Gabriel de Alba, presidente de la Junta Directiva de Frontera Energy reveló los resultados del primer trimestre de la compañía que estuvieron en línea con su guía de capital y producción para 2023.
Así las cosas, Frontera Energy entregó una producción diaria promedio de 41.586 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), generó US$91,9 millones de Ebitda operativo e invirtió US$131,5 millones en gastos de capital (capex).
De acuerdo con sus prioridades estratégicas, la compañía refinanció con éxito la deuda de financiamiento de proyectos que heredó de Puerto Bahía a través de una nueva línea de préstamo de US$120 millones con un grupo de prestamistas liderado por Macquarie Capital, que extendió el plazo de los préstamos y proporcionó hasta US$30 millones en préstamos adicionales.
Cabe recordar que la financiación tiene el fin de buscar oportunidades de inversión estratégica dentro de su negocio midstream. Con el refinanciamiento completo, el negocio midstream independiente de Frontera está completamente capitalizado con financiamiento para crecer.
Además, el directivo de la compañía indicó que se designó a Frontera Energy Guyana Holding Ltd. y Frontera Energy Guyana Corp. como subsidiarias no restringidas y liberó a Frontera Energy Guyana Corp. como garante notarial de sus bonos senior con vencimiento en 2028.
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“La designación es un paso adelante positivo como la compañía se acerca a la finalización de sus obligaciones de exploración en Guyana y apoya la disciplina de capital en curso. Frontera Energy sigue enfocada en alinear sus negocios principales upstream (exploración y producción), midstream (transporte) y Guyana para lograr las prioridades estratégicas de la Compañía y generar valor para los accionistas», indicó Gabriel de Alba.
Pérdidas en Frontera Energy en primer trimestre
Luego de haber reportado unos buenos resultados al cierre del cuarto trimestre de 2022 (+US$197,7 millones) e, incluso, en el primero de 2022 (+US$102,2 millones), Frontera Energy reportó pérdidas por US$11,3 millones en el primer trimestre de 2023.
Además, la compañía reportó un Ebitda operativo de US$91,9 millones, una notable diferencia de 36,57 % si se compara la nueva cifra con el Ebitda del cuatro trimestre de 2022 cuando fue de US$144,9 millones o de 30,85 % si se hace la comparación con el dato del primer trimestre de 2022.
Por su parte, Orlando Cabrales, director general (CEO) de Frontera Energy, comentó que, pese a los bloqueos comunitarios a principios de febrero de 2023 que cerraron temporalmente la producción en sus operaciones Quifa y CPE-6, la producción del primer trimestre de la compañía estuvo en gran medida en línea con el último trimestre.
Agregó que están entregando una producción diaria promedio de aproximadamente 41.800 boe/d y en marzo y abril se promedian 42.500 boe/d.
Esto se debe a un desempeño mejor al esperado de sus nuevos pozos Cajua, donde la producción bruta promedio actual de petróleo pesado es de 4.860 bopd (barriles de petróleo por día), más alta Líquidos VIM-1 y producción de gas natural licuado, mejor desempeño en los pozos CPE-6, Coralillo 1 y 3, así como en el pozo Tapiti-1.
Según cabrales, la empresa continúa enfocándose en administrar los costos en todo el negocio.
Para el empresario, el punto de equilibrio de campo de Frontera de aproximadamente US$34 – US$38/bpe garantiza la resiliencia operativa incluso en condiciones de mercado volátiles y bajo diferentes escenarios de precios del petróleo.
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“Esperamos una mayor rentabilidad durante el resto del año a medida que avanzamos en la cartera de desarrollo en Colombia y Ecuador, aumentamos la infraestructura y las instalaciones de manejo de agua de Quifa y CPE-6 a medida que sentamos las bases para el camino de la compañía para subir la producción a 50.000 boe/d”, indicó Cabrales.
Asimismo, explicó que Frontera aprovechará su estructura ventajosa de transporte y logística para maximizar los precios obtenidos y madurar el negocio intermedio autosuficiente y en crecimiento.
Entrega de contratos a la ANH
Sobre el revuelo que hay en Colombia por la entrega de contratos de varias petroleras a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) por distintas razones, entre ellas -y la que suena con más fuerza-, los problemas de orden público en las regiones productoras de petróleo y gas.
Al respecto, Andrés Sarmiento, vicepresidente de Asuntos Corporativos de Frontera Energy, explicó más detalles de cómo ve esta situación Frontera Energy y si la petrolera seguiría la tendencia de sus pares en Colombia.
“Lo principal es que al igual que las diferentes compañías estamos constantemente revisando cuáles son esos contratos que, durante ya algunos años han tenido sucesos ya sea de seguridad”, indicó.
Y manifestó que, en el caso de Frontera, sí hay dos casos en particular que tienen casos de seguridad. “Estamos hablando con la ANH que hemos venido, durante los últimos años, mostrando las evidencias desde la perspectiva de seguridad que muestran una dificultad de poder desarrollar esos contratos”, precisó Sarmiento.
Aseguró que es la conversación que se está dando actualmente con la ANH, pero que no es nueva, sino que ha venido sucediendo desde tiempo atrás a través de esos dos contratos.
Hay que decir que esos dos contratos en particular están en la zona Caguán – Putumayo y son Caguán 5 y 6. “En este momento llevan dos años suspendidos y estamos revisando con la ANH la cancelación de esos contratos”.
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La razón de fondo, de acuerdo con Sarmiento, es que las condiciones para poder desarrollar las actividades de Frontera, por temas de seguridad, son complejas. “Es lo que hemos venido revisando siempre con la fuerza pública, evidentemente, todo esto ha estado acompañado de las autoridades locales que muestran la dificultad para poder operar en ese sentido”.
