RB-W 31:Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za III kw. 2015 r.
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 - Zalacznik do rb 31 2015 - wybrane dane finansowe.pdf
-
SEN - Attachment to the Current Report No 31 2015 - selected financial data.pdf
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
| | Raport bieżący nr | 31 | / | 2015 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-11-13 | ||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | |||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | |||||||||||
| Temat | |||||||||||
| Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za III kw. 2015 r. | |||||||||||
| Podstawa prawna | |||||||||||
| Inne uregulowania | |||||||||||
| Treść raportu: | |||||||||||
| 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 | |||||||||||
| Plik | Opis | ||||||||||
| SEN - Zalacznik do rb 31 2015 - wybrane dane finansowe.pdf SEN - Zalacznik do rb 31 2015 - wybrane dane finansowe.pdf | |||||||||||
| SEN - Attachment to the Current Report No 31 2015 - selected financial data.pdf SEN - Attachment to the Current Report No 31 2015 - selected financial data.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 31/2015Date: 2015-11-13Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Q3 2015 Financial and Operating Results - summary 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 September 30, 2015. Third Quarter Highlights • Total working interest production (consisting of the Company’s production in Tunisia plus its 70% interest in Ukraine) in the third quarter was 4,072 boe/d, down 28% vs. Q3 2014, but 2% higher than the 3,993 boe/d in Q2 2015. The major cause of the increase vs. Q2 was the return to production of the Sabria Field in Tunisia in late July after having been shut-in due to local protests since late May. • Gross revenues for the quarter were $20.4 million, down 8% vs. Q2 2015 and 56% from Q3 2014. These gross revenues include 100% of revenues from the Ukraine properties – see the note at the bottom of this page regarding consolidation. The portion allocable to SEN shareholders (ie, with Ukraine consolidated at the 70% level) was $16.2 million vs. $35.6 million last year. The increased production in Q3 vs. Q2 2015 was not sufficient to offset lower world commodity prices, and lower production and commodity prices were the primary causes of the drop relative to Q3 2014. • Netbacks in Ukraine were $15.65/boe (1.92/Mcfe) in Q3 vs. $11.50/boe ($1.92/Mcfe) in Q2 2015. The average gas price decreased by 9% vs. the second quarter, but operating costs decreased by 28%. Royalties decreased by 23% due to a one-time credit arising from adjustments from prior periods going back to 2013. • Tunisian netbacks fell from $24.32/boe in Q2 2015 to $22.19/boe in Q3. Per boe operating expenses fell by $7.53 with the return to production of the Sabria Field as many of those costs are fixed. This was more than offset by lower commodity prices. • Funds from Operations in the third quarter were $5.2 million, substantially unchanged from Q2 2015 and down 71% vs. $17.9 million in Q3 2014. The amount allocable to SEN shareholders was $3.6 million. The drop vs. last year was due substantially to lower production and commodity prices. • The net loss for the quarter, before currency charges, was $29.5 million ($26.6 million attributable to SEN shareholders), as compared to a $6.6 million profit in Q3 2014 ($3.8 million attributable to SEN shareholders). This includes an impairment charge of $44.3 million taken against its Tunisia properties. The other major contributing factors were the lower production rates and commodity prices, and higher royalties. • Capital expenditures for the quarter were $1.9 million vs. $15.5 million for the same period in 2014. Due to sustained low oil prices during 2015 to date, Serinus took an impairment charge of $44.3 million against its Tunisian assets. This does not affect the present value of the reserves, and the Company looks forward to continued investment and growth in Tunisia. At September 30, 2015, the Company was not in compliance with the annual debt service coverage ratio covenant on its debt held with the European Bank for Reconstruction and Development (“EBRD”). The EBRD subsequently waived compliance with this ratio for Q3, conditional upon Serinus maintaining a reduced debt coverage ratio of 0.25 times from October 1, 2015 to December 31, 2015. Repayments will follow their original schedule and the bank will not be acting on its security. However, given that the covenant was breached as at September 30, 2015, the debt is reclassified to current in the financial statements as required under accounting standards. Operational Highlights & Update • Production for the third quarter of 4,072 boe/d increased by 2% vs. Q2 2015 (3,993 boe/d). Production in Tunisia was up nearly 11% with the return of the Sabria Field to production at the end of July. Gas production in Ukraine remains comparable to Q2 2015, but remains substantially below the peak rates achieved in Q3 2014 due to combined effects of government legislation affecting the gas market, falling commodity prices and higher royalties. These factors in turn reduce the cash flow available for re-investment in new wells, and make the economics of drilling new wells less robust. • Overall production from Tunisia for Q3 was 1,336 boe/d, 11% higher than the 1,206 boe/d in Q2 2015. Oil averaged 1,035 bbl/d, and gas was 1.8 MMcf/d. The major cause of this increase was return to production of the Sabria Field. • Production from the WIN-12bis well in Tunisia stopped on September 22, 2015 due to a plug in the tubing. Initial attempts to clear the obstruction with slickline were unsuccessful, but a subsequent coiled tubing workover was successful and the well was returned to service on October 26, 2015. The current production is approximately 1,100 boe/d (495 boe/d SEN WI). • During September, KUB-Gas conducted a fracture stimulation campaign on the O-11, O-15 and M-22 wells in Ukraine. The O-11 well which was previously unproductive, tested at rates varying between 1.0 – 1.35 MMcf/d post frac’ before being shut in for a pressure build up. • Operations on the O-15 well failed to get the frac’ into the formation. The proppant was unable to travel beyond the perforation due to excessive fluid loss and insufficient fracture width. The well was re-perforated and is currently producing 1.2 MMcf/d, 20% higher than its pre-stimulation rate. • The frac’ on M-22 was also unsuccessful as the frac’ gradient of the formation proved to be beyond the pressure ratings of the wellhead and tubing string installed for the operations. Subsequent testing indicated movable gas at rates of approximately 200 Mcf/d, but not all of the frac’ fluids have been recovered. A program of flow periods followed by pressure build-ups is being implemented, after which a further course of action will be determined. Ukraine Legislative Developments On September 3, 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 December 4, 2015. A new bill governing the natural gas market became effective on October 1, 2015. The administrative procedures associated with this bill have not yet been made available, so the full effects are not yet fully understood, but the two provisions that appear to have material impacts on KUB-Gas’ business and operations include: • Gas producers will have to contribute into storage a volume equivalent to 30 days of production effective January 1, 2016. It is unknown as to whether the storage injections must begin by or be completed on January 1, 2016, and whether royalties will be due when the gas is produced (before re-injection) or when it is sold out of storage. • The bill allows gas prices to be set in the market, so the Limit Price is no longer relevant for gas pricing in the market (the Limit Price being the maximum price set by regulators each month that can be charged to industrial customers). In general, realized prices have been below the Limit Price, so its removal is unlikely to have a material positive effect on revenues in the short or medium term. Recent administrative practice however, has been to base gas royalties on the Limit Price. Royalties are governed by tax regulations in Ukraine, and to date, there has been no indication from the tax authorities with respect to how royalties will be calculated from October 1, 2015 forward. On October 5, 2015, the Rada (the Ukrainian parliament) passed the first reading of a bill to reduce the nominal royalty rates on natural gas from 55% (28% on wells deeper than 5,000 metres) to 29% and 14% respectively. The two year relief period on new wells during which the nominal rate was reduced by 55% (to 30.25%) is no longer in effect. As mentioned above, it is unclear as to what price the royalties will applied. Royalties on oil and liquids would remain unchanged at 43%. The bill must still pass a second reading and receive presidential signature before coming into effect. Outlook Average daily production (SEN WI) for the fourth quarter to date is approximately 3,870 boe/d (959 bbl/d of oil, 17.1 MMcf/d of gas, 53 bbl/d of liquids). Since the re-start of the WIN-12bis well in late October, production has averaged 4,115 boe/d (1,082 bbl/d of oil, 17.9 MMcf/d of gas, 55 bbl/d of liquids). Ukraine KUB-Gas has an inventory of 7 development and 4 exploration locations, and a minimum of 15 additional contingent locations depending on success on the Olgovskoye, Makeevskoye and North Makeevskoye licences. Work to develop a drilling inventory on West Olgovskoye is underway using the data from a recently acquired 2D seismic line, and 3D seismic is also being contemplated. Pursuit of these prospects should increase pending enactment of the bill to reduce natural gas royalties discussed previously. Tunisia The Sabria Field could be capable of a multi-well development program, but due to current low commodity prices, no additional drilling is expected for 2015. 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 gazetting of the Phase 3 extension of the Satu Mare Licence and 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. The exploration program will include shooting 3D seismic. Pending those results, further technical analysis and availability of financing, Serinus anticipates testing these prospects over the next several years. Updated Corporate PresentationAn updated corporate presentation is now available on the Company’s website at www.serinusenergy.com in the Investor Centre. 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. Notes: Serinus owns 70% of the shares of KUBGAS Holdings Limited (“KGH”), which in turn owns 100% of KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”). KUB-Gas owns 100% of and operates the Ukraine Licences. The Company prepares its financial results on a consolidated basis, which includes 100% of KGH and 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 Statement: BOEs 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 | ||
| 2015-11-13 | 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.
