AI assistant
Serinus Energy PLC — Management Reports 2018
May 13, 2018
5809_rns_2018-05-13_35d2bd55-bdbf-4361-87b9-cfd9f90ce572.pdf
Management Reports
Open in viewerOpens in your device viewer
Serinus Energy plc
(dawniej Serinus Energy Inc.)
`
Sprawozdanie kierownictwa z działalności za okres trzech miesięcy zakończony dnia 31 marca 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 miesięcy zakończony dnia 31 marca 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 11 maja 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, w tym ostatni złożony Roczny Formularz Informacyjny Spółki, znajdują się w systemie SEDAR pod adresem www.sedar.com lub 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
- Średnie wydobycie w pierwszym kwartale 2018 r. wynosiło 380 boe/d, w porównaniu do 690 boe/d w pierwszym kwartale 2017 r. Spadek o 45% w stosunku do wydobycia w pierwszym kwartale 2017 r. spowodowany był głównie zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria, w związku z jego zamknięciem w okresie od 22 maja do początku września 2017 r., w wyniku niepokojów społecznych w południowej części kraju. Wydobycie ropy naftowej stanowiło 73% produkcji w pierwszym kwartale 2018 r., w porównaniu do 75% w pierwszym kwartale 2017 r.
- W pierwszym kwartale 2018 r. średnia cena ropy Brent wyniosła 66,80 USD/bbl, w porównaniu do 53,68 USD/bbl w pierwszym kwartale 2017 r., co stanowiło wzrost o 24%, odzwierciedlając utrzymujący się od sierpnia 2017 r. trend wzrostowy cen ropy naftowej, kiedy to średnia cena ropy Brent wynosiła 51,70 USD/bbl. Zrealizowana średnia cena sprzedaży ropy naftowej w pierwszym kwartale 2018 r. wyniosła 66,00 USD/bbl, w porównaniu do 50,89 USD/bbl w pierwszym kwartale 2017 r., co stanowiło wzrost o 30%. W pierwszym kwartale 2018 r. Spółka zrealizowała w 99% cenę ropy Brent, w porównaniu do 95% realizacji ceny ropy Brent w pierwszym kwartale 2017 r.
- Nakłady inwestycyjne w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. wyniosły 2,1 mln USD. Nakłady inwestycyjne głównie skoncentrowano na końcowej fazie budowy stacji gazowej Moftinu w Rumunii, która, jak się przewiduje, wystartuje z produkcją pod koniec drugiego kwartału 2018 r.
- Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,5 mln USD, w porównaniu do 0,2 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r., co stanowiło wzrost o 2,3 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w omawianym okresie 2018 r. spowodowane było głównie otrzymaniem środków z tytułu odszkodowania w wysokości 2,6 mln USD, w związku z wypadkiem na odwiercie, który miał miejsce w grudniu 2017 r. Wzrost ten został częściowo skompensowany przez 0,4 mln USD kosztów transakcyjnych poniesionych w kwartale, związanych z przenoszeniem siedziby Spółki na Jersey oraz procesem dopuszczenia akcji do obrotu na rynku AIM (Alternative Investment Market).
- Koszty wypadku na odwiercie w kwocie 4,0 mln USD, co było związane z działaniami interwencyjnymi w grudniu 2017 r., zostały w całości ujęte w wyniku roku 2017. W pierwszym kwartale 2018 r. Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie związane z wypadkiem na odwiercie Moftinu 1001 i ujęła przyznane 2,6 mln USD środków z odszkodowania w zyskach i stratach w pierwszym kwartale 2018 r., przy czym Spółka otrzymała 1,9 mln USD środków z tytułu odszkodowania, a pozostałe 0,7 mln USD zaprezentowane zostało w sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako należności. Po 31 marca 2018 r. Spółka otrzymała 0,7 mln USD środków związanych z pierwszym wstępnym wnioskiem o wypłatę odszkodowania i jest w trakcie przygotowywania drugiego wstępnego wniosku. Wypadek na odwiercie spowodował opóźnienie prac w zakresie stacji gazowej położonej w lokalizacji Moftinu 1001. Rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec drugiego kwartału 2018 r. Spółka zbudowała również platformę i drogi dojazdowe oraz zabezpieczyła urządzenie wiertnicze i obsługę odwiertu do bezzwłocznego podjęcia prac nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu 1007, zlokalizowanego około 300 metrów od odwiertu Moftinu 1001. Oczekuje się, że wydobycie z tego odwiertu rozpocznie się pod koniec maja. Ostatnią część roszczeń odszkodowawczych Spółki stanowią koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych.
- W dniu 3 maja 2018 r. Spółka zakończyła proces przenoszenia siedziby Spółki na Jersey, na Wyspach Normandzkich ("Kontynuacja"). W związku z Kontynuacją Spółka zmieniła nazwę na "Serinus Energy plc" i przyjęła nowe dokumenty statutowe. Spółka kontynuuje działania związane z procesem dopuszczenia akcji do obrotu na rynku AIM, prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange, którego sfinalizowanie planowane jest na połowę maja 2018 r.
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 31 marca 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 31 marca 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 miesięcy zakończonym 31 marca 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. Pole Sabria pozostawało zamknięte 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. Dla pola Chouech Es Saida Spółka w dalszym ciągu ocenia możliwości ponownego uruchomienia pola. W związku z tym, że Spółka koncentruje obecnie swoje zasoby finansowe na ukończeniu Projektu Zagospodarowania Gazu Moftinu, oczekuje się, że produkcja z pola Chouech Es Saida nie zostanie wznowiona wcześniej niż w drugiej połowie 2018 r
Rumunia
Serinus posiada obecnie 100% uznanych udziałów operacyjnych w Satu Mare poprzez pośrednio zależną spółkę Serinus Energy Romania S.A. (dawniej Winstar Satu Mare S.A.).
Serinus koncentruje się na zagospodarowywaniu odkrycia gazu w Moftinu, które obejmuje wykonywanie infrastruktury naziemnej. W dniu 9 maja 2017 r. Spółka zawarła kontrakt wykonawczy EPCC (ang. Engineering, Procurement, Construction and Commissioning Contract) z Confind S.R.L., obecnie finalizowane są prace wykonawcze w zakresie stacji gazowej o operacyjnej przepustowości 15 Mmcf/d. Aby skompensować wydobycie planowane pierwotnie z odwiertu Moftinu 1001, Spółka przyspieszyła rozpoczęcie prac wiertniczych na odwiercie Moftinu 1007, co planowane jest na koniec maja. Zbudowana została platforma oraz drogi dojazdowe, a wiertnia i usługi w zakresie prac wiertniczych zostały zakontraktowane. Spółka prowadzi program wierceń w celu realizacji zobowiązania do wykonania prac w ramach posiadanego trzyletniego przedłużenia umowy koncesji, do 28 października 2019 r.
Spółka pracuje także nad uszczegółowieniem 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 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 powiadomiła 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 pierwszym kwartale 2018 r. nie poniesiono kosztów przyszłego opuszczenia tych aktywów (I kw. 2017 r.: 0 USD).
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. Przepływy środków z działalności operacyjnej nie są standardową miarą występującą w MSSF, a zatem mogą nie być porównywalne do podobnych miar raportowanych przez inne jednostki.
Poniższa tabela prezentuje uzgodnienie pomiędzy przepływami środków z działalności operacyjnej i przepływami z działalności operacyjnej:
| Okres trzech miesięcy | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Za okresy zakończone 31 marca | 2018 | 2017 | |||
| Przepływy środków z działalności operacyjnej Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego |
\$ | (945) 3 450 |
(555) 721 |
||
| Środki pieniężne z działalności operacyjnej | \$ | 2 505 | 166 | ||
| Środki pieniężne z działalności operacyjnej na akcję | \$ | 0,02 | 0,00 |
Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. wyniosły 2,5 mln USD, w porównaniu do 0,2 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r., co stanowiło wzrost o 2,3 mln USD. Wygenerowanie dodatkowych środków pieniężnych z działalności operacyjnej w 2018 r. w głównej mierze spowodowane było otrzymaniem środków z tytułu odszkodowania, związanych z jednorazowym wypadkiem na odwiercie w grudniu 2017 r., wyższymi przychodami ze sprzedaży pomniejszonymi o koszty produkcji w Tunezji, niższymi kosztami ogólnego zarządu w omawianym okresie, częściowo skompensowanym przez wyższe koszty transakcyjne oraz podatek bieżący.
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.
| Rumunia | Tunezja Obszar korporacyjny |
Razem | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Okres trzech miesięcy zakończony 31 marca | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | |
| Zysk/(strata) netto | 2 798 | (15) | 182 | (397) | (1 978) | (1 687) | 1 002 | (2 099) | |
| Korekty: | |||||||||
| Odpisy umorzeniowe i amortyzacja | 1 | 1 | 414 | 774 | 40 | 38 | 455 | 813 | |
| Przyrost wartości | 19 | 1 | 241 | 170 | - | - | 260 | 171 | |
| Płatności w formie akcji własnych | - | - | - | - | 129 | 46 | 129 | 46 | |
| Niezrealizowany zysk/(strata) z inwestycji | - | - | - | - | - | 17 | - | 17 | |
| Niezrealizowany (zysk)/strata z tytułu różnic kursowych | (56) | - | 35 | (5) | (393) | 103 | (414) | 98 | |
| Zmiana stanu odroczonego podatku dochodowego | - | - | 321 | 403 | - | - | 321 | 403 | |
| Koszty odsetkowe | - | - | - | - | 776 | 717 | 776 | 717 | |
| Koszty wycofania aktywów z eksploatacji | (24) | - | - | - | - | - | (24) | - | |
| Przepływy środków z działalności operacyjnej | 2 738 | (13) | 1 193 | 945 | (1 426) | (766) | 2 505 | 166 | |
| Zmiana stanu niepieniężnego kapitału obrotowego | (2 902) | - | (819) | (453) | 271 | (268) | (3 450) | (721) | |
| Przepływy z działalności operacyjnej | (164) | (13) | 374 | 492 | (1 155) | (1 034) | (945) | (555) |
Produkcja
| Okres trzech miesięcy | ||
|---|---|---|
| Za okresy zakończone 31 marca | 2018 | 2017 |
| Produkcja - ropa naftowa (bbl/d) | 276 | 519 |
| Produkcja - gaz ziemny (mcf/d) | 626 | 1 025 |
| Produkcja - ogółem (boe/d) | 380 | 690 |
| % udział ropy | 73% | 75% |
| % udział gazu | 27% | 25% |
W okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. całość wydobycia pochodziła z pola Sabria, podczas gdy w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2017 r. wydobycie odbywało się z dwóch pól - Sabria i Chouech Es Saida. Wielkość wydobycia w pierwszym kwartale 2018 r. spadła o 45%, do 380 boe/d, w porównaniu do 690 boe/d w pierwszym kwartale 2017 r. Spadek produkcji w pierwszym kwartale 2018 r. spowodowany był zamknięciem pola Chouech Es Saida od 28 lutego 2017 r. oraz niższym wydobyciem z odwiertu WIN-12bis na polu Sabria w wyniku przedłużającego się zamknięcia pola Sabria od maja do września 2017 r. Ponadto wpływ na wielkość produkcji z pola Chouech Es Saida w porównawczym okresie miało niższe wydobycie w związku z zamknięciem w połowie grudnia 2016 r. odwiertów CS-3 i CS-1, które pozostawały nieczynne również w pierwszym kwartale 2017 r., w oczekiwaniu na wymianę pomp oraz rekonstrukcję.
Pole Chouech Es Saida pozostaje nieczynne od 28 lutego 2017 r., a jego zamknięcie wynikało ze strajku ogłoszonego przez związek zawodowy Tunisia General Trade Union ("UGTT") w imieniu pracowników Spółki z pola 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 Chouech Es Saida, 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 zamknięte. W trakcie trzeciego kwartału 2017 r. pole całkowicie zamknięto, a wszyscy pozostali pracownicy zostali zwolnieni. Spółka analizuje możliwości ponownego uruchomienia pola Chouech Es Saida pod koniec 2018 r.
Na początku września 2017 r. Spółka wznowiła wydobycie na polu Sabria, po okresie zamknięcia od maja 2017 r. spowodowanego niepokojami społecznymi. 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 czwartego kwartału 2017 r. stabilność wydobycia z odwiertu ulegała poprawie, w pierwszym kwartale 2018 r. wydobycie ustabilizowało się i wynosiło około 160 boe/d, netto. Po zakończeniu kwartału Spółka zapuściła instrumenty w celu zbadania odwiertu Win-12bis oraz zamierza przeprowadzić w trzecim kwartale 2018 r. zabiegi w otworze w celu poprawy wyników. Średnie wydobycie z pola Sabria w kwietniu 2018 r. wynosiło 338 boe/d netto.
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| w tys. USD, poza wielkościami w % i na boe | 2018 | 2017 | |||
| Przychody z ropy naftowej (1) | \$ | 1 638 | 2 404 | ||
| Przychody z gazu ziemnego | 573 | 546 | |||
| Przychody ogółem | \$ | 2 211 | 2 950 | ||
| Przychody z ropy naftowej (%) | 74% | 81% | |||
| Przychody z gazu ziemnego (%) | 26% | 19% | |||
| Ropa naftowa (USD/bbl) | \$ | 66,00 | 50,89 | ||
| Gaz ziemny (USD/mcf) | 10,17 | 5,85 | |||
| Średnia zrealizowana cena (USD/boe) | \$ | 64,63 | 46,98 |
(1) Dane porównawcze za rok 2017 obejmują "zmianę stanu zapasów ropy naftowej"
Przychody ze sprzedaży są obecnie w całości generowane 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 z pozostałej sprzedaży ropy naftowej. Pozostała część wydobytej ropy naftowej jest sprzedawana na międzynarodowy rynek, w ramach którego Spółka prowadzi sprzedaż w oparciu o porozumienie handlowe zawarte z Shell International Trading and Shipping Company Limited ("porozumienie z Shell").
W okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. średnia cena ropy Brent wyniosła 66,80 USD/bbl, w porównaniu do 53,68 USD/bbl w analogicznym okresie 2017 r., co stanowiło wzrost o 24%. W pierwszym kwartale 2018 r. Spółka zrealizowała cenę ropy Brent w 99%, a w pierwszym kwartale 2017 r. w 95%. Zrealizowana w pierwszym kwartale 2018 r. cena wyniosła 66,00 USD/bbl i wzrosła o 30% w stosunku do uzyskanych 50,89 USD/bbl w 2017 r.
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 na średnią kroczącą 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 31 marca 2018 r. zawierają korektę cen, dotyczącą sprzedaży za listopad i grudzień 2017 r., w wysokości 78 tys. USD. Po wyłączeniu tej jednorazowej korekty, zrealizowana cena gazu ziemnego wynosiłaby 8,79 USD/mcf i byłaby wyższa o 50% od ceny gazu ziemnego zrealizowanej w pierwszym kwartale 2017 r., która wynosiła 5,85 USD/mcf. Wzrost ten spowodowany jest wzrostem ceny ropy Brent oraz korzystniejszym sposobem kalkulacji cen gazu ziemnego.
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego w pierwszym kwartale 2018 r. wyniosły 2,2 mln USD, w porównaniu do przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego oraz zmiany stanu zapasów ropy naftowej w wysokości 3,0 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r. Zmniejszenie przychodów o 25% odzwierciedla spadek wydobycia o 45%, częściowo skompensowany przez wzrost cen o 38%, jak omówiono powyżej.
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
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |||
|---|---|---|---|---|
| (w tys. USD, poza wielkościami na boe) | 2018 | |||
| Koszty należności koncesyjnych | \$ | 213 | 308 | |
| Koszty należności koncesyjnych (USD/boe) | \$ | 6,23 | 4,91 | |
| Koszty należności koncesyjnych (% sprzedaży) | 9,6% | 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 okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. spadły o 31%, do 0,2 mln USD. Spadek związany był z obniżoną wielkością sprzedaży o 25% oraz spadkiem stawki opłat koncesyjnych dla ropy naftowej, co miało związek z tym, że całość wydobycia w omawianym okresie 2018 r. pochodziła z pola Sabria. Efektywna stawka opłat koncesyjnych spadła z 10,4% w pierwszym kwartale 2017 r. do 9,6% w pierwszym kwartale 2018 r. Efektywna stawka opłat koncesyjnych była niższa w pierwszym kwartale 2018 r. niż w pierwszym kwartale 2017 r., jako że ponad 10% przychodów w pierwszym kwartale 2017 r. pochodziła z pola Chouech Es Saida, dla którego stawka opłat koncesyjnych jest wyższa i wynosi 15%. W pierwszym kwartale 2018 r. koszty opłat koncesyjnych dotyczyły jedynie pola Sabria.
Wzrost kosztów należności koncesyjnych przypadających na boe za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r., wynika z wyższych cen surowców w porównaniu do okresu trzech miesięcy zakończonego 31 marca 2017 r.
Koszty produkcji
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |||
|---|---|---|---|---|
| (w tys. USD, poza wielkościami na boe) | 2018 | |||
| Koszty produkcji - Tunezja | \$ | 728 | 1 720 | |
| Koszty produkcji - Kanada | 11 | 13 | ||
| Koszty produkcji - Ogółem | 739 | 1 733 | ||
| Koszty produkcji - Tunezja (USD/boe) | \$ | 21,28 | 27,39 |
Koszty produkcji w pierwszym kwartale 2018 r. spadły o 57%, do 0,7 mln USD, w porównaniu do 1,7 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r. Spadek kosztów w 2018 r. odzwierciedla zamknięcie pola Chouech Es Saida w Tunezji, obejmujące wypowiedzenie umów personelowi operacyjnemu pola, co skutkowało niższymi kosztami operacyjnymi i kosztami transportu, a także niższe wydobycie z pola Sabria i spadek kosztów biura w Tunezji.
Koszty produkcji przypadające na boe w pierwszym kwartale 2018 r. spadły do 21,28 USD/boe, w porównaniu do 27,39 USD/boe w porównywalnym okresie 2017 r. Spadek kosztów przypadających na boe o 22% nie pozostawał w bezpośredniej korelacji z 45% 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 11 tys. USD za okres trzech miesięcy zakończony dnia 31 marca 2018 r. (okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r.: 13 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 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 bezpośrednie koszty produkcyjne i należności koncesyjnych. 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.
| Operacyjna wartość retroaktywna netto według towarów (ang. netback ) |
Okres trzech miesięcy zakończony | 31 marca 2018 r. | Okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r. |
||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ropa naftowa | Gaz | Razem | Ropa naftowa | Gaz | Razem | ||||||||
| (w USD/boe, poza wolumenem) | (bbl/d) | (Mcf/d) | (boe/d) | (bbl/d) | (Mcf/d) | (boe/d) | |||||||
| Wolumen produkcji | 276 | 626 | 380 | 519 | 1 025 | 690 | |||||||
| Zrealizowana cena | \$ | 66,00 | \$ | 10,17 | \$ | 64,63 | \$ | 50,89 | \$ 5,85 |
\$ | 46,98 | ||
| Koszty należności koncesyjnych | (6,73) | (0,82) | (6,23) | (5,65) | (0,44) | (4,91) | |||||||
| Koszty produkcji | (21,72) | (3,35) | (21,28) | (29,49) | (3,50) | (27,39) | |||||||
| Operacyjna wartość retroaktywna netto (a) | \$ | 37,55 | \$ | 6,00 | \$ | 37,12 | \$ | 15,75 | \$ 1,91 |
\$ | 14,68 |
Zrealizowana cena przypadająca na boe wzrosła o 38% w pierwszym kwartale 2018 r., w porównaniu do pierwszego kwartału 2017 r. Wielkość produkcji pomiędzy tymi dwoma okresami była niższa o 45%.
Wartość retroaktywna netto przypadająca na boe wyniosła 37,12 USD/boe w pierwszym kwartale 2018 r. i była wyższa o 22,44 USD/boe od wartości retroaktywnej netto osiągniętej w analogicznym okresie 2017 r., kiedy to wyniosła 14,68 USD/boe. Na wzrost tej wartości przypadającej na boe wpłynął w głównej mierze wzrost zrealizowanych cen w połączeniu z niższymi kosztami produkcji na boe.
Koszty ogólnego zarządu
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |||
|---|---|---|---|---|
| (w tys. USD, poza wielkościami na boe) | 2018 | 2017 | ||
| Koszty ogólnego zarządu | \$ | 698 | 774 | |
| Koszty ogólnego zarządu (USD/boe) | \$ | 20,40 | 12,33 |
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 spadły o 0,1 mln USD, tj. o 10%, z 0,8 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r. do 0,7 mln USD w pierwszym kwartale 2018 r. Spadek był bezpośrednim efektem niższego w pierwszym kwartale 2018 r. zatrudnienia w biurach w Calgary i Warszawie, w porównaniu do pierwszego kwartału 2017 r.
Negatywny wpływ na koszty ogólnego zarządu przypadające na boe miał spadek wolumenu produkcji w ujęciu rok do roku. Za pierwszy kwartał 2018 r., koszty ogólnego zarządu na boe wzrosły o 65%, do 20,40 USD/boe, w porównaniu do 12,33 USD/boe w pierwszym kwartale 2017 r., w związku z 45% spadkiem wolumenu produkcji, częściowo skompensowanym przez 10% spadek kosztów ogólnego zarządu.
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 następującego 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 dalsze koszty opuszczenia odwiertu Moftinu 1001 oraz działań naprawczych terenu odwiertu oraz dróg dojazdowych uszkodzonych w trakcie awarii.
W pierwszym kwartale 2018 r. Spółka złożyła wstępny wniosek o odszkodowanie i ujęła odzyskane 2,6 mln USD środków z tytułu odszkodowania, w zyskach i stratach w pierwszym kwartale 2018 r. Spółka otrzymała środki z odszkodowania w kwocie 1,9 mln USD, a pozostałe 0,7 mln USD zaprezentowane zostało w sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako należności. Po 31 marca 2018 r., Spółka otrzymała 0,7 mln USD dotyczące pierwszego wstępnego wniosku o odszkodowanie i jest w trakcie przygotowywania drugiego wstępnego wniosku o odszkodowanie. zabezpieczyła urządzenie wiertnicze i obsługę odwiertu do bezzwłocznego podjęcia prac nad wykonaniem zastępczego odwiertu Moftinu 1007, zlokalizowanego około 300 metrów od odwiertu Moftinu 1001. Oczekuje się, że wydobycie z tego odwiertu rozpocznie się pod koniec maja. Ostatnią część roszczeń odszkodowawczych Spółki stanowią koszty przeprowadzenia ponownych prac wiertniczych. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") jest uposażonym w ramach właściwej polisy ubezpieczeniowej i ma prawo przeznaczyć całość środków z tytułu odszkodowania, dotyczącego zastąpienia odwiertu, na spłatę zadłużenia Spółki wobec EBOR.
Koszty transakcyjne
Poniesione w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. koszty transakcyjne w wysokości 0,4 mln USD związane są z przeniesieniem siedziby Spółki z Prowincji Alberta w Kanadzie na Jersey na Wyspach Normandzkich oraz planami wprowadzenia akcji do obrotu na rynku AIM, prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange. Jako, że operacja została zainicjowana w trzecim kwartale 2017 r., w pierwszym kwartale 2017 r. nie ponoszono związanych z nią kosztów. Spółka poniesienie dodatkowe koszty w drugim kwartale 2018 r., gdy projekty osiągną fazę końcową.
Płatności w formie akcji własnych
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |||
|---|---|---|---|---|
| (w tys. USD, poza wielkościami na boe) | 2018 | 2017 | ||
| Płatności w formie akcji własnych | \$ | 129 | \$ | 46 |
| Płatności w formie akcji własnych (USD/boe) | \$ | 3,77 | \$ | 0,73 |
Płatności w formie akcji własnych wyniosły 129 tys. USD w pierwszym kwartale 2018 r., w porównaniu do 46 tys. USD w pierwszym kwartale 2017 r., co stanowiło wzrost o 180%. Wyższe koszty ujęte w pierwszym kwartale 2018 r. w porównaniu do pierwszego kwartału 2017 r. odzwierciedlają fakt, że w drugim kwartale 2017 r. przyznano 6 680 000 opcji, co spowodowało, że saldo 3 611 000 opcji na koniec grudnia 2016 r., zostało podwojone na koniec lipca 2017 r. Spółka spodziewa się, że koszty płatności w formie akcji własnych w drugim kwartale 2018 r. pozostaną na porównywalnym poziomie do omawianego kwartału.
Odpisy umorzeniowe i amortyzacja
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |||
|---|---|---|---|---|
| w tys. USD, poza wielkościami na boe | 2018 | 2017 | ||
| Odpisy umorzeniowe i amortyzacja (Tunezja) | \$ | 416 | \$ | 774 |
| Odpisy umorzeniowe i amortyzacja (Obszar korporacyjny) | 39 | 39 | ||
| 455 | 813 | |||
| Odpisy umorzeniowe i amortyzacja - Tunezja (USD/boe) | \$ | 12,13 | \$ | 12,33 |
Koszty odpisów umorzeniowych i amortyzacji naliczane są w podziale na koncesje, przy uwzględnieniu wartości księgowej netto koncesji, przyszłych kosztów zagospodarowania związanych z rezerwami danego pola oraz z potwierdzonymi i prawdopodobnymi rezerwami danej koncesji.
Koszty odpisów umorzeniowych i amortyzacji w Tunezji za pierwszy kwartał 2018 r. spadły o 46%, do 0,4 mln USD, w porównaniu do 0,8 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r., co skorelowane było z niższą o 45% produkcją między tymi dwoma okresami. Stawka umorzeniowa przypadająca na boe spadła do 12,13 USD/boe za okres trzech miesięcy zakończony dnia 31 marca 2018 r., w porównaniu do 12,33 USD/boe w analogicznym okresie 2017 r.
Koszty odsetkowe i przyrost wartości
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | |
|---|---|---|
| (w tys. USD, poza wielkościami na boe) | 2018 | 2017 |
| Koszty odsetek | \$ 776 |
717 |
| Przyrost wartości zobowiązania z tytułu wycofania składnika aktywów z użytkowania |
260 | 171 |
| \$ 1 036 |
888 |
Koszty odsetkowe i przyrost wartości w pierwszym kwartale 2018 r. wzrosły o 9% w porównaniu do 0,7 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r. Średni poziom zadłużenia uwzględniony w kalkulacji kosztów odsetkowych za pierwszy kwartał 2018 r. wynosił 30,5 mln USD, w porównaniu do 30,0 mln USD za pierwszy kwartał 2017 r. w związku z czym koszty odsetkowe były nieznacznie wyższe w pierwszym kwartale 2018 r. Wzrost ten był również rezultatem wyższych stóp oprocentowania kredytów.
Koszty przyrostu wartości obejmują wzrost zobowiązania z tytułu wycofania składnika aktywów z użytkowania od końca ubiegłego 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.
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 trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. ujęto zysk z tytułu różnic kursowych w wysokości 0,3 mln USD, w porównaniu do straty w wysokości 0,1 mln USD za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 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 31 marca 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 31 marca 2018 r. | CAD | LEU | TND | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne | \$ | 369 | 1 982 | 777 | ||||||
| Należności | 117 | 8 553 | 3 793 | |||||||
| Należności z tytułu podatku dochodowego | - | 3 | 1 911 | |||||||
| Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania | 1 384 | - | - | |||||||
| Przedpłaty | 10 | 1 106 | 262 | |||||||
| Zobowiązania i rozliczenia międzyokresowe | (582) | (9 758) | (7 510) | |||||||
| Ekspozycja netto na ryzyko kursowe | \$ | 1 298 | 1 886 | (767) | ||||||
| Kurs przeliczeniowy na USD | 0,7756 | 0,2647 | 0,4128 | |||||||
| Ekwiwalent USD wg kursu waluty na koniec okresu | \$ | 1 007 | 499 | (317) |
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:
| 31 marca | 31 grudnia | |||
|---|---|---|---|---|
| Wpływ na zysk/(stratę) netto | 2018 | 2017 | ||
| Dolar kanadyjski (CAD) | \$ | 101 | \$ | 437 |
| Lej rumuński (LEU) | 50 | (72) | ||
| Dinar tunezyjski (TND) | (32) | (43) | ||
| Razem | \$ | 119 | \$ | 322 |
Serinus Energy plc Sprawozdanie kierownictwa z działalności za pierwszy kwartał 2018 r.
(kwoty w tys. USD, o ile nie wskazano inaczej)
Nakłady inwestycyjne
| Za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r. |
|||||
|---|---|---|---|---|---|
| Tunezja | Rumunia | Obszar korporacyjny |
Razem | ||
| Rzeczowe aktywa trwałe Poszukiwanie i ocena zasobów |
\$ 12 - |
2 052 - |
84 - |
2 148 - |
|
| Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem | \$ 12 |
2 052 | 84 | 2 148 |
Za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2017 r.
| Obszar | ||||
|---|---|---|---|---|
| Tunezja | korporacyjny | Razem | ||
| Rzeczowe aktywa trwałe | \$ 313 |
- | - | 313 |
| Poszukiwanie i ocena zasobów | - | 545 | - | 545 |
| Poszukiwanie i zagospodarowywanie razem | \$ 313 |
545 | - | 858 |
Nakłady inwestycyjne w Rumunii w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. wyniosły 2,1 mln USD. Koszty obejmowały budowę stacji gazowej Moftinu w wysokości 1,6 mln USD, a także koszty związane z utrzymaniem biura w Bukareszcie w wysokości 0,6 mln USD.
Płynność, zadłużenie i zasoby kapitałowe
| Za okresy zakończone 31 marca | Okres trzech miesięcy | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | 2017 | ||||
| Przepływy z działalności operacyjnej | \$ | (945) | (555) | ||
| Przepływy z działalności finansowej | (190) | 16 113 | |||
| Przepływy z działalności inwestycyjnej | (3 041) | (613) | |||
| Zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych | 394 | (100) | |||
| Zmiana stanu środków pieniężnych | \$ | (3 782) | 14 845 |
W okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r. zmiana stanu środków pieniężnych netto wyniosła 3,8 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 14,8 mln USD (wartość dodatnia) w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2017 r.
Przepływy z działalności operacyjnej w pierwszym kwartale 2018 r. wyniosły 0,9 mln USD (wartość ujemna), w porównaniu do 0,6 mln USD (wartość ujemna) w okresie porównawczym. Wzrost ujemnej wartości przepływów w kwartale spowodowany był głównie rozliczeniem kosztów związanych z wypadkiem na odwiercie, pomniejszonych o środki otrzymane z tytułu odszkodowania. Ponadto przepływy z działalności operacyjnej były dodatkowo obniżone poprzez zwiększone koszty transakcyjne związane z przeniesieniem siedziby Spółki na Jersey oraz procesem dopuszczania akcji do obrotu na rynku AIM. Koszty te zostały częściowo skompensowane przez polepszoną sytuację w zakresie przepływów środków pieniężnych z działalności operacyjnej, które wzrosły do 1,2 mln USD w pierwszym kwartale 2018 r., z 0,9 mln USD w pierwszym kwartale 2017 r.
Przepływy z działalności finansowej w pierwszym kwartale 2018 r. wyniosły 0,2 mln USD, na co składały się płatności z tytułu odsetek. Zgodnie ze zmienionymi warunkami umów Kredytu Głównego i Kredytu Zamiennego, w bieżącym kwartale nie dokonano żadnych spłat rat kapitałowych długoterminowego zadłużenia. Przepływy z działalności finansowej w okresie porównawczym 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 pierwszym kwartale 2018 r. dotyczyły głównie nakładów inwestycyjnych w wysokości 2,0 mln USD związanych z projektem zagospodarowania gazu Moftinu, w porównaniu do 0,5 mln USD w analogicznym okresie 2017 r.
Krótkoterminowe potrzeby Spółki w zakresie płynności są uzależnione od ukończenia w terminie budowy stacji gazowej Moftinu oraz od zakończenia prac wiertniczych nad odwiertem Moftinu 1007, które zapewnią Spółce źródła dalszych przepływów pieniężnych.
Spółka planuje dopuszczenie akcji do obrotu na rynku AIM, prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange, co zdaniem Spółki zwiększy jej dostęp do kapitału na rynkach kapitałowych. W połączeniu z dopuszczeniem akcji do obrotu w połowie maja, Spółka zamierza zwiększyć kapitał o 10 mln GBP, co zapewni potrzebne środki na dalsze zagospodarowanie rumuńskich aktywów.
Generowanie przepływów pieniężnych w Tunezji nadal stanowi wyzwanie ze względu na obecny poziom wydobycia, jednak mimo to, po ustabilizowaniu wydobycia oraz w wyniku działań mających na celu ograniczenie kosztów, Tunezja była jednostką biznesową generującą dodatnie przepływy pieniężne za kwartał.
Na dzień 31 marca 2018 r. 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 i/lub pozyskania potrzebnego finansowania wymaganego do pokrycia jej bieżących kosztów produkcji, kosztów ogólnego zarządu, programu rozwoju i rozliczania zobowiązań w momencie, gdy stają się wymagalne. Nie ma pewności, że finansowanie lub środki pieniężne wygenerowane z działalności operacyjnej będą dostępne lub wystarczające do spełnienia tych zobowiązań, a także czy finansowanie zadłużeniem lub kapitałem własnym będzie dostępne na warunkach akceptowalnych przez Spółkę. Wpływ na zdolność Spółki do generowania przepływów pieniężnych miały wydarzenia w Tunezji i Rumunii. Sytuacja w Tunezji, gdzie niepokoje społeczne doprowadziły do wstrzymania całej produkcji w 2017 r., ograniczyła zdolność Spółki do generowania przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej. Wypadek na odwiercie w Rumunii w grudniu 2017 r. spowodował opóźnienie pierwszego wydobycia i przepływów pieniężnych w Rumunii.
Konieczność generowania przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej lub innych źródeł finansowania, w celu sfinansowania bieżącej działalności, wskazuje na istnienie istotnej niepewności, która może powodować poważne wątpliwości co do zdolności Spółki do kontynuowania działalności.
Spółka nadal aktywnie rozważa alternatywne sposoby finansowania jej działalności i zapewnienia potrzebnej płynności i kapitału. Spółka monitoruje swoją sytuację, jeżeli chodzi o płynność i ocenia czy generowane wewnętrznie przepływy pieniężne będą wystarczające do zaspokojenia zapotrzebowania na środki pieniężne. Limit zadłużenia Spółki jest całkowicie wykorzystany, a okres dokonywania wypłat wygasł, w związku z czym Spółka nie ma dostępu do dodatkowego finansowania w ramach umów kredytowych z EBOR. Alternatywy dostępne dla Serinus w celu zarządzania płynnością obejmują umowy dzierżawy zasobów (ang. farm-out arrangements) oraz zabezpieczenia nowego kapitału własnego, a także minimalizowanie kosztów poprzez ograniczenie kosztów operacyjnych i administracyjnych oraz odraczanie nakładów inwestycyjnych. Nie ma żadnych ograniczeń w korzystaniu z zasobów kapitałowych Spółki, które mogłyby istotnie wpłynąć bezpośrednio lub pośrednio na jej działalność.
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 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.
| 31 marca | |||
|---|---|---|---|
| Kapitał obrotowy na dzień: | 2018 | 2017 | |
| Aktywa obrotowe | \$ 13 522 |
15 393 | |
| Zobowiązania krótkoterminowe | (22 151) | (21 960) | |
| Ujemny kapitał obrotowy | \$ (8 629) |
(6 567) |
Na dzień 31 marca 2018 r. ujemny kapitał obrotowy wynosił 8,6 mln USD, w porównaniu do 6,6 mln USD (wartość ujemna) na dzień 31 grudnia 2017 r. Na dzień 31 marca 2018 r. wartość zobowiązań krótkoterminowych wynosiła 22,2 mln USD i wzrosła do 0,2 mln USD, w porównaniu do zobowiązań krótkoterminowych w wysokości 22,0 mln USD na 31 grudnia 2017 r. Wzrost zobowiązań krótkoterminowych był rezultatem klasyfikacji zadłużenia w wysokości 2,7 mln USD, jako krótkoterminowe na dzień 31 marca 2018 r., w związku z tym, że termin jego spłaty przypada na 31 marca 2019 r. Zostało to częściowo skompensowane poprzez uregulowanie przez Spółkę zobowiązań związanych z wypadkiem na odwiercie, które pozostawały niezapłacone na dzień 31 grudnia 2017 r. Spadek aktywów obrotowych o 1,9 mln USD od 31 grudnia 2017 r. był rezultatem wykorzystania środków pieniężnych w wysokości 3,8 mln USD w okresie trzech miesięcy zakończonym 31 marca 2018 r., częściowo skompensowanego przez wzrost należności z tytułu sprzedaży ropy naftowej o 0,5 mln USD, wzrost należności z tytułu podatku od towarów o 0,8 mln USD oraz przez należności z tytułu odszkodowania w kwocie 0,7 mln USD.
Na dzień 31 marca 2018 r. i 31 grudnia 2017 r. ujęte były zobowiązania dotyczące Brunei w wartości 8,3 mln USD. 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.
Kredyt z EBOR – finansowanie w Tunezji
Odsetki od Kredytu Głównego są płatne w okresach półrocznych, w oparciu o zmienną stopę procentową LIBOR powiększoną o 6%. W zależności od decyzji Spółki stopa procentowa może zostać ustalona na stałym poziomie 6% plus terminowa stopa procentowa (forward rate) dostępna dla EBOR na rynku instrumentów zamiany stóp procentowych.
Pozostałe do spłaty na dzień 31 marca 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.
Mechanizm odprowadzania środków pieniężnych (tzw. cash sweep) kalkulowany jest w oparciu o okresy półroczne na dzień 31 grudnia i 30 czerwca każdego roku, na poziomie całej spółki, tak długo jak będzie istniało zadłużenie z tytułu Kredytu Głównego. Saldo środków pieniężnych przekraczające 7,0 mln USD zostanie wykorzystane w celu spłaty Kredytu Głównego w kolejności odwrotnej do terminów zapadalności aż do momentu, gdy pozostałe saldo Kredytu Głównego będzie nie wyższe niż określone zgodnie z pierwotnym harmonogramem rat. Nie są przewidziane żadne opłaty związane z przyspieszonymi spłatami przedstawionymi powyżej.
Kredyt Zamienny w wysokości 20 mln USD przypada do spłaty na czerwiec 2023 r. wraz z kapitalizacją naliczonych odsetek do czerwca 2020 r. 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. Kredyt Zamienny jest oprocentowany w oparciu o sumę zmiennej stopy procentowej LIBOR oraz oprocentowania obliczonego w oparciu o przyrost przychodów netto, ale nie mniej niż 8% rocznie i nie więcej niż 17% rocznie. Marża ta jest kalkulowana w oparciu o przychody netto uzyskane z aktywów tunezyjskich i rumuńskich. Serinus może, po spełnieniu określonych warunków, dokonać konwersji całości lub jakiejkolwiek części kwoty głównej Kredytu Zamiennego wraz z naliczonymi odsetkami na akcje nowej emisji Spółki, według wówczas aktualnej ceny rynkowej akcji na TSX lub GPW, jak tego wymagają zasady wymiany. EBOR przysługuje także prawo, by w każdej chwili oraz wielokrotnie dokonywać zamiany całości lub części niespłaconego kapitału Kredytu Zamiennego wraz z naliczonymi odsetkami na akcje nowej emisji Spółki, według wówczas aktualnej ceny rynkowej akcji na TSX lub GPW. Zamiana kredytu ograniczona jest do 5% rynkowej kapitalizacji Spółki po dokonaniu zamiany.
Zamienność kredytu oparta jest na cenie rynkowej, co skutkowałoby wyemitowaniem zmiennej ilości akcji Spółki, w rezultacie tego nie została przypisana żadna wartość do opcji zamiany. Kredyt Zamienny został ujęty jako zadłużenie i zaklasyfikowany do zobowiązań finansowych według zamortyzowanego kosztu.
Spółka może również spłacić Kredyt Zamienny w terminie zapadalności w gotówce lub, po spełnieniu określonych warunków, w postaci emisji nowych akcji zwykłych, wycenionych według aktualnej ceny rynkowej akcji na TSX lub GPW. Kwota spłaty podlegać będzie dyskontowaniu, przy zastosowaniu stopy dyskonta ok. 10% w przypadku, gdy wymóg, aby zasadniczo wszystkie aktywa Spółki i jej działalność znajdowały się oraz były prowadzone w krajach objętych działalnością EBOR, nie będzie spełniony w terminie spłaty.
Kredyty były dostępne przez okres trzech lat, okres ten upłynął.
Zabezpieczenie kredytów obejmuje aktywa tunezyjskie, zastaw na określonych rachunkach bankowych oraz akcjach podmiotów zależnych Spółki, które są właścicielami koncesji, jak również korzyści z udziału Spółki w polisach ubezpieczeniowych i porozumieniach w sprawie transakcji pożyczkowych w ramach grupy spółek należących do Serinus. Dodatkowo, nowe warunki przewidują wprowadzenie dodatkowego zabezpieczenia w postaci zastawu na akcjach spółki Serinus Energy Romania S.A., będącej posiadaczem aktywów w Rumunii.
Zgodnie z warunkami kredytu, EBOR ma prawo do żądania przedpłaty w przypadku, gdy zmieni się struktura sprawowania kontroli w Spółce. Zważywszy na dopuszczenie akcji do obrotu na rynku AIM oraz proponowane podniesienie kapitału własnego, EBOR odstąpił od skorzystania z prawa do żądania przedpłaty, pod warunkiem że pakiet akcji Kulczyk Investments S.A. nie spadnie poniżej 30% i nie będzie żadnego pojedynczego inwestora, który będzie posiadał więcej niż 24,99% kapitału zakładowego Spółki.
Umowa Kredytu Głównego zawiera klauzulę, zgodnie z którą EBOR ma prawo do żądania przedpłaty, jeżeli wskaźnik pokrycia rezerw dla rezerw tunezyjskich wynosi mniej niż 1,5, w takiej wysokości, by wskaźnik został spełniony. Odnośnie rezerw na dzień 31 grudnia 2017 r., EBOR odstąpił od skorzystania z prawa do żądania przedpłaty.
Zmienione umowy kredytowe zapewniają zwolnienie z wymogu spełnienia wszystkich kowenantów finansowych do września 2018 r. Minimalna wartość wskaźnika obsługi długu na poziomie skonsolidowanym, który dotyczy Kredytu Głównego, wynosi 1,3 i obowiązuje od grudnia 2018 r. Maksymalna wartość wskaźnika zadłużenie do EBITDA wynosi 10,0 i obowiązuje we wrześniu 2018 r. i w grudniu 2018 r., a następnie wynosić będzie 2,5.
| 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. |
Kowenanty
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.
Kowenanty, jak wspomniano wyżej, kształtują się w następujący sposób:
- 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 kalkulowana 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, nazywanych 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 31 marca 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 31 marca 2018 r. było wyemitowanych 150 652 138 akcji zwykłych, 67 000 opcji na akcje zwykłe po cenie wykonania wyrażonej w USD oraz 9 105 000 opcji na akcje po cenie wyrażonej w dolarach kanadyjskich ("CAD").
| Liczba akcji | ||
|---|---|---|
| zwykłych | Wartość | |
| Stan na 31 grudnia 2016 r. | 78 629 941 | \$ 344 479 |
| Wyemitowane za środki pieniężne | 72 000 000 | 19 105 |
| Wyemitowane nie za środki pieniężne | 22 197 | 7 |
| Koszty emisji, pomniejszone o podatek | - | (1 057) |
| Stan na 31 grudnia 2017 r. i 31 marca 2018 r. | 150 652 138 | \$ 362 534 |
Spółka ma również prawo wyemitować nieograniczoną liczbę akcji uprzywilejowanych. Brak jest aktualnie wyemitowanych lub pozostających w obrocie akcji uprzywilejowanych.
Zmiana w liczbie akcji zwykłych w 2017 r. jest wynikiem oferty, w ramach której Spółka wyemitowała 72 000 000 akcji zwykłych, na skutek czego na 24 lutego 2017 r. było wyemitowanych łącznie 150 629 941 akcji zwykłych. W drugim kwartale 2017 r. kolejne 22 197 akcji zwykłych zostało objęte przez Pana Jeffrey'a Aulda, Prezesa i Dyrektora Generalnego Spółki (CEO), jako część wynagrodzenia, w efekcie czego Spółka ma wyemitowanych 150 652 138 akcji zwykłych.
Spółka posiada następujące opcje:
| Opcje denominowane w USD | Opcje denominowane w CAD | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Średnia ważona | Średnia ważona | ||||
| cena wykonania opcji | cena wykonania opcji | ||||
| Liczba opcji | (USD) | Liczba opcji | (CAD) | ||
| Stan na 31 grudnia 2017 r. | 67 000 | \$ | 3,68 | 9 933 000 | \$ 0,36 |
| Opcje, które utraciły ważność/unieważnione | - | - | (3 000) | 3,22 | |
| Opcje utracone | - | - | (825 000) | 0,37 | |
| Stan na 31 marca 2018 r. | 67 000 | \$ | 3,68 | 9 105 000 | \$ 0,36 |
W tabelach poniżej przedstawiono zestawienie wyemitowanych opcji USD i CAD na dzień 31 marca 2018 r.:
| Opcje denominowane w USD | Opcje denominowane w CAD | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Średnioważony | Średnioważony | ||||||
| Cena wykonania | Możliwe do | czas trwania | Cena wykonania | Możliwe do | czas trwania | ||
| (USD) | Ważne opcje | zrealizowania | w latach | (CAD) | Ważne opcje | zrealizowania | w latach |
| \$ 3,01 - \$ 4,00 | 32 000 | 32 000 | 0,5 | \$ 0,30 - \$ 1,00 | 9 055 000 | 1 166 667 | 4,7 |
| \$ 4,01 - \$ 5,00 | 35 000 | 35 000 | 0,6 | \$ 1,01 - \$ 2,50 | 50 000 | 50 000 | 1,6 |
| 67 000 | 67 000 | 0,6 | 9 105 000 | 1 216 667 | 4,7 |
Na dzień publikacji niniejszego sprawozdania wystąpiły następujące zmiany w stanie opcji przyznanych i posiadanych przez dyrektorów i członków kadry kierowniczej od dnia 31 marca 2018 r. do dnia sporządzenia niniejszego sprawozdania:
| Zmiany posiadanych akcji | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Nazwisko | ||||||||
| Dyrektora/Członka | ||||||||
| Kierownictwa Wyższego | Opcje | Akcje | Zmiany | Akcje | ||||
| Szczebla/Kluczowego | posiadane na | posiadane na | posiadanych | posiadane na | ||||
| Personelu | 11 maja 2018 r. | 31 marca 2018 r. | akcji | 11 maja 2018 r. | ||||
| Evgenij Iorich (a) | 100 000 | 3 415 | - | 3 415 | ||||
| Jeffrey Auld | 4 500 000 | 22 197 | - | 22 197 | ||||
| Lukasz Redziniak | - | - | - | - | ||||
| Dominik Libicki | - | - | - | - | ||||
| Eleanor Baker | 100 000 | - | - | - | ||||
| Tracy Heck | 2 750 000 | - | - | - | ||||
| Calvin Brackman | 750 000 | - | - | - | ||||
| Jim Causgrove | 100 000 | - | - | - | ||||
| Dawid Jakubowicz | - | - | - | - | ||||
| 8 300 000 | 25 612 | - | 25 612 |
(a) Pan Iorich zajmuje stanowisko w Pala Investments, spółce powiązanej z Pala Assets Holdings Limited ("Pala"). Pala posiadała 11.266.084 akcje na dzień 31 marca 2018 r. 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 trzech akcjonariuszach, którzy posiadają więcej niż 5% ogólnej liczby akcji zwykłych spółki. KI posiada 52,17%, Pala posiada 7,48% oraz Quercus Towarzystwo Funduszy Inwestycyjnych SA posiada 5,25% wyemitowanych akcji zwykłych. .
Podjęte zobowiązania
Zobowiązania umowne Spółki na 31 marca 2018 r. przedstawiają się następująco:
| Do 1 roku | Od 1 do 3 lat | Od 4 do 5 lat | Powyżej 5 lat | Razem | |
|---|---|---|---|---|---|
| Wynajem biura | \$ 650 |
\$ 889 |
\$ 4 |
\$ - |
\$ 1 543 |
| Instalacja przetwarzania gazu w Rumunii (1) | 1 159 | - | - | - | 1 159 |
| Kredyt długoterminowy (2) | 2 700 | 9 444 | 13 487 | 6 743 | 32 374 |
| Zobowiązania umowne ogółem | \$ 4 509 |
\$ 10 333 |
\$ 13 491 |
\$ 6 743 |
\$ 35 076 |
1) Wynikające z umowy zobowiązania dotyczące budowy stacji gazowej.
2) Zobowiązania z tytułu kredytu długoterminowego prezentowane są bez uwzględnienia odroczonych kosztów finansowania i obejmują naliczone odsetki.
Wszystkie zobowiązania Spółki powstały w toku zwykłej działalności gospodarczej i są związane z pracami w Tunezji oraz Rumunii.
Tunezja
Tunezyjska państwowa spółka naftowo-gazowa Enterprise Tunisienne d'Activites Petroliere ("ETAP") posiada prawo do udziału operacyjnego w koncesji Chouech Es Saida w wysokości do 50%, 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 31 marca 2018 r. sprzedano łącznie z koncesji 5,2 milionów baryłek (z uwzględnieniem pomniejszenia o koszty należności koncesyjnych oraz ubytki objętości węglowodorów).
Rumunia
Zgodnie z warunkami przedłużenia Etapu 3 (zatwierdzonego 28 października 2016 r.), zobowiązania do prac obejmują wykonanie dwóch odwiertów oraz – do wyboru przez Spółkę – pozyskanie nowych danych sejsmicznych 3D dla 120 km² lub wykonanie trzeciego odwiertu. Dwa odwierty muszą być wykonane odpowiednio na głębokość co najmniej 1 000 i 1 600 metrów, a w przypadku zdecydowania się na trzeci, ma on mieć głębokość 2 000 m. Przedłużenie obowiązuje przez okres trzech lat, do dnia 28 października 2019 r. W dniu 5 maja 2017 r. Spółka podpisała list gwarancyjny, w którym zobowiązała się do pokrycia niezbędnych kosztów do kwoty 12 mln USD, aby wypełnić minimalne zobowiązania dla przedłużenia Etapu 3. Gwarancja ta nie obejmuje kosztów już poniesionych od dnia zatwierdzenia przedłużenia.
Spółka zawarła kontrakt wykonawczy EPCC (ang. Engineering, Procurement, Construction and Commissioning Contract) z rumuńską spółką Confind S.R.L., na wykonanie stacji gazowej wraz z liniami przesyłowymi i gazociągiem na koncesji Satu Mare. Na dzień 31 marca 2018 r. zobowiązania z tytułu tego kontraktu wynoszą 1,1 mln USD.
Powierzchnia biurowa
Spółka posiada umowę najmu lokalu biurowego w Calgary (Kanada), która wygasa 30 listopada 2020 r. i zawarła nową umowę najmu lokalu biurowego w Bukareszcie w Rumunii, która wygasa 27 sierpnia 2020 r. Umowy najmu lokali biurowych związane są ze zwykłą działalnością gospodarczą. Spółka ma możliwość odnowienia lub przedłużenia umów najmu lokali biurowych na podstawie nowych warunków umów, które będą bazować na aktualnych cenach rynkowych.
Zobowiązania pozabilansowe
Tunezyjska państwowa spółka naftowo-gazowa Enterprise Tunisienne d'Activites Petroliere ("ETAP") posiada prawo do udziału operacyjnego w koncesji Chouech Es Saida w wysokości do 50%.
Perspektywy 2018
Spółka koncentruje się na Rumunii, która będzie napędzała wzrost w ciągu najbliższych kilku lat. Projekt zagospodarowywania gazu Moftinu jest projektem o krótkim horyzoncie realizacji i obejmuje uzyskanie produkcji z odwiertu Moftinu-1000 oraz odwiertu Moftinu-1007, który ma zostać wykonany, uzbrojony i być gotowy do podjęcia produkcji pod koniec drugiego kwartału 2018 r. Budowa stacji gazowej, o operacyjnej przepustowości 15 Mmcf/d, jest w końcowej fazie, a rozpoczęcie produkcji gazu spodziewane jest pod koniec drugiego kwartału 2018 r.
Spółka prowadzi również program wierceń w celu realizacji prac objętych zobowiązaniem w ramach uzyskanego przedłużenia koncesji do października 2019 r. i planuje wykonać dwa dodatkowe odwierty (Moftinu-1003 i Moftinu-1004) w drugiej połowie 2018 r. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju ("EBOR") jest uposażonym w ramach właściwej polisy ubezpieczeniowej, i jeżeli będzie żądać przeznaczenia całości środków z tytułu odszkodowania, dotyczącego zastępczego odwiertu Moftinu-1007, na spłatę zadłużenia Spółki wobec EBOR, Spółka przesunie na początek 2019 r. wiercenie odwiertu Moftinu 1004. Spółka przewiduje, że w połączeniu z wydobyciem z odwiertów Moftinu 1000 i Moftinu 1007, potencjalne wydobycie z tych odwiertów powinno doprowadzić do osiągnięcia przez stację na początku 2019 r. pełnej wydajności .
W Tunezji Spółka obecnie kieruje uwagę na zwiększanie produkcji z pola Sabria, po okresie, gdy pozostawało zamknięte oraz planuje skoncentrować się na przeprowadzeniu niskokosztowych programów prac w celu zwiększenia wydobycia z istniejących odwiertów, w tym ponownej aktywizacji Sabrii N-2 oraz instalacji rurek syfonowych w innym odwiercie na polu Sabria, o ile produkcja na polu naftowym Spółki może być prowadzona w bezpiecznym i zrównoważonym środowisku, oferującym wystarczającą pewność, że w dającej się przewidzieć przyszłości nie wystąpią dalsze zakłócenia produkcji. Spółka postrzega pole Sabria jako szansę na znaczny rozwój w dłuższej perspektywie.
Dla pola Chouech Es Saida Spółka przygotowuje oszacowanie kosztu ponownego uruchomienia pola wraz z terminarzem i kosztami wymiany elektrycznej pompy wgłębnej w odwiercie CS-3. Spółka uważa, że skala działalności prowadzonej w Tunezji jest uzależniona od osiągnięcia i utrzymania poniższych progów opłacalności. W odniesieniu do cen ropy naftowej, dodatkowe odwierty pionowe stają się opłacalne, gdy cena ropy naftowej Brent osiąga poziom 45 USD/bbl, potencjalne odwierty poziome wielohoryzontalne przesuwają próg opłacalności poniżej 30 USD/bbl dla pola Sabria. Obecna wydajność infrastruktury naziemnej pozwala jedynie na obsługę od 1 do 3 dodatkowych odwiertów dla każdego z pól: Sabria oraz Chouech Es Saida/Ech Chouech. Instalacja gazowa STEG El Borma obsługująca Chouech Es Saida/Ech Chouech jest bliska osiągnięcia maksymalnej przepustowości. Dalsze zagospodarowywanie gazu na obszarze tej koncesji może się przesunąć do czasu ukończenia gazociągu Nawara, który istotnie zwiększy przepustowość.
Podsumowanie danych kwartalnych
Niektóre dane dotyczące ilości ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego zostały przeliczone na mcf lub mmcf 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. Wszelkie wartości prezentowane są w mcf.
| I kw. 2018 |
IV kw. 2017 |
III kw. 2017 |
II kw. 2017 |
I kw. 2017 |
IV kw. 2016 |
III kw. 2016 |
II kw. 2016 |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Przychody z ropy naftowej oraz zmiana | ||||||||
| stanu zapasów ropy naftowej (a) | 2 211 | 1 895 | 382 | 1 342 | 2 950 | 4 456 | 3 632 | 4 080 |
| Zysk/(strata) netto przypadający na: | ||||||||
| Akcjonariuszy zwykłych | 1 002 | (9 681) | (7 043) | 31 | (2 099) | (14 419) | (4 971) | (3 994) |
| Zysk/(strata) na akcję: | ||||||||
| - podstawowa i rozwodniona | \$ 0,01 | \$ (0,06) | \$ (0,05) | \$ - |
\$ (0,02) | \$ (0,19) | \$ (0,06) | \$ (0,05) |
(a) Wartości zostały zaprezentowane po uwzględnieniu reklasyfikacji działalności na Ukrainie do działalności zaniechanej, patrz Nota 20 do zbadanego Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego na dzień 31 grudnia 2017 r.
• Wpływ na wynik w drugim kwartale 2016 r. miały niższe ceny surowców w Tunezji.
- Wpływ na wynik w trzecim kwartale 2016 r. miały niższe ceny surowców w Tunezji oraz wzrost kosztów ogólnego zarządu, w związku z kosztami odpraw dla kierownictwa wyższego szczebla poniesionymi w kwartale.
- Wpływ na wynik w czwartym kwartale 2016 r. miały wzrastające ceny surowców w Tunezji oraz niższe koszty ogólnego zarządu w obszarze korporacyjnym, które zostały skompensowane przez spadek wydobycia. Ponadto ujemny wpływ na wynik miało ujęcie odpisu z tytułu utraty wartości aktywów w Tunezji w wysokości 16,8 mln USD.
- Wpływ na wynik w pierwszym kwartale 2017 r. miał spadek produkcji w związku z zamknięciem pola Chouech Es Saida, częściowo skompensowanym poprzez wzrastające ceny surowców, niższe koszty produkcji i niższe koszty ogólnego zarządu w obszarze korporacyjnym.
- Negatywny wpływ na wynik w drugim kwartale 2017 r. miało zamknięcie pól w Tunezji, z polem Chouech Es Saida zamkniętym przez cały kwartał i polem Sabria zamkniętym od 22 maja 2017 r. Dodatkowo, wpływ na wynik drugiego kwartału 2017 r. miało zbycie spółki zależnej posiadającej syryjskie aktywa w kwocie 2,2 mln USD.
- Negatywny wpływ na przychody ze sprzedaży ropy i gazu w trzecim kwartale 2017 r. miało zamknięcie pól w Tunezji: pole Chouech Es Saida było zamknięte przez cały kwartał (od końca lutego 2017 r.), pole Sabria pozostawało zamknięte od 22 maja 2017 r. do początku września 2017 r. Wydobycie z pola Sabria zostało wznowione ze średnią wartością 286 bbl/d we wrześniu 2017 r. W tym okresie 100% produkcji pochodziła z koncesji Sabria. Ujemny wpływ na wynik miało ujęcie odpisu z tytułu utraty wartości aktywów w Tunezji w wysokości 5,0 mln USD.
- Negatywny wpływ na przychody ze sprzedaży ropy i gazu w czwartym kwartale 2017 r. miało zamknięcie pól w Tunezji, przy czym pole Chouech Es Saida było zamknięte przez cały kwartał. Całość wydobycia na poziomie 396 boe w czwartym kwartale 2017 r. pochodziła z pola Sabria. Negatywny wpływ na wynik netto miały wpływ jednorazowe koszty w wysokości 4,0 mln USD poniesione w związku z wypadkiem na odwiercie oraz rezerwa w wysokości 0,6 mln USD na potencjalne koszty odpraw w związku ze zwolnieniem pracowników z pola Chouech Es Saida w Tunezji.
Całość wydobycia w pierwszym kwartale 2018 r. pochodziła z koncesji Sabria, średnie wydobycie wyniosło 380 boe/d. Pozytywny wpływ na wynik netto miało otrzymanie środków z ubezpieczenia w kwocie 2,6 mln USD, związanych z ubiegłorocznym, jednorazowym wypadkiem na odwiercie, którego koszty w kwocie 4,0 mln USD zostały ujęte w 2017 roku.
Zmiany zasad rachunkowości
Za okres trzech miesięcy zakończony 31 marca 2018 r., Spółka zastosowała następujące standardy MSSF:
Przychody z tytułu umów z klientami
Spółka zastosowała MSSF 15 "Przychody z tytułu umów z klientami" w dniu 1 stycznia 2018 r., używając zmodyfikowanego retrospektywnego ujęcia. Kierownictwo dokonało przeglądu i przeanalizowało strumienie dochodów Spółki i główne umowy z klientami przy użyciu modelu pięciu kroków zdefiniowanego przez MSSF 15. Skonkludowano, że po zastosowaniu nowego standardu, nie będzie konieczne korygowanie zysków zatrzymanych na dzień 1 stycznia 2018 r.
Zgodnie z MSSF 15 przychód jest rozpoznawany w momencie dostarczenia wolumenu odbieranego przez tankowce do terminalu załadunkowego, w przeciwieństwie do poprzednich wymogów, na podstawie których przychód rozpoznawany był w momencie odbioru. Prezentacyjnie w sprawozdaniu z zysków i strat, wartości, które były ewidencjonowane jako "zmiana stanu zapasu ropy naftowej", są rozpoznawane jako "przychody ze sprzedaży gazu ziemnego i ropy naftowej". Pozostaje to bez wpływu na wynik. Analogicznie, w sprawozdaniu z sytuacji finansowej, zapas surowca pomniejszony o zaliczki na dostawy ropy naftowej, ewidencjonowany jest obecnie jako należności handlowe.
Instrumenty finansowe
Spółka zastosowała standard MSSF 9 "Instrumenty finansowe" ("MSSF 9") w dniu 1 stycznia 2018 r. Zastosowanie standardu nie skutkowało żadnymi korektami zmianami, poza korektami dotyczącymi modyfikacji zobowiązania z tytułu kredytu, w związku z tym, że Spółka renegocjowała warunki spłaty kredytu długoterminowego, które uległy zmianie od 31 października 2017 r. Spółka skalkulowała stratę z przekształcenia w wysokości 0,4 mln USD dla Kredytu Głównego oraz zysk z przekształcenia w wysokości 1,4 mln USD dla Kredytu Zamiennego. Zysk z przekształcenia netto w wysokości 1,0 mln USD został ujęty jako pomniejszenie zobowiązania z tytułu długoterminowego kredytu i zwiększenie bilansu otwarcia zatrzymanych zysków na dzień 1 stycznia 2018 r.
Ostatnio opublikowane zmiany zasad rachunkowości
Leasing
W styczniu 2016 r. RMSR opublikowała MSSF 16 Leasing ("MSSF 16"), który wymaga ujmowania aktywów i zobowiązań z tytułu umów najmu w bilansie. Dla leasingów, MSSF 16 eliminuje występujące obecnie rozróżnienie pomiędzy leasingiem finansowym oraz operacyjnym, tym samym traktuje wszystkie umowy leasingu, jako leasing finansowy. Pewne krótkoterminowe umowy leasingu (poniżej 12 miesięcy) oraz umowy leasingu dotyczące składnika aktywów o niskiej wartości są wyjątkiem od tych wymagań i mogą w dalszym ciągu być klasyfikowane jako leasing operacyjny. Leasingodawcy w dalszym ciągu będą stosować podział na umowy leasingu operacyjnego i finansowego. Klasyfikacja będzie miała wpływ na to jak i kiedy leasingodawca rozpozna przychód oraz które aktywa powinny zostać ujęte.
MSSF 16 ma zastosowanie dla okresów rocznych rozpoczynających się od dnia 1 stycznia 2019 r., dozwolone jest jego wcześniejsze zastosowanie, jeżeli został zastosowany również MSSF 15 Przychody z tytułu umów z klientami. Nowy standard wymaga retrospektywnego ujęcia albo użycia zmodyfikowanego retrospektywnego podejścia, gdzie Spółka rozpoznaje skumulowany efekt zastosowania standardu jako korekta bilansu otwarcia zysków zatrzymanych i stosuje standard retrospektywnie. Spółka jest w trakcie identyfikowania, zbierania i analizowania wszystkich umów, które wchodzą w zakres standardu. Wpływu zastosowania tego standardu nie został on jeszcze ustalony. Spółka planuje zastosować MSSF 16 od 1 stycznia 2019 r. Spółka zamierza wprowadzić standard używając zmodyfikowanego retrospektywnego podejścia i rozpoznać skumulowany efekt zastosowania standardu w zyskach zatrzymanych na dzień 1 stycznia 2019 r. i wprowadzić kilka praktycznych rozwiązań dopuszczonych przez standard jak na przykład wyjątki dotyczące umów o niskiej wartości i krótkoterminowych.
Kontrole i procedury ujawniania oraz kontrole wewnętrzne sprawozdawczości finansowej
Sporządzenie niniejszego Sprawozdania z działalności wspierane jest przez kontrole i procedury ujawniania informacji oraz system kontroli wewnętrznej sprawozdawczości finansowej na dzień 31 marca 2018 r.
Kontrole i procedury ujawniania informacji, jak zdefiniowano w Zarządzeniu Krajowym 52-109, oznaczają kontrole i inne procedury emitenta, które zostały zaprojektowane w celu uzyskania racjonalnej pewności, że istotne informacje wymagane do ujawnienia przez emitenta w jego raporcie rocznym, śródrocznym lub innych raportach publikowanych lub dostarczanych przez niego zgodnie z regulacjami w zakresie papierów wartościowych, są rejestrowane, przetwarzane, podsumowywane
i raportowane w terminie wymaganym przez regulacje w zakresie papierów wartościowych i zawierają kontrole i procedury zaprojektowane w celu zapewnienia, że informacje wymagane do ujawnienia przez emitenta w jego raporcie rocznym, śródrocznym lub innych raportach publikowanych lub dostarczanych przez niego zgodnie z regulacjami w zakresie papierów wartościowych, są gromadzone i komunikowane kierownictwu emitenta, w tym dyrektorom emitenta składającym oświadczenie, aby umożliwić podejmowanie decyzji odnośnie wymaganych ujawnień.
System kontroli wewnętrznej sprawozdawczości finansowej oznacza proces zaprojektowany przez, lub pod nadzorem dyrektorów emitenta składających oświadczenie, w którym udział bierze rada dyrektorów emitenta, kierownictwo oraz pozostały personel, w celu uzyskania racjonalnej pewności, co do wiarygodności raportowania finansowego oraz przygotowania sprawozdań finansowych dla zewnętrznych użytkowników, zgodnie z odpowiednimi standardami sprawozdawczości finansowej stosowanymi przez emitenta i obejmuje politykę i procedury, które:
- (a) odnoszą się do prowadzenia ewidencji, która w odpowiednim stopniu szczegółowości, wiernie i rzetelnie odzwierciedla transakcje i rozporządzanie aktywami emitenta;
- (b) są zaprojektowane w celu uzyskania racjonalnej pewności, że transakcje są rejestrowane w niezbędnym zakresie umożliwiającym przygotowanie sprawozdań finansowych zgodnie z odpowiednimi standardami sprawozdawczości finansowej stosowanymi przez emitenta, oraz że wpływy i wydatki emitenta są dokonywane wyłącznie z upoważnienia kierownictwa i dyrektorów emitenta; oraz
- (c) są zaprojektowane w celu uzyskania racjonalnej pewności w zakresie zapobiegania lub wykrywania w porę nieupoważnionego nabycia, użytkowania lub zbycia aktywów emitenta, które mogą mieć istotny wpływ na roczne lub śródroczne sprawozdania finansowe.
Dyrektor Generalny Spółki oraz Dyrektor Finansowy zaprojektowali kontrole i procedury ujawniania informacji oraz system kontroli wewnętrznej sprawozdawczości finansowej lub spowodowali, że pod ich nadzorem zostały one zaprojektowane, w celu uzyskania racjonalnej pewności, że informacje wymagane do ujawnienia przez Serinus w jego raporcie rocznym i śródrocznym są rejestrowane, przetwarzane, podsumowywane i raportowane w terminie wymaganym przez regulacje w zakresie papierów wartościowych, oraz w celu uzyskania racjonalnej pewności, co do wiarygodności raportowania finansowego oraz przygotowania sprawozdań finansowych dla zewnętrznych użytkowników, zgodnie z MSSF. System kontroli wewnętrznej sprawozdawczości finansowej oparty jest na zasadach System kontroli wewnętrznej – zintegrowane wytyczne opracowanych przez Komitent Sponsorowanych Organizacji (ang. The Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) - standardy COSO z 2013.
Rada Dyrektorów, działająca za pośrednictwem Komitetu Audytu, odpowiada za zagwarantowanie wypełnienia przez kierownictwo obowiązków ciążących na nim w zakresie sprawozdawczości finansowej i kontroli wewnętrznej. Komitet Audytu spotyka się przynajmniej raz do roku z niezależnymi audytorami Spółki w celu dokonania przeglądu zagadnień rachunkowości, kontroli wewnętrznej, sprawozdawczości finansowej i audytu.
W okresie od 1 stycznia 2018 r. do 31 marca 2018 r. nie wystąpiły istotne zmiany w systemie kontroli wewnętrznej Spółki w zakresie sprawozdawczości finansowej, które miały istotny wpływ lub z dużym prawdopodobieństwem mogą mieć istotny wpływ na kontrole wewnętrzne Spółki w obszarze sprawozdawczości finansowej.
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:
- 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 siedziby 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 [email protected].