PGR Phoenix Global Resources (ex AEN Andes Energía)

[ElCorredorX]

Buenas! no termino de entender de donde surgen los 224 millones (Impairment Charge). Debería ser no recurrente como los 32 millones producto del Reverse Takeover no?.

Saludos

[PatricioAKD]

+ 12% esta afuera!!!!!!

12.61!!

[ljoeo]

hoy sale!!
no sera bueno el balance, pero va cumpliendo...

[nachito]

+ 12% esta afuera!!!!!!

[Brizzio66]

Bueno casi al final del documento van a encontrar los estados consolidados

Gracias Tecnicalpro por tu trabajo de desglosar el balance y pegarlo en el Foro.
Saludos.

[Tecnicalpro]

Excelente aporte Tecni. Gracias por tu deferencia de compartirlo.

Hola no hay de que, fue un gusto
Saludos !

[PatricioAKD]

Las acciones de Phoenix Global Resources no se negociaron el martes. Cerraron el lunes a las 23.00 peniques.

[media_movil]

Bueno casi al final del documento van a encontrar los estados consolidados

Excelente aporte Tecni. Gracias por tu deferencia de compartirlo.

[PatricioAKD]

Phoenix Global Resources plc (AIM: PGR; BCBA: PGR) se complace en anunciar sus resultados finales para el año que finalizó el 31 de diciembre de 2017 y la publicación de su Informe anual y cuentas de 2017.

Reflejos
· Combinación estratégica completa
· Phoenix Global Resources plc creada el 10 de agosto de 2017
· Ingresos de US $ 141.8 millones (2016: US $ 129.3 millones)
· EBITDA ajustado: US $ 40,6 millones¹
· Pérdida de operación de US $ 275.0 millones²
· Integración de oficinas y reorganización del equipo de soporte operativo y comercial completado
· Creación de un grupo con 560,000 acres netos de pizarra Vaca Muerta
· Operación asegurada y superficie significativa en Mata Mora, Corralera y Río Atuel
· Producción diaria promedio para el año de 11,070 boepd
· 2P volúmenes de reserva evaluados de forma independiente en 57.2 MMboe
· 2018 plan de negocios acelerado en el lugar y ejecución en curso
· Recapitalización completa, proporcionando fondos para el crecimiento

1 No incluye gastos no recurrentes (US $ 32,9 millones)
2 Después del deterioro de la plusvalía (US $ 224,2 millones, no efectivo) y gastos no recurrentes (US $ 32,9 millones)

Anuj Sharma, CEO dijo:

"2017 ha sido un año transformador para la compañía, con la finalización de la combinación y la creación de Phoenix Global Resources. Phoenix es un operador con gran superficie no convencional, acceso a tecnología, escala y capacidad financiera. En 2017, logramos un gran progreso con la integración de nuestros negocios y ahora estamos restablecidos para el crecimiento.
Mirando hacia el futuro, tenemos una emocionante campaña de perforación y terminación 2018, enfocada en la evaluación de la gran superficie no convencional Vaca Muerta de Phoenix en Puesto Rojas y Mata Mora, incluidos nuestros primeros pozos horizontales ".


http://www.londonstockexchange.com/exch ... ml?lang=en

[Tecnicalpro]

Bueno casi al final del documento van a encontrar los estados consolidados

[Tecnicalpro]

Dividendo
Dado los altos objetivos de crecimiento de la compañía, los directores no recomiendan el pago de un dividendo.
Philip Wolfe
Director financiero

4 de junio de 2018

[Tecnicalpro]

Impuestos
En diciembre de 2017, la autoridad tributaria federal argentina anunció una reforma de las normas del impuesto sobre la renta corporativo que redujo la tasa del impuesto a la renta corporativo del 35% al ​​30% para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2019. La tasa del impuesto a la renta corporativa es establecido para reducir al 25% para el año fiscal 2020 y más allá. La reducción en la tasa del impuesto a la renta corporativa se relaciona con las ganancias reinvertidas en Argentina. En caso de que una empresa desee pagar un dividendo, la tasa del impuesto sobre la cantidad de beneficio que se utiliza para respaldar el dividendo se incrementa desde la tasa marginal pertinente hasta el 35%. Esta reforma fiscal beneficiará al grupo y reducirá su exposición a los impuestos en efectivo durante la fase de exploración y desarrollo cuando la intención es reinvertir el efectivo de las operaciones en el negocio.
Hedging
En enero de 2018, el grupo entró en un acuerdo de intercambio con Mercuria para ofrecer protección de precios para una parte de su producción de reservas probadas, desarrolladas y de producción a un precio de US $ 65,97 por barril (crudo Brent). La cobertura se incorporó para apuntalar el programa de gastos de capital para 2018 junto con los acuerdos de financiación renovados establecidos con Mercuria y anunciados en febrero de 2018, simultáneamente con el anuncio del plan de negocios acelerado para 2018.

[Tecnicalpro]

Financiamiento y liquidez
Como parte de la transacción combinada, Mercuria adelantó un servicio de puente y capital de trabajo a la compañía por un monto de US $ 160.0 millones. De esta cantidad, US $ 87,0 millones se utilizaron para canjear los préstamos vigentes y otros pasivos relacionados con la antigua Andes Energia en la fecha de finalización, y el resto para inversión en gastos de capital y fines corporativos generales.



Al 31 de diciembre de 2017, US $ 162,6 millones (incluidos los intereses devengados) se encontraban en circulación en virtud del mecanismo de puente y capital circulante. Además de esta instalación, el grupo tenía un total de US $ 29.9 millones en préstamos a nivel local en Argentina al 31 de diciembre de 2017. Los préstamos argentinos tienen una pequeña selección de bancos locales y tienen tasas de interés fijas que varían de 2.2% a 4.25% para el dólar estadounidense. préstamos denominados y tasas de interés fijas que van desde 20.0% a 27.0% para préstamos denominados en pesos argentinos. El plazo de estos préstamos en Argentina oscila entre 90 días y 24 meses.



Al 31 de diciembre de 2017, el grupo tenía efectivo en caja de US $ 23,7 millones (2016: US $ 5,2 millones).



En febrero de 2018, Mercuria convirtió US $ 100.0 millones de la línea de puente y capital de trabajo en acciones ordinarias de la compañía a un precio de £ 0.37 por acción. Los US $ 60.0 millones restantes de la línea puente y capital de trabajo fueron reestructurados en una nueva línea de crédito convertible convertible de US $ 160.0 millones, proporcionando US $ 100.0 millones de capital de deuda fresco al grupo.



Este nuevo capital, junto con el efectivo que se espera genere de las operaciones, proporciona los fondos para que el grupo avance con el plan de negocios acelerado en 2018. El servicio original de puente y capital de trabajo tenía una tasa de interés variable de LIBOR más 7% que aumentó en ciertas fechas predeterminadas de la instalación. La nueva línea de crédito convertible convertible tiene una tasa de interés fija de LIBOR a tres meses más 4%, lo que resulta en un ahorro de aproximadamente US $ 11,0 millones en intereses en efectivo en 2018. El préstamo es convertible a £ 0,45 por acción hasta el vencimiento en diciembre de 2021.

[Tecnicalpro]

Hoja de balance
Los activos netos del grupo aumentaron de US $ 125.5 millones a US $ 282.5 millones principalmente como resultado de la transacción combinada. El valor razonable provisional de los activos netos ingresados ​​en el balance general como resultado de la transacción combinada ascendió a US $ 125.1 millones con un crédito mercantil de US $ 35.8 millones reconocido debido al efecto de los impuestos diferidos. El análisis de los activos y pasivos incluidos en el balance como resultado de la combinación se incluye en la nota 14 a los estados financieros.



Los activos adquiridos en la transacción combinada y registrados a valor razonable incluyen US $ 132.2 millones con respecto a los activos productores, principalmente Chachahuen y La Brea, y otros US $ 161.8 millones relacionados con el crecimiento no convencional y de exploración, principalmente Mata Mora y Corralera.



Además de los activos adquiridos en la transacción combinada, en 2017 el grupo invirtió US $ 82.8 millones (2016: US $ 31.0 millones) principalmente en la evaluación de la superficie no convencional del grupo. El foco de esta inversión fue la continuación del trabajo de evaluación relacionado con Vaca Muerta y la ampliación de ese trabajo para incluir las formaciones Tight Agrio y las formaciones de Chachao.



En 2017, el grupo también continuó invirtiendo en nuevos pozos de producción en Chachahuen junto con su socio, YPF.

El grupo también mejoró sustancialmente los sistemas de procesamiento de petróleo y seguridad contra incendios en la concesión de Cerro Mollar.

[Tecnicalpro]

Revisión del director financiero


Introducción
Las finanzas del grupo en 2017 incluyen el rendimiento de Trefoil para todo el año más Andes desde el 10 de agosto de 2017, y se comparan con las cifras financieras de 2016 para la presentación independiente de Trefoil.



Visión de conjunto
Los ingresos del grupo para el año fueron de US $ 141.8 millones (2016: US $ 129.3 millones). El flujo de efectivo de las actividades operativas fue de US $ 7,0 millones (2016: US $ 32,6 millones) y el grupo finalizó el año con US $ 23,7 millones en efectivo disponible (2016: US $ 5,2 millones). El gasto de capital en el año fue de US $ 82.8 millones (2016: US $ 31.0 millones).



El EBITDAX ajustado para 2017 fue de US $ 40.6 millones y el EBITDAX fue de US $ 7.7 millones (2016: US $ 48.8 millones).



Los volúmenes de ventas de petróleo aumentaron a 2,319,184 bbl (2016: 1,974,924 bbl) debido a la inclusión de los volúmenes de Andes desde agosto de 2017. Los volúmenes de ventas de gas se mantuvieron estables en 165,063 Mm3 (2016: 163,800 Mm3).



Los precios del petróleo observados disminuyeron año con año de US $ 55.88 por barril en 2016 a US $ 50.46 por barril en el período actual. La disminución de los precios del petróleo se debió al régimen de precios regulados que gradualmente redujo el precio del petróleo mes a mes. A partir de octubre de 2017, el precio del petróleo ha sido desregulado. Luego de la desregulación, los precios logrados para la producción de petróleo del grupo han sido, en promedio, aproximadamente un 10% más bajos que el precio de referencia del crudo Brent cotizado. Los precios realizados se han recuperado algo en 2018 ya que el crudo Brent y otros puntos de referencia internacionales han tendido al alza.



Los precios del gas realizados aumentaron año tras año de US $ 3,08 por MMbtu en 2016 a US $ 4,07 por MMbtu en 2017, debido a los mejores precios de venta spot en la cuenca Austral.



El grupo realizó una pérdida operativa neta de US $ 275.0 millones (2016: ganancia de US $ 20.2 millones). La pérdida en el año actual fue después de gastos no recurrentes de US $ 32,9 millones (2016: cero), la gran mayoría de los cuales se relacionan con los costos incurridos como resultado de la transacción combinada y se incluyen dentro de los gastos administrativos.



El grupo registró una pérdida por deterioro de US $ 224,2 millones (2016: cero) relacionada con la amortización de la plusvalía reconocida como parte de la transacción combinada. En una combinación de negocios donde la contraprestación de compra dada toma la forma de acciones, el valor de la contraprestación se calcula por referencia al precio de cierre de la acción en el día de la transacción. Al cierre del 10 de agosto de 2017, el precio de la acción de la compañía era £ 0,49. Este precio relativamente alto de la acción resultó en una consideración de compra calculada de US $ 385.1 millones que resultó en una plusvalía de transacción de US $ 224.2 millones. Los activos y operaciones adquiridos se relacionan en su totalidad con la producción de petróleo y gas en Argentina y, como tales, no dan como resultado el acceso a nuevos mercados o clientes para el grupo. Reflejando esto y el hecho de que la producción de petróleo y gas es un negocio de productos básicos,



Estado de resultados
La utilidad bruta disminuyó año contra año en términos absolutos de US $ 32,2 millones en 2016 a US $ 8,4 millones en 2017. El porcentaje del margen bruto también disminuyó de 24,8% a 5,9%. La reducción de la rentabilidad se debe en gran parte a la disminución del precio del petróleo realizado y a la disminución natural de la producción de la base de activos convencionales, que tiene una mayor proporción de costos fijos.



Los costos de operación fueron de US $ 62.8 millones en 2017 en comparación con US $ 61.4 millones en 2016. La ganancia neta después de la deducción de regalías, impuestos brutos y gastos de operación fue de US $ 52.6 millones en comparación con US $ 45.1 millones en 2016. La ganancia neta promedió US $ 15.79 por boe en 2017 en comparación con US $ 16,68 por boe en 2016. Phoenix logró un netback mucho más alto por boe en su producción de cuenca Neuquina, en comparación con la cuenca Austral y Cuyana, debido a los menores gastos operativos en la cuenca Neuquina.



El costo de ventas incluye una depreciación de US $ 49.3 millones (2016: US $ 28.2 millones) relacionada con propiedades, planta y equipo.



Los activos convencionales del grupo continúan produciendo flujos de efectivo positivos. El grupo continuará invirtiendo en la perforación seleccionada, así como en la actividad de mantenimiento y reacondicionamiento relacionado con la base de producción convencional, siempre que los activos permanezcan en efectivo y el rendimiento de la inversión sea atractivo. El efectivo generado a partir de los activos de producción convencionales es un elemento importante en la financiación del plan de negocios acelerado para 2018.



Los gastos administrativos aumentaron en el año de US $ 7,6 millones a US $ 40,0 millones, en gran medida impulsados ​​por los costos de transacción incurridos en US $ 24,1 millones. Estos costos incluyen costos relacionados con el asesoramiento de transacciones, la diligencia legal y financiera y los honorarios de asesoría del mercado de capitales asociados con la preparación del documento de admisión AIM y la diligencia profesional asociada. Además, el grupo incurrió en US $ 2,2 millones de costos de indemnización relacionados directamente con la integración de las empresas y la reestructuración de los equipos administrativos y administrativos. Un adicional de US $ 2.4 millones se relacionó con otros honorarios y gastos profesionales únicos. También se reconoció un deterioro de valor de US $ 4,2 millones con respecto a una cuenta por cobrar anteriormente mantenida con respecto a un plan de incentivos para la producción de gas que, en opinión de la empresa, es poco probable que se recupere.



El grupo también reconoció una pérdida de US $ 8,2 millones (2016: cero) relacionada con la cesión del bloque Puesto Pozo Cercado. La licencia previamente contenida incluía compromisos de exploración muy altos que no estaban en línea con la dirección estratégica a largo plazo del grupo, por lo tanto, la licencia fue cedida.