SERINUS (SEN): Informacja o stanie rezerw na koniec 2015 r. - raport 8

Raport bieżący nr 8/2016

Podstawa Prawna: Inne uregulowania
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

Załączniki