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Martes, Marzo 28, 2017 - 09:53

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol Energy informó: “En el 2016 se vio el surgimiento de Canacol como uno de los principales productores de gas en Colombia. En abril del 2016 llegamos a nuestra meta de producción de gas de 90 millones de pies cúbicos estándar por día (“MMscfpd”). Como resultado del aumento en las ventas de gas, nuestros ingresos ajustados por petróleo y gas después de regalías aumentaron un 43% a $173.2 millones durante el año terminado el 31 de diciembre de 2016, frente a $121.5 millones en el 2015; nuestros fondos ajustados provenientes de operaciones aumentaron un 122% a $113 millones durante el año terminado el 31 de diciembre de 2016, frente a $51 millones en el 2015; y nuestro Ebitdax aumentó un 101% a $135.5 millones durante el año terminado el 31 de diciembre de 2016, frente a $67.4 millones en el 2015; y presentamos una ganancia de $23.6 millones en el 2016”.

Después de lograr la meta de 90 Mmscfpd, varios nuevos importantes descubrimientos de gas en el 2016 dirigen nuestra base de producción y reservas hacia nuestra meta de 130 MMscfpd en diciembre 1, 2017 y de 230 MMscfpd en diciembre 1, 2018, lo cual ubicará a Canacol como el segundo productor más grande de gas en Colombia, después de la compañía petrolera estatal.

El costo promedio de descubrimiento y desarrollo “F&D” de gas 2015/2016 líder de industria es de $2.52/boe ($0.44/Mcf), combinado con nuestros bajos gastos operacionales e importantes contratos a largo plazo de gas denominados en dólares americanos, aseguran que nuestra producción actual y futura de gas generará consistentemente altos netbacks y rentabilidad para nuestros accionistas. Esta base operacional, junto con la flexibilidad financiera lograda con el cierre del crédito senior garantizado a término por $265 millones de dólares en febrero de 2017, liderado por el Credit Suisse, da una sólida plataforma para nuestro objetivo de crecimiento. Para el 2017, los objetivos principales de la gerencia son: 1) lograr una tasa de producción de 130 MMscfpd el 1 de diciembre de 2017, con la construcción de un nuevo gasoducto privado de gas, 2) perforar tres pozos de gas exploratorios para seguir creciendo la base de reservas de gas de la Corporación a costos “F&D” líder de industria, y 3) perforar dos pozos de exploración de petróleo para aumentar la producción de petróleo y cumplir con los compromisos de exploración con la ANH.

Con respecto al nuevo gasoducto privado, se ha creado un Vehículo con Propósito Especial (“SPV”) para construir y operar un gasoducto de 6 pulgadas que transportará 40 MMscfpd de gas desde las facilidades de procesamiento de gas de la Corporación en Jobo hasta Sincelejo / Bremen, aproximadamente 80 kilómetros (“kms”) al norte, en donde el gasoducto privado se conectará al gasoducto operado por Promigas que transporta el gas hasta Cartagena. Canacol ha firmado un contrato take or pay a 10 años por 40 MMscfpd de gas con términos contractuales comparables a los contratos de ventas de gas actuales de la Corporación denominados en dólares americanos. Se ha contratado un banco para levantar $60 millones de dólares que requerirá el SPV para completar este gasoducto, por fuera de

Canacol. Mientras tanto, el SPV está adquiriendo todos los derechos de vías requeridos para el gasoducto, y está ofreciendo los principales contratos que incluyen tubulares y compresión. La Corporación espera que el gasoducto esté en operación el 1 de diciembre de 2017. La capacidad de los pozos actuales productores de la Corporación es de aproximadamente 195 Mmscfpd y la capacidad de las facilidades de procesamiento de gas de la Corporación es de aproximadamente 200 MMscfpd.

Canacol inició la perforación del pozo de exploración de gas Cañahuate-1 y del pozo de exploración de petróleo Pumara-1. El 24 de marzo de 2017 se inició la perforación del pozo de exploración Cañahuate 1 en el Contrato E&P Esperanza (participación operativa del 100%). El pozo Cañahuate 1 está ubicado aproximadamente 3 kms al norte de las facilidades de procesamiento de gas de la Corporación en Jobo y tiene como objetivo arenas productoras de gas en el reservorio productor probado Ciénaga de Oro. Durante los últimos 3 años, 6 de los 7 pozos de exploración perforados por la Corporación en sus bloques de gas, incluyendo el contrato Esperanza E&P, han resultado en  descubrimientos comerciales de gas. Se tomarán aproximadamente 6 semanas en perforar y probar el pozo Cañahuate 1.

Canacol también mantiene un amplio inventario de oportunidades de producción y exploración de crudo liviano listas para ser perforadas. El 31 de marzo de 2017, la Corporación iniciará la perforación del pozo de exploración Pumara 1 en el Contrato E&P LLA-23 (participación operativa del 100%). El pozo Pumara 1 está ubicado 3 kms al norte del campo

Labrador y tiene como objetivo reservorios productores de crudo liviano en los reservorios probados productores C7, Mirador, Gachetá y Ubaque. Durante los últimos 4 años, 5 de los 6 pozos de exploración perforados por la Corporación en el contrato LLA-23 han resultado en descubrimientos comerciales productores de crudo liviano. Se tomarán aproximadamente cinco semanas en perforar y probar el pozo Pumara 1, y de ser exitoso se pondrá enproducción permanente inmediatamente a través de las facilidades de procesamiento de crudo de la Corporación ubicadas en Pointer.

Con el programa de capital del 2017 que será fondeado por una combinación de capital de trabajo existente y flujo de caja, Canacol está bien posicionada para seguir creciendo su producción e ingresos a pesar de la incertidumbre y volatilidad asociada con los precios globales del petróleo, especialmente con una perspectiva global de “mayor tiempo con bajos precios de petróleo” en el cercano y mediano plazo. Es importante resaltar que aproximadamente el 90% de los ingresos por producción no están impactados por los precios globales de petróleo, y que la facilidad crediticia de la Corporación no está sujeta a re-determinación en caso de caída de los precios. Esta solidez financiera, unida a la trayectoria de perforación de exploración y comercialización de Canacol, ofrece una sólida plataforma que nos permitirá lograr el objetivo de producción de gas de 230 Mmscfpd al finalizar el 2018.

La Corporación espera publicar una actualización sobre el pozo de exploración Mono Capuchino 1 el 28 de Marzo de 2017 y sobre la guía para el 2017 durante la semana del 3 de abril del 2017”.

Durante el 2016, la Corporación obtuvo varios logros operacionales y financieros:

 La perforación y completamiento del pozo de exploración Oboe-1 y los resultados combinados de las pruebas por 66 MMscfpd en marzo de 2016.

 La terminación del gasoducto de Promigas y la actualización de la planta de gas Jobo de Promisol en abril de 2016, lo que le permitió a Canacol incrementar su producción de gas hasta 90 MMscfpd. La actual capacidad de procesamiento de gas de Canacol es de 200 MMscfpd.

 La perforación y completamiento del pozo de exploración Níspero-1 y el resultado de la prueba por 28 MMscfpd en agosto de 2016.

 La finalización de la primera y segunda fase de ofertas por colocación privada por 9,687,670 y 1,800,000 acciones ordinarias de la Corporación, respectivamente, emitidas a C$4.08 por acción ordinaria para un total de C$46.9 millones en agosto de 2016.

 La perforación y completamiento del pozo exploratorio Trombón-1 y el resultado de la prueba por 26 MMscfpd en octubre de 2016.

 La perforación y completamiento del pozo exploratorio Nelson-6 y el resultado de la prueba por 23 MMscfpd en noviembre de 2016.

 El inicio de un proyecto para un gasoducto privado en noviembre de 2016 que entregará 40 MMscfpd de nueva producción de gas a clientes nuevos y existentes ubicados en la costa Caribe en diciembre de 2017, incrementando la capacidad de transporte de la Corporación de sus actuales 90 MMscfpd a 130 MMscfpd al finalizar el proyecto.

 La ejecución del acuerdo con Promigas en noviembre de 2016 para expandir la actual red de distribución de gas utilizado por la Corporación para acomodar 100 MMscfpd de transporte y ventas de nuevo gas, incrementando la capacidad de transporte de la Corporación a 230 MMscfpd en diciembre de 2018.

 La perforación y completamiento del pozo de desarrollo Clarinete-3 y el resultado de la prueba por 18 MMscfpd en diciembre de 2016.

 El recompletamiento en la formación Porquero del pozo Nelson-5 y el resultado de la prueba por 13 MMscfpd en diciembre de 2016.

Aspectos a Destacar para los Tres Meses Terminados en diciembre 31 de 2016 (en miles de dólares de los Estados Unidos, a excepción de decirse lo contrario; la producción se expresa como participación en la explotación antes de regalías)

Los aspectos financieros, operacionales y de reservas a destacar de la Corporación incluyen:

 Los volúmenes de ventas contractuales realizadas aumentaron 96% a 18,310 boepd para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 frente a 9,359 boepd para el mismo periodo en el 2015. Este aumento se debe principalmente a un aumento en la producción de gas en los bloques Esperanza y VIM-5 como resultado de ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

 Los volúmenes promedio de producción diaria aumentaron 96% a 17,728 boepd para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 frente a 9,064 boepd para el mismo periodo en el 2015. Este aumento se debe principalmente a un aumento en la producción de gas en los bloques Esperanza y VIM-5 como resultado de ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

 Los fondos ajustados provenientes de operaciones para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 aumentaron 395% a $42 millones frente a $8.5 millones para el mismo periodo en 2015. Los fondos ajustados provenientes de operaciones incluyen el Contrato de Producción Incremental (el “CPI de Ecuador”) (ver

Informe de Discusión y Análisis de la Administración). Este aumento en los fondos ajustados provenientes de operaciones es principalmente el resultado de ventas adicionales relacionadas a la expansión del gasoducto de Promigas y el aumento en los precios globales del petróleo.

 Ingresos por petróleo y gas natural para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 aumentaron 141% a $42 millones frente a $17.4 millones para el mismo periodo en 2015. Los ingresos ajustados por petróleo y gas natural, incluyendo los ingresos relacionados con el CPI de Ecuador, para los tres meses terminados en diciembre 31 de 2016 aumentaron 93% a $47.9 millones frente a $24.9 millones para el mismo periodo en 2015.

Este aumento es principalmente el resultado de ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

 La ganancia promedio operacional corporativa “netback” para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 aumentó 9% a $24/boe frente a $21.96/boe para el mismo periodo en 2015. El netback operacional corporativo incluye los resultados del CPI de Ecuador.

 La Corporación registró una ganancia de $20.3 millones para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 a pesar del ajuste en el valor de los activos –no en efectivo- “impairment” por $37.3 millones, debido principalmente a la ejecución de sus estrategias de planificación tributaria que reduce significativamente el gasto en impuesto a la renta.

La Corporación reconoce una recuperación de impuesto a la renta por $6.3 millones y una recuperación de impuesto a la renta diferido por $42.3 millones durante los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2016 a pesar de sus $42 millones en fondos ajustados provenientes de operaciones.

 Los gastos de capital para los tres meses y para el año terminado el 31 de diciembre de 2016 fueron de $58.6 millones y $107.9 millones, respectivamente, mientras que los gastos de capital ajustados, los cuales incluyen los valores relacionados con el CPI de Ecuador, fueron de $59.7 millones y $110.2 millones, respectivamente.

A diciembre 31 de 2016, la Corporación tuvo $66.3 millones en efectivo y $62.1 millones en efectivo restringido.

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