SERINUS (SEN): Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za III kw. 2015 r. - raport 31

Raport bieżący nr 31/2015

Podstawa Prawna: Inne uregulowania
Na podstawie art. 62 ust 8 ustawy o ofercie publicznej […] Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "SEN" ,"Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przedstawiane jest podsumowanie wyników finansowych oraz operacyjnych za kwartał zakończony 30 września 2015 roku.

PODSUMOWANIE III KWARTAŁU

- Produkcja całkowita przypadająca na udziały operacyjne Spółki (na co składa się produkcja Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów na Ukrainie) w III kwartale br. wyniosła 4.072 boe/d, i w stosunku do III kw. 2014 r. odnotowano jej 28-proc. spadek, lecz w porównaniu do 3.993 boe/d z II kw. 2015 r. uzyskano 2 proc. wzrost produkcji. Wzrost w stosunku do ub. kwartału wynika głównie ze wznowienia, w końcu lipca, wydobycia na polu Sabria w Tunezji, po okresie jego wyłączenia od końca maja na skutek lokalnych protestów.

- Przychody brutto za III kw. 2015 r. wyniosły 20,4 mln USD i były o 8 proc. niższe w stosunku do II kw. 2015 r. oraz o 56 proc. wobec III kw. 2014 r. Powyższe przychody brutto obejmują 100 proc. przychodów z aktywów ukraińskich – patrz nota dot. konsolidacji na dole strony. Na akcjonariuszy SEN (tj. ze skonsolidowaną Ukrainą na poziomie 70 proc.) przypadło 16,2 mln USD w porównaniu do 35,6 mln USD w ubiegłym roku. Wzrost produkcji w III kw. wobec II kw. 2015 r. nie był wystarczający do zbilansowania niższych cen surowców, a niższa produkcja i ceny surowców były główną przyczyną obniżonych przychodów brutto w porównaniu do III kw. 2014 r.

- Wartość retroaktywna netto (ang. netback) dla Ukrainy wyniosła 15,65 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w III kw. br. w porównaniu do 11,50 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w II kw. 2015 r. Średnia cena gazu spadła o 9 proc. w stosunku do II kw. br., a koszty operacyjne spadły o 28 proc. Wartość opłat koncesyjnych (ang. royalties) obniżyła się o 23 proc. na skutek jednorazowej korekty (uznanie) dotyczącej ubiegłych okresów, sięgającej 2013 r.

- Netback dla Tunezji obniżył się z 24,32 USD/boe w II kw. 2015 r. do 22,19 USD/boe w III kw. br. W związku ze wznowieniem produkcji na polu Sabria, przypadające na boe koszty operacyjne obniżyły o 7,53 USD ponieważ wiele z nich to koszty stałe. Zostało to z nawiązką skompensowane przez niższe ceny surowców.

- Środki z działalności operacyjnej w III kw. br. wyniosły 5,2 mln USD, pozostając w zasadzie niezmienione w stosunku do II kw. 2015 r. oraz obniżyły się o 71 proc. w porównaniu do 17,9 mln USD w III kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 3,6 mln USD. Spadek w porównaniu do zeszłego roku był głównie spowodowany przez niższą produkcję i niższe ceny surowców.

- Odnotowana w III kw. strata netto, przed ujęciem różnic kursowych, wyniosła 29,5 mln USD (26,6 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 6,6 mln USD zysku w III kw. 2014 r. (3,8 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożył się na to odpis aktualizacyjny w wysokości 44,3 mln USD dotyczący aktywów w Tunezji. Innymi ważnymi czynnikami rzutującymi na wynik były niższy poziom produkcji i cen surowców oraz wyższe opłaty koncesyjne.

- Nakłady inwestycyjne w III kw. 2015 r. wyniosły 1,9 mln USD wobec 15,5 mln USD nakładów w porównywalnym okresie roku 2014.

Z powodu utrzymywania się w 2015 r. do chwili obecnej niskich cen ropy, Serinus dokonał odpisu aktualizacyjnego aktywów tunezyjskich w wysokości 44,3 mln USD. Nie wpływa on na aktualną wartość rezerw i Spółka oczekuje dalszych inwestycji i wzrostu w Tunezji.

Według stanu na 30 września 2015 r. Spółka nie spełniała ustanowionego dla kredytu z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju ("EBOR”) kowenantu rocznego poziomu obsługi zadłużenia. W następstwie EBOR odstąpił od wymogu utrzymania wskaźnika dla III kwartału, pod warunkiem utrzymania wskaźnika obsługi długu na poziomie nie niższym niż 2,5:1 za okres od 1 października do 31 grudnia 2015 r. Spłaty będą odbywały się zgodnie z pierwotnym harmonogramem, a bank nie będzie sięgał do zabezpieczeń. Mimo to, biorąc pod uwagę nie dotrzymanie kowenantu wg stanu na 30 września 2015 r., zadłużenie zostało przeklasyfikowane w sprawozdaniu finansowym do zobowiązań krótkoterminowych jak tego wymagają standardy rachunkowości.

DZIAŁANIA OPERACYJNE - PODSUMOWANIE I AKTUALIZACJA

- Produkcja w III kw. 2015 r. wyniosła 4.072 boe/d i była wyższa o 2 proc. w stosunku do produkcji II kw. br. (3.993 boe/d). Produkcja w Tunezji wzrosła o niemal 11 proc. wraz ze wznowieniem produkcji na polu Sabria w końcu lipca. Produkcja gazu na Ukrainie utrzymuje się na poziomie porównywalnym z II kw. 2015 r., jednak znacznie poniżej poziomu rekordowego wydobycia odnotowanego w III kw. 2014 r., a to za sprawą łącznych skutków wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia wpływającego na rynek gazu, spadających cen surowców i wyższych opłat koncesyjnych. Wszystko to z kolei wpłynęło na obniżenie przepływów pieniężnych dostępnych do reinwestycji w nowe odwierty oraz pogorszyło ekonomikę wykonywania nowych odwiertów.

- Całkowita produkcja w Tunezji za III kw. br. wyniosła 1.336 boe/d i była o 11 proc. wyższa od uzyskanych 1.206 boe/d w II kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 1.035 bbl/d, a gazu 1,8 MMcf/d. Głównym powodem wzrostu było wznowienie produkcji na polu Sabria.

- Produkcja z odwiertu WIN-12bis w Tunezji została wstrzymana 22 września br. ze względu na niedrożność rur wydobywczych. Wstępne próby usunięcia przeszkody z użyciem drutu do zapuszczania przyrządów pomiarowych były nieudane, jednak następnie, po zastosowaniu z powodzeniem urządzenia typu coiled tubing, 26 października br. odwiert wznowił pracę. Obecna jego produkcja to ok. 1.100 boe/d (495 boe/d przypadające na SEN WI).

- We wrześniu KUB-Gas przeprowadził program stymulacji szczelinowaniem w odwiertach O-11, O-15 oraz M-22 na Ukrainie. Odwiert O-11, który wcześniej był nieprodukcyjny, w testach po szczelinowaniu uzyskał poziom przypływu w przedziale 1,0-1,35 MMcf/d, po czym został zamknięty w celu odbudowy ciśnienia.

- Zabiegi szczelinowania formacji w otworze O-15 nie powiodły się. Materiał podsadzkowy nie był w stanie dotrzeć poza obszar perforacji ze względu na nadmierne straty płynu szczelinującego i niewystarczającą szerokość szczelin. Odwiert został ponownie sperforowany i aktualne produkuje 1,2 MMcf/d, czyli o 20 proc. więcej niż przed stymulacją.

- Szczelinowanie M-22 również nie było udane, ponieważ ciśnienie szczelinowania okazało się wyższe od wywartego ciśnienia w trakcie zabiegu szczelinowania. Przeprowadzone testy wskazały ruchome węglowodory w ilości ok. 200 Mcf/d, ale nie cały płyn szczelinujący odzyskano. Wdrażany jest program badania przypływów po odbudowie ciśnienia, po czym zostanie podjęta decyzja o dalszych kierunkach działań.

ZMIANY W UKRAIŃSKIM PRAWIE

Narodowy Bank Ukrainy poinformował 3 września 2015 r. o przedłużeniu do 4 grudnia 2015 r. czasu obowiązywania ograniczeń dotyczących transakcji walutowych, po raz pierwszy wprowadzonych we wrześniu 2014 r. (a następnie przedłużano okres ich obowiązywania).

Nowe rozporządzenie regulujące rynek gazu ziemnego zaczęło obowiązywać 1 października 2015 r. Szczegóły administracyjne dotyczące rozporządzenia nie zostały jeszcze podane do wiadomości, tak więc wszystkie jego skutki nie są jeszcze możliwe do określenia, jednak dwa zapisy raczej będą miały znaczący wpływ na działalność i operacje KUB-Gasu, a są to:

- od 1 styczna 2016 r. producenci gazu są zobowiązani do przekazywania do magazynowania takiej ilości gazu, która stanowi odpowiednik 30-dniowej produkcji. Nie jest wiadome czy przekazanie gazu do magazynowania ma się rozpocząć od 1 stycznia 2016 r., czy też być do tego dnia zrealizowane, oraz czy royalties będą wymagane w momencie produkcji gazu (przed przekazaniem do magazynowania), czy też w momencie sprzedaży z magazynu.

- rozporządzenie pozwala na ustalanie cen w ramach rynku, tak więc do określania cen gazu na rynku nie ma już zastosowania Cena Limitowana (tj. maksymalna cena ustalana co miesiąc przez regulatora, po której można sprzedawać gaz odbiorcom przemysłowym). Ogólnie rzecz biorąc ceny zrealizowane osiągały poziom poniżej Ceny Limitowanej, tak więc jest raczej mało prawdopodobne, że jej zniesienie da znaczące pozytywne zmiany dla przychodów w krótkim do średniego okresie. W praktyce administracja dotychczas odnosiła royalties dla gazu do Ceny Limitowanej. Opłaty koncesyjne są regulowane w ramach przepisów podatkowych na Ukrainie i jak do tej pory organy podatkowe nie określiły sposobu wyliczenia royalties obowiązujących po 1 października br.

Rada Najwyższa (parlament Ukrainy) w dniu 5 października br. przegłosowała w pierwszym czytaniu projekt ustawy, która ma obniżyć nominalne stawki opłat koncesyjnych dla gazu ziemnego z 55 proc. (i z 28 proc. dla odwiertów o głębokości poniżej 5.000 m) do 29 proc. (i odpowiednio do 14 proc.). Dwuletni okres ulgowych stawek dla nowych odwiertów, w ramach którego stawki royalties dla gazu były obniżone o 55 proc. (do 30,25 proc.) został zniesiony. Jak wspomniano powyżej, nie jest jasne do której ceny royalties będą odnoszone. Stawki royalties dla ropy i cieczy pozostałyby bez zmian, na poziomie 43 proc. Zanim ustawa wejdzie w życie musi jeszcze przejść drugie czytanie i zostać podpisana przez prezydenta.

DALSZE DZIAŁANIA

Średnia produkcja dzienna (SEN WI) za okres IV kw. do chwili obecnej wynosi ok. 3.870 boe/d (959 bbl/d ropy, 17,1 MMcf/d gazu, 53 bbl/d cieczy). Od czasu ponownego uruchomienia wydobycia z odwiertu WIN-12bis pod koniec października, produkcja wynosi średnio 4.115 boe/d (1.082 bbl/d ropy, 17,9 MMcf/d gazu, 55 bbl/d cieczy).

Ukraina

KUB-Gas dysponuje inwentarzem 7 eksploatacyjnych i 4 poszukiwawczych lokalizacji oraz co najmniej 15 dodatkowych lokalizacji uwarunkowanych powodzeniem prac na koncesjach Olgowskoje, Makiejewskoje i Północne Makiejewskoje. Postępują prace w oparciu o dane z ostatnio pozyskanych danych sejsmicznych 2D nad rozbudową inwentarza obiektów do prac wiertniczych na koncesji Zachodnie Olgowskoje i rozważane jest wykonanie badań 3D. Rola takich obiektów poszukiwawczych powinna wzrosnąć po wejściu w życie ustawy zmniejszającej stawki opłat koncesyjnych dla gazu, co zostało omówione wcześniej.

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

Kierownictwo obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i zakończyło wstępne projektowanie niezbędnej infrastruktury naziemnej dla odkrycia Moftinu-1001. Ponieważ wymagane jest ogłoszenie przedłużenia Etapu 3 koncesji Satu Mare w monitorze urzędowym oraz rozmaite pozwolenia i zgody, a także pozyskanie finansowania dla projektu, to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016, zaś wydobycie komercyjne – na początku 2017 r. Zagospodarowanie odkrycia będzie obejmować wykonanie do trzech dodatkowych odwiertów plus instalacje naziemne, przy koszcie na poziomie ok. 16 mln USD.

Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad uszczegółowieniem i rozszerzeniem inwentarza obiektów poszukiwawczych w ramach koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i z istniejących odwiertów, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych. Program poszukiwawczy będzie obejmował wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D. W zależności od ich wyników, jak również od dalszych analiz technicznych i dostępności finansowania, Serinus przewiduje prowadzenie testów obiektów potencjalnie poszukiwawczych przez kilka kolejnych lat.

ZAKTUALIZOWANA PREZENTACJA KORPORACYJNA

Zaktualizowana wersja prezentacji korporacyjnej udostępniana jest na stronie internetowej Spółki pod adresem www.serinusenergy.com w dziale "Centrum Inwestora”.

DOKUMENTY UZUPEŁNIAJĄCE

Pełne teksty "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 posiada 70 proc. akcji w spółce KUBGAS Holdings Limited ("KGH”), która z kolei posiada 100 proc. spółki KUB-Gas LLC ("KUB-Gas”). KUB-Gas jest właścicielem 100 proc. ukraińskich koncesji i ich operatorem. Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. KGH i KUB-Gas.). 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 uzysków. 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 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