Latest News Dotychczasowe osiągnięcia i potencjał wzrostu

Transkrypt

1 Latest News Dotychczasowe osiągnięcia i potencjał wzrostu wrzesień 2014 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. Prezentacja stanowi tłumaczenie na język polski prezentacji oryginalnie sporządzonej w języku angielskim.

3 Podstawowe dane o Spółce Liczba akcji (na ) (rozwodniona: z wyłączeniem opcji menedżerskich) Zobowiązania długoterminowe (na ) Ujemny kapitał obrotowy (na ) 15,4 mln USD 11,7 mln USD (w tym 5,1 mln USD krótkoterm. zobowiązania) Giełda Papierów Wartościowych w Toronto TSX (SEN) Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie (SEN) Cena akcji (na ) 1,90 CAD 5,64 PLN Kapitalizacja 149 mln CAD 443 mln PLN Płynność (akcje/dzień) Rekomendacje 4 analityków Główni akcjonariusze Kulczyk Investments (KI) 50,8%, Pala Investments 7,5%, Kierownictwo i Dyrektorzy 2,6% (inni niż KI) Wykres kursu akcji TSX kurs zamknięcia (CAD) $6,00 $5,00 $4,00 $3,00 $2,00 $1,00 $0,00 Rosja ogłasza 30% rabat na ceny gazu (17 grud.) $4,00/akcja Aneksja Krymu przez Rosję (11 kwiet.) $3,56/akcja Ukaina uchwala nowe stawki opłat koncesyjnych - royalty (1 sierp.) $2,06/akcja 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 GPW kurs zamknięcia(pln) TSX WSE GPW 3

4 Zdywersyfikowany portfel aktywów i obszary działania Ukraina (gaz) 2P Rezerwy 1 : 9,1 MMboe Produkcja 2 : boe/d (97% to gaz ziemny) Netback 2 : 6,96 USD/Mcfe (41,76 USD/boe) Makiejewskoje Olgowskoje Krutogorowskoje Wiergunskoje Pn. Makiejewskoje UKRAINA Potencjał rozwojowy i w zakresie zagospodarowania oraz wzrostu wydobycia Tunezja (ropa) Rezerwy 1 : 11,5 Mmboe Produkcja 2 : boe/d (75% to ropa) Netback 2 : 54,83 USD/boe Możliwość rozwoju przy niskim ryzyku i potencjał poszukiwawczy. Potencjał na powtórzenie ukraińskiego sukcesu operacyjnego Rumunia W krótkim okresie - ocena złoża / szansa na rozwój oraz dodatkowy potencjał poszukiwawczy Syria Znaczące możliwości poszukiwawcze, aktywo obecnie w stanie siły wyższej Satu Mare RUMUNIA TUNEZJA Sabria Zinnia Sanrhar Chouech Es Saida Ech Chouech Operator dla wszystkich aktywów 12 koncesji w 4 krajach Blok 9 SYRIA 1.Rezerwy 2P wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 2.Dane za II kw r. patrz slajd 8, gdzie przedstawiono skutki uchwalonych nowych stawek opłat koncesyjnych (royalty) na Ukrainie, które weszły w życie od 1 sierpnia 2014 r. 4

5 Wzrost Serinus Rezerwy* (przypadające na udziały w prawie użytkowania górniczego) Production Produkcja (w poszczególnych kwartałach) aktualna docelowa (MMboe) P CAGR: 49% 2P CAGR: 60% 3P CAGR: 70% (Boe/d) % CAGR Proved Potwierdzone Probable Prawdopodobne Possible Możliwe Ukraine Ukraina Tunisia Tunezja * Zgodnie z inżynierskimi raportami ewaluacyjnymi niezależnej firmy zewnętrznej wg stanu jak wskazano w podpisach pod słupkami. CAGR = skumulowany roczny wskaźnik wzrostu (ang. Compound Annual Growth Rate) Rezerwy 1 w 2013 roku 1P 8,5 MMBoe 189 mln USD (NPV 10 ) 2,40 USD/akcja 2P 20,5 MMBoe 406 mln USD (NPV 10 ) 5,16 USD/akcja 3P 39,8 MMBoe 666 mln USD (NPV 10 ) 8,47 USD/akcja Przepływy 2 finansowe Spółki 2013 r.: 38 mln USD II kw r.: 15,8 mln USD Annualizowane: 63 mln USD 1. Zgodnie z oszacowaniami niezależnej zewnętrznej firmy (ewaluatora rezerw) wg stanu na 31 grudnia 2013 r., dla 70% udziałów Serinus na Ukrainie 2. Przypadające na udziały operacyjne Serinus, po uprzednim odliczeniu kosztów ogólnego zarządu obszaru korporacyjnego, odsetek i podatków 5

6 Aktywa ukraińskie Nabycie 70% udziałów w KUB-Gas LLC 1 w czerwcu 2010 r. 5 koncesji w obfitującym w węglowodory basenie Dnieprowsko-Donieckim Atrakcyjne ceny towaru i wartość retroaktywna Sukces operacyjny od czerwca 2010 r. 7,7-krotny wzrost produkcji, do poziomu 26,7 MMcfe/d 2 3-krotny wzrost rezerw 2P, do 9,1 MMboe 3,6-krotny wzrost rezerw 3P, do 15,9 MMboe Carboniferous System/Series/Stage Middle Lower Lithology Maximum Thickness (m) Upper 1,500 Moscovian Bashkirian Serpukhovian Visean Tournaisian , Dalszy wzrost 3 nowe odkrycia z 2013 r. przyniosły kolejne lokalizacje Ponad 30 perspektywicznych stref w ramach czterech różnych zbiorników, 9 zostało już uznanych za nadające się do komercyjnej produkcji Wieloletni program prac wiertniczych Nowa stacja przesyłu gazu zwiększa przepustowość z 30 MMcfe/d do 68 MMcfe/d Sfinansowany program nakładów inwestycyjnych na 2014 r. w kwocie 12,9 mln USD (dla 70% udziału operacyjnego Serinus) 1. KUB-Gas LLC ( KUB-Gas ) jest operatorem i bezpośrednim właścicielem ukraińskich aktywów 2. Przypadająca na udziały operacyjne Serinus produkcja w III kw r. - do dnia 10 września 2014 r. 6

7 Ukraina: rezerwy 1 i netback Rezerwy 1P Rezerwy 2P Rezerwy 3P Razem (Bcfe) 28,6 54,4 95,4 (MMboe) 4,8 9,1 15,9 NPV 10 po podatku (mln USD) $ 111,2 $ 198,6 $ 320,4 na akcję (USD/akcja) $ 1,41 $ 2,53 $ 4,08 Wskaźnik Żywotności Rezerw (lata) 3,7 7,1 12,4 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) $ 32,8 $ 32,8 $ 32,8 Znaczny dotychczasowy netback dzięki dobrym cenom, warunkom podatkowym oraz kosztom I kw II kw Ceny (USD/Mcfe) 10,66 11,95 11,33 8,67 10,31 Royalties (USD/Mcfe) (2,09) (2,34) (2,92) (2,33) (2,26) Koszty operacyjne (USD/Mcfe) (2,19) (1,46) (1,46) (1,20) (1,09) Netback z pola (USD/Mcfe) 6,38 8,15 6,95 5,14 6,96 Podatki 2 (USD/Mcfe) (0,09) (2,34) (0,93) (0,89) (1,29) Roczny całkowity netback (USD/Mcfe) 6,29 5,80 6,02 4,25 5,67 1. Dla 70% udziałów operacyjnych Serinus, wg szacunków niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) na 31 grudnia 2013 r. 2. W tym bieżące podatki płacone na Ukrainie w odnośnym okresie, obejmujące podatek od transakcji kapitałowych płacony od dywidend i innych transakcji finansowych 7

8 Nowy system opłat koncesyjnych (royalty) Nowy okresowo wprowadzony system opłat royalty, który wszedł w życie 1 sierpnia 2014 r. Obowiązuje od 1 sierpnia 2014 r. do 1 stycznia 2015 r. (pięć miesięcy) Gaz z nowych odwiertów (wykonanych po 1 sierpnia) podlegał będzie obniżonemu wskaźnikowi 0,55 - odnoszonemu do stawki nominalnej, tj. opłaty koncesyjne dla gazu wynosić będą 0,55 x 55% lub 30,25% przez pierwsze dwa lata produkcji Administracyjne aspekty nowego wskaźnika nie są póki co jasne np. kwestia daty rozpoczęcia a daty podjęcia produkcji, czy nowe strefy są nim objęte, czy stymulacja będzie uważana za nową produkcję itd. Szacowany wpływ na netback Nowa stawka Wcześniejszy system opłat royalty Dotychczasowa stawka Gaz 55% 28% Kondensat/Ciecze 45% 42% Nowy system opłat royalty Dla obecnych odwiertów Dla nowych odwiertow 2 Ceny (USD/Mcfe) 10,02 10,02 10,02 Royalties (USD/Mcfe) (2,85) (5,48) (3,08) Koszty operacyjne (USD/Mcfe) (0,85) (0,85) (0,85) Netback z pola (USD/Mcfe) 6,33 3,65 6,10 Podatki 1 (USD/Mcfe) (0,55) (0,55) (0,55) Roczny całkowity netback (USD/Mcfe) 5,78 3,15 5,55 1. Wyłącznie podatek od osób prawnych, bez podatku od transakcji kapitałowych i innych podatków płaconych w przypadku dywidend i innych transakcji finansowych. 2. Przez pierwsze dwa lata produkcji. 8

9 Ukraina: Obszary perspektywiczne możliwość wzrostu! O-15 -odkrycie gazu w warstwie z serpuchowu lipiec 2013 O-24 O-15 Stacja Olgowskoje M-17 -udany odwiert rozpoznawczo-ocenny marzec 2014 Ze strefy S6 średnio 10,5MMcf/d (brutto) od 26. czerwca Strefa S7 w oczekiwaniu na wydobycie z dwóch horyzontów Legenda Odwierty gazowe Z baszkiru/moskowu Produkcyjny Z serpuchowu Z wizenu Lokalizacje dla wierceń Produkcyjny Nieprodukcyjny O-11 Olgowskoje stacja przetwórstwa gazu Nieprodukcyjny Nieprodukcyjny NM-4 M-17 M-16 M-15 M-22 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 Sprzedażowa linia przesyłowa Program nakładów na 2014 Obejmuje 3 odwierty (w tym M-17) Dwa odwierty konturujące o M-17 (udane rozpoznanie związane z odkryciem w M-16) o O-11 (dot. odkrycia w M-15) Jeden odwiert poszukiwawczy o M-22 w warstwach z serpuchowu/baszkiru, po przeciwnej (pd.-wsch.) stronie uskoku Zasoby warunkowe 1 : Makiejewskoje 16,8 Olgowskoje 16,7 Krutogorowskoje 5,1 38,6 Bcfe 6,4 MMboe Zasoby perspektywiczne 1 : Makiejewskoje 55,3 Olgowskoje 16,9 Pn. Makiejewskoje 0,3 72,5 Bcfe Pn. Makiejewskoje 3,0 MMbbl 15,0 MMboe 1. Dla 70% udziałów operacyjnych Serinus, dla P50 wg szacunków niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) na 31 grudnia 2013 r. 9

10 Ukraina: wielohoryzontowość zwiększa szanse na sukces M-16 ~ ~ R30c S5 S6 15 m, potencjał zbiornikowy 7m opłacalne do wydobycia 10 m opłacalne do wydobycia M-17 ~ ~ R30c S5 22 m, potencjał zbiornikowy 2,5 m opłacalne do wydobycia Wcześniejsze odwierty na polu rozpoznały jedynie pochodzące z okresu moskowu i baszkiru płycej zalegające złoża Ostatnio wykonane odwierty (M-16, M-17, O-11 i in.) zbadały głębiej zalegające sekcje z okresu serpuchowu i wizenu wskazania, że sekcje te zawierają węglowodory Strefa S6 - jak do tej pory największy komercyjny sukces wśród głębiej zalegających stref: Data uruchomienia Aktualne wydobycie (MMcf/d) M-16 maj ,1 O-15 sierpień ,25 M-17 czerwiec ,5* O-11 ma być obecnie testowany S7 S13 S17 S20 8 m opłacalne do wydobycia 32m, wskazania gazu, obniżona wiarygodność pomiarów z powodu skawernowaniaścian otworu 4,5 m opłacalne do wydobycia 17 m, wskazania gazu, obniżona wiarygodność pomiarów TD metrów Rysunki nie są w skali w odniesieniu do głębokości lub grubości strefy S6 S7 Korek 9 m opłacalne do wydobycia Korek mechaniczny (bridge plug) 5,5 m opłacalne do wydobycia W testach: 900 Mcf/d TD metów Prace wiertnicze obecne możliwości: o 5 obiektów perspektywicznych w warstwach z okresu serpuchowu o 5+ odwiertów konturujących (w zależności od sukcesu każdego kolejnego odwiertu, gdyż będą wykonywane jeden po drugim) Jeśli M-22 zakończy się powodzeniem, to przyczyni się do rozszerzenia możliwości w zakresie prac wiertniczych, przysparzając nowych lokalizacji poszukiwawczych na pd.-wsch. stronie uskoku Liczne strefy o charakterze komercyjnym mogą być eksploatowane poprzez zastosowanie wydobycia z dwóch horyzontów lub podwójnych otworów * Średnia wartość brutto od rozpoczęcia wydobycia 26 czerwca 2014 r. 10

11 Ukraina: wzrost i przewidywania Mmcfe/d (dla 70% udziałów SEN) Produkcja Rok pierwszy: tworzenie planu rozwoju Wzrost produkcji o 59% CAGR aktualna wartości docelowe obarczone ryzykiem (+/-10%) 19% wzrost produkcji od końca roku obrotowego 2013 Makeevskoye Makiejewskoje Olgovskoye Olgowskoje Krutogorovskoye Krutogorowskoje Vergunskoye Wiergunskoje Rezerwy 1 (przypadające na udziały w prawie użytkowania górniczego) 20 MMboe P 32% CAGR 2P 37% CAGR 3P 44% CAGR Possible Możliwe Probable Prawdopodobne Proved Potwierdzone 1. Wielkość rezerw w poszczególnych okresach zgodnie z oszacowaniami niezależnej zewnętrznej firmy (ewaluatora rezerw) 2. Wyliczone dla okresu po nabyciu przez Serinus udziałów w czerwcu 2010 r. 11

12 Ukraina: aktualny plan prac Odwiert 1 Cel M-17 S5, S6, S7 Ocena dot. M-16 O-11 R30C, S6 Konturujący I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III Zakładane wznowienie pracy w październiku NM-4 M4 Channel Statygraficzny obiekt M-22 S5, S6, S7 Poszukiwawczy M-15 S5, S6, S7 Konturujący do M-16 M-18 S5, S6, S7 Konturujący do M-16 Stymulacje (O-11, O-15, NM-3, M-17) Instalacje (nowa stacja na koncesji Makiejewskoje) Rekonstrukcje /modernizacje i wydobycie z dwóch horyzontów Odwiert poszukiwawczy Odwiert konturujący Udostępnianie horyzontów, stymulacje, rekonstrukcje/modernizacje Instalacje Program nakładów inwestycyjnych na 2013 r. 20,9 mln USD (neto dla Serinus) Program nakładów na 2014 r. (przypadający na 70% udział SEN, w mln USD): Prace wiertnicze: 5,45 Udostępnianie horyzontów: 0,55 Rekonstrukcje/modernizacje i stymulacje: 0,20 Infrastruktura: 2,70 Inne: 6,73 Razeml 2 : 15,63 mln USD Program jest w pełni sfinansowany z przychodów netto z produkcji 1. Odwierty do wykonania wg stanu na chwilę obecną, kolejność wierceń może ulec zmianie w zależności od wyników danego odwiertu i innych czynników 2. Dane nie sumują się ze względu na zaokrąglenia 12

13 Ukraina: wspaniała inwestycja Serinus nabył 70% udziałów w KUBGAS Holdings za 45 mln USD w czerwcu 2010 r. Inwestycja brutto wyniosła 116 mln USD. Pierwsze 21 mln USD sfinansowane z kredytu z EBOR Przepływy finansowe brutto III kw II kw Wykorzystanie przepływów finansowych III kw II kw (mln USD) (mln USD) Przychody 326,6 178,1 mln USD Spłaty kredytu z EBOR 17 wygenerowane Opłaty koncesyjne (Royalties) (72,6) Nakłady inwestycyjne 99 z przepływów Koszty operacyjne (49,2) finansowych Dywidendy 52 Podatki zapłacone (26,8) sfinansowało: 168 Przepływy finansowe brutto 178,1 Na 31 grudnia 2013 r. pozostałe rezerwy 2P brutto na Ukrainie wyniosły 77,7 Bcfe (odpowiednio 54,4 Bcfe przypadające na 70% udział SEN) 250 Łączna inwestycja w koncesje ukraińskie i zwrot z inwestycji dla Serinus Aktualna Projektowana USD (mln) Nabycie KUB-Gas przez Serinus w czerwcu 2010 r. za 45 mln USD III kw r. wypłata 0 Przychody SEN Net netto revenues SEN (po (after royalty, royalty, OPEX opex, i zapłaconych cash taxes) podatkach) Inwestycje SEN investments SEN (koszt nabycia (Acquisition + CAPEX) cost+capex) 13

14 Aktywa tunezyjskie Przejęcie aktywów Winstar w czerwcu 2013 r. 5 koncesji w Tunezji 1, wszystkie czynne, SEN właścicielem 100% udziałów 2 z wyjątkiem koncesji Sabria (45% udział) Produkcja: boe/d (II kw r.) Rezerwy 2P i 3P odpowiednio 11,5 MMboe i 23,9 MMboe 2 Potencjał w zakresie zagospodarowania, oceny i poszukiwania Doskonałe ceny towarów i netback Aktywności w pierwszym roku prace przygotowawcze Ponowne przetworzenie i interpretacja danych sejsmicznych 3D na koncesjach Chouech Es Saida, Ech Chouech i Sabria Poprawa sposobu funkcjonowania/praktyki pracy Kluczowe analizy, ekspertyzy dla pól, prace geologiczno-geofizyczne na potrzeby programu nakładów inwestycyjnych na 2014 r. Nowe kredyty z EBOR na łączną kwotę 60 mln USD 40 mln USD kredytu dostępnego w 2 transzach 20 mln USD kredytu zamiennego Zapewnione finansowanie inwestycji (CAPEX) w Tunezji na najbliższe trzy lata 2014 Startuje program nakładów inwestycyjnych 2 odwierty konturujące na koncesji Sabria 203,5 km 2 danych sejsmicznych 3D z koncesji Sanrhar Program rekonstrukcji obejmujący 6 odwiertów na koncesjach Chouech Es Saida oraz Ech Chouech, dwa odwierty będą stymulowane 36,2 mln USD łączna wartość programu nakładów 1. Podsumowanie dot. każdej koncesji i warunków finansowych znajduje się na stronie Zgodnie z oszacowaniami niezależnej zewnętrznej firmy (ewaluatora rezerw) wg stanu na 31 grudnia 2013 r. NGP Projekt Koncesje Serinus Zakład przetw. gazu/stacja przesyłowa Rafineria ropy Ropociąg Gazociąg Produkcja II kw r. Sabria: 302 boe/d Chouech EsSaida: 868 boe/d Ech Chouech: 72 bbl/d Sanrhar: 68 bbl/d Zinnia: odwiert zamknięty 14

15 Tunezja: rezerwy 1 i netback Rezerwy 1P Rezerwy 2P Rezerwy 3P Razem (MMboe) 3,74 11,48 23,89 NPV 10 po podatku (mln USD) $ 77,7 $ 207,5 $ 345,3 na akcję (USD/akcja) $ 0,99 $ 2,64 $ 4,39 Wskaźnik Żywotności Rezerw (lata) 7,5 23,0 47,8 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) $ 29,9 $ 57,6 $ 85,5 Dobry netback mimo wzrostu kosztów operacyjnych i podatków II poł I kw II kw Ceny ropy (USD/bbl) 110,96 113,10 111,08 108,06 108,13 Ceny gazu (USD/Mcf) 12,97 14,98 14,26 14,18 14,47 Ceny - Boe (USD/boe) 102,18 107,09 104,22 102,57 102,79 Royalties (USD/boe) (14,81) (15,12) (14,86) (13,67) (13,55) Koszty operacyjne (USD/boe) (13,46) (14,95) (20,67) (23,04) (34,41) Netback z pola (USD/boe) 73,91 77,02 68,69 65,86 54,83 Podatki zapłacone (USD/boe) (1,95) (6,18) (19,93) (10,29) (11,36) 3 Roczny całkowity netback (USD/boe) 71,96 70,84 48,76 55,57 43,47 1. Wg szacunków niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) na 31 grudnia 2013 r. 2. Zgodnie z informacją przekazaną przez Winstar Resources w 2011 i 2012 r, przed przejęciem przez Serinus 3. Podatki płacone przed ulgami podatkowymi na nakłady inwestycyjne na polu Chouech Es Saida 15

16 Tunezja: Historia pola Sabria Odwierty produkcyjne Odwierty zawieszone Planowane na 2014 prace wiertnicze 347 MMbbl OOIP 1 4,6 MMboe produkcji do chwili obecnej (~0,9% RF) Rezerwy 2P/3P: 6,3/15,5 MMboe 2 1. Brutto, dla P50, wg szacunków niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) na 31 grudnia 2013 r. 2. Rezerwy przypadające na udziały operacyjne Serinusa, wg szacunków niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) na 31 grudnia 2013 r. Legenda Nowe odwierty Ponowne uruchomienie Proponowane wykonanie 16

17 Tunezja: zagospodarowanie pola Sabria Winstar-12bis rozpoczęcie prac 17 lipca 2014 r.: 14,4 mln USD brutto / 6,5 mln USD netto Prace wg oczekiwań zajmą 71 dni Roll over - obiekt perspektywiczny Przecięcie całej strefy Hamra i El Atchane FNG-1 analogowy Cel: 1,98 MMbbl rezerw prawdopodobnych Cambrian Winstar-13: 14,4 mln USD brutto / 6,5 mln USD netto Reprezentatywny dla Sabrii obiekt poszukiwawczy - wychodnia przykryta (ang. subcrop) Ukierunkowany na strefy Lower Hamra i El Atchane SAB-N3 offset Cel: 1,1 MMbbl potwierdonych niezagospodarowanych rezerw 17

18 Tunezja: potencjał w długim horyzoncie jeszcze większe możliwości wzrostu! Sabria 2015 pozyskanie danych z badań sejsmicznych 3D Zagospodarowanie - wieloletni plan wierceń NGP Projekt Wiercenia poszukiwawcze uwarunkowane uzyskaniem nowych danych sejsmicznych 3D Obecnie rezerwy 2P wynoszące 4,7 MMbbl (dla 4 odwiertów obecnie produkcyjnych i 4 nowych odwiertów) plus dotychczasowa produkcja implikują wskaźnik sczerpania złoża na poziomie 2,2% dla 347 MMBbl z OOIP Powodzenie działań prowadzonych w 2014 r., całkowite zagospodarowanie pola prawdopodobnie skutkować będą powstaniem wieloletniego programu wierceń obejmującego ponad 20 odwiertów Chouech Es Saida/Ech Chouech Liczne obiekty do prac konturujących i poszukiwawczych Dla obu koncesji wykonane badania sejsmiczne 3D Projekt Gazociąg Nawara (ang. Nawara Gas Pipeline Project - NGPP ) o o o o Sanrhar Basen zapada w kierunku południowym głębiej zalegające obiekty mogą zawierać więcej gazu Produkcja na południu Tunezji historycznie ograniczona przez brak odpowiedniej wydajności przesyłu NGPP doda 350 MMcf/d do poziomu wydajności przesyłu Zarządzany obecnie przez OMV Optymalizacja działań, wiercenia konturujące, poszukiwania gazu Tylko jeden odwiert produkcyjny na strukturze Wiercenia poszukiwawcze zależą od zaplanowanego na 2014 r. programu badań sejsmicznych 3D Zinnia Tylko jeden odwiert produkcyjny wydobyto ponad 600 MBbl Program badań sejsmicznych 3D zaplanowany na 2015 r. 18

19 Chouech Es Saida/Ech Chouech składowe wielohoryzontowego obiektu ALGIERIA 3 * ETAP wymienia Chouech Es Saida jako 212 km² 6 CHOUECH ES SAIDA 172 km² * 12km CS Sil-1 CS-1 CS Sil-10 CS-4 TUNEZJA EC-2 ECH CHOUECH 136 km² EC-3 EC-1 EC-4 ECS-1 14 km Zagospodarowywanie triasowych złóż ropy ( m) 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 ( m) Sukces w przypadku odwiertów CS Sil-1 i CS Sil-10 Prawdowpodobnie więcej gazu zalega w kierunku południowym (głębiej) Bardzo wysoki wskaźnik CoS w badaniach sejsmicznych 3D Skrajnie położone odwierty dały w testach do 120 MMcf/d Poszukiwania w stożku z syluru ( m) Nowy rodzaj obiektu u podstawy skłonu stożków CS Sil-1 i CS Sil-10 stanowią dowód na obecność węglowodorów w systemie Poszukiwania w warstwie z dewonu (AO) ( m) Anomalne amplitudy Analogiczne przykłady w Libii i Algierii Poszukiwania w warstwach z dewonu (Ouan Kasa) ( m) Wskazania obecności / produkcja / testy ropy w 7 z 8 penetracji Wykonano korelację pomiarów geofizycznych wszystkich odwiertów Ppotencjalna, duża pułapka stratygraficzna EC-4 i ECS-1 przewidziane do szczelinowania w III kw r. korelacja formacji dewońskiej Ouan Kasa 19

20 Tunezja: aktualny plan pac Odwiert * Winstar-12bis Winstar-13 Cel Hamra Hamra I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III Rekonstrukcje Ponowne przetwarzanie danych sejsmicznych Badania sejsmiczne 3D Wiercenia konturujące Rekonstrukcja, modernizacja Badania sejsmiczne Program nakładów inwestycyjnych z 2013 r. - 5,6 mln USD głównie koszty utrzymania, prac geologiczno-geofizycznych i przygotowawczych pod kątem 2014 r. Program inwestycyjny na 2014 r. (dane w mln USD): Wiercenia na koncesji Sabria: Badania sejsmiczne: 5,3 Rekonstrukcja/stymulacja: 10,0 Inne: 7,9 Razem: 36,2 mln USD 13,0 (SEN pokrywa całość kosztów zarówno dla WIN-12bis jak i WIN-13) Powtórzenie sukcesu z Ukrainy poprzez implementację w Tunezji północnoamerykańskich dobrych praktyk w zakresie wierceń i procedur działania Program nakładów inwestycyjnych w całości sfinansowany do 2015 r. i na dalsze lata, poprzez przychody netto wygenerowane z produkcji oraz z kredytów z EBOR na łączna kwotę 60 mln USD * Odwierty przewidziane do wykonania i kolejność ich wykonywania mogą ulec zmianie w zależności od wyników odwiertów i innych czynników. 20

21 Rumunia: możliwości poszukiwawcze LEGENDA ropa gaz Licencja Satu Mare Rumunia Historia licencji Program prac na 2014 Farm-in w 2008 r. 60% udziałów operacyjnych, obecnie finansowanie 100% kosztów badania sejsmicznego 3D dla 180 km2 i dwóch odwiertów poszukiwawczych do 2015 r. (zobowiązania etapu 2 w zakresie poszukiwań) Wykonanie 2 odwiertów poszukiwawczych na Moftinu Pozyskanie danych sejsmicznych 3D Szacowany koszt całkowity: 14,8 mln USD Podstawowe informacje Licencja o powierzchni akrów na obszarze lądowym w Rumunii, położona na linii trendu z odkrytymi złożami ropy / gazu Ponad 50 zaobserwowanych obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych do wierceń Licencja Satu Mare posiada/znajduje się blisko infrastruktury Moftinu odkrycie gazu z wierceń w 2012 r., w testach przepływy na poziomie ok. 1,8 MMcf/d 21

22 Rumunia: akumulacja gazu w warstwach z pliocenu struktury Moftinu Kanały plioceńskie Program nakładów inwestycyjnych na 2014 r. Rumunia: Aktualny plan prac Moftinu 1000: został wykonany w 2012 r. jako bliźniaczy wobec starszego odwiertu, którego rejestry wskazywały na obecność opłacalnych do wydobycia ilości W testach przypływ łącznie 1,3 MMcf/d z dwóch piaskowców położonych na zewnątrz systemu korytowego Wykonane następnie badania sejsmiczne 3D pokazały, że Moftinu 1000 znajduje się na krawędzi zamknięcia strukturalnego pułapki Koryta z okresu pliocenu łączą się w szczytowej partii wykartowanej (mapowanej) struktury Moftinu Dwa odwierty poszukiwawcze zaplanowane na jesień 2014 r.: o Moftinu-1001 zbada strukturę, w którą nie trafił Moftinu-1000 o Moftinu-1002bis sprawdzi piaskowce z głębszej struktury na południe od głównego uskoku rozciągającego się w SW-NE Szacunki własne zasobów przy P50 - do18 Bcf do wydobycia (w mln USD) Odwiert * Cel I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III Prace wiertnicze: 8,8 Badania sejsmiczne: 6,0 Razem: 14,8 Moftinu-1001 Moftinu-1002bis Moftinu-1002 (warunkowo) Pliocen Pliocen Badania sejsmiczne 3D Pliocen? 22

23 Dlaczego Serinus? 23

24 W całości sfinansowany intensywny program prac Odwiert * M-17 O I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III Zakładane wznowienie pracy w październiku NM-4 Ukraina M-22 M-15 M-18 Stymulacje Instalacje Rekonstrukcje/modernizacje Winstar-12bis Tunisia Winstar-13 Rekonstrukcje Ponowne przetwarzanie danych sejsmicznych Badania sejsmiczne 3D Romania Moftinu-1001 Moftinu-1002bis Moftinu-1002 (warunkowo)? Badania sejsmiczne 3D Odwiert poszukiwawczy Odwiert konturujący Rekonstrukcje/modernizacje, stymulacje, udostępnianie dwóch horyzontów Badania sejsmiczne Instalacje *plan może ulec zmianom 24

25 Wycena Nagłówki o geopolitycznej sytuacji na Ukrainie przesądzają o cenie akcji Rynek obecnie przypisuje ukraińskim aktywom ujemną wartość Kapitalizacja rynkowa Aktualna cena akcji ( ) 1,90 CAD Kurs (USD/CAD) 0,914 Cena akcji w USD $ 1,74 Liczba akcji (mln) 78,63 Kapitalizacja rynkowa (mln USD) $ 136,5 Wartość aktywów netto (mln USD) Aktywa obrotowe (11,7) Zobowiązania długoterminowe (15,4) Tunezja, AT PV ,1 Rumunia (1 USD/przejęcie) 0,5 139,5 mln USD Wartość Ukrainy wynikająca (3,0) (0,04 USD)/akcja z wyceny rynkowej 136,5 mln USD Niezależny ewaluator rezerw, wg stanu na 31 grudnia 2013 r. szacuje jak następuje: Aktywa ukraińskie, AT PV ,7 mln USD 2,12 USD/akcja Aktywa ukraińskie, AT PV ,6 mln USD 1,85 USD/akcja 25

26 26

27 Załącznik 27

28 Aktywa warunki koncesji Aktywa Udziały w prawie użytkowania górniczego VAT Kondensat -opłaty koncesyjne (Royalty) 3 Gaz -Royalty 3 Podatek dochodowy Ukraina (wszystkie koncesje) 70% 20% 45% (bez VAT) 55% (bez VAT) 18% Chouech Es Saida (zezwolenie) 100% (1) - 15% 15% 35% Tunezja (wszystkie koncesje) Ech Chouech (zezwolenie) Sabria (koncesja) Zinnia (koncesja) 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 Sanrhar (koncesja) 100% - 12,5% 12,5% 55% Rumunia (licencja Satu Mare) 60% (2) - 3,5 % - 13,5% 3,5 % - 13,5% 16% Współczynnik R współczynnik odzysku ropy 1. ETAP ("L'Entreprise Tunisienne d'activités Pétrolières") 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. 4,9 MMbbl 2. Serinus zgodnie z umową farm-in pokrywa 100% zobowiązań w zakresie prac poszukiwawczych w ramach 2 Etapu 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%). Nowe stawki obowiązują w okresie od 1 sierpnia 2014 r. do 1 stycznia 2015 r., po którym mają powrócić do wcześniejszego poziomu (42% i 28%). 28