La petrolera canadiense Canacol Energy reportó que, a septiembre de 2020, su pérdida neta llegó hasta los US$5,7 millones en comparación con los valores de 2019, cuando se registraron ganancias por US$8,8 millones.
De acuerdo con la compañía, la pérdida neta obtenida durante los primeros nueve meses del año se debe únicamente al gasto fiscal diferido no monetario de US$39,3 millones, como consecuencia del efecto de la reducción del tipo de cambio del peso colombiano en el valor de las pérdidas y costos fiscales no utilizados.
No obstante, para el tercer trimestre de 2020 Canacol reportó una ganancia neta de US$2,6 millones, lo que significó un incremento de 264 % en comparación con las cifras del mismo periodo de 2019, cuando los ingresos alcanzaron los US$0,66 millones.
Entre tanto, vale decir que los volúmenes de ventas contractuales de gas natural realizados aumentaron 11 % y 33 % hasta 163 Mscfpd (millones de pies cúbicos estándar por día) y 172,2 MMscfpd para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre de este año, respectivamente.
Esto frente a los 146,4 MMscfpd y 129,7 MMscfpd que se registraron en los mismos periodos del año pasado.
Entre tanto, los volúmenes promedio de producción de gas natural aumentaron 10 % y 31 % a 162 MMscfpd (tercer trimestre) y 171,5 MMscfpd (a septiembre).
Hay que decir que el aumento se debe, principalmente, a la finalización de la expansión del gasoducto a finales del tercer trimestre de 2019, compensado por la disminución de las ventas como resultado de la pandemia por la Covid-19.
Además, los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, aumentaron 2 % y 21 % a US$56,3 millones y a US$179.5 millones para los tres y nueve meses terminados el 30 de septiembre, respectivamente.
Esto gracias a que hubo un aumento de la producción de gas natural debido a la expansión de gasoducto de 2019, compensada por los precios bajos de venta de gas en el mercado interrumpible, netos de los costos de transporte debido la contingencia por la Covid-19.
Cabe recordar que, el 31 de julio de 2020, Canacol Energy firmó una facilidad de crédito rotativo senior no garantizada (RCF por su sigla en inglés) de US$46 millones y un préstamo puente senior no garantizado a plazo de US$$75 millones sin garantía con un sindicado de bancos.
El crédito puente está destinado a ser utilizado para construir y tener propiedad sobre un gasoducto desde las operaciones de la Corporación a Medellín (Colombia).
Vale decir que la firma pagará una comisión de compromiso sobre el crédito puente y RCF del 30 % de los márgenes de interés respectivos del 4,25 % y del 4,75 % sobre cualquier cantidad no desembolsada a lo largo del plazo.
Además, el 28 de agosto de 2020, la compañía retiró los US$25 millones iniciales del crédito puente, neto de costos de transacción de $3,1 millones, que se utilizarán para cubrir los costos iniciales de ingeniería y licencias ambientales relacionadas con el proyecto.
Los US$50 millones restantes están disponibles para ser desembolsados en cualquier momento, hasta 12 meses a partir de la fecha de cierre, y actualmente están presupuestado para los materiales de construcción del gasoducto. El RCF sigue sin desembolsarse al 30 de septiembre de 2020.
En octubre de 2020, la Corporación probó el pozo de exploración Arandala-1, que se perforó a finales de 2019. El pozo encontró 29.5 pies de profundidad vertical verdadera neta contenedora de gas dentro de las areniscas del Porquero, y fue probado con una tasa de producción final de 12.8 MMscfpd. El pozo está actualmente conectado al colector de producción y listo para la producción.
Guidance 2020
Para el resto de 2020, la petrolera planea comenzar la perforación de dos pozos de exploración de gas adicionales, Flauta-1 y Siku-1.
También planea agregar dos nuevos contratos de exploración y producción a su portafolio, el bloque VIM-44, que se encuentra en la Cuenca Inferior del Magdalena, adyacente a su área principal de producción de gas, y el bloque VMM-47 ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio que complementa su gran posición de exploración de gas existente en la cuenca.
El año 2020 comenzó con una demanda nacional de gas ligeramente por encima de los niveles de 2019 en el período de enero y febrero de 2020.
En abril de 2020, con Colombia bajo un confinamiento relacionado con Covid-19 en todo el país, la demanda nacional de gas disminuyó 25% en relación con el mismo período de 2019, 721 MMscfpd frente a 957 MMscfpd respectivamente.
Desde mayo de 2020, la demanda nacional de gas se ha recuperado lentamente a medida que la actividad económica se reanudó tras el confinamiento.
Ya en octubre de 2020, la demanda nacional de gas se situó en 837 MMscfpd, sólo un 6% menor con respecto a los 892 MMscfpd en octubre de 2019.
Con el fin de aumentar las ventas interrumpibles de gas durante el período comprendido entre mayo y agosto de 2020, Canacol vendió volúmenes interrumpibles a precios competitivos para ganar participación de mercado.
Desde septiembre de 2020, con mayores niveles de demanda nacional, los precios de la empresa para volúmenes interrumpibles se han recuperado. Aunque dijo que espera que la demanda nacional de gas incremente en 2021 frente a los niveles de 2020, dada la actual propagación de la Covid-19 en Colombia, “permanece la incertidumbre con respecto tanto a la demanda futura de gas como a los precios interrumpibles dependiendo de la trayectoria de la pandemia en Colombia”.
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