Pronostico Mercados del LNG 2018 Y 2020

Mercado del LNG

"En 15 años, el número de países que utilizan GNL se ha triplicado. Sólo este año, Pakistán y Egipto ya se han incorporado como miembro de los nuevos países de GNL-importador. Se espera que más países para iniciar la importación de GNL en un futuro próximo."

El GNL es una perspectiva atractiva para aquellos que buscan la diversidad de la oferta, dijo, como los contratos de GNL ofrecen más flexibilidad que los contratos tradicionales, que a menudo son take-or-pay y pueden ser destino restringida.

Análisis Exclusivo Cheniere Energy (NYSE: GNL)

• Los inversores parecen haber comenzado a reconocer los factores positivos similares a los que hemos mencionado en este informe, incluyendo el crecimiento de las ganancias. Esto ha ayudado a impulsar a las acciones de la compañía por un fuerte 63,00% en el último año, un aumento que ha superado el del índice S & P 500. Respecto futuro curso de la acción, nuestra recomendación Hold indica que no se recomienda la inversión adicional en esta población a pesar de sus ganancias en el último año.

• El crecimiento de los ingresos netos respecto al mismo trimestre de hace un año ha superado significativamente la del promedio de la industria de petróleo, gas y carburantes, pero es menor que la del S & P 500. El beneficio neto aumentó un 11,2% en comparación con el mismo trimestre de un año anterior, al pasar de - a $ 100,820,000 - $ 89.580.000.

CHENIERE ENERGY INC. OTOÑO 2015 RESUMEN FINANCIERO BREVE

• La mejora de las ganancias por acción de 13,0% en el último trimestre en comparación con el mismo trimestre de hace un año.Esta empresa ha reportado ganancias un tanto volátiles recientemente. Pero, creemos que es preparada para un crecimiento EPS en el próximo año. Durante el pasado año fiscal, CHENIERE ENERGY INC (GNL) informó resultados pobres de - $ 2,32 frente a - $ 1,82 en el año anterior. Este año, el mercado espera una mejora en los ingresos (- $ 1,92 frente a - $ 2,32).

• A pesar de los resultados de ingresos débiles, el GNL ha superado en contra de la media del sector del 13,3%. Desde el mismo trimestre de un año antes, los ingresos cayeron ligeramente en un 1,3%. Los ingresos en declive no ha afectado los resultados financieros de la compañía, con el aumento de las ganancias por acción.

• Flujo de efectivo neto de explotación ha disminuido de manera significativa a - $ 29,710,000 o 6358.47% comparado con el mismo trimestre del año pasado. Además, al comparar con el promedio de la industria, la tasa de crecimiento de la empresa es mucho menor.

el análisis del informe aquí:

Cheniere Energy (LNG) Stock Forecast 

Concesiones Petroleras en Zonas en Disputas 2. Asia-Sudeste Asiatico

Concesiones Petroleras en Zonas en Disputas 1. America

MAR DE CHINA

ISLAS SENKAKU

Estas ocho islas y peñascos bajo control japonés son reivindicados por la República de China (Taiwán) y por la República Popular de China. En los medios de comunicación internacionales, estas islas son también llamadas Diaoyu o Pinnacle (en inglés).

Estas islas son reivindicadas desde finales de los años 1960 por la República de China (Taiwán) que las vincula con la ciudad de Toucheng en el condado de Yilan; y por la República popular de China como parte de sus pretensiones sobre Taiwán. El interés de estas islas es económico. Además de tener aguas marítimas con mucha pesca, ocultan yacimientos potenciales de hidrocarburos en las cercanías, como el de Chunxiao/Shirakaba. También tienen un interés estratégico tanto para la marina china como estadounidense.

En 2008, se ponen de acuerdo sobre la explotación común de posibles campos de gas y de petróleo en la zona llamada Chunxiao en China y Shirakaba a Japón, sin llevarlo a término.

LAS ISLAS SPRATLEY

El Archipiélago de las Islas Spratley se localiza en el centro del Mar de China Meridional; se encuentra constituido por poco más de 100 islas coralinas, que se ubican a 643 Kilómetros de la costa de Vietnam, 1,287 Kms. de la costa de la isla china de Hainan y a sólo 25 Kms. del litoral de la isla de Borneo; todas las Islas son bajas y pequeñas, se alzan a 5 ó 6 metros sobre el nivel del agua y algunas están permanentemente sumergidas.  El Archipiélago se extiende en una superficie marítima que va de 160 a 180 mil kilómetros cuadrados (12 veces más grande que el área donde se encuentran las Paracel) pero con una superficie terrestre total de no más de 10 Km².  Nunca ha tenido población autóctona, ya que sus características naturales lo hacen inhabitable (no existen tierras cultivables, ríos, montañas o lagos) y solamente en tiempos recientes pescadores y soldados han ocupado algunas de las islas.  No cuenta con puertos o bahías, pero sí con cuatro aeropuertos. 

ANTECEDENTES

La historia de las islas Spratly- llamadas Násha Qúndao por los chinos, Truong Sa por los vietnamitas, Kalayan por los filipinos y Kepulauan Spratly por los malayos e indonesios- se remonta al año 250 A. C., cuando fueron visitadas por pescadores vietnamitas y chinos, durante la dinastía Han.  Mapas geográficos vietnamitas del siglo XVII registran las islas Bai Cat Váng (Paracel y Spratley) como parte de su territorio.  En el silo XVIII el gobierno vietnamita realizó varios estudios geográficos en las islas.  A su vez, mapas geográficos chinos registraron pero no mostraron las islas como territorio chino.

RUTAS DE TRÁNSITO MARÍTIMO

Es uno de los aspectos más importantes del conflicto, ya que el Mar de China Meridional representa:

·        La segunda ruta marítima más importante del mundo, misa que cruza cerca de las Islas Spratly.  Por el lugar transitan diariamente más de 270 barcos y más de la mitad del tráfico mundial de buques tanques.

·        El tráfico de buques petroleros con destino a Asia del Este pasa por esta zona, y el cual es tres veces más grande que el del Canal de Suez y quince veces que el tráfico del Canal de Panamá.

·        El 80 por ciento del petróleo y la mayor parte del gas natural consumidos por Japón, pasan o se originan en el Mar de China Meridional.

·        La soberanía sobre las islas Spratly significa el control de esta región, y por tanto, de las rutas marítimas que pasan por la zona.

RECURSOS ENERGÉTICOS

Algunos países reclamantes en las Islas Spratly, Vietnam, China y Filipinas han iniciado trabajos de exploración y perforación, e incluso otorgado concesiones a empresas petroleras, en áreas territoriales en disputa, como los otorgados en 1992 por parte de China y Vietnam a compañías estadounidenses.  Poco después China firmó con una compañía de EUA un contrato de cooperación para llevar a cabo exploraciones conjuntas.  En 1997 Vietnam protestó la perforación por parte de China de un área en disputa, y en marzo de 2005 compañías petroleras de China, Filipinas y Vietnam firmaron un acuerdo conjunto para realizar en las Islas Spratley experimentos marinos sísmicos con fines económicos.  Sin embargo, la ausencia de acuerdos sobre la delimitación territorial ha llevado a que las compañías petroleras no exploren el área.

Actualmente yacimientos de hidrocarburos son explotados en distintas partes del litoral del Mar de China Meridional, especialmente en el Golfo de Tailandia, el área de Natuna (Indonesia) y las costas de Brunei y Malasia.  Este último país es el mayor productor de petróleo y gas entre los países involucrados en el conflicto.

El Ministerio de Geología y Recursos Minerales de China estima que el área de las Spratley existen recursos potenciales de petroleros y de gas por 105,000 millones de barriles, y en todo el Mar de China Meridional de 213,000 millones, de los cuales el 10% podrían ser económicamente explotados.  Sin embargo, las estimaciones varían considerablemente, los datos chinos son superiores a los análisis realizados por fuentes no chinas, como los estudios geológicos de EUA, que ubican las reservas en 28,000 millones de barriles.  Como quiera que sea, el total de las reservas no son nada despreciables.

De la misma manera, los estimados de gas natural van desde 2,000,000 billones de pies cúbicos (Tfc), de acuerdo con los reportes chinos, hasta 24,000 billones calculados por el United States Geological Survey (USGS).

Los posibles yacimientos de hidrocarburos en el Mar de China Meridional poseen gran importancia estratégica y económica, ya que al agotar los países del área sus reservas y aumentar sus necesidades energéticas, necesitarán obtener el control sobre dichos recursos. Tal es el caso de China, cuyo aumento de su población y explosivo desarrollo económico tornan imperiosa la necesidad de allegarse a nuevas fuentes de energía

Indonesia

West Natuna 

Operado Premier Oil (operado 28,67% de interés)

El Bloque Natuna A. Se obtuvo una licenciamediante la compra de Sumatra Gulf Oil en 1979. La producción de petróleo del campo Anoa comenzó en noviembre de 1990 a partir de nueve pozos de plataformas situadas en el lóbulo Oriente. Tras la adquisición de Sumatra Gulf Oil en 1996, el desarrollo adicional se llevó a cabo con la instalación de la plataforma Anoa Gas Exportación procesamiento y compresión y el (Wnt) de tuberías West Natuna Sistema de Transporte para la exportación de gas a Singapur.

Bloque Tuna

Operado Premier Oil (operado 65% de interés)

En marzo de 2007, Premier Oil fue galardonado con un 65% de interés operado en el bloque costa afuera de atún por el Gobierno de Indonesia. En abril de 2014, Premier Oil Kuda Laut-1 bien en Tuna PSC descubrió 183 pies del depósito de aceite que devengan neta y 327 pies de depósito de gas que soportan red. Muestras de petróleo y gas también se recuperaron a la superficie. El pozo fue entonces seguido otro para perforar el prospecto Singa Laut en un bloque de falla adyacente donde 177 pies de arenas gasíferas netos calidad embalse fueron penetrados.

La planificación de una campaña de evaluación de 2016 ya está en marcha.

Vietnam

Chim Sao 

Operado Premier Oil (operado 53,13% de interés)

La zona cuenta con una geología similar a la zona de West Natuna Mar, a unos 300 kilómetros al suroeste. Premier anunció dos descubrimientos - Dua y Chim Sao - en el bloque en 2006. Dua se aprecia tras el descubrimiento mientras Chim Sáo se aprecia con éxito en 2008. Se presentó un plan de desarrollo del campo de Chim Sao al Gobierno vietnamita y aprobado en 2008. En primer lugar producción de petróleo de Chim Sáo se alcanzó en octubre de 2011 y el campo está produciendo 25.000-30.000 bpd mientras que la producción de gas es de aproximadamente 25 mmpcd.

https://loshilosdelmundo.files.wordpress.com/2012/10/inf_sup_intel_energiamalacca_urkodelcampo.pdf

EEUU Exportador Neto de Petroleo a Mexico

De acuerdo con una publicación de Bloomberg, “Estados Unidos se convirtió en el principal exportador neto de petróleo a México por primera vez en 20 años, debido a que la producción de los yacimientos de esquisto empujó al mayor consumidor del mundo hacia la independencia energética”.

El reporte de la EIA señaló que las ventas netas de EU totalizaron 48 mil barriles por día hasta julio de 2015. Hace diez años, le compraba a su vecino país del sur un total de 1.3 millones de barriles de petróleo.

¿Por que México importa Petroleo de EEUU? ¿Fracaso la Privatización de PEMEX?

A finales del 2008, México compró 9.5 millones de barriles de derivados de petróleo a EU y cinco años más tarde esa cifra llegó a 22.4 millones de barriles.

En ese año, Estados Unidos producía aproximadamente cinco millones de barriles de petróleo crudo, pero el año pasado superó a los grandes productores gracias al desarrollo de los campos de shale en Texas y Dakota del Norte.

En agosto pasado, el Gobierno de Estados Unidos aprobó las ventas ilimitadas del combustible a México. En ese contexto, el Departamento de Comercio expresó que tenía una serie de solicitudes para exportar crudo estadounidense a cambio de importación del petróleo mexicano.

Hasta hace una década, México era el cuarto mayor exportador neto de petróleo a los Estados Unidos. Sin embargo, la producción en el país ha disminuido año con año desde su pico en 2004, según datos de BP Plc data, ahora es a la inversa.

En un intento por revertir el declive, dice Bloombeg 
el gobierno abrió su industria petrolera a la inversión extranjera por primera vez en más de siete décadas, lo que provocó la adjudicación de lotes petroleros a compañías como la italiana ENI, que la segunda fase de la Ronda Uno resultó ganadora del área contractual uno ofertada este 30 de septiembre.

El experto en temas energéticos Ricardo Martínez Díaz Francés comentó que la Reforma Energética contempla un proyecto en el que se planea crear una alianza entre empresas estadounidenses y mexicanas para que las compañías de afuera refinen el crudo que produce México.

DECLIVE EN MÉXICO

La producción de petróleo de México hacia el horizonte 2040

El Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi) reportó el pasado 25 de septiembre que la balanza comercial mexicana reportó hasta agosto pasado un déficit de 9 mil 120 millones de dólares, derivado principalmente de la caída de las exportaciones no petroleras, en cambio las importaciones del mismo sector subieron.

Las exportaciones totales reportaron una disminución de 6.8 por ciento con respecto al mismo periodo del año pasado, lo cual fue resultado de las caídas de 1.6 por ciento en las exportaciones no petroleras y 48.3 por ciento de las petroleras.

Respecto a las importaciones con cifras ajustadas por estacionalidad, se observó un aumento de 22.74 por ciento en las petroleras.

Petróleos Mexicanos (Pemex) ha sido desde 1938 la empresa con mayor peso productivo del Estado mexicano, sin embargo aunque cuenta con operaciones en el extranjero y maneja grandes exportaciones de crudo se encuentra en una crisis financiera.

De acuerdo con Ricardo Martínez Díaz Francés, geólogo y analista de petróleo y gas en América Latina, México se convirtió en un importador neto de productos petrolíferos porque Pemex ha descuidado la atención en sus refinerías principalmente por la falta de capital y materia prima.

http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-10-01/u-s-is-net-oil-exporter-to-mexico-for-first-time-in-two-decades

¿Por que México importa Petroleo de EEUU? ¿Fracaso la Privatización de PEMEX?

México produce 2.247 millones de barriles diarios de petróleo crudo y por ello es el décimo productor de petróleo en el mundo, ¿para qué necesita traer más de otro país?

La respuesta está en el Sistema Nacional de Refinación (SNR). Para entender por qué está ahí el problema hay que recordar que existen diferentes tipos de crudo, hay crudos superligeros, ligeros, medianos, pesados y extra pesados.
Lo que sucede -y aquí el meollo del asunto- es que las refinerías de México están construidas para procesar crudos ligeros pues en las décadas de los años 70 y los años 80 –cuando se construyeron estas plantas- Petróleos Mexicanos (Pemex) producía primordialmente crudo ligero.

Hoy esa situación cambió. Para el segundo trimestre de este año la petrolera nacional produjo 52.5 por ciento de crudo pesado; 35.8 por ciento de crudo ligeros y 11.7 por ciento de crudos súperligeros.

Al cierre de junio, Pemex produjo 830,498 barriles diarios de crudo ligero, desde los 862,899 de los primeros seis meses de 2014, es decir una caída de 3.8%. En tanto que el crudo ligero que envía a las refinerías tuvo una caída anual de 15.8% a 574,757 barriles diarios en el primer semestre de 2015, según cifras oficiales.
Esta situación de no contar con el crudo adecuado para procesarse en las plantas mexicanas, aunada a algunas deficiencias presupuestarias, ha hecho que hoy, del Sistema Nacional de Refinación, sólo el 60 por ciento este activo, es decir, ¡un 40 por ciento de la capacidad está desperdiciada!

Por ello Pemex presentó el 8 de enero de este año una propuesta para tener el mismo trato igualitario que Canadá (único país en el mundo al que Estados Unidos le puede exportar petróleo crudo para su consumo interno). 

Con el crudo ligero se puede enriquecer la mezcla mexicana y con esto mantener la calidad y precios. Un crudo pesado se cotiza entre 39 y 38 dpb y el ligero en unos 45 dólares. La mezcla mexicana está en un promedio de 40 dpb y si se le mete más ligero se puede mantener en esos precios”, comentó el consultor de Caraiva y Asociados, Ramsés Pech.

Importar crudo ligero, solución para los sistemas de refinación
Relacionado Reforma Energetica o Privatizacion de PEMEX

La importación de crudo ligero, que es más fácil de convertir en gasolinas, es una medida que ha sido adoptada por países como Venezuela y Argentina; en México, esta opción es cada vez más latente, a pesar de que el país es el décimo mayor productor de crudo a nivel mundial.

"Por falta de inversión no tenemos hoy la producción que deberíamos tener y estamos dejando de tener peso como país petrolero, lo que es algo delicado", advirtió el diputado, de acuerdo con un comunicado difundido por la bancada del PRD.

Una inversión que se pudo hacer con precios del petroleo altos y que ahora esta lejos de realizarse
de manos privada los cuales buscan rentabilidad ante todo. la decisión recae en PEMEX un bien común mantener los niveles de autarquia existente a pesar de la baja rentabilidad por los precios del Petroleo y sus derivados. 

Pero continuando con la Ola de Privatización los planes de una nueva planta y los negocios de esta importación estará en manos privadas como lo menciona El Financiero 

La hasta hoy posibilidad, incluso abriría la puerta a una nueva oportunidad de negocio para particulares, la construcción de una nueva refinería de crudo ligero en México.

Dicha planta podría abastecer al mercado de Estados Unidos, que está llegando al límite de su capacidad, señaló Duncan Wood, director del Instituto México en el Wilson Center de Washington.

“Una opción es construir una refinería dedicada a crudos ligeros en México, pero no hay que pensar que Pemex lo va a hacer, tiene que ser como un proyecto de la iniciativa privada”, señaló.

“Hay que estar totalmente abierto a eso, es posible que lo vayamos a ver, no es mala inversión por parte de Pemex; pero si Pemex tiene que escoger siempre va a escoger en exploración y producción y no en refinación”

http://www.elfinanciero.com.mx/economia/importar-crudo-ligero-solucion-para-los-sistemas-de-refinacion.html
  
La producción de petróleo de México hacia el horizonte 2040

México solo le queda Invertir no solo refinación si no en todo el Sector y esto no lo harán los privados ya que por ahora la rentabilidad solo así se podrá revertir este panorama

Concesiones Petroleras en Zonas en Disputas 1. America

Concesiones Petroleras en Zonas en Disputas 2. Asia-Sudeste Asiatico
Concesiones Petroleras en Zonas en Disputa 3. Israel...
Concesiones Petroleras en Zonas en Disputa 4. Asia...
1. América

1) Guyana-Venezuela

1. Las primeras disputas

Los inicios de la disputa territorial del Esequibo se remontan al siglo XIX con el Reino Unido y han continuado con la República Cooperativa de Guyana, luego de su independencia en 1966. La reclamación venezolana se fundamenta en los territorios comprendidos por la Capitanía General de Venezuela, creada en 1777. En ella se establecía la frontera este en el río Esequibo y fue utilizada para definir el territorio venezolano en los textos constitucionales surgidos de la conformación de la República.

2. La ocupación de la isla de Anacoco

Tras la independencia de Guyana, Venezuela declaró que reconocería al nuevo Estado con la condición de que “la independencia de la Guyana Británica no implica reconocimiento o en ninguna forma renuncia o disminución de los derechos territoriales que Venezuela ha reclamado”.

En octubre de 1966, personal militar y civil venezolano ocupó la mitad reclamada por Guyana de la isla Anacoco, en el río Cuyuní, e inició la construcción de una pista de aterrizaje y otras obras civiles. Dos años después, Venezuela expandió su mar territorial a 12 millas marinas, incluyendo aguas de 3 a 12 millas náuticas desde la costa oeste de Guyana, lo que fue condenado por el gobierno vecino.

En la actualidad, en la isla de Anacoco sólo hay personal militar venezolano.

3. De la Rebelión de Rupununi a la plataforma de Exxon Mobil

En 1969, un movimiento secesionista, conocido como la Rebelión de Rupununi, al sur de la Guayana Esequiba, elevó nuevamente las tensiones entre ambos gobiernos. La insurrección pretendió crear un Comité Provisional del Gobierno de Rupununi, tras separar la Guyana Esequiba tanto de Venezuela como de la República Cooperativa de Guyana. Fueron replegados y forzados a huir, luego de tres días de inestabilidad, y entraron a territorio venezolano. Venezuela los nacionalizó, a pesar de que que las autoridades negaron estar involucradas en los acontecimientos. Estas acciones y la nacionalización de los rebeldes valieron la protesta del gobierno de Guyana.

En 1970 se firmó un protocolo anexo al Acuerdo de Ginebra de 1966, conocido como Protocolo de Puerto España, donde se suspenden por doce años  los Artículos 1° y 4° del Acuerdo, tras la imposibilidad de que la comisión mixta creada por éste lograra una solución para el conflicto, como mandaba ese articulado.

Entre el año 1999 y 2000, Guyana ofreció concesiones de explotación petrolera en aguas sujetas a reclamación. En aquella oportunidad el gobierno venezolano protestó ante Congreso Mundial del Petróleo (en Calgary, Canadá) en junio de 2000 y en septiembre de 2002 (en Río de Janeiro, Brasil). Esto condujo a que las empresas detuvieran operaciones. En 2012 se habrían reiniciado las labores de exploración, según El Universal. 

En marzo de 2015 una plataforma petrolera de la compañía estadounidense Exxon Mobil inició operaciones, con aval del gobierno de Guyana, en aguas cercanas al estado Delta Amacuro, cuya soberanía aún se encuentra en discusión

4. Concesiones

Hoy están vigentes tres concesiones en la zona: la más reciente es la que adjudicó Guyana a la empresa canadiense CGX Energy en el bloque Pomeroon. Una nota de prensa difundida por la empresa y publicada en su Web el 13 de febrero de 2014 confirma el acuerdo. “La compañía se complace en anunciar que el Gobierno de Guyana otorga dos nuevas licencias para trabajos de exploración petrolera en las costas de Guayana”.

Otro contrato aprobado por la antigua colonia inglesa, es el que firmó en 2012 con las empresas ExxonMobil y Shell, para explorar el bloque Stabroek. En sus informes financieros y de operaciones, ambas compañías mencionan las acciones en la zona. Siempre se refieren al bloque como parte del territorio guyanés, nunca venezolano. La empresa holandesa Shell participa en 25% del acuerdo, mientras que la estadounidense ExxonMobil lo hace con el restante 75%. Las evaluaciones preliminares a la perforación en este bloque, comenzaron en 2008, y los estudios sísmicos en dos y tres dimensiones ya los concluyeron. Guyana negoció parte del territorio venezolano, cuando firmó una nueva concesión con la empresa norteamericana Anadarko en el Bloque Roraima, el 27 de junio de 2012. En la alianza, el gobierno de Guyana ofrece propuestas técnicas para la exploración de aguas profundas en ese bloque. Una foto de la firma del acuerdo muestra a la junta directiva de la petrolera, junto con el ministro guyanés Robert Persaud, así como el embajador de EEUU en la otrora colonia inglesa.

• Concesión Anadarko
• Ubicación: Bloque Roraima
• Compañía: Anadarko
• Año: 2012

• Concesión Shell-Exxon
• Ubicación: Bloque Stabroek
• Compañía: Shell (25%) & Exxon Mobil (75%)
• Espacio: 47.000 km2
• Año: Desde 2009

Ver detalles del acuerdo (Exxon)

Ver detalles del acuerdo (Shell)

• Concesión CGX
• Ubicación: Bloque Pomeroon
• Compañía: GCX
• Espacio: 3.975 km2
• Año: 2013

Ver detalles del acuerdo

2) Argentina-Reino Unido

Tanto el Reino Unido como Argentina se han comprometido desde el fin del conflicto armado conocido como la Guerra de las Malvinas, a resolver sus diferencias por medios pacíficos, pero las tensiones bilaterales aumentaron a medida que las compañías petroleras incrementaron su búsqueda de lucrativas reservas de gas natural y petróleo bajo la plataforma marina alrededor de las islas.

Las relaciones diplomáticas bilaterales se restablecieron por completo en 1990 y ambos lados desde entonces se han limitado a expresar posiciones divergentes sobre el tema, pero el resentimiento persiste y la posibilidad de que Argentina se pierda las riquezas minerales submarinas lo ha intensificado.

Dos pozos al sur

La zona conocida como "Darwin East" situada a 180 kilómetros al sur de las Islas, y "Stepping" a unos 30 kilómetros de distancia con la primera son los primeros objetivos de la petrolera. Geológicamente, ambas áreas son continuidad submarina de la cordillera de Los Andes, así lo admiten los propios estudiosos para las compañías británicas. Por donde se lo analice, política, históricamente y geográficamente, esos mares y esas Islas, son argentinas.

Un mapa nos ayuda a observar dónde es exactamente el lugar en que se ubican los pozos. Al mapa originario con los pozos al norte, le hemos agregado los dos pozos al sur:

La cuarta petrolera británica en anunciar que explorará Mar Argentino, Borders & Southern, se describe en color anaranjado. Observamos que uno de los cinco pozos en donde tiene licencias para operar, se encuentra a menos de 3 kilómetros del límite territorial con Argentina, impuesto por Inglaterra en 1986.

1. Borders & Southern

Borders & Southern es tenedora del 100% y operadora de tres licencias de producción con una superficie de casi 10.000 kilómetros cuadrados en la cuenca Malvinas Sur. La superficie se encuentra a unos 150 km al sur-este de las Islas. Las licencias de producción, con fecha efectiva del 1 de noviembre de 2004, proporcionan los derechos exclusivos para la topografía, perforación y producción dentro del área especificada.

33 St James's Square

London SW1Y 4JS

United Kingdom

P: +44 20 7661 9348

F: +44 20 7661 8055

www.bordersandsouthern.com

Accionistas

1. Lansdowne Partners Ltd.

2. BlackRock Investment Management (UK) Ltd 

3. Credit Suisse First Boston (Market-Maker) 

4. Henderson Global Investors Ltd. (UK)

5. Allianz Global Investors Kapitalanlagegesellschaft

2.

3.Falkland Oil & Gas (FOGL)

ha proporcionado una actualización de exploración con respecto a sus intereses de licencias costa afuera de las Islas Malvinas y en particular a su 100% de propiedad y operación licencias del sur, y que incluye la exploración Toroa del año pasado también. FOGL también tiene una participación del 49% en las licencias a que se refiere colectivamente como las licencias del norte en la que BHP Billiton posee el 51% y es el operador.

Destacados

La inspección del lugar para de FOGL 100% propiedad licencias sur para comenzar en H1 2011

1.300 kilometros de sísmica 2D también puede ser adquirido para ayudar con la definición de perspectiva y selección de localizaciones de perforación

Las negociaciones están en curso con respecto a la fijación de una plataforma de aguas profundas adecuado para la perforación de la superficie cultivada de FOGL

Análisis de Toroa resultados muestra no hay implicaciones adversas para las perspectivas de aguas profundas de FOGL

32-34 Wigmore Street

London W1U 2RR

United Kingdom

P: +44 20 7563 1260

F: +44 20 7486 2330

www.fogl.com

Fuente: http://www.fogl.com/investor/AIMRule26.asp

Accionistas

1)  RAB Capital Plc (Investment Management)

2) Investec Asset Management Ltd. (UK)

3) BlackRock 

4) Falkland Island Holdings

5) Scottish Widows Investment Partnership Ltd.(subsidiaria de Lloyds Banking Group)

Richard Liddell

Mas detalles 

4. Desire Petroleum  

Mathon Court

Mathon

Malvern WR13 5NZ

United Kingdom

P: +44 16 8489 2242

F: +44 16 8457 5226

www.desireplc.co.uk

Accionistas

1) Barclays Bank Plc (Private Banking);

2) TD Asset Management, Inc.;

3) Talos Securities Ltd. (subsidiaria de Société Générale) 

4) Hargreave Hale Ltd.

5) HSBC Global Asset Management (UK) Ltd. Stephen Phipps

Ian Duncan

Anna Neve

Andrew Windham

Edward Wisniewski

Robert Lyons

5. Rockhopper Exploration PLC

Hilltop Park Devizes Road Salisbury

SP3 4UF

Email: info@rockhopperexploration.co.uk

Empresas asesoras: http://www.rockhopperexploration.co.uk/investor-information/corporate_advisors.php

Accionistas

1) Richard Visick; 

2) OZ Management LP and Och-Ziff Management Europe;

3) Capital Research and Management Company; 

4) Gartmore Investment Limited; 

5) Royal London Asset Management Pierre Jungels; Samuel Moody; David Bodecott; Peter Dixon-Clarke;Richard Visick;Chris Walton;John Crowle