26 de mayo de 2017 Andes Energia plc SREVIRA DE ALGO ???
ESTO ES DE LA P LONDRES
("Andes" o "la Compañía" o "Grupo")
Resultados finales del año finalizado el 31 de diciembre de 2016
El Directorio de Andes Energia se complace en informar los resultados finales del año finalizado el 31 de diciembre de 2016.
Año finalizado el 31 de diciembre
2016
2015
US $ m
US $ m
Ingresos
67.8
66.8
Operación (pérdida) / ganancia
(7.5)
2.8
EBITDA
14.6
16.8
Efectivo neto generado por actividades operativas
25.1
18.1
Aspectos destacados de 2016:
•
La tasa de producción promedio de 3.449 * boepd en 2016 (2015: 3.211 * boepd) con el aumento derivado principalmente de la
Campo convencional de Chachahuen
•
Un total de 98 pozos (brutos) fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos de inyector; 12 pozos exploratorios
incluyendo 1 pozo estratigráfico (cinturón de petróleo pesado) (2015: 57 pozos). 21 pozos se convirtieron en pozos de inyección en el
El bloque Chachahuen, con una producción promedio de 1,493 bpd netos para Andes en 2016; un aumento del 58% en comparación
con un promedio de 945 pbd en 2015. A fines de marzo de 2017, Chachahuen producía 1.768 bpd netos para Andes.
•
Terminación de actividades en Paraguay sin más obligaciones.
•
Precios promedio de venta en 2016 de US $ 59 y US $ 37 por barril en Argentina y Colombia, respectivamente (2015: US $ 71
y US $ 47 respectivamente).
•
Se realizó un descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio "Cerro Redondo x-1" que encontró 6 metros de petróleo neto
arenisca de la formación Rayoso (ciclo1).
•
Se realizó un segundo descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio "Cerro Morado Este x-1" que encontró 7 metros de petróleo neto
pagar en la arenisca de la formación Centenario.
•
Los precios del petróleo en Argentina convergen hacia los precios internacionales.
Post final del año destaca:
• Dos nuevas líneas de crédito con Mercuria Energy Trading SA. El primero, una instalación de US $ 20,000,000 para financiar el
actividades de perforación en Chachahuen y otros requisitos de capital de trabajo. El segundo, una instalación de US $ 40,000,000 para
financiar otras actividades de perforación de la Compañía, incluida la actividad en Vaca Muerta, donde la Compañía tiene
250,000 acres netos
• A fines de marzo de 2017, producción diaria actual: Argentina 2,518 bpd; Colombia 984 * boepd; total de 3.502 * boepd.
• Precios de venta actuales de aproximadamente US $ 52 y US $ 50 por barril en Argentina y Colombia, respectivamente.
• Nombramiento de Anuj Sharma como consejero delegado.
• Reestructuración de interés en Interoil y cambios propuestos a la junta y administración de Interoil como resultado de lo cual Andes
ya no se considerará que controla Interoil y ya no consolidará por completo Interoil.
Para más información póngase en contacto:
Andes Energia plc
Nicolas Mallo Huergo, presidente
Billy Clegg, Jefe de Comunicaciones
T: +54 11 5530 9920
Stockdale Securities
Antonio Bossi
David Coaten
T: +44 20 7601 6100
Panmure Gordon
Adam James
T: +44 207 886 2500
Atholl Tweedie
Tom Salvesen
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Camarco
Gordon Poole
T: +44 20 3757 4980
Revisión de persona calificada
De acuerdo con la guía de AIM para compañías de minería, petróleo y gas, el Sr. Juan Carlos Esteban ha revisado la información
contenido en este anuncio. El Sr. Juan Carlos Esteban, un Oficial del Grupo, es un ingeniero petrolero con más de 30
años de experiencia y es miembro de SPE (Society of Petroleum Engineers).
Nota para los editores:
Andes Energia plc es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas enfocada en activos en tierra en Sudamérica con una
capitalización de mercado de alrededor de £ 341m. La Compañía tiene sus principales operaciones en Argentina y Colombia.
La compañía tiene aproximadamente 21 * MMbbls de reservas 2P convencionales, y también cuenta con recursos potenciales certificados de
484 MMboe, principalmente en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta en Argentina y más de 7.5 millones de acres en el sur
America.
La compañía tiene aproximadamente 250,000 acres netos en la formación Vaca Muerta, que es el segundo mayor aceite de esquisto bituminoso.
depósito en el mundo y el único depósito productor de petróleo de esquisto fuera de América del Norte, que actualmente produce 45,000 boepd.
Más de 1,000 pozos ya han sido perforados y fracturados en la formación Vaca Muerta.
Andes es la única compañía cotizada de AIM en la Bolsa de Londres con exposición a la lutita Vaca Muerta.
* Incluye el 100% de las reservas netas de Interoil y la producción en la que Andes tiene una participación del 26.02%
Reporte anual
La Compañía publicará próximamente a los accionistas una copia del informe anual auditado correspondiente al año que finalizó el 31 de diciembre.
2016 junto con el aviso de la Reunión General Anual, que se realizará en las oficinas de CMS Cameron McKenna Nabarro
Olswang LLP, Cannon Place, 78 Cannon Street, Londres EC4N 6AF a las 10.00 a.m. del 30 de junio de 2016. El informe anual será
disponible en el sitio web del Grupo en
http://www.andesenergiaplc.com.ar después de haber sido publicado a los accionistas.
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INFORME ESTRATÉGICO
VISIÓN DE CONJUNTO
Andes Energia plc ("Andes" o la "Compañía" y con sus subsidiarias el "Grupo") es un gas y petróleo latinoamericano
grupo de producción, evaluación y exploración, con intereses en Argentina y Colombia. Nuestros resultados financieros auditados
incorporando los resultados de Andes junto con sus subsidiarias y operaciones conjuntas para el año que terminó el 31 de diciembre de 2016 son
se indica a continuación.
Año finalizado el 31 de diciembre
2016
2015
US $ m
US $ m
Ingresos
67.8
66.8
Operación (pérdida) / ganancia
(7.5)
2.8
EBITDA
14.6
16.8
Efectivo neto generado por actividades operativas
25.1
18.1
El Grupo registró un EBITDA de US $ 14.6 millones para el año 2016 (2015: US $ 16.8 millones) y una pérdida neta de US $ 26.3
millones (2015: pérdida de US $ 18,4 millones).
REVISION DEL NEGOCIO
La cartera de Andes incluye:
•
43 licencias
•
Más de 6.1 millones de acres netos de área de licencia
•
21 millones de bbl de reservas netas 2P en Argentina y Colombia
•
484 millones de bep de recursos contingentes y prospectivos netos
•
Producción promedio de 2016 de aproximadamente 3,449 * boepd
•
250,000 acres netos en Vaca Muerta
El Grupo tiene intereses en activos de producción, desarrollo y exploración. El grupo tiene 21 millones de barriles de red convencional
2P se reserva en Argentina y Colombia y recursos contingentes y prospectivos netos de 484 millones de bpe. Los grupos
las licencias cubren más de 6.1 millones de acres en Sudamérica y tiene aproximadamente 250,000 acres netos en Vaca Muerta
formación, que es el segundo depósito de petróleo de esquisto más grande del mundo y el único depósito de petróleo de esquisto que se produce fuera del norte
America. Más de 1,000 pozos ya han sido perforados y fracturados en la formación Vaca Muerta. Durante marzo de 2017, el
El grupo actualmente produce ~ 3,502 * boepd de 6 campos convencionales en Argentina y 4 campos convencionales en Colombia.
REVISIÓN OPERATIVA
Aspectos destacados de 2016:
•
La tasa de producción promedio de 3.449 * boepd en 2016 (2015: 3.211 * boepd) con el aumento derivado principalmente de la
Campo convencional de Chachahuen
•
Un total de 98 pozos (brutos) fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos de inyector; 12 pozos exploratorios
incluyendo 1 pozo estratigráfico (cinturón de petróleo pesado) (2015: 57 pozos). 21 pozos se convirtieron en pozos de inyección en el
El bloque Chachahuen, con una producción promedio de 1,493 bpd netos para Andes en 2016; un aumento del 58% en comparación
con un promedio de 945 pbd en 2015. A fines de marzo de 2017, Chachahuen producía 1.768 bpd netos para Andes.
•
Terminación de actividades en Paraguay sin más obligaciones.
•
Precios promedio de venta en 2016 de US $ 59 y US $ 37 por barril en Argentina y Colombia, respectivamente (2015: US $ 71
y US $ 47 respectivamente).
•
Se realizó un descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio "Cerro Redondo x-1" que encontró 6 metros de petróleo neto
arenisca de la formación Rayoso (ciclo1).
•
Se realizó un segundo descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio "Cerro Morado Este x-1" que encontró 7 metros de petróleo neto
pagar en la arenisca de la formación Centenario.
•
Los precios del petróleo en Argentina convergen hacia los precios internacionales.
Post final del año destaca:
• Dos nuevas líneas de crédito con Mercuria Energy Trading SA. El primero, una instalación de US $ 20,000,000 para financiar el
actividades de perforación en Chachahuen y otros requisitos de capital de trabajo. El segundo, una instalación de US $ 40,000,000 para
financiar otras actividades de perforación de la Compañía, incluida la actividad en Vaca Muerta, donde la Compañía tiene
250,000 acres netos
• A partir de marzo de 2017, producción diaria actual: Argentina 2,518 bpd; Colombia 984 * boepd; total de 3.502 * boepd.
• Precios de venta actuales de aproximadamente US $ 52 y US $ 50 por barril en Argentina y Colombia, respectivamente.
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• Nombramiento de Anuj Sharma como consejero delegado.
• Reestructuración de interés en Interoil y cambios propuestos a la junta y administración de Interoil como resultado de lo cual Andes
ya no se considerará que controla Interoil y ya no consolidará por completo Interoil.
Andes ha experimentado un fuerte desempeño de sus actividades convencionales y actualmente está revisando estrategias, teniendo en cuenta
cuenta las condiciones del mercado, para desarrollar su posición en la formación Vaca Muerta.
Argentina
Resumen
Tipo
Licencias de la provincia 2P reserva recursos
Corriente
producción
(MMbbls) (MMbbls)
(bbls / día)
Exploración / desarrollo / producción convencional / no convencional Mendoza
7
16.1
214.8
2,518
Exploración convencional
Mendoza
4
N / A
0.0
-
Exploración / desarrollo no convencional
Neuquén
2
N / A
170.9
-
Exploración convencional / no convencional
Río Negro
1
N / A
32.0
-
Exploración convencional / no convencional
Chubut
7
N / A
16.7
-
Exploración convencional
Salta
3
N / A
50.0
-
Exploración convencional
Mendoza
6
N / A
0.0
-
Total
30
16.1
484.4
2,518
Las siguientes áreas están en proceso de ser abandonadas. En la provincia de Mendoza; Zampal Norte, Coirón I y II, Pampa
del Sebo, San Rafael y Ñacuñan. En Chubut la Provincia: Río Senguerr, Sierra Cuadrada, Buen Pasto, Pampa Salamanca
Norte, Ñirihuau y 50% de Confluencia y San Bernardo.
Producción convencional
Chachahuen Sur (bloque de desarrollo)
Perforación de desarrollo y delineación
Un total de 98 pozos fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos de inyector; 12 pozos exploratorios incluyendo 1 estratigráfico
bien (cinturón de aceite pesado). 21 pozos productores se convirtieron en pozos inyectores.
Se planea perforar un total de 86 pozos en 2017: 55 pozos productores, 26 pozos inyectores y 5 pozos de evaluación. 19
los pozos productores están planificados para convertirse en pozos inyectores.
Producción de petróleo
A diciembre de 2016, el campo tenía 155 pozos productores en la corriente produciendo aproximadamente 7.629 bpd (red de 1.526 bpd a
Andes).
En la mayoría de los pozos (89%) se instaló el sistema de elevación artificial de la bomba de cavidad progresiva ("PCP") que es el más adecuado para la
condiciones de los pozos y ha demostrado ser eficiente en los campos petrolíferos vecinos.
Como parte de nuestras actividades de desarrollo continuo, la construcción de nuevas instalaciones comenzó según lo programado. Estos incluyen el
construcción de: una planta de tratamiento de aceite (60% completa); un oleoducto que conecta Desfiladero Bayo con el punto de venta en
Puesto Hernández y la instalación de una Transferencia de Custodia Automática de Arrendamiento utilizada para medir el volumen y la calidad de
el aceite (90% completado).
La primera etapa de recolección de gas asociado para el suministro de generadores de electricidad también se encargó, lo que reducirá
Costos operativos.
Recuperación de petróleo mejorada - Proyecto de inundación de agua
Bajo el proyecto de inundación de agua en curso durante el año, se perforaron 16 pozos de inyectores y se convirtieron 21 pozos de producción
en los pozos de inyector.
A diciembre de 2016, el proyecto alcanzó una tasa promedio de inyección de aproximadamente 10,000 bpd a través de un total de 47
pozos de inyección de agua.
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Actividades Exploratorias
Un total de 12 pozos exploratorios fueron perforados durante 2016 de los cuales 1 fue un pozo estratigráfico. De los otros pozos perforados; 2 son
aún siendo perforado; 3 están esperando completar; 2 están en evaluación; 2 descubrieron petróleo y 2 fueron abandonados.
Chachahuen Sur (Bloque de exploración)
Este bloque de exploración cubre un área de 478 km².
Cerro Redondo x-1
El pozo se encuentra aproximadamente a 4.3 km al noreste del pozo de descubrimiento "Chus x-2" en la evaluación "Chachahuen Sur"
bloque con el objetivo principal para analizar la arenisca del ciclo 1 de la formación Rayoso en el combinado
trampas estructurales / estratigráficas donde el sello updip es las arcilitas del Grupo Neuquén arriba de una discordancia.
El pozo fue perforado a una profundidad total de 1,810 metros. Una columna estratigráfica completa mostró petróleo en el proceso de perforación, y
el horizonte superficial encontró arenisca de reserva de buena calidad con un pago neto de petróleo de 6 metros. El pozo estaba encajonado en una
profundidad de 845 metros para probar la formación Rayoso. Después de la estimulación de fractura, el pozo producido, por flujo natural, 135 bpd con
un corte de agua de aproximadamente 15%. Se realizó una prueba de acumulación para evaluar aún más las propiedades de reservorio potenciales del ciclo
1 de la formación Rayoso.
El pozo entró en funcionamiento el 27 de junio de 2016 y después de un período de limpieza inicial producido a una tasa bruta de 81 bppd. Un lechón
sistema de elevación artificial de varilla fue instalado y el pozo está produciendo actualmente 58 bppd.
Cerro Morado Este x-1
El pozo está ubicado aproximadamente a 37 km al sureste del pozo de descubrimiento "Chus x-2", en el bloque "Chachahuen Centro" y
fue perforado para investigar una trampa estratigráfica / estructural combinada con el objetivo primario de la formación Centenario inferior.
El pozo fue perforado a una profundidad total de 596 metros. Se vieron espectáculos de petróleo en la formación Centenario superior. El superficial
horizonte encontró arenisca de reserva de buena calidad con un pago neto de petróleo de 7 metros.
Luego de una prueba de hisopado, se completó con un sistema de levantamiento artificial usando un PCP.
Durante la prueba de producción, el pozo se produjo a una tasa bruta promedio de 33 bpd, con un API de 18.6 y corte de agua de
aproximadamente 2.5%.
Chachahuen Norte (Bloque de exploración)
Se perforó con éxito un pozo estratigráfico "Chu.es-3" a una profundidad total de 300 metros con el objetivo principal de recolectar el núcleo
muestras de la formación Neuquén.
Como el reservorio en esta parte de la cuenca es de piedra arenisca no consolidada de grano grueso, se adoptaron procedimientos especiales durante
extracción de muestras, manipulación, envío y almacenamiento de las muestras.
Como resultado, 130 metros de núcleo se recuperaron con éxito y se enviaron al laboratorio para su análisis.
El análisis del núcleo mostró una porosidad del yacimiento del 25%; permeabilidad promedio de 400 md; y un pago neto máximo de 1.5
metros con una saturación de aceite de corte del 50%.
El operador planea completar Chu.es-3 instalando un calentador eléctrico en el fondo del orificio para permitir que las muestras de aceite sean
tomado.
Bloques Puesto Pozo Cercado y Chañares Herrados - Mendoza
La producción de petróleo disminuyó un 8% de 777 bppd en 2015 a 713 bppd en 2016 (neto para Andes).
La producción se vio afectada por la falla del sistema de bomba sumergible eléctrico en los pozos CH 1006 y CH 1023.
el operador planea llevar a cabo intervenciones adecuadas y cambiar el sistema de levantamiento artificial.
Bloque Vega Grande - Mendoza
Durante el año, la producción de petróleo se mantuvo estable a una tasa de 53 bpd. Andes tiene una participación del 100% en el bloque.
La producción de petróleo se mantuvo en el mismo nivel al minimizar las pérdidas en la producción de petróleo y el yacimiento petrolífero se mantuvo operativo
durante la temporada de invierno, a pesar de las condiciones climáticas adversas.
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Se está llevando a cabo una revisión de las instalaciones existentes, que incluyen: la instalación de un tanque de almacenamiento en la batería; un
actualización del sistema eléctrico; y la reparación del tratamiento térmico. Además, los pozos AMx-1 y TEx-1 han sido abandonados.
La Brea (Puesto Muñoz) - Mendoza
La producción de petróleo mostró una disminución menor de 5 bpd, cayendo de 58 bpd en 2015 a 53 bpd en 2016. Se mantuvo la producción
en el mismo nivel a través de la aplicación de estimulaciones ácidas en el pozo PMu.a-7. Andes tiene una participación de 100% en el
bloquear.
El Manzano Oeste (formación Agrio) - Mendoza
La producción de petróleo disminuyó 30%, cayendo de 40 bppd en 2015 a 28 bopd en 2016. Andes tiene una participación de 100% en
producción de la Formación Agrio.
El Manzano West (Otras formaciones) - Mendoza
En una empresa conjunta con YPF, el operador de bloque de la licencia, la producción disminuyó un 32%, cayendo de 28 bppd en 2015 a 19 bpd
en 2016 (neto de Andes). Andes posee un 40% de interés en la producción de formaciones distintas a la formación Agrio.
incluyendo Vaca Muerta.
Producción convencional / exploración no convencional
Zampal Norte - Mendoza
La concesión de exploración Zampal Norte se ubica en el norte de la Cuenca Cuyana y en el norte de la provincia de Mendoza
Provincia.
Como parte de la estrategia general para eliminar el riesgo de nuestra cartera exploratoria, hemos acordado con YPF mover los compromisos en
esta licencia (llevada por YPF) al bloque de Chachahuen y renunciar a esta licencia. La aprobación aún está pendiente.
Pampa del Sebo, Coirón I y Coirón II - Mendoza
Debido a limitaciones medioambientales, el operador no pudo obtener los permisos necesarios requeridos. El operador ahora
buscando revertir las licencias.
Ñacuñan y San Rafael - Mendoza
Una evaluación realizada por el operador consideró que estos bloques tienen una prospectividad muy baja y como parte de nuestra estrategia
para poner en riesgo la cartera de exploración que estas licencias están en proceso de ser abandonadas.
Bloque Ñirihuau - Chubut
Después de haber completado el primer período exploratorio y haber cumplido los compromisos de trabajo, la administración ha decidido renunciar
esta área.
Colombia
Andes tiene participaciones en 9 licencias de exploración y a través de su 26% de participación indirecta en Interoil Exploration & Production ASA
("Interoil"), 2 licencias de exploración adicionales y 2 licencias de producción (Altair y Puli C). Durante el año dos de Andes
las licencias de exploración fueron abandonadas debido a la baja prospectividad (YDND 2 y YDND
.
Al 31 de diciembre de 2016, Andes tenía una participación controladora indirecta de 26% en Interoil, que opera exploración y producción
licencias de petróleo y gas en las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Llanos y tiene más de 30 años de experiencia operativa en
Colombia. Interoil tiene reservas netas de 2P de 4.6 millones de boe.
En 2016, la producción neta promedio antes de regalías de Puli C y Altair fue de 1,091 boepd en comparación con 1,333 boepd en
2015. La producción promedio disminuyó durante 2016 como resultado de las restricciones de presión del sistema y el bajo nivel de nuevas
inversión debido al aplazamiento de nuevos proyectos en las condiciones actuales del mercado.
Campo Puli
La estructura en Puli C es compleja y el equipo técnico ha estado trabajando en un nuevo modelo estático que será la base para una
modelo dinámico. El modelo dinámico explicará mejor el comportamiento de los principales reservorios productores en la estructura.
Simultáneamente, un programa de mantenimiento mejorado, que incluye nuevas bombas y corte de parafina, para disminuir la
la producción diferida debido al mal funcionamiento en el subsuelo y el equipo de superficie, se ha implementado y los resultados
obtenido, fueron muy positivos.
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Campaña Workovers
Se planifica un nuevo programa de reacondicionamiento una vez que se completa el nuevo trabajo de modelado estático y dinámico.
Licencias de exploración
Andes está llevando a cabo estudios geológicos, interpretación petrofísica y reprocesamiento de datos sísmicos existentes en su
licencias de exploración en Colombia. En los bloques YDND-5, YDND-8 e YDLLA-2, se tomaron muestras de gas del suelo durante
la estación seca como parte de nuestros compromisos de licencia.
En los bloques LLA-2, LLA-28 y LLA-79, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ("ANH") aprobó el cambio de
compromisos desde la adquisición sísmica hasta el muestreo geoquímico. Esta actividad se realizará durante la estación seca en
2017.
Andes también ha presentado a la ANH una propuesta para reemplazar los compromisos de actividades sísmicas existentes en LLA-12 y LLA-
49 con trabajos de levantamiento geoquímico. Una decisión de la ANH aún está pendiente.
En Interoil, un acuerdo para transferir los compromisos de exploración asignados por US $ 22 millones en COR-6 a Altair y LLA-47
fue acordado con la ANH y confirmado por la oficina del Fiscal General, sujeto a la aprobación del Tribunal. Las obligaciones incluyen
muestreo geoquímico de alta densidad de 10,000 puntos de superficie para tomar en Altair y 20,000 en LLA-47, tanto para ser
completado en marzo de 2017, además de perforar 1 pozo estratigráfico en la licencia Altair y 2 pozos exploratorios en el
Licencia de Altair; todos los pozos se completarán en abril de 2018. Sin embargo, el Tribunal no ratificó el acuerdo y la Compañía
presentó una moción de reconsideración, que fue rechazada por el Tribunal.
En diciembre de 2016, Interoil aseguró un acuerdo con SLS Energy ("SLS"), en virtud del cual SLS asumirá
responsabilidad del 90% del gasto de capital para el pozo Turaco en Altair y del 60% del gasto de capital para 3 pozos en LLA-47. los
la consideración será, respectivamente, el 85% de los ingresos operativos netos después de impuestos del pozo Altair y el 36% una vez que el costo de
la inversión ha sido recuperada, y el 43% de los ingresos operativos netos después de impuestos de los pozos en LLA-47, y el 22% una vez
el costo de la inversión ha sido recuperado.
Paraguay
Basado en un análisis de los datos recopilados y como parte de nuestra estrategia para priorizar proyectos de bajo riesgo en un momento de baja
precios internacionales del petróleo, la administración de Andes ha decidido renunciar al área, después de haber completado la fase 1 de su
Compromisos exploratorios.
RENDIMIENTO COMERCIAL
Los ingresos por operaciones aumentaron de US $ 66.8 millones en 2015 a US $ 67.8 millones en 2016. La producción promedio ha
aumentó de 3.211 * boepd en 2015 a 3.449 * boepd en 2016. Las actividades de exploración y desarrollo continúan y la
Group espera ver el beneficio de estos programas en los próximos años.
RENDIMIENTO FINANCIERO
Los ingresos aumentaron a US $ 67.8 millones en comparación con US $ 66.8 millones en 2015. La pérdida antes de impuestos ascendió a US $
28.4 millones en comparación con una pérdida antes de impuestos de US $ 12.4 millones en 2015. El margen de utilidad bruta cayó de 32% a 25%
principalmente debido a mayores cargos por depreciación y mayores costos de transporte.
El EBITDA ha disminuido a US $ 14.6 millones (2015: US $ 16.8 millones).
Los activos totales del Grupo cayeron de US $ 265.3 millones a fines de 2015 a US $ 236.8 millones a fines de 2016, en parte debido
al impacto de la devaluación del peso argentino en 2016. La devaluación del peso argentino y la libra esterlina
resultó en US $ 12.6 millones de diferencias de conversión reconocidas en la pérdida integral del año (2015: US $).
56,9 millones) principalmente relacionados con activos intangibles y PP & E, que se llevan en la moneda funcional de AR $, y lo hace
no refleja un deterioro en el valor en libros de estos activos.
Los pasivos corrientes netos fueron de US $ 23.5 millones al final del año en comparación con U $ S 0.8 millones a fines de 2015.
Al cierre del año, el Grupo tenía efectivo y recursos en efectivo restringidos de US $ 21,7 millones en comparación con US $ 27,3 millones al final
de 2015. La administración de Andes considera que la posición de efectivo actual junto con el flujo de caja libre generado a partir de
actividades y facilidades de crédito disponibles, será suficiente para cumplir con sus requisitos de capital de trabajo en curso y
compromisos de inversión. Los directores no recomendarán el pago de un dividendo.
GANANCIAS POR ACCIÓN
La pérdida básica y diluida por acción fue de 3.76 centavos en 2016 en comparación con 2.68 centavos en 2015.
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INDICADORES CLAVE DE RENDIMIENTO
Los directores usan una gama de indicadores de desempeño para monitorear el progreso en el cumplimiento de los objetivos estratégicos del Grupo,
evaluar el rendimiento real contra los objetivos y ayudar a la gestión del negocio y considerar que lo siguiente es relevante en
evaluando el rendimiento
Ventas:
Las ventas proporcionan una medida de la actividad del Grupo que está influenciada por los niveles de producción y los precios del petróleo. Los ingresos aumentaron en
De US $ 1 millón a US $ 67.8 millones en 2016.
Precio:
El precio promedio de las ventas de petróleo en Argentina en 2016 fue de US $ 59 por barril en comparación con US $ 71 por barril en 2015.
El precio promedio de las ventas de petróleo en Colombia en 2016 fue de US $ 37 por barril en comparación con US $ 47 por barril en 2015.
Los precios internos del petróleo en Argentina están convergiendo hacia niveles de precios internacionales.
Producción:
La producción se mide en barriles de petróleo por día y la producción promedio aumentó de 3.211 * boepd en 2015 a 3.449 *
Boepd en 2016, que se debe principalmente al aumento de la producción en Chachahuen.
Recursos y reservas
El Grupo tiene 21 millones de bbl de reservas 2P netas en Argentina (16.1 millones de bbl) y Colombia (4.6 millones de bep) y neto
recursos contingentes y prospectivos de 485 millones de boe.
Programas de trabajo:
Un total de 98 pozos fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos de inyector; 12 pozos exploratorios incluyendo 1 estratigráfico
bien (cinturón de aceite pesado). 21 pozos productores se convirtieron en pozos inyectores.
EVENTOS SIGNIFICATIVOS DESPUÉS DE LA FECHA DEL BALANCE
El 29 de marzo de 2017, la Compañía suscribió dos nuevas líneas de crédito con Mercuria Energy Trading SA La primera, a $
20,000,000 de instalaciones para financiar las actividades de perforación en Chachahuen (el campo de producción de la Compañía en sociedad con YPF)
y otros requisitos de capital de trabajo. El segundo, una instalación de US $ 40,000,000 para financiar otras actividades de perforación del
Compañía, incluida la actividad en Vaca Muerta, donde la Compañía tiene 250,000 acres netos.
Con respecto a las licencias de Interoil, Interoil eligió combinar los compromisos de fase 1 y 2 bajo la licencia LLA-47
acuerdo, que fue aprobado por la ANH. Interoil ahora tiene el compromiso de perforar 10 pozos antes del 10 de febrero de 2020 y
espera haber completado la perforación de los primeros tres pozos en mayo de 2017. Interoil también eligió combinar la fase 1 y 2
compromisos bajo el acuerdo de licencia de Altair, que también fue aprobado por la ANH. En Altair, Interoil ahora tiene una
compromiso de perforar 2 pozos antes de enero de 2019.
En marzo de 2017, la ANH envió una carta invitando a Interoil a pagar US $ 22 millones de conformidad con el reclamo de daños y perjuicios de la ANH.
incumplimiento del contrato de licencia COR-6. Esta no es una orden de pago obligatoria y la compañía ha respondido a la ANH
reiterando su posición y su continua disposición a formalizar el acuerdo alcanzado con la ANH para transferir el COR-6
compromisos de licencia para las licencias Altair y LLA-47. La compañía todavía es optimista de que una solución mutuamente aceptable
se puede contactar con la ANH y continuará buscando todas las alternativas legales.
En marzo de 2017, Interoil anunció que las operaciones de perforación habían comenzado en Altair. El pozo fue perforado a una profundidad total de 6,800
pies y probado para el aceite en la sección superior de la formación C7. Las pruebas continuarán para determinar el tamaño del aceite
acumulación para su evaluación comercial para producción y desarrollo posterior. La plataforma se movió a LLA-47 para
el programa de perforación planificado en esta licencia.
A fines de marzo, la Compañía anunció que Alejandro Jotayan había renunciado al directorio y su posición como
Consejero Delegado de Anuj Sharma nombrado consejero delegado no consejero y con Nicolas Mallo
Huergo asumiendo el papel de Presidente Ejecutivo de manera interina.
En mayo, la compañía anunció una reestructuración de su participación en Andes Interoil Limited ("AIL"), que posee una participación del 51%.
en Interoil. La Compañía tiene una participación del 51% en AIL y Canacol Energy Ltd el 49% restante. Además de un acuerdo
con Canacol, Canacol transfirió todas sus acciones en AIL a la Compañía a cambio de que la Compañía transfiriera a Canacol
16.172.052 acciones en Interoil actualmente en poder de AIL. Después de estas transacciones, el interés económico de la Compañía en
Interoil se mantendrá sin cambios al 26% del capital social total y los votos de Interoil a través de su propiedad total
filial AIL. Además, siguiendo los cambios propuestos a la composición del consejo y la alta dirección de Interoil,
Se ha determinado que, sujeto a la implementación de estos cambios, ya no se considerará que la Compañía controla
Interoil. Por lo tanto, Interoil ya no se consolidará por completo y avanzará el 26% de los resultados y el neto de Andes.
los activos de Interoil se contabilizarán como patrimonio en los resultados consolidados del Grupo.
Página 9
9
No hubo otros eventos significativos después de la fecha del balance general.
PANORAMA
Operacionalmente, el 2017 comenzó bien, con la producción del Grupo en marzo de 2017 actualmente en 2.518 bpd en Argentina y 984 *
boepd en Colombia; un total de 3,502 boepd.
Andes, con su socio YPF, la petrolera estatal argentina, tiene 86 pozos nuevos planificados en 2017, 5 pozos de evaluación, 55
pozos de producción y 26 pozos inyectores. Además, se esperan 19 reconversiones. De los 86 planeados
pozos, se han perforado 30 pozos desde principios de 2017. Los pozos se financiarán principalmente con efectivo de producción en el campo
flujo y facilidades de crédito disponibles.
Para las licencias de Andes en Colombia, se está llevando a cabo una agresiva campaña de exploración de estudios geoquímicos como parte de
las actividades de inversión comprometidas con la ANH. En Interoil, una campaña de perforación de 1 pozo de exploración en la licencia Altair
y entre 2 y 4 pozos de exploración en la licencia LLA-47 están actualmente en curso.
Nicolas Mallo Huergo
Presidente ejecutivo
* Incluye el 100% de las reservas y producción netas de Interoil en las cuales Andes tiene un 26% de interés económico.
Página 10
10
CUENTA DE RESULTADOS CONSOLIDADA
PARA EL AÑO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE
2016
2015
US $ '000
US $ '000
Ingresos
67.768
66,815
Costo de producción
(50,945)
(45,705)
Beneficio bruto
16,823
21,110
Costos de exploración
(2,317)
(577)
otro ingreso operativo
1,491
4,010
Cargo por deterioro
(7,065)
-
Costos de distribución
(3,471)
(4,657)
Gastos administrativos
(12,961)
(17,049)
Operación (pérdida) / ganancia
(7,500)
2,837
Ingresos financieros
6,887
9,343
Costos financieros
(27,803)
(24,627)
Pérdida antes de impuestos
(28,416)
(12,447)
Impuestos
2,140
(5,938)
Pérdida del año
(26,276)
(18,385)
Pérdida atribuible a:
Titulares de acciones de la matriz
(22,766)
(15,226)
sin control de intereses
(3,510)
(3,159)
(26,276)
(18,385)
Pérdida por acción ordinaria
Centavos
Centavos
Pérdida básica y diluida por acción
(3.76)
(2.68)
Página 11
11
DECLARACIÓN CONSOLIDADA DE INGRESO COMPRENSIVO
PARA EL AÑO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE
2016
2015
US $ '000
US $ '000
Pérdida del año
(26,276)
(18,385)
Diferencias de traducción
(12,567)
(56,869)
Pérdida integral total del año
(38,843)
(75,254)
Pérdida integral total atribuible a:
Titulares de acciones de la matriz
(35,333)
(72,095)
sin control de intereses
(3,510)
(3,159)
(38,843)
(75,254)
Los artículos anteriores no serán posteriormente reclasificados a pérdidas y ganancias.
Pagina 12
12
ESTADO CONSOLIDADO DE POSICIÓN FINANCIERA
AL 31 DE DICIEMBRE
2016
2015
US $ '000
US $ '000
Activos no corrientes
Activos intangibles
94,829
109,258
Propiedad, planta y equipo
82,474
94,145
Activos financieros disponible para la venta
5,655
5,599
Comerciales y otras cuentas a cobrar
8,945
10,039
Activos por impuestos a la renta diferidos
3,072
1,547
Total del activo no corriente
194,975
220,588
Activos circulantes
Inventarios
945
1.954
Activos financieros disponible para la venta
2,316
1,414
Comerciales y otras cuentas a cobrar
16,837
14,088
Efectivo restringido
9,070
9,593
Efectivo en banco y en mano
12,630
17.702
Total de activos corrientes
41,798
44,751
Pasivo circulante
Comerciales y otras cuentas a pagar
37,757
22,644
Pasivos financieros
27,157
22,259
Provisiones
409
691
Total pasivos corrientes
65,323
45,594
Pasivos no corrientes
Comerciales y otras cuentas a pagar
16,092
18,169
Pasivos financieros
78,840
76,767
Pasivos por impuestos a la renta diferidos
27,782
38,005
Provisiones
4,076
3,596
Total pasivo no corriente
126,790
136,537
Activos netos
44,660
83,208
Capital y reservas
Llamado capital social
98,414
98,414
Compartir cuenta premium
86,865
86,865
Otras reservas
(138,990)
(126,423)
Ganancias retenidas
(786)
21,685
Patrimonio atribuible a los accionistas de la matriz
45,503
80,541
sin control de intereses
(843)
2,667
Equidad total
44,660
83,208
Página 13
13
ESTADO CONSOLIDADO DE CAMBIOS EN LA RENTA VARIABLE
PARA EL AÑO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE
Convocado
Compartir retenido
Otro
Equidad
No-
Total
reservas de ganancias de primas de capital
atribuible
controlador
equidad
a la equidad
intereses
titulares
del padre
US $ '000 US $' 000 US $ '000 US $' 000
US $ '000
US $ '000 US $' 000
A 1 de enero de 2015
90,164
73,248
34,700 (69,554)
128,558
- 128,558
Pérdida del año
-
- (15,226)
-
(15,226)
(3,159) (18,385)
Diferencias de traducción
-
-
- (56,869)
(56,869)
- (56,869)
Pérdida integral total del año
-
- (15,226) (56,869)
(72,095)
(3,159) (75,254)
Emisión de acciones ordinarias
8,250
13,617
-
-
21.867
- 21,867
Valor razonable de los pagos basados en acciones
-
-
332
-
332
-
332
Adquisición de subsidiaria
-
-
-
-
-
4,653
4,653
Reducción del interés en subsidiaria
-
-
1,879
-
1,879
1,173
3,052
Al 31 de diciembre de 2015
98,414
86,865
21,685 (126,423)
80,541
2,667
83,208
Pérdida del año
-
- (22,766)
-
(22,766)
(3,510) (26,276)
Diferencias de traducción
-
-
- (12,567)
(12,567)
- (12,567)
Pérdida integral total del año
-
- (22.766) (12,567)
(35,333)
(3,510) (38,843)
Valor razonable de los pagos basados en acciones
-
-
295
-
295
-
295
A 31 de diciembre de 2016
98,414
86,865
(786) (138,990)
45,503
(843)
44,660
Otras reservas
Fusión
Orden
Traducción
Diferido
Total
reserva
reserva
reserva de consideración
otro
reserva reservas
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000 US $' 000
A 1 de enero el año 2015
55487
2,105
(133,172)
6026 (69554)
Las diferencias de conversión
-
-
(56869)
- (56869)
pérdida integral total del año
-
-
(56869)
- (56869)
Al 31 de diciembre el año 2015
55487
2,105
(190,041)
6026 (126423)
Las diferencias de conversión
-
-
(12567)
- (12567)
pérdida integral total del año
-
-
(12567)
- (12567)
Al 31 de diciembre el año 2016
55487
2,105
(202,608)
6026 (138990)
Página 14
14
ESTADO CONSOLIDADO DE FLUJO DE CAJA
PARA EL 31 DE DICIEMBRE
2016
2015
US $ '000 US $' 000
Efectivo generado por las operaciones
25.761 18.751
Impuesto pagado
(705)
(643)
Los flujos netos de efectivo procedentes de las operaciones
25.056 18.108
Los flujos de efectivo de actividades de inversión
Adquisición de propiedades, planta y equipo
(20.374) (24.418)
Las ganancias de la venta de propiedades, planta y equipo
-
17
Las ganancias de venta de la participación en la filial
-
814
Compra de los activos de exploración
(7739) (2233)
Compra de activos financieros
(1178) (6402)
Adquisición de red subsidiaria de efectivo adquirido
- 12018
Las ganancias de la venta de las inversiones en empresas del grupo
- 3128
El efectivo neto utilizado en actividades de inversión
(29.291) (17.076)
Los flujos de efectivo por actividades de financiación
Reembolsos de préstamos
(18967) (1794)
Los fondos de los préstamos
21013
6107
Pago interesado
(1673)
(837)
Interés recibido
204
392
Resultado de la emisión de acciones
- 12315
El efectivo neto generado por las actividades de financiación
577 16183
Las pérdidas de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo
(1937)
(564)
(Disminución) / aumento en el efectivo y equivalentes
(5595) 16 651
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año
27,295 10,644
Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año
21.700 27.295
Página 15
15
1.
INFORMACIÓN GENERAL
La información financiera que figura en el presente documento no comprenden las cuentas legales del grupo para el año
31 de diciembre el año 2016 o el 31 de diciembre de 2015.
La información financiera se ha extraído de las cuentas legales de la Compañía por los años terminados en diciembre 31
2016 y el 31 de diciembre de 2015. Los auditores informaron sobre esas cuentas; sus informes eran sin reservas y no contienen una
declaración bajo la Sección 498 (2) o la Sección 498 (3) de la Ley de Sociedades de 2006.
La Compañía ha producido sus cuentas reglamentarias para el 31 de diciembre 2016, de acuerdo con Internacional
Normas de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea y de acuerdo con las políticas contables del Grupo
que son las mismas que se establece en las cuentas de 2014 estatutarias.
El estatuto contable para el 31 de diciembre el año 2015 se han entregado al Registro de Sociedades, mientras que
los del 31 de diciembre de 2016 no se entregarán al Registrador de Empresas siguientes Anual de la Compañía
Reunión general.
2.
INFORMES DE SEGMENTOS
NIIF 8 requiere segmentos operativos ser identificado sobre la base de los informes internos que son revisados regularmente por el jefe
tomador de decisiones operativas, que en el caso del grupo es considerado como el Directorio de la Compañía. un operativo
segmento es un componente de la entidad que desarrolla actividades de negocio por las que puede obtener ingresos e incurrir en gastos
y cuyos resultados son revisados regularmente por la junta. La Junta considera que opera y comentarios segmentos en función de
ubicación geográfica. segmentos geográficos reportables del Grupo fueron Colombia y Argentina. Los monitores de mesa
el rendimiento del negocio mediante el análisis de los ingresos y el EBITDA de cada segmento.
El siguiente es un análisis de ingresos, resultados y EBITDA del Grupo por segmento operativo:
2016
2015
Argentina Colombia sin asignar
Total
Argentina Colombia sin asignar
Total
Análisis de ingresos y beneficios:
Corporativo
Corporativo
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
Ingresos
52685
15,083
-
67768
49052
17763
-
66815
La utilidad de operación / (pérdida)
(3737)
(1541)
(2222)
(7500)
3,528
3,120
(3811)
2,837
Ingresos financieros
3,176
1,417
2,294
6887
629
1,629
7.085
9343
Costos financieros
(8257)
(3814)
(15732)
(27803)
(8247)
(2238)
(14142)
(24627)
Pérdida antes de impuestos
(8818)
(3938)
(15660)
(28416)
(4090)
2,511
(10868)
(12447)
Impuestos
1353
787
-
2,140
(1662)
(4276)
-
(5938)
Resultado del ejercicio
(7465)
(3151)
(15660)
(26276)
(5752)
(1765)
(10868)
(18385)
Añadir: Depreciación y amortización
8,464
6,538
-
15,002
9,018
4891
-
13909
Añadir: Los cargos por deterioro
7065
-
-
7065
-
-
-
-
Menos: Ingresos financieros
(3176)
(1417)
(2294)
(6887)
(629)
(1629)
(7085)
(9343)
Añadir: Los gastos financieros
8257
3814
15,732
27803
8247
2,238
14142
24627
Añadir: Fiscal
(1353)
(787)
-
(2140)
1,662
4,276
-
5,938
EBITDA
11792
4997
(2222)
14567
12546
8011
(3811)
16.746
3.
INGRESOS FINANCIEROS
2016
2015
US $ '000
US $ '000
Diferencias de cambio
5032
8234
Los intereses y rendimientos asimilados
1,855
1,109
6887
9343
4.
COSTOS FINANCIEROS
2016
2015
US $ '000
US $ '000
Las pérdidas de cambio
11031
6355
Los costos de intereses
16,772
18,272
27803
24627
5.
IMPUESTOS
Página 16
dieciséis
2016
2015
US $ '000
US $ '000
El impuesto corriente
(4548)
(4105)
Impuestos diferidos
6688
(1833)
carga fiscal / (crédito)
2,140
(5938)
Pérdidas de las actividades ordinarias antes de impuestos
(28416)
(12447)
Impuesto a la pérdida de al tipo general del 35% (2015: 35%)
9,946
4356
Efectos de:
Gastos no deducibles a efectos fiscales
(4934)
(2006)
Efecto de los artículos no imponibles
28
1,194
Las diferencias debido al efecto de los movimientos del tipo de cambio
3.031
(2186)
las pérdidas fiscales para las que se hayan reconocido activos por impuestos diferidos
(5931)
(7296)
Total cargo por impuesto / (crédito)
2,140
(5938)
El Grupo está sujeto a una serie de diferentes regímenes fiscales en los países en los que opera. Al final de 2016, la
países en los que el grupo tuvo la mayoría de las actividades son Argentina y Colombia. Como la mayoría de las operaciones del Grupo
se basan en la Argentina la tasa de impuestos de este país se ha utilizado como la tasa de impuesto ficticio para realizar la reconciliación anteriormente.
Bajo el alivio grupo legislación fiscal argentina, permitiendo ganancias fiscales a compensar contra las pérdidas fiscales de las empresas con el mismo
grupo, no está disponible.
La tasa de impuesto utilizado para las 2016 y 2015 conciliaciones anteriores es una tasa impositiva corporativa nocional de 35% basado en la tasa
a cargo de entidades corporativas en Argentina en ganancias fiscales según la legislación fiscal en esa jurisdicción, que la Junta cree es la
más base adecuada para el uso dado el hecho de nuestras principales operaciones se basan en la Argentina. No hay ningún impuesto que surja en cualquier artículo
en el estado consolidado de resultados integrales.
El Grupo está obligado a pagar un impuesto a la ganancia mínima presunta del tipo de gravamen aplicable (1%) para las filiales argentinas,
calculado sobre el importe de los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a la renta
y la responsabilidad fiscal del Grupo en cada ejercicio coincidirá con el mayor de la ganancia mínima presunta y el impuesto sobre la renta para
el año. Si el impuesto a la renta mínima presunta para un ejercicio determinado excede la cantidad de impuesto sobre la renta, dicho exceso podrá
ser llevado adelante como un pago parcial de impuestos sobre la renta para cualquiera de los diez ejercicios siguientes.
La tasa de impuesto de Colombia para el año a 31 de diciembre el año 2016 fue del 39% (2015: 39%), que incluía el 25%
tasa de: (2015 25%) de ingreso general impuesto y el impuesto equidad ( “CREE”) a 14% (2015: 14%).
De acuerdo con la NIC 12, en donde la declaración de impuestos de una entidad se prepara en una moneda distinta de su moneda funcional, cambios
en el tipo de cambio entre las dos monedas generar diferencias temporales con respecto a la valoración de carácter no monetario
activos y pasivos, que son reconocidos en el estado de resultados.
6.
PÉRDIDA por acción ordinaria de operaciones continuas
La pérdida básica por acción se calcula dividiendo la pérdida neta del ejercicio atribuible a los accionistas ordinarios del Grupo de
el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el año. La pérdida básica y diluida por acción son la
mismo que no hay instrumentos que tienen un efecto dilutivo sobre las ganancias.
2016
2015
Centavos
Centavos
La pérdida básica y diluida por acción
(3,76)
(2,68)
La pérdida básica y diluida ajustada por acción
(3,76)
(2,68)
US $ '000
US $ '000
Resultado del ejercicio atribuible a los accionistas
(22766)
(15226)
pérdida ajustada del ejercicio atribuible a los accionistas
(22766)
(15226)
No.'000
No.'000
número medio ponderado de acciones
605505
569064
Efecto de las órdenes de dilutivo
-
-
Página 17
17
Diluida promedio ponderado de las acciones
605505
569064
No.'000
No.'000
número potencial de órdenes dilutivo
59240
59240
Las órdenes se consideran no dilutivo para los fines de este cálculo.
7.
PASIVOS FINANCIEROS
El grupo
La compañia
31-Dec-16 31-Dec-15 31-Dec-16 31-Dec-15
US $ '000 US $' 000
US $ '000
US $ '000
Corriente
Los préstamos bancarios
5264
7235
-
-
Otros préstamos
20315
13513
9,158
11562
Arrendamiento financiero
-
25
-
-
intereses financieros devengados
1,578
1,486
906
1219
27157
22259
10,064
12781
El grupo
La compañia
31-Dec-16 31-Dec-15 31-Dec-16 31-Dec-15
US $ '000 US $' 000
US $ '000
US $ '000
No corriente
Cautiverio
34719
33522
-
-
Los préstamos bancarios
-
3150
-
-
Otros préstamos
33345
35094
31697
31.696
intereses financieros devengados
10.776
5001
9,007
4,406
78840
76767
40704
36102
El total de pasivos financieros
105997
99026
50768
48883
En 2016 los pasivos financieros incluyen un préstamo convertible US $ 14.7 millones sin garantía que lleva intereses a una tasa del 11%
pagadero en de mayo de de 2018; un préstamo convertible sin garantía $ 26,0 millones que lleva un tipo de interés del 11% pagadero en
De marzo de 2023; un $ 0,2 MILLONES sin garantía de Estados Unidos que lleva un interés a una tasa del 10% a fondo perdido dentro de los 5 años a partir de la fecha de
drawdown; un préstamo sin garantía de US $ 1,6 millones que lleva un interés del 13% con plazos de amortización que se acuerden; una U $ S 7,0
millones de préstamo garantizado que lleva el interés en el 9,5% a fondo perdido + LIBOR en agosto de 2017 un bono de US $ 36,0 millones que lleva
intereses a una tasa de 6% por año reembolsables en enero de 2020; un préstamo de $ 3.2 millones de dólares que lleva un tipo de interés del 5,5% +
pagadero en cuotas LIBOR en abril de 2017 un préstamo garantizado $ 2.1 millones de dólares que lleva a un tipo de interés del 3,5% + DTF
reembolsable en cuotas en julio de 2017. un $ 5.5 MILLONES sin garantía de Estados Unidos que lleva el interés en el 9,5% + LIBOR
plazos de amortización que se acuerden; un $ 2.8 MILLONES sin garantía de Estados Unidos que lleva a un interés del 14% a fondo perdido en julio de 2017 US $ 0.4
préstamo sin garantía que lleva el interés entre el 0% y el 4% a fondo perdido en junio de 2017 y US $ 6,4 millones de préstamos denominados AR $
que carry intereses a tasas de entre 18% a 36% reembolsables dentro de los 3 años alguna porción de los cuales se clasifican como corrientes.
En 2015 los pasivos financieros incluyen un préstamo convertible de US $ 13.2 millones de sin garantía que lleva intereses a una tasa del 11%
reembolsables en junio de 2018; un préstamo convertible sin garantía $ 22,9 millones, que lleva a un tipo de interés del 11% pagadero en
De marzo de 2023; un $ 0,2 MILLONES sin garantía de Estados Unidos que lleva un interés a una tasa del 10% a fondo perdido dentro de los 5 años a partir de la fecha de
drawdown; un $ 1.6 MILLONES sin garantía de Estados Unidos que lleva a un interés del 10% pagado en enero de 2016; un US $ 5,5 millones sin garantía
préstamo que lleva a un interés del 9,5% + LIBOR pagado en febrero de 2016; un bono $ 33,5 millones están interés que lleva a una tasa de
6% anual a fondo perdido en enero de 2020; un préstamo de US $ 8.7 millones de dólares que lleva a un tipo de interés del 5,5% + LIBOR reembolsable en
cuotas en abril de 2017 un préstamo de US $ 1.7 millones de dólares que lleva a un tipo de interés del 3,5% + DTF reembolsable en cuotas por
De julio de de 2016; un Préstamo de $ 5.5 millones de sin garantía que lleva un interés del 9,5% + LIBOR pagado en febrero de 2016; y US $ 6,2
millón de préstamos denominados AR $ que llevan a tasas de interés de entre 18% a 27% a fondo perdido dentro de los 3 años una parte de
que se clasifican como corrientes.
8.
compromisos de capital
Durante los próximos 2 a 6 años, el Grupo tiene compromisos de licencia para cumplir con los programas de adquisición sísmica y la perforación de
pozos de exploración. El Grupo tiene acuerdos de adquisición de derechos con terceros para financiar estos compromisos en un número de su
licencias y mirarán para asegurar nuevos acuerdos de adquisición de derechos o de fondos directamente los compromisos en el marco de las otras licencias
principalmente de su flujo de caja operacional.
En Argentina el Grupo tiene una participación en cuenta en la fase de exploración de la mayoría de sus licencias. Cuando el Grupo hace
no tener un interés llevado hay compromisos para completar 2 reacondicionamientos y 3 pozos exploratorios entre 2.017 y 2.019.
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18
El compromiso de los 2 trabajos de reacondicionamiento se cumplió en 2016. Las actividades de desarrollo futuro en la parte norte de Chachahuen
están bajo discusión con el regulador.
En Colombia en relación con las licencias en poder de los Andes, en 5 licencias existen compromisos para completar geoquimic y 5
pozos exploratorios a finales de 2018 y 2019. En 3 licencias Fase I se ha retrasado debido a la seguridad y el medio ambiente
cuestiones.
Interoil ha combinado las fases 1 y 2 en el marco del acuerdo de licencia Altair, y está obligado a perforar dos pozos en el Altair
licencia para enero de 2019. El primero de estos dos pozos se perforó en marzo / abril de 2017. InterOil ha completado su obligación de
adquirir 350 km2 de sísmica 3D en LLA-47 y ha combinado las fases 1 y 2 del contrato de licencia y está obligado a
taladro diez pozos de exploración tarde del 10 febrero 2020. LLA-47 se encuentra en la cuenca Llanos prolífico y cubre un área de 447
km2.
Cor-6 se encuentra en el Valle Superior del Magdalena. El Poder se ha comprometido a adquirir 150 km² de sísmica 3D y perforar dos
pozos de exploración durante la fase de exploración inicial de 36 meses. valor asignado es de US $ 10 millones y US $ 12 millones
respectivamente. Además, la rama de Colombia está obligado a disponer de un banco de EE.UU. $ 16,6 garantía millones para el
compromisos de inversión. Actualmente, la empresa tiene una garantía bancaria de US $ 600.000 en lugar de estos compromisos.
De acuerdo con el contrato de licencia, la sísmica y pozos se debería haber finalizado en noviembre de 2014. Sin embargo, debido a las
del medio ambiente y, en particular problemas de la comunidad, no ha sido posible para el Grupo de comenzar a trabajar en la licencia.
En abril de 2016, la ANH emitió una nueva resolución en virtud del cual se reitera la decisión tomada en la resolución 2014
InterOil que se encuentra en incumplimiento del contrato de licencia, alegando que tiene derecho a recuperarse de InterOil, en forma de daños, las
cantidad comprometida por InterOil en virtud del contrato. InterOil ofreció a transferir sus compromisos con otra licencia, y la ANH
y la oficina del Procurador General estuvo de acuerdo. Las obligaciones incluyen muestreo geoquímico alta densidad de 10.000 superficie
puntos que deben tenerse en Altair y 20.000 en LLA-47 además de la perforación del pozo 1 estratigráfica en la licencia Altair y 2
pozos exploratorios sobre la licencia Altair; todos los pozos que se completará en abril de 2018. La compañía estará obligado a tener en
colocar las cartas de crédito por un importe igual al 20% de los compromisos restantes. La empresa fue, sin embargo,
aconseja que la Corte no ratificó el acuerdo y la Compañía presentó un recurso de reposición. La corte
posteriormente rechazada la moción de reconsideración en febrero de 2017, y en marzo de 2017, la ANH envió una carta invitando a la
empresa a pagar US $ 22 millones en virtud de una reclamación por daños y perjuicios por incumplimiento de contrato. Esto no es un pago obligatorio
Orden y la empresa ha respondido a la ANH reiterando su posición y su voluntad de continuar para formalizar la
acuerdo alcanzado con la ANH para transferir los CDR-6 compromisos de licencia para el Altair y LLA-47 licencias. los
compañía sigue siendo optimista de que una solución mutuamente aceptable se puede llegar con la ANH y seguirá buscando todos
alternativas legales. Cualquier penalización son sin recurso para la Compañía.
A la fecha de estos estados financieros se desconoce los compromisos en términos monetarios.
9.
Efectivo generado de operaciones / (utilizados en)
El grupo
La compañia
2016
2015
2016
2015
US $ '000
US $ '000
US $ '000
US $ '000
Resultado del ejercicio antes de impuestos
(28416)
(12447)
(13609)
(6.741)
Los ajustes de las actividades operativas
depreciación y amortización
15,002
13909
-
-
movimientos de cambio
78
(3555)
1.336
(295)
Reevaluación de las inversiones
-
56
-
56
Disminución / (aumento) en inventarios
920
(1032)
-
-
Aumento de ventas y otros créditos
(6121)
(6196)
(622)
(283)
Aumento / (disminución) de acreedores y otras cuentas a pagar
15702
15513
HAY QUE VER EL FUTURO , EL ENFOQUE ESTA PUESTO EN ARGENTINA SON INTELIGENTES VIENDO EL PUNTO DE EXTRATEGIAS CON LA QUE SE MUVEN ,,LA TIENEN UN POQUITO CLARA ...DONDE ESTA EL BILLETE , DONDE ESTA !!!