DANE O REZERWACH I INNE INFORMACJE O ROPIE NAFTOWEJ I GAZIE UWAGA: Treść, nagłówki, formatowanie i tabele w niniejszej części zostały zaczerpnięte bezpośrednio z formularza NI 51-101F1 sporządzonego przez Spółkę (zgodnie z poniższą definicją) z dnia 8 marca 2013 r. w oparciu o raport RPS (zgodnie z poniższą definicją) z dnia 11 marca 2013 r. sporządzony na dzień 31 grudnia 2012 r. (dalej Raport RPS ), począwszy od poniższego nagłówka Rezerwy i przyszłe przychody netto do końca Tabeli 6.9. Definicje terminów pisanych wielką literą, w tym między innymi: Potwierdzone, Prawdopodobne, Zagospodarowane i Niezagospodarowane znajdują się w glosariuszu do Zarządzenia Krajowego (National Instrument) 51-101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ( Obowiązki informacyjne dotyczące działalności w sektorze ropy naftowej i gazu ), w którym określono definicje rezerw i zasobów zaczerpnięte z sekcji 5 tomu I kanadyjskiego podręcznika oceny ropy naftowej i gazu ziemnego (Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook) (dalej COGEH ). Rezerwy i przyszłe przychody netto Poniżej przedstawiono podsumowanie dotyczące rezerw ropy naftowej i gazu ziemnego oraz bieżącej wartości netto przyszłych przychodów netto Winstar Resources Ltd. i jej podmiotów zależnych (dalej Spółka ) zgodnie z oceną przeprowadzoną przez RPS Energy Canada Ltd. (dalej RPS ). RPS jest niezależnym wykwalifikowanym podmiotem dokonującym oceny rezerw, wyznaczonym przez Spółkę zgodnie z NI 51-101. Zasadniczo wszystkie udziały Spółki w koncesjach dotyczących ropy naftowej i gazu ziemnego obejmujących rezerwy w Tunezji zostały poddane niezależnej ocenie RPS. Uwaga: wartości sumaryczne w poniższych tabelach mogą wykazywać różnice związane z zaokrągleniem. Szacunkowe wielkości przyszłych przychodów netto przedstawione w poniższych tabelach niekoniecznie odpowiadają godziwej wartości rynkowej rezerw Spółki. Nie ma pewności, czy założenia dotyczące prognozowanych cen i kosztów uwzględnione w Raporcie RPS zostaną zrealizowane, przy czym zmiany mogą być istotne. Inne założenia dotyczące kosztów i innych kwestii przedstawiono w Raporcie RPS. Szacunkowe dane dotyczące wydobycia i rezerw przypisanych do udziałów Spółki w koncesjach opisanych poniżej stanowią wyłącznie wielkości szacunkowe. Faktyczna wielkość rezerw przypisanych do udziału Spółki w koncesjach może być wyższa lub niższa od obliczonych wartości.
CZĘŚĆ 2: UJAWNIENIE DANYCH O REZERWACH 2.1 Dane o rezerwach (w oparciu o prognozowane ceny i koszty) FORMULARZ 51-101F1 TABELA 2.1.1 PODSUMOWANIE NT. REZERW ROPY NAFTOWEJ I GAZU ZIEMNEGO wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. ROPA NAFTOWA LEKKA I ŚREDNIA ROPA NAFTOWA CIĘŻKA REZERWY GAZ ZIEMNY KONDENSAT GAZU ZIEMNEGO SIARKA KATEGORIA REZERW Brutto (Mbbl) Netto (Mbbl) Brutto (Mbbl) Netto (Mbbl) Brutto (MMscf) Netto (MMscf) POTWIERDZONE Zagospodarowane 1860 1601 - - 4345 3729 - - - - eksploatowane Zagospodarowane 32 31 - - 234 227 - - - - nieeksploatowane Niezagospodarowane 754 666 - - 1634 1444 - - - - POTWIERDZONE RAZEM 2645 2299 - - 6213 5400 - - - - PRAWDOPODOBNE 5395 4647 - - 13015 11258 - - - - POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 8040 6945 - - 19227 16659 - - - - SPÓŁKA RAZEM POTWIERDZONE Zagospodarowane 1860 1601 - - 4345 3729 - - - - eksploatowane Zagospodarowane 32 31 - - 234 227 - - - - nieeksploatowane Niezagospodarowane 754 666 - - 1634 1444 - - - - POTWIERDZONE RAZEM 2645 2299 - - 6213 5400 - - - - PRAWDOPODOBNE 5395 4647 - - 13015 11258 - - - - POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 8040 6945 - - 19227 16659 - - - - W niniejszych obliczeniach wartości podatku w Tunezji oparto na prognozowanych przepływach środków pieniężnych. Nie uwzględniono opłat z tytułu finansowania ani obciążeń podatkowych poza Tunezją. Brutto (Mbbl) Netto (Mbbl) Brutto (Mltl) Netto (Mltl) FORMULARZ 51-101F1 TABELA 2.1.2 WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO PRZYSZŁYCH PRZYCHODÓW NETTO wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO PRZYSZŁYCH PRZYCHODÓW NETTO (w mln USD) PRZED PODATKIEM DOCHODOWYM PO PODATKU DOCHODOWYM KATEGORIA REZERW 0% 5% 10% 15% 20% 0% 5% 10% 15% 20% POTWIERDZONE Zagospodarowane 112,6 102,5 94,0 86,7 80,4 77,7 72,6 67,6 63,0 58,8 eksploatowane Zagospodarowane (1,3) (0,9) (0,7) (0,6) (0,5) (1,3) (0,9) (0,7) (0,6) (0,5) nieeksploatowane Niezagospodarowane 61,0 41,6 29,3 21,1 15,3 30,2 20,4 14,2 10,0 7,1 POTWIERDZONE RAZEM 172,4 143,3 122,6 107,2 95,3 106,6 92,2 81,1 72,4 65,4 PRAWDOPODOBNE 524,4 317,9 221,8 167,5 132,7 276,5 179,2 128,5 97,9 77,8 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 696,8 461,2 344,4 274,6 228,0 383,1 271,4 209,6 170,4 143,2 SPÓŁKA RAZEM POTWIERDZONE Zagospodarowane 112,6 102,5 94,0 86,7 80,4 77,7 72,6 67,6 63,0 58,8 eksploatowane Zagospodarowane (1,3) (0,9) (0,7) (0,6) (0,5) (1,3) (0,9) (0,7) (0,6) (0,5) nieeksploatowane Niezagospodarowane 61,0 41,6 29,3 21,1 15,3 30,2 20,4 14,2 10,0 7,1 POTWIERDZONE RAZEM 172,4 143,3 122,6 107,2 95,3 106,6 92,2 81,1 72,4 65,4 PRAWDOPODOBNE 524,4 317,9 221,8 167,5 132,7 276,5 179,2 128,5 97,9 77,8 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 696,8 461,2 344,4 274,6 228,0 383,1 271,4 209,6 170,4 143,2
FORMULARZ 51-101F1 TABELA 2.1.3a PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO RAZEM (NIEZDYSKONTOWANE) wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. KATEGORIA REZERW PRZYCHODY OPŁATY KONCESYJNE INNE PRZYCHODY KOSZTY OPERACYJNE KOSZTY POSZUKIWAŃ I ZAGOSPODAROW ANIA ZŁÓŻ KOSZTY LIKWIDACJI I REKULTYWACJI PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO PRZED PODATKIEM DOCHODOWYM PODATEK DOCHODOWY PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO PO PODATKU DOCHODOWYM (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) (MM $US) POTWIERDZONE RAZEM POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 359,6 47,0 0,0 93,1 25,2 21,9 172,4 65,8 106,6 1214,0 163,6 0,0 286.4 41,7 25,5 696,8 313,6 383,1 SPÓŁKA RAZEM POTWIERDZONE RAZEM POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 359,6 47,0 0,0 93,1 25,2 21,9 172,4 65,8 106,6 1214,0 163,6 0,0 286,4 41,7 25,5 696,8 313,6 383,1 FORMULARZ 51-101F1 Tabela 2.1.3c-ii PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO (W OPARCIU O WARTOŚĆ JEDNOSTKOWĄ) WEDŁUG GRUP WYDOBYCIA wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO WEDŁUG GRUP WYDOBYCIA Wartość bieżąca netto zdyskontowana w oparciu o stopę 10% rocznie ROPA NAFTOWA CIĘŻKA (włączając gaz rozpuszczony (kondensat) i inne produkty uboczne) ROPA NAFTOWA LEKKA I ŚREDNIA (włączając gaz rozpuszczony (kondensat) i inne produkty uboczne) GAZ ZIEMNY (w tym produkty uboczne z wyjątkiem gazu rozpuszczonego (kondensatu) z odwiertów naftowych) KATEGORIA REZERW ($US/bbl) ($US/bbl) ($US/Mcf) POTWIERDZONE RAZEM 38,98-5,94 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 36,19-5,20 SPÓŁKA RAZEM POTWIERDZONE RAZEM 38,98-5,94 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 36,19-5,20
FORMULARZ 51-101F1 Tabela 2.1.3c-i PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO WEDŁUG GRUP WYDOBYCIA wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. PRZYSZŁE PRZYCHODY NETTO WEDŁUG GRUP WYDOBYCIA PRZED PODATKIEM DOCHODOWYM Wartość bieżąca netto zdyskontowana w oparciu o stopę 10% rocznie ROPA NAFTOWA LEKKA I ŚREDNIA (włączając gaz rozpuszczony (kondensat) i inne produkty uboczne) ROPA NAFTOWA CIĘŻKA (włączając gaz rozpuszczony (kondensat) i inne produkty uboczne) GAZ ZIEMNY (w tym produkty uboczne z wyjątkiem gazu rozpuszczonego (kondensatu) z odwiertów naftowych) KATEGORIA REZERW (miliony $US) (miliony $US) (miliony $US) POTWIERDZONE RAZEM 100,21-22,36 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 297,94-46,41 SPÓŁKA RAZEM POTWIERDZONE RAZEM 100,21-22,36 POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 297,94-46,41 2.2 Dodatkowe ujawnienie danych o rezerwach (w oparciu o stałe ceny i koszty) Sprawozdawczość fakultatywna, nieuwzględniona w raporcie za 2011 r. CZĘŚĆ 3: ZAŁOŻENIA DOTYCZĄCE CEN 3.1 Ceny stałe zastosowane w dodatkowych szacunkach: Sprawozdawczość fakultatywna, nieuwzględniona w raporcie za 2011 r. 3.2 Prognozowane ceny zastosowane w szacunkach Podsumowanie dotyczące prognozowanej ceny referencyjnej produktu, założeń dotyczących stopy inflacji i kursu wymiany walut przedstawiono w Tabeli 3.2. Poniższe prognozowane założenia zaczerpnięto z Raportu RPS.
FORMULARZ 51-101F1 Tabela 3.2 PODSUMOWANIE ZAŁOŻEŃ DOTYCZĄCYCH CEN I STOPY INFLACJI wg stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. Rok Cena ropy naftowej WTI (Cushing Oklahoma) Brent (Sollem Voe) Sabria Gaz krajowy w Tunezji Chouech / Ech Chouec Zinnia Stopa inflacji Kurs wymiany walut (USD/bbl) (USD/bbl) (USD/Mcf) (USD/Mcf) (USD/Mcf) (w % rocznie) USD/CAD 2013 93,30 108,00 15,90 14,46 14,46 2,0 1,00 2014 92,10 102,30 15,06 13,70 13,70 2,0 1,00 2015 89,70 98,20 14,45 13,15 13,15 2,0 1,00 2016 87,50 94,80 13,95 12,70 12,70 2,0 1,00 2017 92,01 97,42 14,34 13,05 13,05 2,0 1,00 2018 93,85 99,37 14,63 13,31 13,31 2,0 1,00 2019 95,72 101,35 14,92 13,57 13,57 2,0 1,00 2020 97,64 103,38 15,22 13,84 13,84 2,0 1,00 2021 99,59 105,45 15,52 14,12 14,12 2,0 1,00 2022 101,58 107,56 15,83 14,40 14,40 2,0 1,00 2023 103,61 109,71 16,15 14,69 14,69 2,0 1,00 2024 105,69 111,90 16,47 14,99 14,99 2,0 1,00 2025 107,80 114,14 16,80 15.29 15.29 2,0 1,00 2026 109,96 116,42 17,14 15,59 15,59 2,0 1,00 2027 112,16 118,75 17,48 15,90 15,90 2,0 1,00 2028 114,40 121,13 17,83 16,22 16,22 2,0 1,00 2029 116,69 123,55 18,19 16,55 16,55 2,0 1,00 2030 119,02 126,02 18,55 16,88 16,88 2,0 1,00 2031 121,40 128,54 18,92 17,21 17,21 2,0 1,00 Skróty nazw walut CAD dolar kanadyjski USD dolar amerykański CZĘŚĆ 4: UZGODNIENIE ZMIAN REZERW 4.1 Uzgodnienie rezerw Uzgodnienie zmian potwierdzonych rezerw netto, prawdopodobnych rezerw netto oraz łącznie potwierdzonych i prawdopodobnych rezerw netto Spółki przedstawiono w Tabeli 4.1. Poniższe uzgodnienie odzwierciedla zmiany rezerw Spółki oszacowane w oparciu o prognozowane ceny i koszty. (Uwaga: brak podlegających sprawozdawczości danych dotyczących rezerw syntetycznej ropy naftowej).
FORMULARZ 51-101F1 TABELA 4.1 UZGODNIENIE REZERW BRUTTO SPÓŁKI W PODZIALE NA NAJWAŻNIEJSZE RODZAJE PRODUKTÓW CZYNNIKI ROPA NAFTOWA LEKKA I ŚREDNIA (w tym kondensat) Potwierdzone Prawdopodobne Potwierdzone + prawdopodobne Potwierdzone ROPA NAFTOWA CIĘŻKA Prawdopodobne Potwierdzone + prawdopodobne GAZ ZIEMNY POWIĄZANY I NIEPOWIĄZANY Potwierdzone Prawdopodobne Potwierdzone + prawdopodobne (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (Mbbl) (MMscf) (MMscf) (MMscf) 31 grudnia 2011 r. 2 754,03 5 585,79 8 339,83 - - - 7 421,31 13 008,64 20 429,94 Rozszerzenia - - - - - - - - - Ulepszenia wydobycia - - - - - - - - - Rewizje techniczne 296,45 (127,25) 169,19 - - - (458,50) 491,77 33,27 Odkrycia - - - - - - - - - Nabycia - - - - - - - - - Zbycia - - - - - - - - - Czynniki ekonomiczne 0,11 (63,62) (63,51) - - - 91,27 (485,90) (394,63) Wydobycie + zmiany zapasów (405,14) - (405,14) - - - (841,13) - (841,13) 31 grudnia 2012 r. 2 645,45 5 394,92 8 040,37 - - - 6 212,95 13 014,50 19 227,46 SPÓŁKA RAZEM 31 grudnia 2011 r. 2 754,03 5 585,79 8 339,83 - - - 7 421,31 13 008,64 20 429,94 Rozszerzenia - - - - - - - - - Ulepszenia wydobycia - - - - - - - - - Rewizje techniczne 296,45 (127,25) 169,19 - - - (458,50) 491,77 33,27 Odkrycia - - - - - - - - - Nabycia - - - - - - - - - Zbycia - - - - - - - - - Czynniki ekonomiczne 0,11 (63,62) (63,51) - - - 91,27 (485,90) (394,63) Wydobycie + zmiany zapasów (405,14) - (405,14) - - - (841,13) - (841,13) 31 grudnia 2012 r. 2 645,45 5 394,92 8 040,37 - - - 6 212,95 13 014,50 19 227,46 CZĘŚĆ 5: DODATKOWE INFORMACJE NT. DANYCH O REZERWACH 5.1 Rezerwy niezagospodarowane Niezagospodarowane rezerwy Spółki w całości związane są z jej udziałami w koncesjach w Tunezji. Większość takich rezerw zaklasyfikowana jest do kategorii rezerw niezagospodarowanych w przypadku gdy: 1. w celu udostępnienia takich rezerw dla potrzeb wydobycia konieczne będą względnie znaczące nakłady kapitałowe, 2. istnieje istotna przewaga istniejących lub przyszłych planowanych odwiertów pod względem wskaźników produkcji. Historycznie dodane niezagospodarowane potwierdzone rezerwy Spółki podsumowano w Tabeli 5.1. Tabela 5.1 - Podsumowanie niezagospodarowanych potwierdzonych rezerw (udział Winstar w prawie użytkowania górniczego) Ropa naftowa lekka i średnia pierwsza atrybucja Kondensat gazu ziemnego pierwsza atrybucja Gaz powiązany i niepowiązany pierwsza atrybucja ( Mstb) ( Mstb) ( MMscf) przed rokiem 2010 550 5 1042 2010 0 0 0 2011 49 1 104 2012 355 0 763
Historyczne dodane prawdopodobne niezagospodarowane rezerwy Spółki podsumowano w Tabeli 5.2. Tabela 5.2 - Podsumowanie niezagospodarowanych prawdopodobnych rezerw (udział Winstar w prawie użytkowania górniczego) Ropa naftowa lekka i średnia pierwsza atrybucja Kondensat gazu ziemnego pierwsza atrybucja Gaz powiązany i niepowiązany pierwsza atrybucja ( Mstb) ( Mstb) ( MMscf) przed rokiem 2010 3932 62 8717 2010 0 0 0 2011 931 20 1961 2012 0 0 0 Uwaga: Niezagospodarowane rezerwy prawdopodobne uzupełniają niezagospodarowane rezerwy potwierdzone. W powyższych tabelach kategoria pierwszej atrybucji dotyczy roku, w którym dane rezerwy po raz pierwszy uwzględniono w szacunkach. Poniżej przedstawiono plany dotyczące przyszłego zagospodarowania wspominanych rezerw niezagospodarowanych (w oparciu o prognozy dotyczące cen): Koncesje w Tunezji Sabria Sabria to istniejące pole naftowe, na którym prowadzone jest wydobycie z ordowickiego piaskowca Hamra. W oparciu o pozyskane i poddane interpretacji dane sejsmiczne 3D z całego terenu bloku koncesyjnego zidentyfikowano poszczególne obszary o wysokim poziomie naturalnego szczelinowania. Obecnie prowadzone jest wydobycie ropy naftowej z 3 odwiertów poziomych. W opinii Spółki odwierty poziome zapewniają optymalne podejście w zakresie zagospodarowania dzięki krzyżowaniu się szczelin niezbędnych do wydobycia na skalę komercyjną. Winstar posiada 45% udziału w prawie użytkowania górniczego w bloku koncesyjnym Sabria. RPS przypisała do pola Sabria niezagospodarowane rezerwy potwierdzone w wysokości 1033 Mboe oraz niezagospodarowane rezerwy prawdopodobne w wysokości 4155 Mboe (45% udziału Winstar w prawie użytkowania górniczego). Przewiduje się, że eksploatacja niezagospodarowanych rezerw potwierdzonych nastąpi poprzez wiercenie typu infill drilling w dwóch lokalizacjach obejmujących niezagospodarowane rezerwy potwierdzone jednej w 2013 r., a drugiej w 2014 r., a także poprzez wznowienie prac na obecnie zawieszonym odwiercie w 2013 r. Dodatkowe niezagospodarowane rezerwy prawdopodobne związane są z wykonaniem dwóch kolejnych odwiertów typu infill w 2013 i 2014 r. Chouech Es Saida Zbiorniki eksploatowane i perspektywiczne obejmują triasowe i sylurskie piaski osadowe. Wg stanu na koniec 2012 r. funkcjonowało 7 odwiertów wydobywczych, dwa odwierty wydobywcze były zamknięte, a jeden nowy odwiert podlegał ocenie. RPS nie przypisała do koncesji Chouech żadnych rezerw niezagospodarowanych. Zinnia W bloku koncesyjnym Zinnia funkcjonuje jeden odwiert wydobywczy (ZNN-2D) wykonany w zbiornikach wapiennych z górnej kredy Abiod. Drugi odwiert (ZNN-1) został zawieszony i zgodnie z planem ma służyć dla potrzeb odprowadzania wody. Pole zamknięto pod koniec 2009 r. w związku z awarią pompy na odwiercie wydobywczym. Pole jest nadal zamknięte na czas oczyszczania odwiertu wydobywczego i odwiertu do odprowadzania wody.
RPS nie przypisała do koncesji Zinnia żadnych niezagospodarowanych rezerw potwierdzonych, a w związku z oczyszczaniem odwiertów na terenie koncesji Zinnia przypisała potwierdzone rezerwy nieeksploatowane w wysokości 71 Mboe oraz dodatkowe rezerwy prawdopodobne w wysokości 301 Mboe. Sanhrar W bloku koncesyjnym Sanhrar funkcjonuje jeden odwiert wydobywczy (SNN-1) z piaskowców trasowych. Od 2010 r. wydobycie z odwiertu SNN-1 spada. RPS nie przypisała do koncesji Sanhrar żadnych niezagospodarowanych rezerw potwierdzonych, ale przewiduje dodatkowe rezerwy prawdopodobne w wysokości 144 Mboe w związku z bardziej konserwatywnymi parametrami spadku wydobycia. Ech Chouech W bloku koncesyjnym Ech Chouech funkcjonuje jeden odwiert wydobywczy (EC-1) oraz jeden zawieszony odwiert wydobywczy (EC-4). W 2011 r. na odwiercie EC-1 zainstalowano urządzenie typu siphon string i od tej pory wydobycie z odwiertu kształtuje się na stabilnym poziomie. Odwiert EC-4 jest nadal zawieszony w oczekiwaniu na plan przyszłego zagospodarowania. RPS nie przypisała do koncesji Ech Chouech żadnych niezagospodarowanych rezerw potwierdzonych, ale przypisała dodatkowe zagospodarowane rezerwy prawdopodobne w wysokości 378 Mboe w związku z bardziej korzystnym przebiegiem spadku wydobycia oraz ostateczną eksploatacją odwiertu EC-1. 5.2 Znaczące czynniki lub niepewność Poza potencjalnym wpływem istotnych wahań cen towarów, do innych istotnych czynników i niepewności, które mogą mieć wpływ na rezerwy Spółki lub jej przyszłe przychody netto związane z takimi rezerwami, należą: Ryzyko techniczne związane ze znalezieniem obszarów szczelinowania zbiorników na terenie koncesji Sabria, Istotne zmiany obecnych stóp opodatkowania i opłat koncesyjnych i/lub przepisów w krajach, w których spółka prowadzi działalność. 5.3 Przyszłe koszty zagospodarowania W poniższej tabeli podsumowano szacunkowe koszty zagospodarowania, o które pomniejszono przyszłe przychody netto przypisane do poszczególnych kategorii rezerw, oszacowane z w oparciu o różne założenia dotyczące cen i kosztów.
FORMULARZ 51-101F1 TABELA 5.3 PODSUMOWANIE OSZACOWANYCH KOSZTÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZYPISANYCH DO REZERW SZACUNKOWE KOSZTY ZAGOSPODAROWANIA (w mln USD) POTWIERDZONE RAZEM POTWIERDZONE PLUS PRAWDOPODOBNE RAZEM 2013 12,67 20,83 2014 10,40 18,73 2015 2,12 2,12 2016 - - 2017 - - Razem dla wszystkich lat 25,19 41,68 SPÓŁKA RAZEM 2013 12,67 20,83 2014 10,40 18,73 2015 2,12 2,12 2016 - - 2017 - - Razem dla wszystkich lat 25,19 41,68 Spółka planuje finansowanie szacunkowych przyszłych kosztów zagospodarowania z wykorzystaniem wygenerowanych wewnętrznie przepływów pieniężnych, a także posiada możliwość dostępu do krótkoterminowego finansowania dłużnego oraz ewentualnej sprzedaży obecnych aktywów. Nie ma gwarancji dostępności środków finansowych ani przydziału przez Radę Dyrektorów środków na zagospodarowanie wszystkich rezerw wymagających zagospodarowania zgodnie z Raportem RPS. Brak zagospodarowania takich rezerw może mieć niekorzystny wpływ na przyszłe przychody netto. Średni ważony koszt kapitału Spółki mieści się w przedziale od 8 do 10 procent w zależności od przyjętych założeń. Przewiduje się, że skutki takich kosztów kapitałów dla finansowania rezerw Spółki i przyszłych przychodów netto nie będą istotne.
CZĘŚĆ 6: INNE INFORMACJE O ROPIE NAFTOWEJ I GAZIE 6.1 Złoża ropy naftowej i gazu oraz odwierty Poniżej opisano ważniejsze złoża, zakłady, urządzenia i instalacje Spółki. Głównym aktywem Spółki w Tunezji jest udział w wydobywczym bloku koncesyjnym na lądzie Sabria, na który przypada 53% wartości potwierdzonych i prawdopodobnych rezerw netto Spółki. Państwowa spółka naftowa ETAP wykonała przysługujące jej prawo do ponownego objęcia udziałów w koncesji. Nie przewiduje się żadnego innego zrzeczenia się, wycofania ani ponownego objęcia udziałów aż do wygaśnięcia terminu koncesji w 2028 r. Na koncesję Chouech Essaida w Tunezji przypada 36% wartości potwierdzonych i prawdopodobnych aktywów netto Spółki. Do koncesji należą własne ropociągi i gazociągi zapewniające przesył odpowiednio ropy naftowej i gazu do punktu sprzedaży w El Borma położonego 78 km na północ od zakładu produkcyjnego Chouech Essaida. Państwowa spółka naftowa ETAP posiada prawo do ponownego objęcia 50% udziałów w koncesji Chouech Essaida wówczas, gdy operator sprzeda 6,5 mln baryłek (mmbbls) ropy naftowej po odliczeniu opłat koncesyjnych. Według ocen Spółki dotychczas sprzedano ok. 4,6 mln baryłek ropy netto. Pomimo udanych testów odwiertu Moftinu na obszarze należącej do Spółki koncesji Satu Mare w Rumunii, Spółka nie posiada na dzień 31 grudnia 2012 r. istniejącej infrastruktury, dzięki której odkrycie to miałoby charakter komercyjny zgodnie z definicją określoną w Zarządzeniu Krajowym NI 51-101, w związku z czym do tej lokalizacji nie przypisano żadnych rezerw. Spółka prowadzi obecnie likwidację swoich pozostałych aktywów na Węgrzech, które w związku z tym nie posiadają przypisanej wartości rezerw. Spółka dokonała zasadniczo sprzedaży wszystkich swoich aktywów w Kanadzie i nie posiada żadnych rezerw związanych z pozostałymi aktywami w Sturgeon Lk. w prowincji Alberta. Odwierty naftowe i gazowe W poniższej tabeli przedstawiono liczbę i status należących do Winstar odwiertów ropy naftowej i gazu ziemnego według stanu na dzień 31 grudnia 2012 r. Ropa naftowa Gaz ziemny Zawieszony (1) Usługowy (2) Razem Brutto Netto Brutto Netto Brutto Netto Brutto Netto Brutto Netto Kanada - - - - 12 6,2 - - 12 6,2 Tunezja 11 9,35 1 1 4 3,45 3 3 19 16,8 Węgry - - - - 2 2 - - 2 2 Rumunia 1 0,6 1 0,6 RAZEM 11 9,35 1 1 19 12,25 3 3 34 25,6 Uwagi: 1. Odwiert zawieszony to odwiert, który nadaje się do wydobycia, ale z którego aktualnie nie prowadzi się wydobycia z różnych powodów, włączając w to między innymi brak rynku lub zagospodarowania. 2. Odwiert usługowy służy do odprowadzania lub wpuszczania wody. 3. Spółka sprzedała większość swoich aktywów w Kanadzie z wyjątkiem aktywów w Sturgeon Lake w prowincji Alberta, gdzie posiada nieistotną ilość gazu w wydobyciu oraz udziały w prawie użytkowania górniczego na różnym poziomie w 11 zawieszonych odwiertach.
6.2 Aktywa bez przypisanych rezerw W poniższej tabeli przedstawiono niezagospodarowane i niepotwierdzone aktywa Spółki, w tym aktywa, dla których Spółka spodziewa się wygaśnięcia w ciągu jednego roku prawa do prowadzenia działalności poszukiwawczej, zagospodarowania i wydobycia. Kanada Tunezja Węgry Rumunia Aktywa niepotwierdzone (razem Spółka): Obszar (w akrach) 0 0 0 765600 Obszar netto (w akrach) 0 0 0 459300 Zobowiązania do przeprowadzenia prac 0 0 0 2 odwierty, 180 km danych sejsmicznych 3D Aktywa niepotwierdzone wygasające w 2012 r.: Obszar (w akrach) 0 0 0 0 Obszar netto (w akrach) 0 0 0 0 Zobowiązania do przeprowadzenia prac 0 0 0 0 6.3 Kontrakty terminowe Spółka nie jest związana żadną umową, która mogłaby wpłynąć na realizację przyszłych pełnych cen rynkowych wydobytej przez nią ropy naftowej i gazu zgodnie z niniejszym raportem. Spółka nie posiada zobowiązań w zakresie przesyłu ani zobowiązań dotyczących przyszłych dostaw, które przekraczałyby jej planowane powiązane przyszłe wydobycie z rezerw potwierdzonych zgodnie z szacunkami w oparciu o prognozowane ceny i koszty. 6.4 Dodatkowe informacje dotyczące kosztów likwidacji i rekultywacji W celu oszacowania kosztów likwidacji i rekultywacji Winstar stosuje koszty historyczne w dostępnym zakresie. W przypadku gdy reprezentatywne dane porównawcze nie są łatwo dostępne, sporządza się szacunki w oparciu o różne wymogi regulacyjne w zakresie likwidacji. Kanada Spółka posiada netto 6,2 odwiertów i powiązane urządzenia, których likwidację planuje się w ciągu najbliższego roku przy kosztach w wysokości 527 000 USD (bez dyskonta ze względu na bieżący charakter zobowiązania). Tunezja Winstar posiada netto 16,8 odwiertów, w przypadku których spodziewa się ponieść koszty likwidacji i rekultywacji. Łączna wysokość takich kosztów, prognozowanych po potrąceniu szacunkowej wartości majątku po wycofaniu z użytkowania, wynosi 29,9 mln USD (bez dyskonta) i 20,8 mln USD (koszty zdyskontowane wg stopy 10%). Przy szacowaniu wyżej opisanych przyszłych przychodów netto Winstar potrącono powyższe wielkości w 100% z tytułu kosztów likwidacji i rekultywacji. Węgry Według szacunków Winstar, koszt likwidacji odwiertów Törökkoppany wyniesie ok. 70 000 USD (bez dyskonta ze względu na bieżący charakter zobowiązania) w oparciu o własne szacunki inżynieryjno-operacyjne i przy założeniu pozostałej likwidacji w 2013 r. Poniżej przedstawiono szacunkowe koszty likwidacji w najbliższych trzech latach dla Spółki w ujęciu skonsolidowanym:
Razem skonsolidowane prognozowane ceny i koszty (razem rezerwy potwierdzone) (w tys. USD) Koszty likwidacji (bez dyskonta) Koszty likwidacji (zdyskontowane wg stopy 10%) Rok 2012 597 597 2013 2000 1818 2014 2000 1653 RAZEM 4597 4068 6.5 Horyzont podatkowy Tunezja: Koncesje Sabria i Ech Chouech podlegały opodatkowaniu w latach 2011 i 2012. Zgodnie z oczekiwaniami w oparciu o scenariusze prognozowanych cen, koncesja El Chouech Essaida będzie podlegać opodatkowaniu w 2013 r. i w latach kolejnych. Węgry: Nie przewiduje się, by teren wydobywczy Torokkoppany podlegał opodatkowaniu. Rumunia: Nie przewiduje się, by koncesja Satu Mare podlegała opodatkowaniu. 6.6 Poniesione koszty Za rok zakończony dnia 31 grudnia 2012 r. Spółka poniosła koszty związane z działalnością w zakresie nabycia, prac poszukiwawczych i zagospodarowania przedstawione w niniejszej tabeli (w tym rozliczenia międzyokresowe, projekty na etapie praca w toku i nakłady kapitałowe na nabycie zapasów): Poniesione koszty (w tys. USD) Kanada Tunezja Węgry Rumunia Koszty nabycia aktywów: Aktywa potwierdzone 0 0 0 0 Aktywa niepotwierdzone 0 0 0 0 Koszty prac poszukiwawczych 0 6 596 0 5 426 Koszty zagospodarowania 0 6 067 0 0 6.7 Działalność poszukiwawcza i zagospodarowanie W poniższej tabeli podsumowano działalność Spółki w zakresie odwiertów oraz jej wyniki za rok zakończony dnia 31 grudnia 2012 r. Należy zaznaczyć, że dane przedstawione w tabeli dotyczą odwiertów, w których wykonaniu Spółka uczestniczyła, i w przypadku których w danym okresie zwolniono urządzenia wiertnicze. Różnica pomiędzy liczbą odwiertów i netto wynika z udziału Spółki w nakładach kapitałowych związanych z odwiertami. Kanada Odwierty poszukiwawcze Odwierty wydobywcze netto netto Razem odwierty 0 0 0 0 Tunezja Razem odwierty 0 0 0 0 Węgry Razem odwierty 0 0 0 0 Rumunia Odwierty gazowe 1 0,6 0 0 Odwierty zlikwidowane 1 0,6 0 0 Razem odwierty 2 1,2 0 0
Poniżej podsumowano ważniejsze działania poszukiwawcze Spółki i jej prace w zakresie zagospodarowania. Tunezja: W 2012 r. Spółka przeprowadziła prace służące oczyszczaniu odwiertu CS Sil#10 i koncentrowała się na wznowieniu wydobycia, w związku z czym w 2012 r. nie prowadzono nowej działalności poszukiwawczej ani zagospodarowania. Kanada i Węgry: Kontynuowano proces likwidacji. Rumunia: W 2012 r. Spółka zakończyła prace wiertnicze na odwiertach Madaras 109 (likwidacja) i Moftinu 1000 (komercyjny odwiert gazowy). 6.8 Szacunkowe dane nt. wydobycia W poniższej tabeli przedstawiono szacunkowe wolumeny wydobycia w oparciu o pierwszy rok (2013 r.) prognoz przepływów środków pieniężnych sporządzonych w związku z danymi o rezerwach Spółki (i zawartych w Raporcie RPS). FORMULARZ 51-101F1 TABELA 6.8 PODSUMOWANIE SZACUNKOWEGO WYDOBYCIA SCENARIUSZ REZERW POTWIERDZONYCH PLUS PRAWDOPODOBNYCH ZA ROK 2012 Szacunkowa produkcja 2013 r. ROPA NAFTOWA GAZ ZIEMNY KONDENSAT GAZU LEKKA I ŚREDNIA ZIEMNEGO KATEGORIA REZERW (Mbbl) (MMscf) (Mbbl) Spółka razem 457,2 950,9 - Istotne pola (1) Sabria 58,3 125,4 - Chouech Es Saida 352,4 769,7 - (1) Na istotne pola przypada ponad 20% łącznego wydobycia Spółki (w danym kraju) w pierwszym roku prognozy. 6.9 Historia wydobycia W Tabeli 6.9 przedstawiono historyczne dane na temat wielkości wydobycia i zysku operacyjnego z wydobycia (netback) za okres zakończony dnia 31 grudnia 2011 r.
FORMULARZ 51-101F1 TABELA 6.9 PODSUMOWANIE UDZIAŁU SPÓŁKI W WYDOBYCIU I ZYSKU OPERACYJNYM Z WYDOBYCIA W 2012 R. ROPA NAFTOWA LEKKA I ŚREDNIA GAZ ZIEMNY KONDENSAT GAZU ZIEMNEGO I KW. II KW. III KW. IV KW. Razem KATEGORIA REZERW za rok Udział Spółki w dziennym wydobyciu (Bbl/d lub Mscf/d przed odliczeniem opłat koncesyjnych) I KW. II KW. III KW. IV KW. Razem za rok 1 150 1 340 946 1 034 1 116 4 216 1 130 2 144 1 843 2 335 - - - - - Średnia (USD/bbl lub USD/Mcf): Cena otrzymana 122.95 112,27 106,56 109,28 113,10 14,47 15,09 15,62 8,81 9,04 - - - - - Opłaty koncesyjne zapłacone (royalties) 22,81 14,67 17,93 19,69 19,34 1,88 1,96 2,03 1,14 1,05 - - - - - Koszty produkcji 11,60 10,40 13,05 20,59 7,80 1,93 1,73 2,18 3,43 1,30 - - - - - Zysk operacyjny z wydobycia (netback) 88,54 87,19 75,58 68,99 85,95 10,66 11,40 11,42 4,23 6,69 - - - - - Produkcja roczna razem (Mbl/d lub MMScf/d przed odliczeniem opłat koncesyjnych) 104 686 120 598 86 989 95 145 407 418 383 631 101 730 197 206 169 537 852 104 - - - - - Istotne pola (ponad 20% sumy) Chouech Essiada 1 276 761 898 655 898 3 882 790 1 812 1 533 2 004 - - - - - Sabria 137 148 140 138 141 334 328 331 310 326 - - - - - I KW. II KW. III KW. IV KW. Razem za rok