SERINUS ENERGY INC. - Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Seri ...

| | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | Raport bieżący nr | 34 | / | 2014 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Data sporządzenia: | 2014-08-13 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | |
| | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Temat | | | | | | | | | | |
| | Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za II kw. 2014 r. | | | | | | | | | | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | | |
| | Na podstawie art. 62 ust 8 ustawy o ofercie publicznej [?] Kierownictwo Serinus Energy Inc. ("Serinus", "Spółka", ?SEN?) informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przedstawiane są wyniki finansowe oraz operacyjne za kwartał zakończony 30 czerwca 2014 r. PODSUMOWANIE II KWARTAŁU 2014 R. - Produkcja Spółki za II kw. 2014 r. wyniosła 4.965 boe/d, co stanowi wzrost o 56 proc. w porównaniu do II kw. 2013 r., i o 2 proc. w stosunku do 4.849 boe/d produkcji z I kw. 2014 r. Do wzrostu produkcji w stosunku do II kw. 2013 r. przyczyniło się przejęcie Winstar Resources. - Mimo niestabilności politycznej i stanu bezpieczeństwa, organiczny wzrost ukraińskich aktywów Spółki trwał nadal, a średnia produkcja (netto dla udziałów operacyjnych SEN) w II kwartale wzrosła o 15 proc. w stosunku do tego samego okresu w 2013 r., osiągając 3.654 boe/d (21,9 MMcfe/d), a w stosunku do I kw. 2014 r. wzrosła o 4 proc. - Średnia produkcja dzienna (przypadająca na udziały operacyjne SEN) od początku trzeciego kwartału do
chwili obecnej wynosi ok. 5.625 boe/d (940 bbl/d ropy, 27,6 MMcf/d gazu, 82 bbl/d cieczy). Wzrost w dużej części wynika z podłączenia odwiertu M-17 na Ukrainie, z którego wydobycie uruchomiono kilka dni przed końcem II kwartału. Obecnie jego produkcja zasila ogólny poziom wydobycia w całości. - Przychody brutto w II kw. wyniosły 41,6 mln USD, wzrastając o 44 proc. w porównaniu do II kw. 2013 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 32,8 mln USD w porównaniu do 20,3 mln USD w ubiegłym roku. Pozostała część przychodów przypadła na nie należącą do Serinus spółkę będącą właścicielem 30 proc. udziałów w KUBGAS Holding Limited. - Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy odbiła w górę od poziomu 30,85 USD/boe (5,14 USD/Mcfe) odnotowanego w I kw. br., osiągając 41,76 USD/boe (6,96 USD/Mcfe) w II kwartale br. wraz z wygaśnięciem rabatów na gaz importowany z Rosji, jak również w związku ze względną stabilizacją kursu ukraińskiej hrywny w stosunku do dolara amerykańskiego. Dla produkcji w Tunezji netback nadal
utrzymywał się na wysokim poziomie: 54,83 USD/boe. - Środki z działalności operacyjnej w II kw. 2014 r. wzrosły o 133 proc., do 20,8 mln USD, wobec 8,9 mln USD uzyskanych w II kw. 2013 r., a w stosunku do 14,9 mln USD z I kw. 2014 r. był to wzrost o 40 proc. Na akcjonariuszy SEN przypadło 15,8 mln USD. - Zysk netto za II kw. 2014 r. przed ujęciem różnic kursowych wynosił 8,7 mln USD (5,3 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 3,2 mln USD w II kw. 2013 r. (2,4 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), głównie dzięki przejęciu Winstar. - Serinus odnotował w II kwartale 2014 r. całkowity dochód w wysokości 6,7 mln USD. Wpływ na całkowity dochód miało ujęcie niezrealizowanych ujemnych różnic kursowych w wysokości 2,0 mln USD. Jest to związane z przeliczeniem sprawozdań finansowych ukraińskich spółek zależnych z UAH na USD i odzwierciedla osłabienie kursu UAH. W związku z tym, że kurs wymiany ulega wahaniom, zmienia się równowartość wykazywana w dolarach amerykańskich, nie wpływa to jednak
na zdolność tych aktywów lub zobowiązań do realizacji założonych dla nich celów. Jeśli hrywna się umocni, część lub całość tej niezrealizowanej straty zostanie odrobiona. - Nakłady inwestycyjne w II kwartale br. wyniosły 16,1 mln USD, w porównaniu do 9,3 mln USD w analogicznym okresie roku 2013. - W trakcie II kwartału KUB-Gas LLC dokonał wypłaty dywidendy w wysokości 10,5 mln USD (7,35 mln USD dla udziałów operacyjnych SEN). - W II kw. 2014 r. Spółka dokonała dwóch wcześniejszych spłat - na łączną kwotę 7 mln USD - zabezpieczonej pożyczki, udzielonej przez Dutco Energy Limited. Następnie, w okresie po 30 czerwca 2014 r. Spółka spłaciła jeszcze 8 mln USD pożyczki, która tym samym została ostatecznie rozliczona. Podsumowanie wyników finansowych za II kw. 2014 r. oraz produkcja i ceny w II kw. zostały przedstawione w Załączniku do niniejszego raportu bieżącego. Uwaga: Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. podmiotu zależnego KUB-Gas LLC (?KUB-Gas?), w
którym Spółka posiada pośrednio 70 proc. udział. O ile nie jest to zaznaczone poprzez użycie sformułowań ?przypadające na Serinus?, ?netto dla Serinus? lub ?netto dla SEN WI? (WI=udziały operacyjne), wszystkie wartości i wolumeny odnoszą się do danych skonsolidowanych. Serinus sporządza raporty w dolarach amerykańskich, wszystkie dane przywoływane ? zarówno te w dolarach lub wartości na akcję - wyrażone są w USD, o ile nie zaznaczono inaczej. DZIAŁANIA OPERACYJNE - PODSUMOWANIE I AKTUALIZACJA - Produkcja w II kw. wyniosła 4.965 boe/d, odnotowując 2 proc. wzrost wobec I kw. br. (4.849 boe/d), co głównie spowodowane było wzrostem produkcji na Ukrainie. - Odwiert M-17 został wykonany w trakcie I kwartału. Pomiary otworowe wykazały obecność 9-metrowej miąższości warstwy nasyconej gazem (opłacalnym do wydobycia) w miejscu głównego celu - piaskowcu strefy S6 oraz 2,5-metrowej warstwy gazu opłacalnego do wydobycia w strefie S5, a także 5,5 metrowej warstwy w głębiej położonej strefie S7. Ponadto rejestry wskazały
również na potencjał zbiornikowy w warstwie o miąższości 22 m w strefie R30c. W trakcie testów uzyskano przypływ 900 Mcf/d ze strefy S7, co było wynikiem przekraczającym oczekiwania Spółki, gdyż sądzono, że dla produkcji ilości komercyjnych będzie potrzebna stymulacja. Ponad strefą S7 został wykonany korek, a po testach 26 czerwca rozpoczęto ze strefy S6 produkcję na początkowym poziomie 6,0 MMcf/d (4,2 MMcf/d przypadające na udziały operacyjne SEN). Od tego czasu przepływ był stopniowo zwiększany, umożliwiając stabilizację odwiertu na każdym poziomie wydobycia. Produkcja z odwiertu od momentu jej uruchomienia wynosi średnio 8,6 MMcf/d (6,0 MMcf/d przypadające na udziały operacyjne SEN). Strefy S5 i R30C pozostają niepodłączone w celu przeprowadzenia testów i zagospodarowania w późniejszym terminie. - Prace nad odwiertem WIN-12bis rozpoczęto 17 lipca br. Oczekuje się, że zakładaną całkowitą głębokość 3.900 m osiągnie on w połowie września, a badania i testy zajmą około czterech dodatkowych tygodni. WIN-12bis
jest pierwszym z dwóch odwiertów przewidzianych w programie wierceń na polu Sabria w centralnej Tunezji. Szacowany koszt każdego z odwiertów to 14,4 mln USD (6,5 mln USD przypadające na udziały operacyjne SEN). - Program badań sejsmicznych 3D, obejmujący pozyskanie 203,5 km2 danych z pola Sanrhar rozpoczął się na początku czerwca i jest już w 90 proc. zrealizowany. Posiadane z wcześniejszego okresu nieliczne dane z badań sejsmicznych 2D wskazują na występowanie szeregu struktur, reprezentujących cztery typy zamknięcia pułapek, które nowy program zbada bardziej szczegółowo. Obecna produkcja z Sanrhar ? prowadzona w całości z jednego tylko odwiertu - wynosi 50-60 bbl/d ropy, a od końca 2013 r. wyniosła łącznie 421 Mbbl ropy. - W Tunezji z wykorzystaniem urządzenia coiled tubing z powodzeniem zmodernizowano odwiert CS Sil 1, z którego produkcja osiągnęła poziom ok. 400-500 Mcf/d czyli 40-50 bbl ropy, po zastosowaniu w kwietniu systemu zwężającego światło otworu i zwiększającego prędkość przepływu (ang. velocity
string). Podjęto również nieudaną próbę modernizacji odwiertu CS Sil 10 na odcinku od triasowych piaskowców TAGI do sylurskiej strefy Tannezuft. Oba odwierty są obecnie przedmiotem analiz mających określić dodatkowe środki służące zwiększeniu lub przywróceniu produkcji. PERSPEKTYWY Tegoroczne wydarzenia na Ukrainie postawiły przed Spółką i jej partnerami niespotykany szereg wyzwań. Przebieg zdarzeń skutkował opóźnieniem lub odroczeniem części projektów, więc obecnie Spółka spodziewa się zakończyć rok 2014 z produkcją na poziomie 6.000 boe/d. Wcześniej zakładano wzrost ok. 30-35 proc. w stosunku do produkcji na koniec 2013 r., wynoszącej 4.986 boe/d, czyli wydobycie na poziomie około 6.500?6.750 boe/d. Pierwszą istotną kwestią, która wpłynęła na działalność operacyjną był spadek uzyskiwanych cen za gaz w trakcie I kw. za sprawą rabatu na importowany z Rosji gaz, a także za sprawą osłabienia kursu ukraińskiej hrywny wobec dolara amerykańskiego, co zmniejszyło przepływy finansowe z działalności operacyjnej w
pierwszym kwartale. Spółka, dostosowując się do tej sytuacji, przesunęła na późniejszą część roku niektóre działania, które nie wpływały na produkcję roku 2014, jak np. pozyskiwanie danych sejsmicznych i program wierceń w Rumunii. W tym okresie żywiono przekonanie, że zakończenie roku z produkcją na poziomie 6.500 boe/d jest nadal wykonalne. Po tym czasie miały miejsce dwa niespodziewane wydarzenia, które obecnie sprawiają, że jest mało prawdopodobne, aby pierwotnie zakładany na rok 2014 program prac był zrealizowany do końca roku. Pierwsze z nich to decyzja o zawieszeniu na Ukrainie prac wiertniczych i w zakresie zagospodarowania w trosce o bezpieczeństwo, drugie to uchwalenie nowej ustawy dot. opłat koncesyjnych (royalty) na Ukrainie, która znacząco wpłynie na wielkość przepływów finansowych dostępnych do realizacji tegorocznego planu zagospodarowania. Wraz z pogarszającym się stanem bezpieczeństwa we wschodniej Ukrainie, podjęto pod koniec czerwca decyzję o zawieszeniu prowadzonych prac wiertniczych,
modernizacyjnych i w zakresie zagospodarowania do czasu poprawy bezpieczeństwa. To zawieszenie trwa na tyle długo, że nawet gdybyśmy dziś rozpoczęli powtórną mobilizację, to cały program wierceń roku 2014 będzie miał jeden odwiert mniej w porównaniu do pierwotnego celu. Nastąpiła pewna poprawa stanu bezpieczeństwa w bezpośrednim otoczeniu głównych pól produkcyjnych Spółki, a KUB-Gas prowadzi rozmowy z dostawcami usług dotyczące możliwości wznowienia wierceń i prac zakończeniowych. Nie jest jednak obecnie możliwe określenie kiedy i czy zostaną wznowione. 1 sierpnia 2014 r. prezydent Ukrainy Petro Poroszenko podpisał ustawę, która weszła w życie, zwiększającą stawki opłat koncesyjnych (royalties) na okres pięciu miesięcy, poczynając od 1 sierpnia br. Najistotniejsze punkty nowej ustawy obejmują: - Royalties dla produkcji gazu ziemnego i kondensatu wzrosły do 55 proc. i 45 proc. odpowiednio, z obecnych poziomów 28 proc. i 42 proc. O ile nowe stawki nie zostaną określone lub okres obowiązywania powyższych nie
zostanie przedłużony, to opłaty royalties dla gazu zostaną 2 stycznia 2015 r. przywrócone do obecnych poziomów (tj. 28 proc. i 42 proc.). - Nowa ustawa zawiera zapis o ?obniżeniu współczynnika? dla nowych odwiertów wykonanych po 1 sierpnia br. Obniża on royalties płacone od produkcji z takich nowych odwiertów gazowych do poziomu 55 proc. nominalnych stawek (tj. efektywna stawka dla nowych odwiertów wynosić będzie 30,25 proc. dla gazu) na okres dwóch lat. Kierownictwo Spółki wstępnie szacuje, że ten nowy reżym opłat royalty może skutkować około 45 proc. spadkiem uzyskiwanych przez Spółkę z Ukrainy przepływów finansowych po podatku na okres ponad 5 miesięcy, co łączyć się będzie z obniżeniem netback z 5,78 USD/Mcf do ok. 3,15 USD/Mcf, przy założeniu, że cena gazu wynosi 10,00 USD/Mcf. To z kolei obniży przepływy finansowe KUB-Gasu i Serinus, które w innym przypadku można by było przesunąć na rzecz programu wierceń i zagospodarowania. Spółka prowadzi ponowne oszacowanie swojego planowanego programu nakładów
inwestycyjnych w kontekście możliwych ograniczeń środków finansowych na inwestycje. Bez względu na występujące ograniczenia dla prowadzonych operacji, KUB-Gas - jak o tym wspomniano wcześniej - kontynuuje produkcję gazu i kondensatu, otrzymując regularnie płatności za tę produkcję. Urzędowa cena, po której można sprzedawać gaz klientom przemysłowym na Ukrainie wynosi w sierpniu 4.724 UAH za Mcm. Przy obecnym krusie 12,6 UAH/USD stanowi to odpowiednik 10,62 USD/Mcf. Cena otrzymana przez KUB-Gas jest ok. 10 proc. niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz. W drugim kwartale cena zrealizowana przez Spółkę na Ukrainie wyniosła 10,23 USD/Mcf. W dłuższej perspektywie Serinus nadal pozytywnie zapatruje się na swoje pozostałe możliwości związane z ukraińskimi koncesjami. I chociaż czas ich zrealizowania jest niepewny, to lista obejmuje: - Cztery zdefiniowane lokalizacje dla wierceń, w tym dwóch odwiertów poszukiwawczych (NM-4 i M 22) i dwóch odwiertów konturujących (M-15 i M-18). Powodzenie
któregokolwiek z nich otwiera drogę do dodatkowych lokalizacji konturujących i poszukiwawczych. Uwaga: prace nad odwiertem NM-4 rozpoczęto w połowie czerwca, osiągnął on głębokość 102 m, a przed zawieszeniem prac wiertniczych wykonano jego orurowanie od powierzchni terenu. - Stymulacje szczelinowaniem planowane są dla czterech odwiertów na Ukrainie, w tym NM-3, O-11, O-15 i możliwe, że dla strefy S7 w odwiercie M-17. Odwiert NM-3 z czerwca 2013 r. to potencjalne odkrycie ropy. Formacje z wizenu są cienkie i nie jest możliwe uzyskanie przepływu bez stymulacji. O ile szczelinowanie się uda, to będzie to pierwszy komercyjny odwiert naftowy na koncesjach Spółki i ustanowi szereg dodatkowych lokalizacji dla zagospodarowania. POZOSTAŁE DZIAŁANIA - Urządzenie modernizujące przeniesiono na pole Ech Chouech, a prace rozpoczęły się pod koniec maja. Po usunięciu z otworu pozostałych po wcześniejszych operatorach zanieczyszczeń, został on perforowany w strefie dewońskiej Ouan Kasa. Po perforacji, natrafiono na ropę
podczas operacji tłokowania w otworze wiertniczym (ang. swabbing). W odwiercie zawieszono prace do czasu stymulacji. W strefie Ouan Kasa znajduje się warstwa o miąższości 20 metrów ropy opłacalnej do wydobycia, a średnia porowatość wynosi 12 proc. Obecnie urządzenie przenoszone jest do odwiertu ECS-1 w celu przeprowadzenia podobnych prac. Ze względu na oczekiwanie na zgodę regulatora, oba odwierty będą stymulowane pod koniec tego lata, zgodnie z obecnymi planami ? we wrześniu. W odwiertach CS-11 i CS-8bis zostaną wykonane różne prace mające na celu zwiększenie lub przywrócenie produkcji, a także ogólną poprawę ich parametrów. - W Rumunii Serinus wykona dwa odwierty poszukiwawcze i pozyska nowe dane sejsmiczne 3D z terenu o powierzchni 180 km2. Każdy z odwiertów będzie kosztował wg szacunków 3 mln USD (przypadające na udziały operacyjne SEN). Termin rozpoczęcia prac nad pierwszym otworem przewidywany jest na listopad. Pozyskiwanie danych sejsmicznych rozpocznie się wg planów we wrześniu. DOKUMENTY
UZUPEŁNIAJĄCE Pełny tekst ?Sprawozdania kierownictwa z działalności? (ang. MD&A) oraz ?Sprawozdania finansowego? zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI i będą dostępne na stronie www.serinusenergy.com. Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie wybranych części informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która w pełnej treści jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki SERINUS ENERGY INC. pod adresem: http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm. Ponadto tłumaczenie pełnej treści informacji prasowej dostępne jest na stronie internetowej www.serinusenergy.com | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Załączniki | | | | | | | | | | |
| | Plik | Opis | | | | | | | | | |
| | SEN - Załącznik do rb 34 2014 - wybrane dane finansowe.pdf | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | SEN -Attachment to the Current Report No 34 2014.pdf | | | | | | | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

| | | | |
| --- | --- | --- | --- |
| | MESSAGE (ENGLISH VERSION) | | |
| | | | |
| | Current Report No. 34/2014 Date: 2014-08-13 Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Serinus Q2 2014 Financial and Operating Results * Legal basis: other regulations *Content: Pursuant to Article 62.8 of the Act of 29 July 2005 on Public Offering […] the Management of SERINUS ENERGY INC. (“Serinus”, "SEN" or the “Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has published information about its financial and operating results for the quarter ended June 30, 2014. Second Quarter Highlights - Production in the second quarter was 4,965 boe/d, up 56% vs. Q2 2013, and 2% higher than the 4,849 boe/d in Q1 2014. The growth vs. Q2 2013 was assisted by the acquisition of Winstar Resources. - Despite the uncertain political and security situations, organic growth in the Company’s Ukraine properties continued, with average production (net to SEN WI) for the quarter rising 15% to 3,654 boe/d (21.9 MMcfe/d) vs. the same period in 2013, and 4% up from Q1 2014. - Average daily
production (SEN WI) for the third quarter 2014 to date is approximately 5,625 boe/d (940 bbl/d of oil, 27.6 MMcf/d of gas, 82 bbl/d of liquids). The increase is due substantially to the M-17 well in Ukraine, which was onstream only for a few days at the end of Q2, and is now contributing fully. - Gross revenues for the quarter reached $41.6 million, up 44% over Q2 2013. The portion allocable to SEN shareholders was $32.8 million vs. $20.3 million last year. The balance is attributable to the owner of the remaining 30% of KUBGAS Holdings Limited not held by Serinus. - Netbacks in Ukraine rebounded from $30.85/boe ($5.14/Mcfe) in Q1, to $41.76/boe ($6.96/Mcfe) in Q2 with the expiry of the discounts on imported Russian gas, and some stabilization in the exchange rate between the Ukrainian Hryvnia and the US Dollar. Tunisian netbacks continue to be robust at $54.83/boe. - Funds from Operations in the second quarter were up 133% to $20.8 million vs. $8.9 million in Q2 2013, and up 40% compared to $14.9 million in
Q1 2014. The amount allocable to SEN shareholders was $15.8 million. - Net earnings for the quarter, before the currency charges, were $8.7 million ($5.3 million attributable to SEN shareholders), as compared to $3.2 million in Q2 2013 ($2.4 million attributable to SEN shareholders) due substantially to Winstar acquisition. - Serinus recorded comprehensive net earnings of $6.7 million in the second quarter of 2014. Comprehensive earnings were impacted by a $2.0 million charge taken for unrealized foreign currency translation. This relates to the translation of the Ukrainian subsidiaries’ financial statements from UAH to USD, and the loss reflects the deterioration of the UAH. As the exchange rate fluctuates, the equivalent value as reported in US dollars changes, but this does not impair the ability of those assets or liabilities to perform their intended purpose(s). If the Hryvnia were to appreciate, some or all of this unrealized loss would be recouped. - Capital expenditures for the quarter were $16.1
million vs. $9.3 million for the same period in 2013. - During the quarter, KUB-Gas LLC paid dividends of $10.5 million ($7.35 million SEN WI) - In Q2 2014, the Company made two early repayments totalling $7 million with respect to the convertible note held by Dutco Energy Limited. Subsequent to June 30, 2014, it made further repayments of $8 million in final settlement of the facility. Tables: “Summary financial results” and “Second quarter production and prices” constitute attachment to this report. Note: Serinus prepares its financial results on a consolidated basis, which includes 100% of its indirectly 70% owned subsidiary, KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”). Unless otherwise noted by the phrases “allocable to Serinus”, “net to Serinus”, “attributable to SEN shareholders” or “net to SEN WI”, all values and volumes refer to the consolidated figures. Serinus reports in US dollars; all dollar values referred to herein, whether in dollars or per share values are in US dollars unless otherwise noted. Operational
Highlights & Update - Production for the first quarter of 4,965 boe/d increased by 2% vs. Q1 2014 (4,849 boe/d) driven substantially by higher production in Ukraine. - The M-17 well was drilled during the first quarter. Logs indicated 9 metres of net pay in the primary target, the S6 sand, and 2.5 metres of pay in the S5 and 5.5 metres in the deeper S7. They also indicated resource potential 22 metres in the R30c. On test, the S7 achieved a rate of 900 Mcf/d, exceeding the Company’s expectations that it would require stimulation to produce at a commercial rate. A bridge plug was set above the S7, and after testing, and the S6 commenced production on June 26th at an initial rate of 6.0 MMcf/d (4.2 MMcf/d SEN WI). That rate has been increased several times, allowing the well to stabilize at each stage, and it has averaged 8.6 MMcf/d (6.0 MMcf/d SEN WI) since start-up. The S5 and R30C remain behind pipe to be tested and developed at a later date. - The Winstar-12bis (“WIN-12bis”) well spud on July 17th. It is
expected to reach its target total depth of 3,900 metres in mid-September, with evaluation and testing taking approximately four additional weeks thereafter. WIN-12bis is the first of a two well drilling program in the Sabria field in central Tunisia. Each well is anticipated to cost $14.4 million ($6.5 million SEN WI). - A 203.5 km2 3D seismic program over the Sanrhar field commenced in early June, and is approximately 90% complete. Legacy sparse 2D data indicates a number of four-way structural closures which this program will investigate more thoroughly. Current production from Sanrhar is 50 – 60 bbl/d of oil from a single well, which has produced 421 Mbbl of oil to the end of 2013. - In Tunisia, a coiled tubing unit was successful in restoring the CS Sil 1 well to production at a rate of approximately 400 - 500 Mcf/d and 40 - 50 bbl/d of oil, after running a velocity string during April. It also attempted unsuccessfully to recomplete CS Sil 10 from the Triassic TAGI sandstone to the Silurian Tannezuft.
Both wells are being reviewed to determine additional measures to increase or restore production. Outlook The events in Ukraine this year have presented an unusual set of challenges for Serinus and its partners this year. These issues have resulted in the delay or deferral of a number of projects, and the Company now expects to exit 2014 at a production rate of 6,000 boe/d. Previous guidance was for growth of 30% - 35% over the 2013 exit rate of 4,986 boe/d, or approximately 6,500 – 6,750 boe/d. The first major issue that affected operations was the reduction in realized gas prices during Q1 due to the discount on imported Russian gas, and the deterioration of the UAH/USD exchange rate, reducing cash flow from operations for the quarter. The Company adjusted by delaying certain operations that would not have contributed to 2014 production, such as seismic acquisition and the Romanian drilling program to later in the year. It was believed at the time that the 6,500 boe/d exit rate was still attainable. Two
additional developments have since occurred which now make it unlikely that the originally planned 2014 work program can be completed by year end. First was the decision to suspend drilling and development operations in Ukraine due to security concerns, and the second was the imposition of a new royalty regime in Ukraine which will significantly affect the amount of cash flow available for this year’s development program. With the deterioration of the security situation in eastern Ukraine, the decision was made in late June to suspend drilling, workover and construction operations until such time as safer conditions prevail. This delay has now lasted long enough that even if re-mobilization were to begin today, the total 2014 drilling program will be one well short of its original goal. There has been some improvement in the security situation in the vicinity of the Company’s main producing fields, and KUB-Gas is in discussions with service providers regarding the potential resumption of drilling and
completion operations, but it is not yet possible to predict when and if that may occur. On August 1, 2014, President Petro Poroshenko signed into law a bill increasing royalties for a period of five months, commencing August 1, 2014. The major features of the new law include: - Royalty rates on natural gas and condensate production increased to 55% and 45% respectively, from 28% and 42%. Unless subsequently renewed or extended, these rates will revert to their current levels (i.e. 28% and 42%) on January 2, 2015. - There is a “lowering coefficient” on new wells drilled after August 1, 2014. This reduces the royalties paid on production from new gas wells to 55% of the nominal rates (i.e., the effective rate for new wells would be 30.25% for gas) for a period of two years. Management estimates that this new royalty regime will result in an approximate 45% decline in its Ukraine after-tax cash flow over the five month effective period, corresponding to a reduction in the netback from $5.78/Mcf to
approximately $3.15/Mcf, assuming $10.00/Mcf gas prices. This in turn, reduces KUB-Gas’ and Serinus’ cash flow which would otherwise have been available to re-deploy into the drilling and development program. The Company is re-evaluating its planned capital program in light of these potential capital constraints. Notwithstanding the curtailment of active operations, KUB-Gas continues to produce gas and condensate as noted previously, and to be paid regularly for that production. The official price for August at which gas can be sold to industrial customers in Ukraine is 4,724 UAH per Mcm. At the current exchange rate of 12.6 UAH/USD, that is equivalent to $10.62/Mcf. The price that KUB Gas receives is approximately 4% lower, reflecting the margins of the traders through whom the gas is sold. The Company’s realized gas price in Ukraine during the second quarter was $10.23/Mcf. In the longer term, Serinus is still optimistic about its remaining opportunities within the Ukrainian licences. While the timing of
getting to them is uncertain, the inventory of opportunities includes: - Four definite drilling locations, including two exploration wells (NM-4 and M 22), and two development wells (M-15 and M-18). Success on any of these will open up additional development and exploration locations. Note: NM-4 was spud in mid June, drilled to a depth of 102 metres, and surface casing was cemented in place prior to the cessation of drilling operations. - Fracture stimulations planned for four wells in Ukraine, including NM-3, O-11, O-15 and possibly the S7 zone in M-17. The NM-3 well is a potential oil discovery made in July 2013. The Visean formation is tight and unable to flow unstimulated. If the frac’ is successful, it will be the first commercial oil well on Company licences, and will set up several additional development locations. Other Operations - A workover rig has moved to Ech Chouech, and operations commenced at the end of May. The EC 4 well has had debris left by previous operators cleaned out, and was
perforated in the Devonian Ouan Kasa zone. After perforating, oil was recovered during swabbing operations. The well has been suspended, pending stimulation. The Ouan Kasa has 20 metres of net pay with average porosity of 12%. The rig is now moving to ECS-1 to perform similar operations. Pending regulatory approval, both wells will be stimulated later this summer, currently targeted for September. The CS-11 and CS 8bis wells are to have various work performed intended to increase or restore production, and to improve overall uptime rates. - In Romania, Serinus will drill two exploration wells and shoot 180 km2 of new 3D seismic. Each well is expected to cost $3 million (SEN WI). Spud date for the first well is anticipated to be in November. The seismic acquisition is slated to commence in September. Supporting Documents The full Management Discussion and Analysis (“MD&A”) and Financial Statements have been filed in English on www.sedar.com and in Polish and English via the ESPI system, and will also be
available on www.serinusenergy.com. This text contains selected excerpts from the original news release in English, which has been filed by Company in Canada (country of its registered office ) by way of the SEDAR system and is available at the website www.sedar.com by entering the Company name at http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm. The Polish translation of the entire text of the news release is available at the website: www.serinusenergy.com | | |
| | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

| | | | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | | |
| | | (pełna nazwa emitenta) | | | | | | | | | | | |
| | | SERINUS ENERGY INC. | | Paliwowy (pal) | | | | | | | | | |
| | | (skrócona nazwa emitenta) | | (sektor wg. klasyfikacji GPW w W-wie) | | | | | | | | | |
| | | T2P 3J4 | | Calgary | | | | | | | | | |
| | | (kod pocztowy)
| | (miejscowość) | | | | | | | | | |
| | | Suite 1170, 700-4th Avenue SW | | | | | | | | | | | |
| | | (ulica) | | (numer) | | | | | | | | | |
| | | +1 (403) 264-8877 | | +1 (403) 264-8861 | | | | | | | | | |
| | | (telefon) | | | (fax) | | | | | | | | |
| | | info@serinusenergy.com | | www.serinusenergy.com | | | | | | | | | |
| | | (e-mail) | | | (www) | | | | | | | | |
| | | - | | - | | | | | | | | | |
| | | (NIP) | | | (REGON) | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ