files-emptysearchcalendarfile-pdfrss

Serinus – wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał 2017 r., rozważane wejście na AIM

Serinus Energy Inc. („Serinus”, „SEN” lub „Spółka”) przedstawia swoje wyniki finansowe oraz operacyjne za okres trzech miesięcy zakończony 30 września 2017 roku.

Podsumowanie III kwartału 2017 r.

  • Na produkcję w 2017 r. poważny wpływ miały kwestie pracownicze i niepokoje społeczne w Tunezji. Pole Chouech Es Saida pozostaje zmknięte od 28 lutego 2017 r., co początkowo wynikało z kwestii pracowniczych. Dodatkowo pole Sabria było nieczynne od 22 maja 2017 r. ze względu na utrzymujące się niepokoje społeczne w południowej części kraju. Niepokoje społeczne zakończyły się na początku września i Spółka wznowiła produkcję na polu Sabria, w rezultacie średnie wydobycie w III kw. 2017 r. wyniosło 88 boe/d, co stanowi spadek produkcji o 91% w stosunku do 1.008 boe/d odnotowanych w III kw. 2016 r.
  • Wartość retroaktywna netto (ang. netback) w III kw. 2017 r. w Tunezji była ujemna i wyniosła 29,25 USD/boe (wartość ujemna), w porównaniu do 12,54 USD/boe odnotowanych w III kw. 2016 r. Ujemny netback wynikał z tego, że pola produkcyjne pozostawały nieczynne przez okres ponad dwóch miesięcy w trakcie kwartału.
  • Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 30 września 2017 r. były ujemne i wyniosły 0,6 mln USD (wartość ujemna),
    w porównaniu do 3,2 mln USD (wartość ujemna) w III kw. 2016 r. Poprawa wynika głównie
    z niższych kosztów ogólnego zarządu w analizowanym okresie, częściowo skompensowanych przez niższe wydobycie. W okresie od początku br. przepływy środków pieniężnych
    z działalności operacyjnej obniżyły się o 0,6 mln USD do 1,9 mln USD (wartość ujemna),
    w porównaniu do ujemnych przepływów w wysokości 1,3 mln USD (wartość ujemna) za okres dziewięciu miesięcy zakończony 30 września 2016 r., w związku ze zbyciem działalności na Ukrainie, niższym wolumenem produkcji oraz niższymi przepływami z działalności operacyjnej, co zostało częściowo skompensowane przez niższe koszty ogólnego zarządu.
  • Strata netto za okres dziewięciu miesięcy zakończony 30 września 2017 r. wyniosła
    9,1 mln USD, w porównaniu do 13,1 mln USD straty netto za okres dziewięciu miesięcy zakończony 30 września w 2016 r.
  • Serinus koncentruje się na zagospodarowaniu odkrycia gazu Moftinu-1001, co obejmuje prowadzenie budowy instalacji naziemnych do końca 2017 r. Projekt zagospodarowania Moftinu ma charakter krótkoterminowy, a uruchomienie produkcji gazu z odwiertów
    Moftinu-1001 i Moftinu-1000 spodziewane jest na początku 2018 r.
  • Po 30 września 2017 r. przeprowadzono restrukturyzację warunków umów kredytowych
    z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju („EBOR”), co w ocenie Spółki zapewni jej odpowiednie możliwości obsługi zadłużenia, a także realizacji nakładów kapitałowych niezbędnych do rozwoju Spółki. Zrestrukturyzowane umowy przewidują zmiany konkretnych warunków dotyczących każdego z kredytów, a także kowenantów finansowych. Najważniejszą zmianą jest odroczenie terminu spłaty Kredytu Głównego do 31 marca 2019 r.,
    z zachowaniem mechanizmu odprowadzania środków pieniężnych („cash sweep”). Termin zapadalności Kredytu Zamiennego został wydłużony, a spłaty rat rozłożone na okres czterech lat (od 2020 do 2023 r.), zamiast jednorazowej spłaty w czerwcu 2021 r. Ponadto restrukturyzacja zadłużenia przewiduje zwolnienie z wymogu spełnienia wszystkich kowenantów finansowych przez okres jednego roku do września 2018 r., a wszystkie wymogi dotyczące kowenantów na poziomie Tunezji zostały na stałe usunięte z umowy. Wartość wskaźnika zadłużenie do EBITDA na dzień 30 września i 31 grudnia 2018 r. została zwiększona maksymalnie do 10,0, a następnie wynosić będzie 2,5. Minimalna wartość wskaźnika obsługi długu, obowiązująca na 31 grudnia 2018 r., została określona na poziomie minimum 1,3 i dotyczy obecnie wyłącznie Kredytu Głównego.
  • Na 30 września 2017 r. Spółka nie dopełniła kowenantów zadłużenie finansowe do EBITDA na poziomie skonsolidowanym, wskaźnik obsługi długu na poziomie skonsolidowanym oraz zadłużenie finansowe do EBITDA dla Tunezji, dotyczących kredytu z EBOR i wynikających
    z pierwotnych umów kredytowych, które obowiązywały na ten dzień. EBOR przed 30 września 2017 r. formalnie odstąpił od wymogu utrzymania tych wskaźników.

Uwaga: Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej. O ile nie jest to zaznaczone poprzez użycie sformułowań „przypadające na Serinus”, „netto dla Serinus”, „przypadające na akcjonariuszy SEN” lub „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.

Podsumowanie najważniejszych wydarzeń ogólnych i finansowych

  • Przychody uzyskane w Tunezji, pomniejszone o opłaty koncesyjne (ang. royalties) za okres trzech i dziewięciu miesięcy zakończony 30 września 2017 r. obniżyły się do 0,34 mln USD oraz 4,19 mln USD, w porównaniu do 3,25 mln USD i 10,25 mln USD odnotowanych
    w analogicznych okresach roku 2016. Spadek w 2017 r. wynikał z niższej produkcji spowodowanej wstrzymaniem wydobycia w Tunezji, co częściowo skompensowały wyższe ceny surowców i niższe stawki opłat koncesyjnych.
  • Łączna wartość zapłaconych royalties spadła z 0,38 mln USD w III kw. 2016 r.
    do 0,04 mln USD w III kw. 2017 roku. W większości spadek ten jest następstwem obniżonej produkcji na skutek wstrzymania wydobycia w Tunezji, skompensowanej przez wyższe średnie ceny surowców.
  • Nakłady inwestycyjne Serinusa w III kw. 2017 r. wyniosły 3,34 mln USD, z czego kwota 3,32 mln USD została wydatkowana na nakłady w Rumunii, a 0,02 mln USD na nakłady
    w Tunezji.
  • Na 30 września 2017 r. Spółka nie dopełniła kowenantów zadłużenie finansowe do EBITDA na poziomie skonsolidowanym, wskaźnik obsługi długu na poziomie skonsolidowanym oraz zadłużenie finansowe do EBITDA dla Tunezji, dotyczących kredytu z EBOR i wynikających
    z pierwotnych umów kredytowych, które obowiązywały na ten dzień. EBOR przed 30 września 2017 r. formalnie odstąpił od wymogu utrzymania tych wskaźników dla okresu. Następstwem uzyskania zwolnienia jest to, że kredyt spłacany będzie zgodnie z pierwotnym harmonogramem, a bank nie będzie sięgał do ustanowionych zabezpieczeń. Ponieważ odstąpienie otrzymano od EBOR przed 30 września 2017 r., Spółka nie musiała dokonać reklasyfikacji swojego długoterminowego zadłużenia z tytułu kredytu na zobowiązanie krótkoterminowe w sprawozdaniu finansowym, co było przeprowadzane we wcześniejszym okresie zgodnie z wymogami standardów rachunkowości.
  • Po 30 września 2017 r. przeprowadzono restrukturyzację warunków umów kredytowych
    z EBOR, co w ocenie Spółki zapewni jej odpowiednie możliwości obsługi zadłużenia, a także realizacji nakładów kapitałowych niezbędnych do rozwoju Spółki. Zrestrukturyzowane umowy przewidują zmiany konkretnych warunków dotyczących każdego z kredytów, a także kowenantów finansowych. Najważniejszą zmianą jest odroczenie terminu spłaty Kredytu Głównego do 31 marca 2019 r., z zachowaniem mechanizmu odprowadzania środków pieniężnych („cash sweep”). Termin zapadalności Kredytu Zamiennego został wydłużony,
    a spłaty rat rozłożone na okres czterech lat (od 2020 do 2023 r.), zamiast jednorazowej spłaty w czerwcu 2021 r. Ponadto restrukturyzacja zadłużenia przewiduje zwolnienie z wymogu spełnienia wszystkich kowenantów finansowych przez okres jednego roku do września
    2018 r., a wszystkie wymogi dotyczące kowenantów na poziomie Tunezji zostały na stałe usunięte z umowy. Wartość wskaźnika zadłużenie do EBITDA na dzień 30 września
    i 31 grudnia 2018 r. została zwiększona maksymalnie do 10,0, a następnie wynosić będzie 2,5. Minimalna wartość wskaźnika obsługi długu, obowiązująca na 31 grudnia 2018 r., została określona na poziomie minimum 1,3 i dotyczy obecnie wyłącznie Kredytu Głównego.

Działania operacyjne – podsumowanie

  • Produkcja średnia w Tunezji w III kw. 2017 r. wyniosła 88 boe/d, co oznacza spadek wobec 1.008 boe/d uzyskanych w III kw. 2016 r. Niższe wydobycie w 2017 r. wynika z zamknięcia pól w Tunezji. Pole Chouech Es Saida pozostaje zamknięte od 28 lutego 2017 r. na skutek niepokojów społecznych w południowej Tunezji. Pole Sabria także było zamknięte od 22 maja 2017 r. do 3 września br. ze względu na niepokoje społeczne.
  • W Tunezji w okresie trzech miesięcy zakończonych 30 września 2017 r. Spółka poniosła nakłady inwestycyjne w kwocie 0,02 mln USD. W Rumunii nakłady inwestycyjne Spółki wyniosły 3,32 mln USD w okresie trzech miesięcy zakończonych 30 września 2017 r. W III kw. 2017 r. kontynuowano budowę stacji gazowej Moftinu. Poniesione nakłady obejmowały koszty prac inżynierskich, dostaw i prac budowlanych w ramach projektu zagospodarowania gazu Moftinu, jak również koszty utrzymania biura w Bukareszcie.

Dalsze działania

Spółka będzie koncentrowała się na Rumunii, stanowiącej koło napędowe wzrostu w nadchodzących latach. Projekt zagospodarowania gazu Moftinu to projekt o krótkim horyzoncie realizacji
i spodziewane jest, że produkcja z odwiertów gazowych Moftinu-1001 i Moftinu-1000 rozpocznie się na początku 2018 r. Prace wykonawcze dotyczące projektu rozpoczęto w II kw. 2017 r.
i kontynuowano w III kw. 2017 r. Projekt obejmuje budowę stacji gazowej o przepustowości operacyjnej na poziomie 15 MMcf/d wraz z wykonaniem linii przesyłowych z odwiertów i gazociągu sprzedażowego prowadzącego do systemu przesyłu gazu Transgaz (krajowy system przesyłu gazu ziemnego w Rumunii), a uruchomienie produkcji gazu spodziewane jest w I kw. 2018 r .

Spółka przygotowuje również program wierceń, który stanowiłby realizację zobowiązań do wykonania prac w ramach uzyskanego przedłużenia i planuje wykonanie dwóch dodatkowych odwiertów produkcyjnych (Moftinu-1003 i Moftinu-1004) oraz potencjalnie trzeciego w 2018 r. Zdaniem Spółki potencjalne wydobycie z tych odwiertów powinno móc doprowadzić do osiągnięcia przez stację pod koniec 2018 r. pełnej wydajności

W Tunezji plany Spółki, aby skoncentrować się na przeprowadzeniu niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów, w tym ponownej aktywizacji Sabrii N-2 oraz zainstalowaniu rurek syfonowych w innym odwiercie na polu Sabria, uzależnione są od możliwości prowadzenia przez Spółkę wydobycia 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.

Spółka ocenia możliwości ponownego uruchomienia pola Chouech Es Saida w Tunezji, co obejmuje harmonogram i koszt wymiany pomp elektrycznych w odwiercie CS-3. Spółka uważa, że skala działalności prowadzonej w Tunezji uzależniona jest 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 ok. 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. Stacja 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” 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.

Rozważane wejście na AIM

Spółka bada możliwość wprowadzenia akcji na Alternative Investment Market („AIM”) w ramach giełdy London Stock Exchange. W tej sprawie osiągnięto znaczny postęp i obecnie Spółka analizuje istotne
z jej punktu widzenia regulacje obowiązujące na giełdach, na których jest obecna

Skróty

bbl baryłka/baryłki bbl/d baryłek dziennie
boe baryłka ekwiwalentu ropy naftowej boe/d baryłek ropy naftowej dziennie
Mcf tysiąc stóp sześciennych Mcf/d tysiąc stóp sześciennych dziennie
MMcf milion stóp sześciennych MMcf/d milion stóp sześciennych dziennie
Mcfe ekwiwalent tysiąca stóp sześciennych Mcfe/d ekwiwalent tysiąca stóp sześciennych dziennie
MMcfe ekwiwalent miliona stóp sześciennych MMcfe/d ekwiwalent miliona stóp sześciennych dziennie
Mboe tysiąc boe Bcf miliard stóp sześciennych
MMboe milion boe Mcm tysiąc metrów sześciennych
CAD dolar kanadyjski USD dolar amerykański

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.

O Serinus

Serinus Energy jest międzynarodową spółką zajmującą się poszukiwaniami i produkcją ropy naftowej oraz gazu, posiadającą koncesje i będącą operatorem projektów w Tunezji i Rumunii.

Więcej informacji można uzyskać odwiedzając witrynę internetową Serinus (www.serinusenergy.com) lub kontaktując się z:

Serinus Energy Inc.

Calvin Brackman

Wiceprezes ds. Relacji Zewnętrznych i Strategii

tel.: +1-403-264-8877 cbrackman@serinusenergy.com

Serinus Energy Inc.

Jeffrey Auld

Prezes i Dyrektor Generalny (CEO)

Tel.: +1-403-264-8877
jauld@serinusenergy.com

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

Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements) – Niniejsza informacja może zawierać 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.