RB-W 27:Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za I kwartał 2018 r.
Firma: SERINUS ENERGY PLC.Spis treści:
1. RAPORT BIEŻĄCY
2. MESSAGE (ENGLISH VERSION)
3. INFORMACJE O PODMIOCIE
4. PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
Spis załączników:
-
Zalacznik_do_raportu_biezacego_27_2018-Serinus_Energy.pdf
-
Attachment_to_current_report_No_27_2018-Serinus_Energy.pdf
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
|
| Raport bieżący nr | 27 | / | 2018 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2018-05-11 | ||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | |||||||||||
| SERINUS ENERGY PLC. | |||||||||||
| Temat | |||||||||||
| Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za I kwartał 2018 r. | |||||||||||
| Podstawa prawna | |||||||||||
| Inne uregulowania | |||||||||||
| Treść raportu: | |||||||||||
| Wobec wymogu art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej [...], zważywszy, że akcje SERINUS ENERGY plc ("Serinus" lub "Spółka") notowane są na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto w Kanadzie, Kierownictwo Spółki informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest informacja o wynikach finansowych oraz operacyjnych za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. PODSUMOWANIE I KWARTAŁU 2018 R. - Produkcja za I kw. 2018 r. wyniosła 380 boe/d, wobec 690 boe/d odnotowanych w I kw. 2017 r. Spadek wydobycia o 45% w porównaniu do I kw. 2017 r. spowodowany był głównie zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria, w związku z jego zamknięciem w okresie od 22 maja do początku września 2017 r., w wyniku niepokojów społecznych w południowej części kraju. Wydobycie ropy naftowej stanowiło 73% produkcji w pierwszym kwartale 2018 r., w porównaniu do 75% w pierwszym kwartale 2017 r. - W I kw. 2018 r. średnia cena ropy Brent wyniosła 66,80 USD/bbl, w porównaniu do 53,68 USD/bbl w I kw. 2017 r., co stanowiło wzrost o 24% i odzwierciedlało trwający od sierpnia 2017 r. wzrost cen ropy naftowej, kiedy to średnia cena ropy Brent wynosiła 51,70 USD/bbl. Spółka zrealizowała w I kw. 2018 r. średnią cenę sprzedaży ropy naftowej na poziomie 66,00 USD/bbl, w porównaniu do 50,89 USD/bbl w I kw. 2017 r., co stanowiło wzrost o 30%. - Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,5 mln USD, w porównaniu do 0,2 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r., co stanowiło wzrost o 2,3 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w omawianym okresie 2018 r. miało swoje źródło głównie w 2,6 mln USD otrzymanych z odszkodowania w związku z ubiegłorocznym grudniowym wypadkiem na odwiercie. Wzrost ten został częściowo skompensowany przez 0,4 mln USD kosztów transakcyjnych poniesionych w kwartale, związanych z przenoszeniem siedziby Spółki na Jersey oraz procesem dopuszczania akcji do obrotu na rynku Alternative Investment Market („AIM”). - Zysk netto za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniósł 1,0 mln USD, w porównaniu do 2,1 mln USD straty netto w I kw. 2017 r. - Koszty wypadku na odwiercie w kwocie 4,0 mln USD, co było związane z działaniami interwencyjnymi w grudniu 2017 r., zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. W I kw. 2018 r. Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie w związku z wypadkiem na odwiercie Moftinu-1001 i ujęła przyznane 2,6 mln USD z odszkodowania w zyskach i stratach w I kw. 2018 r., przy czym Spółka otrzymała 1,9 mln USD z tytułu odszkodowania, a pozostałe 0,7 mln USD zaprezentowane zostało w sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako należności. Po 31 marca 2018 r. Spółka otrzymała 0,7 mln USD w ramach pierwszego wstępnego wniosku o wypłatę odszkodowania i jest w trakcie przygotowywania drugiego wstępnego wniosku. Wypadek na odwiercie spowodował opóźnienie prac w zakresie stacji gazowej, położonej w lokalizacji Moftinu-1001. Rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kw. 2018 r. Spółka zbudowała również platformę i drogi dojazdowe oraz zabezpieczyła urządzenie wiertnicze i obsługę odwiertu do bezzwłocznego podjęcia prac nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu-1007, zlokalizowanego około 300 metrów od odwiertu Moftinu-1001. Oczekuje się, że odwiert zostanie uruchomiony pod koniec maja. Ostatnią część roszczeń odszkodowawczych Spółki stanowią koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych. - W dniu 7 marca 2018 r. akcjonariusze Spółki zatwierdzili w głosowaniu kontynuację działalności Spółki po przeniesieniu na Jersey na Wyspach Normandzkich. W dniu 3 maja 2018 r. Spółka w ramach kontynuacji przeniosła siedzibę na Jersey na Wyspach Normandzkich. W związku z kontynuacją Spółka zmieniła nazwę na „Serinus Energy plc” i przyjęła nowe dokumenty statutowe. Spółka prowadzi działania związane z wprowadzeniem akcji do obrotu na AIM w ramach London Stock Exchange, a zakończenie tego procesu planowane jest na połowę maja 2018 r. Podsumowanie wyników finansowych za I kw. 2018 r. przedstawiono w załączniku do niniejszego raportu bieżącego. NAJWAŻNIEJSZE WYDARZENIA OGÓLNE I FINANSOWE - Przychody, pomniejszone o opłaty koncesyjne (ang. royalties) za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. obniżyły się do 2,0 mln USD, z 2,6 mln USD w I kw. 2017 r. ze względu na spadek produkcji. - Łączna wartość zapłaconych royalties spadła z 0,3 mln USD w I kw. 2017 r. do 0,2 mln USD w I kw. 2018 roku. W większości spadek ten jest następstwem obniżonej produkcji, co skompensowały wyższe ceny surowców. DZIAŁANIA OPERACYJNE - PODSUMOWANIE - Wielkość wydobycia w I kw. 2018 r. spadła o 45%, do 380 boe/d, w porównaniu do 690 boe/d w I kw. 2017 r. Spadek produkcji w I kw. 2018 r. spowodowany był zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria w wyniku przedłużającego się od maja do września 2017 r. zamknięcia pola Sabria. Wpływ na wielkość produkcji z pola Chouech Es Saida w porównywalnym okresie miało dodatkowo niższe wydobycie w związku z zamknięciem w połowie grudnia 2016 r. odwiertów CS-3 i CS-1, które pozostawały nieczynne również w pierwszym kwartale 2017 r. w oczekiwaniu na wymianę pomp oraz rekonstrukcję. - Nakłady inwestycyjne Spółki w Rumunii za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,1 mln USD. Koszty obejmowały budowę stacji gazowej Moftinu, na co wydatkowano kwotę 1,6 mln USD, a także koszty związane z utrzymaniem biura w Bukareszcie w kwocie 0,6 mln USD. DALSZE DZIAŁANIA Spółka koncentruje się na Rumunii, która będzie napędzała wzrost w ciągu najbliższych kilku lat. Projekt zagospodarowywania gazu Moftinu jest projektem o krótkim horyzoncie realizacji i obejmuje uzyskanie produkcji z odwiertu Moftinu-1000 oraz odwiertu Moftinu-1007, który ma zostać wykonany, uzbrojony i być gotowy do podjęcia produkcji pod koniec II kw. 2018 r. Budowa stacji gazowej, o operacyjnej przepustowości 15 Mmcf/d, jest w końcowej fazie, a rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kwartału 2018 r. Spółka prowadzi również program wierceń w celu realizacji prac objętych zobowiązaniem w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji do października 2019 r. i planuje wykonać dwa dodatkowe odwierty (Moftinu-1003 i Moftinu-1004) w drugiej połowie 2018 r. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju („EBOR”) jest uposażonym w ramach właściwej polisy ubezpieczeniowej i jeżeli będzie żądać przeznaczenia całości środków z tytułu odszkodowania, dotyczącego zastępczego odwiertu Moftinu-1007, na spłatę zadłużenia Spółki wobec EBOR, Spółka przesunie na początek 2019 r. wiercenie odwiertu Moftinu 1004. Spółka przewiduje, że w połączeniu z wydobyciem z odwiertów Moftinu-1000 i Moftinu-1007, potencjalne wydobycie z tych odwiertów powinno doprowadzić do osiągnięcia przez stację na początku 2019 r. pełnej wydajności . W Tunezji Spółka obecnie kieruje uwagę na zwiększanie produkcji z pola Sabria, po okresie, gdy pozostawało zamknięte oraz planuje skoncentrować się na przeprowadzeniu niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów, w tym ponownej aktywizacji Sabrii N-2 oraz instalacji rurek syfonowych w innym odwiercie na polu Sabria, o ile produkcja na polu naftowym Spółki może być prowadzona w bezpiecznym i zrównoważonym środowisku, oferującym wystarczającą pewność, że w dającej się przewidzieć przyszłości nie wystąpią dalsze zakłócenia produkcji. Spółka postrzega pole Sabria jako szansę na znaczny rozwój w dłuższej perspektywie. Dla pola Chouech Es Saida Spółka przygotowuje oszacowanie kosztu ponownego uruchomienia pola wraz z terminarzem i kosztami wymiany elektrycznej pompy wgłębnej w odwiercie CS-3. Spółka uważa, że skala działalności prowadzonej w Tunezji jest uzależniona od osiągnięcia i utrzymania poniższych progów opłacalności. W odniesieniu do cen ropy naftowej, dodatkowe odwierty pionowe stają się opłacalne, gdy cena ropy naftowej Brent osiąga poziom 45 USD/bbl, potencjalne odwierty poziome wielohoryzontalne przesuwają próg opłacalności poniżej 30 USD/bbl dla pola Sabria. Obecna wydajność infrastruktury naziemnej pozwala jedynie na obsługę od 1 do 3 dodatkowych odwiertów dla każdego z pól: Sabria oraz Chouech Es Saida/Ech Chouech. Instalacja gazowa STEG El Borma obsługująca Chouech Es Saida/Ech Chouech jest bliska osiągnięcia maksymalnej przepustowości. Dalsze zagospodarowywanie gazu na obszarze tej koncesji może się przesunąć do czasu ukończenia gazociągu Nawara, który istotnie zwiększy przepustowość. DOKUMENTY UZUPEŁNIAJĄCE Pełne teksty „Sprawozdania kierownictwa z działalności” (ang. Management Discussion and Analysis) 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. 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. Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium Kanady 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. | |||||||||||
| Załączniki | |||||||||||
| Plik | Opis | ||||||||||
| Zalacznik_do_raportu_biezacego_27_2018-Serinus_Energy.pdf Zalacznik_do_raportu_biezacego_27_2018-Serinus_Energy.pdf | |||||||||||
| Attachment_to_current_report_No_27_2018-Serinus_Energy.pdf Attachment_to_current_report_No_27_2018-Serinus_Energy.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
|
Current Report No. 27/2018 Title: Q1 2018 Financial and Operating Results Legal basis: other regulations
Content: Q1 2018 HIGHLIGHTS • Production in Q1 2018 was 380 boe/d compared to 690 boe/d in Q1 2017. The decrease of 45% from Q1 2017 was primarily due to the shut-in of the Chouech Es Saida field since February 28, 2017 and lower production from the Win-12bis well in Sabria, after being shut-in from May 22 until early September 2017, stemming from the social unrest in the southern part of the country. Oil weighting was 73% in Q1 2018 compared to 75% in Q1 2017. • During Q1 2018, Brent prices averaged $66.80 per bbl, as compared to $53.68 per bbl in Q1 2017, an increase of 24%, reflecting the continued climb of oil prices since August 2017 when Brent averaged $51.70 per bbl. The Company’s realized oil price averaged $66.00 per bbl in Q1 2018, compared to $50.89 per bbl in Q1 2017, an increase of 30%. • Funds from operations for the three months ended March 31, 2018 was $2.5 million as compared to $0.2 million for the three months ended March 31, 2017, an increase of $2.3 million. The additional funds from operations in the current period in 2018 was primarily attributable to a $2.6 million insurance recovery attributable to the well incident in December 2017. This increase was partially offset by $0.4 million of transaction costs incurred during the quarter related to the Company’s continuance to Jersey and AIM listing transaction. • The net earnings for the three-month period ended March 31, 2018 was $1.0 million, compared to a net loss of $2.1 million in Q1 2017. • The well incident costs of $4.0 million associated with the emergency operations in December 2017 on the Moftinu 1001 well were fully recognized in 2017. During the first quarter of 2018, the Company submitted its first interim insurance coverage claim related to the Moftinu 1001 well incident and recognized $2.6 million in the statement of operations in Q1, 2018. The Company received insurance proceeds of $1.9 million in Q1 2018, with the remaining $0.7 million reported as an insurance receivable on the balance sheet. Subsequent to March 31, 2018, the Company received the $0.7 million related to its first interim insurance claim and a second interim claim is in progress. The well incident has resulted in delays to the construction of the gas facility, which is located on the wellsite of the Moftinu 1001 well. First production is expected to commence late Q2, 2018. The Company has also constructed the platform and access roads and has secured a drilling rig and well services for the immediate drilling of the replacement well, Moftinu 1007, located approximately 300 metres from the Moftinu 1001 well site. This well is expected to spud late May. The redrill portion will form the final part of the Company’s insurance claim. • On March 7, 2018, the Company’s shareholders voted in favour of the continuance to Jersey. On May 3, 2018, the Company continued to Jersey, Channel Islands. In connection with the Continuance, the company changed its name from Serinus Energy Inc. to Serinus Energy plc and adopted new charter documents. The Company is proceeding with the process to list on AIM market of the London Stock Exchange with completion planned for mid-May 2018.
Summary of Q1 2018 Financial Results is presented in the attachment. GENERAL & FINANCIAL HIGHLIGHTS • Revenue, net of royalties, for three-month period ended March 31, 2018 decreased to $2.0 million, compared to $2.6 million in Q1 2017, due to lower production.
• Total royalties paid decreased from $0.3 million in Q1 2017 to $0.2
million in Q1 2018. Much of this decrease was due to lower production
offset by higher average commodity prices. OPERATIONAL HIGHLIGHTS • Production volumes decreased by 45% in the first quarter of 2018 to 380 boe/d compared to 690 boe/d in the first quarter of 2017. The decrease in production in Q1 2018 was attributable to the shut-in of the Chouech Es Saida field since February 28, 2017 and lower volumes from the WIN-12bis well in Sabria arising from the prolonged shut-in of the Sabria field from May to September 2017. The production volumes at Chouech Es Saida in the prior period were additionally impacted by lower production due to the CS-3 and CS-1 wells which went down in the middle of December 2016 and remained off-line in the first quarter of 2017 pending pump replacement and workovers.
• In Romania, the Company incurred capital expenditures of $2.1 million
for the three months ended March 31, 2018. The expenditures consisted of
the construction of the Moftinu gas facilities in the period of $1.6
million and costs associated with the Bucharest office of $0.6 million. OUTLOOK The Company is focusing on Romania as the impetus for growth over the next several years. The Moftinu gas development project is a near-term project that is expected to begin producing from the gas discovery well Moftinu-1000 and the Moftinu 1007 well which is scheduled for to be drilled, completed and ready for production by late Q2, 2018. Construction of the gas processing facility with 15 Mmcf/d of operational capacity is in its final phase with expected first gas production late Q2 2018. The Company is also progressing the drilling program to meet work commitments for the extension to October 2019 and plans to drill two additional development wells, Moftinu-1003 and Moftinu-1004 during the latter half of 2018. The European Bank for Reconstruction and Development is the loss payee under the relevant insurance policy and if it insists on allocating all insurance proceeds relating to the replacement well, Moftinu-1007, toward repaying the Company’s indebtedness to the EBRD, the Company will delay the drilling of the Moftinu 1004 well until early 2019. Combined with the production of the Moftinu 1000 and Moftinu 1007 wells, the Corporation expects the gas plant to be operating at full capacity by early 2019. In Tunisia, the Company is currently focusing on improving production from Sabria following the shut-in and plans to focus on carrying out low cost incremental work programs to increase production from existing wells, including the Sabria N-2 re-entry and installing artificial lift on another Sabria well, having determined that production at its oil field can be restarted in a safe and secure environment with sufficient comfort that there will be no further production disruptions for the foreseeable future. The Corporation views Sabria as a large development opportunity longer term.
For the Chouech Es Saida field, the Company is evaluating the restart of
the field including timing and costs to replace the electric submersible
pump for the CS-3 well. The Company views the level of activity pursued
in Tunisia as dependent on the following thresholds being achieved and
maintained. In terms of oil prices, incremental vertical wells become
economic at Brent oil prices of ~$45 per bbl, with potential multi-leg
horizontal wells lowering the threshold to below $30 per bbl in Sabria.
The current capacity of surface facilities would only allow for 1 to 3
incremental wells for each of Sabria and Chouech Es Saida/Ech Chouech.
As well for Chouech Es Saida/Ech Chouech, the STEG El Borma gas plant is
nearly at its effective capacity. Further gas developments from this
concession may have to be delayed until the completion of the Nawara
Pipeline for material gas pipeline capacity to come online. Supporting Documents The full Management Discussion and Analysis (“MD&A”) and Financial Statements have been filed in English on www.sedar.com and in Polish and English via the ESPI system, and will also be available on www.serinusenergy.com.
Cautionary Statement:
This text contains translation of the original news release in English, which has been filed by Company in Canada by way of the SEDAR system and is available at the website www.sedar.com by entering the Company name at http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm . | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2018-05-11 | Jeffrey Auld | Prezes i Dyrektor Generalny (CEO) | Jeffrey Auld | ||
Cena akcji Serinus
Cena akcji Serinus w momencie publikacji komunikatu to None PLN. Sprawdź ile kosztuje akcja Serinus aktualnie.
W tej sekcji znajdziesz wszystkie komunikaty ESPI EBI Serinus.
