(Serinus Energy)
Wydobycie Serinus Energy osiągnęło poziom 4072 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. Spółka zanotowała również wzrost wartości retroaktywnej netto (netback) – czytamy w komunikacie na stronie firmy.
Podsumowanie III kwartału 2015:
- 2% wzrost średniej dziennej produkcji ze wszystkich aktywów Serinus Energy (4072 boe/d),
- 20,4 mln USD przychodów brutto (na SEN 16,2 mln USD),
- 36% wzrost wartości retroaktywnej netto (netbacku) dla Ukrainy do 15,65 USD/boe (9,5% spadek dla Tunezji do 22,19 USD/boe).
- 5,2 mln USD środków z działalności operacyjnej,
- Ze względu na wymagany przez audytora odpis aktualizujący (w wysokości 44,3 mln USD) dotyczący aktywów w Tunezji, Spółka zanotowała stratę w wysokości 29,5 mln USD. Odpis jest efektem utrzymujących się przez cały rok niskich cen ropy. Nie wpływa on na obecną wartość rezerw, a Spółka będzie kontynuować swoje inwestycje w Tunezji.
- Ukraiński Parlament przyjął w pierwszym czytaniu projekt ustawy obniżającej podatek od wydobycia węglowodorów. Proponuje się w nim obniżenie opłat licencyjnych z 55 proc. do 29 proc. dla odwiertów do 5000 m i z 28 proc. do 14 proc w przypadku odwiertów głębszych niż 5000 m. Projekt zakłada również zniesienie dwuletniego okresu ulgi podatkowej z 55 proc. do 30,25 proc. dla nowych odwiertów. Aby ustawa weszła w życie, musi jeszcze przejść drugie czytanie oraz zostać podpisana przez Prezydenta.
Produkcja i ceny
Średnia produkcja ze wszystkich aktywów Serinus Energy osiągnęła w trzecim kwartale poziom ok. 4072 boe/d, co oznacza wzrost o 2 proc. w porównaniu do poziomu z drugiego kwartału. Wynikał on przede wszystkim ze wznowienia produkcji na polu Sabria w Tunezji.
W Tunezji produkcja Serinus wyniosła w trzecim kwartale średnio 1336 boe/d, czyli o 11 proc. więcej niż w drugim kwartale br. Na wynik ten złożyło się średnie wydobycie ropy – 1035 baryłek dziennie, oraz gazu – 51 tys. m sześc. dziennie. Za baryłkę ropy Serinus uzyskiwał średnio cenę 52,24 USD, a za tysiąc stóp sześciennych gazu 7,61 USD. Produkcja netto na Ukrainie wyniosła w trzecim kwartale 456 tys. m sześc. gazu oraz 53 baryłki kondensatu dziennie. Za tysiąc stóp sześciennych gazu płacono w trzecim kwartale 6,58 USD, a za baryłkę kondensatu 42,91 USD.
Średnia produkcja Spółki w czwartym kwartale do chwili obecnej wynosi 3.870 boe/d. Na wynik składa się: 959 baryłek ropy, 484,2 tys. m sześc. gazu dziennie oraz 51 baryłek kondensatu.
W Tunezji odwiert WIN-12bis wznowił wydobycie – obecnie wynosi ona 1.100 boe/d (495 boe/d netto dla SEN). Od czasu ponownego uruchomienia wydobycia z WIN-12bis pod koniec października, produkcja wynosi średnio 4.115 boe/d. Na Ukrainie przeprowadzono we wrześniu stymulację odwiertów O-11, O-15 i M-22. W odwiercie O-15, dzięki powtórnej perforacji, udało się zwiększyć poziom produkcji o 20% (34 tys. m sześc./d). Stymulacja odwiertu M-22 nie powiodła się i został on zamknięty w celu odbudowy ciśnienia.
Perspektywy
Tunezja
W opinii Spółki, pole Sabria może być odpowiednim miejscem do uruchomienia wielootworowego programu zagospodarowania. Jednak ze względu na niskie ceny surowców, do końca 2015 roku nie zostaną przeprowadzone już żadne prace wiertnicze.
Rumunia
Działania Spółki koncentrują się na rozwoju odkrycia z odwiertu Moftinu-1001. Zarząd jest w trakcie dopracowywania programu wierceń i rozpoczął przygotowywanie wstępnego projektu niezbędnej infrastruktury naziemnej. Ze względu na oczekiwanie na wymagane pozwolenia i atesty związane z przedłużeniem koncesji Satu Mare, prace wiertnicze oraz budowa mogą rozpocząć się w połowie 2016 roku, a produkcja na skalę komercyjną z początkiem 2017 roku. Koszt wykonania dodatkowych trzech odwiertów oraz infrastruktury to ok. 16 mln USD.
Biorąc pod uwagę sukces Moftinu, Spółka zajmuje się również rozszerzaniem portfolio potencjalnych celów w ramach koncesji. Na podstawie starszych danych sejsmicznych 2D oraz istniejących odwiertów, Zarząd zidentyfikował ponad 25 potencjalnych celów.
Dostosowując się do trudnej sytuacji rynkowej, przede wszystkim niemal najniższej w historii ceny ropy naftowej, podobnie jak wiele spółek z obszaru oil&gas, dokonaliśmy odpisu aktualizacyjnego.Przeprowadziliśmy także intensywny program oszczędnościowy, a także szereg działań związanych z zapewnieniem bezpieczeństwa naszych aktywów w Tunezji i na Ukrainie. Obecnie skupimy się na rozwoju naszych aktywów w Rumunii – powiedział Jakub Korczak, Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich i Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej.
