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Lacalle Pou adjudicó Plataforma Marítima por 40 años y sin cánones a empresa petrolera británica

El pasado 25 de mayo, justamente mientras visitaba Londres, el presidente Lacalle Pou firmó el decreto de adjudicación de la licencia por 40 años sin cánones y con limitada participación de Ancap en la futura explotación, a la empresa Challenger Energy, según se desprende del informe del servicio de noticias de la Bolsa de Valores de la capital inglesa.

La compañía británica de producción de hidrocarburos Challenger Energy Group (ex Bahamas Petroleum) anunció que obtuvo la licencia y autorización para realizar exploración en el mar uruguayo (offshore). Para más detalles del contrato firmado visite: Aquí

  • Firma de Licencia Uruguay

Challenger Energy (AIM: CEG), la caribe y atlántico-compañía de petróleo y gas enfocada en el margen, con activos de producción, evaluación, desarrollo y exploración de petróleo en toda la región, proporciona la siguiente actualización en relación con la licencia de petróleo AREA OFF-1 en alta mar Uruguay.

* La licencia AREA OFF-1 fue otorgada a la Compañía en mayo de 2020. Desde entonces ha habido un período prolongado de inactividad, en gran parte como consecuencia de la pandemia de Covid-19, durante el cual se firmó formalmente la licencia. 

* Luego de las aprobaciones definitivas otorgadas por decreto del Presidente de Uruguay, se firmó formalmente la licencia AREA OFF-1 el 25 mayo 2022. En consecuencia, ha comenzado el primer período de exploración de 4 años bajo la licencia.

* La obligación mínima de trabajo de la Compañía durante este período inicial es llevar a cabo un reprocesamiento y una reinterpretación relativamente modestos y de bajo costo de datos sísmicos 2D históricos seleccionados.

No hay obligación de perforar en la fase inicial.

El programa de trabajo y el presupuesto de la Compañía para el resto de 2022 y hasta 2023 incluyen una asignación de fondos suficiente para avanzar en la obligación de trabajo mínima acordada en el AREA OFF-1.

*El AREA OFF-1 contiene un potencial de recursos estimado por la gerencia que supera los mil millones de barriles de petróleo equivalente recuperable (BBOE), según el mapeo actual de múltiples juegos de exploración y pistas en aguas relativamente poco profundas, y con un margen de maniobra alcista significativo.

Esta estimación es corroborada por estimaciones formales de recursos proporcionadas por ANCAP (la compañía petrolera nacional de Uruguay) de 1,36 BBOE como un recurso recuperable final esperado de P50.

* El sistema de juego AREA OFF-1 es directamente análogo a los recientes y prolíficos descubrimientos de márgenes conjugados realizados en alta mar Namibia por Total (el pozo Venus) y Shell (el pozo Graff), donde se han encontrado reservorios de turbidita del Cretácico de miles de millones de barriles.

La licencia AREA OFF-1 exhibe la misma presencia de sistemas de petróleo y roca generadora del juego Aptiano.

* La Compañía ha recibido múltiples indicaciones de interés en relación con posibles colaboraciones para la licencia AREA OFF-1.

La Compañía tiene la intención de explorar tales posibilidades, con miras a acelerar potencialmente una adquisición de sísmica 3D en el primer período de exploración de la licencia.

Se proporcionarán más actualizaciones cuando sea apropiado.

Eytan Uliel, director ejecutivo de Challenger Energy, dijo: “Hace dos años, en el apogeo de un período de inactividad de la industria debido a la pandemia, identificamos una oportunidad convincente para solicitar la licencia OFF-1 en Uruguay.

Por un costo muy bajo, pudimos obtener una licencia de exploración de una calidad extremadamente alta, con un potencial de recursos recuperables de más de mil millones de barriles.

Eytan Uliel, director ejecutivo de Challenger Energy

Desde entonces, mientras se esperaba la aprobación formal de la licencia, el mundo ha cambiado de una forma que hace que esta licencia sea aún más atractiva.

Se están produciendo desarrollos de importancia mundial a lo largo del margen atlántico sudamericano en Guayana Suriname – cuencas con características técnicas análogas. Aún más significativo, mega-descubrimientos muy recientes del margen conjugado del Atlántico Sur a Uruguay, costa afuera Namibia, a partir de dos pozos perforados por grandes empresas en los últimos meses, han calibrado y confirmado los sistemas de petróleo y roca generadora de juego evidentes en sísmica en OFF-1.

Con la licencia formalmente firmada, ahora podemos comenzar a impulsar nuestro programa de trabajo inicial de bajo costo.

Al mismo tiempo, durante el resto de 2022 y hasta 2023, exploraremos opciones de asociación que podrían conducir a un programa de trabajo acelerado, cuyo objetivo es evaluar rápida y completamente el potencial de la licencia y, por lo tanto, crear lo que esperamos sea una oportunidad. de gran valor para los accionistas”.

Se colocará una presentación en relación con OFF-1 en el sitio web de la Compañía: www.cegplc.com.

  • Acerca de AREA OFF-1

La licencia AREA OFF-1 tiene una superficie total de aproximadamente 15.000 km 2 y está situada en profundidades de agua de 20 a 1000 metros, aproximadamente a 100 km de la costa uruguaya.

Ha habido actividad heredada anterior modesta en y adyacente al bloque AREA OFF-1, que comprende sísmica 2D histórica (aproximadamente 8500 kilómetros adquiridos desde principios de la década de 1970 hasta 2011 en el bloque).

Solo dos pozos históricos han sido perforados hasta la fecha en el área (ambos en 1976 por Cheurón), sin cobertura 3D sobre AREA OFF-1.

El mapeo actual revela una diversidad de juegos y pistas de exploración en aguas relativamente poco profundas y el margen de la pendiente, con un potencial de recurso estimado preliminar de más de mil millones de barriles de petróleo equivalente (BBOE) recuperable.

Dado el régimen fiscal de la oferta exitosa y las profundidades del agua de los prospectos identificados, el análisis preliminar de Challenger Energy sugiere que cualquiera de los prospectos actuales mapeados individualmente probablemente sea económico, incluso si se asumen precios del petróleo históricamente bajos.

Durante 2019, las grandes petroleras Shell, BP, Total y Equinor ofertaron y obtuvieron varias licencias en alta mar Argentina, adyacente al AREA OFF-1 proximal al Argentina-Uruguay frontera marítima, y donde se dirige el pozo primario en estos Cuenca del Saladio

Es probable que las licencias sean las mismas que las de la grieta sintética del Cretácico y los juegos de turbidita potencialmente presentes en el AREA OFF-1.

En enero 2022 tanto Total como Shell anunciaron descubrimientos de miles de millones de barriles de pozos perforados en el Namibia margen extraterritorial.

El juego de exploración AREA OFF-1 es análogo a estos recientes descubrimientos de margen conjugado, con los resultados del pozo de Namibia eliminando significativamente el riesgo de la comprensión técnica del margen análogo del Atlántico Sur de Uruguay.

AREA OFF-1 también tiene características técnicas en común con la prolífica Guayana – La cuenca de Surinam actualmente está siendo explorada/desarrollada con éxito por varias compañías petroleras, costa afuera del noreste Sudamerica.

Uruguay se encuentra en el sureste Sudamerica, bordeando Brasil y Argentina, y con un amplio litoral en el Océano Atlántico.

El país tiene un ingreso per cápita relativamente alto en la región y representa un régimen operativo favorecido, ocupando con frecuencia el primer lugar en America latina en medidas como democracia, anticorrupción y facilidad para hacer negocios.

  • Términos de licencia de AREA OFF-1

Challenger Energía 100%.

ANCAP tiene derecho a retroceder hasta por un 20% de Participación.

ANCAP tiene derecho a participar (hasta en un 20%) en cada campo comercial que desarrolle.

Para ejercer ese derecho, ANCAP debe financiar su parte porcentual correspondiente de los costos (incluidos los costos atrasados).

No hay limitación para que Challenger Energy pueda reducir su interés de trabajo.

Períodos de Exploración y Obligaciones Mínimas de Trabajo (“MWO”):

Tres fases de exploración, ya sea:

Opción 1: 4+3+3 o
Opción 2: 4+2+3

Tanto la Opción 1 como la 2 tienen un período de exploración inicial de 4 años.

MWO en este período son estudios G&G y reprocesamiento de 2.000 km de sísmica 2D heredada

En la Opción 1, si el operador elige pasar al segundo período de exploración durante 3 años, se requiere un solo pozo de exploración, pero no hay obligación de cesión.

La opción 2 permite un segundo período de exploración más corto de 2 años sin obligación de pozo, pero con una obligación de cesión del 50 % y 1000 unidades de trabajo.

Tanto la Opción 1 como la Opción 2 requieren la perforación de un solo pozo de exploración si el operador elige pasar al período final de exploración de 3 años, con una obligación de cesión del 30%.

Sin obligación de perforación en el período de exploración inicial de 4 años.

Challenger Energy puede elegir, pero no está obligado, a pasar del primer período de exploración de 4 años a la Fase 2 o la Fase 3.

1.000 unidades de trabajo equivalen a 2.500 km2 3D o 5.000 km 2D de adquisición y reprocesamiento sísmico o una combinación de ambos.

Costo mínimo de MWO:

No especificado; MWO es una función de la oferta de unidades de trabajo, siendo 272 para la fase inicial de exploración de 4 años.

Challenger Energy estima que el MWO en la Fase 1 será c.200.000 dólares estadounidenses anualmente.

Duración del contrato:

30 años, con derecho a ampliar a 40 años.

El período de desarrollo se puede declarar en el momento que el operador desee, lo que permite un período de desarrollo de +25 años.

Términos Fiscales:

Sin regalías, bonos de firma o alquileres anuales.

El régimen de licencia se basa en que Challenger Energy como operador realiza el trabajo y recupera los costos según un modelo de Cost Oil y, posteriormente, comparte los ingresos entre Challenger Energy y ANCAP según un modelo estándar de “factor R” de la industria (un modelo de relación de ingresos/costos).

La utilidad neta entonces se grava a la tasa normal Uruguay tasa de impuesto a la renta corporativa (25%).

Un régimen fiscal atractivo e internacionalmente comparable en un entorno estable y bien regulado.

Otros costos:

La licencia exige contribuciones anuales a varios fondos sociales de educación y fondos de capacitación y desarrollo de 50.000 dólares estadounidenses anualmente.

Sin cuotas anuales de licencia.

Este anuncio contiene información privilegiada a los efectos del artículo 7 de UE Reglamento 596/2014, que forma parte del Reino Unido derecho interno en virtud de la unión Europea (Retiro) Ley 2018 (modificada).

De conformidad con la Nota AIM para Empresas Mineras y de Petróleo y Gas, CEG informa que el Sr. Randolph Hiscockel, Director de Nuevos Negocios de la Compañía, es la persona calificada que ha revisado la información técnica contenida en este documento.

Tiene una Maestría en Ciencias (Geología) y es miembro de la AAPG. Tiene más de 40 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas.

Randolph Hiscock consiente en la inclusión de la información en la forma y contexto en que aparece.

Challenger Energy es una caribe y atlántico compañía de petróleo y gas enfocada en el margen, con una gama de activos y licencias de exploración, evaluación, desarrollo y producción, ubicada en tierra en Trinidad y Tobago, y Surinam, y mar adentro en las aguas de The Bahamas y Uruguay.

En Trinidad y Tobago, Challenger Energy tiene cinco (5) campos productores, dos (2) proyectos de evaluación/desarrollo y una cartera de exploración prospectiva en la Península suroeste.

En Surinam, Challenger Energy tiene un proyecto de evaluación/desarrollo en tierra.

Las licencias de exploración de Challenger Energy en Uruguay, la Península suroeste de Trinidad, y el Bahamas ofrecer una exposición de valor de alto impacto dentro del valor general de la cartera.

Challenger Energy cotiza en el mercado AIM del Bolsa de Valores de Londres.

Esta información es proporcionada por RNS, el servicio de noticias de la Bolsa de Valores de Londres.

Fuente: UyPress 

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