczyło to rentowność całego sektora i skutkowało znacznymi zmianami wartości ekonomicznej, a w niektórych przypadkach znacznymi zmianami w opłacalności wydobycia rezerw i zasobów.
Rezerwy całkowite Spółki dla kategorii 1P oraz 3P w zasadzie nie zmieniły się od 2014 r., podczas gdy rezerwy w kategorii 2P obniżyły się o 4 proc. Rok 2015 zdominowały niższe ceny surowca oraz gorsze prognozy cen. Prognoza ceny dla ropy Brent na 2016 r. wynosi 44 USD/bbl wobec 74,64 USD/bbl w przewidywaniach z 2014 roku, a w długoterminowym ujęciu nowa prognoza określa wzrost jedynie do poziomu 92 proc. cen prognozowanych w ubiegłym roku. Zmniejszyło to wolumeny rezerw ze względu na przyjęte graniczne parametry opłacalności i przesuwanie w czasie niektórych planów rozwojowych. Ponadto poszczególne pola _lub kraje_ zostały pozytywnie lub negatywnie zweryfikowane, co zostało omówione poniżej.
Tak jak w poprzednich latach wystąpiły znaczne różnice wyników dla Ukrainy i Tunezji – dwóch krajów, gdzie znajdują się rezerwy Spółki.
TUNEZJA
W Tunezji rezerwy 1P obniżyły się o 17 proc., podczas gdy rezerwy 2P i 3P wzrosły odpowiednio o 1 proc. i 10 proc. Oprócz niższych cen surowca w weryfikacji rezerw uwzględniono:
- dla dalszego rozwoju Sabrii obecnie rozważa się wykorzystanie dwulateralnych odwiertów kierunkowych _ang. dual lateral horizontal wells_. W związku z wprowadzeniem tego rozwiązania oczekuje się wyższej produkcji początkowej oraz uzysku dla kategorii 1P, 2P i 3P, przy jednoczesnym ograniczeniu kosztów nakładów inwestycyjnych,
- lepsze niż zakładano wyniki odwiertów CS-3 oraz CS-7,
- pomniejsze korekty o charakterze technicznym obejmowały:
a_ ujemne korekty rezerw Potwierdzonych Zagospodarowanych Eksploatowanych _ang. Proved Developed Producing - PDP_ przeprowadzone dla szeregu odwiertów, które obecnie oczekują na rekonstrukcję, stymulację lub inne działania naprawcze,
b_ niższy poziom wykładnika gazowego na polu Sabria wskazujący na niższe rezerwy gazu.
UKRAINA
Rezerwy 1P na Ukraine wzrosły o 20 proc., zaś rezerwy 2P i 3P spadły odpowiednio o 12 proc. oraz o 18 proc. w porównaniu do końca 2014 r. Czynniki mające zasadniczy wpływ na ukraińskie rezerwy to:
- korekty w górę o charakterze technicznym wynikające z:
a_ sukcesu w przypadku strefy R30c w odwiercie O-11 oraz w następstwie pozyskania nowej lokalizacji w ramach strefy R30c,
b_ instalacji sprężarek na polu Olgowskoje, co skutkowało lepszą wydajnością produkcji,
c_ nowej lokalizacji horyzontalnej na polu Makiejewskoje,
- korekty w dół o charakterze technicznym wynikające z:
a_ obniżenia wielkości objętości przestrzeni złożowej przy odwiercie O-24,
b_ wcześniejszego niż pierwotnie zakładano zawodnienia odwiertu M-19,
c_ spadku wydajności produkcji ze strefy R8 w M-20,
- korekty netto w górę, związane z obniżeniem nominalnych stawek opłat koncesyjnych _ang. royalty_ z 55 proc. do 29 proc. dla gazu, z nawiązką skompensowały skutki niższych cen surowca, co w kategoriach ekonomicznych wydłużyło czas eksploatacji odwiertów.
Rezerwy Spółki zostały podsumowane w tabeli w załączniku do niniejszego raportu bieżącego.WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO _NPV_
Wartość bieżąca netto rezerw 1P, 2P i 3P Serinusa spadła o odpowiednio 34 proc., 20 proc. oraz 11 proc. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do tych spadków to:
- spadek cen ropy,
- obniżenie stawek royalty na produkcję ropy i gazu, wprowadzone przez ukraińskie władze od 1 stycznia 2016 r., częściowo skompensowało skutki cen surowca,
- zmiany wielkości rezerw omówione powyżej.
TUNEZJA
Spadek cen ropy znacząco przeważył oddziaływanie wszystkich innych czynników, nawet wzrosty netto wielkości rezerw w kategoriach 2P i 3P.
Obniżenie cen ropy wpłynęło także na ceny tunezyjskiego gazu. Ogólnie rzecz biorąc cena gazu w Tunezji odnoszona jest do niskosiarkowego oleju opałowego, którego cena z kolei zmienia się w relacji do cen ropy.
UKRAINA
Produkcja Serinusa na Ukrainie to w 98 proc. gaz ziemny i chociaż spadek cen gazu nie był tak znaczny jak w przypadku ropy Brent, to jednak prognozy cen nadal są znacznie gorsze w porównaniu do tych, które zastosowano w końcu 2014 r. Średnie ceny przewidywane na lata 2016 i 2017 to 5,99 USD/Mcf oraz 6,43 USD/Mcf wobec 8,34 USD/Mcf oraz 8,58 USD/Mcf w zeszłym roku.
Istotniejszy wpływ na wartość rezerw Spółki na Ukrainie wywarło obniżenie nominalnych stawek opłat koncesyjnych na gaz ziemny z 55 proc. do 29 proc. obowiązujące od 1 stycznia 2016 r. Z nawiązką skompensowało to obniżenie wartości ze względu na niższe prognozy ceny surowca dla wszystkich trzech kategorii.
Podsumowanie wartości bieżącej netto _NPV_ – patrz załącznik do niniejszego raportu bieżącego.ZASOBY WARUNKOWE – RUMUNIA
Oprócz rezerw kategorii 1P, 2P oraz 3P przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji i na Ukrainie, dodatkowo przypisano zasoby warunkowe dla odkrycia Moftinu w Rumunii, dokonanego na początku 2015 r. W odwiercie Moftinu-1001 w trakcie testów uzyskano maksymalny przypływ na poziomie 7,4 MMcf/d oraz 19 bbl/d kondensatu. Obecny plan zagospodarowania przewiduje trzy odwierty eksploatacyjne oraz stację przesyłu podłączoną do istniejącej linii sprzedażowej przebiegającej przez koncesję Satu Mare. Zasoby i ich aktualna wartość przedstawione zostały w tabeli w załączniku do niniejszego raportu bieżącego. O ile zostaną uzyskane zgody rumuńskich władz i będzie dostępne finansowanie, to rozpoczęcie wydobycia wg przewidywań nastąpiłoby na początku roku 2017 i wymagać będzie 14 mln USD nakładów inwestycyjnych.
Koszty poszukiwania i zagospodarowania _ang. F&D costs_ oraz prognozy cen wykorzystane przez RPS przy ewaluacji aktywów naftowo-gazowych Serinus znajdują się w załączniku do niniejszego raportu bieżącego.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 | | |
