Prezentacja korporacyjna. maj 2015 r.

Transkrypt

1 Prezentacja korporacyjna maj 2015 r.

2 Zastrzeżenia prawne Niniejszy dokument został sporządzony przez Kierownictwo spółki Serinus Energy Inc. ( Spółka lub Serinus ) i jej podmiotów zależnych. Dokument zawiera informacje dotyczące Spółki i podmiotów zależnych. Przed podjęciem decyzji inwestycyjnej, której przedmiotem są akcje lub jakiekolwiek papiery wartościowe Spółki, należy dokonać własnej oceny Spółki oraz, jeśli jest to możliwe, polegać na własnym doświadczeniu zawodowym i wiedzy na temat inwestowania w takie podmioty jak Spółka lub zwrócić się o ogólną lub specjalistyczną poradę do osoby lub firmy mającej takie doświadczenie i wiedzę specjalistyczną. Niniejszy dokument powstał w celu przedstawienia Spółki i jej działalności inwestorom instytucjonalnym oraz innym podmiotom i osobom mającym odpowiednie doświadczenie zawodowe w dziedzinach związanych z inwestowaniem w takie podmioty jak Spółka. Treść niniejszego dokumentu ma charakter tylko orientacyjny i informacyjny, a żadna osoba lub kategoria osób nie powinna w żaden sposób i w żadnym celu opierać się na informacjach zawartych w dokumencie, który nie stanowi żadnego zapewnienia o jakimkolwiek charakterze, ani ze strony Spółki ani jakiegokolwiek innego podmiotu, co do wartości Spółki czy korzyści wynikających z inwestowania w Spółkę. Niektóre informacje zawarte w niniejszym dokumencie mogą ulec istotnej zmianie lub korekcie, ponieważ mogą być przedstawione w wersji nieostatecznej i/lub wymagać sprawdzenia pod kątem zgodności z przepisami prawa. Niniejsza prezentacja zawiera i opiera się na, między innymi, informacjach i stwierdzeniach odnoszących się do przyszłości, które są obarczone znacznym ryzykiem i niepewnością. Wszystkie takie informacje i stwierdzenia, inne niż stwierdzenia faktu historycznego, zawarte lub wynikające z dokumentu, należy traktować jako odnoszące się do przyszłości. Mogą one opierać się na obecnych założeniach, szacunkach, projekcjach i przewidywaniach co do kondycji gospodarki światowej lub regionalnej, geologicznych i/lub geofizycznych interpretacji określonych szans i możliwości lub obszarów, cen towarów, zakładanych poziomów kosztów inwestycji i kosztów operacyjnych oraz innych czynników. Takie informacje i stwierdzenia odnoszące się do przyszłości mogą opierać się na wewnętrznych szacunkach dotyczących potencjalnych lub prawdopodobnych rezerw odnawialnych w ramach poszczególnych istniejących lub przyszłych inwestycji. Chociaż wszystkie informacje i stwierdzenia odnoszące się do przyszłości odzwierciedlają obecne zamiary Spółki, jej przekonania i oczekiwania, nie ma pewności, że wszystkie takie zamiary zostaną zrealizowane lub że wszystkie takie przekonania i oczekiwania okażą się właściwe lub prawidłowe. Istnieje wiele czynników, które mogą spowodować, że faktyczne wyniki oraz sposoby realizacji założeń będą odbiegały w sposób istotny od tych wyrażonych lub sugerowanych w stwierdzeniach i prognozach. Dotychczasowe wyniki Spółki nie gwarantują przyszłych wyników Spółki. Nie ma żadnej pewności, że takie stwierdzenia lub że takie założenia, szacunki, projekcje lub przewidywania, na których opierają się takie stwierdzenia, okażą się właściwe. W związku z powyższym, adresaci niniejszego dokumentu powinni opierać się na własnych ocenach takich niewiadomych. Niniejszy dokument nie stanowi i nie tworzy żadnej części jakiejkolwiek oferty sprzedaży papierów wartościowych, zaproszenia do złożenia oferty nabycia papierów wartościowych Spółki lub ich emisji. Jego celem nie jest nakłanianie do uczestniczenia w jakiejkolwiek ofercie nabycia lub subskrypcji jakichkolwiek papierów wartościowych Spółki, a ani dokument, ani żadna jego część czy sam fakt jego rozpowszechnienia nie stanowi podstawy i nie może być brany pod uwagę podczas podejmowania jakiejkolwiek decyzji inwestycyjnej lub zawierania umowy dotyczącej papierów wartościowych Spółki. Niniejszy dokument podlega prawu autorskiemu. Żadna jego część nie może być kopiowana i powielana w żaden sposób bez wcześniejszej pisemnej zgody Spółki. Papiery wartościowe Spółki nie zostały i nie zostaną zarejestrowane zgodnie z amerykańską Ustawą o papierach wartościowych z 1933 roku, wraz z późniejszymi zmianami ( Ustawa o papierach wartościowych ). Nie będą oferowane ani sprzedawane w Stanach Zjednoczonych, ani na rachunek ani na rzecz podmiotów amerykańskich (zgodnie z określeniem Regulacji S Ustawy o papierach wartościowych), jeśli nie zostaną zarejestrowane zgodnie z Ustawą o papierach wartościowych lub, jeśli nie będzie przysługiwać w stosunku do nich zwolnienie z wymogów dotyczących rejestracji przewidzianych w Ustawie o papierach wartościowych. 2

3 Podstawowe dane o spółce Kapitalizacja Spółki na 31 marca 2015 r. Liczba akcji (mln) 78,63 Główni akcjonariusze: Kulczyk Investments (KI) 50,8%, Pala Investments 7,5%, Kierownictwo i Dyrektorzy 2,3% (inni niż KI i Pala) Opcje in-the-money * (mln) brak Akcje w pełni rozwodnione (mln) 78,63 Opcje wyemitowane (mln) 3,03 Cena wykonania: 1,56 6,20 USD, średnia 4,59 USD Zobowiązania długoterminowe (mln USD) 44,5 Ujemny kapitał obrotowy (mln USD) 6,7 w tym 6,8 mln USD krótkoterminowych zobowiązań * Opcje kupna, których kurs wykonania jest poniżej ceny instrument bazowego Serinus raportuje w USD. Wszystkie wartości w dolarach wymienione jako $, dolary na akcję, bbl, Mcf lub boe dotyczą USD o ile nie zaznaczono inaczej. Kapitalizacja rynkowa Spółki Giełda Papierów Wartościowych w Toronto TSX (SEN) Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie -GPW (SEN) Kurs akcji (na 12 maja 2015 r.) 1,23 CAD 3,79 PLN Kapitalizacja rynkowa 80,5 mln USD; 96,7 mln CAD 298 mln PLN Płynność (akcje/dzień, średnia z ostatniego miesiąca) Rekomendacje 5 analityków TSX kurs zamknięcia(cad) Kurs akcji $3,75 $3,25 $2,75 $2,25 $1,75 $1,25 $0,75 31 lipca Ukraina - uchwalone nowe stawki opłat royalty listopad 2014 Rząd Ukrainy wprowadza uprzywilejowanie Naftogazu na rynku TSX 13 stycznia Brent Crude osiąga poziom 46,59 USD/bbl WSE 10,5 9,5 8,5 7,5 6,5 5,5 4,5 3,5 2,5 GPW kurs zamknięcia (PLN) 3

4 Główne obszary działalności Niemcyy Polska Rosja Francja Włochy RUMUNIA UKRAINA Hiszpania Turcja TUNEZJA Algieria Libia Tunezja (ropa) Rumunia (gaz) Ukraina (gaz) Rezerwy 1 2P: 11,7 MMboe Produkcja 2 : boe/d (75% ropa) Możliwość rozwoju i potencjał poszukiwawczy W krótkim okresie - ocena złoża / szansa na rozwój oraz dodatkowy potencjał poszukiwawczy Rezerwy 1 2P: 7,8 MMboe Produkcja 2 : boe/d (98% gaz) Potencjał wzrostu w zakresie wydobycia, zagospodarowania i poszukiwawczy 1. Wg stanu na 31 grudnia 2014 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 2. Średnia produkcja na kwiecień 2015 r. 4

5 Działalność operacyjna stałe wzrosty Serinus uzyskał dwucyfrowy wzrost produkcji, przepływów i rezerw od czasu, gdy w 2010 roku stał się operatorem Produkcja w latach Rezerwy Serinus w latach boe/d % CAGR MMboe P 12% CAGR 2P 47% CAGR 3P 59% CAGR - - 1P 2P 3P boe/d na mln akcji 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 Produkcja kw. na akcję a CFPS w latach CAGR* do IV kw r.: 78% do I kw r.: 41% 40% CAGR $0,30 $0,25 $0,20 $0,15 $0,10 $0,05 CFPS $0,00 ($0,05) boe/na akcję 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Rezerwy Spółki na akcję w latach P 23% CAGR 2P 63% CAGR 3P 76% CAGR - ($0,10) - * Obliczone za okres od I kw r. 1P 2P 3P CAGR -Średnia roczna stopa wzrostu 5

6 Tunezja Podstawowe informacje 5 koncesji, dla wszystkich operator, SEN właścicielem 100% udziałów z wyjątkiem koncesji Sabria (45%) 1 Przejęte w czerwcu 2013 r. stanowiły część majątku Winstar Resources Odwiert WIN-12bis rozpoczął produkcję w grudniu 2014 r., obecna jego produkcja to boe/d (450 boe/d dla SEN WI*) Produkcja (przypadająca na SEN WI) I kw./15 II kw./15 2 Chouech Es Saida (boe/d) Ech Chouech (boe/d) 27 4 Sabria (boe/d) Sanrhar (boe/d) Razem (boe/d) Ok. 75% stanowi ropa Rezerwy 3 (na koniec 2014 r.) (przypadające na SEN WI) 1P 2P 3P Rezerwy (MMboe) 4,28 11,67 24,99 Wskaźnik żywotności rezerw (lata) 7,5 20,4 43,7 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) 21,3 49,1 70,3 1. Podsumowanie warunków każdej koncesji str Średnia produkcja w kwietniu 2015 r. 3. Wg stanu na 31 grudnia 2014 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) * WI przypadające na udziały Serinus w prawie użytkowania górniczego Koncesje Serinus Zakład przetw. gazu/stacja przesyłowa Rafineria ropy Ropociąg Gazociąg Proponowany gazociąg 6

7 Tunezja: wartość retroaktywna netto (netback) USD/boe USD/boe $120 $100 $80 $60 $40 $20 $0 $70 $60 $50 $40 $30 $20 $10 $0 Tunezja netbackpo podatku w latach $48,76 $70,84 $55,57 $54,83 $71,96 $53,85 $33,12 $19,93 $10,29 $6,44 $29,24 $1,95 $6,18 $34,41 $13,46 $14,95 $20,67 $23,04 $29,21 $26,54 $1,29 $20,16 $14,81 $15,12 $14,86 $13,67 $13,55 $12,57 $9,96 $6, * 2012* H Q Q Q Q Q Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Cash Podatki Taxes zapłacone AT Roczny Netback całkowity netback Szacunkowa wartość netback w 2015 r. dla Tunezji $22,02 $19,13 $16,23 $13,33 $10,44 $7,54 $3,08 $4,26 $5,45 $6,63 $7,81 $8,99 $22,00 $22,00 $22,00 $22,00 $22,00 $22,00 $4,88 $5,48 $6,09 $6,70 $7,31 $7,92 $40,00 $45,00 $50,00 $55,00 $60,00 $65,00 Brent Crude (USD/bbl) Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Cash Podatki Taxes zapłacone AT Roczny Netback całkowity netback boe/d Mimo znacznego obniżenia tunezyjski netback po opodatkowaniu pozostaje dodatni nawet przy cenie ropy 40 USD za baryłkę * Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez Winstar Resources w 2011 r. i 2012 r., przed przejęciem tej spółki przez Serinus 7

8 Produkcja w Tunezji Produkcja Winstar Tunisia w latach Start programu modernizacji Ruszają prace nad WIN-12bis boe/d Wzrosty po modernizacji, rusza produkcja WIN-12bis (10 grudnia) Pełny efekt uruchomienia WIN-12bis Produkcyjne testy WIN kwietnia (zbyt późno, aby był w kw. widoczny znaczny efekt) Serinus przejął Winstar Resources w czerwcu 2013 r. Dalszą część 2013 r. poświęcono na poprawę procedur działalności operacyjnej i standardów, polepszenie relacji ze społecznością i z pracownikami, pozyskanie nowych danych z badań sejsmicznych 3D oraz dokończenie planu rozwoju Niemal do końca II kw r. brak możliwości rozpoczęcia programu prac wiertniczych ze względu na niedostępność urządzenia wiertniczego W produkcji IV kwartału 2014 r. widać efekty ponownego uruchomienia odwiertów po pracach modernizacyjnych oraz uruchomienia w grudniu produkcji z odwiertu WIN-12bis * Średnia produkcja w kwietniu 2015 r. 8

9 Sabria: duże i w większości niezagospodarowane złoże W świetle interpretacji danych na tym obszarze występuje złoże o miąższości 20 m lub większej nasycone ropą Koncesja Sabria: 106 km 2 Główny obszar basenu Perspektywiczny obszar (nie testowany) Odwiert produkujący ropę Odwiert zawieszony Korek likwidacyjny i opuszczony odwiert wykazujący objawy Rezerwy 1 tunezyjskie na koniec 2014 r. 1P 2P 3P Ropa (MMBbl) 1,92 5,53 12,79 Gaz (Bcf) 4,47 12,87 29,74 Boe (MMBoe) 2,67 7,68 17,75 Pole zajmuje obszar ponad akrów 356 MMBbl z OOIP 1 Wykonano jedynie 7 odwiertów Szacunki rezerw z 2014 r.: Zbyt mało odwiertów zostało wykonanych, aby móc przypisać rezerwy dla całej zmapowanej akumulacji 1. Dla P50, wg stanu na 31 grudnia 2014 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 2. Średnia dla pięciu odwiertów produkcyjnych i trzech odwiertów eksploatacyjno-konturujących (w tym WIN-13) ujętych w szacunkach rezerw na koniec 2014 r. Średnio na odwiert 1,5 MMBbl rezerw 2P EUR (tj. Estimated Ultimate Recovery) plus gaz towarzyszący (ok. 2,0 MMboe na odwiert) 2 Porównywalne pola w Ameryce Północnej miewają do 20 odwiertów 9

10 Koncesje Chouech Es Saida/Ech Chouech Zagospodarowywanie triasowych złóż ropy (2,200 2,350 m) ALGIERIA CHOUECH ES SAIDA 172 km² * CS Sil-1 CS Sil-10 Dotychczasowa łączna produkcja z triasowych piaskowców TAGI wynosi ok. 4,8 MMbbl ropy Pojedyncze odwierty - do 3 MMbbl Na TAGI natrafił także odwiert CS-Sil-10, możliwe dodatkowe wiercenia poszukiwawcze Poszukiwania w warstwach z syluru/ordowiku (3,670-3,890 m) CS-1 CS-4 EC-2 EC-3 14 km Sukces w przypadku odwiertów CS Sil-1 i CS Sil-10 Więcej gazu zalega w kierunku południowym (głębiej) - zagospodarowanie w oparciu o gazociąg Nawara Historycznie bardzo wysoki wskaźnik CoS (>90%) w badaniach sejsmicznych 3D Odwierty z południowej Tunezji odnotowały w testach do 120 MMcf/d Poszukiwania w stożku z syluru (4,270 4,490 m) Nowy rodzaj obiektu u podstawy skłonu stożków CS Sil-1 i CS Sil-10 - dowód na obecność węglowodorów w systemie TUNEZJA EC-1 EC-4 Poszukiwania w warstwie z dewonu (AO) (3,000 3,150 m) ECH CHOUECH 136 km² ECS-1 Anomalne amplitudy Analogiczne przykłady w Libii i Algierii Poszukiwania w warstwach z dewonu (Ouan Kasa) (3,000 3,150 m) km * ETAP przypisuje Chouech Es Saida powierzchnię 212 km² Wskazania obecności / produkcja / testy ropy w 7 z 8 penetracji Korelacja pomiarów geofizycznych wszystkich odwiertów Potencjalna duża pułapka stratygraficzna Szczelinowanie EC-4 i ECS-1 w 2014 r., trwają testy korelacja formacji Ouan Kasa 10

11 Rumunia Podstawowe informacje Koncesja Satu Mare w półn.-zach. Rumunii akrów brutto w lądowej części Rumunii Przejęta w czerwcu 2013 r. stanowiła część majątku Winstar Resources Rurociągi Pole - gaz Pole - ropa Pole naftowo-gazowe Badania sejsmiczne 3D Węgry Ukraina Najnowsze odkrycie Zlokalizowana w basenie Panońskim, na torze złóż ropy i gazu, blisko infrastruktury Serinus jest operatorem koncesji i posiada 60% udziałów operacyjnych Realizowane jest to za pośrednictwem spółki zależnej (w 100%) Serinus: Winstar Resources S.A. Wykonano zobowiązania poszukiwawcze Etapu 1. i 2. Etap 3. okresu poszukiwawczego jest negocjowany na okres 3 lat plus 2-letnie przedłużenie Pierwsze dwa odwierty wykonane przez Serinus przyniosły odkrycia Odwiert Moftinu-1001natrafił na wysoce bogate w gaz piaskowce, zawierające wg szacunków Bcf gazu nadającego się do wydobycia Moftinu-1002bis odkrył ruchome węglowodory w głębiej zalegającej formacji typu tight, z potencjałem złożowym Rosnący inwentarz obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych z 100 MMboe zasobów perspektywicznych (nie obarczonych ryzykiem) Moftinu 1001 Moftinu 1002Bis Santau 3D Seismic Moftinu 3D Seismic Satu Mare Rumunia UKRAINA 11

12 Rumunia: warunki podatkowe Atrakcyjny system podatkowy i trwający proces uwalniania cen gazu Obecnie w sektorze przemysłowym (75% rynku rumuńskiego) ceny porównywalne do rynku europejskiego W całej gospodarce średnia cena gazu obecnie kształtuje się na poziomie ok. 88% ceny z rynku europejskiego Sektor Proponowany plan uwalniania cen % rynku Aktualna cena/rynek Zakładany termin zrównania przemysłowy 75% 100% detaliczny 25% 52% IV kw r. Rumuński system podatkowy Royalties - ropa 3,5% - 13,5% Royalties - gaz 3,5% - 13,5% Podatek dochodowy 16% VAT 24% (podlega zwrotowi) Szacunkowy poziom netback dla gazu w aktualnym podziale między sektor przemysłowy a detaliczny Cena rynkowa gazu (USD/Mcf) $5,00 $5,50 $6,00 $6,50 $7,00 $7,50 przemysł (USD/Mcf) $5,00 $5,50 $6,00 $6,50 $7,00 $7,50 sektor detaliczny (USD/Mcf) $2,60 $2,86 $3,12 $3,38 $3,64 $3,90 Cena możliwa do uzyskania (USD/Mcf) $4,40 $4,84 $5,28 $5,72 $6,16 $6,60 Royalties (średnio 5%) (USD/Mcf) ($0,22) ($0,24) ($0,26) ($0,29) ($0,31) ($0,33) Koszty operacyjne (USD/Mcf) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) Netback z pola (USD/Mcf) $3,18 $3,60 $4,02 $4,43 $4,85 $5,27 Podatki (16%*) (USD/Mcf) ($0,51) ($0,58) ($0,64) ($0,71) ($0,78) ($0,84) Roczny całkowity netback (USD/Mcf) $2,67 $3,02 $3,38 $3,72 $4,07 $4,43 Wg szacunków netback dla Rumunii utrzymuje się na dobrym poziomie nawet w szerokim zakresie cen gazu 12

13 Moftinu - odkrycia gazu Moftinu-1001 Wykonany w listopadzie 2014 r. Testowany: koniec marca 2015 r. Mapa struktury piaskowca A2 7,4 MMcf/d i 18 bbl/d kondensatu +8,5 - współczynnik uszkodzenia strefy przyotworowej Bcf 1 - szacunkowa ilość gazu nadającego się do wydobycia Rozpiętość szacunku odzwierciedla różne metody kalkulacji oraz krótką historię wydobycia z odwiertu Szereg pomniejszych nieopróbowanych stref Moftinu-1002bis Wykonany w grudniu 2014 r. Testowany: w kwietniu 2015 r. Wstępnie przypływ 2,8 MMcf/d, obniżający się do 0,25 MMcf/d w ciągu 2,5 godz., bez wody Formacja o ograniczonych własnościach zbiornikowych (typu tight), uszkodzona Mapping wykazuje 27 Bcf zasobów geologicznych gazu 1 Analizy gazu sugerują możliwość pozyskania jego ciekłych frakcji w ilości 25 bbl/mmcf 1. Szacunek Spółki dla P50 w kategorii BestEstimate(tzw. wyważony szacunek) Moftinu-1000 Moftinu obszar badań sejsmicznych 3D Wykonany w 2012 r. w testach przypływ 1,6 MMcf/d z dwóch stref Dane z badania sejsmicznego 3D wykazały, że odwiert znajduje się poza strukturą 13

14 Przekrój Moftinu: warstwowane piaski i liczne cele Ostatnie testy Nasycone gazem piaski Nasycone ropą piaski Tuf wulkaniczny Piaski Łupek ilasty Wskazania gazu w testach Deltowe } Łączna wielkość (ustabilizowana) w teście: 7,4 MMcf/d Wskazania gazu w testach Dobre wskazania gazu, znaczniki ropy i fluorescencja } Wskazania gazu w testach Brak stabilnej wartości Formacja typu tight, uszkodzona { Perspektywiczne mioceńskie piaskowce 14

15 Zagospodarowanie Moftinu koncepcja Obszar prawny Uzyskanie przedłużenia Etapu 3 okresu poszukiwawczego Ustanowianie Koncesji Wydobywczej na Moftinu Wstępna koncepcja zagospodarowania Moftinu Program wstępnych wierceń Moftinu-1001, Moftinu-1000 i Moftinu-1002bis 3 lokalizacje eksploatacyjno-konturujące Możliwe dodatkowe lokalizacje - w zależności od sukcesu w innych strefach, uznanych za posiadające potencjał w zakresie węglowodorów Instalacja Stacja przesyłu gazu i system magazynowania Dehydracja, odzyskiwanie NGL/kondensatu, kompresja (w zależności od potrzeb) Instalacje przesyłowe pobliskiego wyczerpanego pola mogą być dostępne do zakupu lub podłączenia Odbiór gazu Linia sprzedażowa o średnicy 16 cali przebiega na północy Moftinu Uwaga: schemat ma wyłącznie charakter orientacyjny. Umiejscowienie linii przesyłowych, odwiertów wydobywczych i punktów podłączenia mogą podlegać zmianie. 15

16 Satu Mare - potencjał do poszukiwań i zagospodarowania Satu Mare znajduje się na rozpoznanym torze węglowodorów przebiegającym w kierunku południowo-zachodnim Historycznie pola miały i gaz, i ropę w ilościach znacznie powyżej progów opłacalności komercyjnej Odkrycia na Moftinu, Madaras i Santau potwierdzają, że tor ciągnie się do Satu Mare Znaczny i nadal rosnący potencjał poszukiwawczy Zidentyfikowano do tej pory obiekty poszukiwawcze i potencjalnie poszukiwawcze z 100 MMboe zasobów 1 perspektywicznych nie obarczonych ryzykiem Studium zagospodarowania złoża dla koncesji jeszcze nie ukończone inwentarz obiektów może się powiększyć LEGENDA Główne najbogatsze złoża Pola gazowe Pola naftowe Obiekty poszukiwawcze/potencjalnie poszukiwawcze Odkrycia (z Satu Mare) Obszary z wykonanymi badaniami sejsm. 3D Proponowane badania 3D Wielkość złoża: 0,2 6,0 MMboe 3,9 MMboe(średnia) Berveni Moftinu Santau Madaras Prace poszukiwawcze skupią się na obszarach przyległych Moftinu i Santau Propozycje badań sejsmicznych 3D w Berveni i Madaras W pierwszej kolejności rozpoznawane będą gazowe obiekty perspektywiczne z pomocą badań sejsmicznych 3D i DHI (bezpośredni wskaźnik węglowodorowości) Wielkość złoża: 0,2 21,4 MMboe 10,4 MMboe(średnia) Suplacu de Barcau 144 MMbbl 1. Szacunek Spółki 16

17 Ukraina Podstawowe informacje 5 koncesji, dla wszystkich operator, 70% WI 1 Łączna powierzchnia koncesji 370 km 2 (brutto) Spółka posiada i obsługuje urządzenia wiertnicze, urządzenia typu snubbing i do prowadzenia prac modernizacyjnych, a także infrastrukturę przesyłową o wydajności 68 MMcf/d Inwentarz lokalizacji do prac wiertniczych Produkcja (przypadająca na SEN WI) Koncesja I kw./15 II kw./15 2 Olgowskoje (MMcfe/d) 7,3 7,6 Makiejewskoje (MMcfe/d) 9,7 9,9 Wiergunskoje (MMcfe/d) brak (3) brak (3) Krutogorowskoje (MMcfe/d) brak (3) brak (3) Razem (MMcfe/d) 17,0 17,5 Ok. 98% stanowi gaz Rezerwy 4 na koniec 2014 r. (przypadające na SEN WI) 1P 2P 3P Rezerwy (Bcfe) 20,2 47,1 77,9 (MMboe) 3,4 7,8 13,0 Wskaźnik żywotności rezerw (lata) 3,2 7,4 12,2 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) $13,1 $13,2 $13,1 1. Serinus posiada70% udział w KUB-Gas LLC, będącej właścicielem i operatorem ukraińskich koncesji 2. Średnia dla kwietnia 2015 r. 3. Produkcja wstrzymana od czerwca 2014 r. ze względu na stan bezpieczeństwa 4. Wg stanu na 31 grudnia 2014 r., zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) Olgowskoje Makiejewskoje Północne Makiejewskoje 17

18 Rozwój na Ukrainie: działanie w ramach budżetu Ograniczenia kapitałowe ograniczają fundusze na rozwój do wysokości wygenerowanych wewnętrznie środków $14,00 Ukraina -netbackpo podatku w latach USD/Mcfe $12,00 $10,00 $8,00 $6,00 $4,00 $2,00 $0,00 $5,80 $6,02 $4,38 $2,50 $6,29 $6,06 $1,11 $1,43 $4,25 $0,49 $0,77 $2,34 $1,31 $0,90 $0,93 $0,09 $0,85 $2,19 $1,46 $0,89 $0,90 $1,46 $1,20 $1,09 $4,25 $4,77 $4,99 $2,09 $2,34 $2,92 $2,33 $2, Q Q Q Q Q MMcfe/d, (70% SEN WI) Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Taxes Podatki AT Roczny Netback całkowity netback Polityka rządu z lat w znacznym stopniu ograniczyła przepływy finansowe Efektywna stawka opłat koncesyjnych (royalty) niemal potroiła się od II kw r. Interwencja rządowa osłabiła rynek gazu ziemnego i obniżyła poziom możliwych do uzyskania cen Przepływy będą finansowały jedynie projekty rozwojowe o mniejszej skali, na 2015 r. nie są planowane nowe wiercenia Oznaki poprawy Przywrócenie dwuletniego okresu uprzywilejowanej stawki opłaty koncesyjnej dla gazu wydobywanego z nowych odwiertów (obowiązuje od 1 kwietnia 2015 r.) Decyzja sądu znosząca przepisy ograniczające działanie rynku gazu ziemnego (marzec 2015 r.) 18

19 Ukraina: wszelkie podstawy do imponującego wzrostu MMcfe/d (SEN 70% WI) Średni wzrost produkcji od III kw.2010r.: do III kw. 2014r.: 73% do IV kw. 2015r.: 38% Ukraina produkcja w latach Ograniczenie wzrostu ze względu na kwestię punktu rosy sprzedawanego gazu Dalsze ograniczenie ze względu na wprowadzone przez rząd zmiany na rynku - * Średnia produkcja w kwietniu 2015 r. Rozsądne warunki podatkowe stworzyły podstawy do znacznego wzrostu Serinus dokonał ekspansji na Ukrainę w połowie 2010 r. wraz z przejęciem 70% KUB-Gas LLC Dzięki nowoczesnym rozwiązaniom technicznym i z zakresu zarządzania, produkcja wzrosła o 73% per annum w okresie do III kw r. (zanim nie nastąpiły zmiany stawek royalty i nie wprowadzono ograniczeń sprzedaży dla rynku) Koncesje ukraińskie wciąż mają duży potencjał w zakresie poszukiwań i rozwoju 19

20 Ukraina: poszukiwania i rozwój O-15 -odkrycie gazu w warstwie z serpuchowu lipiec 2013 Legenda O-24 Stacja Olgowskoje Gas wells Gas Plant Odwierty gazowe stacja Drilling location gazowa Lokalizacje dla wierceń Bashkirian/Moscovian Z baszkiru/moskowu Producing Nonproducing Serpukhovian Produkcyjny Z serpuchowu Producing Nonproducing Visean Produkcyjny Z wizenunonproducing O-15 M-17 -udany odwiert rozpoznawczo-ocenny marzec 2014 Nieprodukcyjny Nieprodukcyjny Nieprodukcyjny O-11 Olgowskoje M-22 NM-4 M-17 M-16 M-15 Makiejewskoje Nowa stacja Makiejewskoje NM-3 odkrycie ropy w warstwie z wizenu lipiec 2013 NM-3 Północne Makiejewskoje M-16 -odkrycie gazu w warstwach z serpuchowu grudzień 2012 Stara stacja Makiejewskoje M-22 -udany odwiert poszukiwawczy styczeń 2015 Sprzedażowa linia przesyłu Koncesje ukraińskie wciąż charakteryzuje znaczny potencjał Koncesja Zasoby ukraińkie - ocena 1 Warunkowe Perspektywiczne Olgowskoje (Bcfe) 16,7 55,3 Makiejewskoje (Bcfe) 16,8 6,9 Pn. Makiejewskoje (Bcfe) 1,6 Wiergunskoje (Bcfe) Krutogorowskoje (Bcfe) 10,6 Razem (Bcfe) 44,1 63,8 Zasoby perspektywiczne 1 ropy: 2,1 MMbbl w formacji z wizenu na koncesji Pn. Makiejewskoje Rozszerzanie inwentarza obiektów M-22 wykazał obecność gazu po połudnowozachodniej stronie przebiegającego przez region uskoku Północne Makiejewskoje - pułapki stratygraficzne, NM-4 pierwszy do testowania Potencjalne złoża ropy na polu Północne Makiejewskoje zależne od wyników dalszych badań NM-3 1. Wartości nie obarczone ryzykiem dlap50 (zasoby warunkowe) lubdla kategorii Best Estimate(zasoby perspektywiczne) wg stanu na 31 grudnia 2014 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 20

21 Wycena Kapitalizacja rynkowa Aktualny kurs akcji (12 maja 2015 r.) (USD) $1,02 (1,23 CAD) Liczba akcji (mln) 78,63 Kapitalizacja rynkowa (mln USD) $80,5 Zadłużenie netto (1) (mlnusd) $52,2 (2) Wartość firmy (mln USD) $132,7 Parametry rynkowe SEN (na 12 maja 2015r.) Międzynarodowa grupa rówieśnicza (Peer Group) Min. Maks. Mediana EV/2P boe (USD/boe) $6,80 EV na boe/d (USD na boe/d) $ EV/2P boe $2,11 $16,93 $7,00 EV na boe/d $ $ $ Serinus - niska wycena na tle przecenionego sektora Sytuacja geopolityczna na Ukrainie powodowała spadek kursu akcji od początku 2014 r. Kontynuacja sukcesów w Rumunii i Tunezji powinna przyczynić się do bardziej wyważonej wyceny Ukraina w długim okresie pozostaje obiecującym aktywem 1. Zobowiązania długoterminowe plus ujemny kapitał obrotowy 2. Zobowiązania długoterminowe i ujemny kapitał obrotowy wyniosły 44,5mln USD i 7,7 mln USD na 31 marca 2015 r. 21

22 Program nakładów inwestycyjnych na 2015 r. 17 mln USD w programie nakładów inwestycyjnych Capex roku 2015 kształtują dwa krytyczne czynniki: Ceny surowców Restrykcyjne warunki podatkowe na Ukrainie, które ograniczają dostępne przepływy i powodują, że niektóre projekty stają się niewykonalne w kontekście rachunku ekonomicznego Elastyczność działań ze względu na niewielką ilość prac objętych zobowiązaniem, koniecznych dla utrzymania koncesji W roku 2015 wymagane są jedynie wykonanie uzbrojenia i testów Moftinu oraz przeprowadzenie testów na koncesji Północne Makiejewskoje Jakiekolwiek inne nakłady inwestycyjne mają status warunkowych Plan na 2015 Zakończenie prac rozpoczętych pod koniec 2014 roku, a także wypełnienie zobowiązania w zakresie prac (mln USD, SEN WI) Główne pozycje Tunezja $10,5 Wykonanie i uzbrojenie WIN-13 Uzbrojenie ECS-1 z wykorzystaniem urządzenia coiled tubing oraz podłączenie Pozostałe: Sanrhar przetworzenie danych z badania sejsmicznego 3D, Sabria usunięcie wąskich gardeł przesyłu Ukraina $4,2 1 M-22 uzbrojenie, testy i podłączenie Instalacja sprężarek na polach Rumunia $2,3 Moftinu-1001 i1002bis uzbrojenie i testy Santau - przetworzenie danych z badania sejsmicznego 3D 1. Kwota przypadająca na 70% udział SEN w prawie użytkowania górniczego. Kwota brutto: 6 mln USD 22

23 Recap Znaczny potencjał wzrostu we wszystkich trzech krajach Operacyjny sukces odniesiony na Ukrainie powtarzany w Tunezji i Rumunii Zarówno na Ukrainie, jak i w Tunezji przepływy finansowe są dodatnie przy obecnych i niższych cenach surowców Tunezja duży potencjał wzrostu na polu Sabria, skalę możliwości ilustruje produkcja z odwiertu Winstar-12bis Rumunia ma potencjał, aby stać się dla Spółki nowym ważnym obszarem działalności Wszystkie trzy kraje posiadają inwentarz obiektów poszukiwawczych do prac na wiele lat W średnim lub dłuższym okresie Ukraina ma potencjał poszukiwawczy i rozwojowy, gdy poprawi się sytuacja polityczna i stan bezpieczeństwa, a system podatkowy zostanie złagodzony 23

24 Załącznik 24

25 Aktywa i ich warunki podatkowe koncesje Ukraina (wszystkie koncesje) Tunezja Chouech Es Saida (zezwolenie) Ech Chouech (zezwolenie) Sabria (koncesja) Zinnia (koncesja) Sanrhar (koncesja) Rumunia (licencja Satu Mare) Udziały w prawie użytkowania górniczego VAT Opłaty koncesyjne (royalty) ropa/ciecze Opłaty koncesyjne (royalty) gaz Podatek dochodowy 18% 70% 20% 45% (3) 30,25% przez pierwsze dwa lata dla nowych 55%, odwiertów (3) 100% (1) - 15% 15% 35% 100% - 15% 15% 35% 45% - 100% - 2% - 15% W zależności od współczynnika R 2% - 15% W zależności od współczynnika R 2% - 15% W zależności od współczynnika R 2% - 15% W zależności od współczynnika R 50% - 75% W zależności od współczynnika R 50% - 75% W zależności od współczynnika R 100% - 12,5% 12,5% 55% 60% (2) 24% 3,5 % - 1,5% 3,5 % - 13,5% 16% 1. ETAP ("L'EntrepriseTunisienned'ActivitésPétrolières") posiada opcję odkupu (ang. back-in option) 50% udziału, kiedy łączna produkcja netto (po royalties) osiągnie poziom 6,5 MMbbl, obecna łączna produkcja wynosi ok. 5,1 MMbbl wg stanu na koniec IV kw r. 2. Serinus zgodnie z umową farm-in pokrywa 100% zobowiązań w zakresie prac poszukiwawczych w ramach 2 Etapu. Zobowiązania tego etapu zostały wypełnione wraz z zakończeniem prac wiertniczych i testów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis oraz pozyskaniem danych z badania sejsmicznego 3D przeprowadzonego w 2014 r. na Santau. 3. Z dniem 1 sierpnia 2014 r. wzrosły stawki opłat koncesyjnych (royalty) dla kondensatu i gazu do 45% i 55% odpowiednio (wcześniej było to 42% i 28%). Wprowadzono także dwuletni okres uprzywilejowanej stawki 30,25% dla gazu wydobywanego z nowych odwiertów. Uprzywilejowanie zostało zniesionez dniem 1 stycznia 2015 r. Zgodnie z nowymi przepisami uchwalonymi na początku marca 2015 r., okres ze stawką uprzywilejowaną został przywrócony z dniem 1 kwietnia 2015 r. 25

26 Kadra zarządzająca Tim Elliott Dyrektor w Radzie Dyrektorów, Prezes i Dyrektor Generalny (CEO) Z wykształcenia prawnik, swoją międzynarodową karierę w przemyśle naftowym rozpoczął w Grupie Lundin, gdzie pracował od 1987 do Jego ponad 28-letnie doświadczenie zawodowe obejmuje zarządzanie spółkami publicznymi prowadzącymi w różnych częściach świata działalność w zakresie poszukiwania, oceny, zagospodarowywania i wydobycia. Jock Graham Wiceprezes i Wicedyrektor Generalny (COO) To geolog z ponad 30-letnim doświadczeniem zdobytym w trakcie pracy w różnorodnych spółkach z międzynarodowego sektora naftowogazowego, w tym pracował w Pd. Ameryce, Pd.-wschodniej Azji, byłych republikach radzieckich, Środkowym Wschodzie/Pn. Afryce, jak również w zachodniokanadyjskim basenie sendymentacyjnym. Ze Spółką związany jest od jej powstania i ma duży wkład w jej rozwój i sukces. Norm Holton - Dyrektor, Wiceprzewodniczący Rady Dyrektorów Ma ponad 40-letnie doświadczenie w sekrotrze naftowo-gazowym zajmował zarówno funkcje techniczne jak i zarządcze. Zanim w 2006 r. poświęcił się całkowicie współpracy z Serinus, tworzył grupę kapitałową TUSK w Kanadzie i kierował zespołem zarządzającym, który w latach doprowadził do ośmiokrotnego wzrostu wartości przedsiębiorstwa w przeliczeniu na jedną akcję. Tracy Heck Dyrektor Finansowy (CFO) Dołączyła do zespołu Serinus w czerwcu 2012 r., a stanowisko CFO objęła w styczniu 2014 r. Wcześniej, od 2005 r. pracowała w NAL Energy Corporation na stanowisku Kontrolera (Controller), a za sobą ma również 13 lat doświadczenia zawodowego zdobytego w KPMG, gdzie była Partnerem Stowarzyszonym (ang. Associate Partner). Ed Beaman Wiceprezes ds. Operacyjnych i Inżynierii Ma na koncie ponad 35 lat doświadczenia w sektorze naftowo-gazowym przy realizacji projektów inżynieryjnych i poszukiwawczych, a także w zakresie eksploatacji i oceny jakości złóż, prowadzonych na terytorium Kanady, Stanów Zjednoczonych, Kolumbii, Peru, Boliwii, Trynidadu, Egiptu, Rumunii, Polski, Słowenii, Rosji i Ukrainy. Przed dołączeniem do zespołu Serinus w 2007 r. przez wiele lat świadczył w niepełnym wymiarze czasu usługi doradcze. Aaron LeBlanc Wiceprezes ds. Poszukiwań Geolog z 13-letnim doświadczeniem w dziedzinie poszukiwań i rozwoju zarówno w kraju jak i zagranicą. W swojej pracy miał do czynienia ze tradycyjnymi złożami węglowymi oraz klastycznymi, konwencjonalnymi, ciężkiej ropy oraz poszukiwaniami w łupkach. Zanim w roku 2011 dołączył do Serinus, przez 9 lat pracował w Devon Energy. Jakub Korczak Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Ma ponad 15-letnie doświadczenie w bankowości inwestycyjnej, finansach i prowadzeniu relacji ze środowiskiem inwestorów. Przed dołączeniem w 2009 roku do zespołu Serinus jako Pełnomocnik i Dyrektor ds. Relacji Inwestorskich, pełnił funkcję CFO oraz członka zarządu Banku Pocztowego S.A. ( ). Wcześniej, w BRE Banku odpowiadał za koordynację strategii i zajmował stanowisko dyrektora ds. relacji inwestorskich ( ). Alec Silenzi Radca prawny (General Counsel), Wiceprezes ds. Prawnych, Sekretarz Korporacji, Kierownik ds. Compliance Posiada ponad 21-letnie doświadczenie w zakresie prawa kanadyjskiego i międzynarodowego, w ostatnich 7. latach pracował w charakterze radcy (general consuel). Przed dołączeniem do Serinus był partnerem w dużej międzynarodowej kancelarii prawnej Gowling LLP. 26