RB-W 27: Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za II kwartał 2015 roku
Firma: SERINUS ENERGY INC.Spis treści:
1. RAPORT BIEŻĄCY
2. MESSAGE (ENGLISH VERSION)
3. INFORMACJE O PODMIOCIE
4. PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
Spis załączników:
-
SEN- Załącznik do raportu bieżącego 27 2015 - wybrane dane finansowe.pdf
-
SEN - Attachment to the Current Report No 27 2015.pdf
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
| | Raport bieżący nr | 27 | / | 2015 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-08-14 | ||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | |||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | |||||||||||
| Temat | |||||||||||
| Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za II kwartał 2015 roku | |||||||||||
| Podstawa prawna | |||||||||||
| Inne uregulowania | |||||||||||
| Treść raportu: | |||||||||||
| Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. (“Serinus", “SEN" lub “Spółka") informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przedstawiane są wyniki finansowe oraz operacyjne za kwartał zakończony 30 czerwca 2015 roku. Podsumowanie II kwartału • Produkcja całkowita przypadająca na udziały operacyjne Spółki (na co składa się produkcja Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów na Ukrainie) w II kwartale br. wyniosła 3.993 boe/d, co stanowi 20-proc. obniżenie w stosunku do II kw. 2014 r. oraz 9-proc. spadek w stosunku do 4.406 boe/d uzyskanych w I kw. 2015 r. Spadek ten wynikał głównie z wyłączenia pola Sabria na skutek lokalnych protestów. Produkcję na tym polu wznowiono pod koniec lipca, a poziom wydobycia zbliża się do wartości z okresu przed wyłączeniem, tj. ok. 700 boe/d (dla udziałów operacyjnych Serinus; 1.550 boe/d brutto). • Przychody brutto za II kw. 2015 r. wyniosły 22,3 mln USD i były o 12 proc. niższe w stosunku do I kw. 2015 r. oraz o 46 proc. wobec II kw. 2014 r. Wyłączenie pola Sabria było głównym czynnikiem odnotowanego spadku w stosunku do I kw. 2015 r. Niższe ceny surowca na świecie oraz niższa, na skutek rządowej ingerencji w rynek gazu, produkcja na Ukrainie również przyczyniły się do słabszego wyniku w stosunku do II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 17,7 mln USD w porównaniu do 32,8 mln USD w ubiegłym roku. Reszta przychodów przypada na właściciela pozostałych 30 proc. udziałów w KUBGAS Holdings Limited, nie należących do Serinus. Spółka KUBGAS Holdings posiada 100 proc. udziału w KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), która jest właścicielem 100 proc. koncesji ukraińskich i ich operatorem. • Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy utrzymała się właściwie na niezmienionym poziomie i wyniosła 11,50 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w II kw. br. w porównaniu do 11,53 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w I kw. 2015 r. Średnia cena gazu spadła o 9 proc. w stosunku do I kw. br., a koszty operacyjne wzrosły o 26 proc., ale zostało to skompensowane przez 18 proc. obniżenie efektywnej stawki opłat koncesyjnych (ang. royalties), ponieważ okres ulgowej stawki dla odwiertów wykonanych po 1 sierpnia 2014 r. został przywrócony, co w efekcie obniżyło royalties płacone od wydobytego gazu z odwiertu M-17. • Netback dla Tunezji obniżył się z 30,53 USD/boe w I kw. 2015 r. do 24,32 USD/boe w II kw. br. Wyłączenie pola Sabria spowodowało wzrost kosztów operacyjnych przypadających na boe o 51 proc., ponieważ wiele z tych kosztów to koszty stałe. Zostało to w części skompensowane przez nieznaczny wzrost ceny surowców. • Środki z działalności operacyjnej w II kw. br. wyniosły 5,2 mln USD i wzrosły o 21 proc. w stosunku do 4,3 mln USD wygenerowanych w I kw. 2015 r. oraz obniżyły się o 77 proc. w porównaniu do 22,2 mln USD w II kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 4,5 mln USD. Niższa produkcja i netback zostały z nawiązką skompensowane przez zyski z tytułu różnic kursowych, wynikające głównie z nieznacznego wzmocnienia kursu UAH względem USD. • Zysk netto za II kw., przed ujęciem różnic kursowych, wyniósł 0,5 mln USD (0,05 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 8,7 mln USD zysku w II kw. 2014 r. (5,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożyły się na to głównie niższy poziom produkcji i cen towarów oraz wyższe opłaty koncesyjne. • Nakłady inwestycyjne za II kw. 2015 r. wyniosły 3,7 mln USD wobec 16,1 mln USD nakładów w porównywalnym okresie roku 2014. Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja • Produkcja w II kw. 2015 r. wyniosła 3.993 boe/d i była niższa o 9 proc. w stosunku do produkcji I kw. br. (4.406 boe/d). Na produkcję w Tunezji negatywny wpływ miało wyłączenie pola Sabria pod koniec maja. Produkcja gazu na Ukrainie utrzymuje się na poziomie porównywalnym z I kw. 2015 r. i nadal odczuwa rozciągnięte w czasie konsekwencje wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia, które zastrzegało znaczną część rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz"). Chociaż regulacje te zostały uchylone przez ukraiński sąd i po dwóch apelacjach, 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości, to odbudowa rynku przebiega powoli. Kierownictwo szacuje, że wielkość sprzedaży na Ukrainie była o ok. 2 MMcf/d (1,4 MMcf/d dla SEN WI) poniżej mocy produkcyjnych. • Całkowita produkcja w Tunezji za II kw. 2015 r. wyniosła 1.206 boe/d i była o 24 proc. niższa od uzyskanych 1.579 boe/d w I kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 951 bbl/d, a gazu 1,5 MMcf/d. Głównym powodem tego spadku było wyłączenie pola Sabria. • Winstar Satu Mare S.A. ("Winstar") - spółka zależna Serinus (całkowicie), otrzymała 3-letnie przedłużenie okresu poszukiwawczego dla Koncesji Satu Mare ("Satu Mare"), zlokalizowanej w północno-zachodniej Rumunii. Zgodnie z warunkami przedłużenia, zobowiązania do prac obejmują wykonanie dwóch odwiertów oraz – do wyboru przez Spółkę – pozyskanie nowych danych sejsmicznych 3D dla 120 km2 lub wykonanie trzeciego odwiertu. Dwa odwierty muszą być wykonane odpowiednio na głębokość co najmniej 1.500 i 2.000 metrów, a w przypadku zdecydowania się na trzeci, ma on mieć głębokość 2.500 m. Przedłużenie uzyskało zgodę Narodowej Agencji Zasobów Mineralnych (National Agency for Mineral Development – "NAMR’) i podlega ratyfikacji przez kilka ministerstw. • Winstar posiada obecnie 60 proc. udziałów operacyjnych w Satu Mare. Właściciel pozostałych 40 proc., zakomunikował, że zgodnie z zapisami umowy operacyjnej zamierza się wycofać się z Satu Mare i przenieść na Spółkę swój udział w umowie koncesji. Zgodnie z postanowieniami wspólnej umowy operacyjnej, drugi właściciel udziałów zawarł umowę, która między innymi stanowi, że 40 proc. udział będzie trzymany w zarządzie powierniczym na rzecz Winstar do czasu, aż będzie możliwe formalne przeniesienie tych udziałów do Winstar, co daje Spółce efektywny 100 proc. udział operacyjny. • W kwietniu br. odwiert Moftinu-1001 w Rumunii uzyskał w testach maksymalny poziom przypływu wynoszący 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły tylko śladowe ilości wody. Kierownictwo szacuje, że odkrycie to zawiera 18 Bcf (dla P50) zasobów nadających się do wydobycia. • Testy odwiertu Moftinu 1002bis wykazały formację o ograniczonych własnościach zbiornikowych (typu tight) i jej uszkodzenie. Współgra to z zaobserwowaną na pomiarach niższą porowatością i jednocześnie zastosowaniem cięższej płuczki, w celu kontrolowania wypłukiwania i obsypywania się otworu w trakcie prac wiertniczych. W odwiercie przez 30 minut utrzymywał się przypływ średnio na poziomie ok. 2,8 MMcf/d, po czym w trakcie następnych dwóch godzin obniżył się do 245 Mcf/d. Mimo niezadawalającej jakości danych, Moftinu-1002bis potwierdza istnienie ruchomych węglowodorów w czterech testowanych piaskowcach z miocenu. Spółka szacuje, że opróbowane strefy zawierają 27 Bcf (dla P50) zasobów geologicznych gazu, aczkolwiek ostatecznie współczynnik wydobycia będzie zależał od dobrania odpowiednich parametrów wiercenia i uzbrojenia umożliwiających komercyjny poziom wydobycia. • Wydobycie z odwiertu Winstar-13 ("WIN-13") rozpoczęło się 28 kwietnia br. Poziom produkcji oscylował w przedziale od 170 do 235 boe/d do chwili zamknięcia pola Sabria na końcu maja. Teraz, gdy produkcja została wznowiona, Spółka zamierza zebrać dodatkowe dane produkcyjne i dotyczące ciśnienia z odwiertu WIN-13 i - o ile wyniki wskażą na taką potrzebę – zainicjować program zaradczy. • Odwiert M-22 na Ukrainie został zawieszony i dodany do listy odwiertów do szczelinowania (patrz poniżej: Dalsze działania - Ukraina). Strefy S13, S13a i S13b są niekomercyjne mimo, że w badaniach dawały pierwotnie obiecujące wskazania. Strefa S6 odbudowała ciśnienie po perforacji, lecz pozyskano z niej zbyt małe ilości gazu do przeprowadzenia pomiarów. Odwiert zawieszono, uprzednio wykonując uzbrojenie napowierzchniowe i wgłębne do szczelinowania. Jeśli działania przyniosą pozytywne rezultaty, odwiert M-22 będzie kwalifikował się w ramach obecnie obowiązującego systemu opłat royalty (patrz także: Zmiany w ukraińskim prawie) do stosowania obniżonej 30,25 proc. stawki opłat koncesyjnych (ang. royalty) przez pierwsze dwa lata produkcji. • Urządzenie do rekonstrukcji odwiertów zostało w lipcu przeniesione na miejsce wykonanego w 2013 r. odwiertu NM-3, który natrafił na małe ilości ropy w formacji z okresu wizenu. Dokonano dodatkowej perforacji szerszego interwału, jednak nie uzyskano żadnych oznak węglowodorów. Kierownictwo uznaje, że te działania stanowią wypełnienie zobowiązań do prac, wymaganych do utrzymania koncesji Północne Makiejewskoje, a pracownicy KUB-Gasu rozpoczęli proces ubiegania się o przedłużenie koncesji. Zmiany w ukraińskim prawie Chociaż zostały uchylone przez sądy ukraińskie trzy rozporządzenia uchwalone w listopadzie 2014 r., które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu, wyłącznie od spółki Naftogaz, to rynek wciąż odczuwa ich skutki. Wobec niedostępności znacznej części rynku gazu, wzrosła wśród prywatnych producentów konkurencja o pozostałych, nielicznych wiarygodnych klientów, co wpłynęło zarówno na ceny jaki i poziom sprzedaży. Kierownictwo szacuje, że całkowita sprzedaż KUB-Gasu była w II kwartale o ok. 2 MMcf/d poniżej mocy produkcyjnych tej spółki. Cena Limitowana (tj. maksymalna cena po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym) za II kw. br. wyniosła 6.870 UAH/Mcm (ok. 8,92 USD/Mcf), jednak zaostrzona konkurencja spowodowała, że cena zrealizowana wyniosła 7,14 USD/Mcf. Ponieważ opłaty koncesyjne są obliczane na bazie Ceny Limitowanej a nie tej uzyskanej, więc efektywne stawki royalty były wyższe niż ogłoszone stawki nominalne. Od 1 stycznia br. rząd ukraiński wprowadził na stałe stawki opłat koncesyjnych na poziomie 55 proc. i 45 proc. odpowiednio dla gazu i ropy, a także usunął zapis o "obniżonym współczynniku" dla odwiertów, które rozpoczęły produkcję po 1 sierpnia 2014 r., pozwalającym obniżyć stawkę royalty dla produkcji gazu z nowych odwiertów do poziomu 30,25 proc. przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. 3 marca 2015 r. uchwalono przywrócenie okresu ulgowej stawki z dniem 1 kwietnia 2015 r., więc wykonany przez KUB-Gas odwiert M-17 został zaklasyfikowany do niższej stawki. Dzięki zmianie stawki, której podlegał odwiert M-17 oraz biorąc pod uwagę opisaną powyżej różnicę między Ceną Limitowaną a ceną zrealizowaną, efektywna całkowita stawka opłat koncesyjnych w II kw. 2015 r. wyniosła 57,4 proc., co oznacza jej obniżenie w stosunku do 63,9 proc. w I kw. br. Narodowy Bank Ukrainy poinformował 4 czerwca br., że ograniczenia dotyczące transakcji walutowych, które zostały wprowadzone po raz pierwszy we wrześniu 2014 r. (a potem okres ich obowiązywania był sukcesywnie przedłużany) zostały przedłużone do 3 września 2015 r. Dalsze działania Średnia dzienna produkcja (SEN WI) od początku III kw. do chwili obecnej wynosi ok. 3.970 boe/d (966 bbl/d - ropa , 17,7 MMcf/d - gaz, 55 bbl/d - ciecze). Od momentu wznowienia produkcji na polu Sabria pod koniec lipca, wydobycie wyniosło 4.392 boe/d (1.240 bbl/d - ropa , 18,6 MMcf/d - gaz, 57 bbl/d - ciecze). Ukraina Cena Limitowana na sierpień, po której na Ukrainie można sprzedawać gaz odbiorcom przemysłowym, wynosi 6.600 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany wynoszącym 21,45 UAH/USD stanowi to równowartość 8,67 USD/Mcf. Cena uzyskiwana przez KUB Gas jest 15-20 proc. niższa ze względu na marżę zysku pośredników sprzedaży gazu oraz ze względu na odczuwane jeszcze skutki wcześniejszych ograniczeń rynku. Spółka rozważa szczelinowanie hydrauliczne dla odwiertów O-11, O-15 oraz M-22. O ile zostanie to zaakceptowane, projekt ten będzie realizowany jesienią br. Zainstalowano i uruchomiono sprężarki na polu Olgowskoje w celu rozwiązania kwestii punktu rosy sprzedawanego gazu. Poziom produkcji nadal ogranicza sytuacja na rynku, ale gdy popyt się odbuduje, sprężarki dodadzą – wg szacunków Kierownictwa - ok. 2 MMcf/d (brutto) przepustowości. Tunezja Po okresie zamknięcia wszystkie odwierty na polu Sabria wznowiły produkcję. Rumunia Spółka obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i rozpoczęła wstępne projektowanie niezbędnej infrastruktury naziemnej do zagospodarowania odkrycia gazu Moftinu-1001. Ponieważ wymagane są rozmaite pozwolenia i zgody, jak również pozyskanie finansowania dla projektu, to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016, a komercyjna produkcja – na początku 2017 r. Zagospodarowanie tego odkrycia obejmować będzie wykonanie do trzech dodatkowych odwiertów oraz instalacji naziemnych, a kosztować będzie ok. 16 mln USD. Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad rozszerzeniem inwentarza obiektów poszukiwawczych w ramach tej koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych, zawierających 59,7 MMboe (według szacunków Spółki) obarczonych ryzykiem (w klasyfikacji P) perspektywicznych zasobów. Program poszukiwawczy będzie obejmował wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D na obszarach Berveni i Madaras – oba rejony są opisane w ostatniej prezentacji korporacyjnej Serinus, dostępnej na stronie: www.serinusenergy.com. W zależności od wyników badań sejsmicznych, dalszych analiz technicznych i możliwości pozyskania finansowania, Serinus przewiduje, że testy tych obiektów poszukiwawczych będą prowadzone w ciągu następnych kilku lat. Dokumenty uzupełniające Pełny tekst "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 przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. podmiotu zależnego KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), w którym Spółka posiada pośrednio 70 proc. udział. 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 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 | |||||||||||
| Plik | Opis | ||||||||||
| SEN- Załącznik do raportu bieżącego 27 2015 - wybrane dane finansowe.pdf SEN- Załącznik do raportu bieżącego 27 2015 - wybrane dane finansowe.pdf | |||||||||||
| SEN - Attachment to the Current Report No 27 2015.pdf SEN - Attachment to the Current Report No 27 2015.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 27/2015Date: 2015-08-14Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Q2 2015 Financial and Operating Results Legal basis: other regulations Content:Pursuant to Article 62.8 of the Act of 29 July 2005 on Public Offering […] the Management of SERINUS ENERGY INC. (“Serinus”, “SEN” or the “Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has published information about its financial and operating results for the quarter ended June 30, 2015. Second Quarter Highlights •Total working interest production (consisting of the Company’s production in Tunisia plus its 70% interest in Ukraine) in the second quarter was 3,993 boe/d, down 20% vs. Q2 2014, and 9% lower than the 4,406 boe/d in Q1 2015. The major cause of the decline was the shut-in of the Sabria Field due to protests in the area. Production resumed in late July and rates are approaching the pre-shut in levels of approximately 700 boe/d (SEN WI, 1,550 boe/d gross). •Gross revenues for the quarter were $22.3 million, down 12% vs. Q1 2015 and 46% from Q2 2014. The shut-in of the Sabria field was the primary factor for the drop relative to Q1 2015. Lower world commodity prices and lower production in Ukraine due to government interference in the gas market also contributed to the shortfall relative to Q2 2014. The portion allocable to SEN shareholders was $17.7 million vs. $32.8 million last year. The balance is attributable to the owner of the remaining 30% of KUBGAS Holdings Limited not held by Serinus. KUBGAS Holdings owns 100% of KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), which owns 100% of and operates the Ukraine Licences. •Netbacks in Ukraine were substantially unchanged at $11.50/boe (1.92/Mcfe) in Q2 vs. $11.53/boe ($1.92/Mcfe) in Q1 2015. The average gas price decreased by 9% vs. the first quarter and operating costs increased by 26%, but these were offset by an 18% reduction in the effective royalties as the two year relief period for wells drilled after August 1, 2014 was reinstated, thereby reducing the royalties paid on gas from the M-17 well. •Tunisian netbacks fell from $30.53/boe in Q1 2015 to $24.32/boe in Q2. The Sabria Field shut-in caused a 51% increase in per boe operating expenses as many of those costs are fixed. This was partially offset by slightly higher commodity prices. •Funds from Operations in the second quarter were $5.2 million, up 21% compared to $4.3 million in Q1 2015 and down 77% to vs. $22.2 million in Q2 2014. The amount allocable to SEN shareholders was $4.5 million. Lower production and netbacks were more than offset by realized foreign exchange gains, primarily due to a partial recovery in the UAH/USD rate. •The net income for the quarter, before currency charges, was $0.5 million ($0.05 million attributable to SEN shareholders), as compared to an $8.7 million profit in Q2 2014 ($5.3 million attributable to SEN shareholders). The major contributing factors were the lower production rates and commodity prices and higher royalties. •Capital expenditures for the quarter were $3.7 million vs. $16.1 million for the same period in 2014. Operational Highlights & Update •Production for the second quarter of 3,993 boe/d decreased by 9% vs. Q1 2015 (4,406 boe/d). Production in Tunisia was negatively affected by the shut-in of the Sabria Field at the end of May. Gas production in Ukraine remains comparable to Q1 2015 and continues to suffer from lingering effects of legislation that reserved a large portion of the natural gas market for the state owned National Joint Stock Company Naftogaz (“Naftogaz”). These laws were challenged in the Ukrainian courts, and after two appeals, the High Administrative Court of Ukraine dismissed the government’s claims in their entirety on March 31, 2015, but the market continues to be slow to re-adjust. Management estimates that sales volumes in Ukraine were approximately 2 MMcf/d (1.4 MMcf/d SEN WI) below productive capacity. •Overall production from Tunisia for Q2 was 1,206 boe/d, 24% lower than the 1,579 boe/d in Q1 2015. Oil averaged 951 bbl/d, and gas was 1.5 MMcf/d. The major cause of this decrease was shut-in of the Sabria Field. •Winstar Satu Mare S.A. (“Winstar”), a wholly owned subsidiary of Serinus, received a 3 year extension to the exploration period for the Satu Mare Concession (“Satu Mare”) in northwest Romania. Work obligations pursuant to the extension include the drilling of two wells, and, at the Company’s option, either the acquisition of 120 km2 of new 3D seismic data or to drill a third well. The two firm wells must be drilled to minimum depths of 1,500 and 2,000 metres respectively, and if so elected, the third well to a depth of 2,500 metres. The extension was approved by the National Agency for Mineral Resources (“NAMR”) and is subject to ratification by several government ministries. •Winstar currently holds a 60% interest in Satu Mare. The holder of the remaining 40% has given notice pursuant to the operating agreement that it intends to withdraw from Satu Mare, and assign its interest in the joint operating agreement to the Company. In accordance with the provisions of the concession agreement, the other interest holder has executed an agreement that among other things, provides that it will hold the 40% interest in trust for Winstar until such time as it could formally transfer that interest to WInstar, giving the Company an effective 100% working interest. •In April, the Moftinu-1001 well in Romania achieved a maximum test rate of 7.4 MMcf/d and 19 bbl/d of condensate with only trace amounts of water. Management estimates that the P50 recoverable resources from this discovery are 18 Bcf. •Test results from the Moftinu-1002bis well indicated a tight formation with formation damage, consistent with apparent porosities observed on logs and the use of heavy fluids to control washout and hole collapse during drilling. The well produced an average of 2.8 MMcf/d for 30 minutes, then declined to 245 Mcf/d over the following two hours. Data quality was poor, but Moftinu-1002bis does prove the existence of movable hydrocarbons in the four Miocene sands tested. The Company estimates that the tested zones contain 27 Bcf (P50) of original gas in place, although eventual recovery factors will be contingent upon identifying suitable drilling and completion techniques to allow commercial production rates. •Production from the Winstar-13 (“WIN-13”) well commenced on April 28. Rates varied between 170 – 235 boe/d until the Sabria Field was shut-in in late May. The Company plans to collect additional production and pressure data on WIN-13 now that is has resumed production and, if the results so indicate, initiate a remedial program. •The M-22 well in Ukraine has been suspended and added to the list of wells being considered for fracture stimulation (see Outlook – Ukraine below). The S13, S13a and S13b zones were all non-commercial despite initially appearing promising on logs. The S6 zone did build up pressure after perforating and produced gas at rates too small to measure. The well has been suspended with a wellhead and tubulars appropriate for frac’ing. If successful, M-22 will qualify for the reduced royalty rate of 30.25% for its first two years of production under the current royalty regime (see also Ukraine Legislative Developments below). •In July, a workover rig moved on to the NM-3 well, originally drilled in 2013, which found small amounts of oil in the Visean formation. Additional perforations were shot in a higher interval, but there were no signs of hydrocarbons. The Company understands that this operation will fulfill the work obligations required to retain the North Makeevskoye licence and KUB-Gas staff have commenced the extension application process. Ukraine Legislative Developments Although subsequently overturned by the Ukrainian courts, three bills passed in November 2014, which cumulatively required 170 of the largest gas consumers in Ukraine to purchase their gas solely from Naftogaz, continue to affect the market. With a large portion of the natural gas market unavailable, competition intensified between private producers for the few remaining creditworthy customers, inhibiting both prices and volumes. Management estimates that KUB-Gas’ total sales volumes were approximately 2 MMcf/d below its productive capacity for the second quarter. The Limit Price (the maximum price set by regulators each month that can be charged to industrial customers) averaged 6,870 UAH/Mcm (approximately $8.92/Mcf) during the second quarter, but the increased competition resulted in a realized price of $7.14/Mcf. As royalties are calculated on the Limit Price rather than the actual received, effective royalty rates were higher than the nominal published rates. On January 1, 2015, the government made permanent the royalty rates of 55% and 45% for gas and oil respectively, and eliminated the provision for the “lowering coefficient” for wells commencing production after August 1, 2014, under which the royalty rate for gas from new wells was reduced to 30.25% for the first two years of production. On March 3, 2015, a bill was enacted reinstating that relief period effective April 1, 2015, making KUB-Gas’ M-17 well eligible for the lower rate. With the requalification of M-17 plus given the disparity between the Limit Price and realized prices as mentioned above, the effective aggregate royalty rate in Q2 was 57.4%, down from 63.9% in Q1. On June 4, 2015, the National Bank of Ukraine announced that the restrictions on foreign currency transactions first imposed in September 2014. (and later expanded) have been extended until September 3, 2015. Outlook Average daily production (SEN WI) for the third quarter to date was approximately 3,970 boe/d (966 bbl/d of oil, 17.7 MMcf/d of gas, 55 bbl/d of liquids). Since the re-start of the Sabria Field in late July, production has averaged 4,392 boe/d (1,240 bbl/d of oil, 18.6 MMcf/d of gas, 57 bbl/d of liquids). Ukraine The Limit Price for August at which gas can be sold to industrial customers in Ukraine is 6,600 UAH per Mcm. At the current exchange rate of 21.45 UAH/USD, that is equivalent to $8.67/Mcf. The price that KUB Gas receives has been 15% - 20% lower, reflecting the margins of the traders through whom the gas is sold, and lingering effects of the erstwhile gas market restrictions. The Company is considering hydraulic stimulations for the O-11, O-15 and M-22 wells. If approved, the campaign will take place during the fall of 2015. A compression unit has been installed at the Olgovskoye Field facilities to address sales gas dew point issues, and is now in operation. Production rates remain limited by market conditions, but as and when demand recovers, management estimates that the compressor will add approximately 2 MMcf/d (gross) of capacity. Tunisia All wells in Sabria have been returned to production after the shut-in. Romania The Company is currently refining the development drilling program and has commenced preliminary design of the required surface facilities for the Moftinu-1001 gas discovery. Pending the various permits and approvals required and obtaining financing for the project, drilling and construction could commence in mid-2016, with commercial production in early 2017. Development of this discovery will include up to three additional wells plus surface facilities, costing approximately $16 million. Given the success in Moftinu, the Company is also proceeding to refine and expand the exploration inventory within the concession. Based on older vintage 2D seismic data and existing wells, management has identified over 25 leads and prospects with risked, Pmean prospective resources of 59.7 MMboe (Company estimate). These prospective resources are in addition to the above mentioned discoveries at Moftinu. The exploration program will include shooting 3D seismic over the Berveni and Madaras areas, both of which are identified in Serinus’ latest corporate presentation, available at www.serinusenergy.com. Pending those seismic results, further technical analysis and availability of financing, Serinus anticipates testing these prospects over the next several years. Supporting DocumentsThe 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. NotesSerinus prepares its financial results on a consolidated basis, which includes 100% of its indirectly 70% owned subsidiary, KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”). Unless otherwise noted by the phrases “allocable to Serinus”, “net to Serinus”, “attributable to SEN shareholders” or “net to SEN WI”, all values and volumes refer to the consolidated figures. Serinus reports in US dollars; all dollar values referred to herein, whether in dollars or per share values are in US dollars unless otherwise noted. Cautionary StatementBOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf:1 bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. Test results are not necessarily indicative of long-term performance or of ultimate recovery. Test data contained herein is considered preliminary until full pressure transient analysis is complete. This text contains selected excerpts from the original news release in English, which has been filed by Company in Canada (country of its registered office ) 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. The Polish translation of the entire text of the news release is available at the website: www.serinusenergy.com | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2015-08-14 | Jakub Korczak | Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej | Jakub Korczak | ||
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.
