A Petrominerales se le subió el costo de su operación

Petrominerales reportó en el primer trimestre del año un volumen de venta de petróleo producido de 22.129 barriles de petróleo diario y netback operacional de $61,44 por barril, que resultaró en un flujo de fondos operacional de $102,3 millones ($1,21 por acción básica), una disminución del 16% frente al trimestre anterior.

La variación en el flujo de fondos se debe principalmente a un menor volumen de ventas y mayores costos de operación y transporte. Las inversiones de capital de la compañía durante el primer trimestre fueron $81,9 millones, representando una importante disminución frente al cuarto y primer trimestre de 2012.

Según la dirección de Petrominerales, esto refleja el plan para ejecutar un programa de inversión más balanceado entre desarrollo y exploración, junto con la menor perforación de pozos de altos costos exploratorios durante el 2013.

"Expandimos nuestro negocio de comercialización de petróleo en Colombia como resultado de la reestructuración del oleoducto de Ocensa efectiva el 1ro de febrero de 2013", dicen los directivos de la compañía.

Para el resto de primer trimestre, la empresa  ganó $3,3 millones de flujo de caja operacional mediante la compra y reventa de petróleo de terceros, disponiendo de la capacidad no utilizada en los activos de infraestructura de oleoductos.

"Hemos contratado a TD Securities Inc. como asesores financieros en un proceso formal para buscar oportunidades de monetizar nuestros activos de infraestructura", afirma la compañía.

Estos activos consisten del 5% de la participación accionaria en Ocensa, los derechos de transporte por hasta 28. 750 bppd en el oleoducto de Ocensa, y la inversión en el OBC consistiendo de una participación accionaria del 9,65% y 11.580 bppd de capacidad de transporte.

Producción

Fuera de los altos costos de operación, la producción del primer trimestre de Petrominerales promedió 22.063 bppd, 12% ó 3.077 bppd menos que en el cuarto trimestre debido principalmente a:

• Una disminución del 13% ó 2.185 bppd en la producción desde los Llanos Profundos, debido principalmente a las declinaciones naturales;
• Una disminución del 13% o 514 bppd en la producción de Llanos Central debido principalmente a una producción que debió ser suspendida para trabajos de reacondicionamiento (435 bppd) combinado con declinaciones naturales, compensado parcialmente por la nueva producción del pozo Mantis-3;
• Una disminución en la producción en Orito de 591 bppd por la suspensión de una producción a causa de disturbios en el oleoducto, pozos a la espera de trabajos de reacondicionamiento y declinaciones naturales;
• Un incremento en la producción de Crudo Pesado de 246 bppd durante el trimestre por 46 días de pruebas en nuestro pozo horizontal Tatama a una tasa de 65 bppd;