Por Rocky Teodoro – 14 de agosto de 2023 (Rigzone)
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Frontera Energy Corporation reportó una utilidad neta de $80,2 millones, o $0,94 por acción, en el segundo trimestre, en comparación con una pérdida neta de $11,3 millones, o $0,13 por acción, en el trimestre anterior y una utilidad neta de $13,5 millones, o $0,14 por acción , en el segundo trimestre de 2022.
El ingreso neto del segundo trimestre de Frontera incluyó ingresos operativos de $ 55,6 millones, $ 14,3 millones de participación en los ingresos de los asociados, $ 17,0 millones de ganancias cambiarias y $ 1,5 millones en ingresos financieros, parcialmente compensados por $ 15,7 millones en gastos financieros y gastos de impuestos sobre la renta de $ 2,6 millones. , dijo la compañía en un comunicado de ganancias el jueves.
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La producción del segundo trimestre de la compañía promedió 42.049 barriles de petróleo equivalente por día (boepd), que consta de 24.051 barriles por día (bpd) de crudo pesado, 15.188 bpd de crudo ligero y mediano, 5,6 millones de pies cúbicos por día (MMcfpd) de gas natural convencional, y 1.823 boepd de líquidos de gas natural. La producción del trimestre aumentó en comparación con los 41.586 boepd del trimestre anterior y los 41.586 boepd del segundo trimestre de 2022.
El incremento en la producción trimestre a trimestre se debió principalmente a la exitosa perforación de desarrollo en los bloques Quifa y CPE-6 de Frontera, además de la puesta en marcha de las instalaciones de inyección en el bloque VIM-1, manifestó la empresa. La producción fue parcialmente compensada por disminuciones en la producción combinada de petróleo crudo liviano y mediano y gas natural convencional debido a declives naturales y el regreso de los bloques Neiva y Orito luego de la finalización de los contratos de producción de los bloques, que contribuyeron con aproximadamente 670 boepd, dijo Frontera. en el lanzamiento.
“Frontera continúa ejecutando de manera eficiente su plan financiero, operativo y estratégico para sus tres negocios principales”, dijo el presidente de Frontera, Gabriel de Alba. “En el negocio Upstream Onshore de Colombia y Ecuador de la compañía, la producción, los costos, el EBITDA operativo y el gasto de capital están dentro de los rangos de orientación para 2023 a $ 80 / bbl precios Brent promedio para el año”.
“En su negocio potencialmente transformador de Exploración en Guyana, Frontera y CGX Energy, su socio de empresa conjunta, descubrieron 210 pies de arenas con hidrocarburos en el horizonte de Santonian y 77 pies de petróleo ligero neto y crudo dulce mediano en los horizontes de Campanian y Maastrichtiano. en el pozo Wei-1, en la costa de Guyana”, continuó de Alba.
“En su negocio independiente y en crecimiento de Colombia Midstream, la compañía generó un EBITDA trimestralmente ajustado de $30,4 millones, un aumento del 8 por ciento con respecto al trimestre anterior. Posterior al trimestre, Puerto Bahía, celebró un acuerdo con la subsidiaria de Ecopetrol, Refinería de Cartagena SAS, para conectar la terminal de líquidos Puerto Bahía de Frontera a la Refinería de Cartagena. La conexión se basa en el impulso de los crecientes volúmenes de terminales de líquidos de Puerto Bahía y el refinanciamiento exitoso a principios de este año a medida que la Compañía fortalece aún más su negocio independiente de midstream”, concluyó de Alba.
“Frontera demostró resultados positivos en el segundo trimestre”, dijo el director ejecutivo de Frontera, Orlando Cabrales. “Aumentamos la producción diaria promedio en un uno por ciento a 42 049 boe/d para el trimestre, ya que recuperamos con éxito la producción en línea después de los bloqueos de carreteras que ocurrieron durante el primer trimestre. y aumentamos la capacidad de manejo de agua en Quifa y CPE-6 donde la producción mejoró 8.4 por ciento También aumentamos la producción de líquidos de gas natural en un 41 por ciento a 1,823 boe/d a través de una mayor reinyección de gas en VIM-1. producción récord en CPE-6 de 6.177 bbl/d”.
“Nuestra posición de efectivo total, incluido el efectivo restringido a partir del segundo trimestre, aumentó a $ 214 millones, mientras que invertimos aproximadamente $ 155 millones en gastos de capital principalmente para perforar 19 pozos de desarrollo en Quifa, CPE-6 y Cubiro, mejorar las líneas de flujo, construir un tanque de almacenamiento y otras instalaciones para duplicar la capacidad de manejo de agua en CPE-6, perforar dos pozos de exploración en Colombia y completar las actividades de perforación de exploración Wei-1. Continuamos administrando de manera proactiva nuestros inventarios en Colombia, vendiendo aproximadamente el 20 por ciento de los inventarios totales en un entorno de diferenciales mejorados. Por último, la Compañía permanece atenta a los costos, con un peso colombiano más fuerte en lo que va del año que afecta nuestros costos domésticos, hemos cubierto el 40 por ciento de nuestra base de costos denominada en pesos colombianos para ayudar a proteger nuestro resultado final”, agregó Cabrales.
“Es importante destacar que, durante el trimestre, publicamos nuestro Informe de sustentabilidad anual, que destaca las inversiones en 218 proyectos que benefician a más de 73 100 personas en Colombia, Ecuador y Perú, y nuestro éxito en compensar el 52 % de nuestras emisiones de gases de efecto invernadero, reduciendo el consumo de agua en nuestras operaciones en un 15 por ciento y logrando el mejor desempeño en salud y seguridad en la historia de Frontera”, concluyó Cabrales.
Acuerdo de empresa conjunta modificado
Mientras tanto, luego de la finalización de las operaciones de perforación del pozo Wei-1 en el bloque Corentyne en la costa de Guyana, Frontera y el socio de la empresa conjunta CGX modificaron su Acuerdo de Operación Conjunta (JOA, por sus siglas en inglés) en el bloque Corentyne para cubrir los costos adicionales inesperados del Wei-1. 1 debido a demoras asociadas con la liberación tardía de la plataforma por parte de un tercero, los costos asociados con una herramienta de muestreo perdida y la perforación del pozo de derivación, según comunicados separados de las dos compañías.
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Como parte del Acuerdo de Modificación de JOA, CGX transferirá el 4,7 por ciento de su participación en el bloque Corentyne a Frontera a cambio de que Frontera financie la parte pendiente adicional esperada de CGX de los costos del Joint Venture asociados con el pozo Wei-1 por hasta $16,5 millones. . Como resultado del Acuerdo de Modificación de JOA, si CGX transfiere la participación total del 4,7 por ciento y no se reasigna, Frontera tendrá una participación del 72,7 por ciento y CGX tendrá una participación del 27,3 por ciento en el bloque Corentyne, según el lanzamiento de Frontera.
Las transacciones contempladas por el Acuerdo de Modificación de JOA siguen sujetas a aprobaciones regulatorias, incluida la aprobación de TSX Venture Exchange, según ambos comunicados.
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