SERINUS ENERGY INC. (27/2018) Informacja na temat wyników finansowych i operacyjnych za I kwartał 2018 r.

Podstawa prawna: Inne uregulowania

Wobec wymogu art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej [...], zważywszy, że akcje SERINUS ENERGY plc ("Serinus" lub "Spółka") notowane są na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto w Kanadzie, Kierownictwo Spółki informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest informacja o wynikach finansowych oraz operacyjnych za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r.

PODSUMOWANIE I KWARTAŁU 2018 R.

- Produkcja za I kw. 2018 r. wyniosła 380 boe/d, wobec 690 boe/d odnotowanych w I kw. 2017 r. Spadek wydobycia o 45% w porównaniu do I kw. 2017 r. spowodowany był głównie zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria, w związku z jego zamknięciem w okresie od 22 maja do początku września 2017 r., w wyniku niepokojów społecznych w południowej części kraju. Wydobycie ropy naftowej stanowiło 73% produkcji w pierwszym kwartale 2018 r., w porównaniu do 75% w pierwszym kwartale 2017 r.

- W I kw. 2018 r. średnia cena ropy Brent wyniosła 66,80 USD/bbl, w porównaniu do 53,68 USD/bbl w I kw. 2017 r., co stanowiło wzrost o 24% i odzwierciedlało trwający od sierpnia 2017 r. wzrost cen ropy naftowej, kiedy to średnia cena ropy Brent wynosiła 51,70 USD/bbl. Spółka zrealizowała w I kw. 2018 r. średnią cenę sprzedaży ropy naftowej na poziomie 66,00 USD/bbl, w porównaniu do 50,89 USD/bbl w I kw. 2017 r., co stanowiło wzrost o 30%.

- Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,5 mln USD, w porównaniu do 0,2 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r., co stanowiło wzrost o 2,3 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w omawianym okresie 2018 r. miało swoje źródło głównie w 2,6 mln USD otrzymanych z odszkodowania w związku z ubiegłorocznym grudniowym wypadkiem na odwiercie. Wzrost ten został częściowo skompensowany przez 0,4 mln USD kosztów transakcyjnych poniesionych w kwartale, związanych z przenoszeniem siedziby Spółki na Jersey oraz procesem dopuszczania akcji do obrotu na rynku Alternative Investment Market ("AIM").

- Zysk netto za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniósł 1,0 mln USD,

w porównaniu do 2,1 mln USD straty netto w I kw. 2017 r.

- Koszty wypadku na odwiercie w kwocie 4,0 mln USD, co było związane z działaniami interwencyjnymi w grudniu 2017 r., zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. W I kw. 2018 r. Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie w związku z wypadkiem na odwiercie Moftinu-1001 i ujęła przyznane 2,6 mln USD z odszkodowania w zyskach i stratach w I kw. 2018 r., przy czym Spółka otrzymała 1,9 mln USD z tytułu odszkodowania, a pozostałe 0,7 mln USD zaprezentowane zostało w sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako należności. Po 31 marca 2018 r. Spółka otrzymała 0,7 mln USD w ramach pierwszego wstępnego wniosku o wypłatę odszkodowania i jest w trakcie przygotowywania drugiego wstępnego wniosku. Wypadek na odwiercie spowodował opóźnienie prac w zakresie stacji gazowej, położonej w lokalizacji Moftinu-1001. Rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kw. 2018 r. Spółka zbudowała również platformę i drogi dojazdowe oraz zabezpieczyła urządzenie wiertnicze i obsługę odwiertu do bezzwłocznego podjęcia prac nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu-1007, zlokalizowanego około 300 metrów od odwiertu Moftinu-1001. Oczekuje się, że odwiert zostanie uruchomiony pod koniec maja. Ostatnią część roszczeń odszkodowawczych Spółki stanowią koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych.

- W dniu 7 marca 2018 r. akcjonariusze Spółki zatwierdzili w głosowaniu kontynuację działalności Spółki po przeniesieniu na Jersey na Wyspach Normandzkich. W dniu 3 maja 2018 r. Spółka w ramach kontynuacji przeniosła siedzibę na Jersey na Wyspach Normandzkich. W związku z kontynuacją Spółka zmieniła nazwę na "Serinus Energy plc" i przyjęła nowe dokumenty statutowe. Spółka prowadzi działania związane z wprowadzeniem akcji do obrotu na AIM w ramach London Stock Exchange, a zakończenie tego procesu planowane jest na połowę maja 2018 r.

Podsumowanie wyników finansowych za I kw. 2018 r. przedstawiono w załączniku do niniejszego raportu bieżącego.

NAJWAŻNIEJSZE WYDARZENIA OGÓLNE I FINANSOWE

- Przychody, pomniejszone o opłaty koncesyjne (ang. royalties) za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. obniżyły się do 2,0 mln USD, z 2,6 mln USD w I kw. 2017 r. ze względu na spadek produkcji.

- Łączna wartość zapłaconych royalties spadła z 0,3 mln USD w I kw. 2017 r. do 0,2 mln USD w I kw. 2018 roku. W większości spadek ten jest następstwem obniżonej produkcji, co skompensowały wyższe ceny surowców.

DZIAŁANIA OPERACYJNE - PODSUMOWANIE

- Wielkość wydobycia w I kw. 2018 r. spadła o 45%, do 380 boe/d, w porównaniu do 690 boe/d w I kw. 2017 r. Spadek produkcji w I kw. 2018 r. spowodowany był zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria w wyniku przedłużającego się od maja do września 2017 r. zamknięcia pola Sabria. Wpływ na wielkość produkcji z pola Chouech Es Saida w porównywalnym okresie miało dodatkowo niższe wydobycie w związku z zamknięciem w połowie grudnia 2016 r. odwiertów CS-3 i CS-1, które pozostawały nieczynne również w pierwszym kwartale 2017 r. w oczekiwaniu na wymianę pomp oraz rekonstrukcję.

- Nakłady inwestycyjne Spółki w Rumunii za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,1 mln USD. Koszty obejmowały budowę stacji gazowej Moftinu, na co wydatkowano kwotę 1,6 mln USD, a także koszty związane z utrzymaniem biura w Bukareszcie w kwocie 0,6 mln USD.

DALSZE DZIAŁANIA

Spółka koncentruje się na Rumunii, która będzie napędzała wzrost w ciągu najbliższych kilku lat. Projekt zagospodarowywania gazu Moftinu jest projektem o krótkim horyzoncie realizacji i obejmuje uzyskanie produkcji z odwiertu Moftinu-1000 oraz odwiertu Moftinu-1007, który ma zostać wykonany, uzbrojony i być gotowy do podjęcia produkcji pod koniec II kw. 2018 r. Budowa stacji gazowej, o operacyjnej przepustowości 15 Mmcf/d, jest w końcowej fazie, a rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec II kwartału 2018 r.

Spółka prowadzi również program wierceń w celu realizacji prac objętych zobowiązaniem w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji do października 2019 r. i planuje wykonać dwa dodatkowe odwierty (Moftinu-1003 i Moftinu-1004) w drugiej połowie 2018 r. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") jest uposażonym w ramach właściwej polisy ubezpieczeniowej i jeżeli będzie żądać przeznaczenia całości środków z tytułu odszkodowania, dotyczącego zastępczego odwiertu Moftinu-1007, na spłatę zadłużenia Spółki wobec EBOR, Spółka przesunie na początek 2019 r. wiercenie odwiertu Moftinu 1004. Spółka przewiduje, że w połączeniu z wydobyciem z odwiertów Moftinu-1000 i Moftinu-1007, potencjalne wydobycie z tych odwiertów powinno doprowadzić do osiągnięcia przez stację na początku 2019 r. pełnej wydajności .

W Tunezji Spółka obecnie kieruje uwagę na zwiększanie produkcji z pola Sabria, po okresie, gdy pozostawało zamknięte oraz planuje skoncentrować się na przeprowadzeniu niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów, w tym ponownej aktywizacji Sabrii N-2 oraz instalacji rurek syfonowych w innym odwiercie na polu Sabria, o ile produkcja na polu naftowym Spółki może być prowadzona w bezpiecznym i zrównoważonym środowisku, oferującym wystarczającą pewność, że w dającej się przewidzieć przyszłości nie wystąpią dalsze zakłócenia produkcji. Spółka postrzega pole Sabria jako szansę na znaczny rozwój w dłuższej perspektywie.

Dla pola Chouech Es Saida Spółka przygotowuje oszacowanie kosztu ponownego uruchomienia pola wraz z terminarzem i kosztami wymiany elektrycznej pompy wgłębnej w odwiercie CS-3. Spółka uważa, że skala działalności prowadzonej w Tunezji jest uzależniona od osiągnięcia i utrzymania poniższych progów opłacalności. W odniesieniu do cen ropy naftowej, dodatkowe odwierty pionowe stają się opłacalne, gdy cena ropy naftowej Brent osiąga poziom 45 USD/bbl, potencjalne odwierty poziome wielohoryzontalne przesuwają próg opłacalności poniżej 30 USD/bbl dla pola Sabria. Obecna wydajność infrastruktury naziemnej pozwala jedynie na obsługę od 1 do 3 dodatkowych odwiertów dla każdego z pól: Sabria oraz Chouech Es Saida/Ech Chouech. Instalacja gazowa STEG El Borma obsługująca Chouech Es Saida/Ech Chouech jest bliska osiągnięcia maksymalnej przepustowości. Dalsze zagospodarowywanie gazu na obszarze tej koncesji może się przesunąć do czasu ukończenia gazociągu Nawara, który istotnie zwiększy przepustowość.

DOKUMENTY UZUPEŁNIAJĄCE

Pełne teksty "Sprawozdania kierownictwa z działalności" (ang. Management Discussion and Analysis) oraz "Sprawozdania finansowego" zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI i będą także dostępne na stronie www.serinusenergy.com.

UWAGA

Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf to1 bbl, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną

w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy.

Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium Kanady poprzez system SEDAR, która jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki SERINUS ENERGY INC. pod adresem: http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz