La petrolera canadiense Frontera Energy informó que en el año 2017 generó una producción de tasa de salida de 71,015 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d).
Esa tasa se ubicó dentro de su rango de orientación de 70,000 boe/d y 75,000 boe/d).
De otro lado, detalló que el Ebitda operativo fue de US$390 millones el año pasado (margen de Ebitda operativo revisado al alza desde US$300 hasta US$350 millones, desde el rango de orientación Ebitda operativo del segundo trimestre de 2017 de US$275 a US$300 millones) y los gastos de capital de US$236 millones (debajo del rango de orientación revisado a la baja de US$250 a US$300 millones).
En su reporte a las autoridades, la empresa explicó que el efectivo y los equivalentes de efectivo, incluido el efectivo restringido, ascendieron a US$644 millones al 31 de diciembre de 2017, en tanto el efectivo neto provisto por las actividades operativas fue de US$356 millones, siendo US$120 millones más que los gastos de capital, con un aumento del 28% año tras año.
La compañía también redujo los costos generales y administrativos en 2017 en un 27% a US$105 millones.
De acuerdo con Gabriel de Alba, presidente del Consejo de Administración de la petrolera, en 2017 la producción neta diaria promedio -después de regalías- fue de 70,082 boe/d, en línea con la producción de tasa de salida de la Compañía de 71,015 boe/d, aunque fue un 32% menor en comparación con el año anterior como resultado de la pérdida del derecho a explotar el campo Rubiales, el campo de producción más grande que operaba en 2016.
Durante el cuarto trimestre de 2017, la producción neta diaria promedio -después de las regalías- disminuyó a 64.445 boe/d, un 7% menos año con año y un 9% menos que en el trimestre anterior, como resultado del tiempo de inactividad experimentado en Perú durante el trimestre y la disminución de la producción en sus bloques de petróleo liviano y mediano.
Durante 2017, reportó, el costo combinado de petróleo y gas fue de US$26.25/boe, un 17% más alto en comparación con US$22.47/boe en 2016 como resultado de una mayor proporción de producción fija y costos de transporte en los menores volúmenes producidos.
El informe del año pasado indica que Frontera agregó 27 MMboe de reservas 2P que reemplazaron el 105% de los volúmenes 2P producidos.
De su parte, las reservas 2P totales en 2017 disminuyeron 10% de 171 MMboe a 154 MMboe, principalmente como resultado de revisiones técnicas negativas relacionadas con el desempeño del pozo y problemas heredados en los bloques La Creciente y Orito.
En tanto que las reservas de 1P representaron el 74% de las reservas totales de la compañía 2P en 2017, frente al 69% en 2016.
Al 31 de diciembre de 2017, el valor presente neto de las reservas 2P de la petrolera (descontadas al 10%), antes de deducir los gastos futuros del impuesto a la renta, aumentó 9% año tras año a US$2.5 mil millones en 2017, de US$2.3 mil millones en 2016.
El año pasado perforó 94 pozos de desarrollo y tres pozos de exploración en 2017 en comparación con 27 pozos en total en 2016. Durante el cuarto trimestre de 2017, la empresa perforó 39 pozos de desarrollo y completó 32 reacondicionamientos y servicios de pozos.
