Serinus informuje o stanie rezerw na koniec 2016 r.

Serinus Energy Inc. („Serinus”, „SEN” lub „Spółka”) (notowana na TSX i GPW pod symbolem SEN) informuje o wynikach oceny rezerw naftowo-gazowych, dokonanej wg stanu na koniec 2016 roku. Ocena została wykonana przez RPS Energy Canada Ltd. („RPS”) zgodnie z kanadyjskim Zarządzeniem Krajowym 51-101 „Obowiązki informacyjne dotyczące działalności w sektorze ropy naftowej i gazu” (ang. National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities) i obejmuje rezerwy Serinusa z aktywów tunezyjskich. Firma RPS przeprowadziła również ocenę zasobów warunkowych dla należącej do Spółki koncesji Satu Mare w Rumunii.

Rezerwy Spółki – w oparciu o prognozowane ceny

Rok 2016 był dla Serinusa, jak i dla całego przemysłu naftowego kolejnym rokiem wyzwań. Dla sektora stały problem stanowiły stosunkowo niskie ceny ropy, mimo, że pod koniec 2016 roku zaczęły wzrastać. Cena ropy Brent Crude wystartowała na samym początku stycznia ub. r z poziomu nieco poniżej 47 USD/bbl, aby szybko spaść, osiągając 20 stycznia 2016 r. najniższą wartość w roku: 36,25 USD/bbl. Od tego momentu, w okresie od stycznia do końca czerwca ceny ropy stopniowo się umacniały, osiągając 28 czerwca 2016 r. poziom 54,28 USD/bbl. Następnie do końca listopada ceny oscylowały w granicach od 45 USD/bbl do 55 USD/bbl, zanim w grudniu nastąpiło ich umocnienie na poziomie ponad 50 USD/bbl. Najwyższa cena w roku została odnotowana 28 grudnia 2016 r. i wyniosła 58,07 USD/bbl. W 2017 r. ceny ropy pozostają na poziomie powyżej 50 USD/bbl, co stwarza dla sektora bardziej stabilne warunki cenowe po dwuletnim okresie działalności przy cenach utrzymujących się przeważnie na poziomie poniżej 50 USD/bbl

.
Rezerwy całkowite Spółki dla kategorii 1P i 2P zmniejszyły się w stosunku do 2015 roku, odpowiednioo 11% i 8%. Utrzymujące się niskie ceny surowców były głównym czynnikiem, który zdominował rok 2016, a w szczególności na jego pierwszym półroczu. Zmniejszone wolumeny rezerw wynikają z wcześniejszych cięć podyktowanych względami ekonomicznymi i opóźnień w realizacji niektórych planów rozwojowych. Korekty miały charakter dodatni lub ujemny, o czym szczegółowo poniżej.

Tunezja

W Tunezji rezerwy 1P obniżyły się o 11%, podczas gdy rezerwy 2P odnotowały wzrost o 8%. Korekty o charakterze technicznym obejmowały:

• weryfikacje dodatnie, w tym:
  • Lepsze wyniki odwiertu CS-3 na polu Chouech Es Saida Field; oraz

•  weryfikacje ujemne, w tym:
  • Przewidywania dotyczące kształtowania się ceny Brent w raporcie o rezerwach za 2016 r. zostały obniżone w stosunku do zawartych w raporcie o rezerwach za 2015 r., co skutkowało podwyższeniem progu ekonomicznej opłacalności produkcji;
  • Ewaluacje z końca 2015 r. przewidywały operację szczelinowania dla odwiertu WIN-13, która została wykreślona z planu;
    
    
  • Spadek wydobycia z odwiertów N3H, Sab-11 oraz NW-1 na Sabrii;
    
    
  • Spadek wydobycia w takcie roku 2016 z odwiertów CS-1 i CS-9;
    
    
  • Spadek wydobycia z odwiertu EC-1 przy braku bieżącego planu rekonstrukcji, oraz
    
    
  • Zamknięcie CS-8bis ze względu na niski poziom produkcji oraz Sanrhar SNN-1 z powodu uwarunkowań ekonomicznych.

Wartość bieżąca netto (NPV) – po opodatkowaniu, na bazie prognozowanych cen

Wartość bieżąca netto rezerw Serinusa spadła o 79% i 20%, odpowiednio dla rezerw kategorii 1P i 2P. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do zmniejszenia o 16,2 mln USD ewaluacji rezerw 1P dla wyceny PV10 to:

• Niższe prognozy w 2016 r. wobec 2015 roku (minus 21,9 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.);
  
  
• Niższe wolumeny produkcji w 2016 r. w porównaniu do 2015 r., co wynika z podwyższenia progu ekonomicznej opłacalności produkcji (minus 3,1 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.);
  
  
• Wyższe od zakładanych koszty likwidacji w 2016 r. (minus 10,6 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.);
  
  
• Niższe koszty, opłaty koncesyjne (ang. royalties) i podatki związane z niższym wydobyciem zakładane w 2016 r. (plus 19,4 mln USD dla wyceny PV10 w 2016 r.).

Zasoby warunkowe – Rumunia
Oprócz rezerw kategorii 1P oraz 2P przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji, dodatkowo przypisano zasoby warunkowe dla odkrycia Moftinu w Rumunii, dokonanego na początku 2015 r.

* Odzwierciedla 60% udział operacyjny Spółki w koncesji Satu Mare oraz to, że będąca partnerem spółka Rompetrol, znajdująca się obecnie w sporze podatkowym, nie będzie uczestniczyć w nakładach inwestycyjnych przypisanych do posiadanych przez nią udziałów. Dlatego w przypadku udziałów operacyjnych Spółki zakłada się, że będzie ona miała 100% udziału w nakładach inwestycyjnych i 60% udziału operacyjnego w wydobyciu, przychodach, kosztach operacyjnych i kosztach likwidacji.

Spółka Serinus będzie koncentrowała się na rozwoju projektu rozbudowy stacji gazowej na polu Moftinu w Rumunii, co obejmować będzie budowę infrastruktury naziemnej. Jest to projekt o krótkim horyzoncie czasowym i oczekuje się, że produkcja z odwiertów gazowych Moftinu-1001 i Moftinu-1000 rozpocznie się na początku 2018 r. Spółka uzyskała wszystkie niezbędne zgody i wkrótce ruszy z budową stacji gazowej o przepustowości operacyjnej na poziomie 15 MMcf/d. Prace nad projektem będą trwały w 2017 roku, a pierwszy przepływ gazu jest oczekiwany I kw. 2018 r. Spółka prowadzi również prace nad programem wierceń, który stanowiłby realizację zobowiązań do wykonania prac w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji Satu Mare, co nastąpiło 28 października 2016 r.

Powyższa ewaluacja odzwierciedla 60% udział operacyjny Spółki w koncesji Satu Mare oraz to, że będąca partnerem spółka Rompetrol, znajdująca się obecnie w sporze podatkowym, nie będzie uczestniczyć w nakładach inwestycyjnych przypisanych do posiadanych przez nią udziałów. Dlatego w przypadku udziałów operacyjnych Spółki zakłada się, że będzie ona miała 100% udziału w nakładach inwestycyjnych i 60% udziału operacyjnego w wydobyciu, przychodach, kosztach operacyjnych i kosztach likwidacji. Mimo to, Spółka jest przekonana, że będzie w stanie odzyskać całość przychodów w ramach połączonych rachunków projektu.

Prognozowane ceny zastosowane w ewaluacji rezerw

RPS wykorzystała następujące prognozy cen surowców przy ewaluacji aktywów naftowo-gazowych Serinus.

Skróty

Uwaga:
Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 tysięcy stóp sześciennych „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 nie muszą stanowić wskaźnika długofalowych wyników ani też ostatecznej wartości wydobycia. Zawarte w niniejszym dokumencie dane wynikające z testów mają charakter wstępny aż do ukończenia pełnej analizy ciśnieniowej odwiertu.

O Serinus
Serinus Energy jest międzynarodową spółką zajmującą się produkcją i poszukiwaniami ropy naftowej oraz gazu, posiadającą koncesje i będącą operatorem bloków w Tunezji i Rumunii.
Więcej informacji można uzyskać odwiedzając witrynę internetową Serinus (www.serinusenergy.com) lub kontaktując się z:

Tłumaczenie: Niniejsza informacja prasowa została przetłumaczona na język polski z oryginału w języku angielskim.

Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements) - Niniejsza informacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłych zdarzeń, prezentowane z perspektywy dnia publikacji niniejszej informacji, odnoszące się do przyszłych działań, które nie stanowią lub nie mogą stanowić danych historycznych. Mimo, że przedstawiciele Spółki uznają założenia zawarte w stwierdzeniach dotyczących przyszłości za racjonalne, potencjalne wyniki sugerowane w powyższych stwierdzeniach odznaczają się znacznym poziomem ryzyka i niepewności, i nie można stwierdzić, że faktyczne rezultaty okażą się zgodne z powyższymi stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości. Do czynników, które mogą uniemożliwić bądź utrudnić ukończenie spodziewanych działań Spółki, zaliczają się: prawdopodobieństwo wystąpienia problemów technicznych i mechanicznych w trakcie realizacji projektów, zmiany cen produktów, nieuzyskanie wymaganych prawem zgód, sytuacja finansowa na rynku lokalnym i międzynarodowym, jak również ryzyka związane z ropą naftową i gazem, ryzyka finansowe, polityczne i gospodarcze występujące na obszarach działania Spółki oraz wszelkie inne ryzyka nieprzewidziane przez Spółkę albo nieujawnione w dokumentach przez nią opublikowanych. Ze względu na fakt, że stwierdzenia dotyczące przyszłości odnoszą się do przyszłych wydarzeń i uwarunkowań, z natury odznaczają się one z ryzykiem i niepewnością, a faktyczne rezultaty mogą się znacznie różnić od informacji zawartych w niniejszych stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Spółka nie jest zobowiązana do aktualizacji lub korekty stwierdzeń dotyczących przyszłości zawartych w niniejszej informacji, tak żeby odzwierciedlały one stan po publikacji niniejszej informacji, chyba że jest to wymagane przepisami prawa.