Canacol Energy redujo pérdida neta a marzo; ventas de gas cayeron 12%

Canacol Energy, campo de gas y petróleo. Foto: Canacol.

Canacol Energy, en sus resultados financieros y operacionales del primer trimestre de 2021, expuso que los volúmenes de ventas contractuales realizadas de gas natural  disminuyeron 12 % a 177,6 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd), en comparación con 201,5 los MMscfpd del mismo período de 2020. Para más información de petróleo haga clic aquí.

Además, Canacol indicó que los volúmenes de producción promedio de gas natural bajaron 11 % a 179,5 MMscfpd, en comparación con los 201,4 MMscfpd del primer trimestre de 2020, esto se debe a que  algunos compradores, bajo contratos en firme, utilizaron una gran  parte  de su tiempo de suspensión contractual anual, para  mantenimiento regular,  y a una  disminución en las ventas del mercado al contado, como resultado de la pandemia de la Covid-19.

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La petrolera indicó además que el ingreso total de gas natural, neto de regalías y gastos de transporte, disminuyó 17 % a US$58,2 millones para los tres meses terminados el 31 de marzo 2021, en comparación con los US$69,9 millones del mismo período del año pasado.

Esto, según Canacol, es principalmente atribuible a la disminución de la producción de gas natural y precios de venta de gas más  bajos, netos de costos de transporte.

Entre tanto, la compañía registró una pérdida neta de US$3,1 millones en el primer trimestre de 2021, en comparación con las pérdidas de US$26 millones que se registraron en el mismo periodo de 2020.

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El saldo en rojo de Canacol se debe, principalmente, a un gasto no monetario del impuesto de renta  diferido de US$11,3 millones,  el cual  se debe totalmente al efecto  de  la reducción de la tasa de cambio  del peso colombiano en el valor de las pérdidas de impuestos no usadas y pools de costos.

Por su parte, la ganancia operacional neta de gas natural  de la corporación cayó 7 % a US$3,36 por mil pie cúbico (Mcf) en los tres meses terminados en marzo 31 de 2021, frente a los US$3,60 por Mcf del primer trimestre de 2020.

“La disminución se debe principalmente al promedio más  bajo de precios realizados, netos de transporte, en relación  con contratos en firme y demanda más baja  de ventas al contado como  resultado de la pandemia del Covid-19”, resaltó la petrolera.

Adicionalmente, los gastos operativos por Mcf aumentaron 27 % a US$0,28  por Mcf entre enero y marzo.

Por su parte, los fondos ajustados provenientes de las operaciones se redujeron en 16 % a US$38,1 millones en el primer trimestre de este año. Y los fondos ajustados provenientes de las operaciones por acción  básica bajaron 16 % a US$0,21 por acción básica de US$0,25.

Al respecto, Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, comentó que “las  ventas de  gas  natural de  Canacol han demostrado ser  resilientes, incluso  en  medio  de  la severa crisis  de  Covid-19 en  Colombia  y las  perspectivas siguen siendo radiantes para  cuando las cosas se normalicen”.

Y agregó que “en abril de 2021,  proporcionamos una  nueva estimación de recursos para  nuestros bloques de exploración de gas  en  las cuencas del Valle del Magdalena Inferior y Medio, mostrando una  media  de  potencial de  recursos prospectivos sin factor de riesgo  de 5,7 trillones de pies  cúbicos netos para  Canacol, y una  media  de recursos prospectivos con  factor  de  riesgo  de  1,7  trillones  de  pies  cúbicos, estimado por  GaffneyCline en  su  informe auditado, de abril de 2021”.

De acuerdo con el ejecutivo, esto representa un aumento de 21 % en la media de recursos potenciales riesgados desde el último informe de recursos. “Con más de 188 prospectos y leads identificados para  la perforación en los próximos diez años, esperamos seguir viendo nuestros programas de exploración cumplir con la transferencia de estos recursos potenciales a hacia reservas”, precisó.

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Para lo que  resta de 2021, Canacol se centrará en  perforar de hasta 12 pozos para exploración, evaluación y desarrollo en un programa continuo  con el objetivo de apuntar a una  relación de reemplazo de reservas 2P de más  del 200 %.

También, en la adquisición de los 655 kilómetros  cuadrados de sísmica 3D en los bloques VIM-5 y SSJN-7 de la compañía para  ampliar su inventario de prospectos de exploración.

Y en la ejecución de un acuerdo definitivo para construir  un nuevo  gasoducto desde la planta  de  procesamiento de  gas natural  Jobo  hasta Medellín,  Colombia,  que  aumentará las  ventas de  gas natural de  la firma en  100  MMscfpd  adicionales en  2024.

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