Ocena zasobów Serinus Energy przez RPS: wzrost rezerw w Tunezji

Serinus Energy dokonał corocznej oceny rezerw na swoich koncesjach. Zgodnie z raportem niezależnej firmy inżynieryjnej RPS z Kanady, zasoby typu 3P (Potwierdzone, Prawdopodobne i Możliwe) wynoszą obecnie 37,974 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Ich wartość bieżąca netto (Net Present Value), przy zastosowaniu 10 proc. stopy dyskontowej wynosi 421,5 mln USD. Największy wzrost zanotowano na zasobach potwierdzonych (1P) w Tunezji. Wzrosły one o 14 proc. w porównaniu do oszacowania z 2014 r. 

Ocen dokonano według wytycznych Canadian National Instrument 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities. Dotyczą one zasobów należących do udziału Serinus Energy na polach na Ukrainie i w Tunezji.

W Tunezji rezerwy 1P, 2P i 3P wzrosły odpowiednio o 14 proc., 2 proc. i 5 proc. Najważniejszym czynnikiem wzrostów były prowadzone w 2014 r. programy prac wiertniczych i modernizacji - sukces odwiertu Winstar-12bis oraz wysoka wydajność odwiertów CS-1 i CS-3.

Rezerwy 1P, 2P i 3P na Ukrainie obniżyły się o odpowiednio: 29 proc., 13 proc. oraz 18 proc. w porównaniu z końcem roku 2013. Głównym czynnikiem mającym wpływ na spadek rezerw był wysoki poziom produkcji w roku 2014, przy jednoczesnym wstrzymaniu zaplanowanych prac wiertniczych z powodu niestabilnej sytuacji na wschodzie kraju.

W rezultacie, całkowity poziom rezerw dla Spółki spadł nieznacznie: w kategorii 1P (Potwierdzone) o 10 proc., zaś w kategoriach 2P (Potwierdzone i Prawdopodobne) oraz 3P (Potwierdzone, Prawdopodobne i Możliwe) o 5 proc. Obniżeniu uległa także wartość rezerw, na co wpływ miały niskie  notowania cen ropy oraz podwyższenie stawek opłat koncesyjnych z 28 proc. do 55 proc. na Ukrainie.

„Strategicznym celem Serinus jest powiększanie naszego portfela rezerw i zasobów poprzez prace modernizacyjne i nowe odwierty. Realizowaliśmy je także 2014 roku, pomimo trudności operacyjnych na Ukrainie. Najcenniejszy  jest dla nas wzrost rezerw w Tunezji, bo pokazuje, że jesteśmy w stanie z sukcesem uwalniać potencjał tamtejszych koncesji. Na wyniki na Ukrainie ma duży wpływ sytuacja polityczno-ekonomiczna, jednak pomimo pogorszonych warunków fiskalnych, nasza produkcja generuje przychody, spłacone zostały pożyczki wewnątrzgrupowe i wypłacane są należne dywidendy przez spółkę zależną KUB-Gas. Gwałtowne załamanie cen ropy, które nastąpiło w 2014 roku i wpłynęło na wyceny, jest elementem zmian w koniunkturze i po odwróceniu trendu, wartość naszych rezerw powinna rosnąć.” – powiedział Jakub Korczak, Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich i Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej.

Rezerwy Spółki – w oparciu o prognozowane ceny

 Wartość bieżąca netto (NPV) – po opodatkowaniu, na bazie prognozowanych cen

Wartość bieżąca netto rezerw 1P, 2P i 3P Serinus spadła o odpowiednio 49 proc., 42 proc. oraz 37 proc. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do tych spadków to:

• spadek cen ropy
• obniżenie wielkości rezerw
• wzrost stawek opłat koncesyjnych dla produkcji ropy i gazu wprowadzony przez rząd Ukrainy
• dewaluacja hrywny ukraińskiej.

Tak jak w przypadku wielkości rezerw, wystąpiły znaczne różnice pod względem wpływu tych czynników na wartość rezerw w każdym z krajów. W Tunezji tempo spadku cen surowców przewyższyło wzrost wielkości rezerw. Z kolei na Ukrainie głównym czynnikiem był wzrost stawek opłat koncesyjnych i dewaluacja hrywny. 

Według analiz i prognoz RPS, dotyczących cen surowców na Ukrainie i w Tunezji, w dłuższej perspektywie będą one rosnąć:

Podstawowe pojęcia

„Rezerwy” są to zasoby węglowodorów, które oczekuje się, że będą komercyjnie zdatne do wydobycia w wyniku realizacji projektów zagospodarowania ze znanych akumulacji, od określonej daty, pod określonymi warunkami. Rezerwy muszą spełniać cztery kryteria: muszą być odkryte, zdatne do wydobycia, w ilościach zdatnych do komercyjnego wydobycia i obecne w złożu (na dzień oceny) w oparciu o zastosowany projekt zagospodarowania. Rezerwy dzieli się dalej według prawidłowości oszacowania, a następnie według zaawansowania projektu i/lub statusu zagospodarowania i wydobycia.

„Zasoby Potwierdzone” to wielkości wydobycia węglowodorów, które na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych można oszacować z rozsądną pewnością jako komercyjnie zdatne do wydobycia od określonej daty, ze znanych horyzontów złożowych i w określonych warunkach gospodarczych, z wykorzystaniem określonych metod operacyjnych i w oparciu o określone regulacje administracyjne.

„Zasoby Prawdopodobne” to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Potwierdzonych, ale wyższe niż w przypadku Zasobów Możliwych.

„Zasoby Możliwe” to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Prawdopodobnych. Prawdopodobieństwo, że rzeczywiste wydobyte ilości będą równe lub przekroczą sumę Zasobów Potwierdzonych, Prawdopodobnych i Możliwych wynosi 10%. 

„Zasoby Warunkowe” to ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego, które według szacunków na dany dzień mogą potencjalnie zostać pozyskane ze znanych akumulacji przy zastosowaniu istniejącej technologii lub postępu technicznego, ale wobec których dany projekt czy projekty nie osiągnął jeszcze stopnia zaawansowania pozwalającego na komercyjne zagospodarowanie ze względu na jedno lub więcej uwarunkowań. Uwarunkowania te mogą mieć charakter ekonomiczny, prawny, środowiskowy, polityczny, jak też wypływać z regulacji lub braku rynku. Zasoby Warunkowe dzielą się na kategorie: Low Estimate (1C), Best Estimate (2C) i High Estimate (3C), w relacji do stopnia pewności związanego z szacunkami, a w zależności ekonomicznej opłacalności mogą być dzielone na podkategorie.