Foro de Rava Bursátil

Algunos van a seguir hasta que le saquen toditito lo que tienen ,sigan no vendan no me den bola,soy un loco un enfermo tienen razon porsupuesto

se les viene la noche me voy despidiendo de la mayoria,no fue un gusto para mi soportar tanta idootez humana,hoy panico in the night

Esta te va a dejar perdedor nato

TRANQUILAUCHA ACA,DE 10 PARA ABAJO A COMPRAR,A FIN DE AÑO HABLAMOS LO Q NOS DEJARA DE GANANCIAS........

16 de febrero de 2018 7:00 a.m.

ESTE ANUNCIO CONTIENE INFORMACIÓN INTERNA

Phoenix Global Resources plc
("Phoenix", "PGR" o la "Compañía" y junto con sus empresas subsidiarias el "Grupo")

Financiamiento adicional para respaldar un plan empresarial acelerado y una visión operacional


Phoenix Global Resources plc (AIM: PGR; BCBA: PGR), la compañía independiente de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Argentina, se complace en anunciar acuerdos de financiamiento adicionales para respaldar un plan de negocios acelerado para 2018 y proporciona una visión operativa para 2017.

Reflejos

· US $ 100 millones de Bridging and Working Capital Facility existente de Mercuria Energy Trading SA, parte del Grupo Mercuria, para convertirse en nuevas acciones de Phoenix a 37 peniques por acción
· Los US $ 60 millones restantes del Fondo puente y de capital circulante reestructurado en un nuevo crédito convertible convertible (el "Nuevo RCF convertible") de US $ 160 millones del Grupo Mercuria, proporcionando fondos adicionales de US $ 100 millones
· Ahorros de $ 11 millones en intereses en efectivo para el resto de 2018 como resultado de la reestructuración de la deuda
· Apalancamiento reducido y fondos adicionales respaldan un plan de negocios acelerado para 2018
· El gasto de capital aumentará de aproximadamente US $ 90 millones en 2017 a hasta US $ 190 millones en 2018
· Hasta US $ 120 millones de este gasto de capital se destinarán a Vaca Muerta y proyectos no convencionales en la cuenca Neuquén en 2018
· Producción pro-forma Argentina de 11,070 boepd para todo el año 2017 (H2 2017: 11,469 boepd vs. H1 2017: 10,664 boepd)
· Promedio de precios realizados de US $ 50 por bbl y US $ 4.1 por mmbtu en 2017

La Junta continúa siendo alentada por el clima político en Argentina y la agenda de políticas favorables a los negocios y favorables al mercado del Gobierno, incluidas las reformas fiscales, laborales y del mercado de capitales. La importante inversión de muchas de las compañías de petróleo y gas más grandes del mundo en los últimos dos años es un testimonio de estos cambios y del atractivo de la industria argentina de petróleo y gas no convencional. Además, la desregulación del precio del petróleo a fines de septiembre de 2017 ha sido un acontecimiento positivo y bienvenido para la industria.

Sir Michael Rake, presidente no ejecutivo de Phoenix dijo:

"El compromiso adicional de Mercuria Group le permite a Phoenix fortalecer su balance y acelerar sus planes de crecimiento. El respaldo y la flexibilidad de Mercuria reafirman las perspectivas positivas para Argentina y el gran potencial de nuestros activos no convencionales Vaca Muerta".

Anuj Sharma, CEO de Phoenix dijo:

"Estoy entusiasmado de anunciar nuestro plan de negocios acelerado para 2018. Este plan de negocios permitirá a Phoenix reducir aún más el riesgo de su base de activos altamente atractiva, brindando la mejor tecnología y experiencia no convencionales para entregar valor a sus accionistas".


Plan de negocios acelerado para 2018

2018 representa el primer año completo de Phoenix después de la combinación de agosto de 2017 de las operaciones Andes Energia y Trefoil.

La Compañía planea acelerar su programa de perforación y terminación en 2018 y, basándose en los resultados obtenidos de sus actividades de exploración y desarrollo durante el próximo año, espera duplicar sus gastos de capital de aproximadamente US $ 90 millones en 2017 a hasta US $ 190 millones.

Cuenca de Neuquén ¹

El programa de perforación planificado para 2018 se enfoca en acelerar la evaluación y el desarrollo de la importante Vaca Muerta de Phoenix y otros recursos no convencionales en la cuenca Neuquina. La Compañía planea gastar hasta US $ 120 millones en gastos de capital total 2018 presupuestados en el desarrollo de estos recursos no convencionales en la cuenca neuquina. Se espera que esta actividad reduzca el riesgo de una porción significativa de su superficie no convencional y también proporcione la base para un sólido crecimiento de la producción en el futuro.

En la provincia de Mendoza, durante 2017, la Compañía perforó nueve pozos verticales en el área de Puesto Rojas, de los cuales cinco fueron diseñados para evaluar las formaciones no convencionales Vaca Muerta y Tight Agrio. Se planea realizar actividades adicionales de exploración y desarrollo no convencional a la espera de la finalización de las nuevas regulaciones no convencionales de petróleo y gas en la provincia de Mendoza. El 28 de diciembre de 2017, se llevó a cabo una audiencia pública en la ciudad de Malargüe sobre las nuevas reglamentaciones, con el decreto formalizándolas que ahora se espera sean publicadas en el primer trimestre de 2018.

El plan comercial de la Compañía para 2018 se enfoca en la perforación y terminación de más pozos de exploración y desarrollo vertical en el área de Puesto Rojas, apuntando prospectos adicionales en las formaciones no convencionales Vaca Muerta y Tight Agrio, así como en la perforación de objetivos convencionales seleccionados. El plan de perforación para los activos no convencionales de la Compañía, junto con la adquisición y procesamiento de datos sísmicos adicionales en las concesiones sureñas de Puesto Rojas y La Brea, está diseñado para preparar estos activos para el desarrollo no convencional a gran escala.

En la segunda mitad del año, la Compañía planea perforar y completar sus primeros pozos horizontales en el área de Puesto Rojas, luego de la evaluación de sus pozos verticales para identificar qué horizontes es probable que ofrezcan las mejores tasas y rendimiento económico.

En la provincia de Neuquén, la Compañía pretende avanzar con sus planes de inversión en sus licencias Mata Mora y Corralera. La Compañía planea perforar y completar pozos horizontales no convencionales bajo su acuerdo existente con GyP y espera comenzar la perforación de su primer pozo horizontal en su bloque Mata Mora en la primera mitad de 2018.

Además, la Compañía planea continuar invirtiendo en el desarrollo de Chachahuen, con nuestro socio operativo YPF, participando en aproximadamente 80 nuevos pozos en el año. Chachahuen debería continuar entregando un crecimiento de producción de bajo riesgo y bajo costo.

Aproximadamente el 85% del gasto de capital planeado para 2018 se centra en la cuenca Neuquén, de la cual la mayoría se desplegará en activos operados por Phoenix.

Cuencas Cuyo y Austral

En 2018, Phoenix planea invertir en pozos adicionales de exploración y desarrollo en sus licencias de la cuenca Cuyo para aumentar la producción de petróleo y sus licencias Santa Cruz Sur en la cuenca Austral para aumentar la producción de gas.

Aproximadamente el 15% de los gastos de capital previstos para 2018 se centra en las cuencas Cuyo y Austral.


Financiamiento adicional: conversión de deuda y nueva línea de crédito revolvente convertible

Con el fin de comenzar nuestro plan de negocios acelerado, la Compañía ha obtenido fondos adicionales de deuda y acciones para lograr una estructura de capital equilibrada y reducir los costos generales de financiamiento del Grupo.

A partir del 12 de febrero de 2018, la deuda neta del Grupo ascendió a aproximadamente US $ 176 millones, lo que representa aproximadamente US $ 9 millones en efectivo. El Fondo de Saldos y Operaciones de US $ 160 millones del Grupo Mercuria fue totalmente desembolsado y, además, Phoenix había obtenido préstamos bancarios argentinos de aproximadamente US $ 25 millones.

La Compañía acordó con Mercuria Group convertir US $ 100 millones de Bridging and Working Capital Facility en 194,387,299 acciones ordinarias nuevas de Phoenix a un precio de 37 peniques por acción (basado en un tipo de cambio de £ 1: US $ 1,39037) y reestructurar los US $ 60 millones restantes en el RCF Nuevo Convertible. El FCR Nuevo Convertible de US $ 160 millones proporcionará fondos adicionales de US $ 100 millones y devengará intereses a una tasa del 4% sobre LIBOR a 3 meses con vencimiento el 31 de diciembre de 2021. La reducción de deuda por US $ 100 millones y tasa de interés más baja sobre los US $ 60 millones equivale a un ahorro en intereses de US $ 11 millones durante el resto de 2018. El RCF Nuevo Convertible tiene un período de gracia de amortización de 17 meses y se amortizará en once cuotas de reembolso trimestrales iguales desde el 30 de junio de 2019 hasta el vencimiento. Mercuria Group tendrá el derecho de convertir la totalidad o parte del principal pendiente del RCF Nuevo Convertible en acciones ordinarias nuevas y adicionales de Phoenix a un precio de 45 peniques por acción en cualquier momento desde el 30 de junio de 2018 hasta 10 días hábiles antes del vencimiento , sujeto a las correspondientes resoluciones de los accionistas en relación con la autoridad para adjudicar y desaprovechar los derechos de suscripción preferente en relación con la aprobación de dichas acciones. La Compañía tiene la intención de proponer las resoluciones pertinentes en su junta general anual que se celebrará más adelante este año.

En combinación, estas acciones reducen el apalancamiento actual de Phoenix y los pagos de intereses en efectivo a corto plazo, al tiempo que proporcionan la liquidez adicional necesaria para ejecutar el programa de gasto de capital 2018. Como resultado, la Compañía ahora cuenta con mayor flexibilidad y capacidad para recaudar deuda adicional de otras fuentes según sea necesario.

La Compañía continúa revisando el cronograma para el posible cambio a la Lista Oficial de la Bolsa de Valores de Londres, que es poco probable que sea antes del aniversario de la RTO (finalizado en agosto de 2017), y considerando otras opciones de financiamiento para financiar la 2019 gastos de capital y el plan de negocios acelerado.



Panorama operativo de 2017

La producción de intereses netos pro-forma Argentina para el año finalizado el 31 de diciembre de 2017 fue de aproximadamente 11,070 boepd en comparación con 11,253 boepd para 2016. La producción diaria promedio de la segunda mitad del año aumentó a 11,469 boepd en comparación con 10,664 boepd en el primer semestre.

La actividad de perforación en la segunda mitad de 2017 se diseñó para cumplir con los compromisos de licencia existentes de la Compañía, aumentar la producción de su producción convencional y evaluar aún más los recursos no convencionales en el área de licencia de Puesto Rojas.

Cuenca de Neuquén

Durante 2017, Phoenix perforó nueve pozos en el área de licencia Puesto Rojas, de los cuales se perforaron cuatro pozos convencionales en el campo Cerro Pencal. Los cinco pozos no convencionales perforados en 2017 estaban evaluando las formaciones Vaca Muerta y Tight Agrio, tres en el campo Cerro Pencal y uno en cada uno de los campos Cerro del Medio y Puesto Rojas. Incluyendo CP-1010, perforado a fines de 2016, la Compañía perforó seis pozos específicamente diseñados para evaluar las formaciones no convencionales Vaca Muerta y Tight Agrio antes de agosto de 2017, cuando se postergó la actividad futura planificada a la espera de la finalización de las regulaciones para las actividades de perforación y terminación no convencional en la provincia de Mendoza.

Los resultados iniciales del programa no convencional de la Compañía en las formaciones Vaca Muerta y Tight Agrio han sido alentadores. Phoenix continúa evaluando y evaluando estos pozos y planes para proporcionar más información sobre el desempeño del pozo cuando publicamos los resultados de nuestro año completo. Phoenix planea reanudar este programa no convencional luego de la finalización de las regulaciones no convencionales de petróleo y gas de la provincia de Mendoza.

En la concesión de Chachahuen, junto con su socio operativo YPF, Phoenix participó (20%) en aproximadamente 112 nuevos pozos.

Cuencas Cuyo y Austral

Durante 2017, Phoenix perforó un pozo de exploración en su concesión Atamisqui, que arrojó resultados positivos durante el programa de tala. El pozo estaba a la espera de su finalización a fin de año.

Se perforaron cuatro pozos de desarrollo en la provincia de Santa Cruz, donde Phoenix tiene un 70% de participación. Dos pozos se completaron durante el segundo semestre de 2017 y uno se completó en enero de 2018, con uno todavía esperando al final.

Además, la Compañía también participó (12.6%) en un pozo exploratorio no operado exitoso en su concesión Angostura en la cuenca Austral en la provincia de Tierra del Fuego.


Transacción entre partes relacionadas

Mercuria Group es un accionista sustancial de la Compañía y una parte relacionada bajo las Reglas de AIM. La conversión de la Bridging and Working Capital Facility en Nuevas Acciones Ordinarias, el acuerdo para reestructurar la deuda restante entre Mercuria Group y la Compañía y la suscripción de la RCF Nueva Convertible constituyen transacciones de partes relacionadas (las "Transacciones") bajo las Reglas de AIM . Los directores de la Compañía, a excepción de los dos Directores de Mercuria (que son los directores designados de Mercuria en virtud del Acuerdo de Relación entre Phoenix y ciertas compañías del Grupo Mercuria), consultados con el asesor designado de la Compañía, Stockdale Securities Limited, consideran que los términos de las Transacciones son justo y razonable en lo que respecta a los accionistas de la Compañía.


Admisión a negociación y derecho a voto total

Se ha solicitado la admisión de las 194,387,299 Nuevas Acciones Ordinarias a negociación en AIM y se espera que las transacciones en las Nuevas Acciones Ordinarias comiencen a las 8:00 a.m. del 20 de febrero de 2018. Las Nuevas Acciones Ordinarias se clasificarán pari - passu con las ordinarias emitidas ordinarias de la Compañía Comparte.

Tras la admisión de las 194,387,299 Nuevas Acciones Ordinarias, el número total de acciones en circulación será de 2,731,565,525. La Compañía no posee ninguna Acción en tesorería. Esta cifra puede ser utilizada por los accionistas de la Compañía como el denominador para los cálculos por los que determinarán si están obligados a notificar su interés o el cambio en su participación en el capital social de la Compañía bajo la Autoridad de Conducta Financiera Directrices de divulgación y reglas de transparencia.


Holding in Company

Tras la admisión de las Nuevas Acciones Ordinarias, el Grupo Mercuria controlará 2,167,910,078 acciones ordinarias en Phoenix, que representarán el 79,37 por ciento. del capital social ampliado de la Compañía.

Para más información póngase en contacto:

de 2018

6 de marzo de 2018

Phoenix Global Resources plc
("Phoenix" o la "Compañía")

Ejercicio de Warrants

La Junta de Phoenix (AIM: PGR; BCBA: PGR) anuncia que ha recibido un aviso de Upstream Capital Partners VI Limited ("Upstream"), para ejercer warrants para suscribir 8,143,883 acciones ordinarias de valor nominal de 10 peniques cada una (el "Acciones Ordinarias") a un precio de 26 peniques por acción (las "Acciones de Upstream") y un aviso de Mercuria Asset Holdings (Hong Kong) Limited ("MAH"), para ejercer warrants para suscribir 4.000.000 de Acciones Ordinarias (el " MAH Shares ") a un precio de 34 peniques por acción. La Compañía también ha recibido un aviso de ejercicio de conformidad con el Acuerdo de Warranty vinculado a IOX y la Compañía ha elegido liquidar el monto de la opción adeudada en ejercicio al asignar y emitir 3.000.000 de Acciones Ordinarias (las "Acciones vinculadas a IOX"). Tanto Upstream como MAH son parte del grupo de compañías Mercuria que proporciona evidencia adicional del respaldo de Mercuria para la Compañía y su administración.

La Compañía ha recibido £ 3,477,409.62 y se ha presentado una solicitud para la admisión de las Acciones Upstream, las Acciones MAH y las Acciones Vinculadas a IOX (juntas las "Nuevas Acciones") a la negociación en AIM y se espera que las transacciones en las Nuevas Acciones comiencen en 8:00 a.m. el 9 de marzo de 2018. Las Acciones Nuevas se clasificarán pari passu con las acciones ordinarias emitidas existentes de la Compañía.

Total de derechos de voto
Tras la Admisión de las Nuevas Acciones, el número total de Acciones Ordinarias emitidas será de 2.746.709.408. La Compañía no posee ninguna Acción Ordinaria en tesorería. Esta cifra puede ser utilizada por los accionistas de la Compañía como el denominador para los cálculos por los que determinarán si están obligados a notificar su interés o el cambio en su participación en el capital social de la Compañía bajo la Autoridad de Conducta Financiera Directrices de divulgación y reglas de transparencia.

TANTAS VESES QUISIERON LA CALAMIDAD DE PGR QUE YA NO SABEN QUE DESIR ,,MIENTEN ,DIFAMAN Y HABLAN PERVERSIDAD ...PERO LA FELISIDAD ME BRILLA EN EL ROSTRO CUANDO VEO A ESTOS MENTIROSOS BLAFESMAR .....TODO TIENE UN TIEMPO

NO CONVENCIONALES ENERGÍA
Mendoza aprobó su protocolo ambiental para Vaca Muerta
Reglamentó los parámetros para las operaciones donde se utilice la técnica de fracking. La zona de Malargüe es la que más perspectivas abre.
El gobierno mendocino decidió despejar el camino para el desarrollo de los no convencionales. El gobernador Alfredo Cornejo firmó la semana pasada el decreto 248/18 con el que reglamentó las condiciones ambientales para la exploración y explotación shale y tight. Confían que permitirá la reactivación de una industria que, pese a su nivel actual, aporta el 20% del producto bruto geográfico de la provincia.

La expectativa está puesta en una pedacito de Vaca Muerta que se encuentra debajo de la localidad de Malargüe. Allí la empresa El Trébol, que formó Phoenix Global Resources junto a Andes Energía, realizó cuatro pozos exploratorios con los que obtuvo buenos resultados.

La formación no convencional en el sur de Mendoza promete una buena perspectiva de shale oil (petróleo). Creen que se trata de un crudo liviano, el que mejor precio tiene en el mercado, similar al que se extrae en Neuquén y que los yacimientos convencionales mendocinos no ofrecen.

El decreto provincial llegó luego de una masiva audiencia pública realizada el pasado 28 de diciembre en Malargüe. Pese a que las objeciones fueron rechazadas, se incorporaron al menos tres elementos novedosos en lo que será la norma ambiental: se deberán instalar sismógrafos en las locaciones para monitorear el comportamiento del suelo antes y después de la fractura hidráulica; contempla la realización de audiencias públicas dependiendo de los proyectos y; habilita la consulta a los pueblos originarios “cuando la comunidad se encuentre debidamente registrada y reconocida por el Instituto Nacional de Asuntos Indígenas (INAI)”.

También obliga a la realización de estudios ambientales y establece controles semestrales, entre otros aspectos. En líneas generales no se corre de las regulaciones que otras provincias realizan en esta misma materia.

El gobierno espera que despejando los cuestionamientos ambientales, las operadoras incorporarán a sus portafolios los no convencionales mendocinos.

ya veo la intencion

El Gobierno cancelará en cuotas una deuda de $ 27.000 MM con petroleras
El Estado no pagó las compensaciones económicas correspondientes al Plan Gas en 2017. Son unos US$ 1500 millones en favor de las petroleras, que se empezarán a cancelar recién en 2019 en cuotas mensuales de US$ 60 millones.

El subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos, Marcos Porteau, recibió ayer a los máximos ejecutivos de YPF, Pan American Energy (PAE), la francesa Total y la alemana Wintershall -las cuatro mayores productoras de gas de la Argentina- con un objetivo excluyente: comunicarles oficialmente cómo planea el Ejecutivo cancelar una deuda de $ 27.000 millones (unos US$ 1500 millones) contraída con los privados por incumplir el pago de los subsidios correspondientes al Plan Gas durante 2017. Se trata de un tema de vital importancia para las petroleras, que advierten que la no regularización de esa deuda afectará las inversiones previstas para este año.

El Gobierno incumplió con el pago de las compensaciones económicas previstas en el Plan Gas, que premia con un precio diferencial (en los hechos se traduce un subsidio directo del Estado) a las petroleras que incrementaron su producción de gas. Por la precaria situación fiscal de las arcas públicas, durante 2017 directamente no pagó un solo peso a las empresas. De ahí la magnitud del rojo acumulado, que representa un poco menos de un tercio del total de inversiones comprometidas en gas para este año (alrededor de US$ 5000 millones).

Porteau detalló ayer el mecanismo a través del cual el Estado cancelará esa deuda. La propuesta blanquea -y deja una vez más en evidencia- los inconvenientes económico-financieros que atraviesa el Ejecutivo. El rojo acumulado no se pagará en 2018. No hay dinero del Tesoro asignado a tal fin. El ministro de Finanzas, Luis Caputo, tampoco quiere emitir un bono soberano que pueda ser transado este año en un mercado secundario. Teme que las petroleras se desprendan rápidamente de esos títulos afectando la liquidez del mercado financiero local. Eso atentaría contra la estrategia de Caputo de endeudarse en la city porteña para esquivar el incremento de las tasas de interés en el mercado internacional.

El Ejecutivo entiende que las petroleras tienen capacidad económica para esperar. No son un actor prioritario desde la óptica del Gobierno. En esa clave, la propuesta comunicada por el Ministerio de Energía, que dirige Juan José Aranguren, consiste en postergar la cancelación de la deuda de $ 27.000 millones hasta 2019. En rigor, los pagos se instrumentarán en cuotas mensuales durante dos años. Es decir, a partir de enero de 2019 las petroleras empezarán a recibir alrededor de US$ 60 millones por mes hasta cancelar todo el capital adeudado en diciembre de 2020. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes empresariales. La propuesta se publicará en los próximos días en el Boletín Oficial. Cada petrolera deberá evaluar si adhiere a la iniciativa. El plan de pagos fue diseñado y avalado por distintos funcionarios, con la coordinación de Gustavo Lopetegui, uno de los coordinadores de la Jefatura de Gabinete.

No es una mala propuesta. Sin duda no es la óptima ni la mejor porque no incluye una tasa de interés que compense el incumplimiento de los plazos de pago por parte del gobierno. Pero aún así, es un avance y es probable que las empresas suscriban”, explicó un alto ejecutivo del sector.

YPF es la principal acreedora del Plan Gas. Paradójicamente, la petrolera controlada por el Estado tiene a su favor US$ 780 millones. A pesar de varias gestiones con distintos estamentos de gobierno, la empresa no logró cobrar al menos una fracción de esa deuda. A PAE, que es propiedad de BP y Bridas, le adeudan cerca de US$ 300 millones. Más atrás vienen Total y Wintershall, que en conjunto tienen acreencias a su favor por alrededor de US$ 400 millones.

“Resta saber a qué tipo de cambio se dolarizará la deuda. Seguramente, habrá una quita de capital también por ese lado”, admitieron desde otra petrolera.

ellos vienen aser negocio no nosotros vienen a robarnos la guita o ustedes se creen que vienen a otra cosa ni lo leo lo que ponen un renglon y me saco,son o muyyy bolu ustedes,o estan empomando a la gente que lee,no se por cual decidirme de las dos opciones,me gustaria verles la carita

EL DESEMBARCO DEL GIGANTE NORUEGO
Statoil abre oficinas en Buenos Aires para respaldar su llegada al país

Statoil está en proceso de abrir por primera vez en su historia oficinas en Buenos Aires para respaldar su desembarco en la Argentina. Así lo aseguró oficialmente un vocero de la compañía noruega, una de las 10 mayores petroleras del planeta, ante la consulta periodística de EconoJournal. “Puedo confirmar que Statoil está en el proceso de establecer una oficina en Buenos Aires para apoyar nuestra creciente actividad en Argentina”, respondió vía e-mail desde la ciudad de Stavanger, donde tiene sede la casa matriz de la compañía.

“Hemos tomado dos posiciones onshore, Bajo del Toro y Bajo del Toro Este. En el primero planeamos perforar dos pozos en 2018 junto con YPF. También estamos estudiando el potencial offshore y buscando otras oportunidades. En esa dirección, firmamos un Memorando de Entendimiento con YPF para analizar conjuntamente oportunidades en la Argentina”, continuó el vocero de Statoil.

YPF firmó en enero un contrato por el cual cedió a la petrolera noruega el 50% de los derechos de exploración en el área neuquina Bajo del Toro, con acceso a la formación Vaca Muerta.

Statoil -que está inmersa en un cambio de imagen a nivel mundial por el cual prevé cambiar su nombre a Equinor a fin de consolidarse como una empresa energética de amplio espectro más allá de la explotación de hidrocarburos- desembolsó unos US$ 30 millones para acceder al acreaje y se comprometió a invertir otros US$ 270 millones para financiar la primera fase del proyecto piloto en Bajo del Toro.

El gigante noruego, que es controlado por el Estado de ese país y cotiza en la Bolsa de Nueva York, facturó en 2017 más de 45.000 millones de dólares. Directivos de la empresa visitaron hace dos semanas Buenos Aires en el marco de la visita oficial de los reyes de Noruega a la Argentina.

La petrolera alemana Wintershall culminó la fase piloto de los dos bloques no convencionales que opera en la formación neuquina Vaca Muerta y comenzó la etapa de pruebas que permitirá el desarrollo masivo con una inversión de hasta 6.000 millones de dólares, durante los próximos diez años.

Así lo anunció el director general de Wintershall en Argentina, Gustavo Albretch, al referirse a los avances que la compañía está obteniendo en los dos bloques que opera en el no convencional de Neuquén: Aguada Federal y Bandurria Norte, en los que concretó las etapas piloto de cuatro y tres pozos horizontales, respectivamente.

"En Aguada Federal terminamos un piloto hace poco con producción y en Bandurria Norte lo hicimos en estos días. Al mismo tiempo estamos construyendo las instalaciones de procesamiento de crudo y seguiremos testeando los pozos para definir este año dónde iniciar el desarrollo masivo", detalló el directivo local del gigante petrolero alemán, en declaraciones a la agencia Télam.

Tomada esa decisión, la empresa ingresará en la etapa de desarrollo con una fase de producción constante de entre 10 y 20 pozos, lo que demandará para cada bloque una inversión de hasta 3.000 millones de dólares, durante los próximos 8 a 10 años, en que se proyecta sostener una producción de 30.000 barriles diarios.

Albretch también se refirió a los otros proyectos de la petrolera como el que lleva adelante en Aguada Pichana Este junto a sus socios Total, YPF y PAE, bloque en el que anticipó "un incremento de producción sensible a lo largo del año que permita aprovechar la capacidad total de la planta y pasar de 7 a 14 millones de metros cúbicos de gas hacia fin de año".

Wintershall, que ya lleva invertidos en Vaca Muerta más de 600 millones de dólares, además está desarrollando con éxito inicial un primer piloto en San Roque, un bloque al que sumará "en los próximos meses un segundo piloto para ver el potencial de la zona que es un bloque muy grande".

La empresa había anunciado en 2017, en asociación con Geopark, el descubrimiento de petróleo en el bloque CN-V al sur de la provincia de Mendoza, y se anticipa que este año tendrá lugar la perforación de otro pozo exploratorio en el bloque en el que Wintershall dirigirá las operaciones.


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no tapen lo que viene

El clima de negocios en Mendoza le da a la Argentina ventaja energética

Del gas de esquisto a las energías renovables, la provincia pretende ser un exportador neto. Con más inversiones, Mendoza pretende generar una décima parte de las fuentes renovables de Argentina.

El núcleo de la gigantesca formación de esquisto de Vaca Muerta se encuentra al sur de la provincia de Neuquén, el viento sopla con más fuerza en la Patagonia y el sol brilla más fuerte en el extremo norte. Sin embargo, la provincia sigue siendo atractiva para los inversores en energía, que han representado la mayor parte de la inversión extranjera en la provincia durante el año pasado. Esto se debe a su atractivo clima comercial, acordaron los delegados a una mesa redonda de FT sobre energía en Mendoza este mes. “Como no tiene los mejores recursos, Mendoza tiene que encontrar otras formas de ser más competitiva”, dijo Doris Capurro, directora ejecutiva de la compañía de energía renovable Luft Energia. Ella hizo una comparación con las condiciones de la vecina Neuquén, donde los sindicatos combativos y las huelgas son más que una característica. “Puedes hacer negocios aquí”, dice Neil Bleasdale, presidente de Edemsa, el principal distribuidor de electricidad en la provincia.

Bajo la gobernación de Alfredo Cornejo, un aliado político del presidente Macri, Mendoza está presionando para regresar a su anterior posición como exportador neto de energía. Tradicionalmente, una de las provincias productoras de petróleo y gas más antiguas y más grandes de Argentina (Mendoza representa alrededor del 15% de la producción petrolera de Argentina) refleja una disminución generalizada del suministro energético argentino bajo las administraciones Kirchner en el poder durante la mayor parte de este siglo. Se ha visto obligada a importar energía en los últimos años. El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, dice “Queremos recuperar nuestro papel como productor de energía que puede vender al resto del país”. Planea establecer proyectos ferroviarios que duplicarán la capacidad instalada de la provincia a más de
3,200 megavatios por hora. No dependemos de un solo producto básico.

Si se elimina una pierna de la mesa, todavía podemos seguir afirmó Martín Kerchner. Una gran parte de la formación de Vaca Muerta, que posee la segunda reserva más grande de gas de esquisto en el mundo, se extiende desde Neuquén bajo la arboleda árida de Mendoza. En un movimiento diseñado para atraer a los inversionistas lejos de Neuquén, Cornejo ha estado liderando los esfuerzos para facilitar más fracking -el proceso hidráulico utilizado para extraer petróleo y gas de esquisto bituminoso- en la provincia. Los acuerdos que se deben firmar deben proporcionar un marco legal claro que proteja a las empresas que siguen procedimientos correctos de fracking de acciones legales. Mientras tanto, Phoenix Global Resources, empresa que cotiza en el Reino Unido, se convirtió en el primer grupo en iniciar el fracking en Mendoza, perforando su primer pozo en la región de Malargüe en el sur el año pasado. Mendoza está haciendo un esfuerzo concertado para aumentar su generación de energía renovable, con el objetivo de producir el 10% del total nacional.

La provincia quiere “una matriz diferente”, dijo Cornejo: “No solo los combustibles fósiles, sino también las energías renovables”. Con más de 300 días de sol al año en el semi-desierto de Mendoza, la energía solar es abundante. También hay potencial para la energía eólica. Los nuevos proyectos de energías renovables que generan 400MW/h debieran estar listos el próximo año como resultado de la subasta de proyectos promovidos por la administración Macri. Los ríos que descienden de los Andes se pueden aprovechar para proyectos hidroeléctricos. Con las barreras legales aprobadas el mes pasado por la Corte Suprema luego de que se rechazaran las quejas de una provincia vecina, se espera que se realice una subasta para la presa Portezuelo del Viento, que se demoró por mucho tiempo. Se estima que costará 800 millones de dólares y generará 200MW/h.
Argentina busca aprovechar sus vastas reservas de recursos y potencial energético y recurre a las energías renovables. La argentina YPF invertirá 30 bn de dólares para emular el auge del fracking de EEUU. Mendoza quiere aumentar la producción de energía renovable de dos maneras que lo distinguen del resto del país y ambos son polémicos. En primer lugar, la empresa energética estatal Emesa ha estado participando en subastas nacionales para proporcionar energía renovable a la red, de cara a las cosas para acelerar el proceso. Pero algunos participantes del mercado dicen que Emesa ha tenido problemas para encontrar socios privados. Segundo, Mendoza enfatiza la promoción del uso de componentes producidos local y nacionalmente para proyectos de energía renovable, como turbinas de viento o paneles solares.

“Nunca podremos competir con China, pero podemos hacer una parte del trabajo”, dijo Martín Kerchner, ministro de Economía, Infraestructura y Energía. “Es un equilibrio muy difícil”, dijo Capurro, ex vicepresidenta de la petrolera estatal YPF. “Si forzamos esto demasiado insistiendo en desarrollar nuestra industria nacional, podríamos retrasar la obtención de energía barata”. Queda por ver cómo se desarrollarán estas políticas con los inversores extranjeros. “Mendoza ha realizado un trabajo excelente en la promoción de sus exportaciones y el turismo, pero todavía enfrenta un enorme desafío en la promoción de la inversión”, dijo Juan Cruz Díaz, director general de Cefeidas, una consultora de riesgos. Pero Mendoza tiene la rara ventaja de poder recurrir a una rica combinación de fuentes de energía y una economía mucho más diversificada en general, dice Kerchner. “No dependemos de un único producto básico”, dice, argumentando que esto proporciona suficiente estabilidad para sobrevivir al impacto de una caída en los precios del petróleo. Y agrega: “Si se elimina una pierna de la mesa, todavía podemos seguir adelante”.

Fuente: Financial Times
23 de Marzo de 2018