PL - Serinus Energy - wyniki finansowe i operacyjne za II kw. 2014

13 sierpnia 2014 r.
Komunikat
Serinus - wyniki operacyjne i finansowe za II kwartał 2014 r.
Serinus Energy Inc. (“Serinus”, “SEN” lub “Spółka”), międzynarodowa spółka działająca w sektorze
poszukiwania i wydobycia ropy naftowej oraz gazu, przedstawia wyniki finansowe oraz operacyjne za
kwartał zakończony 30 czerwca 2014 roku.
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 (vide poniżej: O Serinus
Energy).
•
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.
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.
•
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 (w tys. USD, o ile nie zaznaczono inaczej)
Trzy miesiące zakończone 30 czerwca
2014
41.635
2013
28.929
Zmiana
44%
Zysk za okres (wg Sprawozdania)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
8.733
$0,11
3.181
$0,06
175%
Zysk za okres (przypadajacy na Serinus)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
5.344
$0,07
829
$0,02
545%
Całkowity dochód
na akcję - podstawowy i rozwodniony
6.737
$0,09
3.181
$0,06
112%
20.840
$0,27
8.928
$0,18
133%
$15.778
$0,20
($4.078)
($0,08)
Nakłady inwestycyjne
16.059
9.258
73%
Średnia produkcja (netto dla Serinus)
Ropa naft. (Bbl/d)
Gaz
(Mcf/d)
Ciecze
(Bbl/d)
BOE
(boe/d)
982
23.293
101
4.965
18.331
124
3.179
27%
(19%)
56%
$108,13
$10,56
$77,79
$76,72
nd
$11,55
$88,76
$70,02
30 czerwca
2014
15.719
(11.727)
15.413
2013
19.253
9.524
5.352
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i gazu
Przepływy z działal.operacyjnej (wg Sprawozdania)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
Przepływy z działal.operacyjnej (przyp. na Serinus)
na akcję - podstawowy i rozwodniony
Średnia cena sprzedaży
Ropa naft. (USD/Bbl)
(USD/Mcf)
Gaz
Ciecze
(USD/Bbl)
BOE
(USD/boe)
Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne
Kapitał obrotowy
Kredyt długoterminowy
Liczba akcji
Na koniec okresu
Średnio w okresie (podstawowa)
Średnio w okresie (rozwodniona)
78.629.941
78.629.941
78.629.941
78.611.441
50.182.427
50.182.427
(487%)
Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja
•
Produkcja i ceny w II kwartale zostały przedstawione w podziale jak następuje:
II kwartał 2014 - produkcja
Ukraina
1.
1
Tunezja
Ropa
(bbl/d)
Gaz
(Mcf/d)
Ciecze
(bbl/d)
101
-
Boe
(boe/d)
3.654
1.311
21.318
II kwartał 2014 - ceny towarów
Ukraina
Razem
-
Tunezja
Razem
$108,13
$108,13
$14,47
$10,56
982
982
(USD/bbl)
1.975
23.293
(USD/Mcf)
$10,23
101
(USD/bbl)
$77,79
-
$77,79
4.965
(USD/boe)
$61,83
$102,79
$76,72
Wartości ukraińskie podane dla 70 proc. udziału Serinus.
Uwaga dot. użytych nazw: odwierty z ukraińskich aktywów Spółki nazywane są od pierwszej litery pola z dodanym numerem odwiertu. Dla
odwiertów na polach Olgowskoje, Makiejewskoje, Wiergunskoje, Krutogorowskoje i Północne Makiejewskoje stosowane jest odpowiednio
oznaczenie „O”, „M”, „V”, „K” i „NM”. Na przykład odwiert Makiejewskoje-17 w dalszej części niniejszego komunikatu występuje jako M-17.
•
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 9metrowej 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 była 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).
•
2
Program badań sejsmicznych 3D, obejmujący pozyskanie 203,5 km 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 KUBGasu 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
2
3D z terenu o powierzchni 180 km . 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.
Użyte skróty:
bbl
Mbbl
boe
Mboe
Mcf
MMcf
Mcfe
MMcfe
Mcm
UAH
CAD
baryłka (baryłki)
tys. baryłek
baryłka ekwiwalentu ropy naftowej
tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie
tys. stóp sześciennych
mln stóp sześciennych
tys. stóp sześciennych ekwiwalentu
mln stóp sześciennych ekwiwalentu
tys. metrów sześciennych
Hrywna ukraińska
Dolar kanadyjski
bbl/d
MMbbl
boe/d
MMboe
Mcf/d
MMcf/d
Mcfe/d
MMcfe/d
Bcf
USD
baryłka (baryłki) dziennie
mln baryłek
baryłki ekwiwalentu ropy dziennie
mln baryłek ekwiwalentu ropy dziennie
tys. stóp sześciennych dziennie
mln stóp sześciennych dziennie
tys. stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mln stóp sześciennych ekwiwalentu dziennie
mld stop sześciennych
Dolar amerykański
O Serinus Energy
Serinus to międzynarodowa spółka prowadząca poszukiwania ropy naftowej i gazu. Posiada
zdywersyfikowane portfolio projektów na Ukrainie, w Brunei, Tunezji, Rumunii i Syrii, a profil ryzyka
obejmuje działalność poszukiwawczą w Brunei, Rumunii i Syrii oraz działalność wydobywczą
i zagospodarowanie na Ukrainie i w Tunezji. Akcje Spółki są notowane pod symbolem „SEN”
zarówno na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie (GPW), a także na Giełdzie Papierów
Wartościowych w Toronto (TSX).
Na Ukrainie Serinus posiada efektywny 70 proc. udział w KUB-Gas LLC, posiadany poprzez 70 proc.
udział w KUBGas Holdings Limited. Aktywa KUB-Gas LLC obejmują 100-procentowe udziały
w pięciu koncesjach zlokalizowanych w pobliżu Ługańska, miasta w północno-wschodniej części
Ukrainy. Produkcja gazu odbywa się na czterech koncesjach.
W Tunezji Serinus posiada 100 proc. udział operacyjny w koncesjach Chouech Es Saida, Ech
Chouech, Sanrhar i Zinnia oraz 45 proc. udział operacyjny w koncesji Sabria. Produkcja ropy
lub gazu odbywa się obecnie na czterech koncesjach.
W Brunei Serinus posiada 90 proc. udział operacyjny w umowie o podziale wpływów z wydobycia,
uprawniający Spółkę do poszukiwania i wydobycia ropy oraz gazu ziemnego z Bloku L.
W Rumunii Serinus ma niepodzielony 60 proc. udział operacyjny w lądowej koncesji Satu Mare,
obejmującej 2.949 km² blok poszukiwawczo-wydobywczy w północno-zachodniej Rumunii.
W Syrii Serinus posiada, zgodnie z umową o podziale wpływów z wydobycia, 50 proc. udział w Bloku
9, uprawniający do poszukiwania i, po spełnieniu określonych warunków, wydobycia ropy i gazu
ziemnego na obszarze Bloku 9 o powierzchni 10.032 km², położonego w północno-zachodniej Syrii.
Spółka podpisała porozumienie, na podstawie którego przepisze łącznie 5 proc. udziałów na rzecz
osoby trzeciej, pod warunkiem uzyskania zgody władz syryjskich. W przypadku takiej zgody udział
Spółki w Bloku 9 wynosić będzie 45%. W lipcu 2012 r. Spółka zadeklarowała występowanie siły
wyższej w odniesieniu do swoich działań operacyjnych w Syrii.
Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments S.A. - międzynarodowy dom inwestycyjny,
założony przez polskiego przedsiębiorcę dr. Jana Kulczyka.
Więcej informacji można uzyskać odwiedzając
(www.serinusenergy.com) lub kontaktując się z:
witrynę internetową Serinus
Energy Inc.
Serinus Energy Inc. – Kanada
Norman W. Holton
Wiceprzewodniczący Rady Dyrektorów
tel.: +1 403 264 8877 / [email protected]
Gregory M. Chornoboy
Dyrektor ds. Rynków Kapitałowych i Rozwoju Korporacyjnego
tel: +1-403-264-8877 / [email protected]
Serinus Energy Inc. – Polska
Jakub J. Korczak
Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej
tel.: +48 22 414 21 00 / [email protected]
Tłumaczenie: Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji powstałej oryginalnie w języku angielskim.
Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements):
Niniejsza informacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłych zdarzeń, prezentowane z perspektywy dnia publikacji
niniejszej informacji, odnoszące się do przyszłych działań, które nie stanowią danych historycznych. Mimo że Spółka
uznaje założenia zawarte w stwierdzeniach dotyczących przyszłości za racjonalne, potencjalne wyniki sugerowane
w powyższych stwierdzeniach odznaczają się znacznym poziomem ryzyka i niepewności, i nie można stwierdzić,
że faktyczne rezultaty okażą się zgodne z powyższymi stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości. Do czynników, które
mogą uniemożliwić bądź utrudnić ukończenie spodziewanych działań Spółki, zaliczają się: prawdopodobieństwo
wystąpienia problemów technicznych i mechanicznych w trakcie realizacji projektów, zmiany cen produktów,
nieuzyskanie wymaganych prawem zgód, sytuacja finansowa na rynku lokalnym i międzynarodowym, jak również
ryzyka związane z ropą naftową i gazem, ryzyka finansowe, polityczne i gospodarcze występujące na obszarach
działania Spółki oraz wszelkie inne ryzyka nieprzewidziane przez Spółkę albo nieujawnione w dokumentach przez nią
opublikowanych. Ze względu na fakt, że stwierdzenia dotyczące przyszłości odnoszą się do przyszłych wydarzeń
i uwarunkowań, z natury odznaczają się one z ryzykiem i niepewnością, a faktyczne rezultaty mogą się znacznie
różnić od informacji zawartych w niniejszych stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Spółka nie jest zobowiązana
do aktualizacji lub korekty stwierdzeń dotyczących przyszłości zawartych w niniejszej informacji, tak żeby
odzwierciedlały one stan po publikacji niniejszej informacji, chyba że jest to wymagane przepisami prawa.
Suite 1500, 700-4th Avenue S.W., Calgary, Alberta, Canada
tel: +1-403-264-8877
Al Shafar Investment Building, Suite 123, ShaikhZayed Road,
Box 37174, Dubai, United Arab Emirates
tel: +971-4-339-5212
Nowogrodzka 18/29, 00-511 Warszawa, Polska
tel: +48 (22) 414 21 00