Serinus Energy PLC — Management Reports 2018

Aug 10, 2018

Serinus Energy plc

`

Sprawozdanie kierownictwa z działalności za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2018 r. (kwoty w dolarach amerykańskich)

Niniejsze Sprawozdanie kierownictwa z działalności ("Sprawozdanie z działalności") spółki Serinus Energy plc (zwanej "Serinus" lub "Spółką") jest przeglądem wyników działalności, płynności oraz zasobów kapitałowych spółki Serinus Energy plc oraz jej spółek zależnych (zwanych łącznie "Serinus" lub "Spółką"). Sprawozdanie z działalności należy analizować łącznie z niezbadanym skróconym skonsolidowanym śródrocznym sprawozdaniem finansowym Serinus za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2018 r. oraz zbadanym Skonsolidowanym Sprawozdaniem Finansowym Serinus wraz z notami objaśniającymi za rok zakończony dnia 31 grudnia 2017 r. Należy także zapoznać się z informacją prawną zatytułowaną "Wyrażenia perspektywiczne", która znajduje się na końcu niniejszego dokumentu.

Za sporządzenie niniejszego Sprawozdania z działalności odpowiada Kierownictwo, natomiast Komitet ds. Audytu Rady Dyrektorów ("Rada") dokonuje przeglądu niniejszego Sprawozdania z działalności i rekomenduje jego przyjęcie przez Radę.

Niniejsze Sprawozdanie z działalności sporządzone zostało w dolarach amerykańskich ("USD"), będących walutą sprawozdawczą Spółki. Załączone sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej ("MSSF"), zwanymi również standardami rachunkowości. Niniejszy dokument datowany jest na dzień 9 sierpnia 2018 r.

W informacji zamieszczonej na końcu niniejszego dokumentu znajdują się definicje niektórych pojęć stosowanych w ujawnieniach dotyczących ropy naftowej i gazu ziemnego, miar niewystępujących w MSSF oraz istotnych szacunków. Dodatkowe informacje na temat Serinus znajdują na stronie internetowej Serinus pod adresem www.serinusenergy.com.

Niniejszy dokument stanowi wolne tłumaczenie oryginału sporządzonego w języku angielskim. W celu umożliwienia pełniejszego zrozumienia treści dokumentu, w uzasadnionych przypadkach użyto terminologii stosowanej powszechnie w Polsce. W przypadku wątpliwości interpretacyjnych obowiązuje wersja angielska.

KLUCZOWE INFORMACJE

• W dniu 3 maja 2018 r. Spółka zakończyła proces przenoszenia siedziby Spółki na Jersey (Wyspy Normandzkie) ("Kontynuacja"). W związku z Kontynuacją Spółka zmieniła nazwę z "Serinus Energy Inc." na "Serinus Energy plc" i przyjęła nowe dokumenty statutowe. W dniu 18 maja 2018 r. akcje Spółki zostały dopuszczone do obrotu na rynku AIM (ang. Alternative Investment Market), prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange, a oferta, w ramach której wyemitowanych zostało 66 666 667 nowych akcji zwykłych w cenie 15 pensów za akcję, i która przyniosła Spółce łączne 10 mln GBP, została zamknięta. Następnie Spółka z własnej inicjatywy wycofała z dniem 22 maja 2018 r. akcje z obrotu na Toronto Stock Exchange, z jednoczesną kontynuacją notowań na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie i na rynku AIM.
• W drugim kwartale 2018 r. Spółka kontynuowała budowę stacji gazowej w Rumunii, wstępny rozruch rozpoczęty został pod koniec czerwca, a stacja jest obecnie przekazywana do użytkowania. Ponadto w drugim kwartale 2018 r. Spółka wykonała odwiert Moftinu-1007. Odwiert ten został przyłączony do stacji gazowej Moftinu i jest wykorzystywany do przesyłu gazu w ramach procesu rozruchu stacji gazowej. Oczekuje się, że sprzedaż gazu rozpocznie się w drugiej połowie sierpnia.
• Obecnie Spółka finalizuje umowę sprzedaży gazu z uznanym międzynarodowym pośrednikiem obrotu gazem dla gazu wydobywanego ze stacji gazowej Moftinu.
• Średnie wydobycie za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. wynosiło odpowiednio 346 boe/d i 363 boe/d, w porównaniu do, 329 boe/d i 513 boe/d w analogicznych okresach 2017 r. Wzrost produkcji w drugim kwartale 2018 r. w porównaniu do 2017 r. spowodowany był zamknięciem pola Sabria od 22 maja 2017 r. do września 2017 r. Pole Chouech Es Saida pozostaje zamknięte od 28 lutego 2017 r. Spadek produkcji w okresach sześciomiesięcznych porównując rok do roku wynika z zamknięcia pola Chouech Es Saida w Tunezji od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z pola Sabria w Tunezji po wznowieniu produkcji we wrześniu 2017 r., które nastąpiło po okresie zamknięcia. Pole Sabria pozostawało zamknięte ze względu na niepokoje społeczne w południowej części kraju i od momentu wznowienia produkcji, wydobycie z odwiertu WIN-12bis było niższe niż przed jego zamknięciem. Udział wydobycia ropy w całkowitej produkcji wyniósł 72% w drugim kwartale 2018 r., w porównaniu do 74% w drugim kwartale 2017 r.
• W okresie trzech i sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. pozytywny wpływ na przychody Spółki miał wzrost cen ropy naftowej. Średnia cena sprzedaży ropy naftowej zrealizowana przez Spółkę wyniosła 71,74 USD/bbl i 68,73 USD/bbl za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r., w porównaniu do 47,25 USD/bbl i 49,72 USD/bbl w analogicznych okresach 2017 r., co stanowiło wzrost o 52% i 38%. Wzrost ten odzwierciedlał wyższe średnie ceny ropy Brent, które wynosiły 74,50 USD/bbl i 70,65 USD/bbl za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r., w porównaniu do 49,67 USD/bbl i 51,68 USD/bbl w analogicznych okresach 2017 r. W okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. Spółka zrealizowała w 97% cenę ropy Brent, w porównaniu do 96% realizacji ceny ropy w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2017 r.
• Nakłady inwestycyjne w okresie trzech i sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. wyniosły 5,2 mln USD i 7,4 mln USD. Nakłady inwestycyjne w 2018 roku były kierowane na finansowanie końcowej fazy budowy stacji gazowej Moftinu oraz wykonanie odwiertu Moftinu-1007.
• Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. wyniosły 0,6 mln USD (wartość ujemna) i 1,9 mln USD (wartość dodatnia), w porównaniu do 1,5 mln USD (wartość ujemna) i 1,3 mln USD (wartość ujemna) w analogicznych okresach 2017 r. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w drugim kwartale 2018 r. spowodowane było głównie wyższymi przychodami ze sprzedaży (pomniejszonymi o koszty produkcji w Tunezji). W okresie od początku roku przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej wzrosły do 1,9 mln USD z 1,3 mln USD (wartość ujemna) w 2017 r., co miało związek z otrzymaniem 2,6 mln USD odszkodowania z tytułu wypadku na odwiercie, który miał miejsce w grudniu 2017 r. oraz z wyższymi przychodami ze sprzedaży (pomniejszonymi o koszty produkcji w Tunezji). Wzrost ten został częściowo skompensowany przez 1,3 mln USD kosztów transakcyjnych poniesionych w związku z Kontynuacją na Jersey oraz procesem dopuszczenia akcji do obrotu na rynku AIM.
• Koszty wypadku na odwiercie w kwocie 4,0 mln USD, związane z działaniami interwencyjnymi na odwiercie Moftinu-1001 w grudniu 2017 r., zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. W okresie pierwszych sześciu miesięcy 2018 r. Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie związane z wypadkiem na odwiercie Moftinu-1001 i otrzymała 2,6 mln USD środków z odszkodowania. Środki te zostały w całości ujęte jako przychody w sprawozdaniu z zysków i strat. Po 30 czerwca 2018 r. Spółka złożyła drugi cząstkowy wniosek ten o odszkodowanie na kwotę 1,0 mln USD, dotyczące pozostałych kosztów wypadku. W związku z tym, że wniosek został złożony po zakończeniu kwartału, środki

z odszkodowania nie zostały ujęte w wynikach na dzień 30 czerwca 2018 r. Ponieważ w drugim kwartale 2018 r. Spółka zakończyła prace nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu-1007, to koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych będą stanowić ostateczną część roszczeń odszkodowawczych Spółki.

PERSPEKTYWY

Spółka koncentruje się na aktywach w Rumunii, które będą napędzały wzrost w ciągu najbliższych kilku lat. W drugim kwartale 2018 r. wykonano odwiert Moftinu-1007 o głębokości 1 463 metrów, przetestowano go i przyłączono do stacji gazowej. Również odwiert Moftinu-1000 został przyłączony do stacji i podjął produkcję, Obecnie stacja gazowa o operacyjnej przepustowości 15 Mmcf/d znajduje się na etapie oddawania do eksploatacji, jednak bez jednostki do niskotemperaturowej separacji (ang. Low Temperature Separation unit) i jednostki do odwadniania glikolu trietylenowego (ang. Triethylene Glycol unit), które znajdują się w końcowej fazie produkcji. Po ich dostarczeniu zostaną zainstalowane oraz nastąpi ostateczne przekazanie stacji do eksploatacji. Tymczasem przeprowadzono wstępny rozruch i rozpoczęto użytkowanie stacji bez tych jednostek, co umożliwiło przesył gazu pod koniec lipca, który został spalony. Przepływ gazu przez stacje gazową wykazał stabilność i gotowość stacji do działania w ramach zaprojektowanych parametrów. Ciągła produkcja i sprzedaż gazu są uzależnione od przyłączenia stacji gazowej do sieci energetycznej średniego napięcia oraz odbioru końcowego systemu sterowania. Uzyskanie pozwolenia na przyłączenie do sieci energetycznej od lokalnych władz zostało opóźnione i spowodowało opóźnienia w podłączeniu do linii średniego napięcia. Spółka kontynuuje współpracę z wykonawcą kontraktu EPC oraz z Rumuńskim Przedsiębiorstwem Energetycznym (ang. Romanian Electrical Company) w celu rozwiązania powyższych kwestii w odpowiednim czasie. Obecnie oczekuje się, że stała sprzedaż gazu rozpocznie się w drugiej połowie sierpnia, jako że prace związane z oddaniem do eksploatacji będą kontynuowane. Spółka poinformowała o naliczeniu kar za opóźnienie wobec wykonawcy kontaktu EPC zgodnie z warunkami kontraktu EPC.

Obecnie Spółka finalizuje umowę sprzedaży gazu z uznanym międzynarodowym pośrednikiem obrotu gazem dla gazu wydobywanego ze stacji gazowej Moftinu, który przejmie sprzedaż gazu z Moftinu i zapewni transport za pośrednictwem gazociągu Transgaz na obszarze Abramut-Satu Mare. Spółka oczekuje obecnie na przekazanie przez Transgaz kodu dostępu do krajowego systemu Transgaz. Serinus Energy Rumunia S.A. złożyła również wniosek o członkostwo na Giełdzie Towarowej w Bukareszcie (ang. Bucharest Commodity Market).

Spółka prowadzi również program wierceń w celu realizacji prac objętych zobowiązaniem w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji do października 2019 r., obejmujący wykonanie w 2018 r. dwóch dodatkowych odwiertów poszukiwawczych: Moftinu-1003 i Moftinu-1004. Odwierty te oraz odwiert Moftinu-1007 pozwolą Spółce na wypełnienie zobowiązania w ramach uzyskanego przedłużenia (Spółka ma również opcję przeprowadzenia badania sejsmicznego 3D dla 120 km2 zamiast wykonania jednego odwiertu). Budowa platformy oraz drogi dojazdowej dla odwiertu Moftinu-1003 została zakończona w lipcu, a prace wiertnicze nad odwiertem rozpoczęły się 6 sierpnia 2018 r.

Spółka planuje wykonać odwiert Motinu-1004 pod koniec czwartego kwartału 2018 roku, w zależności od dostępności wiertnicy. Spółka przewiduje, że jego produkcja w połączeniu z wydobyciem z odwiertów Moftinu-1000 i Moftinu-1007, spowoduje, że na początku 2019 roku stacja gazowa osiągnie pełną wydajność.

Obecnie Tunezji Spółka kieruje uwagę na zwiększenie wydobycia z pola Sabria i planuje skoncentrować się na realizacji niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów. Spółka zamierza ponownie aktywować odwiert Sabria N-2, a na innym istniejącym odwiercie na Polu Sabria zastosować metody mechanicznej eksploatacji złoża (ang. artificial lift), w ramach programu, który ma zostać uruchomiony w pierwszym kwartale 2019 r. Spółka uważa, że Sabria stanowi dużą szansą na rozwój w dłuższej perspektywie, w warunkach ustabilizowanej sytuacji społecznej w Tunezji.

W przypadku koncesji Chouech Es Saida, Spółka jeszcze nie wypracowała rozwiązania pozwalającego na wznowienie działalności pola, ale Spółka współpracuje z władzami Tunezji nad uzgodnieniem warunków jego ponownego uruchomienia, które uwzględniałoby zabezpieczenie, aby problemy społeczne nie zakłócały działalności pola. Ponowne uruchomienie pola będzie obejmowało program nakładów na wymianę elektrycznej pompy wgłębnej dla odwiertów CS-3 i CS-1.

OGÓLNE INFORMACJE OPERACYJNE

Serinus jest międzynarodową spółką poszukiwawczo-wydobywczą prowadzącą działalność w Tunezji i Rumunii. Spółka ma biuro zarządu w Calgary (Kanada) oraz biuro relacji inwestorskich w Warszawie (Polska).

W Sprawozdaniu kierownictwa z działalności zawarta jest analiza wyżej wymienionej działalności.

Tunezja

Na dzień 30 czerwca 2018 r. Spółka posiadała następujący udział w koncesjach w Tunezji:

Koncesje	Udział operacyjny	Data wygaśnięcia
Chouech Es Saida	100%	grudzień 2027 r.
Ech Chouech	100%	czerwiec 2022 r.
Sabria	45%	listopad 2028 r.
Sanrhar	100%	grudzień 2021 r.
Zinnia	100%	grudzień 2020 r.

Tunezyjska państwowa spółka naftowo-gazowa Enterprise Tunisienne d'Activites Petroliere ("ETAP") posiada prawo do pozyskania udziału w koncesji Chouech Es Saida w wysokości do 50% udziałów, jeżeli łączna sprzedaż ropy naftowej z koncesji, po pomniejszeniu o koszty należności koncesyjnych oraz ubytki objętości węglowodorów (ang. shrinkage), przekroczy 6,5 miliona baryłek. Na dzień 30 czerwca 2018 r. z koncesji sprzedano łącznie 5,2 miliona baryłek (z uwzględnieniem pomniejszenia o koszty należności koncesyjnych oraz ubytki objętości węglowodorów). Spółka zaczęła generować przychody z aktywów w Tunezji od momentu ich nabycia we wrześniu 2013 r. i od tego czasu wygenerowała skumulowany przychód z koncesji (pomniejszony o koszty należności koncesyjnych) w wysokości 113,5 mln USD.

W okresie trzech i sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. całość produkcji pochodziła z pola Sabria. Pole Chouech Es Saida pozostawało zamknięte od 28 lutego 2017 r. z powodu strajku ogłoszonego przez związek zawodowy Tunisia General Trade Union ("UGTT"), który reprezentował pracowników Spółki zatrudnionych na polu Chouech Es Saida. Zamknięcie nastąpiło na skutek zapowiedzi strajku oraz nielegalnego strajku okupacyjnego na polu w odpowiedzi na zwolnienie z powodu sytuacji ekonomicznej 14, spośród 52, zatrudnionych na polu, mimo, że Spółka miała prawo do przeprowadzenia tych zwolnień i ściśle przestrzegała stosownych przepisów prawa, kodeksu pracy i regulacji. Zwolnieni pracownicy zaakceptowali wypowiedzenia, a strajk okupacyjny zakończył się w drugim kwartale 2017 r., jednak ze względu na trwające w południowej części kraju niepokoje społeczne, pole pozostawało nieczynne. W trakcie trzeciego kwartału 2017 r. pole całkowicie zamknięto, a wszyscy pozostali pracownicy zostali zwolnieni.

Pole Sabria pozostawało nieczynne w okresie od maja do września 2017 r., w związku z utrzymującymi się w południowej części kraju niepokojami społecznymi. Pod koniec września 2017 r., po zakończeniu protestów i po stwierdzeniu, że wydobycie na polach naftowych Spółki może być wznowione w bezpiecznym środowisku, ponownie podjęto produkcję. W odniesieniu do pola Chouech Es Saida Spółka w dalszym ciągu współpracuje z władzami Tunezji nad wypracowaniem rozwiązania umożliwiającego jego ponownego uruchomienie, które uwzględniałoby zabezpieczenie, aby problemy społeczne nie zakłócały działalności pola.

Rumunia

Serinus posiada obecnie 100% biznesowych udziałów operacyjnych w Satu Mare poprzez pośrednio zależną spółkę Serinus Energy Romania S.A.

Serinus koncentruje się na zagospodarowaniu odkrycia gazu Moftinu, co obejmuje budowę stacji gazowej. W dniu 9 maja 2017 r. Spółka zawarła kontrakt wykonawczy EPCC (ang. Engineering, Procurement, Construction and Commissioning Contract) z Confind S.R.L. dotyczący stacji gazowej o przepustowości 15 Mmcf/d, a prace wykonawcze osiągnęły etap wstępnego rozruchu, w oczekiwaniu na dostarczenie ostatnich części. Odwiert Moftinu-1007, który postanowiono wykonać, aby zastąpić pierwotnie planowane wydobycie z odwiertu Moftinu-1001 został wykonany w drugim kwartale 2018 r., przyłączony do stacji gazowej Moftinu i jest wykorzystywany do przesyłu gazu. Oczekuje się, że sprzedaż gazu rozpocznie się w połowie sierpnia. Spółka prowadzi program wierceń w celu realizacji prac objętych zobowiązaniem w ramach posiadanego trzyletniego przedłużenia umowy koncesji, do 28 października 2019 r. Budowa platformy oraz drogi dojazdowej dla odwiertu Moftinu-1003 została zakończona w lipcu, a wydobycie z tego odwiertu rozpocznie się 6 sierpnia 2018 r.

Spółka pracuje także nad udoskonalaniem i rozszerzeniem zasobu obiektów poszukiwawczych w ramach koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych. Program poszukiwawczy może obejmować pozyskanie większej ilości danych sejsmicznych.

Początkowy partner, który był właścicielem 40% udziałów w Satu Mare, zrezygnował z uczestniczenia w kolejnych etapach przypisanych do koncesji prac poszukiwawczych i zagospodarowywania przypisanych i w związku z tym nie wniósł swojego udziału do kosztów wspólnego przedsięwzięcia. W związku z powyższym w grudniu 2016 r. Spółka przekazała partnerowi formalne powiadomienie o niedotrzymaniu warunków wspólnej umowy operacyjnej (ang. Joint Operating Agreement –"JOA"). Partner nie miał niezbędnych środków ani zamiaru, aby rozwiązać zaistniałą sytuację i w związku z tym nie ma prawa uczestniczyć we wspólnym przedsięwzięciu oraz nie ma prawa do przeniesienia swoich udziałów na osoby trzecie. Partner znajduje się obecnie w sporze podatkowym z władzami Rumuni, w wyniku którego rumuńskie organy podatkowe wydały zapobiegawczy nakaz zajęcia rachunków partnera, związanych z wcześniejszymi działaniami na koncesji Satu Mare. Głównym celem tego nakazu zajęcia było uniknięcie niedozwolonego wypływu kapitału partnera z Rumunii, podczas gdy rozstrzyga się spór podatkowy. Nakaz zajęcia blokuje również przeniesienie 40% udziału partnera w koncesji Satu Mare bez zgody rumuńskich organów podatkowych. Serinus nie jest w żaden sposób zaangażowany w powyższy spór podatkowy, spór dotyczy jedynie partnera. Jednakże zajęcie oznacza, że jakiekolwiek przeniesienie udziałów partnera na Spółkę bezwzględnie wymaga rozmów z rumuńskimi organami podatkowymi. W sierpniu 2017 r. Spółka przekazała partnerowi zawiadomienie o uznanym przeniesieniu udziałów (ang. Notice of Deemed Transfer) zgodnie z warunkami JOA. Zawiadomienie o uznanym przeniesieniu udziałów stanowi, że Serinus ma prawo do udziałów bez żadnych przyszłych zobowiązań wobec partnera, a partner musi niezwłocznie wykonać wszelkie czynności wymagane do zapewnienia prawomocnego przeniesienia udziałów kapitałowych, w tym uzyskanie wszystkich zezwoleń i zgód administracyjnych, oraz sporządzić wszelkie wymagane dokumenty i podjąć inne działania, które mogą być konieczne, by wpłynąć na szybkie i wiążące przeniesienie udziałów w koncesji Satu Mare. Serinus oczekuje od partnera całkowitego wypełnienia obowiązku przeniesienia udziałów w koncesji Satu Mare na rzecz Serinus w trybie przyspieszonym, pod warunkiem uzyskania zgody rumuńskich organów podatkowych.

Zgodnie z warunkami JOA, po przekazaniu formalnego powiadomienia o niedotrzymaniu warunków oraz zawiadomienia o uznanym przeniesieniu udziałów, Serinus objął pod względem biznesowym 100% udziału we wspólnym przedsięwzięciu. Spółka powiadomiła Krajową Agencję ds. Zasobów Mineralnych w Rumunii (ang. National Agency for Mineral Resources – "NAMR") o niedotrzymaniu warunków wspólnej umowy operacyjnej przez partnera i dostarczyła wymagane gwarancje na 100% projektu. Spółka zawiadomiła o sytuacji władze podatkowe Rumunii. Spółka w dalszym ciągu nalega na wypełnienie przez partnera jego obowiązku przeniesienia udziałów, natomiast jeśli to nie nastąpi, zastosuje wszelkie środki prawne, które zapewnią prawomocne przeniesienie 40% udziałów operacyjnych przysługujących Serinus. Spółka zachowuje prawo do 100% zobowiązań i korzyści związanych z działaniami komercyjnymi prowadzonymi w ramach koncesji Satu Mare.

Biorąc pod uwagę spór prawny partnera z władzami podatkowymi Rumunii, wciąż nie jest jasne czy partner ma możliwość przeniesienia swoich udziałów w koncesji Satu Mare na Serinus. Istnieje ryzyko związane z terminem przeniesienia, jako że jest on uzależniony od rozwiązania sporu prawnego z władzami podatkowymi.

Koncesja Satu Mare zajmuje obszar przy granicy z Węgrami i Ukrainą, w Basenie Panońskim. Umowa koncesji wygasa we wrześniu 2034 r.

Pozostałe aktywa

Spółka posiada udziały w niewielkich aktywach w Sturgeon Lake w Prowincji Alberta (Kanada). Obecnie aktywa te nie generują przychodów, a koszty ich przyszłego opuszczenia szacowane są na 1,1 mln USD (1,4 mln CAD). W okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. nie poniesiono kosztów przyszłego opuszczenia tych aktywów (okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.: 0 USD).

INFORMACJE FINANSOWE

Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej

Spółka stosuje przepływy środków z działalności operacyjnej jako kluczowy wskaźnik, służący do pomiaru zdolności Spółki do generowania środków pieniężnych z działalności operacyjnej do sfinansowania przyszłych działań poszukiwawczych i rozwojowych.

Poniższa tabela prezentuje uzgodnienie pomiędzy przepływami środków z działalności operacyjnej i przepływami z działalności operacyjnej:

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

	30 czerwca	Okres trzech miesięcy zakończony	Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018	2017		2018	2017
Przepływy środków z działalności operacyjnej	\$ (2 906)	(832)		(3 851)	(1 387)
Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego	2 322	(631)		5 772	90
Środki pieniężne z działalności operacyjnej	\$ (584)	(1 463)		1 921	(1 297)
Środki pieniężne z działalności operacyjnej na akcję	\$ -	(0,01)	\$	0,01	(0,01)

Środki pieniężne z działalności operacyjnej za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. wyniosły 0,6 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 1,5 mln USD (wartość ujemna) za okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r., co stanowiło wzrost o 0,9 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w drugim kwartale 2018 r. wynikało głównie z wyższych przychodów ze sprzedaży (pomniejszonych o koszty produkcji w Tunezji).

W ujęciu od początku roku, środki pieniężne z działalności operacyjnej wzrosły z 1,3 mln USD (wartość ujemna) w 2017 roku, do 1,9 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w 2018 r. w głównej mierze spowodowane było otrzymaniem 2,6 mln USD z tytułu odszkodowania dotyczącego jednorazowego zdarzenia - wypadku na odwiercie w grudniu 2017 r. oraz wyższymi przychodami ze sprzedaży (pomniejszonymi o koszty produkcji w Tunezji), częściowo skompensowanym przez wyższe koszty transakcyjne związane z Kontynuacją na Jersey oraz procesem dopuszczenia akcji do obrotu na rynku AIM.

Zysk/(strata) netto oraz przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej

Spółka stosuje przepływy środków z działalności operacyjnej jako kluczowy wskaźnik, służący do pomiaru zdolności Spółki do generowania środków pieniężnych z działalności operacyjnej do sfinansowania przyszłej działalności. Poniższa tabela prezentuje uzgodnienie pomiędzy przepływami środków z działalności operacyjnej i przepływami z działalności operacyjnej oraz do straty netto w podziale na segmenty.

w tys. USD	Rumunia		Tunezja		Obszar korporacyjny		Razem
Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca	2018	2017	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Zysk/(strata) netto	266	89	40	(771)	(2 925)	713	(2 619)	31
Korekty:
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja	2	2	378	381	53	34	433	417
Zysk ze zbycia aktywów	-	-	-	-	-	(2 179)	-	(2 179)
Przyrost wartości	7	1	241	170	-	-	248	171
Płatności w formie akcji własnych	-	-	-	-	117	170	117	170
Akcje wyemitowane jako część wynagrodzenia	-	-	-	-	-	7	-	7
Niezrealizowany zysk/(strata) z inwestycji	-	-	-	-	-	(4)	-	(4)
Niezrealizowany (zysk)/strata z tytułu różnic kursowych	187	-	(60)	38	(249)	(8)	(122)	30
Zmiana stanu odroczonego podatku dochodowego	-	-	548	(781)	-	-	548	(781)
Przychody odsetkowe oraz pozostałe	-	(19)	-	-	-	3	-	(16)
Koszty odsetkowe	-	-	-	-	811	691	811	691
Koszty wycofania aktywów z eksploatacji	-	-	-	-	-	-	-	-
Przepływy środków z działalności operacyjnej	462	73	1 147	(963)	(2 193)	(573)	(584)	(1 463)
Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego	(39)	-	(1 482)	856	(801)	(225)	(2 322)	631
Przepływy z działalności operacyjnej	423	73	(335)	(107)	(2 994)	(798)	(2 906)	(832)

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

w tys. USD	Rumunia		Tunezja		Obszar korporacyjny		Razem
Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca	2018	2017	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Zysk/(strata) netto	3 064	74	222	(1 168)	(4 903)	(974)	(1 617)	(2 068)
Korekty:
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja	3	3	792	1 155	93	72	888	1 230
Zysk ze zbycia aktywów	-	-	-	-	-	(2 179)	-	(2 179)
Przyrost wartości	26	2	482	340	-	-	508	342
Płatności w formie akcji własnych	-	-	-	-	246	216	246	216
Akcje wyemitowane jako część wynagrodzenia	-	-	-	-	-	7	-	7
Niezrealizowany zysk/(strata) z inwestycji	-	-	-	-	-	13	-	13
Niezrealizowany (zysk)/strata z tytułu różnic kursowych	131	-	(25)	33	(642)	95	(536)	128
Zmiana stanu odroczonego podatku dochodowego	-	-	869	(378)	-	-	869	(378)
Przychody odsetkowe oraz pozostałe	-	(19)	-	-	-	-	-	(19)
Koszty odsetkowe	-	-	-	-	1 587	1 411	1 587	1 411
Koszty wycofania aktywów z eksploatacji	(24)	-	-	-	-	-	(24)	-
Przepływy środków z działalności operacyjnej	3 200	60	2 340	(18)	(3 619)	(1 339)	1 921	(1 297)
Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego	(2 941)	-	(2 301)	403	(530)	(493)	(5 772)	(90)
Przepływy z działalności operacyjnej	259	60	39	385	(4 149)	(1 832)	(3 851)	(1 387)

Produkcja

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
	2018	2017	2018	2017
Produkcja - ropa naftowa (bbl/d)	248	244	262	384
Produkcja - gaz ziemny (mcf/d)	585	509	605	771
Produkcja - ogółem (boe/d)	346	329	363	513
% udział ropy	72%	74%	72%	75%
% udział gazu	28%	26%	28%	25%

Do 30 czerwca 2018 r. wydobycie pochodziło wyłącznie z aktywów tunezyjskich. W okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. całość wydobycia pochodziła jedynie z pola Sabria, podczas gdy w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2017 r. wydobycie prowadzono na dwóch polach - Sabria i Chouech Es Saida.

Wielkość wydobycia w drugim kwartale 2018 r. wzrosła o 5%, do 346 boe/d, w porównaniu do 329 boe/d w drugim kwartale 2017 r. Wzrost produkcji w drugim kwartale 2018 r. spowodowany był zamknięciem pola Sabria od 22 maja 2017 r., gdzie wydobycie wznowiono we wrześniu 2017 r. Pole Chouech Es Saida pozostaje nieczynne od 28 lutego 2017 r., co miało wpływ na drugi kwartał zarówno 2017 i 2018 roku.

W okresie od początku roku wielkość wydobycia wyniosła 363 boe/d i była niższa od 513 boe/d uzyskanych w analogicznym okresie 2017 r., co stanowiło spadek o 29%. Spadek produkcji wynikał z trwającego od 28 lutego 2017 r. zamknięcia pola Chouech Es Saida oraz niższego wydobycia z pola Sabria od momentu wznowienia produkcji we wrześniu 2017 r., po okresie jego zamknięcia.

Na początku września 2017 r. Spółka wznowiła wydobycie na polu Sabria, po okresie zamknięcia od maja 2017 r. Wszystkie odwierty powróciły do poziomu produkcji sprzed zamknięcia, poza odwiertem Win-12bis, z którego wydobycie spadło początkowo o 60% w porównaniu do stanu przed zamknięciem. Historycznie, wydobycie z odwiertu Win-12bis odbywało się przy wysokich wskaźnikach zawodnienia (ang. water cut), gdy poprzedzało je zamknięcie odwiertu. W trakcie 2017 r. stabilność poziomu wydobycia z odwiertu ulegała poprawie, w 2018 r. wydobycie ustabilizowało się i wynosiło około 145 boe/d netto. W drugim kwartale 2018 r. Spółka zapuściła do odwiertu WIN-12bis instrumenty w celu zbadania otworu, pod kątem przeprowadzenia w przyszłości zabiegów w celu poprawy wydobycia.

Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu

	Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca			Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018		2017		2018	2017
Przychody z ropy naftowej (1)	\$ 1 619	\$	1 049	\$	3 257	\$	3 453
Przychody z gazu ziemnego	863		293		1 436		839
Przychody ogółem	\$ 2 482	\$	1 342	\$	4 693	\$	4 292
Przychody z ropy naftowej (%)	65%		78%		69%		80%
Przychody z gazu ziemnego (%)	35%		22%		31%		20%
Ropa naftowa (USD/bbl)	\$ 71,74	\$	47,25	\$	68,73	\$	49,72
Gaz ziemny (USD/mcf)	16,22		6,32		13,11		6,01
Średnia zrealizowana cena (USD/boe)	\$ 78,95	\$	44,85	\$	71,49	\$	46,29

(1) Dane porównawcze za rok 2017 obejmują "zmianę stanu zapasów ropy naftowej"

Przychody ze sprzedaży są obecnie generowane wyłącznie w Tunezji. Spółka jest zobowiązana do sprzedaży 20% rocznego wydobycia z koncesji Sabria na rynek lokalny, po cenie niższej o około 10% w stosunku do ceny uzyskiwanej ze sprzedaży pozostałej ropy naftowej. Pozostała część wydobytej ropy naftowej jest sprzedawana na rynek międzynarodowy, w ramach którego Spółka prowadzi sprzedaż w oparciu o porozumienie handlowe zawarte z Shell International Trading and Shipping Company Limited ("porozumienie z Shell").

Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu wyniosły 2,5 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r., w porównaniu do 1,3 mln USD w analogicznym okresie 2017 r. Wzrost o 85% wynika z 5% wzrostu produkcji oraz wzrostu średniej zrealizowanej ceny o 76%. Zrealizowane ceny ropy naftowej wzrosły o 52%, do 71,74 USD/bbl, co odzwierciedla wzrost średniej ceny ropy Brent w tym samym okresie, z 49,67 USD/bbl do 74,50 USD/bbl. Spółka zrealizowała cenę ropy Brent w 96% w drugim kwartale 2018 r., w porównaniu do 95% realizacji ceny ropy w drugim kwartale 2017 r. Średnia zrealizowana cena gazu ziemnego wzrosła do 16,22 USD/mcf, w porównaniu do 6,32 USD/mcf w 2017 r. Wzrost ten wynikał ze wzrostu ceny referencyjnej wykorzystywanej do ustalenia ceny sprzedaży oraz zmiany podstawy ceny referencyjnej, co skutkowało korektą dotyczącą poprzednich okresów otrzymaną w bieżącym okresie. Ceny gazu ziemnego są regulowane na szczeblu państwowym i przed 2018 rokiem powiązane były ze średnią kroczącą ceną oleju opałowego o niskiej zawartości siarki za okres dziewięciu miesięcy (odnoszone do Brent). Powiązanie to zostało zmienione w 2018 r. na średnią cenę oleju opałowego o niskiej zawartości siarki za miesiąc bieżący, co spowodowało wzrost cen o około 10%. Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego za okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. zawierają korektę cen, dotyczącą sprzedaży za październik 2017 r., w wysokości 0,3 mln USD. Po wyłączeniu tej jednorazowej korekty, zrealizowana cena gazu ziemnego wynosiłaby 10,20 USD/mcf i byłaby wyższa o 61% od ceny gazu ziemnego zrealizowanej w drugim kwartale 2017 r., która wynosiła 6,32 USD/mcf. Wzrost ten spowodowany jest wzrostem ceny ropy Brent oraz korzystniejszym sposobem kalkulacji cen gazu ziemnego.

Podobne tendencje są zauważalne porównując okresy od początku roku. Przychody wzrosły o 9%, do 4,7 mln USD w 2018 r., co wynikało z wzrostu średniej zrealizowanej ceny o 54%, skompensowanego przez spadek wydobycia o 29%. Zrealizowane ceny wzrosły z podobnych przyczyn, co obserwowalne w kwartale, przy czym cena ropy Brent wzrosła do 70,65 USD/bbl, w porównaniu do 51,68 USD/bbl w 2017 roku. W okresie od początku roku Spółka zrealizowała cenę ropy Brent w 97%, w porównaniu do 96% realizacji ceny ropy w analogicznym okresie 2017 r. Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego zawierają 0,5 mln USD korekty dotyczącej zmiany referencyjnej ceny, a odnoszących się do wolumenu z czwartego kwartału 2017 r. Po wyłączeniu tej jednorazowej korekty, zrealizowana cena gazu ziemnego wynosiłaby 8,40 USD/mcf i byłaby wyższa o 40% od ceny gazu ziemnego zrealizowanej w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2017 r., która wynosiła 6,01 USD/mcf.

Przed 2018 rokiem, w związku z gromadzeniem ropy naftowej, Spółka ujmowała zapasy w wartości sprzedaży netto, a zmiana stanu zapasów była ujmowana w rachunku zysków i strat jako "zmiana stanu zapasów ropy naftowej". Środki pieniężne otrzymywane co miesiąc od Shell były prezentowane w bilansie jako "zaliczki na sprzedaż ropy naftowej". Kiedy ropa naftowa zostawała fizycznie załadowana na tankowce i następowało przeniesienie własności, to zapasy i zaliczki były odwracane, należności były rozliczane z pozostałą kwotą należną od Shell, a zmiana stanu zapasu w rachunku zysków i strat była

reklasyfikowana do przychodów. Począwszy 1 stycznia 2018 r., w związku z zastosowaniem MSSF 15, przychód jest rozpoznawany w momencie dostarczenia wolumenu odbieranego przez tankowce, w przeciwieństwie do poprzedniego wymogu rozpoznawania przychodu w momencie załadowania na tankowce. Tym samym zmiana stanu zapasu ropy naftowej jest obecnie prezentowana jako przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego. Zmiana w sposobie rozpoznawania przychodu na podstawie MSSF 15 pozostaje bez wpływu na wynik. W sprawozdaniu z sytuacji finansowej, zapas surowca, po pomniejszeniu o zaliczki na sprzedaż ropy naftowej, ewidencjonowany jest jako należności handlowe.

Koszty należności koncesyjnych

	Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018	2017	2018	2017
Koszty należności koncesyjnych	\$ 242	\$ 137	\$ 455	\$	445
Koszty należności koncesyjnych (USD/boe)	\$ 7,70	\$ 4,58	\$ 6,93	\$	4,80
Koszty należności koncesyjnych (% sprzedaży)	9,8%	10,2%	9,7%	10,4%

Stawki opłat koncesyjnych w Tunezji ustalane są na podstawie indywidualnych umów koncesyjnych. Dla dwóch koncesji, Sabria i Zinnia, stawki opłat koncesyjnych uzależnione są od wysokości wskaźnika - obliczonego jako stosunek skumulowanych przychodów ze sprzedaży, pomniejszonych o podatki, do skumulowanych nakładów inwestycyjnych poniesionych na terenie koncesji - zwanego współczynnikiem R. Ponieważ współczynnik R wzrasta, maksymalna stawka opłat koncesyjnych wynosi 15%. W 2018 r. stawka opłat dla koncesji Sabria wynosiła 10% dla ropy naftowej i 8% dla gazu ziemnego. Dla koncesji Chouech Es Saida stawki opłat są równe i wynoszą 15%.

Koszty należności koncesyjnych w kwartale zakończonym 30 czerwca 2018 r. wzrosły do 0,2 mln USD, w porównaniu do 0,1 mln USD za analogiczny okres 2017 r., co związane było ze wzrostem sprzedaży. Efektywna stawka opłat koncesyjnych spadła z 10,2% w drugim kwartale 2017 r. do 9,8% w drugim kwartale 2018 r., w związku z nieznacznie wyższym udziałem sprzedaży gazu ziemnego w 2018 r., dla którego stawka opłat koncesyjnych jest niższa niż dla ropy naftowej z koncesji Sabria.

W okresie od początku roku, koszty należności koncesyjnych w porównaniu rok do roku pozostają na podobnym poziomie (0,5 mln USD), jako że wzrost przychodów ze sprzedaży został skompensowany przez spadek stawek opłat koncesyjnych rok do roku. Średnia stawka opłat koncesyjnych za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. wynosiła 9,7%, w porównaniu do 10,4% w analogicznym okresie 2017 r. W 2017 r. wydobycie z pola Chouech Es Saida, przed jego zamknięciem w lutym, miało wyższą stawkę opłat koncesyjnych niż wydobycie z pola Sabria, co przekładało się na wyższą średnią stawkę w 2017 r. Dodatkowo proporcjonalnie większe wydobycie ropy z pola Sabria w 2017 r., względem wyniku w 2018 r., skutkowało nieznacznie wyższą średnią stawką opłat koncesyjnych dla Sabria w 2017 r.

Wzrost kosztów należności koncesyjnych przypadających na boe za okres trzech i sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r., wynika z wyższych cen surowców w porównaniu do okresu trzech i sześciu miesięcy zakończonego 30 czerwca 2017 r.

Koszty produkcji

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca			Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD		2018		2017		2018		2017
Koszty produkcji - Tunezja	\$	549	\$	1 145	\$	1 277	\$	2 865
Koszty produkcji - Kanada		30		15		41		28
Koszty produkcji - Ogółem	\$	579	\$	1 160	\$	1 318	\$	2 893
Koszty produkcji - Tunezja (USD/boe)	\$ 17,46 \$ 38,27					19,45	\$	30,90

Koszty produkcji w drugim kwartale 2018 r. spadły o 50%, do 0,6 mln USD, w porównaniu do 1,2 mln USD w analogicznym okresie 2017 r. Spadek kosztów w 2018 r. odzwierciedla całkowite zamknięcie pola Chouech Es Saida w trzecim kwartale 2017 r., obejmujące wypowiedzenie umów całemu personelowi operacyjnemu pola, co skutkowało niższymi kosztami operacyjnymi, spadkiem kosztów biura w Tunezji, częściowo skompensowanymi przez wyższe wydobycie z pola Sabria.

Podobne tendencje są zauważalne porównując okresy od początku roku.

Koszty produkcji przypadające na boe w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. spadły do 19,45 USD/boe, w porównaniu do 30,90 USD/boe w porównywalnym okresie 2017 r. Spadek kosztów przypadających na boe o 37% nie pozostawał w bezpośredniej korelacji z 29% spadkiem wolumenu produkcji, w związku ze stałym charakterem pewnych kosztów operacyjnych.

Koszty produkcji dotyczące Kanady obejmują koszty związane z aktywami w Sturgeon Lake i wyniosły 41 tys. USD za okres sześciu miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2018 r. (okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.: 28 tys. USD). Aktywa te nie są aktywami produkcyjnymi. Spółka ponosi minimalne koszty operacyjne w celu utrzymania aktywów.

Operacyjna wartość retroaktywna netto (ang. operating netback)

Serinus stosuje operacyjną wartość retroaktywną netto jako kluczowy wskaźnik efektywności, aby wspomóc Kierownictwo w zrozumieniu rentowności spółki Serinus w odniesieniu do aktualnych warunków rynkowych oraz jako narzędzie do analizy porównawczej efektywności operacyjnej w stosunku do poprzednich okresów. Operacyjna wartość retroaktywna netto składa się z przychodów z tytułu sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego, pomniejszonych o koszty należności koncesyjnych i koszty produkcyjne. Wartość retroaktywna netto jest miarą niewystępującą w MSSF, dlatego miara ta może być nieporównywalna z miarami stosowanymi przez inne podmioty. Patrz rozdział zatytułowany "Miary niewystępujące w MSSF" w celu uzyskania informacji dotyczących miar niewystępujących w MSSF.

W tabeli poniżej zaprezentowano uzgodnienie wartości retroaktywnej netto do najbardziej zbliżonej miary przychodów w MSSF.

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r.			Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.
w tys. USD	Ropa naftowa Gaz Razem (bbl) (Mcf) (boe)					Ropa naftowa (bbl)	Gaz (Mcf)			Razem (boe)
Wolumen produkcji	248		585		346	244		509		329
Zrealizowana cena	\$ 71,74	\$	16,22	\$	78,95	\$ 47,25	\$	6,32	\$	44,85
Koszty należności koncesyjnych	(7,44)		(1,39)		(7,70)	(5,13)		(0,50)		(4,58)
Koszty produkcji	(15,38)		(3,80)		(17,46)	(38,69)		(6,17)		(38,27)
Operacyjna wartość retroaktywna netto (a)	\$ 48,92 \$ 11,03 \$				53,79	\$ 3,43	\$	(0,35)	\$	2,00

		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r.		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.
w tys. USD	Ropa naftowa Gaz Razem (bbl) (Mcf) (boe)						Ropa naftowa (bbl)		Gaz (Mcf)		Razem (boe)
Wolumen produkcji	262		605		363		384		771		513
Zrealizowana cena	\$ 68,73	\$	13,11	\$	71,49	\$	49,72	\$	6,01	\$	46,29
Koszty należności koncesyjnych	(7,07)		(1,10)		(6,93)		(5,49)		(0,46)		(4,80)
Koszty produkcji	(18,70)		(3,57)		(19,45)		(30,95)		(5,13)		(30,90)
Operacyjna wartość retroaktywna netto (a)	\$ 42,96 \$ 8,44 \$ 45,11					\$	13,28	\$	0,42	\$	10,59

Wartość retroaktywna netto przypadająca na boe w drugim kwartale 2018 r. wyniosła 53,79 USD/boe i była wyższa o 51,79 USD/boe od wartości retroaktywnej netto osiągniętej w analogicznym okresie 2017 r., kiedy to odnotowano 2,00 USD/boe. Za ten wzrost odpowiada w głównej mierze wzrost zrealizowanych cen w połączeniu z niższymi kosztami produkcji przypadającymi na boe.

Podobne tendencje są zauważalne porównując okresy od początku roku.

Koszty ogólnego zarządu

	Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018	2017		2018	2017
Koszty ogólnego zarządu	\$ 711	\$ 746	\$	1 409	\$	1 520
Koszty ogólnego zarządu (USD/boe)	\$ 22,62	\$ 24,93	\$	21,46	\$	16,39

Koszty ogólnego zarządu Spółki są zasadniczo ujmowane w zyskach i stratach, przy czym część kosztów bezpośrednio związanych z poszukiwaniem i zagospodarowaniem aktywów jest kapitalizowana lub wykazywana jako koszty produkcji. Przedstawione koszty ogólnego zarządu są zatem wartością netto – stanowią koszty ogólnego zarządu brutto pomniejszone o odzyskane koszty (ang. recoveries).

Koszty ogólnego zarządu pozostały na porównywalnym poziomie w drugich kwartałach 2018 i 2017 r. i wynosiły 0,7 mln USD. Koszty ogólnego zarządu na boe spadły, odzwierciedlając 5% wzrost produkcji w drugim kwartale 2018 r., w porównaniu do analogicznego okresu 2017 r.

Koszty ogólnego zarządu za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. spadły z 1,5 mln USD w 2017 r. do 1,4 mln USD w 2018 r. Spadek był głównie spowodowany niższym zatrudnieniem w 2018 r. W związku z 29% spadkiem wydobycia w 2018 r., w porównaniu do 2017 r., koszty ogólnego zarządu na boe wzrosły do 21,46 USD/bbl, z 16,39 USD/bbl w 2017 r.

Koszty wypadku na odwiercie

W dniu 18 grudnia 2017 r. miał miejsce wypadek na odwiercie, kiedy to podczas rutynowych działań przygotowujących odwiert Moftinu-1001 do dalszej produkcji nastąpiło niespodziewane uwolnienie gazu, co w następstwie spowodowało zapłon. Kontrolę nad odwiertem przywrócono w dniu 6 stycznia 2018 r. Niezwłocznie po zaczopowaniu otworu Spółka wykonała zatłoczenie otworu, a w wyniku przeprowadzonego następnie przeglądu Spółka ustaliła, że uszczelnienie w wieszaku rur okładzinowych było poddane działaniu na tyle wysokiej temperatury, że jego szczelność jest wątpliwa. Spółka zdecydowała się na likwidację końcową odwiertu i opuszczenie Moftinu-1001. Koszty związane z opisanym powyżej zdarzeniem w kwocie 4,0 mln USD zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. W pierwszym kwartale 2018 r. Spółka poniosła 0,1 mln USD kolejnych kosztów związanych z opuszczeniem odwiertu Moftinu-1001 oraz rekultywacji terenu odwiertu oraz naprawy dróg dojazdowych uszkodzonych w trakcie działań interwencyjnych..

Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie i uzyskała 2,6 mln USD środków z tytułu odszkodowania, które zostały ujęte w zyskach i stratach za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. Po 30 czerwca 2018 r. Spółka złożyła drugi cząstkowy wniosek o odszkodowanie w wysokości 1,0 mln USD dotyczące pozostałych kosztów wypadku. Spółka zakończyła również prace nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu-1007, zlokalizowanego około 300 metrów od odwiertu Moftinu-1001. Ostatnią część roszczeń odszkodowawczych Spółki stanowią koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") jest uposażonym w ramach właściwej polisy ubezpieczeniowej.

Koszty transakcyjne

Poniesione w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. koszty transakcyjne w wysokości 1,3 mln USD związane są z przeniesieniem w ramach Kontynuacji Spółki z Prowincji Alberta w Kanadzie na Jersey (Wyspy Normandzkie) oraz wprowadzeniem akcji do obrotu na rynku AIM, prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange, co nastąpiło w dniu 18 maja 2018 r. Ponieważ operacja została zainicjowana w trzecim kwartale 2017 r. to w pierwszych sześciu miesiącach 2017 r. nie ponoszono związanych z nią kosztów.

Serinus Energy plc Sprawozdanie kierownictwa z działalności za drugi kwartał 2018 r. (kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

Płatności w formie akcji własnych

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018			2017		2018		2017
Płatności w formie akcji własnych	\$ 117			170	\$	246	\$	216
Płatności w formie akcji własnych (USD/boe)	\$ 3,72			5,68	\$	3,75	\$	2,33

Płatności w formie akcji własnych wyniosły 117 tys. USD i 246 tys. USD w okresach trzech i sześciu miesięcy zakończonych 2018 r., w porównaniu do, odpowiednio, 170 tys. USD i 216 tys. USD odnotowanych w analogicznych okresach 2017 r., co stanowiło, odpowiednio, spadek o 31% i wzrost o 14%. Wyższe koszty ujęte w 2018 r. w porównaniu do 2017 r. odzwierciedlają fakt, że w maju 2017 r. przyznano 6 680 000 opcji.

Odpisy umorzeniowe, amortyzacja i utrata wartości

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca			Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018 2017				2018	2017
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja (Tunezja)	\$	378	\$	381	\$ 792	\$	1 155
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja (Rumunia)		2		-	3		-
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja (Kanada)		53		36	93		75
	\$	433	\$	417	\$ 888	\$	1 230
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja - Tunezja (USD/boe)	\$	12,02	\$	12,73	\$ 12,06	\$	12,44

Koszty odpisów umorzeniowych i amortyzacji naliczane są w podziale na koncesje, przy uwzględnieniu wartości księgowej netto koncesji, przyszłych kosztów zagospodarowania związanych z jej rezerwami oraz biorąc pod uwagę wielkość potwierdzonych i prawdopodobnych rezerw danej koncesji.

Koszty odpisów umorzeniowych i amortyzacji w Tunezji w drugim kwartale 2018 i 2017 r. były porównywalne i wyniosły 0,4 mln USD. Porównując te dwa okresy - niższa stawka umorzeniowa przypadająca na boe w 2017 r. była skompensowana przez wyższe w tamtym okresie o 5% wydobycie.

W okresie od początku roku koszty odpisów umorzeniowych wzrosły o 31%, z 0,8 mln USD do 1,2 mln USD, co spowodowane było niższą o 29% produkcją w 2018 r., w porównaniu do 2017 r. oraz nieznacznie niższą stawką umorzeniową przypadającą na boe. W ujęciu na boe, stawka umorzeniowa wynosiła 12,06 USD/boe w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r., w porównaniu do 12,44 USD/boe w analogicznym okresie 2017 r.

Koszty odsetkowe i przyrost wartości

		Okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca		Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca
w tys. USD		2018	2017		2018	2017
Koszty odsetek	\$	811	675	\$	1 587	\$	1 392
Przyrost wartości zobowiązania z tytułu wycofania składnika aktywów z użytkowania	248		171		508		342
	\$	1 059	846	\$	2 095	\$	1 734

Koszty odsetkowe za drugi kwartał 2018 r. wzrosły o 20%, w porównaniu do 0,7 mln USD w analogicznym okresie 2017 r., co wynika z wyższego poziomu zadłużenia oraz wyższych stóp oprocentowania kredytów w 2018 r. Średni poziom zadłużenia uwzględniony w kalkulacji kosztów odsetkowych za drugi kwartał 2018 r. wynosił 30,5 mln USD, w porównaniu do 29,2 mln USD w 2017 r., w związku z czym koszty odsetkowe były nieznacznie wyższe w drugim kwartale 2018 r.

Koszty odsetkowe za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r. wyniosły 1,6 mln USD, w porównaniu do 1,4 mln USD w 2017 r., wzrost o 0,2 mln USD wynika z podobnych czynników jak opisane powyżej.

Koszty przyrostu wartości obejmują wzrost zobowiązania z tytułu wycofania składnika aktywów z użytkowania od końca poprzedniego roku i odzwierciedlają upływ czasu. Koszty przyrostu wartości w 2018 r. były wyższe niż w 2017 r., jako że zobowiązanie z tytułu wycofania składnika aktywów wzrosło na dzień 31 grudnia 2017 r., w związku ze wzrostem przyszłych stóp inflacji w Tunezji, a także zwiększonym zobowiązaniem związanym ze stacją gazową w Rumunii i odwiertem Moftinu-1007.

Waluty obce

Wahania kursów wymiany walut są czynnikiem ekonomicznym, który wpływa na przepływy pieniężne z działalności operacyjnej Spółki oraz na inwestycje. Sprawozdanie finansowe prezentowane jest w dolarach amerykańskich (USD), które stanowią walutę sprawozdawczą Spółki.

W okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. ujęto zysk z tytułu różnic kursowych w wysokości 0,1 mln USD, w porównaniu do 24 tys. USD za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r., w związku z wahaniami różnych walut w stosunku do dolara amerykańskiego.

Spółka jest narażona na ryzyko wynikające z wahań kursów wymiany dolara kanadyjskiego, polskiego złotego, leja rumuńskiego, dinara tunezyjskiego, euro i dolara amerykańskiego. Na dzień 30 czerwca 2018 r. główne ekspozycje Spółki na ryzyko walutowe dotyczyły dolara kanadyjskiego ("CAD"), leja rumuńskiego ("LEU") oraz dinara tunezyjskiego ("TND"). W poniższej tabeli znajduje się podsumowanie ryzyka walutowego Spółki dla każdej ze wskazanych walut:

Na dzień 30 czerwca 2018 r.
w tys. USD	CAD	LEU	TND
Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne	\$ 18	\$ 700	\$ 695
Należności	14	11 820	3 628
Należności z tytułu podatku dochodowego	-	3	3 932
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania	1 387	-	-
Przedpłaty	10	823	875
Zobowiązania i rozliczenia międzyokresowe	(122)	(3 657)	(3 074)
Ekspozycja netto na ryzyko kursowe	\$ 1 307	\$ 9 689	\$ 6 056
Kurs przeliczeniowy na USD	0,7601	0,2498	0,3788
Ekwiwalent USD wg kursu waluty na koniec okresu	\$ 993	\$ 2 420	\$ 2 294

Biorąc pod uwagę ekspozycję netto na ryzyko kursowe walut na koniec okresu, w przypadku umocnienia się lub osłabienia tych walut o 10% w relacji do dolara amerykańskiego (przy założeniu, że inne czynniki pozostają bez zmiany), wynik netto po opodatkowaniu spadłby lub wzrósłby odpowiednio o poniższe wartości:

Wpływ na zysk/(stratę) netto	30 czerwca		31 grudnia
w tys. USD		2018	2017
Dolar kanadyjski (CAD)	\$	99	\$	437
Lej rumuński (LEU)		242		(72)
Dinar tunezyjski (TND)		229		(43)
Razem	\$	570	\$	322

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

Nakłady inwestycyjne

	Za okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r.
						Obszar
w tys. USD		Tunezja		Rumunia		korporacyjny		Razem
Rzeczowe aktywa trwałe	\$	(28)	\$	5 254	\$	-	\$	5 226
Poszukiwanie i ocena zasobów		-		-		-		-
Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem	\$	(28)	\$	5 254	\$	-	\$	5 226
				Za okres trzech miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.
						Obszar
w tys. USD		Tunezja		Rumunia		korporacyjny		Razem
Rzeczowe aktywa trwałe	\$	91	\$	-	\$	-	\$	91
Poszukiwanie i ocena zasobów		-		1 362		-		1 362
Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem	\$	91	\$	1 362	\$	-	\$	1 453
				Za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2018 r.
						Obszar
w tys. USD		Tunezja	korporacyjny Rumunia			Razem
Rzeczowe aktywa trwałe	\$	(16)	\$	7 306	\$	84	\$	7 374
Poszukiwanie i ocena zasobów		-		-		-		-
Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem	\$	(16)	\$	7 306	\$	84	\$	7 374
				Za okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca 2017 r.
	Obszar
w tys. USD		Tunezja Rumunia korporacyjny				Razem
Rzeczowe aktywa trwałe	\$	404	\$	-	\$	-	\$	404
Poszukiwanie i ocena zasobów		-		1 907		-		1 907
Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem	\$	404	\$	1 907	\$	-	\$	2 311

Nakłady inwestycyjne w Rumunii w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. wyniosły 7,3 mln USD. Koszty obejmowały głównie budowę stacji gazowej Moftinu w wysokości 3,1 mln USD, wykonania odwiertu Moftinu-1007 w wysokości 3,2 mln USD, a także koszty związane z utrzymaniem biura w Bukareszcie w wysokości 0,6 mln USD.

Płynność, zadłużenie i zasoby kapitałowe

	Okres trzech miesięcy			Okres sześciu miesięcy
	zakończony 30 czerwca			zakończony 30 czerwca
w tys. USD	2018		2017		2018		2017
Przepływy z działalności operacyjnej	\$ (2 906)	\$	(832)	\$	(3 851)	\$	(1 387)
Przepływy z działalności finansowej	12 665		14		12 475		16 127
Przepływy z działalności inwestycyjnej	(7 264)		(2 281)		(10 305)		(2 894)
Zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych	230		(24)		624		(124)
Zmiana stanu środków pieniężnych	\$ 2 725	\$	(3 123)	\$	(1 057)	\$	11 722

W okresie trzech miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. zmiana stanu środków pieniężnych netto wyniosła 2,7 mln USD (wartość dodatnia), w porównaniu do 3,1 mln USD (wartość ujemna) w okresie trzech miesięcy zakończonym 30 czerwca 2017 r. W okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. zmiana stanu środków pieniężnych netto wyniosła 1,1 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 11,7 mln USD (wartość dodatnia) w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2017 r.

Serinus Energy plc Sprawozdanie kierownictwa z działalności za drugi kwartał 2018 r. (kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

Przepływy z działalności operacyjnej w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. wyniosły 3,8 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 1,4 mln USD (wartość ujemna) w okresie porównawczym. Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej uległy poprawie rok do roku do 1,9 mln USD (wartość dodatnia) w 2018 r., w porównaniu do 1,3 mln USD (wartość ujemna) w tym samym okresie 2017 r. Przepływy z działalności operacyjnej spadły w ujęciu rok do roku, co spowodowane było głównie rozliczeniem kosztów związanych z wypadkiem na odwiercie, pomniejszonych o środki otrzymane z tytułu odszkodowania oraz Kontynuacją do Jersey i dopuszczaniem akcji do obrotu na rynku AIM.

Przepływy z działalności finansowej w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. wyniosły 12,5 mln USD, na co składały się wpływy uzyskane przez Spółkę w związku z emisją nowych akcji towarzyszącą dopuszczeniu akcji do obrotu na rynku AIM w maju 2018 r. Zgodnie ze zmienionymi warunkami umów Kredytu Głównego i Kredytu Zamiennego z EBOR, w 2018 r. nie dokonano żadnych spłat rat kapitałowych długoterminowego zadłużenia. Przepływy z działalności finansowej w okresie porównawczym roku 2017 w wysokości 16,1 mln USD dotyczyły głównie emisji akcji w lutym 2017 r. o wartości 18,0 mln USD, co zostało częściowo skompensowane przez zgodną z harmonogramem spłatę kredytu w wysokości 1,7 mln USD oraz odsetek w wysokości 0,2 mln USD.

Przepływy z działalności inwestycyjnej w okresie sześciu miesięcy zakończonym 30 czerwca 2018 r. w wysokości 10,3 mln USD (wartość ujemna) dotyczyły głównie nakładów inwestycyjnych w wysokości 7,3 mln USD związanych z projektem zagospodarowania gazu Moftinu i wykonaniem odwiertu Moftinu-1007 oraz spłaty zobowiązań netto w wysokości 2,9 mln USD. W okresie porównawczym 2017 r. nakłady inwestycyjne wynosiły 2,3 mln USD, a spłata zobowiązań netto wynosiła 0,7 mln USD.

Generowanie przepływów pieniężnych w Tunezji nadal stanowi wyzwanie ze względu na obecny poziom wydobycia, jednak dzięki ustabilizowaniu wydobycia oraz w wyniku działań mających na celu ograniczenie kosztów, Tunezja była jednostką biznesową generującą dodatnie przepływy pieniężne za drugi kwartał i półrocze 2018 r.

Na dzień 30 września 2018 r. Spółka ponownie będzie podlegała obowiązkowi spełniania kowenantów dotyczących umowy z EBOR. Przyszłe spełnianie kowenantów będzie uzależnione od wyników osiągniętych przez stację gazową oraz odwierty w Rumunii, możliwości poprawy wydobycia w Tunezji poprzez wznowienie działalności pola Chouech Es Saida i/lub podjęcia bez opóźnień planowanych inwestycji na polu Sabria oraz od cen surowców. Wyniki osiągnięte przez rumuńskie odwierty zależne są od procesu oddania do użytkowania stacji gazowej oraz długości jej przestoju, który będzie konieczny w momencie dostarczenia brakujących jednostek.

Wewnętrznie przygotowane modele prognostyczne wskazują na prawdopodobne niedopełnienie konwenantów w przyszłych kwartałach na skutek opóźnień w generowaniu przepływów z działalności operacyjnej w Rumunii i Tunezji.

Na dzień 30 czerwca 2018 r., z uwagi na prawdopodobne niedopełnienie kowenantów, zadłużenie może stać się natychmiast wymagalne, istnieje istotna niepewność, która może powodować poważne wątpliwości co do zdolności Spółki do kontynuowania działalności. Zdolność Spółki do kontynuowania działalności jest zależna od jej zdolności do generowania przyszłych przepływów pieniężnych z działalności, aby spełnić przyszłe wymogi co do kowenantów.

W celu zapewnienia bezpieczeństwa i ochrony kapitału, polityka inwestycyjna Spółki w zakresie nadwyżek pieniężnych ponad poziom bieżącego zapotrzebowania, zakłada inwestowanie takich środków w instrumenty emitowane przez uznane banki o ratingu "AAA" lub analogicznym, przyznawanym przez niezależne agencje ratingowe.

Kapitał obrotowy

Serinus stosuje kapitał obrotowy jako kluczowy wskaźnik efektywności służący do pomiaru aktywów obrotowych Spółki pomniejszonych o zobowiązania krótkoterminowe, aby wspomóc Kierownictwo w zrozumieniu płynności spółki Serinus w odniesieniu do aktualnych warunków rynkowych oraz jako narzędzie analityczne dla analizy porównawczej w stosunku do poprzednich okresów. Kapitał obrotowy jest miarą niewystępującą w MSSF, dlatego miara ta może być nieporównywalna z miarami stosowanymi przez inne podmioty. Patrz rozdział zatytułowany "Miary niewystępujące w MSSF" w celu uzyskania informacji dotyczących miar niewystępujących w MSSF. W tabeli poniżej zaprezentowano uzgodnienie kapitału obrotowego do najbardziej zbliżonej miary aktywów obrotowych i zobowiązań krótkoterminowych w MSSF.

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

	30 czerwca	31 grudnia
w tys. USD	2018	2017
Aktywa obrotowe	\$ 15 384	15 393
Zobowiązania krótkoterminowe	(17 210)	(21 960)
Ujemny kapitał obrotowy	\$ (1 826)	(6 567)

Na dzień 30 czerwca 2018 r. ujemny kapitał obrotowy wynosił 1,8 mln USD, w porównaniu do 6,6 mln USD (wartość ujemna) na dzień 31 grudnia 2017 r. Na dzień 30 czerwca 2018 r. wartość zobowiązań krótkoterminowych wynosiła 17,2 mln USD i spadła o 4,8 mln USD, w porównaniu do zobowiązań krótkoterminowych w wysokości 22,0 mln USD na 31 grudnia 2017 r. Pozytywna zmiana kapitału obrotowego jest rezultatem spadku zobowiązań handlowych o 6,0 mln USD, zobowiązań z tytułu podatku dochodowego o 1,1 mln USD, co zostało częściowo skompensowane przez reklasyfikację zobowiązania z tytułu kredytu w wysokości 2,8 mln zł na krótkoterminowe, w związku ze spłatą przypadającą na marzec 2019 r.

Zobowiązania krótkoterminowe w wysokości 17,2 mln USD na dzień 30 czerwca 2018 r. zawierają 2,8 mln USD zobowiązań z tytułu kredytów, 11,4 mln USD zobowiązań i 2,8 mln USD zobowiązań z tytułu wycofania składnika aktywów. Na dzień 30 czerwca 2018 r. i 31 grudnia 2017 r. ujęte było zobowiązań 8,3 mln USD dotyczących Brunei. Z tej kwoty 2,3 mln USD dotyczy sporu ze spółką wiertniczą w związku z pracami na Bloku L w 2013 r. Pozostałe 6,0 mln USD dotyczy prac w ramach umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku M w Brunei, która wygasła w sierpniu 2012 r. Zobowiązania krótkoterminowe także zawierają 2,8 mln USD zobowiązań z tytułu wycofania składnika aktywów w Brunei i Kanadzie. Zobowiązania dotyczące Kanady są skompensowane przez środki pieniężne na lokacie w wysokości 1,1 mln USD, które są prezentowane w aktywach obrotowych jako środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania.

Aktywa obrotowe pozostają na podobnym poziomie do stanu na dzień 31 grudnia 2017 r.

Kredyt z EBOR – finansowanie w Tunezji

Spółka posiada zadłużenie w ramach dwóch kredytów z EBOR, Kredyt Główny i Kredyt Zamienny. Warunki obydwu kredytów zostały zmienione po ich renegocjacji w październiku 2017 r.

Pozostałe do spłaty na dzień 30 czerwca 2018 r. zobowiązanie z tytułu kwoty głównej dla Kredytu Głównego wyniosło 5,4 mln USD (31 grudnia 2017 r.: 5,4 mln USD). Do 2019 r. spłata rat kapitałowych nie jest wymagalna, a pozostały do spłaty kapitał ma zostać spłacony w dwóch równych ratach kapitałowych w wysokości 2,7 mln USD każda, w dniach 31 marca 2019 r. i 31 grudnia 2019 r.

Na czerwiec 2023 r. Kredyt Zamienny w wysokości 20 mln USD. wraz z kapitalizacją naliczonych do czerwca 2020 r. odsetek. W czerwcu 2020 r. ustalona zostanie łączna kwota pozostałego do spłaty kapitału powiększona o naliczone skapitalizowane odsetki, która stanowić będzie nowe saldo podlegające spłacie w czterech równych ratach rocznych, przypadających do zapłaty w czerwcu każdego roku w okresie od 2020 do 2023 r. Na dzień 30 czerwca 2018 r., łączna kwota pozostała do spłaty wynosiła 27,6 mln USD.

Zgodnie z warunkami kredytu, EBOR ma prawo do żądania wcześniejszej spłaty w przypadku, gdy zmieni się struktura sprawowania kontroli w Spółce. Mimo, że dopuszczono akcje Spółki do obrotu na rynku AIM i podniesiono kapitał, EBOR nie skorzystał z prawa do żądania wcześniejszej spłaty, ponieważ spełniono warunek, że pakiet akcji Kulczyk Investments S.A., w związku z podniesieniem kapitału zakłądowego, nie spadł poniżej 30% i nie ma żadnego pojedynczego inwestora, który posiadałby więcej niż 24,99% kapitału zakładowego Spółki.

Umowa Kredytu Głównego zawiera klauzulę, zgodnie z którą jeśli roczny wskaźnik pokrycia rezerw dla rezerw tunezyjskich wynosi mniej niż 1,5, EBOR ma prawo do żądania wcześniejszej spłaty w takiej wysokości, by wskaźnik został spełniony. W odniesieniu do rezerw na dzień 31 grudnia 2017 r., EBOR odstąpił od skorzystania z prawa do żądania wcześniejszej spłaty.

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

Kowenanty	Kredyt Główny	Kredyt Zamienny
Poziom korporacyjny - wskaźnik obsługi długu	1,3	n/d
Poziom korporacyjny - zadłużenie do EBITDA	Maks. 10,0 wrzesień i grudzień 2018, maks. 2,5 od 2019 r.	Maks. 10,0 wrzesień i grudzień 2018, maks. 2,5 od 2019 r.

Oba kredyty pozyskane w ramach kredytu z EBOR dla Tunezji obejmują wymogi spełnienia szeregu warunków, w tym przestrzeganie określonych norm w zakresie bezpieczeństwa, środowiska i odpowiedzialności społecznej oraz utrzymanie określonych wskaźników finansowych. Przy kalkulacji kowenantów stosowane są miary finansowe niewystępujące w ogólnie przyjętych zasadach rachunkowości oraz miary niewystępujące w MSSF, dlatego miary te mogą być nieporównywalne z miarami stosowanymi przez inne podmioty.

Zmienione umowy kredytowe zapewniają zwolnienie z wymogu spełnienia wszystkich kowenantów finansowych do września 2018 r. Kowenanty, które kalkulowane są na poziomie skonsolidowanym, kształtują się jak następuje:

• Wartość wskaźnika zadłużenie finansowe do EBITDA we wrześniu i grudniu 2018 r. może wynosić maksymalnie do 10,0, a następnie zostanie obniżona do 2,5. Wskaźnik zadłużenie do EBITDA ma zastosowanie zarówno do Kredytu Głównego, jak i Kredytu Zamiennego.
• Wartość wskaźnika obsługi długu obowiązująca na 31 grudnia 2018 r., została określona na poziomie minimum 1,3 i dotyczy wyłącznie Kredytu Głównego.

Definicje kowenantów pozostały niezmienione po restrukturyzacji warunków umów kredytowych i brzmią następująco:

• Zadłużenie finansowe zdefiniowane jest jako kapitałowa część kredytu oraz innych pożyczek i zobowiązań zidentyfikowanych w Umowach Kredytowych.
• EBITDA kalkulowana jest w oparciu o warunki i definicje przedstawione w Umowie Kredytowej, które korygują dochody o koszty odsetkowe, podatek dochodowy oraz transakcje niepieniężne (w tym odpisy umorzeniowe, amortyzacja, koszty poszukiwania i oceny zasobów, utratę wartości lub rezerwy, zyski lub straty z tytułu niezrealizowanych różnic kursowych oraz płatności w formie akcji własnych) i wyliczana jest za okres kolejnych dwunastu miesięcy.
• Wskaźnik obsługi długu jest kalkulowany jako stosunek (i) przepływów środków pieniężnych wynikających z działalności operacyjnej za okres ostatnich dwunastu miesięcy, taki jak wykazywany w rachunku przepływów pieniężnych, pomniejszonych o przepływy wykorzystane do nabycia długoterminowych aktywów oraz innych nakładów inwestycyjnych, wyłączając nakłady inwestycyjne finansowane kapitałem własnym, określanych przez Serinus jako "skorygowane przepływy pieniężne", do (ii) sumy spłat kapitału oraz odsetek od zadłużenia finansowego zgodnie z harmonogramem za okres ostatnich dwunastu miesięcy.

Na dzień 30 czerwca 2018 r. Spółka nie podlegała żadnym wymogom dotyczącym finansowych kowenantów.

Informacje o akcjach

Spółka ma prawo wyemitować nieograniczoną liczbę akcji zwykłych, z czego na dzień 30 czerwca 2018 r. było wyemitowanych 217 318 805 akcji zwykłych, 67 000 opcji na akcje zwykłe po cenie wykonania wyrażonej w USD oraz 8 915 000 opcji na akcje po cenie wyrażonej w dolarach kanadyjskich ("CAD"). Spółka jest w trakcje procesu konwersji pozostałych opcji z planu opcji na rynku TSX, na plan opcji na rynku AIM oraz zamiany wartości nominalnej opcji na brytyjski funt szterling ("GBP").

W drugim kwartale 2018 r. wyemitowanych zostało 66 666 667 nowych akcji zwykłych w cenie 15 pensów za akcję, łączne wpływy uzyskane przez Spółkę, bez kosztów transakcyjnych, wyniosły 10 mln GBP. Łączne zaraportowane wpływy wyniosły 12,7 mln USD (pomniejszone o koszty).

Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania wystąpiły następujące zmiany w stanie opcji przyznanych i posiadanych przez dyrektorów i członków kadry kierowniczej od dnia 30 czerwca 2018 r. do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania:

Serinus Energy plc

Sprawozdanie kierownictwa z działalności za drugi kwartał 2018 r. (kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

Nazwisko Dyrektora/Członka
Kierownictwa Wyższego	Opcje	Akcje		Akcje
Szczebla/Kluczowego	posiadane na	posiadane na	Zmiany	posiadane na
Personelu	9 sierpnia 2018 r.	30 czerwca 2018 r.	akcjonariatu	9 sierpnia 2018 r.
Evgenij Iorich (a)	100 000	3 415	-	3 415
Jeffrey Auld	4 500 000	22 197	-	22 197
Lukasz Redziniak	-	-	-	-
Eleanor Baker	100 000	100 000	-	100 000
Tracy Heck	2 750 000	-	-	-
Calvin Brackman	750 000	-	-	-
Jim Causgrove	100 000	-	-	-
Dawid Jakubowicz	-	-	-	-
	8 300 000	125 612	-	125 612

(a) Pan Iorich zajmuje stanowisko w Pala Investments, spółce powiązanej z Pala Assets Holdings Limited ("Pala"). Pala posiadała na dzień 30 czerwca 2018 r. 11.266.084 akcjie. Ze względu na sprawowaną funkcję w Pala Investments, można uznać, że pan Iorich kontroluje ww. akcje, oprócz akcji wykazanych w tabeli powyżej.

Na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania kierownictwo posiada wiedzę o następujących akcjonariuszach, którzy posiadają więcej niż 5% ogólnej liczby akcji zwykłych Spółki, jak zaraportowano przez akcjonariuszy: Kulczyk Investments S.A. posiada 38,77%, Marlborough Fund Managers posiada 7,67%, James Caird Investments Ltd posiada 6,19%, City Financial Investment Company Limited posiada 6,03%, Pala Assets Holdings Limited posiada 5,18%, a Quercus Towarzystwo Funduszy Inwestycyjnych SA posiada 5,25% wyemitowanych akcji zwykłych.

MIARY NIEWYSTĘPUJĄCE W MSSF

Informacje finansowe zamieszczone w niniejszym Sprawozdaniu z działalności sporządzono zgodnie z MSSF, z wyjątkiem pozycji "wartość retroaktywna netto", "kapitał obrotowy", które nie są definiowane przez MSSF i nie mają standardowego znaczenia określonego w MSSF. Te miary, niewystępujące w MSSF, dołączono wyłącznie dla celów informacyjnych i nie należy ich traktować jako alternatywy lub miary istotniejszej niż informacje zaprezentowane zgodnie z MSSF. Zdaniem kierownictwa, wartość retroaktywna netto i kapitał obrotowy mogą stanowić użyteczne miary uzupełniające, ponieważ są stosowane przez Spółkę do pomiaru wyników operacyjnych i oceny harmonogramu wydatkowania i kwoty kapitału niezbędnego do sfinansowania przyszłej działalności operacyjnej. Metoda obliczania tych miar stosowana przez Spółkę może się różnić od metod używanych przez inne podmioty, dlatego te miary mogą być nieporównywalne z miarami stosowanymi przez innych przedsiębiorców.

Serinus oblicza "wartość retroaktywna netto" oraz "kapitał obrotowy" w sposób zaprezentowany wcześniej w tym dokumencie.

WYRAŻENIA PERSPEKTYWICZNE

Niniejsze Sprawozdanie z działalności zawiera pewne stwierdzenia dotyczące przyszłości. Dotyczą one zdarzeń przyszłych lub przyszłych wyników Spółki. Użyte w niniejszym Sprawozdaniu z działalności pojęcia: "móc", "byłby", "mógłby", "będzie", "zamierzać", "planować", "zakładać", "mieć przekonanie", "szacować", "przewidywać", "spodziewać się", "proponować", "oczekiwać", "potencjalny", "kontynuować" i inne podobne stwierdzenia mają na celu zwrócenie uwagi, że są to stwierdzenia dotyczące przyszłości. Stwierdzenia te pociągają za sobą znane i nieznane ryzyka, niepewności, jak również inne czynniki, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki lub zdarzenia będą się zasadniczo różnić od tych przewidywanych w stwierdzeniach lub informacjach dotyczących przyszłości. Stwierdzenia takie odzwierciedlają aktualny pogląd Spółki na określone zdarzenia i podlegają określonym ryzykom, niepewnościom i założeniom. Faktyczne wyniki lub osiągnięcia Spółki mogą, z powodu wielu czynników, różnić się od tych przedstawionych w niniejszym Sprawozdaniu z działalności. Jeżeli przynajmniej jedno lub więcej z takich ryzyk bądź obszarów niepewności stanie się faktem lub jeśli założenia przyjęte przy formułowaniu stwierdzeń dotyczących przyszłości okażą się nieprawidłowe, to faktyczne wyniki mogą znacząco odbiegać od opisanych w niniejszym Sprawozdaniu z działalności jako zamierzone, planowane, przewidywane, prognozowane, szacowane lub oczekiwane.

Stwierdzenia dotyczące przyszłości zawarte w niniejszym Sprawozdaniu z działalności zawierają w szczególności oświadczenia dotyczące:

(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)

• czynników, na podstawie których Spółka podejmie decyzję o podjęciu lub niepodejmowaniu określonych działań;
• popytu i podaży produktów naftowych na świecie;
• oczekiwań dotyczących zdolności Spółki do pozyskiwania kapitału;
• podlegania Spółki regulacjom państwowych; oraz
• cen surowców.

W zakresie stwierdzeń dotyczących przyszłości, zawartych w niniejszym Sprawozdaniu z działalności Spółka poczyniła pewne założenia, dotyczące między innymi:

• wpływu wzrostu konkurencji;
• zdolności wspólników do wywiązywania się z podjętych zobowiązań;
• zdolności Spółki do pozyskiwania dodatkowego finansowania na satysfakcjonujących warunkach;
• zdolności Spółki do przyciągania i utrzymywania przy sobie wykwalifikowanego personelu.

Czynniki ryzyka, przedstawione poniżej oraz gdzie indziej w Sprawozdaniu z działalności, mogą powodować, że rzeczywiste wyniki Spółki będą różniły się istotnie od tych przedstawionych w stwierdzeniach dotyczących przyszłości:

• ogólne warunki gospodarcze;
• zmienność światowych cen rynkowych ropy naftowej i gazu ziemnego;
• konkurencja;
• zobowiązania i ryzyka, w tym między innymi w zakresie ochrony środowiska, związane nieodłącznie z działalnością w sektorze ropy naftowej i gazu ziemnego;
• dostępność kapitału;
• niestabilność geopolityczna w krajach, w których prowadzona jest działalność operacyjna Spółki; oraz
• alternatywy i zmiany popytu na produkty naftowe na świecie.

Ponadto stwierdzenia "rezerwy" lub "zasoby" uznaje się za stwierdzenia dotyczące przyszłości, ponieważ zawierają sugerowaną ocenę, opartą na pewnych szacunkach oraz założeniach, iż rezerwy lub zasoby mogą przynieść korzyści w przyszłości.

Niniejsze ostrzeżenie dotyczy wszystkich informacji i stwierdzeń dotyczących przyszłości, zawartych w niniejszym Sprawozdaniu z działalności. Stwierdzenia te dotyczą wyłącznie założeń i przewidywań przyjętych na dzień niniejszego Sprawozdania z działalności.

SKRÓTY

W niniejszym Sprawozdaniu z działalności mogą być stosowane następujące skróty:

bbl	baryłka (baryłki)	bbl/d	baryłek dziennie
boe	baryłka ekwiwalentu ropy naftowej	boe/d	baryłki ekwiwalentu ropy dziennie
mcf	tys. stóp sześciennych	mcf/d	tys. stóp sześciennych dziennie
mmcf	mln stóp sześciennych	mmcf/d	mln stóp sześciennych dziennie
mcfe	tys. stóp sześciennych ekwiwalentu	mcfe/d	tys. stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mmcfe	mln stóp sześciennych ekwiwalentu	mmcfe/d	mln stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mboe	tys. baryłek ekwiwalentu ropy	Bcf	miliard stóp sześciennych
mmboe	mln baryłek ekwiwalentu ropy	mcm	tys. metrów sześciennych
CAD	dolar kanadyjski	USD	dolar amerykański
tys. USD	tys. dolarów amerykańskich	UAH	hrywna ukraińska
mln USD	milion dolarów amerykańskich	TND	dinar tunezyjski

PRZELICZNIK MIAR

Niektóre dane dotyczące ilości ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego zostały przeliczone na mcfe lub mmcfe w oparciu o współczynnik konwersji bbl, gdzie 6 mcf gazu odpowiada ekwiwalentowi jednej baryłki ropy naftowej. Również niektóre dane dotyczące ilości gazu ziemnego zostały przeliczone na boe lub mboe przy zastosowaniu powyższego przelicznika. Wartości prezentowane w mcfe, mmcfe, boe lub mboe mogą jednak niekiedy być mylące, szczególnie prezentowane bez kontekstu. Współczynnik konwersji jednego bbl ropy naftowej lub gazu ziemnego na 6 Mcf gazu ziemnego oparty jest o metodę konwersji według równoważności energetycznej, która to metoda stosowana jest przede wszystkim na końcówce palnika i nie odzwierciedla równoważnych wielkości w odwiercie.

INFORMACJE DLA INWESTORÓW

Dodatkowe informacje na temat Serinus i jej działalności znajdują się na stronie internetowej www.sedar.com. Informacje można także uzyskać na stronie Spółki pod adresem www.serinusenergy.com.

Oczekujemy na pytania zainteresowanych stron. Pytania kierować można na adres biura Serinus w Calgary: Suite 1500, 700 – 4th Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 3J4 Canada (Nr telefonu: +1 403 264-8877) lub wysyłając wiadomość e-mail na adres info@serinusenergy.com.