....el tema es saber a qué hora pasa a VERDE....
LucasBolsero escribió:La nota se hizo eco en varios medios. Adjunto link:
http://losandes.com.ar/article/esperan- ... aca-muerta
No menciona que no hay relación entre YPF y Andes Energía, sino que no tiene proyectos en Vaca Muerta con Andes Energia.
Recordemos que en Chachauen, y en otras áreas locales, YPF es socia de Andes Energía. En el sector especulan con que “la difusión de la información, seguramente hizo subir el valor de las acciones de Andes Energía, al señalar que están asociados a YPF”. Ahora habrá que ver qué medidas lleva adelante la petrolera estatal, si es que considera que la empresa Andes Energía utilizó a su favor la información difundida.
Razinger48 escribió:Muchachos, se quejan de los que vienen a tirar basura acá... ¿les extraña?. Desean que vaya todo para mal para no arrepentirse de NO haber entrado...
metal77 escribió:Desde YPF? Donde esta el comunicado oficial? Algun link? Alguna noticia en algun otro diario?
Yo tb puedo decir por aca que AEN compro a YPF.. si no presento algo q lo avale es fruta.
No hay q dejarse llevar por condicionales o "desde el sector" o "desde YPF" si no hay un link o comunidado oficial.
FRANK UNDERWOOD escribió:Veo que muchos hablan de la deuda de la empresa y de los u$s 60 palos a tasa alta. Ahora bien, si la empresa pidió 60 palos verdes no es para hacerle un 100% es para multiplicar x 15 o 20 veces ese préstamo y los que hablan del papel tan negativamente y que no invertirían acá, ¿QUE HACEN POSTEANDO EN $AEN? Yo ni me gastaría en ver un post de una empresa la cual no me importa.... Muy elocuente TODO. Besitos
RasalGhul escribió:
Puntos destacados de 2016 ( preliminar ejercicio 2016 ) :
· Tasa de producción promedio de 3.449 * boepd en 2016 (2015: 3.211 * boepd), con el aumento principalmente derivado del campo convencional de Chachahuen . Incremento de un 7 %
· Un total de 98 pozos (bruto) fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos inyectores; 12 pozos exploratorios incluyendo 1 pozo estratigráfico (cinturón de aceite pesado) (2015: 57 pozos). Incremento de un 75 %
21 pozos se convirtieron en pozos de inyección en el bloque de Chachahuen, con una producción promedio de 1.493 bpd netos a los Andes en 2016; Un aumento del 58% en comparación con el promedio de 945 pbd en 2015. Incremento de un 58 %
A finales de marzo de 2017, Chachahuen estaba produciendo 1,768 bpd netos a los Andes. Con lo cual en el Q1 la cuenca mendocina ya duplico la numeros de produccion del 2015
· Terminación de actividades en Paraguay sin mayores obligaciones.
· 2016 precios de venta promedio de US $ 59 y US $ 37 por barril en Argentina y Colombia respectivamente (2015: US $ 71 y US $ 47 respectivamente). baja en el precio del barril promedio en ambos paises . contra el 2015 .
El acuerdo que logró el Gobierno en el corriente año fija un punto de partida del precio del crudo Medanito -que se extrae en la cuenca neuquina- a USD 59,4, mientras que el Escalante (Golfo de San Jorge) se establecerá en 48,3 dólares. Habrá una curva descendente hasta Julio y luego los valores -en 55 y 47 dólares respectivamente- quedarán fijos hasta Diciembre. http://www.infobae.com/economia/2017/01 ... o-en-2018/
·Se realizó un descubrimiento de petróleo en el pozo de exploración "Cerro Redondo x-1" encontrando 6 metros de aceite neto pegado en la arenisca de la formación Rayoso (ciclo1).
· Se realizó un segundo descubrimiento de crudo en el pozo de exploración "Cerro Morado Este x-1", encontrando 7 metros de pago neto de petróleo en la arenisca de la formación Centenario.
http://andesenergiaplc.com.ar/wp-conten ... 3%A9n1.pdf
Puntos culminantes del fin de año:
· Dos nuevas líneas de crédito con Mercuria Energy Trading SA. La primera, una facilidad de US $ 20,000,000 para financiar las actividades de perforación en Chachahuen y otros requerimientos de capital de trabajo. La segunda, una facilidad de US $ 40.000.000 para financiar otras actividades de perforación de la Compañía, incluyendo 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 3,502 * boepd.
· Precios de venta actuales de aproximadamente US $ 52 y US $ 50 por barril en Argentina y Colombia, respectivamente.
(2016 precios de venta promedio de US $ 59 y US $ 37)
· Nombramiento de Anuj Sharma como Consejero Delegado.
· Reestructuración de intereses en Interoil y cambios propuestos al directorio y gestión de Interoil, por lo que ya no se considerará que Andes controla a Interoil y ya no consolidará totalmente a Interoil.
El portafolio de Andes incluye:
· 43 licencias
· Más de 6,1 millones de acres netos de área de licencia
· 21 millones de barriles de reservas netas de 2P en Argentina y Colombia
· 484 millones de bep de recursos contingentes y potenciales netos
· Producción promedio en 2016 de aproximadamente 3,449 * boepd
· 250.000 acres netos en Vaca Muerta
Más de 1.000 pozos ya han sido perforados y frackeados en la formación de Vaca Muerta.
Durante el mes de marzo de 2017, el Grupo produjo actualmente 3.502 * boepd de 6 campos convencionales en Argentina y 4 campos convencionales en Colombia.
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Producción convencional
Chachahuen Sur (Bloque de desarrollo)
Desarrollo y Delineación de Perforación
Un total de 98 pozos fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos inyectores; 12 pozos exploratorios incluyendo 1 pozo estratigráfico (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. Se prevé que 19 pozos productores se conviertan en pozos inyectores.
Producción de petróleo
A diciembre de 2016, el campo tenía 155 pozos productores en funcionamiento, produciendo aproximadamente 7.629 bpd (1.526 bpd netos a los Andes).
En la mayoría de los pozos (89%) se instaló un sistema de elevación artificial de bomba de cavidad progresiva (PCP) que se adapta mejor a las condiciones de los pozos y ha demostrado ser eficiente en campos de petróleo vecinos.
Como parte de nuestras actividades de desarrollo en curso, la construcción de nuevas instalaciones comenzó en el horario previsto. Estos incluyen la 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 Automática de Custodia de Arrendamiento utilizada para medir el volumen y calidad del aceite (90% completo).
También se encargó la primera etapa de recolección de gas asociado para el suministro de generadores de electricidad, lo que reducirá los costes operativos.
Recuperación de petróleo mejorada - Proyecto de inundación de agua
Bajo el proyecto de inundación de agua durante el año, se perforaron 16 pozos de inyección y se convirtieron 21 pozos productores en pozos inyectores.
En 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.
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 todavía se están perforando; 3 están a la espera de su finalización; 2 están bajo 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 el bloque de evaluación "Chachahuen Sur" con el objetivo primario de analizar la arenisca del ciclo 1 de la formación Rayoso en las trampas estructurales / estratigráficas combinadas donde el Sello updip es la arcilla del Grupo Neuquén por encima de una inconformidad.
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 piedra arenisca de buena calidad con una paga neta de 6 metros. El pozo fue cubierto a una profundidad de 845 metros para probar la formación Rayoso. Después de la estimulación de la fractura el pozo producido, por flujo natural, 135 bpd con un corte de agua de aproximadamente 15%. Se llevó a cabo una prueba de acumulación para evaluar adicionalmente las propiedades potenciales del depósito 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 bpd. Se instaló un sistema de elevación artificial con barra de succión y el pozo está produciendo 58 bopd.
Cerro Morado Este x-1
El pozo se encuentra aproximadamente a 37 km al sureste del pozo de descubrimiento "Chus x-2", en el bloque "Chachahuen Centro" y se perforó 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. Las demostraciones del aceite fueron vistas en la formación superior de Centenario. El horizonte superficial encontró piedra arenisca de buena calidad con una paga neta de 7 metros.
Después de una prueba de frotamiento, se completó con un sistema de elevación artificial usando un PCP.
Durante las pruebas de producción el pozo produjo a una tasa bruta promedio de 33 bpd, con un API de 18,6 y un corte de agua de aproximadamente 2,5%.
Chachahuen Norte (Bloque de Exploración)
Se perforó con éxito un pozo estratigráfico "Chu.es-3" hasta una profundidad total de 300 metros con el objetivo principal de recoger muestras de núcleo de la formación Neuquén.
Dado que el yacimiento en esta parte de la cuenca es de arenisca no consolidada de grano grueso, se adoptaron procedimientos especiales durante la extracción, manipulación, transporte y almacenamiento de las muestras.
Como resultado, se recuperaron con éxito 130 metros de núcleo y se enviaron al laboratorio para pruebas.
El análisis del núcleo mostró una porosidad del reservorio del 25%; Permeabilidad media de 400 md; Y un salario 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 la parte inferior del agujero para permitir la toma de muestras de aceite.
Bloques Puesto Pozo Cercado y Chañares Herrados - Mendoza
La producción de petróleo disminuyó 8% de 777 bpd en 2015 a 713 bopd en 2016 (neta a los Andes).
La producción se vio afectada por el fallo del sistema de bomba sumergible eléctrica en los pozos CH 1006 y CH 1023. El operador planea llevar a cabo intervenciones de pozos y cambiar el sistema de elevación 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 al mismo nivel al minimizar las pérdidas de producción de petróleo y el campo petrolero se mantuvo operativo durante la temporada de invierno, a pesar de las condiciones climáticas adversas.
Una revisión de las instalaciones existentes se está llevando a cabo, incluyendo: la instalación de un tanque de almacenamiento en la batería; Una 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 leve disminución de 5 bpd, cayendo de 58 bpd en 2015 a 53 bpd en 2016. La producción se mantuvo al mismo nivel mediante la aplicación de estimulaciones ácidas en pozos PMu.a-7. Andes tiene un 100% de interés en el bloque.
El Manzano Oeste (Formación Agrio) - Mendoza
La producción de petróleo disminuyó 30%, pasando de 40 bpd en 2015 a 28 bopd en 2016. Andes tiene un interés de 100% en la producción de la Formación Agrio.
El Manzano Oeste (Otras formaciones) - Mendoza
En una empresa conjunta con YPF, operador de bloques de la licencia, la producción disminuyó 32%, pasando de 28 bpd en 2015 a 19 bpd en 2016 (neto a los Andes). Andes tiene un 40% de interés en la producción de formaciones distintas de la formación Agrio, incluyendo Vaca Muerta.
Producción convencional / exploración no convencional
Zampal Norte - Mendoza
La concesión de exploración Zampal Norte está ubicada en el norte de la cuenca Cuyana y en el norte de la provincia de Mendoza.
Como parte de la estrategia general de riesgo de nuestra cartera exploratoria, hemos acordado con YPF mover los compromisos de esta licencia (llevados por YPF) al bloque de Chachahuen y renunciar a esta licencia. La aprobación aún está pendiente.
Pampa del Sebo, Coiron I y Coiron II - Mendoza
Debido a limitaciones ambientales, el operador no pudo obtener los permisos necesarios requeridos. El operador ahora está tratando de revertir las licencias.
Ñacuñan y San Rafael - Mendoza
Una evaluación realizada por el operador consideró que estos bloques tenían una perspectiva muy baja y como parte de nuestra estrategia para des-riesgo de la cartera de exploración estas licencias están en proceso de renuncia.
Bloque de Ñirihuau - Chubut
Habiendo completado el primer período exploratorio y cumplido los compromisos de trabajo, la dirección ha decidido abandonar esta área.
Colombia
Andes tiene intereses en 9 licencias de exploración y por medio de su participación indirecta del 26% en Interoil Exploration & Production ASA ("Interoil"), 2 licencias de exploración adicionales y 2 licencias productoras (Altair y Puli C). Durante el año, dos de las licencias de exploración de los Andes fueron abandonadas debido a su baja potencialidad (YDND 2 y YDND 8 ) .
Al 31 de diciembre de 2016, Andes tenía un 26% de control indirecto en Interoil, que opera exploración y producción de licencias de petróleo y gas en las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Llanos y tiene más de 30 años de experiencia operacional en Colombia. Interoil tiene reservas netas 2P de 4,6 millones de boe.
En 2016 la producción neta media antes de regalías de Puli C y Altair fue de 1,091 bpd frente a 1,333 bpd en 2015. La producción promedio disminuyó durante 2016 como resultado de las restricciones de presión del sistema y el bajo nivel de nuevas inversiones debido al aplazamiento de nuevos proyectos Bajo las condiciones actuales del mercado.
Campo de 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 un modelo dinámico. El modelo dinámico explicará mejor el comportamiento de los principales embalses productores de la estructura.
Simultáneamente, se ha implementado un programa de mantenimiento mejorado, incluyendo bombas nuevas y corte de parafina, con el fin de disminuir la producción diferida debido al mal funcionamiento en el subsuelo y equipos de superficie y los resultados obtenidos fueron muy positivos.
Campaña de trabajos
Se planifica un nuevo programa de workover una vez que se complete el nuevo trabajo de modelado estático y dinámico.
Licencias de exploración
Andes está realizando actualmente estudios geológicos, interpretación petrofísica y reprocesamiento de datos sísmicos existentes en sus licencias de exploración en Colombia. En los bloques YDND-5, YDND-8 y YDLLA-2, se recogieron muestras de gas en el 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 nuestros compromisos de adquisición sísmica a muestreo geoquímico. Esta actividad se realizará durante la estación seca en 2017.
Andes también presentó a la ANH una propuesta para reemplazar los compromisos de actividades sísmicas existentes en LLA-12 y LLA-49 con trabajos de levantamiento geoquímico. Todavía está pendiente una decisión de la ANH.
En Interoil, se acordó con la ANH un acuerdo para transferir los compromisos de exploración asignados por US $ 22 millones a COR-6 a Altair y LLA-47, confirmados por la Procuraduría General de la Nación, sujeto a la aprobación de la Corte. Las obligaciones incluyen el muestreo geoquímico de alta densidad de 10.000 puntos de superficie que se tomarán en Altair y 20.000 en LLA-47, que se completarán en marzo de 2017, además de perforar 1 pozo estratigráfico en la licencia Altair y 2 pozos exploratorios en la licencia Altair ; Todos los pozos estarán terminados en abril de 2018. Sin embargo, la Corte no ratificó el acuerdo y la Compañía presentó una moción de reconsideración, la cual fue rechazada por la Corte.
En diciembre de 2016, Interoil logró un acuerdo con SLS Energy ("SLS"), en virtud del cual SLS asumirá la responsabilidad del 90% del capex del pozo Turaco en Altair y el 60% del capex de 3 pozos en LLA-47. La contraprestación será, respectivamente, del 85% de la utilidad neta después de impuestos del pozo Altair y del 36% una vez que se haya recuperado el costo de la inversión y del 43% del ingreso neto después de impuestos de los pozos en LLA-47, 22% una vez que se haya recuperado el coste de la inversión.
Paraguay
En base a un análisis de los datos recogidos y como parte de nuestra estrategia de priorización de proyectos de bajo riesgo en un momento de bajos precios internacionales del petróleo, la dirección de los Andes ha decidido abandonar el área tras haber completado la fase 1 de sus compromisos exploratorios.
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PERFORMANCE DE COMERCIO
Los ingresos por operaciones aumentaron de US $ 66,8 millones en 2015 a US $ 67,8 millones en 2016. La producción promedio ha aumentado de 3,211 * boepd en 2015 a 3,449 * boepd en 2016. Las actividades de exploración y desarrollo continúan y el Grupo espera ver el beneficio de Estos programas en los próximos años.
RENDIMIENTO FINANCIERO
Los ingresos se incrementaron 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 comparado con una pérdida antes de impuestos de US $ 12,4 millones en 2015. El margen de utilidad bruta cayó de 32% a 25 % Debido principalmente al aumento de los cargos de depreciación y al aumento de los costos de transporte.
El EBITDA ha disminuido a US $ 14,6 millones (2015: US $ 16,8 millones).
Los activos totales del Grupo pasaron 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 Libras Sterling resultó en US $ 12,6 millones de diferencias de conversión reconocidas en la pérdida integral del año (2015: US $ 56,9 millones), principalmente relacionadas con activos intangibles y PP & E, que se contabilizan en la moneda funcional de AR $ y no reflejan Un deterioro en el valor en libros de estos activos.
El pasivo corriente neto fue de US $ 23,5 millones al cierre del año, comparado con U $ S 0,8 millones al cierre de 2015.
Al cierre del ejercicio, el Grupo tenía efectivo y recursos en efectivo restringidos de US $ 21,7 millones comparado con US $ 27,3 millones al cierre de 2015. La administración de los Andes considera que la posición de efectivo actual junto con el flujo de caja libre generado por las actividades existentes y las facilidades de crédito disponibles Será suficiente para satisfacer sus requerimientos de capital de trabajo y compromisos de inversión. Los consejeros no recomendarán el pago de un dividendo.
RESULTADOS POR ACCIÓN
La pérdida básica y diluida por acción fue de 3,76 centavos en 2016 comparado con 2,68 centavos en 2015.
INDICADORES CLAVE DE RENDIMIENTO
Los directores utilizan una serie de indicadores de desempeño para monitorear los avances en la consecución de los objetivos estratégicos del Grupo, evaluar el desempeño real frente a los objetivos y ayudar a la administración del negocio y considerar lo siguiente como relevante para evaluar el desempeño.
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 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, comparado con US $ 47 por barril en 2015.
Los precios del petróleo doméstico 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, lo que se debe principalmente al aumento de la producción en Chachahuen.
Recursos y Reservas
El Grupo cuenta con 21 millones de barriles de reservas netos de 2P en Argentina (16,1 millones de barriles) y Colombia (4,6 millones de boe) y recursos contingentes y prospectivos netos de 485 millones de boe.
Programas de trabajo:
Un total de 98 pozos fueron perforados en 2016: 70 pozos productores; 16 pozos inyectores; 12 pozos exploratorios incluyendo 1 pozo estratigráfico (cinturón de aceite pesado). 21 pozos productores se convirtieron en pozos inyectores.
HECHOS SIGNIFICATIVOS DESPUÉS DEL BALANCE FECHA
El 29 de marzo de 2017, la Compañía suscribió dos nuevas facilidades de crédito con Mercuria Energy Trading SA La primera, una facilidad de US $ 20.000.000 para financiar las actividades de perforación en Chachahuen (el campo de producción de la Compañía en asociación con YPF) y otros requerimientos de capital de trabajo . La segunda, una facilidad de US $ 40.000.000 para financiar otras actividades de perforación de la Compañía, incluyendo 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 el acuerdo de licencia LLA-47, 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 tres primeros pozos en mayo de 2017. Interoil también eligió combinar los compromisos de fase 1 y 2 bajo el acuerdo de licencia de Altair, que también fue aprobado Por la ANH. En Altair, Interoil tiene ahora el 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 conforme a la reclamación de la ANH por daños y perjuicios por incumplimiento del contrato de licencia COR-6. Esta no es una orden de pago obligatoria y la empresa ha respondido a la ANH reiterando su posición y su continua voluntad de formalizar el acuerdo alcanzado con la ANH para transferir los compromisos de licencia COR-6 a las licencias Altair y LLA-47. La compañía sigue siendo optimista que una solución mutuamente agradable puede ser alcanzada con el ANH y continuará persiguiendo 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 de C7. Las pruebas continuarán determinando el tamaño de la acumulación de petróleo para su evaluación comercial para su producción y desarrollo ulterior. El equipo se trasladó a LLA-47 para el programa de perforación previsto en esta licencia.
A fines de marzo, la Compañía anunció que Alejandro Jotayan había dimitido del directorio y su posición como Director Ejecutivo con Anuj Sharma nombrado como Director General sin cargos de nivel y con Nicolas Mallo Huergo asumiendo el cargo de Presidente Ejecutivo en un período interino base.
En mayo, la Compañía anunció la reestructuración de su participación en Andes Interoil Limited ("AIL"), que tiene una participación de 51% en Interoil. La Compañía tiene una participación de 51% en AIL y Canacol Energy Ltd el 49% restante. A raíz de un acuerdo con Canacol, Canacol transfirió a la Compañía todas sus acciones en AIL a cambio de la transferencia a Canacol de 16.172.052 acciones de Interoil en la actualidad a través de AIL. Después de estas transacciones, la participación económica de la Compañía en Interoil se mantendrá sin cambios en el 26% del capital social total y los votos de Interoil mantenidos a través de su subsidiaria AIL. Por otra parte, a raíz de los cambios propuestos a la composición del directorio y de la alta dirección de Interoil, se ha determinado que, con sujeción a la implementación de estos cambios, ya no se considerará que la Compañía controla Interoil. Por lo tanto, Interoil dejará de consolidarse en su totalidad y en el futuro la participación del 26% de Andes en los resultados y el patrimonio neto de Interoil se contabilizará en el resultado consolidado del Grupo.
No hubo otros eventos significativos después de la fecha del balance.
PANORAMA
Operacionalmente, 2017 ha comenzado 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 bpd.
Andes, con su socio YPF, la petrolera estatal argentina, cuenta con 86 pozos nuevos proyectados en 2017, 5 pozos de evaluación, 55 pozos de producción y 26 pozos inyectores. Además, se espera que se realicen 19 reconversiones. De los 86 pozos previstos, se han perforado 30 pozos desde principios de 2017. Los pozos serán financiados principalmente por el flujo de efectivo de producción de campo y las líneas de crédito disponibles.
Para las licencias de Andes en Colombia, se está llevando a cabo una campaña de exploración agresiva de encuestas geoquímicas 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 de Altair y entre 2 y 4 pozos de exploración en la licencia LLA-47 está actualmente en curso.
INFORMES POR SEGMENTOS
La NIIF 8 requiere que los segmentos operativos se identifiquen sobre la base de informes internos que son revisados periódicamente por el principal responsable de la toma de decisiones operativas, que en el caso del Grupo es considerado como el directorio de la Compañía. Un segmento operativo es un componente de una entidad que se dedica a actividades empresariales a partir de las cuales puede obtener ingresos e incurrir en gastos y cuyos resultados son revisados periódicamente por el consejo. El directorio considera y revisa los segmentos operativos por referencia a la ubicación geográfica. Los segmentos geográficos reportables del Grupo fueron Colombia y Argentina. La junta monitorea el desempeño del negocio analizando los ingresos y el EBITDA de cada segmento.
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Pasivos financieros totales
En 2016 los pasivos financieros incluyen un préstamo convertible sin garantía de US $ 14.7 millones que lleva intereses a una tasa del 11% reembolsable en mayo de 2018; Un préstamo convertible sin garantía de US $ 26,0 millones que devenga intereses a una tasa del 11% reembolsable en marzo de 2023; Un préstamo sin garantía de US $ 0,2 millones que devengue intereses a una tasa del 10% reembolsable dentro de los 5 años a partir de la fecha de retiro; Un préstamo sin garantía de US $ 1,6 millones que devenga un interés del 13% con condiciones de pago a ser acordado; Un préstamo garantizado por US $ 7,0 millones que devenga un interés de 9,5% más LIBOR reembolsable en agosto de 2017; Un bono de US $ 36,0 millones que devenga intereses a una tasa del 6% anual reembolsable en enero de 2020; Un préstamo de US $ 3,2 millones que devenga intereses a una tasa del 5,5% más LIBOR reembolsable en cuotas a abril de 2017; Un préstamo garantizado de US $ 2,1 millones que devengue intereses a una tasa del 3,5% + DTF reembolsable en cuotas a julio de 2017; Un préstamo sin garantía de US $ 5,5 millones que devenga un interés de 9,5% + LIBOR con plazos de amortización acordados; Un préstamo sin garantía de US $ 2,8 millones que devenga un interés del 14% reembolsable en julio de 2017; Préstamo sin garantía de US $ 0,4 que lleva intereses entre 0% y 4% reembolsable en junio de 2017 y US $ 6.4 millones de AR $ denominados préstamos que llevan interés a tasas entre 18% a 36% reembolsables dentro de 3 años, .
En 2015 los pasivos financieros incluyen un préstamo convertible sin garantía de US $ 13,2 millones que lleva intereses a una tasa del 11% reembolsable en junio de 2018; Un préstamo convertible sin garantía de US $ 22,9 millones que lleva intereses a una tasa del 11% reembolsable en marzo de 2023; Un préstamo sin garantía de US $ 0,2 millones que devengue intereses a una tasa del 10% reembolsable dentro de los 5 años a partir de la fecha de retiro; Un préstamo sin garantía de US $ 1,6 millones que devenga un interés del 10% pagado en enero de 2016; Un préstamo sin garantía de US $ 5,5 millones que devenga un interés de 9,5% más LIBOR pagado en febrero de 2016; Un bono de US $ 33,5 millones que devenga intereses a una tasa del 6% anual reembolsable en enero de 2020; Un préstamo de US $ 8,7 millones que devengue intereses a una tasa de 5,5% más LIBOR reembolsable en cuotas a abril de 2017; Un préstamo de US $ 1,7 millones que devengue intereses a una tasa del 3,5% + DTF reembolsable en cuotas a julio de 2016; Un préstamo sin garantía de US $ 5,5 millones que devenga un interés de 9,5% más LIBOR pagado en febrero de 2016; Y US $ 6,2 millones de AR $ denominados préstamos que llevan intereses a tasas entre 18% a 27% reembolsables dentro de 3 años, parte de los cuales 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 explotación con terceros para financiar estos compromisos en varias de sus licencias y buscará asegurar otros acuerdos de explotación o financiar directamente los compromisos en virtud de las otras licencias principalmente de su flujo de caja operativo.
En Argentina el Grupo tiene un interés en la fase de exploración de la mayoría de sus licencias. En los casos en que el Grupo no cuenta con intereses contabilizados, se comprometen a completar 2 obras y 3 pozos exploratorios entre 2017 y 2019. El compromiso para las dos obras se ha cumplido en 2016. Las actividades de desarrollo futuro en la parte norte de Chachahuen se discuten con la regulador.
En Colombia, con respecto a las licencias de los Andes, en 5 licencias hay compromisos para completar pozos geoquímicos y 5 pozos exploratorios para finales de 2018 y 2019. En 3 licencias la Fase I ha sido retrasada por cuestiones de seguridad y medio ambiente.
Interoil ha combinado las fases 1 y 2 bajo el acuerdo de licencia de Altair y está obligado a perforar dos pozos en la licencia de Altair para enero de 2019. El primero de estos dos pozos fue perforado 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 en el acuerdo de licencia y está obligado a perforar diez pozos de exploración antes del 10 de febrero de 2020. LLA-47 se encuentra en la prolífica cuenca de Llanos y cubre un área de 447 km2.
Cor-6 se encuentra en el Valle del Alto Magdalena. La sucursal se compromete a adquirir 150 km² de sísmica 3D y perforar dos pozos de exploración durante la fase de exploración inicial de 36 meses. El valor asignado es de US $ 10 millones y US $ 12 millones, respectivamente. Además, la sucursal colombiana está obligada a tener una garantía bancaria de US $ 16,6 millones para los compromisos de inversión. Actualmente, la empresa cuenta con una garantía bancaria de US $ 600.000 para estos compromisos. Según el contrato de licencia, el sísmico y los pozos deberían haberse finalizado en noviembre de 2014. Sin embargo, debido a problemas ambientales y en particular a la comunidad, el Grupo no pudo comenzar a trabajar en la licencia.
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