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.
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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