Reklama

SERINUS (SEN): Informacja o stanie rezerw na koniec 2017 roku

Raport bieżący nr 15/2018

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 według stanu na koniec 2017 roku. Ocena została wykonana przez niezależnego kwalifikowanego ewaluatora rezerw - firmę 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) i obejmuje rezerwy Serinusa z aktywów tunezyjskich i rumuńskich.

Reklama

Rezerwy Spółki brutto zostały podsumowane w tabeli w załączniku do niniejszego raportu bieżącego.

Dla Serinusa rok 2017 był okresem dużych wyzwań, zarówno związanych z otoczeniem biznesowym Spółki, jak i operacyjnych, mimo, że sektor naftowy generalnie odnotował relatywny wzrost cen ropy w drugiej połowie roku. Cena ropy Brent Crude na początku stycznia ub. r. wystartowała z poziomu nieco powyżej 56 USD/bbl i do początku marca ceny sprzedaży mieściły się w wąskich widełkach od 53 USD/bbl do 57 USD/bbl, po czym nastąpił okres większych wahań z gwałtownymi spadkami i powrotami do wcześniejszego poziomu, aż 21 czerwca 2017 r. odnotowano najniższą wartość w roku: 44,82 USD/bbl. Od tego momentu, w okresie od czerwca do końca roku ceny ropy Brent Crude stopniowo umacniały się i 21 grudnia 2017 r. została odnotowana najwyższa cena w roku: 67,02 USD/bbl. Od początku 2018 r. do chwili obecnej cena ropy Brent ustabilizowała się na poziomie powyżej 62 USD/bbl, jedynie w krótkich okresach przekraczając poziom 70 USD/bbl.

Rezerwy całkowite Spółki dla kategorii 1P i 2P wzrosły w 2017 r. w stosunku do 2016 r., odpowiednio o 17% i 13%. Umacniające się ceny surowców były czynnikiem kształtującym sytuację w roku 2017, a w szczególności w jego drugim półroczu. Zwiększone wolumeny rezerw wynikają ze zmiany klasyfikacji części zasobów gazowych ze struktury Moftinu w Rumunii z Zasobów Warunkowych na Rezerwy, co zostało skompensowane przez zmniejszenia rezerw przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji. Korekty miały charakter dodatni lub ujemny, o czym szczegółowo poniżej.

TUNEZJA

W Tunezji rezerwy 1P obniżyły się o 16%, zaś rezerwy 2P odnotowały spadek o 10%. Korekty o charakterze technicznym obejmowały:

weryfikacje dodatnie, w tym:

- Rezygnacja z rekonstrukcji SAB N1 na rzecz SAB N2, oferującego większe potencjalnie pozyskiwalne wolumeny (ang. Estimated Utimate Recovery) po niższym koszcie,

- Poprawa wydobycia z odwiertu SAB 11, WIN 13 oraz SAB NW1

weryfikacje ujemne, w tym:

- Zmiana klasyfikacji rezerw, przeniesionych do zasobów warunkowych dla pól Chouech Es Saida, Ech Chouech i Sanghar,

- Niższe rezerwy ze względu na słabsze wyniki wydobycia z odwiertu Win-12bis,

- Spadek rezerw spowodowany odstąpieniem od planów przyszłego zagospodarowania dla odwiertów CS-5, CS Sil-10, CS Sil-1 oraz CS-8bis.

RUMUNIA

W Rumunii struktura Moftinu została zaklasyfikowana do Rezerw z zasobów warunkowych, do których wcześniej była zaliczana. Najważniejsze założenia dotyczące rezerw rumuńskich to:

- Łączne zasoby niemal podwoiły się od 2016 r.

- Przeklasyfikowanie z zasobów warunkowych do rezerw piasków bitumicznych reprezentujących kategorie A1, A2 i A3,

- Szacunki rezerw na koniec 2017 r. zakładają powstanie trzech dodatkowych/na zamianę odwiertów produkcyjnych (1003, 1004, 1007), które będą wykonanie i uruchomione w 2018 r., zaś odwiert Moftinu-1006 zostanie wykonany i podejmie wydobicie w roku 2019,

- W rezerwach nie było praktycznie większych zmian związanych z utratą kontroli nad odwiertem Moftinu-1001,

- W trakcie tego zdarzenia uszło około 27 Mboe gazu, czyli 0,52% łącznych zasobów pola,

- Zastąpienie odwiertu Moftinu-1001 odwiertem Moftinu-1007 nie miało istotnego wpływu na rezerwy przypisane do pola.

WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO (NPV)

Podsumowanie wartości bieżącej netto (NPV) dla przyszłych przychodów netto – patrz załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Wartość bieżąca netto Rezerw Serinusa wzrosła o 267% i o 47%, odpowiednio dla Rezerw kategorii 1P i 2P. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do zwiększenia o 11,2 mln USD ewaluacji rezerw 1P dla wyceny PV10, to przeniesienie w 2017 r. rumuńskich Zasobów Warunkowych z 2016 r. do rezerw oraz nieznaczny wzrost wyceny tunezyjskich Rezerw z kategorii 1P.

ZASOBY WARUNKOWE

Oprócz rezerw kategorii 1P oraz 2P przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji i Rumunii, dodatkowo przypisano do aktywów Spółki Zasoby Warunkowe.

Tunezyjskie zasoby warunkowe należą go podkategorii "Oczekujące na uzasadnienie zagospodarowania” (ang. Development Pending) i obejmują nadające się do komercyjnej eksploatacji zasoby pól Ech Chouech i Sanghar, z których w przeszłości prowadzono produkcję przy użyciu tradycyjnych metod wydobywczych, a które obecnie pozostają nieczynne z powodu niepewnej sytuacji politycznej. Konkretną przesłankę, powodującą, że zaklasyfikowanie tych zasobów do rezerw nie jest możliwe, stanowi decyzja Spółki o nie przywracaniu tym polom na chwilę obecną statusu pól w eksploatacji za względu na polityczne ryzyko wystąpienia niepokojów społecznych na tym obszarze. Jak się przewiduje, wznowienie produkcji i zmiana klasyfikacji na rezerwy mogaby nastąpić w 2019 lub 2020 r. Koszty zagospodarowania tych zasobów warunkowych, aby możliwe było prowadzenie produkcji, to 0,8 mln USD. Spółka posiada 100% udział operacyjny we wszystkich aktywach z przypisanymi zasobami warunkowymi.

Rumuńskie zasoby warunkowe również zaliczono do podkategorii "Oczekujące na uzasadnienie zagospodarowania”, a składają się z zasobów znajdujących się poza strefą zagospodarowaną lub poza zasięgiem gazociągu, zalegających w trzech warstwach piaskowców i nadających się do wydobycia przy użyciu tradycyjnych metod wydobywczych gazu. Konkretną przesłankę, powodującą, że zaklasyfikowanie tych zasobów do rezerw nie jest możliwe, stanowi decyzja Spółki o rekonstrukcji odwiertu produkcyjnego w celu udostępnienia zasobów gazu znajdujących się w tych piaskowcach, co zgodnie z przewidywaniami powinno mieć miejsce w latach 2019-2020. Koszty zagospodarowania tych zasobów warunkowych, aby możliwe było prowadzenie produkcji, są szacowane na 0,4 mln USD, 1,2 mln USD i 1,55 mln USD odpowiednio dla stopnia prawdopodobieństwa 1C (zasoby pewne), 2C (zsoby prawdopodobne) i 3C (zasoby możliwe).

Zasoby Warunkowe Spółki brutto obarczone ryzykiem znajdują się w załączniku do niniejszego raportu.

Serinus będzie koncentrował swoje działania na Projekcie Zagospodarowania Gazu w Rumunii, który obecnie jest realizowany, a uruchomienie produkcji gazu planowane jest pod koniec II kw. 2018 r. Spółka prowadzi także program wierceń odwiertu Moftinu-1007, zastępującego odwiert Moftinu-1001, gdzie niedawno miał miejsce wypadek utrata kontroli, w wyniku czego odwiert ten został opuszczony. Spółka prowadzi również program wierceń odwiertów Moftinu-1003 i Moftinu-1004. Wykonanie tych odwiertów będzie stanowiło spełnienie wymagań w zakresie prac, jakie przewiduje przyznane Spółce w dniu 28 października 2016 r. przedłużenie koncesji Satu Mare.

Prognozy cen surowców wykorzystane przez RPS przy ewaluacji aktywów naftowo-gazowych Serinus znajdują się w załączniku do niniejszego raportu.

UWAGA

Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf to1 bbl, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną

w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy.

Wszystkie wielkości odnoszące się do wartości bieżącej netto rezerw i zasobów warunkowych, które zostały zaprezentowane w niniejszym komunikacie prasowym, niekoniecznie reprezentują godziwą wartość rynkową.

Wyniki testów nie muszą stanowić wyznacznika długoterminowego rozwoju Spółki ani też ostatecznej wartości wydobycia. Zawarte w niniejszym dokumencie dane wynikające z testów mają charakter wstępny aż do ukończenia pełnej analizy ciśnieniowej odwiertu.

Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która 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.

PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
DataImię i NazwiskoStanowisko/FunkcjaPodpis
2018-03-21Jeffrey AuldPrezes i Dyrektor Generalny (CEO)Jeffrey Auld

Załączniki

Archiwum.zip
Dowiedz się więcej na temat: I.N.C.

Reklama

Reklama

Reklama

Reklama

Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »