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2 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 y la producción de Interoil en las 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 www.andesenergiaplc.com.ar después de haber sido publicado a los accionistas.
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3 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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4 • 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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5 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 la 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 utilizando 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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6 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.Página 7
7 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"), según el 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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8 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.
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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.
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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)
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