Frontera mejora su Ebitda y Netback operativo

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La petrolera canadiense Frontera Energy informó que en julio de 2018, ejerció su derecho a rescindir los contratos de transporte por tuberías de Caño Limón y Bicentenario.

Como consecuencia de estas terminaciones, la compañía ya no está comprometida con los pagos de tarifas de envío o pago de estas canalizaciones.

Al 30 de junio de 2018, estos contratos rescindidos representaban US$1.360 millones en compromisos futuros de transporte.

Por otro lado, Frontera señaló que redujo los compromisos futuros de transporte en el oleoducto Ocensa en más de US$178.3 millones como resultado del acuerdo de resolución en un arbitraje sobre aranceles concernientes al Proyecto P-135.

De esta manera, la posición de efectivo total de la compañía, incluido el efectivo restringido, aumentó un 5% trimestre a trimestre a US$730,1 millones al cierre del segundo trimestre de 2018.

Por otro lado, las ventas totales (después de la pérdida realizada en los contratos de administración de riesgos) de US$350.1 millones fueron un 40% más altas que el primer trimestre de 2018 y un 17% más altas que en el segundo trimestre de 2017.

Frontera generó un flujo de efectivo provisto por actividades operativas de US$108.4 millones, lo que representa un exceso de US$21.6 millones por encima de los gastos de capital de US$86.8 millones.

Al cierre de junio pasado, la petrolera reportó una pérdida neta de US$184.4 millones, o US$1.84 por acción, que incluye un deterioro de US$107.7 millones relacionado con el valor en libros de la inversión en Bicentenario, como resultado de la terminación del acuerdo de entrega o pago del gasoducto BIC. Esto se compara con una pérdida neta de US$3.1 millones o US$0.03 por acción, en el primer trimestre de 2018 y una pérdida neta de US$51.5 millones o US$0.52 por acción en el segundo trimestre de 2017.

Entre tanto, el Ebitda operativo de US$124.7 millones fue un 45% más alto que en el primer trimestre de 2018 y un 44% más que en el segundo trimestre de 2017.

En sus balances se reportó que el Netback operativo de US$26.76 por barril de petróleo equivalente (boe) fue 10% más alto que en el primer trimestre de 2018 y 32% más que en el segundo trimestre de 2017.

Los fondos de las operaciones (FFO, por su sigla en inglés) ajustado de US$121.3 millones fue un 254% más alto que en el primer trimestre de 2018 y un 163% más que en el segundo trimestre de 2017.

La compañía agregó que fue completada una oferta de pagarés senior no garantizados de US$350 millones a una tasa de cupón de 9.7%, con vencimiento en 2023.

El producto de la oferta se usó para recomprar sus notas de cupón con garantía senior del 10.0% por US$250 millones con vencimiento en 2021 y para fines corporativos generales.

Así mismo, implementó una oferta para la recompra de aproximadamente el 3.5% de las acciones comunes emitidas y en circulación de las cuales 33.100 acciones fueron recompradas en julio de 2018 a un costo de US$0.4 millones.

Producción

La producción neta de Frontera Energy disminuyó 3% trimestre a trimestre a 64.140 boe/d en el segundo trimestre de 2018 como resultado de la reducción de producción del Bloque 192 en relación con un evento de fuerza mayor en el ducto norperuano y un aumento en el pago de participación de volúmenes de regalías en el bloque Quifa SW en Colombia.

La firma espera que el ducto norperuano, que causó el evento de fuerza mayor para la producción en el Bloque 192, reanude sus operaciones normales para fines de agosto.

En su campaña operativo, la empresa completó la perforación de 24 pozos de desarrollo durante el segundo trimestre de 2018, en comparación con 33 pozos de desarrollo y tres pozos de exploración en el primer trimestre de 2018.

El gasto de capital total de US$86.8 millones durante el segundo trimestre de 2018, fue 10% más alto que en el primer trimestre del año como resultado del gasto relacionado con la perforación de exploración del pozo de exploración Acorazado-1 en el bloque Llanos 25, preparación para el pozo exploratorio Delfin Sur-1 en el Bloque Z -1 y el inicio del proyecto de expansión de manejo de agua en el área de Quifa.

Frontera destacó que está aumentando la guía anual de Ebitda Operativo en un 6% en el punto medio a US$400 millones a US$450 millones desde US$375 millones a US$425 millones y reiteró una guía anual para la producción de entre 65,000 boe / d y 70,000 boe / d.

Esto es en el contexto de la producción anual de 65,178 boe / d que se ha visto negativamente afectada por eventos de terceros que incluyen el evento de fuerza mayor en el oleoducto norperuano, el aumento de regalías PAP en Quifa SW y una disputa comunitaria resuelta ahora en el bloque Cubiro.