Canacol – Informe trimestral de resultados a Septiembre 30 de 2019
Charle Gamba, Presidente y CEO de la Corporación, comentó: “El tercer trimestre vio un aumento en la producción de gas natural del 28% para los tres meses terminados y 18% para los nueve meses terminados, en comparación con los mismos periodos de 2018, manteniendo estables los netbacks en boca de pozo de $3.86/Mcf, después de gastos de operación y regalías. Para lo que resta del 2019, la Corporación anticipa que, en la semana del 18 de noviembre de 2018, se firme un contrato de ventas de gas take-or-pay de doce años por aproximadamente la mitad del volumen de 100 MMscfpd del gasoducto planeado desde Jobo a Medellín. Dada la estabilidad de nuestros flujos de caja futuros, y la proyección de flujos de caja libre, la junta directiva de Canacol ha decidido declarar un dividendo recurrente pagadero trimestralmente. Un dividendo de US$7 millones será pagado en efectivo el 31 de diciembre de 2019 a los inversionistas registrados al cierre de negocio el 16 de diciembre de 2019, sujeto a aprobaciones regulatorias.”
Hechos destacados para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019
(La producción es expresada en participación neta antes de regalías)
Los aspectos financieros y operacionales más relevantes de la Corporación incluyen:
Las ventas contractuales realizadas de gas natural aumentaron 27% y 17% a 146.4 MMscfpd y 129.7 MMscfpd para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con 115.3 MMscfpd y 111.2 MMscfpd para los mismos periodos de 2018, respectivamente. Los volúmenes promedio de producción de gas natural aumentaron 28% y 18% a 147.6 MMscfpd y 130.9 MMscfpd para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con 114.9 MMscfpd y 110.6 MMscfpd para los mismos periodos de 2018, respectivamente.
Los ingresos de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, aumentaron 25% y 19% a $55.1 millones y $148.2 millones, en comparación con $43.9 millones y $125 millones para los mismos periodos de 2018, respectivamente, principalmente debido al aumento de la producción de gas natural.
La Corporación registró un EBITDAX de $46 millones y $122.9 millones para los tres y nueve millones terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con $36 millones y $105.2 millones para los mismos periodos de 2018, respectivamente.
Los fondos provenientes de las operaciones aumentaron 41% y 22% a $36.4 millones y $91.9 millones para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con $25.8 millones y $75.6 millones para los mismos periodos de 2018, respectivamente. Los fondos provenientes de las operaciones por acción aumentaron 33% y 21% de $0.15 por acción y $0.43 por acción a $0.20 por acción y $0.52 por acción, respectivamente.
La Corporación registró un resultado neto de $0.7 millones y $8.8 millones para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con un resultado neto de $12.1 millones y una pérdida total de $5.6 millones para los mismos periodos de 2018, respectivamente. El resultado neto realizado durante los tres meses terminados el 30 de septiembre de 2019, es neto de ciertos gastos no monetarios, incluyendo un gasto de impuesto diferido de renta de $14.2 millones (casi totalmente debido al cambio en el tipo de cambio del peso colombiano) y un gasto de agotamiento y depreciación de $13 millones.
El netback operacional de gas natural de la Corporación aumentó 2% y 4% a $3.86 por Mcf y $3.92 por Mcf para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, respectivamente, en comparación con $3.80 por Mcf y $3.77 por Mcf para los mismos periodos de 2018. El aumento se debe principalmente a una reducción de los gastos operativos del 40% y 32% a $0.24 por Mcf y $0.28 por Mcf para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2019, en comparación con $0.40 por Mcf y $0.41 por Mcf para los mismos periodos de 2018, respectivamente.
La expansión del gasoducto de 100 Mcfpd de Promigas fue completada y la facilidad de procesamiento de gas natural Jobo 3 comenzó operaciones durante los tres meses terminados el 30 de septiembre de 2019, aumentando la capacidad de tratamiento de gas natural de Canacol de niveles previos de 200 MMscfpd a 330 MMscfpd.
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Promedio diario de producción y volúmenes de ventas de gas natural y petróleo crudo
“El aumento de 28% y 18% en los volúmenes de producción de gas natural durante los tres y nueve meses terminados en septiembre 30 de 2019, en comparación con los mismos períodos en 2018, respectivamente, se debe principalmente a la culminación de la expansión de 100 MMscfpd del gasoducto de Promigás y el comienzo de la operación de Jobo 3 en agosto de 2019. A futuro, cuando la expansión del gasoducto de Promigás esté operando a su plena capacidad de 100 MMscfpd, se espera que la producción de la Compañía se eleve a 215 MMscfpd, un aumento aproximado del 80% en la producción”.
La disminución de los volúmenes de producción de petróleo en Colombia durante los tres y nueve meses terminados en septiembre 30 de 2019, en comparación con los mismos períodos en 2018, se debe principalmente a la venta por parte de la Compañía de su participación en la mayoría de sus activos de petróleo durante el año terminado en diciembre 31 de 2018.
Las ventas contractuales realizadas de gas natural para los tres y nueve meses terminados en septiembre 30 de 2019 fueron en promedio de aproximadamente 146,4 y 129,7 MMscfpd, respectivamente. Las ventas contractuales realizadas se definen como el gas producido y vendido más los ingresos de gas recibidos por contratos en firme nominados sin la entrega efectiva de gas natural.
Precios promedio de referencia y realizados de venta
Promedio corporativo, neto de transporte -9,0% versus tercer trimestre 2018 y -7,0% YTD.
INGRESOS OPERACIONALES
Ingresos aumentaron +7,2% versus tercer trimestre 2018 y disminuyeron -2,5% YTD. Aumentó +27,5% respecto el segundo trimestre 2019.
COSTOS OPERACIONALES Y GASTOS OPERACIONALES
Disminuyeron sus costos y gastos operacionales -15,5% versus tercer trimestre 2018 y disminuyeron -32,2% YTD. Aumentó +16,8% respecto el segundo trimestre 2019.
NETBACK
Aumentó +0,1% versus segundo trimestre 2018 y aumentó +0,1% YTD.
Disminuyó -0,9% versus primer trimestre 2019.
UTILIDAD OPERACIONAL
Su utilidad operacional aumentó +57,6% versus tercer trimestre 2018 y aumentaron +149,9% YTD. Aumentó +43,0% respecto el segundo trimestre 2019.
Muy buenos incrementos trimestrales y acumulados comparativos.
UTILIDAD NETA
Su utilidad neta disminuyó -94,5% versus tercer trimestre 2018 y acumulado año en positivo versus acumulado 2018 que estuvo en negativo. Disminuyó -64,7% respecto el segundo trimestre 2019.
Resultado neto afectado por el gasto de renta diferido.
PVL
PVL 2,50 un poco debajo del máximo histórico.
Nuestro concepto: Positivos. Buenos resultados operacionales por buenos incrementos en su producción y disminuciones en costos y gastos operacionales.
Perspectiva
Para lo que resta de 2019, la Corporación está enfocada en ejecutar su programa de perforación y en ejecutar los acuerdos necesarios relacionados a la construcción de un nuevo gasoducto hacia Medellín, el cual transportará 100 MMscfpd de nuevas ventas de gas en el 2023.
El programa de perforación de 2019 ha sido exitoso hasta la fecha, con dos descubrimientos, Acordeón-1 y Ocarina-1, y tres pozos de desarrollo exitosos, Palmer-2, Nelson-7 y Clarinete-4. El éxito en Acordeón-1 y Ocarina-1 aumenta la posibilidad comercial de éxito de exploración de Canacol a 85%, una métrica líder en la industria para un play de gas convencional onshore. Lo que resta del programa de perforación incluye el pozo de exploración Arandala-1, el cual la Corporación revistió y completó recientemente.
Respecto al proyecto del gasoducto a Medellín, la Corporación anticipa ejecutar contratos de ventas take-or-pay con una importante Compañía colombiana de servicios públicos, durante el mes de noviembre de 2019, donde la mitad de la capacidad del nuevo gasoducto será contratada por un periodo de 12 años. El siguiente paso, el cual se completará a finales de 2019, será formar el consorcio que construirá y operará el gasoducto.
Comenzando el cuarto trimestre de 2019, la Corporación se complace en anunciar un dividendo regular recurrente trimestralmente. La Junta Directiva ha aprobado un dividendo trimestral de US$7 millones para ser pagado el 31 de diciembre de 2019, con una fecha de registro que se anticipa que sea el 16 de diciembre de 2019, sujeta a aprobaciones regulatorias. Este valor representa aproximadamente C$0.052 por acción o un rendimiento anual de aproximadamente 4.4% al precio actual de la acción.
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