Prezentacja korporacyjna. luty 2015 r.

Prezentacja korporacyjna luty 2015 r.

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

Podstawowe dane o spółce Kapitalizacja Spółki na 30 września 2014 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) Opcje in-the-money * (mln) brak Akcje w pełni rozwodnione (mln) 78,63 Opcje wyemitowane (mln) 5,68 Cena wykonania: 1,56 6,20 USD, średnia 4,36 USD Zobowiązania długoterminowe (mln USD) 26,0 Nowa wypłata: 5 mln USD (listopad 2014 r.); spłata 1,9 mln USD przez KUB-Gas (grudzień 2014 r.) Ujemny kapitał obrotowy (mln USD) 3,47 w tym 7,4 mln USD krótkoterminowych zobowiązań 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 6 lutego 2015 r.) 1,13CAD 3,41 PLN Kapitalizacja rynkowa 71 mln USD,89 mln CAD 268 mln PLN Płynność (akcje/dzień, średnia z ostatniego miesiąca) 13.970 141.740 Rekomendacje 5 analityków Kurs akcji * Opcje kupna, których kurs wykonania jest poniżej ceny instrument bazowego TSX kurs zamknięcia (CAD) $4,00 $3,50 $3,00 $2,50 $2,00 $1,50 $1,00 $0,50 $0,00 11 kwietnia Aneksja Krymu przez Rosję 31 lipca Na Ukrainie uchwalono nowe stawki opłat koncesyjnych (royalty) 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 GPW kurs zamknięcia (PLN) TSX WSE 3

Główne obszary działalności Niemcyy Polska Rosja Francja Włochy RUMUNIA UKRAINA Hiszpania Turcja TUNEZJA Algieria Libia Tunezja (ropa) Rumunia (gaz) Ukraina (gaz) Rezerwy 1 2P: 11,5 MMboe Produkcja 2 : 1.682 boe/d (75% ropa) Możliwość rozwoju i potencjał poszukiwawczy W krótkim okresie - ocena złoża / szansa na rozwój oraz dodatkowy potencjał poszukiwawczy Rezerwy 1 2P: 9,1 MMboe Produkcja 2 : 3.043 boe/d (98% gaz) Potencjał rozwojowy i w zakresie zagospodarowania oraz wzrostu wydobycia 1. Wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 2. Średnia produkcja od początku roku do 31 stycznia 2015 r. 4

Zdecydowany wzrost Serinus uzyskał dwucyfrowy (a nawet trzycyfrowy) wzrost produkcji, przepływów i rezerw od 2010 roku, kiedy stał się operatorem boe/d 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Produkcja w latach 2010-2014 69% CAGR MMBoe 45 40 35 30 25 20 15 10 5 - Rezerwy Spółkiw latach2010-2013 1P 20% CAGR 2P 40% CAGR 3P 57% CAGR 1P 2P 3P boe/d 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Produkcja kw.na akcję acfps w latach 2010-2014 45% CAGR 121% CAGR* $0,30 $0,25 $0,20 $0,15 $0,10 $0,05 CFPS $0,00 ($0,05) ($0,10) Boe/akcja 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 - Rezerwy Spółki na akcję w latach2010-2013 1P 37% CAGR 2P 60% CAGR 3P 79% CAGR * Obliczone za okres od I kw. 2011 r. do III kw. 2014 r. 1P 2P 3P 5

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 1.000 boe/d (450 boe/d dla SEN WI*) Produkcja (przypadająca na SEN WI) IV kw./14 I kw./15 2 Chouech Es Saida (boe/d) 931 862 Ech Chouech (boe/d) 69 56 Sabria (boe/d) 357 689 Sanrhar (boe/d) 72 75 Razem (boe/d) 1.429 1.682 Ok. 75% stanowi ropa Rezerwy 3 (na koniec 2013 r.) (przypadające na SEN WI) 1P 2P 3P Rezerwy (MMboe) 3,74 11,48 23,89 Wskaźnik żywotności rezerw (lata) 7,5 23,0 47,8 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) 29,9 57,6 85,5 1. Podsumowanie warunków każdej koncesji str. 24 2. Średnia produkcja od początku roku do 31 stycznia 2015 r. 3. Wg stanu na 31 grudnia 2013 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

Tunezja: wartość retroaktywna netto (netback) USD/Boe $120,00 $100,00 $80,00 $60,00 $40,00 $20,00 $0,00 Tunezja netbackpo podatku w latach 2011-2014 $48,76 $70,84 $71,96 $55,57 $54,83 $53,85 $19,93 $10,29 $1,95 $6,18 $34,41 $13,46 $14,95 $20,67 $23,04 $29,21 $14,81 $15,12 $14,86 $13,67 $13,55 $12,57 2011* 2012* H2 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Cash Podatki Taxes zapłacone AT Roczny Netback całkowity netback 2000 1500 1 000 500 0 Boe/d USD/Boe $70,00 $60,00 $50,00 $40,00 $30,00 $20,00 $10,00 $0,00 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 Mimo znacznego obniżenia tunezyjski netback po podatku 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

Produkcja w Tunezji 1 800 1 600 1 400 Produkcja Winstar Tunisia w latach 2013-2014 Start programu modernizacji Ruszają prace nad WIN-12bis BOE/d 1 200 1 000 800 600 400 200 - Wzrosty po modernizacji, rusza produkcja WIN-12bis (10 grudnia) Pełny efekt uruchomienia WIN-12bis 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. 2014 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 od początku roku do 31 stycznia 2015 r. 8

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 2013r. 1P 2P 3P Ropa (MMBbl) 2,70 8,28 17,56 Gaz (Bcf) 6,24 19,18 38,00 Boe (MMBoe) 3,74 11,480 23,89 Pole zajmuje obszar ponad 22.000 akrów 347 MMBbl z OOIP 1 Wykonano jedynie 7 odwiertów Szacunki rezerw z 2013 r.: Zbyt mało odwiertów zostało wykonanych, aby móc przypisać rezerwy dla całej zmapowanej akumulacji 1. Wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 2. Średnia dla czterech odwiertów produkcyjnych i czterech odwiertów konturujących ujętych w szacunkach rezerw na koniec 2013 r. Średnio na odwiert 1,7 MMBbl rezerw 2P Estimated Ultimate Recovery plus gaz towarzyszący (ok. 2,3 MMboe na odwiert) 2 Porównywalne pola w Ameryce Północnej miewają do 20 odwiertów 9

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) - gazociąg Nawara będzie katalizatorem zagospodarowania 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 to 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) 3 6 12km * 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 dewońskiej Ouan Kasa 10

Rumunia Podstawowe informacje Jedna koncesja (Satu Mare), 60% WI 765.000 akrów brutto Serinus jest operatorem Przejęta w czerwcu 2013 r. stanowiła część majątku Winstar Resources Serinus finansuje 100% programu prac do czasu przeprowadzenia testów odwiertów Moftinu- 1001 & 1002bis WĘGRY UKRAINA Koncesje SEN Terminal Rafineria ropy Rurociąg - ropa Gazociąg MOŁDAWIA Potencjał złożowy i w zakresie zagospodarowania Ponad 50 zaobserwowanych obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych do wierceń na obszarze Moftinu objętym badaniami sejsmicznymi 3D (badania z 2012 r.) Program badań sejsmicznych 3D na Santau z 2014 r. spodziewane zwiększenie inwentarza obiektów poszukiwawczych BUŁGARIA 18 Bcf of Zasobów Perspektywicznych 1 w strukturalnych pułapkach Moftinu Satu Mare ma / jest blisko infrastruktury gazociągowej 1. Szacunki Spółki przy P50 w kategorii best estimate (tzw. wyważony szacunek) 11

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. 86% ceny z rynku europejskiego Sektor Proponowany plan uwalniania cen % rynku Aktualna cena/rynek Zakładany termin zrównania przemysłowy 75% 100% IV kw. 2014 detaliczny 24% 46% IV kw. 2018 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 z podziałem między sektor przemysłowy a detaliczny Brent Crude (USD/bbl) $40,00 $45,00 $50,00 $55,00 $60,00 $65,00 Cena rynkowa gazu (USD/Mcf) $5,00 $5,63 $6,25 $6,88 $7,50 $8,13 przemysł (USD/Mcf) $5,00 $5,63 $6,25 $6,88 $7,50 $8,13 sektor detaliczny (USD/Mcf) $2,19 $2,59 $2,88 $3,17 $3,45 $3,75 Cena możliwa do uzyskania (USD/Mcf) $4,33 $4,87 $5,41 $5,95 $6,49 $7,03 Royalties (5%) (USD/Mcf) ($0,25) ($0,28) ($0,31) ($0,34) ($0,38) ($0,41) Koszty operacyjne (USD/Mcf) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) ($1,00) Netback z pola (USD/Mcf) $3,08 $3,50 $4,10 $4,61 $5,11 $5,62 Podatki (USD/Mcf) ($0,49) ($0,56) ($0,67) ($0,74) ($0,82) ($0,90) Roczny całkowity netback (USD/Mcf) $2,59 $2,94 $3,43 $3,87 $4,29 $4,72 Wg szacunków netback dla Rumunii pozostaje dodatni nawet przy obecnych cenach rynkowych 12

Program zagospodarowania Moftinu Historia wierceń Moftinu-1000 Wykonany w 2012 r. w testach uzyskano przypływ 1,6 MMcf/d z dwóch stref Dane z badania sejsmicznego 3D wykazały, że odwiert znajduje się poza strukturą Moftinu-1001 Wykonany w listopadzie 2014 r. Trzy piaskowce z pliocenu/miocenu o porowatości w przedziale 24% - 36% Opłacalne do wydobycia poziomy o łącznej miąższości 17 m Płyciej zalegające piaskowce możliwe, że również zawierają węglowodory Moftinu-1002bis Wykonany w grudniu 2014 r. Siedem piaskowców z okresu kenozoiku Szacowana porowatość: 9% - 12% Łącznie 22 m potencjalnie nadające się do wydobycia Moftinu-1001 i 1002bis uzbrojenie i testy do przeprowadzenia w I kw. 2015 r. 1. Szacunki Spółki przy P50 w kategorii best estimate (tzw. wyważony szacunek) Główny uskok Moftinu Czynniki zagospodarowania Zasoby perspektywiczne 1 nie obarczone ryzykiem dla P50-18 Bcf Wiercenia rozpoznawczo-ocenne i produkcyjne Zależą od wyników testów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis Infrastruktura powierzchniowa Linie przesyłowe do sprzedaży gazu przebiegają przez Satu Mare, zaledwie nieco na północ od Moftinu Możliwe wykorzystanie istniejącej infrastruktury znajdującego się w pobliżu (w większości) wyczerpanego pola 13

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 IV kw./14 I kw./15 2 Olgowskoje (MMcfe/d) 8,4 7,9 Makiejewskoje (MMcfe/d) 15,4 10,4 Wiergunskoje (MMcfe/d) brak (3) brak (3) Krutogorowskoje (MMcfe/d) brak (3) brak (3) Razem (MMcfe/d) 23,8 18,3 Ok. 98% stanowi gaz Rezerwy (4) (przypadające na SEN WI) 1P 2P 3P Rezerwy (Bcfe) 28,6 54,4 95,4 (MMboe) 4,8 9,1 15,9 Wskaźnik żywotności rezerw (lata) 3,7 7,1 12,4 Przyszłe nakłady kapitałowe na zagospodarowanie (mln USD) $32,8 $32,8 $32,8 1. Serinus posiada 70% udział w KUB-Gas LLC, będącej właścicielem i operatorem ukraińskich koncesji 2. Średnia od początku roku do 31 stycznia 2015 r. 3. Produkcja wstrzymana od czerwca 2014 r. ze względu na stan bezpieczeństwa 4. Wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 14

Ukraina: gospodarka przetrwa po wprowadzeniu nowych opłat koncesyjnych Zniesienie okresu stosowania obniżonych stawek dla nowych odwiertów znacznie spowolni działania 1 stycznia 2015 r. rząd Ukrainy wprowadził na stałe wyższe stawki opłat koncesyjnych (royalty), które pierwotnie zostały wprowadzone w sierpniu 2014 r. jako środek tymczasowy Rząd zniósł także dwuletni okres uprzywilejowanych stawek dla nowych odwiertów obecnie pełna stawka 55% ma zastosowanie do całej produkcji Wyznaczniki opłacalności wierceń na Ukrainie Zasady przed zmianami z sierpnia 2014 r. Zasady wokresie sierpień-grudzień 2014 r. Zasady obecnie obowiązujące Stawki opłat koncesyjnych (royalty) Okres obniżonych stawek Gaz: 28% Gaz: 55% Gaz: 55% Ropa/ciecze: 42% Ropa/ciecze: 45% Ropa/ciecze: 45% nd 30,25% na gaz przez okres pierwszych 2 lat brak PV 10, przed podatkiem 1 (mln USD) $5,8 $3,3 $2,0 Czas zwrotu 1 (lata) 1,4 1,5 2,4 Nowe odwierty ekonomicznie nadal uzasadnione 1. W oparciu o koszt prac wiertniczych 3 mln USD, wstępną wielkość produkcji 1,5 MMcf/d i cenę gazu 8,75USD/Mcf Wzrost będzie wolniejszy, gdyż przepływy finansowe dostępne do rozdysponowania są znacznie ograniczone 15

Ukraina: wartość retroaktywna netto (netback) USD/Mcfe USD/Mcfe $14,00 $12,00 $10,00 $8,00 $6,00 $4,00 $2,00 $0,00 $12,00 $10,00 $8,00 $6,00 $4,00 $2,00 $0,00 Ukraina -netbackpo podatku w latach2011-2014 $5,80 $6,02 $3,69 $6,29 $5,67 $4,25 $1,46 $2,34 $0,09 $0,93 $0,85 $2,19 $1,46 $1,46 $0,89 $1,29 $1,20 $1,09 $4,25 $2,09 $2,34 $2,92 $2,33 $2,26 2011 2012 2013 Q1 2014 Q2 2014 Q3 2014 Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Taxes Podatki AT Roczny Netback całkowity netback Szacunkowa wartość netbackw 2015 r. dla Ukrainy $2,87 $2,50 $2,13 $0,63 $1,76 $0,55 $1,00 $1,39 $0,47 $0,39 $1,00 $1,03 $0,31 $1,00 $1,00 $0,23 $1,00 $1,00 $2,75 $3,30 $3,85 $4,40 $4,95 $5,50 $5,00 $6,00 $7,00 $8,00 $9,00 $10,00 Cena gazu (USD/Mcfe) Royalties Royalty Operating Koszty operacyjne Costs Cash Podatki Taxes zapłacone AT Roczny Netback całkowity netback 30000 25000 20 000 15 000 10 000 5000 0 Mcfe/d Aktywa ukraińskie nadal generują dodatnie przepływy finansowe po podatku nawet przy cenie gazu 5 USD/Mcf (45% poniżej obecnej ceny rynkowej) i niższej 16

Ukraina: historia zagospodarowania 30 Ukraina produkcja w latach 2010-2015 MMcfe/d (SEN 70% WI) 25 20 15 10 5 - Średni wzrost produkcji od III kw. 2010 r.: do III kw. 2014 r.: 67% do IV kw. 2014r.: 58% Ograniczenie wzrostu ze względu na kwestię specyfikacji sprzedawanego gazu Dalsze ograniczenie ze względu na wprowadzone przez rząd zmiany na rynku * Średnia produkcja od początku roku do 31 stycznia 2015 r. Aktywa ukraińskie mają podstawy do znacznego wzrostu w rozsądnych warunkach 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 7-krotnie, czyli rosła ponad 60% per annum (do momentu wystąpienia czasowych ograniczeń) Spadek w IV kw. 2014 r. związany z kwestią punktu rosy, co wymaga zainstalowania nowych sprężarek na polu Olgowskoje i Makiejewskoje, planowanego na maj 2015 r. Dalsze ograniczenie produkcji w styczniu 2015 r. ze względu na wprowadzone przez rząd zmiany na rynku. Powrót do produkcji na poziomie18 MMcfe/d w lutym Koncesje ukraińskie wciąż mają potencjał w zakresie poszukiwań i rozwoju 17

Ukraina: wielohoryzontowość zwiększa szanse na sukces Basen Dnieprowsko-Doniecki jest atrakcyjny ~ ~ R8 19 stref w czterech formacjach geologicznych wykazało do tej pory obecność węglowodorów w ramach koncesji KUB-Gasu R9 R12 R17 moskow Nie wszystkie strefy obecne w każdym odwiercie Nie jest czymś niezwykłym, gdy odwiert wykazuje obecność węglowodorów w kilku strefach Ostatnie wiercenia wykazały obecność gazu w horyzontach, które do tej pory nie były uważane za zawierające węglowodory np. odwiert M-22 wykazał w badaniach gaz w strefach S13, S13a i S13b R22 B3 B6 R30c R30aa R37 S5 baszkir Okres: karbon Jak do tej pory poziom z wizenu jest jedynym horyzontem z potencjałem na ropę Legenda Formacja z piaskowców zawierająca węglowodory Formacja z węglanów w zawierająca węglowodory S6 S7 S13, 13a & 13b S17 S20 serpuchow Rezerwy gazu przypisane do odwiertu(-ów) na koncesji SEN 1 wizen(ropa) wizen 1. Wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 18

Ukraina: poszukiwania i rozwój O-15 -odkrycie gazu w warstwie z serpuchowu lipiec 2013 Legenda O-24 O-15 Stacja Olgowskoje M-17 -udany odwiert rozpoznawczo-ocenny marzec 2014 Gas wells Gas Plant Odwierty gazowe stacja Drilling location przetwórstwa gazu Lokalizacje dla wierceń Bashkirian/Moscovian Z baszkiru/moskowu Producing Nonproducing Produkcyjny Nieprodukcyjny Serpukhovian Z serpuchowu Producing Nonproducing Produkcyjny Nieprodukcyjny Visean Z wizenu Nonproducing 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 1. Wartości nie obarczone ryzykiem dla P50 (zasoby warunkowe) lub dla kategorii Best Estimate (zasoby perspektywiczne) wg stanu na 31 grudnia 2013 r. zgodnie z szacunkami niezależnej firmy zewnętrznej (ewaluatora rezerw) 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 M-22 rozszerzenie inwentarza obiektów do prac Pomiary wykazują gaz w formacjach: S5, S6, S7 oraz S13 Pozwala oszacować potencjał gazowy południowo-zachodniej strony uskoku przebiegającego przez ten obszar (pod warunkiem pozytywnych wyników testów) Udostępnia S13, S13a i S13b jako cele poszukiwawcze na większym obszarze 19

Wycena Kapitalizacja rynkowa Aktualny kurs akcji (6 lutego 2015 r.) (USD) $0,90 (1,13 CAD) Liczba akcji (mln) 78,63 Kapitalizacja rynkowa (mln USD) $70,8 Zadłużenie netto 1 (30 września 2014 r.) (mln USD) $29,5 (2) Wartość firmy (mln USD) $100,3 Parametry rynkowe SEN (na 6 lutego 2015 r.) Międzynarodowa grupa rówieśnicza (Peer Group) Min. Maks. Mediana EV/2P boe (USD/boe) $4,87 EV na boe/d (USD na boe/d) $21.225 EV/2P boe ($0,08) $131,81 $7,99 EV na boe/d $1.951 $109.200 $41.960 Serinus - niska wycena na tle przecenionego sektora Spadające ceny surowców, a w szczególności stan bezpieczeństwa/sytuacja polityczna na Ukrainie spowodowały spadek kursu akcji znacznie poniżej wszelkich typowych wskaźników rynku, na najniższe poziomy w grupie rówieśniczej 1. Zobowiązania długoterminowe plus ujemny kapitał obrotowy 2. Zobowiązania długoterminowe i ujemny kapitał obrotowy wyniosły 26 mln USD i 3,5 mln USD na 30 września 2014. Następnie KUB-Gas spłacił 1,9 mln USD kredytu EBOR dla Ukrainy, a Serinus dokonał wypłaty kolejnych 5 mln USD z kredytu EBOR dla Tunezji. 20

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 w efekcie 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 NM-4 Jakiekolwiek inne nakłady inwestycyjne mają status warunkowych Plan na 2015 Zakończenie prac rozpoczętych w 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 USDo 21

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 perspektywicznych do prac na wiele lat W średnim lub dłuższym okresie na Ukrainie powinny zostać zniesione ograniczenia w zakresie transakcji walutowych, a system podatkowy ponownie zmieniony Ograniczenia mogą spowodować, że MFW zrezygnuje z udzielania pomocy finansowej ze względu na ryzyko Utrzymywanie ograniczeń może zatrzymać bezpośrednie inwestycje zagraniczne Obecny system podatkowy nie spełnia norm europejskich, ani nie jest atrakcyjny dla inwestycji zagranicznych 22

Załącznik 23

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 70% 20% 45% (bez VAT) (3) 55% (bez VAT) (3) 18% 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'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. 5,1 MMbbl wg stanu na koniec III kw. 2014 r. 2. Serinus zgodnie z umową farm-in pokrywa 100% zobowiązań w zakresie prac poszukiwawczych w ramach 2 Etapu. Zobowiązania tego etapu zostaną wypełnione po zakończeniu prac wiertniczych i testówmoftinu-1001 i Moftinu-1002bis. 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 zostały wprowadzone na stałe od 1 stycznia 2015 r.. 24

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 1999. Jego ponad 27-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 2000-2005 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 dziewięć 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. (2009 2010). Wcześniej, w BRE Banku odpowiadał za koordynację strategii i zajmował stanowisko dyrektora ds. relacji inwestorskich (2005 2009). Alec Silenzi Radca prawny (General Counsel), Wiceprezes ds. Prawnych, Sekretarz Korporacji, Kierownik ds. Compliance Posiada ponad 20-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. 25

Rada Dyrektorów Helmut J. Langanger (Wiedeń) Dyrektor, Przewodniczący Emerytowany, wcześniej stanowiska Wiceprezesa Wykonawczego Grupy ds. E&P (obszar projektów poszukiwawczo-wydobywczych), członka Zarządu i Dyrektora Zarządzającego ds. Segmentu Upstream OMV. Pracował również jako Dyrektor Zarządzający w OMV Exploration & Productio Gmbh. Timothy M. Elliott (Dubaj) - Dyrektor, Prezes i Dyrektor Generalny (CEO) Serinus Energy Norman W. Holton (Calgary) - Dyrektor, Wiceprzewodniczący w Serinus Energy Stephen C. Akerfeldt (Toronto) Dyrektor Prezes Zarządu i dyrektor Ritz Plastics Inc., był także Dyrektorem Generalnym, a później Prezesem i dyrektorem Firstgold Corp., wcześniej był CFO (Dyrektorem Finansowym) w Magna International Inc. Evgenij Iorich (Zug) - Dyrektor Człoenk kadry kierowniczej w Pala Investments. Wcześniej menadżer finansowy w Mechel OAO. Gary R. King (Dubai) - Dyrektor Od maja 2014 r. Dyrektor Generalny (CEO) w Regalis Petroleum. Wcześniej CEO w Dutco Natural Resources Investments Ltd., Prezes amerykańskiej spółki zależnej Tarka Resources Inc. i Wiceprzewodniczący w Manti LP. Dyrektor Zarządzający w Matrix Partnership od roku 2009. Sebastian Kulczyk (Warszawa) Dyrektor Prezes Zarządu Kulczyk Investments S.A. Wcześniej pracował w Lazard Ltd. i jednostce SonyBMG dedykowanej mediom cyfrowym Manoj Narender Madnani (Dubaj) - Dyrektor Dyrektor Zarządzający (Dubaj) oraz Członek Zarządu Kulczyk Investments S.A. od 2007 r. Wcześniej był Dyrektorem Zarządzającym w The Marab Group. Michael A. McVea (Victoria) Dyrektor Emerytowany adwokat i radca prawny. Partner w McVea, Shook, Wickham and Bishop. 26

Analitycy zajmujący się Spółką Canaccord Genuity Christopher Brown FirstEnergy Capital Stephane Foucaud Macquarie Capital Brian Bagnell Maison Placements Josef Schachter Concorde Capital Nie wskazany 27

Kontakt dla inwestorów Po informacje nt. Serinus Energy zapraszamy na naszą stronę internetową pod adresem www.serinusenergy.com Zapraszamy także do bezpośredniego kontaktu: Norman W. Holton Wiceprzewodniczący Serinus Energy Inc. Kanada Gregory M. Chornoboy Dyrektor ds. Rynków Kapitałowych i Rozwoju Korporacyjnego Serinus Energy Inc. Kanada Jakub Korczak Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Serinus Energy Inc. Oddział w Polsce T: +1 403 264 8877 E-mail: nholton@serinusenergy.com T: +1 403 264 8877 E-mail: gchornoboy@serinusenergy.com T: +48 22 414 21 00 E-mail: jkorczak@serinusenergy.com Serinus Energy Inc. Biuro w Calgary Suite 1500, 700-4th Avenue SW Calgary, Alberta, T2P 3J4, KANADA T: +1 403 264 8877 F: +1 403 264-8861 Biuro w Dubaju 123, Al Shaffar Investment Building 3rd Interchange, Sheikh Zayed Road P.O. Box 37174, Al Quoz Dubaj, ZJEDNOCZONE EMIRATY ARABSKIE T: +971 (4) 339 5212 F: +971 (4) 339 5174 Biuro w Warszawie Nowogrodzka18/29 00-511 Warszawa, POLSKA T: +48 22 414 21 00 F: +48 22 412 48 60 28