Canacol – Informe trimestral de resultados a Diciembre 31 de 2019
“Charle Gamba, presidente y CEO de la Corporación, comentó: “En 2019, la Corporación logró varios objetivos importantes respecto al crecimiento de su negocio de gas en Colombia, incluido un aumento del 26% en las ventas de gas de un año a otro, en relación con la expansión de la infraestructura de transporte, un incremento del 12% en las reservas 2P de un año a otro, relacionado con el éxito continuo de exploración y desarrollo, la adjudicación de tres nuevos bloques de exploración de gas convencionales en la ronda de ofertas de exploración de 2019 y la venta de nuestro último activo productor de petróleo restante.
Para 2020, la Corporación sigue enfocada en los siguientes objetivos: 1) la perforación de doce pozos de exploración, evaluación y desarrollo en un programa continuo que representa el programa de perforación de exploración más grande jamás ejecutado por Canacol, 2) la ejecución de un acuerdo definitivo para construir un nuevo gasoducto que aumentará las ventas de gas de la Corporación en 100 MMscfpd adicionales en 2023, 3) continuar nuestro programa de pagos trimestrales de dividendos y pago programado de deuda, y 4) continuar con nuestro compromiso de fortalecer nuestra estrategia e informes Ambiental, Social y de Gobierno (“ESG”) para garantizar resultados satisfactorios para nuestros grupos de interés”.
“Se prevé que las ventas contractuales de gas realizadas previstas para 2020, incluido el tiempo de inactividad de los compradores, promedien aproximadamente 205 MMscfpd, lo que representa un aumento del 43% sobre las ventas contractuales promedio realizadas de gas natural en 2019 de 143 MMscfpd. Se espera que el precio promedio de venta de gas natural, neto de los costos de transporte, cuando corresponda, sea aproximadamente $ 4.80/Mcf. Las ventas reales de gas contractual durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2020 y el 13 de marzo de 2020 promediaron 207 MMscfpd”.
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Hechos destacados para los tres meses y año terminados el 31 de diciembre de 2019
(La producción es expresada en participación neta antes de regalías)
Los aspectos financieros y operacionales más relevantes de la Corporación incluyen:
Las reservas totales probadas más probables (“2P”) de la Corporación aumentaron 12% desde el 31 de diciembre de 2018, totalizando 624 billones de pies cúbicos (“Bcf”) al 31 de diciembre de 2019, con un valor antes de impuestos descontado al 10% de $ 2.1 billones, que representan tanto C$ 15.47 por acción en valor de reservas, como C$ 13.41 por acción en valor del activo 2P neto (neto de $ 285.6 millones de deuda neta). Las reservas productoras probadas desarrolladas (“PDP”) aumentaron 31% desde el 31 de diciembre de 2018, totalizando 252 Bcf al 31 de diciembre de 2019.
Un Índice de Reemplazo de reservas 2P y PDP de 224% y 213%, respectivamente, con base en adiciones brutas de reservas de gas natural convencional en el año calendario 2019 de 117 Bcf y 112 Bcf, respectivamente. El costo de hallazgo y desarrollo 2P fue de $ 0.67/Mcf para el período de tres años que terminó el 31 de diciembre de 2019.
Las ventas contractuales de gas natural realizadas aumentaron 52% y 26%, a 180.8 MMscfpd y 142.6 MMscfpd durante los tres meses y el año finalizado el 31 de diciembre de 2019, en comparación con 119.3 MMscfpd y 113.3 MMscfpd para los mismos períodos de 2018, respectivamente. Los volúmenes promedio de producción de gas natural aumentaron 55% y 28%, a 181 MMscfpd y 143.5 MMscfpd durante los tres meses y el año finalizado el 31 de diciembre de 2019, en comparación con 116.6 MMscfpd y 112.1 MMscfpd para los mismos períodos de 2018, respectivamente.
Los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, para los tres meses y el año terminado el 31 de diciembre de 2019, aumentaron 39% y 24%, a $ 64.2 millones y $ 212.4 millones, en comparación con $ 46.2 millones y $ 171.2 millones para los mismos períodos en 2018, respectivamente, principalmente atribuible al aumento de la producción de gas natural.
El netback operacional de gas natural de la Corporación aumentó 1% a $3.82 por Mcf en el año terminado el 31 de diciembre de 2019, en comparación con $3.80 por Mcf para el mismo período en 2018. El aumento se debe a la reducción del 33% de los gastos de operacionales por Mcf a 0,28 usd por Mcf para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2019, frente al 0,42 dólares por Mcf para el mismo periodo de 2018.
Promedio diario de producción y volúmenes de ventas de gas natural y petróleo crudo
El aumento de 55% y 28% en los volúmenes de producción de gas natural durante los tres meses y el año terminados en diciembre 31 de 2019, en comparación con los mismos períodos en 2018, respectivamente, se debe principalmente a la culminación de la Expansión de Gasoducto y el inicio de operaciones de Jobo 3 en el tercer trimestre de 2019. En el futuro, se espera que la producción de la Compañía sea de aproximadamente 205 MMscfpd con la Expansión de Gasoducto ahora en operación a su capacidad total de 100 MMscfpd.
La disminución en los volúmenes de producción de petróleo durante los tres meses y el año terminados en diciembre 31 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 meses y el año terminados en diciembre 31 de 2019 promediaron aproximadamente 180,8 y 142,6 MMscfpd, respectivamente. Las ventas contractuales realizadas se definen como el gas natural producido y vendido más el ingreso recibido por contratos nominados en firme sin la entrega efectiva de gas natural.
Precios promedio de referencia y realizados de venta, netos de transporte
Promedio corporativo, neto de transporte -9,0% versus cuarto trimestre 2018 y -8,0% Año.
INGRESOS OPERACIONALES
Ingresos aumentaron +43,4% versus cuarto trimestre 2018 y aumentaron +8,7% año. Aumentó +21,9% respecto el tercer trimestre 2019.
COSTOS OPERACIONALES Y GASTOS OPERACIONALES
Aumentaron sus costos y gastos operacionales +22,5% versus cuarto trimestre 2018 y disminuyeron -20,1% año. Aumentó +40,8% respecto el tercer trimestre 2019.
NETBACK
Disminuyó -8,9% versus cuarto trimestre 2018 y disminuyó -2,7% año.
Disminuyó -7,1% versus tercer trimestre 2019.
UTILIDAD OPERACIONAL
Su utilidad operacional aumentó +101,0% versus cuarto trimestre 2018 y aumentaron +133,1% año. Disminuyó -0,6% respecto el tercer trimestre 2019.
UTILIDAD NETA
Su utilidad neta en positivo versus cuarto trimestre 2018 que estuvo en negativo. Igual comportamiento para el total año 2019 versus 2018.
PVL
PVL 1,59 en el promedio.
Nuestro concepto: Positivos. Buenos resultados operacionales por buenos incrementos en su producción y menores incrementos comparativos en costos y gastos operacionales.
Perspectiva
Durante el primer trimestre de 2020, la Corporación completó la perforación del pozo de desarrollo Nelson-14, que encontró 309 pies netos contenedores de gas, y actualmente está perforando el pozo de desarrollo Clarinete-5. Tras la finalización del pozo Clarinete-5, la Corporación perforará el pozo de exploración Porro Norte-1, su primer pozo de exploración de 2020, el cual se anticipa inicie perforación a mediados de abril.
La Corporación está en el proceso de contratar una segunda plataforma de perforación, con el fin de lograr nuestro objetivo de perforación de doce pozos, con el objetivo de reemplazar la producción en más de 200% y continuar aumentando nuestra base de reservas. La Corporación prevé agregar la segunda plataforma de perforación en mayo de 2020, que se espera ejecute cuatro de los doce pozos programados hasta finales de año.
Dividendo
“Mantener nuestro pago trimestral de dividendos, que se ha establecido en C$ 0.052 por acción, totalizando aproximadamente $ 7 millones para el primer trimestre de 2020, pagadero el 15 de abril de 2020 a los accionistas registrados al cierre de operaciones el 31 de marzo 2020”.
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