Utilidad neta de Canacol creció 5% en primer trimestre de 2018

La compañía de petróleo y gas, Canacol Energy, dio a conocer sus resultados financieros y operacionales para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2018. Según la empresa, durante ese período los ingresos aumentaron un 24% a US$51,8 millones, 16,6% superiores con respecto a los US$41,6 millones registrados en el mismo trimestre del año 2017.

Del mismo modo, indicó que entre enero y marzo registró una ganancia neta de US$8,3 millones, un 5% superior a los US$7,9 millones obtenidos en el mismo período del año pasado.

Los volúmenes promedio de producción aumentaron 23% a 20.955 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2018, comparado con 16.992 boepd para el mismo período de 2017. El aumento se debe principalmente al aumento en la producción de gas como resultado de las ventas adicionales relacionadas con el completamiento de la línea de flujo Sabanas, compensado por una disminución en la producción en LLA-23 y la venta del Contrato de Producción Incremental de Ecuador (“CPI Ecuador”) (ver discusión completa en el Informe de Discusión y Análisis de la Administración) en febrero de 2018.

Los volúmenes de ventas contractuales realizados aumentaron 17% a 21,115 boepd para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2018, comparado con 18,043 boepd para el mismo período de 2017. El aumento se debe principalmente al aumento en la producción de gas como resultado de las ventas adicionales relacionadas con el completamiento de la línea de flujo Sabanas, compensado por una disminución en la producción de LLA-23 y la venta del CPI de Ecuador en febrero de 2018.

La compañía también dio a conocer sus perspectivas para este año:

Perspectiva

Los objetivos de la Gerencia para el 2018 continúan siendo: 1) vender en promedio entre 114 y 129 millones de pies cúbicos por día (MMscfpd) de gas y 1,700 bopd (“barriles de crudo por día”), 2) ejecutar las inversiones necesarias en perforación, facilidades y líneas de flujo para asegurar que la capacidad productiva de la Corporación sea mayor a 230 MMscfpd para el 1 de diciembre de 2018, 3) ejecutar un programa de perforación de cuatro pozos de exploración y de avanzada para aumentar reservas y 4) desinvertir de los activos de crudo convencional en Colombia para enfocarnos en la exploración y comercialización de nuestras significativas reservas y recursos de gas en Colombia.

Los hechos destacados del programa de gastos de capital destinados a asegurar que la Corporación logre la capacidad de producción de gas de 230 MMscfpd a diciembre de 2018 incluyen: 1) la perforación de cuatro pozos de exploración y de avanzada y tres pozos de desarrollo, 2) la expansión de las facilidades de recolección y procesamiento de gas de la Corporación en Jobo y 3) varios workovers en sus pozos de gas existentes. La Corporación también espera adquirir nueva información de Sísmica 3D en su contrato VIM-5 para continuar construyendo su portafolio de perforación de exploración de gas. Aproximadamente 97% del presupuesto de $80 millones para el 2018 está dedicado al gasto en los activos de gas de la Corporación, con el restante en los activos de crudo. El programa de capital será fondeado en su totalidad por efectivo existente y flujo de caja.

Posterior al 31 de marzo de 2018, la Corporación completó la oferta privada de notas senior no garantizadas por un monto principal agregado de $320 millones y ha utilizado los ingresos netos para pagar en su totalidad los montos pendientes de su línea de crédito existente por un monto de $305 millones más los intereses.

Al reemplazar la actual línea de crédito de $305 millones, la Corporación se beneficia de: (i) reemplazar el préstamo actual que tiene una tasa de interés variable de Libor a tres meses +5.5% (la cual actualmente asciende aproximadamente a 8%, ya que la Libor ha aumentado sustancialmente durante los últimos 14 meses), por un cupón tasa fija de 7.25%, que proporciona, tanto una reducción, como una certeza para los gastos de la deuda, en un entorno de tasas de interés extremadamente volátil; (ii) diferir la amortización trimestral de $23.5 millones de la línea de crédito existente, empezando en marzo de 2019, por una amortización de capital única en 2025; (iii) una administración menos onerosa, que no requerirá colateral o certificación trimestral de mantenimiento de covenants (sólo covenants basados en incidentes); (iv) no se tendrá que destinar efectivo a la cuenta de reserva del servicio de la deuda como se requiere para la línea de crédito existente (este monto estaba programado a alcanzar un total de aproximadamente $25 millones más adelante en el 2018 bajo la línea de crédito existente); y (v) lograr ciertas otras flexibilidades operacionales y financieras, incluyendo la habilidad de la Corporación para pagar dividendos.

Respecto al programa de perforación, la Corporación perforó y completó exitosamente los pozos de avanzada de producción de gas Pandereta-3 y Chirimía-1, con el pozo de exploración Gaiteros-1 resultando seco. El restante del programa de perforación incluye tres pozos de exploración y un pozo de desarrollo. El primero de los tres pozos de exploración restantes, Breva-1, inició perforación a finales de abril de 2018 y actualmente se está revistiendo y completando como un descubrimiento de gas en el Porquero. El restante de los pozos de exploración incluye el pozo Borojó-1, el cual iniciará perforación a principios de junio de 2018, seguido inmediatamente por el pozo Cañahuate-Este.

El último pozo de desarrollo del programa de perforación es Cañahuate-Oeste, el cual será perforado después del pozo Cañahuate-Este. Como se anunció anteriormente, las ventas contractuales realizadas previstas de gas y crudo, las cuales incluyen el downtime contractual de gas para el 2018, se anticipa que promedien entre 21,700 y 24,300 boepd, lo cual incluye 114 y 129 MMscfpd de gas, respectivamente, y aproximadamente 1,700 bopd de producción anual de crudo. Una vez sean vendidos los activos de crudo convencional en Colombia, esta previsión de producción anual de crudo será revisada. El límite inferior del rango base de producción de gas asume que la expansión de Promigas S.A., la cual incrementará en 100 MMscfpd la capacidad de transporte entre las facilidades de procesamiento de gas de la Corporación ubicadas en Jobo y los mercados de Cartagena y Barranquilla, tendrá un retraso y no se materializará el 1 de diciembre de 2018.

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