RB 8:Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za rok 2014
Firma: SERINUS ENERGY INC.Spis treści:
1. RAPORT BIEŻĄCY
2. MESSAGE (ENGLISH VERSION)
3. INFORMACJE O PODMIOCIE
4. PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | ||||||||||||
| | Raport bieżący nr | 8 | / | 2015 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-03-19 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za rok 2014 | ||||||||||||
| 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 rok zakończony 31 grudnia 2014 roku. Podsumowanie roku 2014 - W 2014 r. Serinus osiągnął rekordowy poziom średniej produkcji - 5.219 boe/d (netto dla SEN WI - udziałów operacyjnych Serinus) w porównaniu do 4.081 boe/d w 2013 r., mimo dotkliwych utrudnień jakie wystąpiły przy realizacji zaplanowanego na 2014 r. programu nakładów inwestycyjnych, a związanych z sytuacją polityczną na Ukrainie. - Spółka zakończyła rok produkcją netto wynoszącą 5,428 boe/d, co stanowi 9 proc. wzrost w porównaniu do końca 2013 r. Najwyższy poziom produkcji, wynoszący niemal 6.000 boe/d, odnotowano we wrześniu, zanim ograniczenia instalacji i obostrzenia wprowadzone przez rząd dla rynku gazu na Ukrainie spowodowały konieczność zmniejszenia zwężek niektórych odwiertów w IV kw. - Przychody brutto za 2014 r. wyniosły 164,3 mln USD, wzrastając o 12 proc. od 2013 r. Kwota ta obejmuje 100 proc. przychodów z Ukrainy, ponieważ Serinus prowadzi sprawozdawczość wyników na bazie skonsolidowanej i posiada udziały ukraińskie pośrednio poprzez 70 proc. udział operacyjny w spółce KUB-Gas LLC, która jest właścicielem i operatorem aktywów ukraińskich. Na akcjonariuszy SEN przypadło 128,5 mln USD w porównaniu do 111,4 mln USD w 2013 roku. - Ceny ropy gwałtownie spadały począwszy od lipca, co przyczyniło się do niższego poziomu wartości retroaktywnej netto (netback) zarówno dla Ukrainy (kondensat), jak i Tunezji (ropa). Dalsze ograniczenie netback dla Ukrainy spowodowane było przez 30 proc. spadek cen gazu w trakcie I kwartału, 49 proc. dewaluację ukraińskiej hrywny w stosunku do dolara amerykańskiego oraz znaczny wzrost opłat koncesyjnych (royalties) począwszy od sierpnia. Średnia wartość retroaktywna netto na Ukrainie w 2014 r. wyniosła 31,05 USD/boe (41,69 USD/boe w 2013 r.), natomiast w Tunezji było to 53,18 USD/boe (68,68 USD/boe w 2013 r.). - W 2014 r. trwał wzrost środków z działalności operacyjnej, które wyniosły 65,3 mln USD (0,83 USD/na akcję) w porównaniu do 58,4 mln USD (0,91 USD/na akcję) wypracowanych w 2013 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 49,4 mln USD (0,63 USD/ na akcję) wobec 38,0 mln USD (0,59 USD/na akcję) w 2013 r. - Serinus odnotował stratę netto w wysokości 34,1 mln USD (0,43 USD/na akcję) oraz 24,0 mln USD (0,30 USD/na akcję) odpowiednio za IV kwartał i za rok 2014. Na przychody wpływ miało 54,9 mln USD odpisu aktualizacyjnego dla aktywów tunezyjskich Spółki oraz pól Krutogorowskoje i Wiergunskoje na Ukrainie. Wydarzenia korporacyjne i finanse - podsumowanie - Nakłady inwestycyjne Serinusa za 2014 r. wyniosły 68,5 mln USD, z czego 18,3 mln USD, 36,7 mln USD oraz 12,3 mln USD zostały wydatkowane odpowiednio na Ukrainie, w Tunezji i Rumunii. Nakłady inwestycyjne na Ukrainie były ograniczone przez stan bezpieczeństwa oraz wzrost stawek royalties. - Na przychody na Ukrainie wpłynęła 30 proc. redukcja cen importowanego rosyjskiego gazu w I kwartale 2014 r., zgodnie z umową zawartą między ówczesnym rządem Ukrainy i Rosją. Niższe ceny przestały obowiązywać 1 kwietnia. - Kurs ukraińskiej hrywny wobec USD obniżył się o 49 proc. w trakcie 2014 r., co zmniejszyło przychody i przepływy finansowe wyrażane w USD. - Rząd ukraiński podwyższył stawki royalty dla gazu ziemnego i ropy/cieczy w sierpniu 2014 r. do odpowiednio 55 proc. i 45 proc. (wcześniejsze stawki to 28 proc. i 42 proc.). Nowe zasady dopuszczały dwuletni okres uprzywilejowanej stawki, w trakcie którego nowe odwierty gazowe kwalifikowały się się do stosowania "obniżonego współczynnika", efektywnie redukującego stawkę royalty do poziomu 30,25 proc. Chociaż stawki zostały pierwotnie wprowadzone jako rozwiązanie tymczasowe, to od 1 stycznia 2015 r. obowiązują na stałe. Nowa stawka dla gazu ziemnego ma również zastosowanie do maksymalnej ceny ustalanej każdego miesiąca przez rząd. O ile uzyskana faktycznie cena na rynku jest niższa od tamtej, efektywna stawka royalty może być wyższa. - Z powodu spadku cen ropy w drugiej połowie 2014 r. Serinus dokonał w stosunku do swoich tunezyjskich aktywów odpisu aktualizacyjnego w kwocie 49,3 mln USD. Nie wpłynęło to na obecną wartość aktywów i Spółka oczekuje dalszych inwestycji i rozwoju w Tunezji. - Spółka dokonała także 5,6 mln USD odpisu aktualizacyjnego dla koncesji Krutogorowskoje i Wiergunskoje na Ukrainie. Pola te znajdują się na obszarze kontrolowanym przez separatystów, a ich produkcja jest zawieszona od czerwca 2014 r. Razem te dwa pola stanowią mniej niż 4 proc. ukraińskiej produkcji i rezerw 2P. - Serinus otrzymał w okresie pierwszych dziewięciu miesięcy 2014 r. płatności pieniężne za prowadzone na Ukrainie działania. Pożyczki wewnątrzgrupowe w kwocie 3,6 mln USD zostały spłacone, a dywidendy w kwocie 29,1 mln USD zostały wypłacone przez KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), spółkę pośrednio zależną (70 proc. udziałów), która jest właścicielem i operatorem aktywów ukraińskich. Z dniem 23 września 2014 r. zaczęła obowiązywać uchwała podjęta przez Narodowy Bank Ukrainy zakazująca transakcji walutowych związanych z wypłatą dywidend zagranicznym podmiotom. Uchwała miała wygasnąć 3 marca 2015 r., jednak została przedłużona do 3 czerwca br. - Już po zakończeniu roku, 20 lutego 2015 r. Spółka poinformowała o zawarciu umowy na nowy kredyt w kwocie 10 mln EUR z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju ("EBOR"). Nowy kredyt będzie wykorzystany do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych, prowadzonego aktualnie w Rumunii i obejmującego dwa odwierty poszukiwawcze oraz badanie sejsmiczne 3D. Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja - Średnia produkcja (przypadająca na udziały operacyjne) w okresie od początku 2015 r. do końca lutego wyniosła ok. 4.680 boe/d (1.325 bbl/d ropy, 19,7 MMcf/d gazu, 76 bbl/d cieczy). Produkcję na Ukrainie nadal utrudniają kwestie ograniczeń instalacji, w szczególności związane ze spełnianiem wymogów specyfikacji dla sprzedawanego gazu w zakresie punktu rosy oraz wynikające z rządowego rozporządzenia nakazującego odbiorcom przemysłowym zakup gazu wyłącznie od firmy państwowej, co skutkowało utratą części rynku. Oczekuje się, że ograniczenia instalacji zostaną wyeliminowane w maju br. poprzez zainstalowanie nowych sprężarek na polu Olgowskoje. Rządowe rozporządzenie nakazujące przemysłowym odbiorcom nabywanie gazu wyłącznie od firmy państwowej zostało w lutym uznane przez ukraińskie sądy za niezgodne z prawem, jednakże Spółka nie zaobserwowała dotychczas skutków tej decyzji na rynku. - Po zakończeniu prac wiertniczych i uzbrajania w pierwszej połowie ub. roku, odwiert M-17 na Ukrainie włączono do produkcji w dniu 26 czerwca 2014 r., uzyskując początkowo poziom wydobycia brutto 6 MMcf/d. Odwiert stopniowo oczyszczał się i stabilizował, a jego średni poziom produkcji brutto do końca 2014 r. osiągnął ponad 11 MMcf/d. Jak do tej pory jest to najlepiej przygotowany odwiert do eksploatacji strefy S6, a Spółka ma do dyspozycji kilka innych obiektów poszukiwawczych w tej strefie, które oczekują do czasu poprawy stanu bezpieczeństwa oraz sytuacji gospodarczej na Ukrainie. - Ze względu na stan bezpieczeństwa we wschodniej Ukrainie, KUB-Gas był zmuszony do zawieszenia prac wiertniczych, modernizacyjnych i w zakresie zagospodarowania w III kwartale 2014 r. Wiercenia wznowiono w październiku wraz z pracami nad odwiertem M-22, który został zbadany i orurowany. Pomiary wskazały na występowanie łącznie 18-metrowej warstwy gazu opłacalnego do wydobycia (ang. net pay) w strefach S6 i S13a oraz potencjału złożowego w czterech kolejnych strefach. Obecnie trwa uzbrajanie i testowanie, a ich zakończenie spodziewane jest do końca marca br. - Mimo problemów związanych z bezpieczeństwem produkcja głównych pól KUB-Gasu (Olgowskoje i Makiejewskoje) była prowadzona nieprzerwanie przez cały rok 2014, a Spółka z satysfakcją może poinformować, że jej cała załoga jest bezpieczna. - 17 lipca Serinus przystąpił do prac nad odwiertem Winstar-12bis ("WIN-12bis") na obszarze pola Sabria w Tunezji. Odwiert osiągnął głębokość końcową na początku listopada. Po jego uzbrojeniu i testach, 10 grudnia 2014 r. rozpoczęto wydobycie na wstępnym poziomie 635 boe/d. Ponieważ odwiert stopniowo oczyszczał się i stabilizował, otwarto zwężkę, a produkcja wyniosła średnio 1.033 boe/d w pierwszych dwóch miesiącach 2015 r. - Prace nad Winstar-13 ("WIN-13"), drugim odwiertem wykonywanym w ramach programu wierceń na polu Sabria, rozpoczęto 10 grudnia 2014 r. Planowaną głębokość końcową 3.781 m odwiert osiągnął 11 marca 2015 r. Zakończenie uzbrajania i testów przewiduje się na początek kwietnia. - W Rumunii wykonano dwa odwierty poszukiwawcze Moftinu-1001 oraz Moftinu-1002bis w listopadzie i grudniu, a urządzenie wiertnicze zostało zabrane z Moftinu-1002-bis 7 stycznia 2015 r. Odwiert Moftinu-1001 natrafił na trzy strefy z gazem opłacalnym do wydobycia o łącznej miąższości 17 metrów, zaś Moftinu 1002bis trafił na 22-metrową warstwę w siedmiu strefach. Uzbrajanie oraz testy trwają i oczekuje się, że będą gotowe do końca marca 2015 r. Dalsze działania Spółka przewiduje, że restrykcyjne warunki fiskalne na Ukrainie i niższe ceny surowców negatywnie wpłyną na jej program nakładów inwestycyjnych na 2015 r. Obecnie Serinus zakłada, że budżet nakładów inwestycyjnych na 2015 r. wyniesie 17 mln USD, obejmując: - Ukraina – uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 - Ukraina – instalacja sprężarek na polu Olgowskoje w celu uregulowania punktu rosy. - Tunezja – wiercenie, uzbrojenie i podłączenie odwiertu WIN-13 - Tunezja – instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 - Rumunia – uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis Zgodnie z planem powyższe działania mają być ukończone do maja 2015 r. 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. 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 | ||||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 8/2015Date: 2015-03-19Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: 2014 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 year ended December 31, 2014. 2014 Highlights - In 2014, Serinus achieved record average production (net to SEN WI) of 5,219 boe/d, compared to 4,081 boe/d in 2013, despite severe limitations on performing its planned capital program for the year due to the political situation in Ukraine. - Total net production exited the year at 5,428 boe/d, representing 9% growth over YE 2013. It peaked at nearly 6,000 boe/d in September, before facility limitations and government restrictions on the gas market in Ukraine forced some wells to be choked back in the fourth quarter. - Gross revenues for the year reached $164.3 million, up 12% over 2013. This includes 100% of the Ukraine revenues, as Serinus reports its results on a consolidated basis as it owns its Ukraine holdings via an indirect 70% working interest in KUB-Gas LLC, which owns and operates the Ukraine assets. The portion allocable to SEN shareholders was $128.5 million vs. $111.4 million in 2013. - The severe drop in oil prices starting in July contributed to lower netbacks for both Ukraine (condensate) and Tunisia (oil). Ukrainian netbacks were further reduced by a 30% reduction in gas prices during the first quarter, a 49% decline in the value of the Ukraine hryvnia vs. the U.S. dollar, and significant increases in the royalties starting in August. The average netback in Ukraine in 2014 was $31.05/boe ($41.69/boe in 2013) and in Tunisia it was $53.18/boe ($68.68/boe in 2013) - Funds from Operations continued to grow in 2014, reaching $65.3 million ($0.83/share) compared to $58.4 million ($0.91/share) in 2013. The portion allocable to SEN shareholders was $49.4 million ($0.63/share) compared to $38.0 million ($0.59/share) in 2013. - Serinus’ recorded net losses of $34.1 million ($0.43/share) and $24.0 million ($0.30/share) in Q4 and FY2014 respectively. Income was impacted by $54.9 million of impairment charges taken against its Tunisian assets and the Krutogorovskoye and Vergunskoye fields in Ukraine. General & Financial Highlights - Serinus made capital expenditures of $68.5 million in 2014, of which $18.3 million, $36.7 million, and $12.3 million were spent in Ukraine, Tunisia and Romania respectively. Capital spending in Ukraine was limited by security constraints and by the increase in royalties. - Revenues in Ukraine were impacted by a 30% reduction in the price of imported Russian gas during the first quarter of 2014, pursuant to an agreement between the (then in power) Ukraine government and Russia. Those discounts ended on April 1. - The Ukraine hryvnia declined by 49% vs. the U.S. dollar during 2014, reducing the revenues and cash flows in USD terms. - On August 1, 2014, the Ukrainian government increased the royalty rates on natural gas and oil/liquids to 55% and 45% respectively (previously 28% and 42%). The new regime allowed for a two year relief period during which new gas wells would qualify for a “lowering coefficient” which effectively reduced the royalty rate to 30.25%. Although initially passed as a temporary measure, the rates were made permanent on January 1, 2015. The new rate on natural gas is also applicable to the maximum price set by the government each month. To the extent that the actual market price received is lower, the effective royalty rate could be higher. - Due to the decline in oil prices in the second half of 2014. Serinus took an impairment charge of $49.3 million against its Tunisian assets. This does not affect the present value of the properties, and the Company looks forward to continued investment and growth in Tunisia. - The Company also took a $5.6 million impairment charge against the Krutogorovskoye and Vergunskoye licences in Ukraine. These fields are located in a rebel controlled area, and production has been shut-in since June 2014. In aggregate, these two fields accounted for less than 4% of Ukrainian production and 2P reserves. - Serinus received cash payments from its Ukraine operations during the first nine months of 2014. Intercompany loans of $3.6 million were repaid and dividends of $29.1 million were paid by KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), the Company’s 70% indirectly owned subsidiary which owns and operates the Ukrainian assets. Effective September 23, 2014, the National Bank of Ukraine issued a resolution prohibiting foreign exchange transactions associated with the payment of dividends to foreign entities. This resolution was due to expire on March 3, 2015 but has subsequently been extended to June 3, 2015. - Subsequent to year end, on February 20, 2015, the Company announced that it had executed an agreement for a new loan facility with the European Bank for Reconstruction and Development (“EBRD”) for €10 million. This new facility will be used to fund the capital program currently underway in Romania which includes two exploration wells and a 3D seismic survey. Operational Highlights & Update - Average working interest production in 2015 to the end of February was approximately 4,680 boe/d (1,325 bbl/d of oil, 19.7 MMcf/d of gas, 76 bbl/d of liquids). Production in Ukraine continues to be restricted by facility limitations, specifically related to meeting dew point specifications for sales gas, and by the government’s decree forcing industrial buyers to buy gas solely from the state company, which resulted in a partial loss of market. It is anticipated that the facility constraints will be eliminated in May with the installation of new field compression in the Olgovskoye field. The government’s decree forcing industrial buyers to buy gas solely from the state company was declared illegal by Ukrainian courts in February, however the Company has yet to see the impact of this decision in the market. - After finishing drilling and completion during the first part of 2014, the M-17 well in Ukraine was put on production at an initial gross rate of 6 MMcf/d on June 26, 2014. The well continued to clean up and stabilize, and its average gross rate to the end of 2014 was over 11 MMcf/d. This is the best well completed in the S6 zone to date, and pending an improvement in the security and economic situation in Ukraine, the Company has several more S6 prospects. - Due to security issues in eastern Ukraine, KUB-Gas was forced to suspend all drilling, workover and construction activities during the third quarter of 2014. Drilling resumed in October with the M-22 well, which has been logged and cased. Logs indicated aggregate net gas pay of 18 metres in the S6 and S13a, and resource potential in four additional zones. Completion and testing operations are currently underway and expected to be finished by the end of March 2015. - Despite the security issues, production from KUB-Gas’ main fields (Olgovskoye and Makeevskoye) continued without interruption throughout 2014, and the Company is pleased to report that all of its personnel are safe. - On July 17, Serinus spud the Winstar-12bis well (“WIN-12bis”) in the Sabria area of Tunisia, which reached total depth in early November. After completion and testing, it commenced production on December 10, 2014 at an initial rate of 635 boe/d. As the well continued to clean up and stabilize, the choke was opened and the well has averaged 1,033 boe/d for the first two months of 2015. - Winstar-13 (“WIN-13”), the second well in the Sabria drilling program, was spud on December 10, 2014 and reached its target total depth of 3,781 metres on March 11, 2015. Completion and testing are expected to be completed by early April. - In Romania, two exploration wells, Moftinu-1001 and Moftinu-1002bis, were drilled during November and December, with the rig released from Moftinu-1002-bis on January 7, 2015. Moftinu-1001 encountered three zones with aggregate net pay of 17 metres, and Moftinu 1002bis found 22 metres of net pay in seven zones. Completion and testing operations are underway and expected to be complete by the end of March 2015. Outlook The Company expects its 2015 capital expenditures program to be negatively impacted by tighter fiscal terms in Ukraine and lower commodity prices. Serinus currently expects its capital expenditure budget for 2015 will be $17 million, and will include the following: Ukraine - Completion, testing and tie-in of the M-22 wellUkraine – Field compression for the Olgovskoye field(s) for dew point suppression.Tunisia – Drilling, completion and tie-in of WIN-13Tunisia – Installation of coiled tubing in ECS-1Romania - Completion and testing of Moftinu-1001 and Moftinu-1002bis. All of these items are scheduled to be completed by May 2015. 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. 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 | ||
| 2015-03-19 | Jakub Korczak | Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dryektor 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.
