RB-W 17:Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za I 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 17 2015 - wybrane dane finansowe.pdf
-
SEN -Attachment to the Current Report No 17 2015.pdf
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
| | Raport bieżący nr | 17 | / | 2015 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-05-14 | ||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | |||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | |||||||||||
| Temat | |||||||||||
| Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za I 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 31 marca 2015 r. Podsumowanie kwartału - Produkcja całkowita przypadająca na udziały Spółki (na co składa się produkcja Spółki w Tunezji plus 70 proc. udziałów operacyjnych na Ukrainie) w I kwartale br. wyniosła 4.406 boe/d, co stanowi 9-proc. spadek w stosunku do I kw. 2014 r. oraz 19-proc. spadek w stosunku do 5.413 boe/d uzyskanych w IV kwartale ub. r. Produkcja utrzymywała się na poziomie znacznie poniżej zdolności wydobywczych, co jest efektem ukraińskich regulacji, które rezerwowały znaczną część zakupów na rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz"). - Przychody brutto za I kw. 2015 r. wyniosły 25,2 mln USD i były o 30 proc. niższe w stosunku do I kw. 2014 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 20,0 mln USD w porównaniu do 28,8 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 obniżyła się z 21,65 USD/boe (3,61 USD/Mcfe) w IV kw. 2014 r. do 11,53 USD/boe (1,92 USD/Mcfe) w I kw. 2015 r., głównie ze względu na niższy poziom uzyskanych cen za surowiec i wyższy efektywny poziom opłat koncesyjnych (royalties). Średnia cena gazu wyrażona w UAH wzrosła w I kw. 2015 r. o 22 proc. w porównaniu do IV kw. 2014 r., jednak zostało to z nadwyżką skonsumowane przez 33 proc. osłabienie kursu UAH wobec USD. Efektywna stawka opłat koncesyjnych wzrosła do 63,9 proc. w I kw. 2015 r. z 49,2 proc. w IV kw. 2014 r., co wynikało ze zlikwidowania okresu uprzywilejowanej stawki dla nowych odwiertów, a także obniżenia poziomu zrealizowanych cen gazu w stosunku do ceny urzędowej, w oparciu o którą kalkulowane są opłaty koncesyjne. (patrz poniżej: Zmiany w ukraińskim prawie) - Netback dla Tunezji obniżył się z 39,56 USD/boe w IV kw. 2014 r. do 30,53 USD/boe w I kw. 2015 r. przy niższych kosztach operacyjnych, które jedynie w części skompensowały niższe ceny surowców. - Środki z działalności operacyjnej w I kw. 2015 r. spadły o 73 proc., do 4,3 mln USD, w porównaniu do 15,8 mln USD w I kw. 2014 r. oraz o 55 proc. w stosunku do 9,5 mln USD w IV kw. 2014 r., co spowodowane było przede wszystkim przez niższy netback i zostało opisane powyżej. Na akcjonariuszy SEN przypadło 3,2 mln USD. - W I kwartale Serinus odnotował stratę netto, w ujęciu przed stratami wynikającymi z różnic kursowych, w wysokości 4,1 mln USD (4,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN) w porównaniu do 2,7 mln USD zysku za I kwartał 2014 r. (1,7 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Czynnikami mającymi największy wpływ na wynik były niższe ceny surowców oraz wyższe stawki opłat koncesyjnych, które zaważyły na poziomie wartości retroaktywnej netto, co zostało omówione powyżej. -Nakłady inwestycyjne za I kw. 2015 r. wyniosły 11,2 mln USD wobec 10,3 mln USD nakładów w porównywalnym okresie roku 2014. - Jak już wcześniej informowano, Spółka dokonała odkrycia gazu w odwiertach Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis w Rumunii. Moftinu-1001 uzyskał przypływ na poziomie 7,4 MMcf/d wraz z 19 bbl/d kondensatu, a Kierownictwo szacuje obecnie, że zasobów nadających się do wydobycia (dla P50) z tej akumulacji jest prawdopodobnie ponad 17 Bcf, a nawet może ich być 30 Bcf. Odwiert Moftinu-1002bis wskazał na istnienie ruchomych węglowodorów w formacji o ograniczonych własnościach zbiornikowych (typu tight), zawierającej szacunkowo 27 Bcf zasobów geologicznych gazu. - Spółka poinformowała 20 lutego 2015 r. o pozyskaniu nowego kredytu w kwocie 10 mln EUR z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju. Kredyt został udzielony na sześć lat, a jego oprocentowanie wynosi LIBOR plus 8%. Obszerniejszy opis najważniejszych warunków przedstawiono w notach do sprawozdania finansowego Spółki. Środki z tego nowego kredytu wykorzystywane są do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych Spółki na koncesji Satu Mare w północno-zachodniej Rumunii, obejmującego odwierty Moftinu-1001 oraz Moftinu 1002bis. - Produkcja w I kw. 2015 r. wyniosła 4.406 boe/d i była niższa o 19 proc. w stosunku do produkcji IV kw. 2014 r. (5.413 boe/d). Wyższa produkcja w Tunezji została zdecydowanie skompensowana przez niższe wolumeny na Ukrainie, będące skutkiem rozporządzenia rezerwującego znaczną część rynku gazu ziemnego dla Naftogazu. Kierownictwo szacuje, że wielkość sprzedaży na Ukrainie była o ok. 4,5 MMcf/d (3,15 MMcf/d dla SEN WI - udziałów operacyjnych Serinus) poniżej mocy produkcyjnych. - Całkowita produkcja w Tunezji za I kw. 2015 r. wyniosła 1.579 boe/d i była o 10 proc. wyższa niż 1.434 boe/d produkcji w IV kw. 2014 r. Produkcja ropy wyniosła średnio 1.240 bbl/d, a gazu 2,0 MMcf/d. Głównym czynnikiem tego wzrostu był odwiert Winstar-12bis ("WIN-12bis") na polu Sabria, z którego prowadzono wydobycie przez większość kwartału (z wyjątkiem okresu 12 dni w marcu, kiedy odwiert był zamknięty w celu przeprowadzenia testów odbudowy ciśnienia). Odwiert ten w czwartym kwartale (w grudniu 2014 r.) pracował jedynie przez 21 dni i dawał niższą średnią produkcję w czasie samooczyszczania. - Zgodnie z informacją przekazaną przez Spółkę w komunikacie z 20 kwietnia 2015 r., w Rumunii odwiert Moftinu-1001 uzyskał maksymalny poziom przypływu 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły tylko śladowe ilości wody. Kierownictwo obecnie szacuje, że zasobów nadających się do wydobycia (dla P50) z tego odkrycia może być pomiędzy 17 Bcf a 30 Bcf. Tak szeroki przedział szacunków odzwierciedla kilka metodologii kalkulacji (wolumetryczna, stanów przejściowych ciśnienia, historyczna) i wynika także z tego, że jak dotychczas jest to jedyny odwiert na polu z ograniczonym zasobem historycznych danych dotyczących produkcji. Jednak wstępne oceny wskazują, że zagospodarowanie spełnia wymogi ekonomiczne, nawet przy uwzględnieniu dolnej wielkości 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 min. 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. - Zgodnie z komunikatem Spółki z 11 maja 2015 r. testy odwiertu Winstar-13 ("WIN-13") na polu Sabria w Tunezji rozpoczęły się 28 kwietnia br. Początkowo przypływ stanowiła głównie woda oraz ciecz wykorzystana do opróbowania odwiertu. Jednak odwiert stopniowo oczyszczał się i obecnie wydatek wody wynosi 19 proc. Poziom pozyskania ropy oscylował w przedziale od 100 do 300 bbl/d, a obecna produkcja wynosi ok. 138 bbl/d przy wykładniku gazowym 1.975 ft3 na bbl. Produkcja odwiertu wydaje się być ograniczana zarazem przez uszkodzenie otworu związane z płuczką wiertniczą oraz blokatorami (LCM), jak również przez niedrożność rurek. Rozpoczęcie prac mających na celu usunięcie tych utrudnień planowane jest na drugą połowę maja. - Uzbrajanie oraz testy odwiertu M-22 na Ukrainie są w znacznym stopniu zakończone. 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 i wpisano na listę odwiertów do szczelinowania, co rozważa się na lato tego roku. Jeśli działania te przyniosą pozytywne rezultaty, odwiert M-22 będzie kwalifikował się do stosowania obniżonej stawki opłat koncesyjnych (royalty) 30,25 proc. przez pierwsze dwa lata produkcji. Zmiany w ukraińskim prawie Komunikaty Spółki z 23 stycznia oraz 14 kwietnia br. zawierały informację, że w listopadzie 2014 r. ukraiński rząd wydał trzy rozporządzenia (nr 596, 599 i 647), które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu, w okresie do końca lutego 2015 r., wyłącznie od spółki Naftogaz. Rozporządzenia te zostały zaskarżone i po dwóch apelacjach, 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości. Rynek zareagował, a KUB-Gas odnotował w kwietniu nieznaczny wzrost sprzedaży gazu. Następstwa powyższych rozporządzeń w znacznym stopniu wpłynęły na działalność Spółki w I kwartale. Wobec niedostępności znacznej części rynku gazu ziemnego, prywatni producenci zostali postawieni w sytuacji konieczności walki o znalezienie innych wiarygodnych klientów. Kierownictwo szacuje, że całkowita sprzedaż KUB-Gasu w kwartale była o ok. 4,5 MMcf/d poniżej mocy produkcyjnych tej spółki. Chociaż ceny gazu wyrażone w UAH wzrosły w stosunku do IV kw. 2014 r., to ostrzejsza konkurencja spowodowała ich obniżenie wobec Ceny Limitowanej (tj. maksymalnej ceny po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym), ustanawianej odgórnie przez regulatora na każdy miesiąc. Ponieważ opłaty koncesyjne (royalties) są obliczane na bazie Ceny Limitowanej a nie tej uzyskanej faktycznie, więc efektywne stawki royalty są 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 ziemnego i ropy. Stawki te pierwotnie wprowadzono w sierpniu 2014 r. Nowe zasady likwidowały możliwość stosowania obniżonego współczynnika dla nowych odwiertów, który pozwalał obniżyć stawkę royalty dla produkcji gazu z nowych odwiertów do poziomu 30,25 proc. przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. Bezpośrednio, skutek tego odczuł odwiert M-17, którego wydobycie stanowiło ok. 35 proc. produkcji KUB-Gasu z I kw. 2015 r. Odwiert ten zaczął podlegać stawce 55 proc. zamiast stawce 30,35 proc., do stosowania której wcześniej się kwalifikował. Rząd podjął 3 marca 2015 r uchwałę przywracającą okres ulgowej stawki z dniem 1 kwietnia 2015 r. Niemniej jednak, mimo tej ostatniej zmiany, nominalna stawka royalty dla gazu w trakcie I kw. br. wynosiła 55 proc., a biorąc pod uwagę wspomnianą powyżej dysproporcję między Ceną Limitowaną a ceną zrealizowaną, efektywna zagregowana stawka wynosiła 63,9%. Narodowy Bank Ukrainy podjął 3 marca 2015 r. uchwałę nr 160, która przedłużyła ustanowione uchwałą nr 758 ograniczenia dotyczące przeprowadzania szeregu rodzajów transakcji walutowych, wprowadzając kilka dodatkowych, wszystkie obowiązujące do 3 czerwca 2015 r. Dalsze działania Średnia dzienna produkcja (w ujęciu SEN WI) Serinus w kwietniu 2015 r. wynosiła 4.480 boe/d (1.235 bbl/d ropy, 19,1 MMcf/d gazu, 69 bbl/d cieczy). Wartości te odzwierciedlają nieznaczny wzrost produkcji na Ukrainie od czasu zniesienia regulacji blokujących rynek gazu. Ukraina Cena Limitowana na maj, po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym na Ukrainie, wynosi 6.810 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany 21,00 UAH/USD cena ta stanowi równowartość 9,13 USD/Mcf. Cena uzyskiwana przez KUB Gas jest 15-18 proc. niższa ze względu na marżę zysku pośredników sprzedaży gazu oraz ze względu na odczuwane jeszcze skutki wcześniejszych ograniczeń rynku. Spółka rozważa stymulację hydrauliczną odwiertów O-11, O-15 i M-22. Jeśli program zostanie zatwierdzony, zostanie zrealizowany latem 2015 r. W maju zostanie zamontowana sprężarka, w ramach instalacji pola Olgowskoje, w celu rozwiązania problemów z punktem rosy sprzedawanego gazu i planuje się, że do czerwca zostanie uruchomiona. Tunezja Odwiert WIN-13 został podłączony do rurociągu, a jego obecna produkcja wynosi ok. 138 bbl/d oraz 272 Mcf/d. Rozpoczęcie prac naprawczych planowane jest na drugą połowę maja. Rumunia Wykonanie, uzbrojenie i testy odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis wraz z obejmującym 180 km2 programem badań sejsmicznych 3D, przeprowadzonym pod koniec 2014 r. na obszarze Santau, oraz wraz z odpowiednimi dokumentami dla administracji państwowej stanowią wypełnienie zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare w stosunku do administracji państwowej i partnera. Pomyślne ukończenie Etapu 2 upoważnia Spółkę do przystąpienia z władzami rumuńskimi do wyłącznych negocjacji w sprawie trzeciego 3-letniego etapu poszukiwawczego. Serinus podjął wstępne rozmowy z Państwową Agencją Zagospodarowania Kopalin (National Agency for Mineral Development – "NAMR’) dotyczące odnośnego programu prac. Uzyskanie od NAMR pisemnego potwierdzenia przedłużenia koncesji spodziewane jest w maju 2015 r. Ponadto, po uzyskaniu na piśmie przedłużenia koncesji Satu Mare, Spółka przystąpi do procesu ustanawiania Koncesji Wydobywczej na Moftinu. 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. Zaktualizowana wersja prezentacji korporacyjnej także jest dostępna na stronie internetowej Spółki. Uwaga: 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 17 2015 - wybrane dane finansowe.pdf SEN- Załącznik do raportu bieżącego 17 2015 - wybrane dane finansowe.pdf | |||||||||||
| SEN -Attachment to the Current Report No 17 2015.pdf SEN -Attachment to the Current Report No 17 2015.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 17/2015Date: 2015-05-14Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Q1 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 March 31, 2015. First Quarter Highlights •Total working interest production (consisting of the Company’s production in Tunisia plus its 70% interest in Ukraine) in the first quarter was 4,406 boe/d, down 9% vs. Q1 2014, and 19% lower than the 5,413 boe/d in Q4 2014. Production was significantly below capacity due to the effects of legislation in Ukraine that reserved a large share of the natural gas market for the state owned National Joint Stock Company Naftogaz (“Naftogaz”). •Gross revenues for the quarter were $25.2 million, down 30% from Q1 2014. The portion allocable to SEN shareholders was $20.0 million vs. $28.8 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 fell from $21.65/boe ($3.61/Mcfe) in Q4 2014 to $11.53/boe ($1.92/Mcfe) in Q1 2015 due primarily to lower realized commodity prices and higher effective royalties. The average gas price in UAH terms increased by 22% in the first quarter vs. Q4 2014, but this was more than offset by a 33% deterioration of the UAH/USD exchange rate. The effective royalty rate increased to 63.9% in Q1 2015 from 49.2% in Q4 2014 due to the elimination of the relief period for new wells, and the erosion of realized gas prices relative to the regulated price on which royalties are calculated. (see Ukraine Legislative Developments below) •Tunisian netbacks fell from $39.56/boe in Q4 2014 to $30.53/boe in Q1 2015, with lower operating costs only partially offsetting lower commodity prices. •Funds from Operations in the first quarter were down 73% to $4.3 million vs. $15.8 million in Q1 2014, and down 55% compared to $9.5 million in Q4 2014, caused primarily by the lower netbacks described above. The amount allocable to SEN shareholders was $3.2 million. •The net loss for the quarter, before currency charges, was $4.1 million ($4.3 million attributable to SEN shareholders), as compared to a $2.7 million profit in Q1 2014 ($1.7 million attributable to SEN shareholders). The major contributing factors were the lower commodity prices and higher royalties that affected netbacks described above. •Capital expenditures for the quarter were $11.2 million vs. $10.3 million for the same period in 2014. •As has been previously disclosed, the Company made gas discoveries in the Moftinu-1001 and 1002bis wells in Romania. Moftinu-1001 tested 7.4 MMcf/d with 19 bbl/d of condensate, and management now estimates that the P50 recoverable resources in this accumulation are likely over 17 Bcf and could be as high as 30 Bcf. Moftinu 1002bis indicated movable gas in a much tighter reservoir, with an estimated 27 Bcf of original gas in place. •On February 20, 2015, Serinus announced that it had finalized a new 10 million Euro debt facility with the European Bank for Reconstruction and Development. The facility has a six year term and carries an interest rate of LIBOR plus 8%. A fuller description of the material provisions is contained in the notes to the Company’s financial statements. The proceeds from this new facility are being used to fund the Serinus’ capital program in the Satu Mare licence located in northwest Romania, including the Moftinu-1001 and 1002bis wells. •Production for the first quarter of 4,406 boe/d decreased by 19% vs. Q4 2014 (5,413 boe/d). Higher production in Tunisia was more than offset by lower volumes in Ukraine stemming from the legislation reserving a large portion of the natural gas market for Naftogaz. Management estimates that sales volumes in Ukraine were approximately 4.5 MMcf/d (3.15 MMcf/d SEN WI) below productive capacity. •Overall production from Tunisia for Q1 was 1,579 boe/d, 10% higher than the 1,434 boe/d in Q4 2014. Oil averaged 1,240 bbl/d, and gas was 2.0 MMcf/d. The major factor behind the increase was the inclusion of the Winstar 12bis (“WIN-12bis”) well in the Sabria Field for most of the quarter (other than being shut-in for 12 days in March for a pressure build-up test), whereas it produced for only 21 days during the fourth quarter (in December 2014) and at a lower average rate while it cleaned up. •As disclosed in the Company’s press release of April 20, 2015, 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 now estimates that the P50 recoverable resources from this discovery are between 17 Bcf and 30 Bcf. This wide range reflects several calculation methodologies (volumetric, pressure transient and history matching), and that there is only a single well in the pool so far with limited production history. Preliminary assessments however, indicate that the development economics are robust, even at the lower end of the recoverable volume range. •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. •As disclosed in the Company’s press release of May 11, 2015, testing on the Winstar-13 (“WIN-13”) well in the Sabria Field in Tunisia commenced on April 28, 2015. Initial production was substantially all water as drilling and completion fluids were recovered, but the well has steadily cleaned up and the water cut is currently 19%. Oil rates have varied between 100 – 300 bbl/d and current production is approximately 138 bbl/d with a gas-oil ratio of 1,975 ft3 per bbl. The well appears to be constrained by a combination of wellbore damage from drilling mud and lost circulation materials, and an obstruction in the tubing string. Remedial operations are anticipated to commence in mid to late May. •Completion and testing operations are substantially finished on the M-22 well in Ukraine. The S13, S13a and S13b 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 is being suspended, and has been added to the list of wells being considered for fracture stimulation this summer. If successful, M-22 will qualify for the reduced royalty rate of 30.25% for its first two years of production. Ukraine Legislative Developments As previously disclosed in the Company’s press releases of January 23 and April 14, 2015, the Ukraine government issued three decrees (No.’s 596, 599, and 647) last November which cumulatively required 170 of the largest gas consumers in Ukraine to purchase their gas solely from Naftogaz until the end of February 2015. These bills 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. The market has started to readjust and KUB-Gas’ gas sales increased modestly in April. The effects of these resolutions materially affected the Company’s operations during the first quarter. With a large portion of the natural gas market unavailable, private producers were left to scramble for the few remaining creditworthy customers. Management estimates that KUB-Gas’ total sales volumes were approximately 4.5 MMcf/d below its productive capacity for the quarter. Although gas prices increased in UAH terms vs. Q4 2014, the increased competition caused a fall relative to the Limit Price (the maximum price that can be charged to industrial customers) set by regulators each month. As royalties are calculated on the Limit Price rather than those realized, the 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 that were originally imposed in August 2014. This new legislation however, eliminated the provision for the “lowering coefficient” for new wells, under which the royalty rate for gas from new wells was reduced to 30.25% for the first two years of production. The immediate effect was that the M-17 well which accounted for approximately 35% of KUB-Gas’ Q1 production became subject to the 55% rate rather than the 30.25% for which it previously qualified. On March 3, 2015, the government passed a bill reinstating the relief period effective April 1, 2015. Notwithstanding the latest change however, the nominal gas royalty rate for the first quarter was 55%, and given the disparity between the Limit Price and realized prices as mentioned above, the effective aggregate rate was 63.9%. On March 3, 2015, the National Bank of Ukraine issued Resolution No. 160, which extended most of the existing restrictions on foreign currency transactions set out in Resolution No. 758 and introduced several additional restrictions, all to be effective until June 3, 2015. Outlook Average daily production (SEN WI) for April 2015 was approximately 4,480 boe/d (1,235 bbl/d of oil, 19.1 MMcf/d of gas, 69 bbl/d of liquids). This reflects a slight increase in production in Ukraine now that the legislation restricting the gas market has been overturned. Ukraine The Limit Price for May at which gas can be sold to industrial customers in Ukraine is 6,810 UAH per Mcm. At the current exchange rate of 21.0 UAH/USD, that is equivalent to $9.13/Mcf. The price that KUB Gas receives has been 15% - 18% 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 summer of 2015. A compression unit will be installed at the Olgovskoye Field facilities in May to address sales gas dew point issues, and is expected to be functional by the beginning of June. Tunisia The WIN-13 well has been tied into the flowline and currently producing at approximately 138 bbl/d and 272 Mcf/d. Remedial work is expected to commence in mid to late May. Romania The drilling, completion and testing of Moftinu-1001 and 1002bis, along with the 180 km2 3D seismic program in the Santau area shot in late 2014 and associated filings to the Government, fulfils both the Government and partner work commitments for the Satu Mare Concession, Phase 2. Satisfactory completion of Phase 2 entitles the Company to enter into exclusive negotiations with the Romanian government with respect to a third 3-year exploration phase. Serinus has commenced preliminary discussions with the National Agency for Mineral Resources (“NAMR”) with respect to the attendant work program. Written confirmation of the extension is expected to be received from NAMR in May 2015. Also pending written confirmation of the Satu Mare Concession extension, the Company will commence the process of establishing a Production Concession at Moftinu. 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. An updated version of the corporate presentation is also now available on the Company’s website. Notes Serinus 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 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. The 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 | ||
| 2015-05-13 | 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.
