Serinus Energy plc Raport roczny wraz ze sprawozdaniem finansowym za 2023 r.

(waluta raportu: USD)

Niniejszy dokument stanowi wolne tłumaczenie oryginału sporządzonego w języku angielskim publikowanego w systemie ESPI w trybie przekazywania raportów okresowych przez emitentów, których papiery wartościowe są dopuszczone do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. W celu umożliwienia pełniejszego zrozumienia treści dokumentu, w uzasadnionych przypadkach użyto terminologii stosowanej powszechnie w Polsce. W przypadku wątpliwości interpretacyjnych obowiązuje wersja angielska.

NAJWAŻNIEJSZE WYDARZENIA W 2023 R.

DZIAŁALNOŚĆ FINANSOWA

Przychody za rok zakończony 31 grudnia 2023 r. wyniosły 17,9 mln USD (w 2022 r. – 49,3 mln USD).
Środki pieniężne z działalności operacyjnej wypracowane w roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. wyniosły 1,9 mln USD (w 2022 r. – 7,4 mln USD).
EBITDA za rok zakończony 31 grudnia 2023 r. ukształtowała się na poziomie 2,1 mln USD (w 2022 r. – 12,7 mln USD).
Zysk brutto ze sprzedaży za rok wyniósł 2,5 mln USD (w 2022 r. – 12,9 mln USD).
Grupa ujęła odpis aktualizujący z tytułu wartości aktywów rumuńskich w wysokości 7,0 mln USD (w 2022 r. – 1,9 mln USD) w związku ze sczerpaniem złoża gazu Moftinu.
Średni koszt wydobycia baryłki ekwiwalentu ropy naftowej („boe”) dla Grupy wyniósł 34,78 USD (w 2022 r. – 31,82 USD).
W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. średnia uzyskiwana przez Grupę cena sprzedaży węglowodorów netto wyniosła 77,58 USD/boe (w 2022 r. – 149,46 USD/boe), w tym:
- średnia uzyskiwana cena sprzedaży ropy naftowej wyniosła 79,85 USD/bbl (w 2022 r. – 94,39 USD/bbl), a
- średnia uzyskiwana cena sprzedaży gazu ziemnego wyniosła 11,94 USD/Mcf (w 2022 r. – 34,53 USD/Mcf).
W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. wraz ze spadkiem cen węglowodorów i ograniczeniem wydobycia w Rumunii nastąpił spadek wypracowywanej przez Grupę wartości retroaktywnej netto do poziomu 33,89 USD/boe (w 2022 r. – 107,59 USD/boe), w tym:
- w Rumunii – do -2,19 USD/boe (na 31 grudnia 2022 r. – 181,57 USD/boe),
- w Tunezji – do 40,35 USD/boe (na 31 grudnia 2022 r. – 54,34 USD/boe),
W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. łączne nakłady inwestycyjne ukształtowały się na poziomie 5,5 mln USD (w 2022 r. – 12,9 mln USD), z czego:
- 0,5 mln USD wyniosły nakłady poniesione w Rumunii,
- 5,0 mln USD stanowiły nakłady poniesione w Tunezji.
Zgodnie ze sporządzonym przez niezależnego eksperta sprawozdaniem z oceny zasobów wartość bieżąca netto zbadanych potwierdzonych i prawdopodobnych rezerw Grupy wynosi, przy założeniu stopy dyskontowej na poziomie 10%, 45,79 mln USD według stanu na 31 grudnia 2023 r. (w 2022 r. – 85,4 mln USD)

DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNA

Montaż pompy do mechanicznej eksploatacji złoża w odwiercie Sabria W-1 w Tunezji będzie wymagać wykonania otworu bocznego. Jego projekt został już opracowany, a ponadto trwa procedura przetargowa na zakup niezbędnych elementów o najdłuższych terminach dostawy.
Ze względu na powolne tempo odwadniania odwiertu Sabria N-2 Grupa przystąpiła do rozmów z partnerem na temat zastosowania technik stymulacji w celu przyspieszenia tego procesu.
Wydobycie na polu Chouech Es Saida systematycznie rośnie dzięki zastosowaniu mechanicznej eksploatacji złoża.
W 2023 r. Spółka zrealizowała dwie dostawy ropy naftowej ze złóż w Tunezji (w maju i listopadzie). Na 2024 r. planowane są trzy kolejne dostawy. Termin realizacji pierwszej z nich potwierdzono na marzec 2024 r.
Obecnie finalizowane jest opracowywanie statycznego i dynamicznego modelu złóż dla pola Sabria. Opracowania te przyczynią się do optymalnego zarządzania złożami, w tym ułatwią wyznaczenie odwiertów do przeprowadzenia prac rekonstrukcyjnych, jak i wskazanie lokalizacji nowych otworów.
Wydobycie ze złoża gazu Moftinu systematycznie spada w następstwie naturalnego sczerpywania się jego zasobów.
W 2023 r. przeznaczony do zatłaczania wody złożowej odwiert Canar-1 był nadal wykorzystywany do odprowadzania wód złożowych wydobywanych w trakcie eksploatacji złoża Moftinu. Osiągnięte dzięki temu oszczędności wyniosły ok. 600 000 USD w skali roku.
W październiku 2023 r. Grupa otrzymała przedłużenie okresu prac poszukiwawczych w ramach koncesji Satu Mare w Rumunii. Koncesja została udzielona do 2034 r.
Średnie dzienne wydobycie w Grupie w omawianym okresie sprawozdawczym wynosiło 642 boe/d, w tym:
- w Rumunii – 103 boe/d
- w Tunezji – 539 boe/d.
Spółka po raz kolejny odnotowała bardzo dobre wyniki w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy – w 2023 r. nie odnotowanych żadnych zdarzeń skutkujących utratą czasu pracy.

KLUCZOWE INFORMACJE O SERINUS

Serinus Energy plc („Spółka” lub „Serinus”) jest spółką prowadzącą działalność w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i zagospodarowywania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, utworzoną zgodnie z przepisami Prawa spółek obowiązującego na wyspie Jersey z 1991 r. (ang. Companies (Jersey) Law 1991). Poprzez swoje podmioty zależne Spółka (dalej łącznie „Grupa”) zarządza wszystkimi należącymi do niej aktywami, a w jej ramach funkcjonują dwie jednostki biznesowe: w Rumunii i w Tunezji.

RUMUNIA

W Rumunii Grupa posiada obecnie koncesję obejmującą obszar Satu Mare o powierzchni 2 950 km². W jej obrębie znajduje się złoże gazowe Moftinu, którego eksploatację rozpoczęto w kwietniu 2019 r. Od tego czasu do końca 2023 r. łączne wydobycie z niego wyniosło ok. 9,4 mld stóp sześciennych (Bcf), co przełożyło się na przychody w wysokości 93,4 mln USD. Oprócz wspomnianego złoża obszar Satu Mare obejmuje kilka wysoce perspektywicznych podsystemów węglowodorowych. Niedawno przeprowadzona na zlecenie Serinus analiza geologiczna całego bloku Satu Mare wykazała potencjał poszukiwawczy kilku znajdujących się w jego obrębie podsystemów, w których stwierdzono obecność ropy i gazu. Spółka zamierza skoncentrować swoje dalsze działania na potwierdzonych systemach węglowodorowych, położonych w obrębie rozpoznanych trendów produkcyjnych. Wymagają one przeprowadzenia nowych badań w ponad 40 historycznych odwiertach na terenie koncesji, w których natrafiono na ropę i gaz, i pozyskania z nich nowych danych. Znaczny obszar koncesji został już przebadany w ramach historycznych programów pozyskiwania danych sejsmicznych 2D. Ich wyniki zostały niedawno uzupełnione danymi uzyskanymi przez Grupę w toku własnych badań sejsmicznych 3D i 2D, co pozwoliło na jeszcze dokładniejsze wskazanie istniejących obiektów poszukiwawczych. Uwzględnienie wszystkich tych opartych na dowodach analiz w przeprowadzonej niedawno analizie geologicznej całego bloku Satu Mare pozwoliło Grupie wytyczyć dalsze kierunki działań poszukiwawczych na terenie koncesji.

TUNEZJA

W Tunezji Grupa prowadzi działalność w ramach dwóch obszarów koncesyjnych. Największym składnikiem tunezyjskiego portfela aktywów Serinus jest pole naftowe Sabria, które charakteryzuje się dużą liczbą obiektów złożowych. Według niezależnych szacunków, jego pierwotne zasoby wynoszą 445 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego do tej pory wydobyto 1,6%. Serinus uważa, że to dotychczas nieznacznie zagospodarowane złoże oferuje duże możliwości w zakresie dalszego zagospodarowania, które pozwoli na znaczne zwiększenie wydobycia w nieodległej przyszłości. Grupa przystąpiła do realizacji program mechanicznej eksploatacji złoża, w ramach którego w odwiertach na terenie pola Sabria zostaną zamontowane pompy wgłębne. Wyniki analiz przeprowadzonych przez niezależnych ekspertów sugerują, że zastosowanie tego rodzaju urządzeń na terenie złoża może przełożyć się na istotne zwiększenie poziomu wydobycia. W obrębie położonego w południowej Tunezji obszaru koncesyjnego Chouech Es Saida znajduje się produkcyjne złoże ropy naftowej, którego eksploatacja jest obecnie prowadzona za pośrednictwem czterech odwiertów, przy czym w wypadku trzech z nich wykorzystywany jest system mechanicznej eksploatacji złoża. Chouech Es Saida to złoże dojrzałe, na którym prowadzone jest aktywne zarządzanie wydobyciem. Poniżej jego poziomu odnotowano występowanie znacznych gazowych obiektów poszukiwawczych. Znajdują się one w strukturze, z której jest aktualnie wydobywany gaz na terenie sąsiadującego z Chouech Es Saida bloku. Rozpoznanie tych niżej położonych stref gazonośnych stało się ekonomicznie opłacalne wraz z niedawnym ukończeniem budowy w ich pobliżu infrastruktury do przesyłu gazu. W przypadku pozytywnego wyniku działań poszukiwawczych zagospodarowanie obiektów będzie możliwe w perspektywie średnioterminowej z wykorzystaniem wspomnianej infrastruktury, której zdolności przesyłowe nie są obecnie w pełni wykorzystywane.

OMÓWIENIE DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ I PERSPEKTYW JEJ ROZWOJU

SEGMENT KORPORACYJNY

Grupa koncentruje się na zagospodarowaniu istniejących aktywów i zwiększaniu wydobycia poprzez aktywne zarządzanie złożami. Kluczowym czynnikiem warunkującym realizację tych przedsięwzięć jest zdolność do generowania przepływów pieniężnych z aktywów wydobywczych należących do Serinus. W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. Grupa wygenerowała przepływy pieniężne z działalności operacyjnej w wysokości 1,9 mln USD, ponosząc jednocześnie nakłady inwestycyjne na poziomie 5,5 mln USD. Grupa koncentruje się obecnie na zwiększeniu wydobycia z aktywów tunezyjskich. Duże, nie w pełni zagospodarowane i jednocześnie dobrze rozpoznane złoże Sabria oferuje znaczne możliwości w tym zakresie. Inwestycje w system mechanicznej eksploatacji złoża, a z czasem także w nowe odwierty umożliwią wzrost wydobycia w perspektywie krótkoterminowej. Koncesja Satu Mare w Rumunii ma bardzo duży potencjał poszukiwawczy, który może przełożyć się na możliwość zagospodarowania przez Spółkę kolejnych płytko zalegających zasobów gazu o charakterystyce zbliżonej do złoża Moftinu. Prowadzone w tym zakresie pracy pozwoliły na wskazanie celów ewentualnych prac poszukiwawczych.# RUMUNIA

Rumuńska spółka zależna Grupy, Serinus Energy Romania S.A. („Serinus Romania”), posiada udziały w koncesji Satu Mare, obejmującej obszar ok. 2 950 km 2 w północno-zachodniej Rumunii. Rozpoczęcie eksploatacji znajdującego się na jej terenie złoża gazowego Moftinu nastąpiło w 2019 r. Przedsięwzięcie to obejmuje Zakład Przetwarzania Gazu Moftinu, a wydobycie jest aktualnie prowadzone z czterech odwiertów, tj. M-1003, M-1004, M-1007 i M-1008. W 2023 r. w Rumunii Grupa wydobyła łącznie 225 MMcf gazu ziemnego, co odpowiada średniemu dziennemu wydobyciu na poziomie 103 boe/d (w 2022 r. – 379 boe/d).

Moftinu stanowi płytkie złoże, którego początkowy okres eksploatacji charakteryzował się wysokim poziomem wydobycia. Przyczyną jego późniejszego spadku są naturalne procesy sczerpywania się wydobywanych zasobów. Dzięki działaniom podjętym w celu przeciwdziałania zmniejszaniu się poziomu wydobycia gazu z pola Moftinu i zwiększenia jego opłacalności przychody wypracowane przez Grupę z tytułu jego eksploatacji od momentu jej rozpoczęcia w 2019 r. wyniosły dotychczas łącznie 93,4 mln USD.

Pola gazowe Moftinu zbliża się do końca swojego okresu eksploatacji. W jego obrębie znajdują się nieuzbrojone strefy, zawierające zidentyfikowane złoża gazu. Ich uzbrojenie i eksploatacja są możliwe pod warunkiem wzrostu cen gazu i ograniczenia potencjalnego obciążenia z tytułu podatku od zysków nadzwyczajnych. Grupa ujęła odpis aktualizujący z tytułu utraty wartości pola Moftinu w wysokości 7,0 mln USD.

W październiku 2023 r. Grupie przyznano przedłużenie okresu prac poszukiwawczych w ramach koncesji Satu Mare w Rumunii. Obszar samego pola gazowego Moftinu został uznany za pole komercyjne, natomiast wszystkie pozostałe obszary koncesji utrzymały status obszarów poszukiwawczych. W warunkach przedłużenia przewidziano dwa etapy prac.

Pierwszy jest obowiązkowy i obejmuje dwa lata, począwszy od 28 października 2023 r., a w jego zakres wchodzi ponowne przetworzenie historycznych profili sejsmicznych 2D o długości 100 km oraz wykonanie nowych profili sejsmicznych 2D, również o długości 100 km, wraz z ich przetworzeniem. Drugi etap prac ma charakter opcjonalny i obejmuje okres dwóch lat, począwszy od 28 października 2025 r., a w jego zakres wchodzi wykonanie na obszarze koncesji odwiertu, którego docelowej głębokości nie określono w warunkach przedłużenia.

Przeznaczony do zatłaczania wody złożowej odwiert Canar-1 jest obecnie wykorzystywany do zatłaczania całości wody wydobywanej z otworów na polu Moftinu. Pozwala to na znaczne zmniejszenie wydatków związanych z działalnością operacyjną dzięki wyeliminowaniu konieczności wywożenia wody złożowej ciężarówkami poza teren koncesji, co stanowiło istotną pozycję ponoszonych kosztów operacyjnych.

Grupa zidentyfikowała dodatkowe ilości gazu w nieuzbrojonych strefach odwiertów M-1003 i M-1007. Podczas wstępnego rozwiercania i uzbrajania tych stref odkryto i zarejestrowano występowanie gazu, w związku z czym podjęto decyzję o uzbrojeniu położonych niżej stref oraz ich eksploatacji do czasu ich sczerpania. Na kolejnym etapie Grupa nie wyklucza uzbrojenia stref znajdującej się wyżej w celu wydobycia dodatkowych wolumenów gazu.

W całym okresie sprawozdawczym Serinus w dalszym ciągłu prowadził działalność w Rumunii w sposób bezpieczny i skuteczny. Po zakończeniu omawianego okresu sprawozdawczego Grupa ogłosiła, że instalacje Serinus w Rumunii osiągnęły 1 712 dni nieprzerwanej, bezwypadkowej pracy, co świadczy o profesjonalizmie i zaangażowaniu naszego zespołu w tym kraju.

W lutym 2023 r. Międzynarodowa Izba Handlowa („ICC”) wydała na korzyść Serinus ostateczne orzeczenie arbitrażowe w sprawie wniesionej przez Serinus Romania przeciwko byłemu partnerowi Spółki na koncesji Satu Mare w Rumunii, firmie Oilfield Exploration Business Solutions S.A. („OEBS”). Decyzja trybunału arbitrażowego potwierdziła, że w wyniku naruszenia przez OEBS warunków Umowy Operacyjnej zawartej pomiędzy OEBS a Serinus, 40-procentowy udział OEBS w prawie użytkowania górniczego w koncesji Satu Mare zostanie przeniesiony na Serinus z dniem powiadomienia stron o wydaniu właściwej zgody przez rząd rumuński i rumuńską Krajową Agencję Administracji Skarbowej („ANAF”). Ponadto Trybunał Arbitrażowy zobowiązał OEBS do podjęcia wszelkich niezbędnych czynności formalnoprawnych w celu przeniesienia 40-procentowego udziału, o którym mowa powyżej, na rzecz Serinus.

5 W orzeczeniu stwierdzono przede wszystkim, że:

należy uznać, iż OEBS zaprzestanie być stroną Wspólnej Umowy Operacyjnej i Umowy Koncesji z dniem powiadomienia stron o wydaniu zgody w tym przedmiocie przez właściwe organy.
Przeniesienie 40-procentowego udziału OEBS na rzecz Serinus stanie się skuteczne z dniem powiadomienia stron o wydaniu właściwej zgody przez rząd rumuński i ANAF. W efekcie OEBS nie będą przysługiwać żadne prawa wynikające ze Wspólnej Umowy Operacyjnej ani Umowy Koncesji.
OEBS został zobowiązany do podjęcia wszelkich czynności niezbędnych do przeniesienia 40-procentowego udziału w prawie użytkowania górniczego na rzecz Serinus.
Serinus jest należycie umocowany do działania w charakterze pełnomocnika OEBS w zakresie sporządzenia i złożenia wszelkich dokumentów i wniosków wymaganych w celu prawnie skutecznego przeniesienia 40-procentowego udziału OEBS w prawie użytkowania górniczego na rzecz Serinus oraz w celu uzyskania wszelkich niezbędnych do tego zgód rządu rumuńskiego, Rumuńskiej Agencji Zasobów Mineralnych (NAMR) i ANAF.

TUNEZJA

Za pośrednictwem operacyjnej spółki zależnej Serinus Tunisia B.V. („Serinus Tunisia”) Grupa posiada obecnie udziały w dwóch koncesjach na terytorium Tunezji. W obrębie każdej z nich znajdują się odkryte rezerwy ropy naftowej i gazu ziemnego, które są obecnie eksploatowane.

Największym składnikiem tunezyjskiego portfela aktywów Serinus jest pole naftowe Sabria. Jest to duże, konwencjonalne pole naftowe, którego pierwotne zasoby niezależni inżynierowie złożowi oszacowali na ok. 445 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Dotychczas wydobyto zaledwie 1,6% tych zasobów, co wynika z niewielkiego stopnia zagospodarowania złoża. Po przeprowadzeniu dogłębnych analiz dotyczących optymalnych sposobów dalszego zagospodarowania pola Sabria Serinus doszedł do wniosku, że koncesja ta nadaje się znakomicie do prowadzenia prac rekonstrukcyjnych i innych prac zabiegowych, które umożliwią intensyfikację wydobycia, a z czasem, po odpowiednim określeniu charakterystyki złoża, będzie możliwe przeprowadzenie tam kolejnych inwestycji w zakresie zagospodarowania obszaru koncesji, w tym wykonania nowych odwiertów. Ze względu na niewielki stopień zagospodarowania złoża, po przeprowadzeniu dogłębnych analiz dotyczących optymalnych sposobów dalszego zagospodarowania pola Sabria Serinus doszedł do wniosku, że koncesja ta nadaje się znakomicie do prowadzenia prac rekonstrukcyjnych i innych prac zabiegowych, które umożliwią intensyfikację wydobycia, a z czasem, po odpowiednim określeniu charakterystyki złoża, będzie możliwe przeprowadzenie tam kolejnych inwestycji w zakresie zagospodarowania obszaru koncesji.

W 2023 r. w Tunezji Grupa wydobyła łącznie 167 Mbbl ropy naftowej i 177 MMcf gazu ziemnego, co odpowiada średniemu dziennemu wydobyciu na poziomie 539 boe/d (w 2022 r. – 511 boe/d).

W trakcie prac mających na celu montaż pompy wgłębnej w odwiercie Sabria W-1 natrafiono na niespodziewane utrudnienia, w tym na rury i płuczkę wiertniczą pozostawione po pracach przeprowadzonych w otworze w 1998 r. W tych okolicznościach Grupa i jej partner, firma Enterprise Tunisienne D'Activite Petroliere („ETAP”), postanowili wstrzymać dotychczasowe prace, uznając, że do ukończenia montażu pompy konieczne jest wykonanie otworu bocznego. Jego projekt został już opracowany, a ponadto uruchomiono procedurę przetargową na zakup niezbędnych elementów o najdłuższych terminach dostawy.

We współpracy z ETAP Grupa przeprowadziła również prace rekonstrukcyjne w odwiercie Sabria N-2. Zostały one zrealizowane w terminie, a ich koszt nie przekroczył założonego budżetu. Celem zabiegów było udrożnienie otworu, montaż nowych rur wydobywczych oraz naprawa uszkodzonych fragmentów skały zbiornikowej wokół otworu. Odwiert został udrożniony i zamontowano w nim nowe rury wydobywcze. Wymagane są dalsze zabiegi stymulacyjne w celu usunięcia uszkodzonych fragmentów formacji skalnej, co stanowi przedmiot aktualnie prowadzonych rozmów z partnerem koncesji. Odwiert N-2 został wykonany w 1980 r., ale uległ uszkodzeniu podczas uzbrajania i pomimo położenia w bliskim sąsiedztwie innych otworów eksploatacyjnych, w tym szczególnie wydajnego WIN-12bis, uzyskanie w nim przepływu węglowodorów na powierzchnię okazało się niemożliwe.

Przeprowadzana przez Grupę analiza zakłada, że dzięki pomyślnemu przeprowadzeniu prac rekonstrukcyjnych i przezbrojeniu odwiertu dzienne wydobycie brutto ze złoża Sabria zwiększy się początkowo o ok. 420 boe/d.

W 2023 r. odnotowano wzrost wydobycia z obszaru Chouech Es Saida. Nastąpił on dzięki aktywnemu zarządzaniu przez Grupę systemami mechanicznej eksploatacji złoża, co pozwoliło na optymalizację wydajności wydobycia. Ponadto wydłużyła się żywotność stosowanych pomp, tj. z siedmiu miesięcy w 2019 r. do 36 miesięcy w 2023 r.

Pomimo złożenia przez Grupę wniosku o przedłużenie koncesji Ech Chouech wygasła ona w czerwcu 2022 r. Grupa zamierza podtrzymać złożony wniosek po otwarciu postępowania koncesyjnego w celu odzyskania koncesji. Grupa pozostaje jedynym podmiotem mającym realne możliwości działania w charakterze operatora koncesji Ech Chouech. Przemawia za tym istniejąca infrastruktura Grupy na terenie pobliskiej koncesji Chouech Es Saida oraz należące do Grupy jako byłego koncesjonariusza prawo pierwszeństwa do ponownego objęcia koncesji.

COVID-19

Zdrowie, bezpieczeństwo i dobrostan pracowników nieustannie stanowią dla Grupy najwyższy priorytet. Grupa w dalszym ciągu przestrzega zaleceń władz dotyczących bezpieczeństwa i higieny pracy, m.in.# 6 w zakresie dodatkowej dezynfekcji miejsc pracy, zachowania odpowiedniego dystansu w trakcie kontaktu z innymi osobami (tzw. dystansu społecznego) oraz noszenia maseczek. Jeżeli wymagały tego zalecenia władz, Grupa tymczasowo zamykała swoją Centralę, Biuro Administracyjne i Biura Jednostek Biznesowych lub ograniczała liczbę pracowników przebywających w nich w tym samym czasie. W razie konieczności zadania i procedury na eksploatowanych przez Serinus polach mogą zostać w każdej chwili odpowiednio zmodyfikowane, tak aby zapewnić wszystkim pracownikom właściwe bezpieczeństwo i higienę pracy. Żadne z aktywów naftowych Grupy nie zostało wyłączone z eksploatacji i Grupa nie odnotowała żadnych zakłóceń działalności operacyjnych w związku z pandemią COVID-19.

7 PRZESŁANKI DO INWESTYCJI W SERINUS

Inwestycja w Serinus umożliwia akcjonariuszom udział w międzynarodowym przedsiębiorstwie prowadzącym działalność w zakresie wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego i generującym znaczne przepływy pieniężne zgodnie z cyklem koniunkturalnym rynku węglowodorów. Nasza baza lądowych aktywów wydobywczych, charakteryzujących się niskimi kosztami zagospodarowania, oferuje znaczne możliwości w zakresie wzrostu wydobycia w perspektywie krótkoterminowej. Dzięki jej wielkości Serinus nie musi ponosić nakładów na zakup kolejnych aktywów i może skupić się na rozwoju organicznym na terenie koncesji, na których Spółka prowadzi działalność od lat i co do których ma nieustannie pogłębianą istotną wiedzę techniczną. Serinus oferuje atrakcyjną możliwość uzyskania wzrostu wartości przy ograniczonym ryzyku dzięki bogatemu doświadczeniu Spółki w zakresie specyfiki eksploatowanych złóż oraz niskokosztowemu charakterowi posiadanych aktywów naftowych. W skład aktualnego portfela aktywów Serinus wchodzą również znajdujące się bliskim sąsiedztwie istniejącej infrastruktury duże obiekty poszukiwawcze, które są przedmiotem finansowanej przez Grupę działalności rozpoznawczej. Powodzenie tych przedsięwzięć może pozwolić Grupie na zasadnicze zwiększenie wydobycia oraz przepływów pieniężnych.

W Rumunii Serinus prowadzi działalność w ramach obejmującej duży obszar koncesji Satu Mare. Położona jest ona w północno-zachodniej części Rumunii, wzdłuż granicy z Węgrami. W obrębie tego dużego bloku znajduje się pole gazowe Moftinu, w bezpośrednim sąsiedztwie którego występują – zdaniem Grupy – liczne płytko zalegające gazowe obiekty złożowe o charakterystyce zbliżonej do charakterystyki akumulacji gazu na polu Moftinu. Ponadto południowa część obszaru Satu Mare ma znaczny potencjał poszukiwawczy w zakresie złóż ropy naftowej, jako że koncesja od południa sąsiaduje z polem naftowym Suplacu de Barcau (objętym koncesją, w której udziały ma OMV Petrom). Jest to duże złoże ropy naftowej, z którego według szacunków wydobyto dotychczas już ponad 100 mln baryłek surowca.

W Tunezji Grupa prowadzi działalność w ramach koncesji Sabria i Chouech Es Saida. Sabria to bardzo duże, konwencjonalne pole naftowe, którego pierwotne zasoby niezależni inżynierowie złożowi oszacowali na ok. 445 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego dotychczas wydobyto ok. 1,6%. Stanowi to bardzo niski współczynnik wydobycia jak na konwencjonalne złoże ropy naftowej, w związku z czym Grupa zakłada jego istotne zwiększenie. Pole Chouech w południowej Tunezji ma duży potencjał w zakresie zwiększenia wydobycia z dotychczas eksploatowanych złóż za pomocą konwencjonalnych technik wydobywczych. Tunezyjskie aktywa wydobywcze Serinus można określić jako odkryte i eksploatowane złoża naftowe, w przypadku których optymalizacja prowadzonych prac przekłada się na wzrost wydobycia, przychodów i przepływów pieniężnych bez podejmowania ryzyka związanego z pracami poszukiwawczymi. Pod warstwami roponośnymi pola Chouech znajdują się strefa charakteryzujących się potencjałem poszukiwawczym gazonośnych piaskowców Acacus. Na terenie sąsiednich koncesji w strefie tej odkryto złoża gazu, które są obecnie eksploatowane, co w połączeniu z niedawną rozbudową w sąsiedztwie obszaru Chouech infrastruktury do przesyłu wydobywanego gaz stanowi zachętę do realizacji inwestycji poszukiwawczych na tym terenie.

Poza znakomitą bazą aktywów Serinus dysponuje również doświadczonym i kompetentnym zespołem kierowniczym. Na każdym terytorium, na jakim Grupa prowadzi działalność, pracami kierują miejscowi specjaliści. Serinus dysponuje zespołem mającym znaczne doświadczenie techniczne i handlowe, które jest z powodzeniem wykorzystywane w każdej z jej jednostek biznesowych.

8 STRATEGIA SERINUS

WIZJA

Celem Grupy jest przekształcenie potencjału rozległych lądowych obszarów koncesyjnych w Rumunii i Tunezji we wzrost wartości Spółki dla akcjonariuszy poprzez efektywne angażowanie kapitału.

STRATEGIA

Serinus koncentruje swoje wysiłki na wykorzystaniu znacznego potencjału wzrostu, jaki oferują posiadane przez Spółkę udziały w koncesjach na terenie Rumunii i Tunezji, poprzez realizację projektów inwestycyjnych charakteryzujących się niskimi kosztami oraz wysoką rentownością, przy uwzględnieniu następujących aspektów:

Wykorzystanie aktywów złożowych:
- Jedna koncesja w Rumunii, w obrębie której znajduje się wiele rodzajów podsystemów węglowodorowych i obiektów poszukiwawczych
- Dwie koncesje poszukiwawczo-wydobywcze w Tunezji, w ramach których wykonano wszystkie obowiązkowe prace
- Ogromny potencjał w zakresie poszukiwania i zagospodarowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego związany z obecnością licznych horyzontów z pułapkami złożowymi
Zaangażowanie w realizację zobowiązań wobec akcjonariuszy:
- Sprawna kadra kierownicza przykładająca należytą wagę do budowania wartości dla akcjonariuszy
- Ścisłe przestrzeganie obowiązków informacyjnych dla spółek notowanych na rynku AIM
- Bogate doświadczenie i udokumentowany dorobek w zakresie angażowania kapitału akcjonariuszy
Zarządzanie ryzykiem:
- Zarządzanie ryzykiem w zakresie działań realizowanych zarówno na powierzchni, jak i pod powierzchnią ziemi, poprzez ciągłą ocenę sytuacji i stosowanie nowych technologii
- Alokacja kapitału na realizację inwestycji mogących zapewnić atrakcyjne stopy zwroty przy stosunkowo niskim profilu ryzyka
- Posiadanie statusu operatora wszystkich udzielonych koncesji, co pozwala zachować kontrolę nad kosztami
Koncentracja na rozwoju działalności:
- Wykorzystanie generowanych środków pieniężnych na finansowanie rozwoju poprzez intensyfikowanie prac w zakresie poszukiwań i zagospodarowania złóż w obrębie istniejącej bazy aktywów
Poszukiwanie możliwości akwizycji innych podmiotów, które pozwalałyby na osiągnięcie efektów synergii, a jednocześnie koszt transakcji nabycia byłby na tyle niski, aby oferowała ona potencjał wzrostu wartości dla akcjonariuszy

9 LIST PRZEWODNICZĄCEGO RADY DYREKTORÓW

Szanowni Akcjonariusze!

W 2023 r. światowa gospodarka wciąż odczuwała skutki globalnej destabilizacji, co miało wpływ również na działalność Grupy. W 2023 r. Grupa konsekwentnie realizowała założone cele – zwiększanie wydobycia w Tunezji oraz kontynuację prac poszukiwawczych i zagospodarowania aktywów w Rumunii. Choć prace te postępowały zgodnie z planem, ich tempo pozostawało poniżej naszych oczekiwań.

W Tunezji pracujące w terenie zespoły operacyjne zaplanowały i przeprowadziły w ciągu roku zabiegi rekonstrukcje w dwóch otworach. Rekonstrukcja odwiertu W-1 była szczególnie wymagająca, ponieważ faktyczne warunki stwierdzone w otworze nie pokrywały się z ich opisami w raportach z wcześniejszych prac. Natrafiono m.in. na nieoczekiwane przeszkody wynikające ze stosowania w przeszłości nieadekwatnych praktyk w zakresie zbrojenia, co spowolniło postęp zabiegów rekonstrukcyjnych. Tym samym najbezpieczniejszym i najbardziej opłacalnym sposobem montażu pompy wgłębnej w omawianym odwiercie pozostaje wykonanie otworu bocznego. W świetle historycznych wysokich poziomów wydobycia nadal uznajemy Odwiert W-1 za atrakcyjny pod względem możliwości zastosowania mechanicznej eksploatacji złoża. Pozytywnym aspektem zaistniałych okoliczności jest to, że instalowana w ramach prac rekonstrukcyjnych pompa zostanie umieszczona w nowo odwierconym, czystym otworze bocznym, a nie w starszej części odwiertu. Powinno to usprawnić jej montaż i przełożyć się pozytywnie na wydajność przepływu z nowego odcinka.

Rekonstrukcja odwiertu N-2 przebiegła bardzo sprawnie. Otwór został udrożniony i oczyszczony. Analizy sugerowały, że ciśnienie w złożu będzie wystarczające do oczyszczenia odwiertu, jednak przewidywania te się nie sprawdziły. Grupa uważa, że standardowe metody oczyszczania odwiertów z pozostałości starej płuczki wiertniczej byłyby wystarczające do uzyskania większego przepływu. Obecnie prowadzimy rozmowy z partnerem koncesji w celu określenia możliwości ich zastosowania.

Zespół techniczny w dalszym ciągu analizuje złoże Sabria pod kątem jego dalszego zagospodarowania, w tym przeprowadzenia zabiegów intensyfikacji wydobycia. Zamierzamy również nadal optymalizować wydobycie z terenu koncesji Chouech Es Saida w 2024 r.

Wydobycie gazu ze złoża Moftinu w Rumunii pozostawało na wysokim poziomie przy wyższych cenach tego surowca. Złoże to jednakże znajduje się już na dojrzałym etapie eksploatacji. Jak już Grupa zwracała uwagę, w wyższych strefach odwiertów Moftinu wciąż znajdują się znaczne zasoby gazu, które nie były dotychczas eksploatowane. Wiąże się z nimi dodatkowy potencjał wydobywczy. Pole Moftinu przyniosło Grupie dotychczas znaczne przepływy pieniężne po opodatkowaniu, które umożliwiły zagospodarowywanie kolejnych aktywów w jej portfelu. Tym bardziej jesteśmy zainteresowani przystąpieniem do wydobycia pominiętych wcześniej zasobów w obrębie tego pola. W świetle obecnych niekorzystnych przepisów podatkowych w Rumunii, które cechuje ponadto niepewność, ewentualny zwrot z takiej inwestycji byłby niewielki przy niskich cenach gazu.# LIST PRZEWODNICZĄCEGO RADY DYREKTORÓW

Zmiany przepisów podatkowych wprowadzone po rozpoczęciu rosyjskiej inwazji na Ukrainę uderzyły dla branżę wydobywczą i zamiast przyczynić się do zwiększenia krajowego wydobycia gazu zniechęciły do inwestycji, co doprowadziło do dalszego spadku wolumenów gazu wydobywanego ze złóż lądowych w Rumunii. Grupa w dalszym ciągu prowadzi rozmowy z rumuńskimi władzami w celu opracowania polityki fiskalnej, która zachęciłaby spółki wydobywcze do inwestowania i jednocześnie umożliwiła rządowi rumuńskiemu utrzymanie wpływów podatkowych. Negocjacje w tym przedmiocie są w toku. Grupa pozostaje przekonana, że jej plany inwestycyjne pozostają atrakcyjne i że w obu jej segmentach operacyjnych nadal istnieje znaczny potencjał rozwoju. Jednym z kluczowych czynników wpływających na działalność Serinus w 2023 r. była inflacja. Grupa skupiała się na kontroli kosztów operacyjnych, zwłaszcza w obszarze materiałów eksploatacyjnych. Pomimo spowolnienia inflacji w drugiej połowie 2023 r. ceny rur i materiałów eksploatacyjnych wykorzystywanych w działalności wydobywczej utrzymywały się na wysokim poziomie. W obliczu historycznie wysokiej inflacji Grupa nadal będzie poszukiwać sposobów na obniżenie kosztów we wszystkich segmentach działalności. Mamy nadzieję na pewną stabilizację w 2024 r. i z optymizmem patrzymy na nasze perspektywy w tym okresie. Podobnie jak w poprzednich latach, koncentrujemy się na realizacji przyjętych planów inwestycyjnych i zagospodarowywaniu złóż w Tunezji i Rumunii. Przy okazji chciałbym podziękować wszystkim Akcjonariuszom za ich nieustające wsparcie.

Z poważaniem
Łukasz Rędziniak, Przewodniczący Rady Dyrektorów
15 marca 2024 r.

LIST DYREKTORA GENERALNEGO

Szanowni Akcjonariusze!

W 2023 r. kontynuowaliśmy realizację planów zagospodarowania złóż Sabria i Chouech es Saida w Tunezji. W omawianym okresie przystąpiliśmy do zabiegów rekonstrukcyjnych w dwóch odwiertach na polu Sabria, które poprzedzone były kilkuletnimi pracami przygotowawczymi, oraz w dalszym ciągu prowadziliśmy intensyfikację wydobycia z odwiertów na polu Chouech es Saida. Ze szczególną satysfakcją odnotowaliśmy systematyczny wzrost wydobycia ze złoża Chouech es Saida w ciągu roku. Średnia żywotność pomp w odwiertach wzrosła z około dziewięciu miesięcy w momencie ich pierwszego montażu do ponad 24 miesięcy obecnie. Przekłada się to na znaczną obniżkę kosztów eksploatacji urządzeń służących do intensyfikacji wydobycia na tym polu. Wydajność pomp w odwiertach na terenie koncesji Chouech es Saida przekonuje nas do zastosowania takiego rozwiązania w ramach programu mechanicznej eksploatacji złoża realizowanego na polu Sabria.

Rekonstrukcja odwiertu Sabria W-1

Rekonstrukcja odwiertu Sabria W-1 była planowana już od dłuższego czasu. W przeszłości odnotowywano wydobycie z tego otworu na poziomie ok. 70 bbl/d, ale z powodu rozszczelnienia kolumny rur został on wyłączony z eksploatacji. Decyzja o jego rekonstrukcji została podjęta z myślą nie tylko o jego ponownym uruchomieniu, lecz również o montażu pierwszego systemu mechanicznej eksploatacji złoża na polu Sabria. Szacuje się, że po zainstalowaniu pompy wydajność tego odwiertu mogłaby wynosić ponad 540 bbl/d. Początkowo prace rekonstrukcyjne przebiegały pomyślnie, jednak na głębokości ok. 2 900 metrów natrafiono na warstwę płuczki wiertniczej i urządzeń pozostawionych po pierwotnym odwierceniu otworu. Ponadto odwiert został uzbrojony z zastosowaniem nieprawidłowej techniki, tj. do perforacji stref produkcyjnych została wykorzystana ciężka płuczka wiertnicza, która powinna była zostać usunięta i zastąpiona czystą cieczą roboczą. Pozostawiona płuczka osiadła i stwardniała wokół rur. Zespół podjął próbę przewiercenia się przez powstałą przeszkodę, ale tempo tych prac było niewielkie, co oznaczało, że czas potrzebny na ukończenie całego przedsięwzięcia byłby zbyt długi. Podjęto zatem trudną decyzję o zawieszeniu dotychczasowych prac rekonstrukcyjnych i wykonaniu otworu bocznego w celu obejścia przeszkody w późniejszym terminie. Niezwłocznie przystąpiono do przygotowania projektu i uruchomiono procedurę przetargową na zakup niezbędnych elementów o najdłuższych terminach dostawy. Szanse na przywrócenie wydobycia z odwiertu pozostają duże. W analizach sporządzonych przez niezależnych inżynierów podkreślono, że otwór ten świetnie nadaje się do zastosowania systemu mechanicznej eksploatacji złoża.

Rekonstrukcja odwiertu Sabria N-2

Rekonstrukcja odwiertu Sabria N-2 rozpoczęła się niezwłocznie po demobilizacji wiertni na odwiercie Sabria W-1. Prace rekonstrukcyjne przebiegały szybciej, niż zakładał harmonogram, a ich koszt był niższy od zabudżetowanego. Celem zabiegów było udrożnienie otworu, montaż nowych rur wydobywczych oraz naprawa uszkodzonych fragmentów skały zbiornikowej wokół otworu. Wszystkie założone prace zostały ukończone. W ich następstwie odnotowano wypływ wody z odwiertu. Otwór ten znajduje się ok. 560 m na północ od najbardziej wydajnego odwiertu Grupy, tj. Sabria WIN-12, i po odwodnieniu zostanie włączony do eksploatacji. Podobnie jak w przypadku odwiertu Sabria W-1, strefy produkcyjne wokół otworu zostały zanieczyszczenie starą płuczką wiertniczą, nieprawidłowo zastosowaną na etapie zbrojenia. Grupa jest obecnie w trakcie wyjaśniania zaistniałych okoliczności firmie ETAP, będącej partnerem koncesji. Proponowanym przez Serinus rozwiązaniem jest przeprowadzenie zabiegu kwasowania w celu oczyszczenia perforacji w otworze, do czego wymagana jest zgoda partnera. Grupa jest zdania, że zabieg ten pozwoliłoby na usunięcie części starej płuczki i tym samym znacznie szybsze odwodnienie odwiertu i przystąpienie do wydobycia ropy. Aktualnie podejmowane są działania w celu uzyskania zgody ETAP na przeprowadzenie kwasowania.

Wydobycie w Rumunii

W Rumunii Serinus w dalszym ciągu prowadzi wydobycie ze złoża Moftinu, które zbliża się do końca swojego okresu eksploatacji. Łączne wydobycie z tego pola przełożyło się na przychody w wysokości niemal 100 mln USD, które umożliwiły Grupie spłatę Kredytu Uprzywilejowanego i pozwoliły na jej dokapitalizowanie i całkowite jej oddłużenie. Szacuje się, że nieuzbrojone i nieeksploatowane dotychczas strefy wschodniej części pola Moftinu zawierają ok. 4 miliardów stóp sześciennych gazu. Ze względu jednak na niepewność przepisów podatkowych w Rumunii, w tym wyjątkowo niekorzystne opodatkowanie podatkiem od zysków nadzwyczajnych, strefy te pozostaną nieuzbrojone i nieeksploatowane do czasu poprawy otoczenia regulacyjnego w tym zakresie.

Ceny surowców i perspektywy

Na początku 2023 r. ceny surowców nadal utrzymywały się na wysokich poziomach, tak jak w poprzednim roku. Ceny gazu podlegały istotnym wahaniom w omawianym okresie, co spowodowane było ograniczeniami w jego podaży wynikającymi z wojny na Ukrainie oraz oczekiwaniami dotyczącymi poziomu wypełnienia magazynów i sezonowego wzrostu popytu. Rozpiętość cen sprzedaży błękitnego paliwa uzyskiwanych w Rumunii była znaczna, tj. odnotowane maksimum i minimum wynosiły odpowiednio 59,00 EUR/MWh w styczniu i 23,25 EUR/MWh w czerwcu. Notowania ropy naftowej cechowała większa stabilność, wynikająca z bardziej globalnego charakteru podaży i popytu na ten surowiec. Niemniej także i w tym przypadku ceny wahały się między maksimum na poziomie 96,55 USD/bbl we wrześniu do minimum na poziomie 71,84 USD/bbl w grudniu. Taka zmienność niesie ze sobą poważne konsekwencje dla spółek takich jak Serinus, które uzależniają realizację swoich programów inwestycyjnych od dostępności środków pieniężnych wygenerowanych z działalności operacyjnej. Różnice w wysokości uzyskiwanych przepływów pieniężnych zmusiły nas do ograniczenia zakresu wcześniej zaplanowanych prac. Grupa podjęła skrupulatne działania w zakresie zarządzania kosztami tak, by uzyskać jak najwyższą kwotę przepływów pieniężnych po opodatkowaniu i umożliwić ich przeznaczenie na finansowanie przyszłych inwestycji.

W 2024 r. Grupa skupi się przede wszystkim na ukończeniu prac w odwiercie Sabria W-1 i instalacji pierwszego systemu mechanicznej eksploatacji złoża na polu Sabria. Tempo tych działań będzie uzależnione od dostępności wież wiertniczych w Tunezji oraz realizacji zamówień elementów o długich terminach dostawy. Prace nad stworzeniem pełnego geologicznego modelu symulacji złoża są na zaawansowanym etapie i powinny zostać ukończone w drugim kwartale 2024 r. Wstępne wyniki są obiecujące – model powinien pozwolić na wskazanie czterech lub pięciu lokalizacji dla nowych odwiertów. Ułatwi on również zastosowanie systemu mechanicznej eksploatacji złoża na polu Sabria. W 2023 r. dokonaliśmy postępów w realizacji zakładanych przedsięwzięć, choć ich tempo było wolniejsze od oczekiwanego. Przesłanki do inwestycji w Serinus pozostają aktualne i cieszymy się z możliwości dalszego rozwoju naszej działalności w 2024 r.

Z poważaniem
Jeffrey Auld, Dyrektor Generalny
15 marca 2024 r.

SPRAWOZDANIE DYREKTORA FINANSOWEGO

PŁYNNOŚĆ, ZADŁUŻENIE I ZASOBY KAPITAŁOWE

W 2023 r. łączne nakłady inwestycyjne Grupy, przed uwzględnieniem korekt z tytułu kapitału obrotowego, ukształtowały się na poziomie 5,5 mln USD (w 2022 r. – 12,9 mln USD). Nakłady inwestycyjne poniesione przez Grupę w 2023 r. w Rumunii wyniosły 0,5 mln USD (w 2022 r. – 8,4 mln USD). Nakłady inwestycyjne poniesione w Tunezji wyniosły 5,0 mln USD (w 2022 r. – 4,5 mln USD) i były związane z realizacją prac rekonstrukcyjnych w odwiertach oraz zakupem materiałów i urządzeń o długich terminach dostawy, niezbędnych do przeprowadzenia programu mechanicznej eksploatacji złoża na polu Sabria.

Środki pieniężne z działalności operacyjnej wypracowane przez Grupę w roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. wyniosły 1,9 mln USD (w 2022 r. – 11,4 mln USD). Z uwzględnieniem zmian niepieniężnego kapitału obrotowego przepływy pieniężne z działalności operacyjnej w 2023 r. wyniosły 1,9 mln USD (w 2022 r. – 7,4 mln USD).

Grupa pozostaje całkowicie oddłużona, co umożliwia jej podejmowanie działań mających na celu dalszą ekspansję i utrzymanie wzrostu wydobycia w oparciu o istniejącą bazę zasobów.

Rok zakończony 31 grudnia (w tys.# RAPORT ROCZNY 2023

Kapital Obrotowy

	USD) 2023	2022
Aktywa obrotowe	11 341	16 654
Zobowiązania krótkoterminowe	(16 926)	(16 571)
Kapitał obrotowy	(5 585)	83

Na dzień 31 grudnia 2023 r. Grupa odnotowała deficyt kapitału obrotowego na poziomie 5,6 mln USD (w 2022 r. – nadwyżka w wysokości 0,1 mln USD). Stan aktywów obrotowych na dzień 31 grudnia 2023 r. wynosił 11,3 mln USD (na 31 grudnia 2022 r. – 16,7 mln USD), co oznacza spadek o 5,4 mln USD. Aktywa obrotowe obejmują następujące pozycje:
* Środki pieniężne i ich ekwiwalenty w wysokości 1,3 mln USD (w 2022 r. – 4,9 mln USD),
* Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania w wysokości 1,2 mln USD (w 2022 r. – 1,1 mln USD),
* Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności w wysokości 8,1 mln USD (w 2022 r. – 10,0 mln USD),
* Zapasy produktów na poziomie 0,7 mln USD (w 2022 r. – 0,7 mln USD).

Poziom zobowiązań krótkoterminowych na dzień 31 grudnia 2023 r. wynosił 16,9 mln USD (w 2022 r. – 16,6 mln USD), co oznacza wzrost o 0,3 mln USD. Zobowiązania krótkoterminowe obejmują następujące pozycje:
* Zobowiązania i rozliczenia międzyokresowe bierne w wysokości 9,3 mln USD (w 2022 r. – 9,3 mln USD);
* Rezerwę na koszty likwidacji w wysokości 6,7 mln USD (w 2022 r. – 5,1 mln USD), z czego:
* 0,8 mln USD dotyczy działalności na terenie Kanady (w 2022 r. – 0,8 mln USD) i jest ujęte w korespondencji ze środkami pieniężnymi o ograniczonej możliwości dysponowania w wysokości 1,2 mln USD (w 2022 r. – 1,1 mln USD), stanowiącymi składnik aktywów obrotowych,
* 0,6 mln USD dotyczy działalności na terenie Rumunii (w 2022 r. – 0,5 mln USD),
* 5,3 mln USD dotyczy działalności na terenie Tunezji (w 2022 r. – 3,8 mln USD);
* Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego w wysokości 0,8 mln USD (w 2022 r. – 1,9 mln USD);
* Część krótkoterminową zobowiązań z tytułu leasingu w wysokości 0,1 mln USD (w 2022 r. – 0,3 mln USD).

AKTYWA TRWAŁE

Stan rzeczowych aktywów trwałych uległ zmniejszeniu do poziomu 56,0 mln USD (w 2022 r. – 62,3 mln USD) Głównie w wyniku ujęcia odpisów umorzeniowych w wysokości 4,3 mln USD, aktualizacji wyceny aktywów z tytułu likwidacji aktywów na poziomie 0,6 mln USD oraz ujęcia odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości aktywów Moftinu w wysokości 7,0 mln USD w następstwie naturalnego sczerpania się tego złoża. Zmniejszenie stanu rzeczowych aktywów trwałych zostało częściowo skompensowane zwiększeniami w wysokości 5,5 mln USD. Stan aktywów z tytułu poszukiwania i oceny zasobów pozostał bez zmian na poziomie 10,7 mln USD (w 2022 r. – 10,5 mln USD).

OMÓWIENIE WYNIKÓW FINANSOWYCH – ROK ZAKOŃCZONY 31 GRUDNIA 2023 R.

ŚRODKI PIENIĘŻNE Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ

Środki pieniężne z działalności operacyjnej stanowią kluczowy wskaźnik służący do pomiaru zdolności Grupy do generowania środków pieniężnych z działalności operacyjnej na finansowanie przyszłych działań w zakresie poszukiwania i zagospodarowywania złóż. Poniższa tabela prezentuje uzgodnienie pomiędzy środkami pieniężnymi z działalności operacyjnej a przepływami środków pieniężnych z działalności operacyjnej:

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej	1 875	7 387
Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego	66	4 052
Środki pieniężne z działalności operacyjnej	1 941	11 439
Środki pieniężne z działalności operacyjnej na akcję	0,02	0,10

Środki pieniężne z działalności operacyjnej wypracowane w Tunezji wyniosły 7,9 mln USD (w 2022 r. – 8,0 mln USD). Środki pieniężne wykorzystane w działalności operacyjnej w Rumunii wyniosły 1,3 mln USD (w 2022 r. – środki pieniężne uzyskane z działalności operacyjnej na poziomie 9,1 mln USD). Środki pieniężne wykorzystane w Segmencie Korporacyjnym wyniosły 4,7 mln USD (w 2022 r. – 5,6 mln USD), a tym samym środki pieniężne netto ogółem z działalności operacyjnej ukształtowały się na poziomie 1,9 mln USD (w 2022 r. – 11,4 mln USD).

WYDOBYCIE

Rok zakończony 31 grudnia 2023 r.	Tunezja	Rumunia	Grupa	%
Ropa naftowa (bbl/d)	458	-	458	71%
Gaz ziemny (Mcf/d)	484	617	1 101	29%
Kondensat (bbl/d)	-	-	-
Ogółem (boe/d)	539	103	642	100%

Rok zakończony 31 grudnia 2022 r.	Tunezja	Rumunia	Grupa	%
Ropa naftowa (bbl/d)	447	-	447	50%
Gaz ziemny (Mcf/d)	384	2 263	2 647	50%
Kondensat (bbl/d)	-	1	1
Ogółem (boe/d)	511	379	889	100%

W 2023 r. średnie dzienne wydobycie zmalało o 247 boe, tj. 28%, do poziomu 642 boe/d (w 2022 r. – 889 boe/d) głównie w następstwie naturalnego sczerpywania się złóż oraz konieczności wstrzymania eksploatacji odwiertów na polu Moftinu. Średnie dzienne wydobycie w Rumunii spadło o 276 boe (73%) do poziomu 103 boe/d (w 2022 r. – 379 boe/d), natomiast w Tunezji wzrosło o 28 boe (5%) do poziomu 539 boe/d. Wzrost odnotowany w Tunezji był możliwy dzięki realizacji programu utrzymania ruchu urządzeń wiertniczych oraz pracom rekonstrukcyjnym prowadzonym na polu Chouech Es Saida w celu dalszej optymalizacji wydobycia.

PRZYCHODY ZE SPRZEDAŻY ROPY NAFTOWEJ I GAZU

(w tys. USD)	Tunezja	Rumunia	Grupa	%
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej	13 313	-	13 313	74%
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego	1 879	2 683	4 562	26%
Przychody ze sprzedaży kondensatu	-	-	-
Przychody ogółem	15 192	2 683	17 875	100%

(w tys. USD)	Tunezja	Rumunia	Grupa	%
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej	15 854	-	15 854	31%
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego	1 576	31 793	33 369	68%
Przychody ze sprzedaży kondensatu	-	57	57	1%
Przychody ogółem	17 430	31 850	49 280	100%

ŚREDNIA UZYSKIWANA CENA SPRZEDAŻY

Rok zakończony 31 grudnia 2023 r.	Tunezja	Rumunia	Grupa
Ropa naftowa (USD/bbl)	79,85	-	79,85
Gaz ziemny (USD/Mcf)	10,65	13,05	11,94
Kondensat (USD/bbl)	-	-	-
Średnia cena sprzedaży (USD/boe)	77,45	78,30	77,58

Rok zakończony 31 grudnia 2022 r.	Tunezja	Rumunia	Grupa
Ropa naftowa (USD/bbl)	94,39	-	94,39
Gaz ziemny (USD/Mcf)	11,24	38,48	34,52
Kondensat (USD/bbl)	-	81,33	81,33
Średnia cena sprzedaży (USD/boe)	91,10	230,15	149,45

W 2023 r. przychody ze sprzedaży spadły do poziomu 17,9 mln USD (w 2022 r. – 49,3 mln USD), do czego przyczynił się przede wszystkim spadek średniej uzyskiwanej przez Grupę ceny sprzedaży węglowodorów do poziomu 77,58 USD/boe (w 2022 r. – 149,45 USD/boe) i spadek wydobycia w Rumunii. Zgodnie z warunkami Umowy Koncesji Sabria Grupa jest zobowiązana do sprzedaży 20% rocznego wydobycia ropy naftowej w ramach koncesji Sabria na rynku lokalnym, po cenie o około 10% niższej w stosunku do ceny uzyskiwanej z pozostałej sprzedaży ropy naftowej. Pozostała część wydobytej ropy naftowej stanowi pulę przeznaczoną do sprzedaży na rynek międzynarodowy w drodze regularnych dostaw. W 2023 r. Grupa zrealizowała dwie takie dostawy (w 2022 r. – trzy dostawy).

OPŁATY KONCESYJNE (ANG. ROYALTIES)

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Tunezja	1 929	2 182
Rumunia	125	1 132
Ogółem	2 054	3 314
Ogółem (USD/boe)	8,91	9,38

| Stawka opłat koncesyjnych z tytułu wydobycia ropy w Tunezji (% przychodów ze sprzedaży ropy) | 12,7% | 12,9% |
| Stawka opłat koncesyjnych z tytułu wydobycia gazu w Rumunii (% przychodów ze sprzedaży gazu) | 4,7% | 3,6% |
| Ogółem (jako % przychodów ze sprzedaży) | 11,5% | 6,7% |

Wysokość opłat koncesyjnych spadła do 2,1 mln USD (w 2022 r. – 3,3 mln USD), natomiast średnia stawka tych opłat wzrosła do 11,5% (w 2022 r. – 6,7%). Wysokość opłat koncesyjnych w Rumunii jest obliczana na podstawie ceny referencyjnej ustalanej przez władze rumuńskie, a nie ceny sprzedaży uzyskiwanej przez Grupę. W 2023 r. referencyjne ceny gazu pozostawały średnio na poziomie o 40% wyższym od średniej uzyskiwanej przez Grupę ceny sprzedaży tego surowca. Stawki opłat koncesyjnych w Rumunii są zmienne i zależą od wielkości wydobycia w danym kwartale. Dla gazu ziemnego wynoszą one między 3,5 a 13,0%. Wysokość opłat koncesyjnych w Tunezji jest ustalana indywidualnie na podstawie zawartych umów koncesyjnych. Dla koncesji Sabria stawki opłat koncesyjnych uzależnione są od wysokości wskaźnika – obliczanego jako stosunek skumulowanych przychodów ze sprzedaży, pomniejszonych o podatki, do skumulowanych nakładów inwestycyjnych poniesionych na terenie koncesji – zwanego współczynnikiem R. Wraz ze wzrostem współczynnika R wzrasta również stawka opłat koncesyjnych, do maksymalnej wysokości 15%. W 2023 r. stawka opłat koncesyjnych dla złoża Sabria pozostała na niezmienionym poziomie 10% dla ropy naftowej i 8% dla gazu ziemnego. W ramach koncesji Chouech Es Saida stawka opłat koncesyjnych jest ustalona na stałym poziomie, wynoszącym 15% zarówno dla ropy naftowej, jak i dla gazu ziemnego.

KOSZTY WYDOBYCIA

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Tunezja	5 349	4 851
Rumunia	2 633	5 591
Kanada	31	49
Grupa	8 013	10 491
Koszty wydobycia w Tunezji (USD/boe)	27,27	25,35
Koszty wydobycia w Rumunii (USD/boe)	76,84	40,40
Koszty wydobycia ogółem (USD/boe)	34,78	31,82

W trakcie roku koszty wydobycia w Grupie zmniejszyły się o 2,5 mln USD, tj. 24%, do 8,0 mln USD (w 2022 r. – 10,5 mln USD), co w przeliczeniu na boe oznacza wzrost o 2,96 USD, tj. 1%, do poziomu 34,78 USD/boe (w 2022 r. – 31,82 USD/boe). Łączne koszty wydobycia poniesione w Tunezji zwiększyły się rok do roku o 0,4 mln USD do poziomu 5,3 mln USD (w 2022 r. – 4,9 mln USD), co w połączeniu z nieznacznym wzrostem wolumenu wydobycia i dużą presją inflacyjną przełożyło się na wzrost kosztów wydobycia w przeliczeniu na boe do poziomu 27,27 USD/boe (w 2022 r. – 25,35 USD/boe). Łączne koszty wydobycia poniesione w Rumunii zmniejszyły się do poziomu 2,6 mln USD (w 2022 r. – 5,6 mln USD), co w połączeniu z postępującym spadkiem wydobycia w wyniku sczerpywania się eksploatowanych złóż oraz skutkami inflacji w tym kraju przełożyło się na wzrost kosztów wydobycia w przeliczeniu na boe do poziomu 76,84 USD/boe (w 2022 r. – 40,40 USD/boe). Koszty wydobycia w Kanadzie dotyczą aktywów w Sturgeon Lake, które nie są eksploatowane i generują jedynie minimalne koszty operacyjne związane z ich utrzymaniem.

OPERACYJNA WARTOŚĆ RETROAKTYWNA NETTO (ANG.# OPERATING NETBACK

Serinus traktuje operacyjną wartość retroaktywną netto jako kluczowy wskaźnik efektywności dający obraz rentowności Serinus w kontekście panujących warunków rynkowych oraz będący narzędziem analizy porównawczej efektywności operacyjnej Spółki w poszczególnych okresach. Operacyjna wartość retroaktywna netto składa się z przychodów z tytułu sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego, pomniejszonych o bezpośrednie koszty wydobycia i opłaty koncesyjne. Wartość retroaktywna netto nie jest standardowym wskaźnikiem przewidzianym w MSSF, w związku z czym może nie być wprost porównywalna ze wskaźnikami stosowanymi przez inne podmioty.

Rok zakończony 31 grudnia 2023 r. (USD/boe)

Tunezja	Rumunia	Grupa
Wielkość sprzedaży (boe/d)	537	94
Średnia uzyskiwana cena sprzedaży	77,45	78,30
Opłaty koncesyjne	(9,83)	(3,65)
Koszty wydobycia	(27,27)	(76,84)
Operacyjna wartość retroaktywna netto	40,35	(2,19)

Rok zakończony 31 grudnia 2022 r. (USD/boe)

Tunezja	Rumunia	Grupa
Wielkość sprzedaży (boe/d)	524	378
Średnia uzyskiwana cena sprzedaży	91,10	230,15
Opłaty koncesyjne	(11,41)	(8,18)
Koszty wydobycia	(25,35)	(40,40)
Operacyjna wartość retroaktywna netto	54,34	181,57

Operacyjna wartość retroaktywna netto Grupy spadła do poziomu 33,89 USD/boe (w 2022 r. – 107,59 USD/boe) ze względu na niższe uzyskane ceny sprzedaży węglowodorów oraz wyższe jednostkowe koszty wydobycia. Grupa wypracowała zysk brutto ze sprzedaży na poziomie 2,5 mln USD (w 2022 r. – 12,9 mln USD). Za spadek tego wyniku odpowiadało w dużej mierze znaczne zmniejszenie osiąganej przez Grupę wartości retroaktywnej netto.

WYNIK OPERACYJNY PRZED ODLICZENIEM ODSETEK, PODATKÓW I AMORTYZACJI (EBITDA)

Wynik EBITDA stanowi dla Serinus kluczowy wskaźnik efektywności, będący dla kierownictwa Spółki miernikiem jej rentowności gotówkowej. Wynik ten liczony jest jako wynik finansowy netto, powiększony o kwotę należnych odsetek i podatków oraz odpisów umorzeniowych i amortyzacyjnych. EBITDA nie jest standardowym wskaźnikiem przewidzianym w MSSF, w związku z czym może nie być wprost porównywalna ze wskaźnikami stosowanymi przez inne podmioty. W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. wynik EBITDA Grupy spadł do poziomu 2,1 mln USD (w 2022 r. – 12,7 mln USD).

PODATEK OD ZYSKÓW NADZWYCZAJNYCH

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Podatek od zysków nadzwyczajnych	783	16 014
Podatek od zysków nadzwyczajnych (USD/Mcf – z tytułu wydobycia gazu z Rumunii)	3,47	19,38
Podatek od zysków nadzwyczajnych (USD/boe – z tytułu wydobycia gazu z Rumunii)	22,84	116,30

W 2023 r. obciążenie Grupy z tytułu podatku od zysków nadzwyczajnych w Rumunii wyniosło 0,8 mln USD (w 2022 r. – 16,0 mln USD). Oznacza to istotny spadek, tj. o 15,2 mln USD. Wynikał on bezpośrednio z niższych średnich uzyskiwanych cen sprzedaży gazu ziemnego (spadek z 38,48 USD/Mcf w 2022 r. do 13,05 USD/Mcf w 2023 r.). W Rumunii działalność Grupy podlega opodatkowaniu podatkiem od zysków nadzwyczajnych z tytułu wydobycia gazu ziemnego, który nakładany jest na dodatkowe przychody w przypadku, gdy cena gazu przekroczy poziom 47,53 RON/Mwh. Stawka opodatkowania dodatkowych przychodów ze sprzedaży wynosi 60% w przypadku sprzedaży gazu po cenie w przedziale od 47,53 RON/Mwh do 85,00 RON/Mwh oraz 80% w przypadku sprzedaży gazu po cenie powyżej 85,00 RON/Mwh. Koszty podlegające odliczeniu przy obliczaniu kwoty podatku od zysków nadzwyczajnych obejmują opłaty koncesyjne oraz nakłady inwestycyjne do 30% wysokości dodatkowych przychodów ze sprzedaży gazu po cenie poniżej 85,00 RON/Mwh.

ODPISY UMORZENIOWE I AMORTYZACJA

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Tunezja	3 582	2 783
Rumunia	866	3 623
Segment korporacyjny	124	158
Ogółem	4 572	6 564
Tunezja (USD/boe)	18,26	14,54
Rumunia (USD/boe)	25,27	26,19
Ogółem (USD/boe)	19,84	19,91

Wysokość odpisów umorzeniowych i amortyzacji zmniejszyła się o 2,0 mln USD, tj. 30%, do poziomu 4,6 mln USD (w 2022 r. – 6,6 mln USD), co w przeliczeniu na boe oznacza spadek o 0,07 USD/boe, do poziomu 19,84 USD/boe (w 2022 r. – 19,91 USD/boe). Zmniejszenie łącznej kwoty odpisów umorzeniowych i amortyzacji wynikało ze zmniejszenia bazy aktywów Grupy podlegających amortyzacji oraz spadku wydobycia w Rumunii.

KOSZTY OGÓLNEGO ZARZĄDU

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Koszty ogólnego zarządu	4 928	5 300
Koszty ogólnego zarządu (USD/boe)	21,39	16,07

W trakcie roku koszty ogólnego zarządu w Grupie spadły o 0,4 mln USD, tj. 8%, do poziomu 4,9 mln USD (w 2022 r. – 5,3 mln USD) pomimo dużej presji inflacyjnej. Koszty ogólnego zarządu w przeliczeniu na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej wzrosły o 5,3 USD/boe do kwoty 21,39 USD/boe (w 2022 r. – 16,07 USD/boe) ze względu na niższy poziom wydobycia.

PŁATNOŚCI W FORMIE AKCJI WŁASNYCH

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Płatności w formie akcji własnych	3	70
Płatności w formie akcji własnych (USD/boe)	0,01	0,20

Płatności w formie akcji własnych zmalały do 3 tys. USD (w 2022 r. – 0,1 mln USD), co wynikało z mniejszej liczby opcji na akcje przyznanych w ciągu roku.

KOSZTY FINANSOWE NETTO

Rok zakończony 31 grudnia (w tys. USD)	2023	2022
Odsetki od leasingu	76	33
Zwiększenie stanu rezerwy na koszty likwidacji	1 801	1 143
Różnice kursowe i inne	46	461
Ogółem	1 923	1 637

Koszty finansowe netto za 2023 r. wzrosły do 1,9 mln USD (w 2022 r. – 1,6 mln USD) głównie za sprawą zwiększenia stanu zobowiązań z tytułu likwidacji aktywów (wzrost o 0,7 mln USD).

UTRATA WARTOŚCI AKTYWÓW

Najistotniejszymi takimi przesłankami w 2023 r. były niskie ceny gazu utrzymujące się przez cały ten okres, naturalne sczerpywanie się złoża gazu Moftinu, zgodne z charakterystyką płytko zalegających złóż gazu tego rodzaju, oraz obciążenia podatkowe wynikające z obowiązujących w Rumunii przepisów.

OPODATKOWANIE

W roku zakończonym 31 grudnia 2023 r. obciążenie podatkowe z tytułu podatku dochodowego wyniosło 1,7 mln USD (na 31 grudnia 2022 r. – 3,1 mln USD). Zmiana obciążenia podatkowego z tytułu podatku dochodowego wynika ze zwiększenia w ciągu roku podstawy opodatkowania w Tunezji.

PODATEK SOLIDARNOŚCIOWY

W dniu 29 grudnia 2022 r. rząd Rumunii opublikował Rozporządzenie nadzwyczajne nr 186/2022 w sprawie wdrożenia szczegółowych działań w celu wykonania Rozporządzenia Rady (UE) nr 2022/1854 w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w zakresie wprowadzenia składki solidarnościowej od przedsiębiorstw i prowadzących działalność w sektorze ropy naftowej, gazu ziemnego, węgla i rafinacji. Zgodnie z przepisami przyjętego rozporządzenia nadzwyczajnego ta dodatkowa danina będzie naliczana według stawki wynoszącej 60% kwoty rocznego zysku przedsiębiorstwa powyżej 20% jego średniego zysku za lata obrotowe 2018–2021 i będzie mieć zastosowanie do zysku za lata obrotowe 2022 i 2023. Grupa jest przekonana, że podatek solidarnościowy nie powinien mieć do niej zastosowania, i uzyskała ekspertyzę prawną na poparcie swojego stanowiska, a ponadto zamierza zakwestionować legalność nowo wprowadzonego obciążenia publicznoprawnego. W wypadku uznania podatku za 2022 r, szacowane obciążenie wyniosłoby ok. 741 000 USD. W 2023 r. podatek solidarnościowy nie miałby zastosowania, ponieważ Grupa odnotowała w Rumunii stratę za ten rok. Zgodnie z osądem Grupy nie podlega ona jednak opodatkowaniu z tytułu podatku solidarnościowego, w związku z czym w sprawozdaniu finansowym nie zawiązała żadnej rezerwy na tę okoliczność. Grupa złożyła pismo do kancelarii premiera, w którym kwestionuje zasadność i legalność podatku solidarnościowego.

RÓŻNICE KURSOWE

Zyski lub straty z tytułu różnic kursowych wynikają z przeliczenia na walutę sprawozdawczą Grupy (USD) jednostek posługujących się inną walutą funkcjonalną. Walutą funkcjonalną Serinus Tunisia pozostał dolar amerykański. Kierownictwo nie przewiduje żadnych okoliczności, które mogłyby skutkować zmianą waluty funkcjonalnej tej jednostki w dającej się przewidzieć przyszłości. Do dnia 31 grudnia 2022 r. walutą funkcjonalną Serinus Romania był lej rumuński (RON). W 2023 r. kierownictwo Spółki podjęło decyzję o zmianie waluty funkcjonalnej rumuńskiej jednostki biznesowej Grupy z RON na USD ze względu na nowe okoliczności oraz zmianę otoczenia gospodarczego w Rumunii. Przy podejmowaniu decyzji uwzględniono wszystkie wskaźniki główne i dodatkowe służące ustaleniu waluty funkcjonalnej zgodnie z MSR 21 Skutki zmian kursów wymiany walut obcych. W szczególności kierownictwo wzięło pod uwagę wskaźniki dotyczące przepływów pieniężnych Serinus Romania, a także cen sprzedaży i rynków zbytu, kosztów, finansowania, stopnia autonomii, a także transakcji i umów wewnątrzgrupowych. W 2022 r., kiedy walutą funkcjonalną rumuńskiej jednostki biznesowej był RON, kurs wymiany RON/USD wahał się między 0,229 a 0,217 (tj. o ok. 5%). W wyniku przeliczenia pozycji bilansu według kursu notowanego na koniec 2022 r.ujęto stratę z tytułu różnic kursowych w wysokości 2,0 mln USD, odniesioną w inne całkowite dochody i ujętą w kapitale własnym za 2022 r. Po zmianie waluty funkcjonalnej na USD, która nastąpiła w 2023 r., korekty z tytułu różnic kursowych za poprzednie okresy ujęto w kapitale własnym, a przeliczone na USD wartości aktywów niepieniężnych na koniec 2022 r. stały się podstawą ich ujęcia w okresie wprowadzenia zmiany i w kolejnych okresach.

KONTYNUACJA DZIAŁALNOŚCI

Rada Dyrektorów przeprowadziła analizę sytuacji Grupy pod kątem jej zdolności do kontynuowania działalności i na tej podstawie jest przekonana, że Grupa dysponuje wystarczającymi zasobami do prowadzenia działalności operacyjnej i regulowania swoich zobowiązań w zwykłym toku działalności przez okres co najmniej 12 miesięcy od daty sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego. Na tej podstawie Rada Dyrektorów uznaje za właściwe sporządzenie niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego przy założeniu kontynuacji działalności.

Vlad Ryabov, Dyrektor Finansowy
15 marca 2024 r.

19 OMÓWIENIE SYTUACJI OPERACYJNEJ

RUMUNIA

Blok Satu Mare – koncesja lądowa o powierzchni 2 950 km²
Blok ten zlokalizowany jest w obrębie Basenu Karpackiego (Kotliny Panońskiej), wzdłuż tego samego trendu, w którym przebiegają odkryte i eksploatowane obecnie złoża ropy naftowej i gazu ziemnego oraz w pobliżu istniejącej infrastruktury.
Na obszarze koncesji znajduje się wiele różnych obiektów złożowych ułożonych wzdłuż tego samego trendu, z których jest lub było prowadzone wydobycie. Zalicza się do nich płytko zalegające pułapki gazowe o charakterystycznym zapisie amplitudowym na sejsmice 3D, konwencjonalne złoża ropy w piaskowcach kwarcowych oraz skały zbiornikowe o spękanym podłożu zawierające zarówno ropę, jak i gaz.
Serinus prowadzi na tym terenie działalność w ramach 100% udziału operacyjnego w prawie użytkowania górniczego (ang. working interest) posiadanego poprzez spółkę zależną Serinus Energy Romania S.A.

Grupa wypełniła wszystkie zobowiązania do wykonania prac w ramach czwartego etapu poszukiwań zgodnie z Umową Koncesji Satu Mare. W październiku 2023 r. Grupa otrzymała przedłużenie okresu poszukiwawczego na cztery lata. Okres ten został podzielony na dwa etapy. Pierwszy jest obowiązkowy i obejmuje dwa lata, począwszy od 28 października 2023 r., a w jego zakres wchodzi ponowne przetworzenie historycznych profili sejsmicznych 2D o długości 100 km oraz wykonanie nowych profili sejsmicznych 2D, również o długości 100 km, wraz z ich przetworzeniem. Drugi etap prac ma charakter opcjonalny i obejmuje okres dwóch lat, począwszy od 28 października 2025 r., a w jego zakres wchodzi wykonanie na obszarze koncesji odwiertu, którego docelowej głębokości nie określono w warunkach przedłużenia.

KONCESJA SATU MARE – HISTORIA

W 2008 r. spółka Serinus zawarła w odniesieniu do koncesji Satu Mare porozumienie typu „farm-in” i uzyskała 60-procentowy udział operacyjny w prawie użytkowania górniczego, finansując 100% obowiązkowego zakresu prac poszukiwawczych Etapu 1 i 2.
Grupie przysługuje obecnie 100-procentowy udział operacyjny w koncesji, ponieważ jej dotychczasowy partner nie wywiązał się z ciążących na nim zobowiązań wynikających z zawartej Umowy Operacyjnej (ang. Joint Operating Agreement). Grupa złożyła wniosek o arbitraż w Sekretariacie Międzynarodowego Trybunału Arbitrażowego Międzynarodowej Izby Handlowej (ICC), w którym ubiegała się o stwierdzenie przez Trybunał, że Serinus jest w pełni uprawnionym właścicielem 40-procentowego udziału w koncesji przypadającego na partnera Serinus, który dotychczas nie wywiązał się ze swoich zobowiązań umownych. Grupa wniosła ponadto o wydanie postanowienia zobowiązującego byłego partnera do formalnego przeniesienia na nią spornego udziału. W 2023 r. Serinus poinformował o otrzymaniu od ICC potwierdzenia , że w następstwie niewywiązania się przez partnera Serinus ze zobowiązań wynikających z zawartej umowy operacyjnej przypadający na partnera 40-procentowy udział w koncesji Satu Mare zostanie przeniesiony na Serinus Romania, przy czym ICC zobowiązał partnera do podjęcia wszelkich niezbędnych czynności w celu dokonania formalnego przeniesienia tego udziału na Serinus.
Serinus zakończył wszystkie obowiązkowe prace w ramach etapu 1 i 2 obejmujące:
- Przeprowadzenie badań sejsmicznych 3D na łącznym obszarze 260 km² (80 km² Moftinu i 180 km² Santau).
- Wykonanie czterech odwiertów, w wyniku których odkryto złoże gazu Moftinu (odwierty Madaras-109, Moftinu 1000, 1001 i 1002bis);
Ukończenie etapu 2 prac poszukiwawczych pozwoliło Serinus na przystąpienie do etapu 3.
Program etapu 3 obejmował następujące prace obowiązkowe:
- wykonanie dwóch odwiertów: jednego do głębokości 1 000 m i jednego do głębokości 1 600 m.
  - Serinus wykonał odwierty M-1007 (który zastąpił M-1001) oraz M-1003 (1 600 m).
wykonanie dwóch odwiertów poszukiwawczych: jednego do głębokości 1 000 m i jednego do głębokości 1 600 m zamiast realizacji programu badań sejsmicznych 3D obejmującego 120 km² (zmiana przedmiotu zobowiązania).
Wykonany w lutym 2021 r. odwiert M-1008 stanowił wypełnienie zobowiązania do wykonania odwiertu poszukiwawczego o głębokości 1 000 m, a wykony w drugim półroczu 2021 r. odwiert Sancrai stanowił wypełnienie zobowiązania do wykonania odwiertu poszukiwawczego o głębokości 1 600 m.
Grupa wypełniła wszystkie zobowiązania do wykonania prac w ramach trzeciego etapu poszukiwań zgodnie z Umową Koncesji Satu Mare i w październiku 2021 r. otrzymała zezwolenie na przeprowadzenie kolejnych prac rozpoznawczych na terenie koncesji w okresie dwóch lat do 27 października 2023 r. Grupa podjęła następujące zobowiązania do wykonania prac w tym terminie:
Etap 1: w okresie od 28 października 2021 r. do 27 października 2022 r. Grupa zobowiązana była do ponownego przetworzenia danych sejsmicznych 2D obejmujących 160,9 km z obszaru Madaras, czego koszt oszacowano na 100 000 USD.
Etap 2: w okresie od 28 października 2022 r. do 27 października 2023 r. Grupa zobowiązana była do ponownego przetworzenia danych sejsmicznych 2D obejmujących 30,1 km z obszaru Santau- Nusfalau, czego koszt oszacowano na 50 000 USD.
Etap 1 został ukończony w 2022 r., a Etap 2 na początku 2023 r.
Obszar samego pola gazowego Moftinu wraz z przyległymi terenami został uznany za pole komercyjne.
W październiku 2023 r. Grupa otrzymała przedłużenie okresu prac poszukiwawczych w ramach koncesji Satu Mare w Rumunii. W warunkach przedłużenia przewidziano dwa etapy prac. Pierwszy jest obowiązkowy i obejmuje dwa lata, począwszy od 28 października 2023 r., a w jego zakres wchodzi ponowne przetworzenie historycznych profili sejsmicznych 2D o długości 100 km oraz wykonanie nowych profili sejsmicznych 2D, również o długości 100 km, wraz z ich przetworzeniem. Drugi etap prac ma charakter opcjonalny i obejmuje okres dwóch lat, począwszy od 28 października 2025 r., a w jego zakres wchodzi wykonanie na obszarze koncesji odwiertu, którego docelowej głębokości nie określono w warunkach przedłużenia.

Po pomyślnym ukończeniu budowy zakładu przetwarzania gazu Moftinu rozpoczęcie wydobycia gazu ziemnego ze złoża Moftinu nastąpiło w kwietniu 2019 r. Projekt Moftinu obejmuje zagospodarowanie płytkiego (tj. zalegającego na głębokości 800–1 000 m), obejmującego kilka horyzontów złoża gazowego Moftinu. Charakteryzuje się ono stosunkowo niskimi kosztami wierceń i udostępnienia zasobów, przy wysokiej początkowej wydajności wydobycia. Na potrzeby sprzedaży wydobywanego surowca Spółka zbudowała również rurociąg o długości 3 km łączący zakład przetwarzania gazu Moftinu z głównym rurociągiem Transgaz biegnącym od obszaru Abramut do obszaru Satu Mare. Infrastruktura zbudowana przez Serinus na obszarze Satu Mare stanowi istotny element lokalnej infrastruktury, co czyni z Grupy jednego z największych inwestorów w tym rejonie. Projektowa dzienna przepustowość zakładu przetwarzania gazu Moftinu wynosi 15 MMcf/d, a surowiec jest do niego doprowadzany za pomocą maksymalnie sześciu gazociągów górniczych. W 2023 r. wydobycie w Rumunii prowadzono przede wszystkim z trzech odwiertów (M-1003, M-1004 i M-1007) i średnio wynosiło ono dziennie 0,6 MMcf (w 2022 r. – 2,3 MMcf/d). Grupa nadal typuje lokalizacje do wykonania kolejnych wierceń zarówno na obszarze pola Moftinu, jak i w innych miejscach na terenie koncesji Satu Mare. Grupa jest przekonana, że w obrębie koncesji znajdują inne płytko zalegające złoża gazu ziemnego o charakterystyce zbliżonej do charakterystyki złoża Moftinu, których zagospodarowanie nie będzie wymagało znacznych nakładów finansowych.

TUNEZJA

Spółka obecnie posiada udziały w dwóch koncesjach na terytorium Tunezji, z których każda jest eksploatowana (Sabria i Chouech Es Saida). Uzyskiwany dla nich poziom wydobycia podtrzymuje się, wykonując kolejne, charakteryzujące się niskim ryzykiem i niskimi nakładami wiercenia eksploatacyjne. Istnieją jednak duże szans na jego wzrost w perspektywie średnio- i długoterminowej. Grupie nie pozostały do wykonania żadne obowiązkowe prace w ramach powyższych koncesji.

Koncesja	Udział operacyjny Serinus	Przybliżona powierzch nia brutto (w akrach)	Data wygaśnięcia koncesji
Sabria	45% (ETAP 55%)	26 196	listopad 2028 r.
Chouech Es Saida	100%	42 526	grudzień 2027 r.
Ech Chouech	100%	35 139	Wygasła w czerwcu 2022 r.
Sanghar	100%	36 879	Rezygnacja w 2021 r.
Zinnia	100%	17 471	Rezygnacja w 2021 r.

• Na obszarze koncesji Sabria wydobyto dotychczas ponad 7,2 mln boe (brutto) surowca.
• Koncesja Sabria obejmuje duże złoże lekkiej ropy naftowej w utworach ordowiku, z którego wydobycie prowadzone jest na stabilnym poziomie dzięki znacznej wielkości rezerw o wysokim wskaźniku żywotności.
• Złoże zawiera 445 mln bbl zasobów geologicznych ropy (OIIP) (P50), przy czym dotychczas rozwiercono je jedynie ośmioma otworami (łącznie wykonano 12 otworów, z uwzględnieniem rekonstrukcji wcześniejszych). Złoże to składa się z dużej pułapki stratygraficznej obejmującej ciągły profil utworów: Upper Hamra, Lower Hamra i El Atchane, które w całości nasycone są ropą.
• Montaż pompy do mechanicznej eksploatacji złoża w odwiercie Sabria W-1 będzie wymagać wykonania otworu bocznego. Jego projekt został już opracowany, a ponadto trwa procedura przetargowa na zakup niezbędnych elementów o najdłuższych terminach dostawy. W odniesieniu do innych odwiertów na tym polu planowana jest intensyfikacja wydobycia za pomocą systemu mechanicznej eksploatacji złoża.

Chouech Es Saida

• Na obszarze koncesji Chouech Es Saida wydobyto dotychczas ponad 4,0 mln boe surowca ze złóż triasowych formacji TAGI.
• Głębiej położone piaskowce sylurskie Acacus oraz osady stożku Tannezuft, które dotychczas pomyślnie rozpoznano dwoma otworami, z których uzyskano przypływ węglowodorów, mają olbrzymi potencjał w zakresie dalszego wzrostu wydobycia na tym obszarze.
• Sylurskie piaskowce Acacus, które są głównym poziomem roponośnym w obrębie bloku Chouech, zaczynają odgrywać w południowej Tunezji ważną rolę jako nowe obszary złóż zawierających więcej niż jedną fazę węglowodorów, tj. ropę, gaz i kondensat, z niemal 100-procentowym prawdopodobieństwem sukcesu dla otworów poszukiwawczych.
• W 2023 r. Grupa kontynuowała prace nad optymalizacją wydajności pomp w odwiertach na polu Chouech Es Saida, co skutkowało systematycznym zwiększeniem wydobycia.

22 REZERWY

REZERWY 1P I 2P NETTO GRUPY (WG CEN PROGNOZOWANYCH)

	2023	2022	Zmiana
	Ropa i kondensat	Gaz	Boe
	(Mbbl)	(MMcf)	(Mboe)
Tunezja
Rezerwy potwierdzone (1P)	2 220	4 070	2 898
Rezerwy prawdopodobne	1 910	4 930	2 732
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	4 130	9 000	5 630
Rumunia
Rezerwy potwierdzone (1P)	0,4	1 100	183
Rezerwy prawdopodobne	0,2	1 080	180
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	0,6	2 180	363
Grupa
Rezerwy potwierdzone (1P)	2 220	5 170	3 081
Rezerwy prawdopodobne	1 910	6 010	2 912
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	4 130	11 180	5 993

Ujemna aktualizacja stanu rezerw Grupy jest związana z wielkością wydobycia w 2023 r. oraz zmniejszeniem stanu rezerw w następstwie spadku cen surowców oraz przekwalifikowania części rezerw w Tunezji do zasobów warunkowych.

Ze względu na wygaśnięcie koncesji Ech Chouech w czerwcu 2022 r. rezerwy Grupy na dzień 31 grudnia 2023 r. i 31 grudnia 2022 r. nie obejmują rezerw związanych z tą koncesją. Koncesja Ech Chouech wygasła pomimo złożenia przez Grupę wniosku o jej przedłużenie. Grupa zamierza podtrzymać złożony wniosek po otwarciu postępowania koncesyjnego w celu odzyskania koncesji. Do tej pory nie otrzymano żadnych informacji, które wskazywałyby, że wniosek nie miałby zostać uwzględniony w takim postępowaniu. W związku z tym Grupa uznała, że będzie w stanie odzyskać koncesję Ech Chouech, i tym samym nie ujęła żadnego odpisu aktualizującego wartość tego składnika aktywów. Zgodnie ze sporządzonym przez niezależnych ekspertów z firmy Gaffney Cline sprawozdaniem z oceny zasobów za rok zakończony 31 grudnia 2021 r. znajdujące się w obrębie koncesji Ech Chouech rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P) wynoszą 253 Mboe.

¹ Źródło: Dane za rok 2023 i 2022 oparte są na audycie rezerw sporządzonym przez firmę Gaffney Cline & Associates Limited odpowiednio na dzień 31 grudnia 2023 r. i 31 grudnia 2022 r.

23 WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO PRZYSZŁYCH PRZYCHODÓW ZE SPRZEDAŻY NETTO, PO OPODATKOWANIU (WG CEN PROGNOZOWANYCH)

	2023	2022	Zmiana
	Stopy dyskontowe	Stopy dyskontowe
	Wartość bieżąca przy stopie 10% (w mln USD)	Wartość bieżąca przy stopie 10% (w mln USD)
	0%	10%	15%
Tunezja
Rezerwy potwierdzone (1P)	24,5	11,3	7,5
Rezerwy prawdopodobne	79,3	37,0	27,8
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	103,8	48,3	35,3
Rumunia
Rezerwy potwierdzone (1P)	(7,8)	(6,3)	(5,8)
Rezerwy prawdopodobne	4,5	3,8	3,5
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	(3,3)	(2,5)	(2,3)
Grupa
Rezerwy potwierdzone (1P)	16,7	5,0	1,7
Rezerwy prawdopodobne	83,8	40,8	31,3
Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P)	100,5	45,8	33,0

ZASOBY WARUNKOWE

Zasoby warunkowe w Tunezji związane są z dwoma kolejnymi potencjalnymi odwiertami eksploatacyjnymi. Obecnie warunkiem przeklasyfikowania tych zasobów do rezerw jest zobowiązanie się Grupy do realizacji programu zagospodarowania złóż oraz opracowanie odpowiedniego planu takiego zagospodarowania.

Rumuńskie zasoby warunkowe obejmują zasoby w dwóch określonych warstwach gazonośnych piaskowców, których wydobycie zakładane jest za pomocą dotychczas wykonanych odwiertów pod warunkiem ich uprzedniego dodatkowego uzbrojenia lub przezbrojenia. Szczególną okolicznością, która umożliwiłaby przekwalifikowanie tych zasobów do rezerw, jest decyzja Grupy o przezbrojeniu eksploatowanych odwiertów w celu udostępnienia zasobów gazu ziemnego z tych piaskowców, co jest przewidywane po sczerpaniu eksploatowanych obecnie stref.

24 ZASOBY WARUNKOWE GRUPY BRUTTO, NIESKORYGOWANE O RYZYKO (WG CEN PROGNOZOWANYCH)

	2023	2022	Zmiana
	Ropa i konden- sat	Gaz	Boe
	(Mbbl)	(MMcf)	(Mboe)
Tunezja
Zasoby warunkowe 1C	500	1 500	750
Zasoby warunkowe 2C	1 600	4 300	2 316
Zasoby warunkowe 3C	2 800	7 900	4 116
Rumunia
Zasoby warunkowe 1C	-	2 500	417
Zasoby warunkowe 2C	-	4 300	717
Zasoby warunkowe 3C	-	7 000	1 167
Grupa
Zasoby warunkowe 1C	500	4 000	1 167
Zasoby warunkowe 2C	1 600	8 600	3 033
Zasoby warunkowe 3C	2 800	14 900	5 283

PROGNOZY CEN WĘGLOWODORÓW

Poniższa tabela przedstawia prognozy cen węglowodorów przyjęte na potrzeby oceny rezerw i zasobów na 2023 r.

Rok	Brent (USD/bbl)	Gaz z koncesji Sabria (USD/Mcf)	Gaz z koncesji Chouech (USD/Mcf)	Gaz z koncesji w Rumunii (USD/Mcf)
2024	76,49	9,56	8,41	10,76
2025	73,29	9,16	8,06	11,50
2026	76,50	9,56	8,42	10,42
2027	80,00	10,00	8,80	11,00

² Wzrost cen surowców na poziomie +2% rocznie w roku 2028 i kolejnych latach

25 KWESTIE ŚRODOWISKOWE, SPOŁECZNE I Z ZAKRESU ŁADU KORPORACYJNEGO

Serinus prowadzi działalność w zakresie poszukiwań, zagospodarowania i wydobycia złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, a strategicznym celem Grupy jest zagospodarowywanie i eksploatacja zasobów węglowodorów. O ile tego rodzaju działalność gospodarcza pozwala dostarczyć energię i materiały niezbędne do realizacji wielu procesów w codziennym życiu wielu ludzi, przyczynia się ona także do wielu wyzwań o charakterze środowiskowym, które stoją przed nami obecnie i którym będziemy musieli stawić czoło także w przyszłości.

Zmiany klimatyczne są coraz istotniejszą kwestię, zarówno w skali całego świata, jak i dla naszej branży. 30% wydobywanych przez nas węglowodorów stanowi gaz ziemny, który uważamy za paliwo przejściowe, umożliwiające rozwój w kierunku gospodarki niskoemisyjnej. Wydobywany przez nas gaz jest wykorzystywany przede wszystkim do wytwarzania energii elektrycznej i jako taki wypiera węgiel z miksu energetycznego. We wszystkich scenariuszach zakładających zerową emisję dwutlenku węgla netto zarówno ropa naftowa, jak i gaz ziemny stanowią kluczowe źródła energii na najbliższe dziesięciolecia, w związku z czym naszą rolą w procesie transformacji energetycznej jest prowadzenie działalności w sposób jak najbardziej ekologiczny i wydajny.

Chociaż przemysł wydobywczy stanowi jeden z filarów współczesnego stylu życia, jesteśmy świadomi szerokiego zakresu odpowiedzialności spoczywającego na branży takiej jak nasza. Oprócz zobowiązań w zakresie zarządzania zasobami środowiska i ich ochrony w krajach, w których prowadzimy działalność, ponosimy również odpowiedzialność za dobrostan i bezpieczeństwo naszych pracowników i inwestorów, a także członków społeczności lokalnych i innych interesariuszy, na których nasza działalność, prowadzona we współpracy z lokalnymi władzami i kontrahentami, może mieć wpływ.

Pandemia COVID-19 stanowi wyraźne przypomnienie, że ryzykiem należy zarządzać w sposób dynamiczny, pozwalający na dostosowywanie się do nowych zagrożeń. W reakcji na jej wybuch Grupa bezzwłocznie wdrożyła rygorystyczne i skuteczne procedury mające na celu ochronę pracowników przed ryzykiem infekcji we wszystkich biurach, jak i na wiertniach. Obejmowały one m.in. testy na obecność wirusa, opiekę medyczną i pomoc na miejscu i odpowiednio dostosowany system pracy zmianowej, uwzględniający pracę naprzemienną w różne dni.

Bezpieczeństwo naszych pracowników i usługodawców pozostaje jednym z naszych najwyższych priorytetów. Dlatego też długoterminowym celem Grupy jest wywieranie pozytywnego wpływu na otoczenie, w którym działamy, poprzez należyte zarządzanie należącymi do nas aktywami oraz pracownikami i ich społecznościami. Kluczowym elementem etosu Serinus jest dbałość o odpowiedzialny i zrównoważony rozwój przy jednoczesnym zachowaniu najwyższych standardów operacyjnych i dyscypliny finansowej.# KWESTIE ŚRODOWISKOWE

Prowadzimy działalność w pełnej zgodności ze wszystkimi właściwymi przepisami i spełniamy wszystkie wymogi w zakresie bezpieczeństwa i ochrony środowiska, a także staramy się prowadzić działalność w sposób przyjazny dla środowiska. W Grupie funkcjonuje Komitet ds. Ochrony Środowiska, Odpowiedzialności Społecznej i Ładu Korporacyjnego („Komitet ESG”), na czele którego stoi Dyrektor Generalny. W pracach komitetu uczestniczą inni członkowie kluczowego personelu Serinus, a nadzór nad nim sprawuje Rada Dyrektorów. Komitet analizuje regulaminy, zgodnie z którymi działamy, oraz wskaźniki, które stosujemy do pomiaru wyników Grupy, a także ocenia przyjęte ramy sprawozdawczości w zakresie ochrony środowiska i wynikające z nich zalecenia, takie jak zasady sprawozdawczości wydane przez Grupę Zadaniową ds. Ujawniania Informacji Finansowych Związanych z Klimatem (ang. Taskforce on Climate-Related Financial Disclosure – „TCFD”), w celu określenia najlepszego sposobu, w jaki Grupa może dostosować się do zmieniających się wymogów informacyjnych. Chociaż stosowanie się do wytycznych i zaleceń TCFD jest obecnie dobrowolne dla mniejszych firm, Serinus już teraz wdraża i realizuje procesy w zakresie ładu korporacyjnego, zarządzania ryzykiem i wytyczania strategii rozwoju na potrzeby zarządzania związanymi z klimatem czynnikami ryzyka finansowego. Podejście to rozwijamy w ramach przyjętej strategii ESG i stosujemy je przy realizacji strategii korporacyjnej, tworzeniu planów rozwoju, alokacji kapitału, prowadzeniu działalności operacyjnej i określaniu kluczowych wskaźników wydajności dla kadry zarządzającej. Wyznaczone przez ONZ Cele Zrównoważonego Rozwoju, w szczególności Cel 13: Działania w dziedzinie klimatu, stanowią częste kryterium przyjmowane na potrzeby sprawozdawczości środowiskowej przez firmy energetyczne. Rada Dyrektorów Serinus, za pośrednictwem Komitetu ESG, będzie na bieżąco analizować możliwości odpowiedniego uwzględnienia tych celów w naszych przyszłych sprawozdaniach ESG.

KWESTIE ŚRODOWISKOWE

Serinus posiada udziały w koncesjach na terytorium Rumunii i Tunezji. Zarówno portfel rumuński, jak i tunezyjski obejmuje aktywa rozciągające się na rozległych obszarach, lecz o diametralnie różnych uwarunkowaniach topograficznych. Obszar położonej w północno-zachodniej Rumunii koncesji Satu Mare zajmują przede wszystkim tereny rolnicze o łącznej powierzchni 2,949 km 2 . Natomiast dwie koncesje tunezyjskie obejmują zarówno bezludne tereny pustynne, jak i zaludnione tereny rolnicze w środkowych i południowych regionach kraju. Celem Serinus jest prowadzenie działalności w różnych lokalnych warunkach środowiskowych w pełnej zgodności z właściwymi przepisami prawa oraz zmniejszanie śladu węglowego Grupy poprzez minimalizację emisji i odpadów, a także niwelowanie potencjalnego wpływu naszej działalności na środowisko.

RUMUNIA

W 2023 r. jednostka zależna Serinus Energy Romania mogła nadal poszczycić się bardzo dobrymi wynikami w zakresie BHP. Wskaźnik częstotliwości wypadków przy pracy (na milion przepracowanych roboczogodzin), ustalony na podstawie wszystkich odnotowanych urazów na terenie wszystkich wiertni i innych elementów infrastruktury Serinus w Rumunii, wyniósł zero (w 2022 r. – również zero dla pracowników Serinus Romania), a w styczniu 2024 r. zakład przetwarzania gazu Moftinu odnotował 1 750. kolejny dzień bezwypadkowego ruchu instalacji. Od uruchomienia zakładu przetwarzania gazu Moftinu w 2019 r. nie odnotowano w nim żadnych wycieków ani innych incydentów zagrażających środowisku. Serinus Energy Romania S.A. w pełni wywiązuje się ze wszystkich swoich zobowiązań w zakresie ochrony środowiska wynikających z przepisów prawa. Ponadto spółka pomyślnie przeszła doroczny audyt zgodności z posiadanymi certyfikatami ISO 14001:2015 (systemy zarządzania środowiskowego), ISO 9001:2015 (zarządzanie jakością) oraz ISO 45001:2018 (bezpieczeństwo i higiena pracy).

W 2023 r. zużycie energii elektrycznej z sieci w zakładzie przetwarzania gazu Moftinu wyniosło 315 MWh, co stanowiło 0,45% rocznej produkcji energii wynoszącej 69 910 MWh. Dla porównania – w 2022 r. zakład zużył 317 MWh energii elektrycznej, co stanowiło 0,12% rocznej produkcji wynoszącej 267,582 MWh. Na terenie zakładu przetwarzania gazu Moftinu zainstalowano dziewięć paneli słonecznych, które w 2023 r. wygenerowały 27,44 kWh energii, zapobiegając tym samym emisji 9,007 kg CO 2 . Serinus Energy Romania kontynuuję ocenę możliwości zwiększenia wykorzystania energii słonecznej na terenie swoich instalacji.

W 2023 r. w pochodniach spalono łącznie 6,367 MMcf niezagospodarowanego gazu z dwóch eksploatowanych odwiertów. Liczba ta obejmuje także wolumen gazu zużyty przez dwa aparaty do kompresji głowicowej i odpowiada 8,85% rocznego wydobycia. W ujęciu miesięcznym w pochodniach spalano 0,53 MMcf gazu. W 2023 r. z dwóch odwiertów usunięto łącznie 13 853 m 3 napływającej do nich wody złożowej, podczas gdy w 2022 r. z trzech odwiertów usunięto 19 341 m 3 wody złożowej, a w 2021 r. z czterech odwiertów odprowadzono 3 292 m 3 wody złożowej.

Badania emisji spalin z pochodni są przeprowadzane corocznie zgodnie z wymogami określonymi w odpowiednim pozwoleniu środowiskowym. Ostatnie takie badania przeprowadzono we wrześniu 2023 r. Ich wyniki wykazały, że średnia zawartość CO 2 w spalinach ogółem wynosiła 0,55%, tj. była poniżej progu porównawczego wynoszącego 3,8%.

We wrześniu 2023 r. akredytowana europejska organizacja zajmująca się monitorowaniem emisji oraz szczelności rurociągów The Sniffers (www.the-sniffers.com) sporządziła raport z monitorowania emisji niezorganizowanych dla zakładu przetwarzania gazu Moftinu. Raport powstał w oparciu o metodologię przyjętą w dokumencie „Method 21” EPA-453/R-95-017 wydanym przez Agencję Ochrony Środowiska Stanów Zjednoczonych („US EPA”). Firma Sniffers ma akredytację ISO 17025, udzieloną przez BELAC (belgijską jednostkę akredytującą) w dniu 17 grudnia 2017 r., w zakresie stosowania metodologii zgodnej z dokumentem „EPA 21 Protocol for equipment leak emission estimates, 1995, EPA-453/R-95-017” (Procedura EPA 21 na potrzeby szacowania emisji wynikających z nieszczelności infrastruktury). Wszystkie dane i obliczenia zostały opracowane za pomocą autorskiego oprogramowania firmy The Sniffers o nazwie Sniffers Full Emission Management Platform „SFEMP”. Zmierzone w częściach na milion wartości są przeliczane na emisje niezorganizowane (kg/rok). Obliczenia te są zgodne z wytycznymi wydanego przez US EPA dokumentu pt. „Correlation factors for Petroleum Industry” (Współczynniki korelacji dla przemysłu naftowego). W prezentowanej w nim metodzie stosuje się współczynniki przeliczeniowe zależne od źródła emisji i mierzonej wartości.

W ramach monitorowania emisji niezorganizowanych zrealizowano zadanie polegające na wykryciu i naprawie nieszczelności. W jego toku zidentyfikowano łącznie 2 698 potencjalnych źródeł emisji, z czego 26 było niedostępnych (tj. nie można było zmierzyć poziomu ich ewentualnych emisji ze względu na brak sprzętu, który pozwoliłby na bezpieczne dotarcie do nich; takie źródła przelicza się tak, aby odzwierciedlały wartości dla wszystkich źródeł), a 2 618 były dostępne. Spośród zidentyfikowanych łącznie 2 618 potencjalnych źródeł emisji wyłącznie 7, tj. 0,26%, było nieszczelnych. Roczny poziom emisji niezorganizowanych z nich wyniósł 1,1 kg. Emisja z jednej z nieszczelności wynosiła 2,7 kg/rok, tj. była powyżej progu, którego przekroczenie wskazuje na konieczność naprawy (zgodnie z definicją przyjętą przez US EPA dla nieszczelnych źródeł emisji wynosi on 10 000 części na milion). W raporcie zamieszczono wniosek, że udana naprawa nieszczelności może pozwolić na zmniejszenie łącznych rocznych emisji niezorganizowanych o 1,5 kg, tj. 88,85%. Nieszczelność została naprawiona.

TUNEZJA

W 2023 r. jednostka zależna Serinus Tunisia mogła nadal poszczycić się bardzo dobrymi wynikami w zakresie BHP. Wskaźnik częstotliwości wypadków przy pracy (na milion przepracowanych roboczogodzin), ustalony na podstawie wszystkich odnotowanych urazów na terenie wszystkich wiertni i innych elementów infrastruktury Serinus w Rumunii, wyniósł zero (w 2022 r. – również zero dla pracowników Serinus Tunisia). Nie odnotowano żadnych incydentów o charakterze środowiskowym na obszarze koncesji Sabria, a na obszarze koncesji Chouech Es Saida odnotowano dwa drobne incydenty, których skutki zostały usunięte. Serinus Tunisia w pełni wywiązuje się ze wszystkich swoich zobowiązań w zakresie ochrony środowiska wynikających z przepisów prawa. Od 2014 r. Spółka prowadzi monitoring kwestii środowiskowych na wszystkich eksploatowanych przez nią polach w Tunezji zgodnie z właściwymi przepisami prawa i innymi ciążącymi na Grupie wymogami w zakresie ochrony środowiska. Roczne sprawozdanie środowiskowe Serinus Tunisia za 2023 r. został przedłożone Agence Nationale de Protection de l'Environnement („ANPE”) w styczniu 2024 r.

W 2023 r. Centre Mediterraneen d'Analyses („CMA”) przeprowadziło coroczną ocenę środowiskową dla pól Sabria i Chouech Es Saida, obejmującą ocenę emisji do atmosfery z pochodni na obu polach, ocenę jakości powietrza, ocenę zanieczyszczenia wód gruntowych, ocenę wód złożowych, ocenę zasobów wody słodkiej, analizę próbek gleby i ocenę emisji hałasu. Program monitorowania środowiska w odległych lokalizacjach, który został wdrożony na wszystkich wiertniach, jest weryfikowany przez kierownictwo. We wrześniu 2023 r. na terenie koncesji Sabria i na stanowisku Oum Chiah przeprowadzono analizę emisji z pochodni oraz kontrolę jakości powietrza, w wyniku której stwierdzono, że Grupa przestrzegała maksymalnych dopuszczalnych poziomów zanieczyszczeń wód gruntowych i gleby oraz wymogów w zakresie gospodarowania odpadami stałymi. Przeprowadzona przez Grupę we własnym zakresie analiza zgodności emisji do powietrza z wymogami w zakresie dopuszczalnych poziomów emisji wynikającymi z Rozporządzenia nr 2018-447 z 18 maja 2018 r. oraz Rozporządzenia nr 2010-2519 z 28 września 2010 r.wykazała zgodność z tymi wymogami w odniesieniu do wszystkich substancji z wyjątkiem tlenku węgla (CO) emitowanego przez starsze elementy infrastruktury. Po przeanalizowaniu możliwych do realizacji środków zaradczych Grupa wdrożyła krótko- i średnioterminowy plan działania, obejmujący program konserwacji zapobiegawczej oraz remontów i modernizacji problematycznych urządzeń, w celu ograniczenia szkodliwych emisji.

Kontrola zanieczyszczenia wód gruntowych przeprowadzana jest corocznie z wykorzystaniem istniejących na polu Sabria studni. Dotychczas nie stwierdzono żadnych zanieczyszczeń tego rodzaju. W 2014 r. na obszarze koncesji Sabria wykonano pięć piezometrów na potrzeby monitorowania poziomu zwierciadła wód gruntowych. Są one nadal wykorzystywane. Woda złożowa napływająca do odwiertów ma polu Sabria jest odpowiednio utylizowana. Woda ta charakteryzuje się wysokim zasoleniem (360 gramów/litr) i zawiera śladowe ilości metali ciężkich. Do 2015 r. woda złożowa z odwiertów na polu Sabria była kierowana do uszczelnionych zbiorników retencyjno-odparowujących, skąd w sposób naturalny odparowywała. Ze względu na niską wydajność tego procesu oraz konieczność nieustannego dodawania kolejnych zbiorników w 2015 r. na obszarze koncesji wdrożono technologię automatycznego odparowywania, co pozwoliło na szybsze i bardziej efektywne odparowywanie wody złożowej.

W 2023 r. na polu Sabria z odwiertów usunięto łącznie 37 581 m 3 wody złożowej (w 2022 r. – 49 129 m 3 ), natomiast na polu Chouech Es Saida z wykorzystaniem uszczelnionych zbiorników retencyjno-odparowujących odparowano łącznie 196 770 m 3 wydobytej wody złożowej (w 2022 r. – 225 283 m 3 ). Grupa analizuje różne alternatywne rozwiązania w zakresie przyjaznej dla środowiska utylizacji wód złożowych.

We wrześniu 2020 r. firma doradcza specjalizująca się w inżynierii środowiskowej First North African Consultancy for the Environment („FNAC”, www.fnac-environment.com) przeprowadziła analizę działań w zakresie zarządzania ochroną środowiska podejmowanych przez Serinus na polu Sabria w celu oceny przestrzegania przez Spółkę obowiązujących w Tunezji przepisów dotyczących ochrony środowiska oraz zanieczyszczenia wód gruntowych i gleby w pobliżu miejsc odprowadzania wód złożowych. W ramach przeprowadzonej analizy:

zbadano i oceniono raporty środowiskowe i techniczne oraz pozostałą dokumentacją dotyczącą zbiorników retencyjno-odparowujących;
przeanalizowano podjęte w przeszłości działania w zakresie utylizacji odpadów w wyrobiskach poeksploatacyjnych związane z nimi raporty;
zbadano tzw. czerwony i niebieski rejestr odpadów, zawierające informację, odpowiednio, o odpadach niebezpiecznych i odpadach komunalnych;
pobrano próbki wód gruntowych i gleby (w tym w postaci rdzeni) z miejsc potencjalnie zagrożonych zanieczyszczeniem na obszarze koncesji Sabria;
pobrano i poddano analizie laboratoryjnej próbki wody z istniejących piezometrów i miejsc odprowadzania wód złożowych oraz zrealizowano monitoring środowiskowy miejsc potencjalnie zagrożonych zanieczyszczeniem na obszarze koncesji Sabria.

W powyższych działaniach uczestniczyli przedstawiciele ANPE, a sporządzona na podstawie ich wyników sprawozdania zostały przedłożone agencji. Przeprowadzone oceny, oparte na porównaniu z próbkami kontrolnymi wód gruntowych i gleby, wykazały, że potencjalne czynniki zanieczyszczające były poniżej maksymalnych dopuszczalnych poziomów wynikających z właściwych przepisów prawa obowiązujących w Tunezji. Potwierdziło to skuteczność stosowanych metod odprowadzania i gromadzenia wydobytej wody złożowej w zbiornikach retencyjno-odparowujących. Nie stwierdzono wycieku ani przelewania się gromadzonej wody do gleby lub wód gruntowych. Po zakończeniu badania wskazane w sprawozdaniu z jego przebiegu zalecenia zostały wdrożone i są nadal przestrzegane.

Od sierpnia 2015 r. Grupa także prowadzi regularny monitoring emisji do powietrza na terenie pól Sabria i Chouech. We wszystkich miejscach na terytorium Tunezji, w których Serinus prowadzi działalność, wdrożono odpowiednie procedury gospodarowania odpadami, w tym utylizacji różnego rodzaju odpadów przemysłowych (np. akumulatorów z ogniwami suchymi, akumulatorów kwasowo-ołowiowych, pustych butli gazowych, filtrów oleju, przepracowanego oleju, odpadów zanieczyszczonych, zużytych świetlówek), odpadów surowcowych (np. powstałych w wyniku zużycia oleju napędowego), odpadów niebezpiecznych (np. ścieków, odpadów medycznych), odpadów bytowych (np. odpadów spożywczych, plastikowych butelek, oleju kuchennego, papieru) oraz odpadów biurowych (np. plastikowych butelek, papieru, wkładów do drukarek, baterii).

Przykładowo, w 2022 r. w biurze w Tunisie recyklingowi poddano 1 164 kg papieru i plastikowych butelek, a w 2023 r. ilość ta spadła do 784 kg, co było efektem przeprowadzonych szkoleń i wzrostu świadomości w zakresie możliwości wykorzystania surowców wtórnych.

Zużycie energii elektrycznej w biurze w Tunisie w 2023 r. było o 110 337 kWh wyższe niż w 2022 r. (93 920 kWh), co wynikało z obecności wykonawców zatrudnionych czasowo do prac rekonstrukcyjnych i badań geologicznych na obszarze koncesji Sabria. Zużycie energii elektrycznej na obszarze tej koncesji spadło natomiast o 12%, do 601 259 kWh (w 2022 r. – 679 902 kWh). Obszar koncesji Chouech nie jest podłączony do sieci elektroenergetycznej, w związku z czym energia elektryczna na potrzeby zasilania pracujących tam urządzeń wytwarzają generatory gazowe.

Zużycie wody słodkiej na obszarze koncesji Sabria w 2023 r. wyniosło 15 820 m 3 (w 2022 r. – 16 290 m 3 ), a na obszarze koncesji Chouech – 26 498 m 3 (w 2022 r. – 41 440 m 3 ).

Zużycie oleju napędowego we wszystkich lokalizacjach, w których Serinus prowadzi działalność operacyjną, wyniosło 150 m 3 , co oznacza spadek o 2% w stosunku do 2022 r., w którym zużyto łącznie 153 m 3 , a także w stosunku do 2019 r., kiedy to zużycie oleju napędowego było znacznie wyższe i wyniosło łącznie 305 m 3 . Zmniejszenie zużycia oleju napędowego wynika przede wszystkim z większej świadomości w zakresie potrzeby oszczędzania zasobów, przeprowadzonych szkoleń, działań optymalizacyjnych i bardziej efektywnego zarządzania transportem.

KWESTIE SPOŁECZNE

Serinus dąży do zapewnienia zdrowia, bezpieczeństwa, ochrony i dobrostanu wszystkim swoim pracownikom i współpracownikom, a także do umożliwienia swoim zespołom osiągania jak najlepszych wyników i przyczyniania się do rozwoju gospodarczego i społecznego krajów, w których prowadzimy działalność. Spółka Serinus Energy Romania uzyskała certyfikację ISO 45001:2018 w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy.

Bezpieczeństwo, ochrona i dobrostan wszystkich pracujących dla Grupy osób stanowi dla nas priorytet i determinuje sposób prowadzenia przez nas działalności. Spółka wdrożyła plany działania na wypadek sytuacji awaryjnych w odniesieniu do wszystkich realizowanych przedsięwzięć i posiadanych aktywów. Plany te są corocznie weryfikowane pod kątem przydatności i w zależności od przetrzeb aktualizowane przez kierownictwo wyższego szczebla. Pracownicy są z nimi zapoznawani i odbywają szkolenia przygotowujące ich do podjęcia przypisanych im zadań w sytuacjach awaryjnych. Uzupełnieniem tych szkoleń są okresowe szkolenia przypominające. Rutynowo przeprowadzane są ćwiczenia i próbne działania na wypadek sytuacji awaryjnej.

W stosownych przypadkach Grupa monitoruje sytuację w zakresie bezpieczeństwa na szczeblu lokalnym i dba o to, aby pracownicy byli świadomi ewentualnych zagrożeń i podejmowane były działania w celu zapewnienia im ochrony, odpowiadające aktualnym potrzebom. W Tunezji lokalny zespół ds. bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony i środowiska zapewnia skuteczne wdrożenie procedur gotowości i reagowania w sytuacjach kryzysowych, a także regularnie aktualizuje plany działania w sytuacjach kryzysowych. W Rumunii zarówno pracownicy centrali, jak i zespoły pracujące na terenie zakładu przetwarzania gazu Moftinu przechodzą comiesięczne szkolenia dotyczące bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony i środowiska, w ramach których poznają lokalne przepisy prawa oraz politykę firmy w tym zakresie.

Podejmujemy szereg działań mających na celu ciągłe doskonalenie obowiązującego w Grupie planu zarządzania BHP, aby zapewnić realizację zobowiązań wynikających z polityki firmy. Przeprowadzane są regularne kontrole oraz okresowe audyty w celu oceny i poprawy wyników w tym zakresie. Wdrażane przez nas procedury mają formę standardów korporacyjnych, określających zasady oczekiwanego przez Serinus postępowania we wszystkich obszarach działalności Grupy. Standardy te są udostępnianie wszystkim osobom w Grupie, a jej pracownicy i współpracownicy dodatkowo przechodzą szkolenia w zakresie ich przestrzegania na poziomie krajowym w zależności od aktualnych potrzeb.

W 2023 r. w jednostce biznesowej Serinus w Tunezji przeprowadzono łącznie 47 ćwiczenia z zakresu bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony osób i mienia oraz ochrony środowiska, w jednostce biznesowej w Rumunii – łącznie 240 szkoleń o tej samej tematyce. Przeprowadzane są regularne audyty mające na celu weryfikację polityk i procedur z zakresu bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony osób i mienia oraz ochrony środowiska. W 2023 r. w jednostce biznesowej Serinus w Tunezji przeprowadzono łącznie 24 takich wewnętrznych audytów (w 2022 r. – 25), a w jednostce biznesowej w Rumunii doroczny audyt na potrzeby utrzymania certyfikacji ISO został przeprowadzony przez Lloyds Register. Plany te są także ponownie przekazywane zespołom Serinus przed przystąpieniem przez nie do realizacji jakichkolwiek większych prac. Oprócz udostępnienia pracownikom planów postepowania na wypadek sytuacji awaryjnych przeprowadza się także okresowe szkolenia przypominające, obejmujące także regularne ćwiczenia i próbne działania na wypadek sytuacji kryzysowej.

W Rumunii od czasu rozpoczęcia wydobycia w 2019 r. nie odnotowano żadnych wypadków przy pracy. Oznacza to, że na 31 grudnia 2023 r.# 29 BEZPIECZEŃSTWO, ZDROWIE I ŚRODOWISKO

Liczba dni bezwypadkowego ruchu instalacji Serinus w tym kraju wynosiła 1 712. Analogiczna statystyka dla infrastruktury Grupy w Tunezji na 31 grudnia 2023 r. wynosiła 2 948 dni. W 2023 r. nie odnotowano żadnych zdarzeń skutkujących utratą czasu pracy ani w Tunezji, ani w Rumunii, co świadczy o skuteczności nieustannie podejmowanych przez Spółkę działań na rzecz zapewnienia bezpiecznego środowiska pracy naszym pracownikom. Naszym celem jest dalsze utrzymywanie dotychczasowego wysokiego poziomu bezpieczeństwa i wydajności.

W 2022 r. kluczową kwestią dla Grupy w zakresie bezpieczeństwa i higieny pracy było podejmowanie działań w celu ochrony pracowników przed wirusem SARS-CoV-2. Obejmowały one dostosowanie zmianowego systemu pracy oraz wprowadzenie pracy zdalnej zgodnie z lokalnymi wymogami wynikającymi z przepisów prawa, aktualizację regulaminów pracy w celu zminimalizowania ryzyka zakażenia, zapewnienie odpowiedniego sprzętu ochrony osobistej, regularną dezynfekcję obiektów i testowanie personelu, a także zapewnienie dostępu do opieki medycznej w miejscu pracy. Mimo, że najpoważniejsze skutki pandemii COVID-19 w znacznym stopniu ustąpiły, Grupa w dalszym ciągu na bieżąco monitoruje sytuację pod kątem oznak wystąpienia kolejnej fali zakażeń oraz zachowuje gotowość do ponownego wprowadzenia środków, które wcześniej z powodzeniem stosowała w celu ochrony swoich pracowników.

Na podstawie przyjętego Kodeksu Etycznego i innych właściwych regulacji wewnętrznych Spółka zobowiązana jest do zapewnienia wszystkim pracownikom miejsca pracy wolnego od dyskryminacji, w którym mają oni możliwość pełnej realizacji swojego potencjału wyłącznie w zależności od swoich kompetencji i osiągnięć. Serinus ceni sobie różnorodność wśród pracowników i stara się budować sprzyjającą integracji kulturę miejsca pracy, przekładającą się na zdolność Spółki jako pracodawcy do zatrudniania najwyższej klasy specjalistów i oferowania im odpowiednich, odpowiadającymi ich ambicjom i oczekiwaniom możliwości rozwoju. Na czele zarówno rumuńskiej, jak i tunezyjskiej jednostki biznesowej stoi osoba będąca obywatelem danego kraju, a ponadto w żadnej z tych jednostek nie są obecnie zatrudnieni pracownicy zagraniczni. Naszą działalnością w Rumunii kieruje pani Alexandra Damascan, a 30% naszych pracowników w tym kraju stanowią kobiety. W Tunezji udział kobiet w łącznej liczbie pracowników miejscowej centrali Serinus wynosi 39%. Cenimy sobie różnorodność wśród pracowników, a oferowanie im równych szans stanowi dla nas wartość samą w sobie. Ponadto we wszystkich jurysdykcjach, w których prowadzimy działalność, staramy się zatrudniać kadry spośród lokalnych kandydatów, ponieważ ufamy, że ich kompetencje odpowiadają jakości, jakiej oczekujemy od naszych zasobów ludzkich.

Przyjęta przez Serinus „Polityka w zakresie przeciwdziałania niewolnictwu i handlowi ludźmi” zobowiązuje Grupę do etycznego i zgodnego z wartościami postępowania we wszystkich zawieranych przez nas transakcjach, jak i relacjach biznesowych oraz do wdrażania i egzekwowania skutecznych systemów i mechanizmów kontroli w celu niedopuszczenia, by w jakimkolwiek obszarze naszej własnej działalności ani w żadnym z naszych łańcuchów dostaw nie było praktykowane współczesne niewolnictwo. Grupa podejmuje również środki mające na celu zapewnienie transparentności w działalności Serinus, w tym także działań, jakie podejmujemy na rzecz zapobiegania praktykowaniu współczesnego niewolnictwa w ramach naszych łańcuchów dostaw zgodnie z ciążącymi na nas obowiązkami informacyjnymi wynikającymi z brytyjskiej Ustawy o zapobieganiu współczesnemu niewolnictwu z 2015 r. (ang. Modern Slavery Act 2015). Od naszych współpracowników, dostawców i innych kontrahentów oczekujemy przestrzegania w tym zakresie takich samych wysokich standardów, w związku z czym w ramach udzielania zamówień zobowiązujemy zleceniobiorców do stosowania się do zakazów korzystania z pracy przymusowej, pracy więźniów lub pracy osób będących ofiarami handlu ludźmi, bez względu na to, czy taka praca byłaby wykonywana przez dzieci, czy osoby dorosłe, a także oczekujemy, że nasi dostawcy zobowiążą swoich dostawców do takiego samego postępowania. Zapobieganie przypadkom niewolnictwa, ich wykrywanie i zgłaszanie we wszystkich obszarach naszej działalności oraz na wszystkich etapach naszych łańcuchów dostaw jest obowiązkiem wszystkich osób pracujących dla Grupy lub pod jej kierunkiem. Osoby te zachęca się, aby swoje podejrzenia dotyczące ewentualnych przypadków niewolnictwa zgłaszały w trybie przewidzianym w przyjętej przez Serinus „Polityce zgłaszania nieprawidłowości”.

Jednostka zależna Serinus Tunesia opracowała swój program działań z zakresu społecznej odpowiedzialności biznesu we współpracy z lokalnymi społecznościami i interesariuszami, co pozwoliło wskazać te obszary, w których działania Serinus mogą przynieść danym społecznościom i grupom interesariuszy wymierne korzyści. Szczególne miejsce w tym programie zajmują działania na rzecz wsparcia opieki zdrowotnej oraz inicjatyw oświatowych i kulturalnych na terenach, gdzie Serinus prowadzi działalność. Program funkcjonuje od 2013 r. Od tego czasu w jego ramach Serinus przekazuje środki na zakup sprzętu medycznego dla szpitali, remonty sal lekcyjnych i innych pomieszczeń szkolnych, zakup książek do bibliotek szkolnych, poprawę stanu przedszkoli oraz organizację lokalnych wydarzeń kulturalnych. Spółka Serinus Tunisia uczestniczyła również w przedsięwzięciach realizowanych wspólnie z władzami lokalnymi i regionalnymi oraz innymi przedsiębiorstwami z branży naftowej działającymi na tym samych terenach. Jednym z nich jest Kébili CSR Consortium, z którym Serinus jest związany od 2015 r. i które wspiera inicjatywy rozwojowe realizowane w terytorium gubernatorstwa Kébili we współpracy z władzami regionalnymi, Ministerstwem Przemysłu, Energii i Kopalń, ETAP oraz koncernami naftowymi działającymi w regionie. Od 2015 r. Kébili CSR Consortium wspiera programy edukacyjne, w tym działa na rzecz odbudowy szkół oraz zapewnienia odpowiedniej infrastruktury oświatowej i wyposażenia placówek edukacyjnych, a także angażuje się w inicjatywy z zakresu ochrony zdrowia, finansując zakupy sprzętu medycznego i remonty, oraz w inne przedsięwzięcia społeczne. Część działań z zakresu społecznej odpowiedzialności biznesu realizowanych w Kibili stanowią inicjatywy kulturalne, ze szczególnym uwzględnieniem starań na rzecz podtrzymywania przez kobiety lokalnych tradycji rękodzielniczych, obejmujących m.in. utworzenie i wyposażenie centrum rękodzieła dla kobiet w Kibili. W ramach przedsięwzięcia prowadzone są szkolenia nakierowane na rozwój zawodowy, a tym samym wzmocnienie pozycji ekonomicznej kobiet w społeczeństwie. Napięcia społeczne i niestabilna sytuacja polityczna w Tunezji, zwłaszcza w regionach południowych, w ciągu ostatnich kilku lat wpłynęły na możliwość realizacji wielu spośród wspomnianych wyżej inicjatyw i programów z zakresu społecznej odpowiedzialności biznesu. Działania te stanowiły jednak ważny element relacji utrzymywanych przez Serinus z lokalnymi interesariuszami i Grupa zakłada, że wraz z ustabilizowaniem się sytuacji możliwe będzie ich wznowienie na kolejne lata.

30 ŁAD KORPORACYJNY

Grupa rozumie znaczenie należytego ładu korporacyjnego, w związku z czym zarządzanie nią odbywa się pod kierunkiem i nadzorem Rady Dyrektorów. Ponieważ Regulamin AIM wymaga do Serinus przestrzegania uznanego kodeksu ładu korporacyjnego, Spółka przyjęła do stosowania Kodeks Ładu Korporacyjnego publikowany przez Porozumienie Spółek Giełdowych (ang. Quoted Companies Alliance Corporate Governance Code; dalej „Kodeks”). Sprawozdanie na temat przestrzegania jego zasad zamieszczone jest na stronach 37-41 niniejszego Raportu Rocznego.

Serinus obecnie prowadzi działalność w Rumunii i Tunezji. W ostatnim opublikowanym przez organizację Transparency International Indeksie Percepcji Korupcji („Indeks”) Rumunia zajmuje 63. miejsce spośród 180 krajów uwzględnionych w zestawieniu za 2023 r. W tym samym rankingu Tunezja zajmuje 87. miejsce. Żaden z tych krajów nie został uznany za kraj wysokiego ryzyka, w obu funkcjonują dobrze rozwinięte systemy prawne, a Rumunia ponadto należy do Unii Europejskiej. Niemniej polityki, procedury i praktyki Grupy muszą pozostawać adekwatne do potrzeb, na jakiej mają odpowiadać, w związku z czym muszą być poddawane regularnej weryfikacji i ewentualnej aktualizacji.

W Grupie funkcjonują systemy kontroli wewnętrznej, które służą zapewnieniu przestrzegania przyjętych norm etycznego postępowania w relacjach biznesowych z innymi podmiotami. Łapownictwo jest surowo wzbronione w całej Grupie, a zakaz ten obowiązuje zarówno naszych pracowników, jak i inne osoby działające w naszym imieniu. Przyjęta w Serinus polityka przeciwdziałania łapownictwu i innym formom korupcji ma na celu zapobieganie praktykom korupcyjnym i zapewnienie należytego funkcjonowania mechanizmów wykrywania potencjalnych naruszeń, ich usuwania i wyciągania z nich wniosków. Obejmuje ona sprawdzanie nowych dostawców, coroczne szkolenia dla wszystkich pracowników, odbieranie od współpracowników oświadczeń o przestrzeganiu zasad w zakresie przeciwdziałania korupcji, odbieranie oświadczeń o przestrzeganiu zasad w zakresie przyjmowania upominków i gościnności oraz kompleksową procedurę zgłaszania nieprawidłowości.

31 OŚWIADCZENIE W SPRAWIE ZARZĄDZANIA RYZYKIEM

Grupa jest narażona na szereg potencjalnych czynników ryzyka i niepewności, które mogą mieć istotny wpływ na długoterminowe wyniki Grupy i mogą spowodować, że jej rzeczywiste wyniki będą istotnie odbiegać od oczekiwanych. Zarządzanie ryzykiem leży w gestii Rady Dyrektorów, a Grupa opracowała szereg mechanizmów i procedur kontroli wewnętrznej służących zarządzaniu ryzykiem. Poniższy wykaz przedstawia główne czynniki ryzyka i niepewności, na które narażona jest Grupa, oraz opis sposobu zarządzania nimi.# RYZYKO POLITYCZNE I REGULACYJNE

Prowadzenie działalności na terenie wielu jurysdykcji wiąże się z ryzykiem wynikającym z sytuacji politycznej, otoczenia regulacyjnego i uwarunkowań społecznych oraz ryzykiem niepokojów społecznych, przemocy politycznej, korupcji, wywłaszczenia, zmian w przepisach podatkowych lub naruszenia przepisów prawa.